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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS FACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERÍA PETROLERA
CAMPO PATUJUSAL Grupo “1” Integrantes: Calla Morales Ivar Bruno Calle Hunza Juan Carlos Lavayen Illanes Juan Sebastian Mamani Condori Nelia Quispe Copa Miriam
Docente: DOC. M. Sc. ING. Sergio Eddy Viscarra Ortuño
La Paz, Agosto 2017
CAPITULO I 1.1.
INTRODUCCIÓN
El presente documento constituye el plan de trabajo y presupuesto a desarrollarse para la gestión 2015 para el campo Patujusal, actualmente adjudicado mediante contacto de operación a YPFB chaso SA los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser estas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica por menorizada y los montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado. 1.2 ANTECEDENTES El campo Patujusal se encuentra a 120 kilómetros al noroeste de la ciudad de santa cruz, en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz. Fue descubierto por YPFB en el año 1993, con la perforación PJS-X1. El campo ha sido descubierto y desarrollado por YPFB entre 1993 a abril del 1997. Durante este periodo se perforaron 12 pozos: 7 verticales y 5 dirigidos. Como resultado de la sísmica 3D realizada el año 2000 en el bloque de Santa Rosa Monos Araña 1, se perforaron en el área sur-este del campo tres pozos horizontales PJS-12H, PJS-14H Y PJS-15H y dos dirigidos PJS-16D, PSJ-18D.
1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivo General Calcular y analizar las propiedades de los fluidos (gas y petróleo) del campo Patujusal con los datos proporcionados y datos adicionales obtenidos por investigación, para asi también definir el posterior tratamiento de estos. 1.3.2 Objetivos Específicos -
Calcular propiedades físicas de los fluidos del reservorio a partir de la composición obtenida en cromatografía.
-
Calcular el contenido de agua por cada millón de pies cúbicos normales, poder calorífico, índice Woobe y el rendimiento del gas de este campo.
-
Graficar las curvas de punto de burbuja, punto de rocío y con estas obtener la envolvente de fases de la mezcla de hidrocarburos contenida en el yacimiento.
-
Analizar el historial del campo (producción, proyectos de recuperación, agotamiento del yacimiento).
CAPITULO II 2.1 MARCO TEÓRICO 2.1.1 Cromatografía de Pozo 2.1.1.1 Definiciones, propiedades físicas - Peso molecular aparente: Una de las principales propiedades del gas que es frecuentemente de interés para los ingenieros es el peso molecular aparente. Si yi representa la fracción molar del componente “i” de la mezcla de gas, el peso molecular aparente se define a partir del peso molecular individual de los componentes de la mezcla matemáticamente por la siguiente ecuación: n
M a yi M i i 1
Donde: Ma = peso molecular aparente de una mezcla de gas Mi = peso molecular del componente “i” de la mezcla yi = fracción molar del componente “i” de la mezcla - Gravedad específica: Se define como la relación de la densidad del gas a la densidad del aire. Ambas densidades se miden o expresan a la misma presión y temperatura. Normalmente la presión estándar Psc y la temperatura estándar Tsc se usan al definir la gravedad específica del gas:
g
g aire
Asumiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas como del aire se describe por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede entonces expresarse como:
M p sc M aM
a a g RT sc g M aire 28.96
p sc M aire RT sc
Donde : γg = gravedad específica del gas ρaire = densidad del aire Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96 Ma = peso molecular aparente del gas Psc = presión estándar, psia Tsc = temperatura estándar, °R - Factor de compresibilidad “z”: Es una cantidad adimensional y se define como la relación del volumen real de n-moles de gas a T y p al volumen ideal del mismo número de moles a la misma T y p:
z
Vreal V Videal (nRT ) / p
Estudios de los factores de compresibilidad del gas natural de varias composiciones han mostrado que los factores de compresibilidad pueden generalizarse con suficiente exactitud para la mayoría de los propósitos de ingeniería cuando son expresados en términos de las dos siguientes propiedades adimensionales:
Presión seudo reducida
Temperatura seudo reducida
Estos términos adimensionales se definen por las siguientes expresiones:
p pr
p p pc
T pr
T T pc
Donde: p = presión del sistema, psia ppr = presión seudo-reducida, adimensional T = Temperatura del sistema, °R Tpr = Temperatura seudo-reducida, adimensional
ppc, Tpc = Presión y Temperatura seudo-críticas, respectivamente, y definidas por las siguientes relaciones:
p pc yi pci i 1
T pc yi Tci i 1
Debe destacarse que estas propiedades seudo críticas, como, p pc y Tpc, no representan las propiedades críticas reales de la mezcla de gas. Estas seudo propiedades se usan como parámetros de correlación en la generación de propiedades del gas. Basados en el concepto de propiedades seudo reducidas, Standing y Katz (1942) presentaron un gráfico generalizado del factor de compresibilidad del gas. El gráfico representa factores de compresibilidad de gas natural dulce como función de p pr y Tpr. Este gráfico es generalmente confiable para gas natural con menor cantidad de no hidrocarburos. Es una de las correlaciones más ampliamente aceptadas en la industria de petróleo y gas. - Factor volumétrico: El Factor Volumétrico de Formación del Gas se usa para relacionar el volumen del gas, medido a condiciones de reservorio, al volumen del gas medido a condiciones estándar, o sea 60 oF y 14.7 psia. Esta propiedad del gas es entonces definida como el volumen real ocupado por una cierta cantidad de gas a una presión y temperatura específicas, dividido por el volumen ocupado por la misma cantidad del gas a condiciones estándar. En forma de ecuación, la relación se expresa como:
Bg
V p ,T Vsc
Donde: Bg = Factor volumétrico de formación del gas, ft3/scf Vp,T = Volumen del gas a la presión p y temperatura T, ft3 Vsc = Volumen del gas a condiciones estándar, scf
Aplicando la ecuación de estado de los gases reales, y sustituyendo por el volumen V, nos da: znRT p zT p Bg sc z sc nRT sc Tsc pz sc p sc
Donde: zsc = Factor z a condiciones estándar (= 1.0) psc, Tsc = Presión y temperatura estándar Asumiendo que las condiciones estándar se representan por p sc = 14.7 psia y Tsc = 520 oR,
la expresión anterior se puede reducir a la siguiente relación: Bg 0.02827
zT p
