PROYECTO FINAL PRODUCCIÓN PETROLERA ESTUDIANTES: Erwin Leonel Martinez Ortega María Celeste Villca Mamani DOCENTE: Ing. Zoraide Edith Lorena FECHA: 23/12/2020 INDICE 1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................... 1 2. DESARROLLO .............................................................................................................................. 2 2.1. DATOS DEL POZO............................................................................................................... 2 2.1.1. DATOS DEL POZO SÁBALO X-2 .............................................................................. 2 2.1.2. HISTOR0IAL ................................................................................................................. 2 2.1.3. UBICACIÓN................................................................................................................... 3 2.2. ESTRUCTURA GEOLÓGICA ............................................................................................ 4 2.3. DISEÑO DEL POZO ............................................................................................................. 5 2.3.1. EQUIPO DE PERFORACIÓN ..................................................................................... 5 2.3.2. FASES DE PERFORACIÓN Y CAÑERÍAS............................................................... 5 2.3.3. AGUJEROS DESVIADOS (Side Track) ..................................................................... 6 2.3.4. ESTRATIGRAFIA ATRAVESADA ............................................................................ 6 2.3.5. PRUEBAS DE FORMACIÓN ...................................................................................... 7 2.4. COMPLETACIÓN DEL POZO ......................................................................................... 10 2.4.1. PRUEBA DE PRODUCCIÓN .................................................................................... 10 2.4.2. OPERACIÓN DE CAÑONEO.................................................................................... 10 2.4.3. HERRAMIENTAS DE FONDO DE POZO .............................................................. 12 2.4.4. EQUIPOS CABEZA DE POZO ................................................................................. 15 2.5. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN .................................................................................. 15 3. CONCLUSIÓN ............................................................................................................................. 16 4. BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................... 16 1. INTRODUCCIÓN Los hidrocarburos son compuestos que están formados por carbonos e hidrógenos así formando sustancias con altas capacidades energéticas y requeridas en el mercado, por lo cual se necesita transportar los hidrocarburos del yacimiento a la superficie para su tratamiento respectivo para su comercialización. Los hidrocarburos para su comercialización se necesitan saber cuánto de hidrocarburos se encuentran en el reservorio, de esa manera si es rentable llegar a producir, explotar o no el reservorio. Luego de saber su rentabilidad tenemos que hacer una proyección del ciclo de vida del reservorio, esto es necesario para poder cerrar contratos con empresas o países que hagan uso de los hidrocarburos, si no se hace esta proyección de la explotación del hidrocarburo se pueden cerrar contratos con ventas de hidrocarburos que sobre pasen nuestros yacimientos, y llegar a incumplir contratos y generar pérdidas, además multas que vienen por incumplimiento por esa misma razón se hace la proyección del reservorio para saber si nuestros yacimientos cumplen con la producción en un determinado tiempo y así satisfacer la demanda, generar ingresos sin perdidas ni incumplimientos. Para la determinada proyección se necesita saber las características que influyen en la producción de los hidrocarburos como el flujo de la producción, la presión del reservorio, presión en el fondo del pozo, y diferentes factores que disminuyen la producción de hidrocarburos. En la proyección utilizaremos el método de suavización exponencial, el proceso para determinar la proyección por este método se utiliza el pronóstico del periodo anterior sumándole la multiplicación. 