Análisis técnico-económico de la implemtación del sistema plunger lift de levantamiento artificial que reemplaza al bombeo mecánico en el pozo bs-27 en el Campo Bermejo, Bloque 49 de la Amazonía Ecuatoriana

(1)

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

”ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DE LA

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA PLUNGER LIFT DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL QUE REEMPLAZA AL

BOMBEO MECÁNICO EN EL POZO BS-27 EN EL CAMPO

BERMEJO, BLOQUE 49 DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA.”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÒN DE TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

WASHINGTON ADRIÁN SISA GUARANDA

(2)

(3)

DECLARACIÓN

Yo WASHINGTON ADRIÁN SISA GUARANDA, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________ Washington Adrián Sisa Guaranda

(4)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA PLUNGER LIFT

DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL QUE REEMPLAZA AL BOMBEO

MECÁNICO EN EL POZO BS-27 EN EL CAMPO BERMEJO, BLOQUE 49

DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA.”, que, para aspirar al título de Ingeniero

de Petróleos fue desarrollado por Sisa Guaranda Washington Adrián, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________ Ing. Benjamín Hincapié.

DIRECTOR DEL TRABAJO

(5)

DEDICATORIA

A Dios quién supo guiarme por el buen camino, darme fuerzas para seguir

adelante y no desmayar en los problemas que se presentaban, por haberme

dado la vida y permitirme el haber llegado hasta este momento tan importante

de mi formación profesional.

A mi familia quienes por ellos soy lo que soy.

Para mis padres, Ángel Sisa y Olga Guaranda por darme una carrera para mi

futuro y por creer en mí en todo momento, por su apoyo, consejos,

comprensión, amor, ayuda en los momentos difíciles, y por ayudarme con los

recursos necesarios para estudiar. Me han dado todo lo que soy como

persona, mis valores, mis principios, mi carácter, mi empeño, mi

perseverancia, mi coraje para conseguir mis objetivos.

A mi hermano, Marco, por apoyarme de una u otra manera y estar conmigo

en las buenas y las malas. A mi nena Angelita quien ha sido y es una

(6)

AGRADECIMIENTO

Agradezco en primer lugar a Dios quien me dio la vida y la ha llenado de

bendiciones en todo este tiempo, a él que con su infinito amor me ha dado la

sabiduría suficiente para culminar mi carrera universitaria.

A mis padres primero por darme el gran regalo de la vida y por todo el esfuerzo

realizado por brindarme la mejor herencia que los padres pueden dar a sus

hijos, la educación. Mi gratitud eterna a ustedes por siempre regalarme su

constante apoyo y voz de aliento a cambio de nada, por creer siempre en mis

capacidades y metas propuestas, gracias por enseñarme sus valores morales

sobre todo la responsabilidad y perseverancia, pilares fundamentales para

lograr esta gran meta en mi vida, simplemente un Dios les pague eterno.

A mis hermanos, Marco y Angelita, quienes han aportado su granito de arena

en mi persona, siendo un apoyo en la buenas y malas.

Al Ing. Benjamín Hincapié, quien siempre estuvo dispuesto en todo momento

para apoyarme y dirigirme de la mejor manera en el desarrollo del presente

trabajo.

Al Ing. Marco López Jefe de Producción TecpEcuador, quien confió en mí y

me dio la oportunidad de crecer profesionalmente, muchas gracias por su

apoyo e información proporcionada que hicieron posible la realización del

presente proyecto.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a todos los docentes, por haber

impartido su conocimiento y haber formado en mí una persona profesional.

Gracias a todas aquellas personas que de una u otra forma me ayudaron a

(7)

i

INDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN………..VIII ABSTRACT………..IX

1. INTRODUCCIÓN ... 1

1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA... 3

1.2 JUSTIFICACIÓN ... 4

1.3 OBJETIVOS ... 5

1.3.1 OBJETIVO GENERAL ... 5

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 5

2. MARCO TEÓRICO ... 6

2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO BERMEJO Y DE SUS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ... 6

2.1.1 ASPECTOS GENERALES ... 6

2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ... 6

2.1.3 RESEÑA HISTÓRICA ... 8

2.2 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL BLOQUE BERMEJO ... 13

2.2.1 CONSIDERACIONES ESTRATIGRÁFICAS ... 14

2.2.1.1 Precretácico ... 14

2.2.1.2 Cretácico ... 14

2.2.1.3 Formación Napo (Albiano Inferior – Campaniano Medio): ... 15

2.2.1.4 Formación Tena (Maastrichtiano): ... 15

2.2.1.5 Formación Tiyuyacu Inferior (Eoceno Inf. a medio): ... 16

2.2.1.6 Formación Tiyuyacu Superior (Eoceno Medio): ... 16

2.2.2 Consideraciones Estructurales - Etapas de Deformación ... 16

2.2.2.1 Extensión Precretácica ... 17

(8)