Donde: Bg = Factor volumétrico de formación del gas, ft3/scf z = Factor de compresibilidad del gas T = Temperatura, °R En otras unidades de campo, el factor volumétrico de formación del gas puede expresarse en bbl/scf, para dar: zT p - Compresibilidad: El conocimiento de la variabilidad de la compresibilidad de los fluidos Bg 0.005035
con la presión y la temperatura es esencial al efectuar varios cálculos de ingeniería de reservorios. Para una fase líquida, la compresibilidad es pequeña y usualmente se asume que es constante. Para una fase gaseosa, la compresibilidad no es pequeña ni constante. Por definición, la compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en volumen por unidad de volumen para un cambio unitario en la presión a temperatura constante, o, en forma de ecuación: cg
1 V V p
T
Donde: cg = compresibilidad isotérmica del gas, 1/psi. De la ecuación de estado de los gases reales: V
nRTz p
Diferenciando la anterior ecuación con respecto a la presión a una temperatura constante T nos da:
1 z z nRTz 1 dz V nRT 2 p z dp p T p P p
1 p
Substituyendo en la Ecuación 5.45 produce la siguiente relación generalizada: cg
1 1 z p z p T
Para un gas ideal, z = 1 y (∂z/∂p)T = 0, por lo tanto: cg
1 p
Debe destacarse que la Ecuación 5.47 es útil para determinar el orden esperado de magnitud de la compresibilidad isotérmica del gas. La Ecuación puede expresarse convenientemente en términos de la presión pseudo crítica y presión pseudo reducida simplemente reemplazando p con (ppc ppr), ya que:
p pr
p p pc
De donde p p pc p pr con lo que la ecuación se convierte en:
cg
1 1 z p pr p pc z ( p pr p pc ) T pr
Y multiplicando esta ecuación por ppc resulta:
c g p pc c pr
1 1 z p pr z p pr Tpr
Puesto que:
c pr
cg c pc
cg c g p pc 1 p pc
El término cpr se conoce como la compresibilidad isotérmica seudo-reducida y se define por la relación: cpr = cgppc Donde: cpr =compresibilidad isotérmica seudo-reducida cg = compresibilidad isotérmica del gas, psi
1
ppc = presión seudo-crítica, psi Los valores de (∂z/∂ppr)Tpr pueden calcularse de la pendiente de T pr isotérmica en la gráfica del factor z de Standing y Katz. -Densidad: Se define como la masa por unidad de volumen de la sustancia, la ecuación: m pV RT M
Donde: m = masa del gas, lb M = peso molecular, lb/lb-mol Puede reordenarse para estimar la densidad del gas a cualquier presión y temperatura:
g
m pM V RT
Donde: ρg = densidad del gas, lb/ft3 Debe resaltarse que lb se refiere a lbs masa en cualquiera de las posteriores discusiones de densidad
- Viscosidad: La viscosidad del gas es la medida de la fricción interna del fluido o resistencia al flujo que afecta a la caída de presión por influjo del reservorio al agujero del pozo y a lo largo de las instalaciones. Si la fricción entre capas del fluido es pequeña, o sea, baja viscosidad, una fuerza distribuida aplicada resultará en un gradiente de velocidad grande. Mientras la viscosidad aumenta, cada capa del fluido ejerce una mayor fricción de arrastre en las capas adyacentes y el gradiente de velocidad decrece. La viscosidad de un fluido generalmente se define como la relación de la fuerza distribuida por unidad de área al gradiente de viscosidad local. Las viscosidades se expresan en términos de poises, centi-poises o micro-poises. Un poise es igual a la viscosidad de 1 dina-seg/cm2 y puede ser convertido a otras unidades de campo por las siguientes relaciones: 1 poise = 100 centipoises = 1 x106 micropoises = 6.72 x102 lb mass/ft-sec = 2.09 x103 lb-sec/ft2 La viscosidad del gas comúnmente no se mide en laboratorio porque puede estimarse con precisión de correlaciones empíricas. Como todas las propiedades intensivas, la viscosidad del gas natural es descrita completamente por la siguiente función: μg = f(p,T,yi) Donde: μg = viscosidad de la fase gas. La relación anterior simplemente establece que la viscosidad es una función de la presión, temperatura, y composición. Varias de las correlaciones para la viscosidad del gas ampliamente usadas pueden ser vistas como modificaciones de la expresión anterior 2.1.2 Cromatografia de Campo - Contenido de agua: El gas natural y condensados asociados se producen en los pozos en condiciones de equilibrio tales que está saturada con agua, esta agua debe ser retirada para poder enviar el gas por los gasoductos a lo largo de la cadena de suministro
del gas, para cumplir especificaciones de productos líquidos y para optimizar la recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN). La deshidratación es el proceso para retirar el agua del gas natural y de los Líquidos de Gas Natural (LGN). El término deshidratación significa el retiro del vapor de agua del gas natural. La deshidratación es diferente a la separación del agua libre que trae el gas natural y que puede ser separar mediante el empleo de un slug cátcher y/o separadores trifásicos operando a diferentes condiciones de presión. El objetivo fundamental de la deshidratación del gas natural es prevenir la formación de hidratos que podrían obstruir compresores, gasoductos y otros equipos de proceso y para evitar la condensación de agua libre durante el procesado y transporte del gas natural y los condensados. También se busca cumplir con especificaciones para el contenido de agua; prevenir la corrosión, especialmente en presencia de CO2 o H2S; prevenir la formación de un flujo bifásico (Slugging); evitar la erosión, evitar el incremento en el volumen específico y la disminución en el poder calorífico del gas natural; evitar el congelamiento de zonas de procesos en plantas criogénicas y en plantas de absorción refrigeradas. Usualmente los contratos de transporte de gas por gasoductos establecen un contenido máximo de agua de 7 libras por millón de pies cúbicos estándar por día (7 lb / MMPCSD). 𝑤 = 𝑊𝐻𝐶 𝑋𝐻𝐶 + 𝑊𝐶𝑂2 𝑋𝐶𝑂2 + 𝑊𝐻2𝑆 𝑋𝐻2𝑆 Donde: W= Contenido de agua (lb/mmpcn) X= composición en el gas - Poder calorífico: Según definición ISO 6976, identifica la cantidad de calor en kWh producida por combustión completa de un (1) metro cúbico en condiciones normales de Gas Natural medido a cero (0) grados Centígrados y a presión absoluta de 1,01325 bar, con exceso de aire a la misma temperatura y presión que el Gas Natural y donde los productos de combustión son enfriadas enfriados a una temperatura de referencia a definir (normalmente a 0º C para el Sistema Español) y toda el agua formada en la combustión se condensa completamente. 𝑃𝐶𝑠𝑢𝑝 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑥𝑖
𝑃𝐶𝑖𝑛𝑓 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑥𝑖
𝑃
𝑅𝑒𝑙. 𝑃𝐶 = 𝑃 𝐶𝑖𝑛𝑓
𝐶𝑠𝑢𝑝