1 2. DESARROLLO 2.1.DATOS DEL POZO 2.1.1. DATOS DEL POZO SÁBALO X-2 POZO Sábalo N°2 (SBL-X2) BLOQUE San Antonio Petrobras Bolivia S.A. (operador) 35% SOCIEDAD Empresa Petrolera Andina S.A. 50% TOTALFINAELF 15% CUENCA Subandino Sur PAÍS Bolivia ESTRUCTURA Anticlinal de San Antonio ÁREA Serranía de San Antonio UBICACIÓN GEOGRÁFICA Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco X= 430.935,67 m Y= 7.640,912 m COORDENADAS UTM Zt= 892,30 msnm Zr= 901,30 msnm 5.450,00 m (MD) PROFUNDIDAD FINAL PROGRAMADA 5,429,6 m (TVD) -4.561,000 msnm 5.264 m (MD) PROFUNDIDAD FINAL ALCANZADA 5.194,66 m(TVD) -4.216,61 msnm Reservorios Devónicos de las Formaciones OBJETIVOS PRINCIPALES Huamampampa (H2, H3, H4), Icla (I1, I2) y Santa Rosa (SR1) 2.1.2. HISTOR0IAL El pozo sábalo X-2 fue perforado el 10 de septiembre de 2000 con la finalidad de confirmar la extensión sur del reservorio de gas sábalo y con este pozo investigar las remanentes de reservorio en las formaciones Icla y Santa Rosa. Se planifico una prueba de formación del agujero abierto, que cubriría un intervalo 4166 a 4350 mts para la evaluación de la sección superior de la arenisca Icla antes de continuar la perforación. 2 El principal propósito de este DST era confirmar los fluidos del reservorio y los parámetros de la productividad a esa profundidad, el zapato de la cañería de 9 5/8 fue anclado a 41660 mts. La perforación de pozo exploratorio SBL-X2 debería confirmar los siguientes parámetros encontrados por el pozo por el pozo sábalo X-1 un seguido DST a agujero abierto que cubría las formaciones Icla 2 y H3, H4 secciones repetidas tenían una producción de 1292000 m3 estándar de gas por día, 216 barriles a 52 API de condensado por día y un análisis AoF de 4,63 MMSCF/D. La litología para 4660 fue: lutita: gris oscuro, gris oscuro medio y menor gris negruzco, su bloque, compacta, dura a muy dura, fractura irregular no calcárea, lustre sedoso y parte micro micácea. 2.1.3. UBICACIÓN El pozo sábalo X-2 está ubicado en departamento de Tarija, entre las provincias de O’Connor y Gran Chaco, bloque Antonio. Como muestra la imagen satelital a continuación: Zona: sub andina: Coordenadas x= 430935,67 y= 7640912,3 3 2.2.ESTRUCTURA GEOLÓGICA Con el procesamiento de las líneas sísmicas antiguas y la incorporación de nuevas líneas adquiridas, se mejora sustancialmente la información obtenida, lo que permite también mejorar la interpretación estructural de este pliegue, de ello resulta un tercer modelo alternativo bastante semejante al anterior en su concepción general, una de las diferencias fundamentales de este modelo, está en el papel de la falla Itaguazuti de convertirse de un simple back thrust a una falla 4 plegada, otro rasgo importante a resaltar en este modelo es la falla inversa Yaguacua con despegue en la base de la Fm. Kirusilla, falla que en este caso viene a constituirse en la causante de la estructuración del anticlinal de Sábalo 2.3.DISEÑO DEL POZO 2.3.1. EQUIPO DE PERFORACIÓN Empresa de Servicio : PRIDE INTERNACIONAL BOLIVIA. Equipo : PI 320 (OIL WELL-VILLARES E 2000) 2.3.2. FASES DE PERFORACIÓN Y CAÑERÍAS PROGRAMADO Intervalo (m) REALIZADO Diámetro Diámetro agujero Cañería (trépano) (Pulg.) Perforado Intervalo (m) Cañería Diámetro Longitud Diámetro Agujer24o (m) Cañería (Pulg36.) 