ii 2.2.2.3 Inversión Napo Medio – Tena Inferior (Turoniano a

Maastrichtiano) ... 17

2.2.2.4 Inversión Tiyuyacu (Eoceno Inferior) ... 17

2.2.2.5 Inversión Pliocena - Cuaternaria ... 18

2.2.3 ESTRUCTURA BERMEJO NORTE ... 20

2.2.4 ESTRUCTURA BERMEJO SUR ... 20

2.2.5 ESTRUCTURA EL RAYO ... 20

2.2.6 ESTRUCTURA BERMEJO ESTE ... 21

2.3 PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES ... 21

2.3.1 BASAL TENA ... 22

2.3.2 CALIZA “A” ... 23

2.3.3 CALIZA “B” ... 23

2.3.4 HOLLÍN ... 23

2.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA ... 24

2.4.1 POROSIDAD ... 24

2.4.2 SATURACIÓN... 26

2.4.3 PERMEABILIDAD ... 26

2.5 PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ... 27

2.5.1 GRAVEDAD DEL PETRÓLEO ... 28

2.5.2 PRESIÓN DE BURBUJA. ... 29

2.5.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO EN LA FORMACIÓN. ... 30

2.5.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO. ... 32

2.6 MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO BERMEJO ... 32

2.6.1 BOMBEO MECÁNICO. ... 32

(9)

iii

2.6.1.2 Equipo de subsuelo... 33

2.6.1.3 Rango de aplicación del Bombeo Mecánico. ... 35

2.6.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET. ... 36

2.6.2.1 Equipo de superficie... 36

2.6.2.2 Equipo de fondo ... 37

2.6.3 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. ... 39

2.6.3.1 Equipo de superficie... 41

2.6.3.2 Equipo de subsuelo... 41

2.6.4 LRP – LINEAR ROD PUMP ... 42

2.6.4.1 Características técnicas ... 44

3. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT... 45

3.1 CICLO DE PRODUCCIÓN DE UN PLUNGER LIFT ... 47

3.2 EQUIPO DE SUPERFICIE. ... 49

3.3 EQUIPO DE SUBSUELO ... 50

3.4 INSTALACIONES UTILIZADAS EN PLUNGER LIFT ... 52

3.5 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LOS POZOS ... 53

3.5.1 DETALLE DE LOS PROBLEMAS MÁS COMUNES: ... 54

3.5.2 RANGO RECOMENDADO DE OPERACIÓN ... 55

3.6 RELACIÓN DE VARIABLES CON LOS RANGOS DE APLICACIÓN ... 59

3.6.1 PLUNGER LIFT ... 59

3.7 ANÁLISIS DEL POZO BS-27 ... 61

3.7.1 PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN INICIAL ... 61

3.7.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN... 62

3.7.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO ... 63

(10)

iv

3.7.4.1 Pulling # 03 ... 64

3.7.5 REGISTROS DE POZO ... 68

3.7.6 ANÁLISIS DE ZONAS DE INTERÉS ... 68

3.7.7 RESULTADOS DE LA ÚLTIMA PRUEBA DE BUILD UP ... 70

3.7.8 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR ACTUAL ... 71

4. ANALISIS TÈCNICO ECONÒMICO ... 74

4.1 ANÀLISIS TÈCNICO ... 74

SELECCIÓN DEL SISTEMA DE EXTRACION PARA BS-27 ... 74

4.1.1 BENEFICIOS ECONÓMICOS Y PARA EL MEDIO AMBIENTE ... 74

4.1.2 PROCESO DE DECISIÒN ... 75

4.1.3 SECUENCIA DE CÁLCULO DEL SISTEMA DE EXTRACCIÓN PROPUESTO ... 76

4.1.4 PROGRAMAS DE REACONDICIONAMIENTO PROPUESTOS ... 78

4.1.4.1 Programa Operativo ... 79

4.1.5 PRONOSTICOS DE PRODUCCIÒN ... 79

4.2 ANÀLISIS ECONÒMICO ... 86

METODOLOGÍA DEL CÁLCULO ... 88

4.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ... 88

4.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ... 90

4.2.3 RESULTADOS ECONOMICOS ... 90

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDADCIONES ... 92

5.1 CONCLUSIONES ... 92

5.2 RECOMENDACIONES ... 93

Bibliografía ... 94

(11)

v

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Pozos Perforados el Bloque Bermejo por Texaco ... 8