Donde: Pcsup= Poder calorífico superior (BTU/PCN) Pcinf= Poder calorífico inferior (BTU/PCN) Rel. Pc= Relación del poder calorífico - Índice de Woobe: Es un parámetro importante cuando se quiere mezclar gases combustibles y el aire (en una reacción de combustión), se controla este índice para asegurar la combustión satisfactoria en un quemador. Es además un indicador de intercambiabilidad de combustibles como el gas natural, gas licuado de petróleo, gas de ciudad, gasolina, gasoil y con frecuencia se define en las especificaciones de suministro de gas y de transporte (de los combustibles). El índice de Wobbe puede ser expresado matemáticamente como: 𝑤𝑠 =
𝑃𝐶𝑆 √𝐺𝐸
Donde: Ws = es el Índice de Wobbe superior. PCs= es el poder calorífico superior. GE= densidad relativa del gas. Se puede notar que si existe un índice de Wobbe superior también hay un índice de Wobbe inferior que se expresa matemáticamente como: 𝑤𝑖 =
𝑃𝐶𝑖 √𝐺𝐸
Donde: Wi, es el Índice de Wobbe inferior. PCi, es el poder calorífico inferior. GE, es la densidad relativa del gas. Pero el más usado en la industria es el índice de Wobbe superior. 2.2 Diagrama presión – temperatura La Figura muestra un diagrama típico presión-temperatura de un sistema multicomponente con una composición global específica. Aunque un sistema de
hidrocarburos diferente podría tener un diagrama de fases diferente, la configuración general es similar. Estos diagramas presión-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para: Clasificar reservorios Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio Para comprender completamente el significado del diagrama de presión – temperatura, es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama: Cricondenterma (Tct) Se define como la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no puede formarse líquido independiente de la presión (punto D). La presión correspondiente es denominada presión cricondenterma (Pct). Cricondenbarica (Pcb) Es la presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La temperatura correspondiente es denominada temperatura cricondenbárica (Tcb). Pi 1 Pcb
G
Pi 2 Pc
Pi 3 Pct
D
Tcb
Tc Tct
Figura Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente Punto Critico (C) El punto crítico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son
iguales (punto C). En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla. Curva Envolvente de Fases (región de dos fases) Es el lugar geométrico encerrado por las curvas de punto de rocío y punto de burbuja (línea BCA). Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos. Curvas de Calidad Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. Todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico (punto C) y representan las condiciones de presión y temperatura para el porcentaje de liquido existente en la región de dos fases. Curva de Punto de Burbuja Es la línea de separación entre la fase líquida y la región de dos fases (línea AC). Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de presión manteniendo la temperatura constante Curva de Punto de Rocío Es la línea de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases (línea BC). Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de la presión a temperatura constante 2.3 PERIODO EN EL QUE SE ENCUETRA EL CAMPO El campo se encuentra en explotación. 2.4 FASE DE EXPLORACION EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO No aplica 2.5 CUMPLIMIENTO UTE’S No aplica
2.6 AREA DE CONTRATO El área de contrato es de 5000 ha equivalente a dos parcelas. 2.6.1 Descripción general del campo El reservorio productor es la arenisca petaca, perteneciente a los niveles arenosos de la formación petaca del sistema terciario. La estructura petaca es un anticlinal de dirección este-oeste, truncado al norte por la falla normal de origen fluvial. Está constituida por canales principales, canales subsidiarios, barras y albardones. El contacto de agua petróleo de -1384 mbnm fue definido a través de pruebas de producción llevadas a cabo en el pozo descubridor PJS-X1, contacto que fue posteriormente confirmado con las pruebas de producción efectuado en el pozo PJS2, PJS-3 y PJS-6 . El reservorio petaca es un yacimiento subsaturado con una presión original de reservorio de 2270 PSIa a la profundidad de referencia de -1367 mbnm. La terminación de los pozos fue con arreglo simple con empaque de grava y mandriles para lift. En octubre de 1997, se pone en marcha el sistema de levantamiento artificial gas lift. Posteriormente fueron intervenidos los pozos PJS-X1, PJS-2D, PJS-3D y PJS11 para ampliar los tramos de baleo existentes y adicionalmente se efectuaron side track de los pozos PJS-8, PJS-10 y PJS-6. En agosto de 1998 se perforaron el PJS-13H que fue el primer pozo horizontal del campo. Durante la gestión del 2014 se perforo el pozo de desarrollo PJS-11DA, con el objetivo de producir las reservas probadas del petróleo del reservorio Petaca. La terminación del pozo fue arreglo simple con empaque de grava y mandriles para gas lift. 2.6.2 Consideraciones estratigráficas El pozo PJS-X1 perforado en el año 1993 hasta una profundidad de 2,200m, penetró una secuencia sedimentaria normal pre Silúrica. En el sector Este algunos niveles del Petaca están limitados erosionalmente. La Formación Petaca ha sido dividida en dos horizontes arenosos que tienen un espesor promedio combinado de 60m. Estas areniscas, las cuales se depositaron en un ambiente
fluvial asociado con un plano aluvial, han sido descritas como friables y de grano fino. El análisis de núcleos muestra la porosidad en un rango entre 15%-26% y la permeabilidad alrededor de 240 md. 2.6.3 Consideraciones estructurales Estructuralmente, el campo Patujusal está cerrado en el flanco Norte por una falla Noroeste Sureste. Al Sur el cierre es suave y bien definido. Los cierres Este y Oeste son el producto de los hundimientos normales de la estructura. 2.6.4 Reservorio productor El mecanismo de empuje del reservorio era efecto combinado de la expansión de fluidos y la actividad de un acuífero ligeramente activo. A partir de noviembre del 2003, se inició el proyecto de la inyección para recuperación secundaria. 2.7 DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA El sistema de recolección es mediante líneas de recolección de 3’’ como diámetro nominal y para el sistema de gas lift líneas de 2’’ como diámetro nominal, comunicando los pozos que están distribuidos en diferentes planchas de campo al sistema de colectores que están ubicados en la batería. La longitud de las líneas de recolección y gas lift en operación, más la línea de oleoductos PJS-HSR y la línea del sistema de gas integrado totalizan una longitud de 61.7 kilómetros. En la batería del campo Patujusal, se separa el petróleo, gas y agua. El petróleo es transferido a Humberto Suarez Roca, para su posterior entrega al transportador. El gas es comprimido para alimentar el sistema de gas lift. El agua producida es enviada a la plancha de tratamiento, y a fin de acondicionarla a los parámetros de calidad requeridas para ser inyectada al reservorio. 2.7.1 Sistema de separación Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo ingresan al colector que esta ubicado en la batería; la presión de separación es de 40 PSI. También se cuenta