0-5 (Pulg.) 40 0 – 17.5 42 17.5 40.0 5 – 60 36 30 17.5 – 72.2 36 72.2 30.0 60 – 1185 24 20 72.2 – 1293 24 1289.5 20.0 1185 – 3220 17 ½ 13 3/8 1293 – 2118 17 ½ 2111.8 16.0 3220 – 4330 12 ½ 9 5/8 2118 – 2705 10 5/8 - - 2604 – 3300 10 5/8 3283.8 13 3/8 - 3300 – 4199 12 ¼ 4165.4 9 5/8 7 4199 – 4695 8½ 4694 7.0 4695 – 5264* 6 1/8 4849 5.0 4330 – 4820 8½ 4820 - 5450 6 1/8 Tabla: Fases de perforación y cañerías usadas en el pozo SBL-X2 5 2.3.3. AGUJEROS DESVIADOS (Side Track) Se perforó con trépano 10 5/8” y un ensanchador de 17” hasta 2705 m, se intentó continuar perforando sin lograr avance. Sacaron la herramienta hasta superficie sin recuperar el trepano ni parte del Near Bit. Luego de varios intentos de recuperarla, se abandonó la pesca (Trepano 0.35 m). Posteriormente se colocó un tapón de cemento que fue perforado luego para abrir una ventana en agujero abierto, con KOP en 2604 m, continuando con la perforación. 2.3.4. ESTRATIGRAFIA ATRAVESADA La secuencia estratigráfica que ha sido investigada, con la perforación del Pozo SBL-X2, se inicia en sedimentitos del Sistema Carbonífero, en la zona basal del Grupo Macharetí (Formación Tarija), continua con los reservorios gasíferos del Sistema Devónico y finaliza en las intercalaciones areno-peliticas de la Formación Tarabuco-Kirusillas de edad Silúrica SISTEMA Carbonífero GRUPO Mandiyuti BASE COTA (M) (M) (M+/NM) Plan. 426 901.30 426 506 475.44 80 Itacuami 506 668 396.80 162 Tupambi 668 1212.5 233.68 544.5 Itacua 1212.5 1262.5 -309.31 50 Iq./Los Monos 1262.5 1823 -359.17 737.5 FORMACIÓN RESERVORIO ATA. (M) Escarpment Tarija/Chorro Ar. Miller Devónico ESP. TOPE Falla A 1823 -917.78 Los Monos 177 Falla 1 A 2000 -1094.54 Los Monos 1225 Falla B 3280 -2379.57 Los Monos 3280 3761 -2379.57 481 Huamampampa 3761 4109 -2844.19 348 3761 3843 -2844.19 73 H2 3957 -2913.36 123 H3 4005 -3028.31 48 H0-H1 6 H4 4109 -3073.13 104 4680.5 -3170.82 498.5 I1 4171 -3170.82 I2 4434 -3229.29 Icla Lower 4680.5 -3476.73 5221 -3716.20 540.5 SR1 4882 -3716.20 201.5 SR2 5021 -3888.82 339 Icla Santa Rosa Falla C 263 246.5 -4012.26 Santa Rosa Siluriano 62 5221 200 Tarabuco/Kl. -4181.94 PF -4216.61 2.3.5. PRUEBAS DE FORMACIÓN PRUEBA DST-1 Periodo: 15 al 27 de Julio, 2001 Agujero abierto: 8 1/2”, Intervalo: 4165.4 a 4500m Formación: Icla, I2 Los parámetros que se obtuvieron mediante esta prueba, no tienen un rango de investigación profundo y se localizan en las cercanías de la pared del pozo. La permeabilidad efectiva del flujo de gas es de 0.8 mD. El reservorio es altamente heterogéneo. La presión inicial del reservorio es de 4,376.02 psia a 4,049.3 m. (TVD). La comparación con otras pruebas de presión en el bloque San Antonio, muestran un gradiente de presión estática de 0.40 psi/m. La temperatura más alta obtenida durante la prueba fue 244.3 ºF a 4,107 m. (TVD). No hubo daño mecánico a Formación. PRUEBA DST-2 Periodo: 08 al 24 de septiembre 2001 Agujero abierto: 6 1/8”, Intervalo: 4700 a 5264m 7 Formación: Santa Rosa, SR1 y SR2 y Formación Tarabuco-Kirusillas. La presión inicial del reservorio, tomada desde el tercer periodo de crecimiento y asumiendo un modelo de penetración parcial es de 534.34 Kgf/cm2 (7,615 psia) a 4551m (TVD) o –3682 (TVD-SS) esta presión sigue el mismo patrón de otras presiones registradas en los Pozos SBL-X1 y SBL-X2. El gradiente de presión estática definido por estas presiones es 0.41 psi/m. La máxima temperatura registrada fue 131.4 ºC (268.5 ºF) a la misma profundidad. La permeabilidad efectiva del gas es 0.29 mD. (Modelo de penetración parcial) cercana al pozo, no se detectó daño mecánico a la Formación. El reservorio presenta heterogeneidad y aumenta la transmisibilidad en dirección al reservorio. El gas producido tiene una densidad de 0.628 (aire =1) y el condensado varia de 47.9 a 49.9 API el agua presenta una salinidad de 16,500 mg/l Ca++=143 mg/l, Mg++= 17mg/l y PH =7.7 (Choke 36/64”). Tres muestras superficiales de gas fueron analizadas mostrando un promedio de C1 contenido de 90.97% y 3.90% de CO2 la riqueza del gas (C3+) es baja con relación a otras obtenidas en la Formación Santa Rosa en el campo San Alberto. La relación Condensado Gas producido esta en el orden de 19.9 m3/MMm3 (3.6bbl /MMft3) Choke 36/64” también baja con relación