con 4 trenes de separación, uno de ellos es utilizado como separador de prueba que permite realizar pruebas individuales a los pozos. 2.7.2 Sistema de tratamiento de agua El agua de la formación producida, es enviada a un tanque pulmón a partir del cual pasa al tanque de skimer y posteriormente pasa por un sistema de filtros de arena. El agua libre de solidos e hidrocarburos es almacenada en un tanque, desde donde es bombeada a los pozos inyectores. Antes de ingresar el agua al reservorio, esta pasa a través de los filtros de cartucho instalados en la cabeza de los pozos inyectores. 2.7.3 Sistema de almacenamiento de productos El campo cuenta con 4 tanques de almacenamiento de petróleo, uno de 1000 barriles, dos de 3000 barriles y uno de 5000 barriles. Toda la producción de petróleo es transferida a HSR. Del 100% de agua tratada, es 57% es inyectada al reservorio y el 43% es inyectada al pozo sumidero PJS-20W. 2.7.4 Sistema de agua contra incendios El agua para el sistema contra incendio, se obtiene de un pozo de agua y se almacena en un tanque con capacidad nominal de 1000 barriles, desde donde es bombeada con una bomba centrifuga hacia el sistema de distribución de agua contra incendios. Adicionalmente el campo cuenta con monitores e hidrantes localizados en diferentes áreas de la batería. Los tanques de petróleo poseen un sistema de espuma. 2.7.5 Utilidades Estas instalaciones dependen del gas producido en los pozos como fuente de energía y combustible. Electricidad se genera usando generadores impulsados por motores a gas. 2.8 ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) 2.8.1 Introducción Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2015 dentro del campo son los siguientes
ETAPA
PTP2015 SEP.2014 US$
ACTIVIDAD Y SBACTIVIDAD
DESARROLLO (CAPEX) 2 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES PLANTA PJS-MIGRACION HMI Y PANEL PJS-EQUIPOS DE SINCRONIZACION DE SISTEMA DE GENERACION PJS-TOP END GENERADOR G303 PJS-ADQUISICION DE MEDIDIORES DE INTERFASE CAMPO PJS-PLAN DE INTEGRIDAD DE
PTP.2015 JUN.2015 US$
-
143,000
-
118,000 35,000 34,000
TOTAL DESARROLLO (2) TOTAL CAPEX (3) = (1) + (2)
15,000 34,000 25,000 25,000 143,000 143,000
2.8.2 Perforación de pozos Para la gestión 2015, no se tiene programado la perforación de ningún pozo. 2.8.3 Sísmica No se tiene previsto ningún trabajo de sísmica en el campo. 2.8.4 Intervención de pozos No se tiene previsto ningún trabajo de intervención en el campo. 2.8.5 Líneas de recolección y equipos de campo Plan de integridad de líneas RBI (Risk Based Inspection- inspección basada en riesgo): Evaluación cuantitativa de los equipos estáticos de planta en base a criterios de diseño y operación. Como resultado de este estudio, se discriminan los sistemas mas críticos y las técnicas y periodos de inspección adecuados; este presupuesto no incluye las inspecciones, solo la evaluación. 2.8.6 Facilidades de campo No se tiene previsto ningún trabajo de facilidades en el campo.
2.8.7 Planta de procesamiento y equipos
Migración HMI y panel: luego de la migración de controladores lógicos, se requieren reemplazar los diferentes módulos y tener un solo panel de vista en cada compresor. Objetivo: mejorar el monitoreo y control de compresores en base a una mejor visualización del proceso bajo normas y SA y control distribuido PlantPax.
Equipos de sincronización de sistemas de generación: en la actualidad se tienen en la planta Patujusal tres generadores que no tienen ningún sistema de comunicación entre ellos y ningún sistema de control. Para realizar el cambio de un generador a otro se necesita cortar toda la energía de planta y arrancar el otro para enganchar con la carga a tensión y frecuencia requerida. Objetivo: Realizar un cambio en el sistema de ignición, gobernadores y un sistema de sincronismo y control para poder realizar el sincronismo de los generadores y el cambio en línea con carga de cualquiera de ellos. Proyecto aprobado en el PTP 2014; por demoras en la llegada de materiales se extiende hasta esta gestión.
Reacondicionamiento mayor de equipos.- fundamentalmente las actividades están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes necesarias para que los mismos continúen en operación con normalidad. La magnitud y alcance del trabajo específico a cada motor se determina después de la recopilación de datos como: análisis de aceite análisis vibracional, análisis termodinámico, horas del equipo. Estos datos nos permiten definir el momento adecuado
para
la
ejecución
creando
un
programa
general
de
reacondicionamientos. El alcance y la magnitud de trabajo lo tenemos establecido en tres categorías: a) TOP: abarca el trabajo de cambio de culatas de cilindros de potencia. Trabajo en el sitio. b) INFRAME: comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas. Trabajo en el sitio, dependiendo el tipo de funcionamiento, modelo y clase de unidad.
c) MAYOR: reacondicionamiento mayor donde se desmonta el motor para una inspección completa y detallada de todos los componentes, reemplazando todos los elementos según recomendación de cada fabricante. Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinete de bancada y bielas, cambio de cigüeñal, volante dumpers de vibración, engranajes de transmisión, turbo alimentadores válvulas wastegate etc. Trabajo con traslado a talleres en Santa Cruz. Los equipos a reacondicionar del costo aproximado del reacondicionamiento son los de la siguiente tabla:
Adquisición de medidores de interface: por daños de los medidores e volumen de petróleo y porcentaje de corte, se requiere reemplazar los actuales que ya tienen más de 9 años de operación. Objetivos: migrar a medidores coriolis con elementos internos de acero inoxidable y de última generación, garantizando una mayor durabilidad y mayor precisión en la medición de volúmenes de producción, de agua y petróleo.
2.8.8 Ductos No se tiene previsto la construcción de ductos para la gestión 2015 2.8.9 Otros No se tiene previsto ningún trabajo para la gestión 2015 2.9 ACTIVIDAD DE OPERACIÓN (OPEX) 2.9.1 Introducción Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas pozos y facilidades. 2.9.2 Costos operativos directos Los costos directos de operación son aquellos costos relacionados directamente con la operación de mantenimiento de campo y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación.
Estos costos se distribuyen por campo y planta puestos que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de la siguiente manera:
ETAPA
ACTIVIDAD Y SBACTIVIDAD
EXPLOTACION (OPEX) 2 COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3.1 CAMPO 100 Personal 200 Mantenimiento de instalaciones y equipo 300 Mantenimiento de campo 400 Materiales e insumos 500 Servicios de explotacion 600 Salud, seguridad y medio ambiente 700 Seguros 800 Gastos generales 1000 Compensaciones a la comunidad 1100 Alquileres 1300 Impuestos 3.2 PLANTA(*) 100 Personal 200 Mantenimiento de instalaciones y equipo 300 Mantenimiento de campo 400 Materiales e insumos 500 Servicios de explotacion 600 Salud, seguridad y medio ambiente 700 Seguros 800 Gastos generales 1000 Compensaciones a la comunidad 1100 Alquileres 1300 Impuestos TOTAL OPEX DIRECTO (4)
2.9.3 Costos operativos de campo
PTP2015 SEP.2014 US$
PTP.2015 JUN.2015 US$
810,672 163,461
799,822 146,201 167,963
32,427 376,665 5,403 181,648 7,068
206,596 186,476 7,068 5,403 10,182 44,000 25,933 -
1,115,340 476,467
1,078,733 399,209 19,223
210,711 261,996 150,68 9,476 11,734 601 15,102 1,926,013 1,878,555 30,172 576,546 11,734 20,42 -
En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondiente al campo (mantenimiento y operación de pozos, líneas y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). 2.9.4 Operativos de la planta En este rubro se incorporan todos los gatos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondiente a la planta/batería. 2.9.5 Costos operativos indirectos Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc.) . Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslado, alquileres transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo. Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizara a los costos recuperables, la siguiente tabla se presenta los montos de costos indirectos antes de su asignación al campo, puesto que una vez realizada esta distribución se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo. 2.10
PRODUCCIÓN Volúmenes de hidrocarburos producidos
2.11 HISTORIAL DE PRODUCCION DE CAMPO 2.12 RECUPERACION SECUNDARIA Desde noviembre del 2003, el campo cuenta con sistema de inyección de agua para recuperación secundaria. Se inició como un proyecto piloto con un solo pozo inyector
PJS-6H y como resultado del cambio de pendiente de la declinación de la producción, el año 2015, se adicionaron como pozos inyectores de agua el PJS-3D y PJS-10D, ampliándose el área de influencia de la inyección. Como resultado de la inyección de agua hay un cambio en la pendiente de declinación y adicionalmente se ha logrado represurizar el reservorio. 2.13 YPFB CHACO APLICARÁ RECUPERACIÓN TERCIARIA EN CAMPO PATUJUSAL El campo Patujusal es el principal candidato para la implementación de la tecnología de recuperación terciaria, el cual se aplicará por primera vez en Bolivia, afirmó Luis Carlos Sánchez, gerente de operaciones de YPFB Chaco. De este modo con la implementación de esta tecnología de recuperación terciaria se podría obtener un 10% más del OOIP (petróleo original en el sitio) con un efecto incremental en la producción de alrededor de 33% o alrededor de 90 BPD (barriles por día) adicionales, generando indicadores económicos alentadores, explicó Sánchez en una publicación de la estatal petrolera. La utilización de este método de recobro de producción forma parte de las estrategias corporativas para desarrollar proyectos en campos maduros con reservas remanentes importantes en arenas que se hayan atravesado y que en su momento no se tomaron en cuenta. “Se trata de la visualización de nuevas oportunidades exploratorias aprovechando la infraestructura existente y la aplicación de tecnologías de muy bajo costo para revertir la declinación de estos campos”, detalló Sánchez. En Bolivia se estudiaron varios campos candidatos en búsqueda de condiciones requeridas para la implementación de esta tecnología incluyendo análisis del agua de inyección, agua de formación, estructura geológica del reservorio, proyectos de recuperación secundaria implementador vía inyección de agua y otras más. En este sentido se concluyó que el mejor candidato a evaluar sería el campo Patujusal, operado por YPFB Chaco y ubicado en el departamento de Santa Cruz en la provincia Sara.