al Campo san Alberto. El BSW varia de 66.3 a 73.4% durante el segundo periodo de flujo, en ambas la salinidad del agua y BSW son mayores a los valores esperados con el vapor de agua en un equilibrio termodinámico con el gas. Esto basado en la experiencia local y la correlación y estimación empírica de Buracek’s. Para identificar las zonas de producción de agua se corrió una PLT, pero la herramienta fue detenida en el agujero abierto a 4812 m. y 4824 m. respectivamente. No se detectó H2S, el análisis de tres muestras separadas realizado en la planta San Alberto muestra que el CO2 está en una cantidad de 3.873 a 3.925%. PRUEBA DST-3 8 Periodo: 03 al 20 de octubre 2001 Intervalo: 4682 – 4697 Tramos baleados liner 7”: 4691-4697m, 4688-4691m y 4682-4685m. Intervalo: 4791.017 –4849 m Tramos ranurado liner 5”: 4836.11-4751.48m y 4739.90- 4791.017m Formación: Santa Rosa, SR1 Adoptando el modelo de reservorio de doble porosidad, la presión inicial del reservorio fue estimada en 535.42 Kgf/cm2 (7,630.11 psia) a MD=4,606.3 m TVD=4,537.8 m o 3,668.8 m ss. La temperatura máxima registrada fue 127.4 ºC (261.3 ºF) a la misma profundidad, sin embargo, se obtuvo una permeabilidad efectiva de gas de 0.7 mD., factor mecánico S=3.1 y factor de turbulencia D= 2.03X10-6 (m3/d)-1. El gas producido tiene un promedio de densidad de 0.625 (aire=1) y el condensado varia de 46.7 a 48.6 API. El resultado del análisis superficial de las 4 muestras, realizado durante la prueba DST-3 da como resultado una concentración diferente de CO2 respecto a la obtenida en la DST-2. se observó un valor promedio de CO2 de 4.2% comparado con 3.9% de CO2 en la DST-2. Este incremento de % molar de CO2 aparentemente puede provenir del intervalo 4682 a 4697m perforado solo en la DST-3, sin embargo, estos valores son una pequeña diferencia para sustentar esta conclusión. El rango de valores de agua está acorde a los valores esperados por la condensación de los vapores de agua en equilibrio termodinámico con el gas. Esto está basado en la experiencia local y la correlación de estimación empírica de Buracek’s. 9 El servicio PLT programado para determinar la contribución de las diferentes zonas fue abortado debido a una obstrucción en el cojinete. No se detectó H2S, el análisis de cuatro muestras separadas de gas en la Planta San Alberto, mostró que el CO2 es aproximadamente 4.2%. 2.4.COMPLETACIÓN DEL POZO La etapa de terminación se inició el 20 octubre del 2001. El pozo fue terminado como un pozo productor de gas de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. La tubería de producción es un arreglo telescópico de 7”, 5 ½” & 4 ½” con dos packer hidráulicos de7” y uno de 9 ¾” corridos para poder producir el pozo selectivamente o en producción conjunta. Junto con el arreglo fueron bajados un mandril con dos sensores permanentes de presión y temperatura colocados sobre el packer de 9 ¾”. El equipo fue liberado el 1 de diciembre del 2001 luego de 43 días de operación. El pozo SBL-X2, posee una terminación abierta Simple 2.4.1. PRUEBA DE PRODUCCIÓN Una vez corrida la terminación, se utilizó coiled tubing y nitrógeno para poder arrancar el pozo, inducirlo a fluir y realizar un periodo de limpieza y una prueba de producción para evaluar el desempeño de las 3 formaciones produciendo conjuntamente. Después de cerrar la camisa deslizable de Huamampampa el pozo fluyo solo con de Icla y Santa Rosa. Estas zonas produjeron 1, 005,500 m3/día y 480 BPD de 51 API de condensado, con WHP=3,127 psi con un Choke 48/64. El CGR fue de 13.5 bbl/MMscf. 2.4.2. OPERACIÓN DE CAÑONEO La sarta de TCP para el cañoneo para la formación Huamampampa utilizada fue la siguiente: Bottom nose, 137.5 m de cañones TCP con OD de 7”, 9 balas/pies, cargas Powerjet 4505 HMX, 33.2 m de 7” de espaciadores, dos firing heads redundantes (HDF-DA / HDF-DA), tres sub de circulación, dos x-overs, tres juntas 2 7/8”, sub con marcadores radioactivos, tuberías de producción. 