Patujusal inició operaciones el año 1993 con más de 2000 BPD de producción de crudo y tiene una estructura tipo anticlinal de dirección E-W cerrado por una falla normal en la parte Norte de la estructura. El campo produce de la formación Petaca cuyo reservorio consta de 5.5 kilómetros de largo y 2.5 de ancho. Las propiedades petrofísicas varían entre 22 a 28 por ciento en porosidad y entre 130 a 1400 md de permeabilidad, convirtiéndolo en un excelente candidato para la recuperación terciaria, se indica. La sedimentación de las arenas productoras es de carácter fluvial, por lo cual se cuenta con distribuciones de canal y barras de arena existiendo calcita y arcilla dispersa dentro de los cuerpos arenosos. La producción actual del campo Patujusal de la formación Petaca es de 300 BPD (barriles de petróleo por día), 4.480 BPD de agua de la cual se reinyecta al reservorio alrededor de 2.500 BPD para la implementación del sistema de recuperación secundaria mediante inyección de agua. En este sentido se indicó que la producción de gas está sobre los 400 Mscfd (millones de pies cúbicos estándar por día), mientras que la producción acumulada de crudo para la formación petaca del campo Patujusal es de alrededor de 9 MMBBL (millones de barriles). En términos de reservas las mismas fueron estimadas mediante el método de declinación debido a la alta certidumbre que existe por los años de producción desde 1993 y a la declinación normal del campo al ser este maduro. La cuantificación realizada a diciembre del 2015 muestra una reserva remanente de 1 MMBBL. La implementación del servicio se estima realizarla por dos años tiempo en el cual se obtendría beneficios económicos e incremento de la producción, en el campo Patujusal mediante un sistema de recuperación mejorada que será introducido por primera vez en Bolivia. 2.13.1 Acerca de la tecnología
La extracción mejorada biológica es una tecnología cuyo principio es la inyección continua de nutrientes inorgánicos para estimular las bacterias en el reservorio, lo cual es una ventaja ya que las bacterias propias del reservorio están acostumbradas a las condiciones del mismo, a diferencia de organismos externos producidos en laboratorio, generando un mayor impacto en el reservorio. La tecnología está entre los métodos de recuperación terciaria disponibles de muy bajo costo y requiere cambios mínimos en las facilidades de inyección. Las ventajas más importantes del método son: reducir la tasa de declinación, habilitando ganancias significativas en términos de reservas, aumento de la producción de crudo, bajo capital de inversión, bajos costos operativos y respuesta rápida del reservorio. Esta tecnología fue aplicada en varios países, en campos de Norte y Sur América como por ejemplo en Alberta – Canadá donde se realizó una inyección continua de nutrientes logrando minimizar una tasa de declinación de más del 30% por año a incrementar su producción en alrededor de 100 BOPD (barriles de petróleo por día) adicionales.
CAPITULO III 3.1 CÁLCULOS 3.1.1 Propiedades físicas del campo Patujusal Calculo de la gravedad específica Comp.
PTJ
N2 CO2
2.353 0.154
Fraccion Molar (%) 0.02353 0.00154
H2S C1
0 82.894
0 0.82894
34.08 16.043
0 13.29868442
C2
9.638
0.09638
30.07
2.8981466
C3
2.95
0.0295
44.097
1.3008615
i-C4
0.369
0.00369
58.123
0.21447387
n-C4
0.933
0.00933
58.123
0.54228759
i-C5
0.244
0.00244
72.15
0.176046
n-C5
0.269
0.00269
72.15
0.1940835
C6
0.196
0.00196
86.177
0.16890692
0 1
100.204
0 19.5204211
C7 TOTAL
0 100
Peso Molecular (lb/lb-mol) 28.0134 44.01
Peso Molecular Aparente (lb/lb-mol) 0.659155302 0.0677754
Peso molecular aire
28.976(lb/lb-mol)
GE
0.673675494
Debido a que nuestra GE=0.67 se puede clasificar como un Gas Natural No Asociado ya que el mismo se encuentra en el intervalo de 0.60.7. Calculo del factor de compresibilidad “Z” Comp. N2 CO2 H2S C1 C2 C3
PTJ 2.353 0.154 0 82.894 9.638 2.95
Fraccion Molar 0.02353 0.00154 0 0.82894 0.09638 0.0295
Pc (psi)
Psc (psi)
Tc (F)
Tsc (F)
493.1 1071 1300 656.4 706.5 616
11.602643 1.64934 0 544.116216 68.09247 18.172
-232.51 87.91 212.45 -116.67 89.92 206.06
-5.47096 0.1353814 0 -96.71243 8.6664896 6.07877
i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7 TOTAL
0.369 0.933 0.244 0.269 0.196 0 100
0.00369 0.00933 0.00244 0.00269 0.00196 0 1
527.9 550.6 490.4 488.6 436.9 395.8
1.947951 5.137098 1.196576 1.314334 0.856324 0 654.084952
247.46 305.62 369.1 385.8 453.6 512.7
0.9131274 2.8514346 0.900604 1.037802 0.889056 0 -80.71073
Primer Método Psr
3.490372303
Tsr
1.626726725
Si se conoce la gravedad especifica del fluido ingresar el valor de GE: GE
0.673675494
PC
670.0861823
TC
381.271552
Calculo de presion y temperatura pseudocritica TPR
3.40702444 ADIMENSIONAL
PPR
1.618269175 ADIMENSIONAL
Usar grafica de Ppr vs Tpr para la obtención de z Z
0.825 ADIMENSIONAL
Calculo de la densidad de un gas NOTA: Se obtiene la densidad del gas a partir de la ecuación de estado de los gases reales. VARIABLE VALOR UNIDAD VARIABLE VALOR GE 0.673675494 adimensional M 19.5204211 psia P 2283 F T 157 T 617 adimensional Z 0.825 (psi*ft3/lb-mol R 10.73 R)
UNIDAD lb/lb-mol R -
Con estos datos se obtiene la densidad: VARIABLE VALOR ρ 8.159363082
UNIDAD lb/ft3
VALOR UNIDAD 0.13075902 g/cc
Calculo del factor volumétrico de un gas VARIABLE P T Z CONSTANTE
VALOR 2283 617 0.825 0.02827
UNIDAD psia F adimensional
Con estos datos se obtiene el factor volumétrico: β
0.00630317
(ft3/scf)
Calculo de la viscosidad Formula general:
DONDE: ρ = Densidad del gas (g/cc) µ = Viscosidad del gas (cp) k,x,y = constantes Calculo de k Formula general:
DONDE: M = Peso molecular del gas (lb/lb-mol) T = Temperatura (R) UNIDAD GE
0.6736755 adimensional
UNIDAD 0.673675494 adimensional
T
157 F
617 R
Con la GE se obtiene el peso molecular del gas: M
19.5204211
lb/lb-mol
Reemplazando datos en la ecuación se obtiene k: k
125.3646355
Calculo de x
Reemplazando datos en la ecuación se obtiene x: x
5.293259316
Calculo de y Formula general:
Reemplazando datos en la ecuación se obtiene y: y
1.341348137
Nota: se necesita obtener z para el cálculo de la densidad, para calcular z ir a la tabla "1.1 cálculo del factor de compresibilidad - z" Z
0.825
Calculo de la densidad del gas Nota: se obtiene la densidad del gas a partir de la ecuación de estado de los gases reales. Con estos datos se obtiene la densidad:
ρ
8.1593631
lb/ft3
0.130759024 g/cc
Reemplazando todos los valores calculados, obtenemos la viscosidad del gas: k
125.3646355
adimensional
x
5.293259316
adimensional
y
1.341348137
adimensional
ρ
0.130759024
g/cc
µ
0.017712412 cp
3.1.2 Contenido de agua COMP. N2 CO2 H2S C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ TOTAL
PTJ Yi Mi 2.353 0.02353 28.0134 0.154 0.00154 44.01 0 0 34.082 82.894 0.82894 16.043 9.638 0.09638 30.07 2.95 0.0295 44.097 0.369 0.00369 58.123 0.933 0.00933 58.123 0.244 0.00244 72.15 0.269 0.00269 72.15 0.196 0.00196 86.177 0 0 100.204 100 1
3.1.3 Poder calorífico COMP. N2 CO2 H2S C1 C2 C3 IC4 NC4
PROMEDIO Yi CHV(BTU/FT3) HHV(BTU/FT3) 2.353 0.02353 0 0 0.154 0.00154 0 0 0 0 0 0 82.894 0.82894 909.4 1010 9.638 0.09638 1618.7 1769.6 2.95 0.0295 2314.9 2516.1 0.369 0.00369 3000.4 3251.9 0.933 0.00933 3010.8 3262.3
IC5 NC5 C6 C7+ TOTAL
0.244 0.269 0.196 0 100
0.00244 0.00269 0.00196 0 1
RELCION DE PC INDICE DE WOOBE GE
3699 3706.9 4403.8 5100 1044.928701
0.905238717 1406.14694 0.673884803
4000.9 4008.9 4755.9 5502.5 1154.312869
BTU/FT3
3.1.4 Rendimiento COMP N2 CO2 H2S C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ TOTAL
PROM. 2.353 0.154 0 82.894 9.638 2.95 0.369 0.933 0.244 0.269 0.196 0 100
CTTE 91.413 58.807 74.401 59.135 37.476 36.375 30.639 31.791 27.38 27.673 24.379 21.725
NORM. 23.53 1.54 0 828.94 96.38 29.5 3.69 9.33 2.44 2.69 1.96 0 1000
GPM 0.25740321 0.02618736 0 14.017756 2.57177927 0.81099656 0.12043474 0.29347929 0.08911614 0.09720666 0.08039706 0
IMPUREZAS
RENDIMIE N 0.28359057 3
GAS NATURAL GLP
16.5895352 5 1.22491059
GASOLINA NATURAL
0.26671987
3.1.5 Presión de burbuja COMP. N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 I-C5
PATUJUSAL% 2.353 0.154 82.894 9.638 2.95 0.369 0.933 0.244
Yi 0.02353 0.00154 0.82894 0.09638 0.0295 0.00369 0.00933 0.00244
Tc 227.16 547.58 343 549.59 665.73 734.13 765.29 828.77
Pc 493.1 1071 666.4 706.5 616 527.9 550.6 490.4
Tc*Yi 5.3450748 0.8432732 284.32642 52.9694842 19.639035 2.7089397 7.1401557 2.0221988
Pc*Yi 11.602643 1.64934 552.405616 68.09247 18.172 1.947951 5.137098 1.196576
n-C5 C6 C7+ TOTAL
0.269 0.196 0 100
COMP. N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 I-C5 n-C5 C6 C7+
Tebull. 109 194 94 303 416 471 491 542 557 616 669
0.00269 0.00196 0 1
845.47 913.27 972.37
ω 0.04 0.22 0.01 0.1 0.15 0.18 0.19 0.23 0.25 0.3 0.35267516
Pb Tb
488.6 436.9 396.8
Pb 9.67430172 9.5665E-05 26.6274123 0.00976818 6.6923E-05 7.2176E-07 6.7913E-07 1.3812E-08 6.771E-09 2.3918E-10 0 36.3116463
36.3116 220
2.2743143 1.7900092 0 379.058905 Ki 11.3227459 0.00171075 0.88462647 0.00279114 6.2476E-05 5.3867E-06 2.0046E-06 1.5589E-07 6.932E-08 3.3606E-09 1.7784E-10
1.314334 0.856324 0 662.374352 Ki*Yi 0.26642421 2.6346E-06 0.73330226 0.00026901 1.843E-06 1.9877E-08 1.8703E-08 3.8037E-10 1.8647E-10 6.5867E-12 0 1
psi °R
3.1.6 Presión de rocío COMP. N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 I-C5 n-C5 C6 C7+ TOTAL
PATUJUSAL % 2.353 0.154 82.894 9.638 2.95 0.369 0.933 0.244 0.269 0.196 0 100
Yi
Tc
Pc
Tc*Yi
Pc*Yi
0.02353 0.00154 0.82894 0.09638 0.0295 0.00369 0.00933 0.00244 0.00269 0.00196 0 1
227.16 547.58 343 549.59 665.73 734.13 765.29 828.77 845.47 913.27 972.37
493.1 1071 666.4 706.5 616 527.9 550.6 490.4 488.6 436.9 396.8
5.3450748 0.8432732 284.32642 52.9694842 19.639035 2.7089397 7.1401557 2.0221988 2.2743143 1.7900092 0 379.0589049
11.602643 1.64934 552.405616 68.09247 18.172 1.947951 5.137098 1.196576 1.314334 0.856324 0 662.374352
COMPONENTE N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 I-C5 n-C5 C6 C7+ TOTAL
Tebull ω J Ki Yi/Ki 109 0.04 2.2655E-06 40.2578058 0.000584483 194 0.22 2.6822E-06 2.22553004 0.00069197 94 0.01 0.00022655 14.182519 0.058448009 303 0.1 0.00024508 1.52431511 0.063228396 416 0.15 0.00037086 0.30832341 0.095678754 471 0.18 0.00013586 0.10527375 0.035051473 491 0.19 0.00050298 0.07190004 0.129763496 542 0.23 0.00038285 0.02470332 0.098772166 557 0.25 0.00056889 0.01832824 0.146768061 616 0.3 0.00143809 0.00528283 0.371013191 669 0.3526 0 0.0016093 0 7516 405.636 0.00387612 1 3636 T PR
3.1.7 Curva envolvente -Curva del punto de Burbuja
T
P
150 180 200 220 230 250 270 300 310 320 330 379.059
0.67 4.93 13.54 31.11 44.71 84.76 146.33 289.93 353.69 426.19 507.81 662.374
500 257.99
R psi
-Curva del punto de Rocío T 420 480 513 520 515 510 500 499 497 494 492 490 488 486 484 480 475 470 465 460 450 420 410 400
P 720 670 530 350 200 150 103.46 100.77 95.6 88.2 83.5 79 74.8 70.7 66.8 59.6 51.5 44.3 38 32 23 8 5.4 3.6
Finalmente la Curva envolvente: Conformada por nuestras dos curvas anteriores.