10 El intervalo cañoneado fue el siguiente: • 3,832 – 3,872 m (40 m – H2A) • 3,898 – 3,908.5 m (10.5 m – H2A) • 3,917 – 3,928 m (11 m - H2A) • 3,957 – 3,966 m (9 m – H3) • 3,969 – 3,989 m (20 m – H3) • 3,005 – 3,052 m (47 m – H4) La sarta de TCP para el cañoneo adicional para Huamampampa utilizada fue la siguiente: Bottom nose, 21.16 m de cañones TCP con OD de 4½”, 9 balas/pies, cargas Powerjet 4505 HMX de alta penetración, espaciadores de seguridad, dos firing heads redundantes (HDF-DA / HDF-DA), x-over, una junta de 3 ½” DP, válvula SHRT-T con disco de rotura interna, válvula TFTV-F sin flapper, sub con marcadores radioactivos. El intervalo adicional cañoneado fue en 4,052 – 4,071 m (19 m – H4) La sarta de TCP de 4 ½” para el cañoneo para la formación Icla utilizada fue la siguiente: Bottom nose, 205.2 m de cañones TCP con OD de 4½”, 5 balas/pies, Power jet 4505 HMX cargas de alta penetración, junta de seguridad, cabeza redundante de disparo (HDF-DA / HDFDA), x-over, una junta de 3 ½” DP, SHRT-T válvula SHRTT con disco de rotura interna, válvula TFTV-F sin flapper, sub con marcadores radioactivos. 11 2.4.3. HERRAMIENTAS DE FONDO DE POZO El arreglo final de terminación esta descrito a continuación: 12 13 ESQUEMA DEL POZO SBL-X2 14 2.4.4. EQUIPOS CABEZA DE POZO La configuración actual instalada en el SBL-X2 es la siguiente: • Casing head MMA 13 5/8” – 5,000 psi x 13 5/8” – 10,000 psi con sellos secundarios para casing 9 5/8”. • Adaptador Hidráulico MMA 13 5/8” – 10,000 psi x 7 1/16” – 10,000 psi, con pase para la salida de la línea de control hidráulica de ¼” para la subsurface safety valve y otra salida de 11 mm x 11 mm del cable eléctrico de los PDG. • Bloque del árbol de navidad MMA 7 1/16” – 10,000 psi, válvula maestra inferior y swab valve operadas con manivelas, una válvula maestra superior con adaptador hidráulico MMA con indicador externo de posición. • Dos válvulas laterales MMA 7 1/16” – 10,000 psi (ID 6 3/8”) siendo una manual y la otra con actuador neumático MMA con indicador de posición, puntos de inyección de glicol y de inhibidor de corrosión, con válvula de retención y válvula aguja en cada punto de inyección • Cap tree 7 1/16” – 10,000 psi. • Choke Master Flo model P4 - 7 1/16” – 10,000 psi inlet x 7 1/16” – 3,000 psi outlet, sellos de teflón vástago de carburo de tungsteno, con máxima abertura de 198/64”. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PRONÓSTICO25000 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Prod. Gas Nat. 4 10 11 11 12 13 13 14 14 16 19 19 19 16 14 Prod. Líquidos 491122128133142149147154155174197185177147121 20 23 Pronostico Gas Nat. 13, 13, 10, 8,8 7,4 6,1 5,1 4,3 3,4 Pronostico Liquidos 126115857694551447368308244 15 20000 15000 10000 5000 0 MMm3/D 20 15 10 5 0 BPD 2.5. 3. CONCLUSIÓN La producción de hidrocarburos depende de muchos factores no solo de los factores que se encuentran en el reservorio, también depende de los factores con relación a equipo y herramientas, un pequeño error o mala decisión afecta a rentabilidad económica, los mas importante en un proyecto petrolero siempre es la rentabilidad económica, por la cantidad de dinero a invertir. Con la declinación de la presión por la liberación realizada al explotar el hidrocarburo afecta a la producción, en determina etapa será necesario implementar algún método de producción artificial. La sobreexplotación en Bolivia se debe a la poca cantidad de exploración de reservas, por esa misma razón podemos ves declinaciones de varios campos de hidrocarburos. El pozo sábalo x-2 muestra una declinación productiva a partir del año 2015, según la proyección hecha en el año 2025 la producción de este pozo será muy baja de unos 2441 BPD de petróleo Y 3,48 MMm3/D DE Gas. 4. BIBLIOGRAFÍA PETROBRAS, (2008). Plan de Desarrollo Campo Sábalo, UN--BOL // E&P // SAN YPFB, Julio (2002). Informe Mensual, Exploración en el bloque San Antonio. Vicepresidencia de negociaciones internacionales y contrato 16