T 150 180 200 220 230 250 270 300 310
P 0.67 4.93 13.54 31.11 44.71 84.76 146.33 289.93 353.69
500 499 497 494 492 490 488 486 484 480 475 470 465 460 450 420 410 400
103.46 100.77 95.6 88.2 83.5 79 74.8 70.7 66.8 59.6 51.5 44.3 38 32 23 8 5.4 3.6
Pruebas de producción en planchada y en planta Fecha
Dias
03.08.2014 04.08.2014 05.08.2014 06.08.2014 07.08.2014 07.08.2014 16.08.2014 17.08.2014 21.08.2014 01.09.2014 13.09.2014 19.09.2014
P surg (psi) 3 4 5 6 7 7 16 17 21 32 44 50
CK n/64”
150 150 210 195 130 191 101 101 101 80 103 100
104 104 104 104 104 104 104 104 104 104 104 104
GAS (Mpcd) 24 24 27 30 56 33 62 60 57 33 42 40
PET (bpd)
°API
242 242 142 124 179 130 185 184 188 112 125 104
35 35 37 36 36 35 35 34 35 35 34 35
AGUA GLS (Mpcd) (bpd) 344 356 344 356 271 357 211 342 231 376 194 360 185 380 177 378 149 390 114 426 202 465 187 448
500 450 400 350
Valor
300
Presion GAS
250
PET AGUA
200
GLS 150
API
100 50 0 0
10
20
30
Tiempo (dias)
40
50
60
DATOS INICIALES Petroleo Gas Vr (m3) 45351750 20017250 φ 0.23 0.22 Sw 0.47 0.47 Bg (pcs/pc) 150.86 150.86 Bo (bbl/bls) 1.17 Presion (psi) 2283 2264 Temperatura (°F) 157 154 Factor de desviacion z 0.864 0.86 API 34.8 Relacion Gas-Petroleo (pc/bbl) 215 m 0.441377676 Volumen (BBL) 34769873.2 Volumen a cn (STB) 29717840.3 Volumen (CF) 82424832.95 Volumen (SCF) 12434610299 Volumen (MMBBL) 34.7698732 Volumen a cn (MMSTB) 29.7178403 Volumen (MMCF) 82.42483295 Volumen (MMSCF) 12434.6103 Volumen (TSCF) 0.01243461
may-15 Np (BBL) Gp (PC) Wp (BBL) %Producido Pet %Producido Gas
ago-14 8820553 6600008000 24879611 29.6810027 53.0777229
Pw Ps Qo IP
101 668.33 185.67 0.32726984
Tiempo (meses) 0 3 6 9 12 14
Caudal (bbl/d) 2000 1800 1600 1400 1300 1150
Q = 2030e-0,042t Q=100 Para un caudal de 100 el tiempo es: 76.94791129meses 6.412325941años
2500
y = 2010.5e-0.039x R² = 0.9938
Caudal (bbl/d)
2000
1500
1000
500
0 0
2
4
6
8
Tiempo (meses)
10
12
14
16
CONCLUSIONES El Campo Patujusal al tener un contenido de 82.89% de metano puede ser considerado un yacimiento de gas natural no asociado y posteriormente con un análisis de la gravedad especifica de GE=0.67 queda rectificada la hipótesis anterior con un PMaparente=19.41 lb/lb-mol. Por el valor del factor volumétrico de Bg=0.01345652 cf/scf podemos observar que este pertenece a un valor de un fluido en fase gaseosa. Con los cálculos realizados para el rendimiento lo que se obtuvo en mayor proporción fue del Gas Natural el cual tiene un valor de 16.59 lo cual nos indicara que dicho producto se enviara a una planta de tratamiento de Gas Natural. Al tener los valores del poder calorífico inferior de CHV=1044.989BTU/ft 3 con un poder calorífico superior de HHV=1154.312 BTU/ft 3 y el IW=1406.147 BTU/ft 3 podremos fácilmente cumplir las normativas que se requieren para la exportación de este gas natural a los países vecinos de Brasil y Argentina, los cuales son 1034 y 1000 BTU/PCN respectivamente; ya que los valores CHV Y HHV son elevados comparados con los requeridos por dichos países. Debido a que el contenido de licuables está directamente relacionado con el poder calorífico y este valor al estar muy sobre el mínimo suscrito por los contratos internacionales nos indica la opción de una planta de extracción de licuables. Obtenida la gráfica de la envolvente podemos ubicar el punto inicial del reservorio; el cual se ubica en la sección gaseosa por encima del punto de burbuja en la parte superior derecha, comprobándose así que este es un reservorio del tipo gaseoso produciéndose gas natural no asociado. Según los cálculos de reservas y producción acumulada de gas y petróleo se estimó que se produjo el 30% de petróleo y el 53% de gas para mayo de 2015. Se observó una clara tendencia a la caída de producción el año 2003 por lo que se justifica el proyecto de inyección para recuperación secundaria
Según el historial de producción del campo hasta agosto de 2014 se puede observar que el primer año (1994) se produjo únicamente gas y petróleo, desde 1995 se produjo agua con un incremento notable, a la última fecha de dato la producción de agua es mayor que la de petróleo en una relación de 5000:500 o 10:1 y comparada con la del gas es 5000bbl:500000cf por lo que se debe tener cuidado con la utilidad de este campo.