Tabla 2. Pozos perforados en el Bloque Bermejo por Petroproducción ... 9

Tabla 3. Pozos perforados en el Bloque Bermejo por TecpEcuador ... 11

Tabla 4. Porosidad de los campos del Bloque Bermejo ... 25

Tabla 5. Saturación de los campos Bloque Bermejo ... 26

Tabla 6. Permeabilidad de los Bloques Bermejo ... 27

Tabla 7.Grado API de Petróleo del Bloque Bermejo ... 29

Tabla 8.Presión de Burbuja del Bloque Bermejo ... 30

Tabla 9. Factor Volumétrico de los campos del Bloque Bermejo ... 31

Tabla 10. Viscosidad del petróleo Bloque Bermejo ... 32

Tabla 11. Características de yacimiento, producción y pozo. Plunger Lift .... 59

Tabla 12. Características de los fluidos. PLunger Lift ... 60

Tabla 13. Características de las facilidades de superficie. PlungerLift ... 60

Tabla 14. Historial de producción ... 62

Tabla 15. Datos del estado del pozo hasta la fecha actual ... 63

Tabla 16. Historial de reacondicionamiento ... 63

Tabla 17. Topes y bases de formación del pozo BS-27 ... 68

Tabla 18. Curva IPR pozo BS-27 ... 72

Tabla 19. Pronostico de producción para el pozo BS-27 ... 84

Tabla 20. Costos estimados para el pozo BS-27 ... 87

Tabla 21. Interpretación teórica del Valor Actual Neto. ... 89

(12)

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1. Ubicación geográfica del Bloque Bermejo ... 7

Fig. 2. Mapa general del Campo Bermejo ... 12

Fig. 3. Mapa ubicación campos productivos Bloque Bermejo. ... 13

Fig. 4.Columna Estratigráfica Bloque Bermejo. ... 19

Fig. 5. Sistema típico de Bombeo Mecánico. ... 34

Fig. 6. Principio de Venturi ... 36

Fig. 7.Equipo de Superficie ... 37

Fig. 8.Equipo de fondo ... 38

Fig. 9.Componentes del Sistema Electrosumergible. ... 40

Fig. 10. Sistema LRP ... 43

Fig. 11. Ciclo de produccion de un Plunger Lift ... 46

Fig. 12. Equipo de superficie ... 49

Fig. 13. Equipo de subsuelo ... 51

Fig. 14. Instalación para pozos con gas suficiente de formación ... 56

Fig. 15. Instalación para pozos con gas de formación superior a lo necesario ... 57

Fig. 16.Instalación del sistema PlungerLift para pozos asistencia exterior de gas ... 58

Fig. 17. Historial de Producción ... 62

Fig. 18. Completación actual del Pozo BS-27 ... 67

Fig. 19. Registro eléctrico de la formación HS del pozo BS-27 ... 69

Fig. 20. Prueba de restauración de presión del pozo BS-27 ... 70

Fig. 21. Construcción de la Curva IPR del pozo BS-27 ... 73

Fig. 22. Planilla de datos para análisis de Sistema Plunger Lift ... 76

Fig. 23. Resultados del programa para Sistema Plunger Lift. ... 77

(13)

vii

INDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Mapa Estructural Basal Tena ... 96

Anexo 2. Mapa Estructural Hollín Secundario ... 97

Anexo 3. Mapa ubicación Campos Productivos Bloque Bermejo. ... 98

Anexo 4. Nomenclatura de la Bomba Mecánica. ... 99

Anexo 5. Tabla parámetros Completa. Plunger Lift ... 100

Anexo 6. Análisis de registros eléctricos del pozo Bs-27 ... 101

Anexo 7. Análisis Económico del Pozo BS-27 ... 103

Anexo 8. Declinación de la producción Pozo BS-27 ... 106

(14)

viii

RESUMEN

El presente trabajo, tiene como objetivo realizar un análisis técnico – económico de la implementación de un sistema de levantamiento artificial Plunger Lift en el pozo BS-27, con el objetivo principal incrementar la producción y aprovechar la energía propia del yacimiento, el sistema de extracción de petróleo Plunger Lift, es un método rentable, y no requiere de una fuente externa en la mayoría de los casos.

Como introducción este documento se detalla las generalidades, reseña histórica, descripción geológica, propiedades petrofísicas del Campo Bermejo, además contiene toda la descripción de las formaciones productoras del campo y definiciones de los diferentes tipos de levantamiento artificial que actualmente posee el campo.

También dentro del presente trabajo, se describe al equipo de superficie y subsuelo PLunger Lift, criterios para la selección de pozos, variable con los rangos de aplicación. Se realiza un estudio total del pozo BS-27 como, historial de producción, historial de reacondicionamiento, registro eléctrico, pruebas del Build up, y estado mecánico del pozo. Para el análisis técnico se utiliza un software Casing S.A para el diseño del equipo.

(15)

ix

ABSTRACT

The objective of the present work is to develop a technical-economical analysis of an implementation of a PlungerLift artificial raising system in the Oil W ell BS-27, with the main objective of raising the production and toget advantage from the own oil well energy, PlungerLif toil extraction system, is a profitable method, and in the most of the cases, It doesn’t require any external source.

As an introduction, generalities, history sketch, geological description, Bermejo Campus petrofisical properties, are detailed in this document. Besides, it contains all description of the campus productive formations, and definitions of different types of artificial raising, nowadays having the campus.

Also, within this work, the over ground equipment and PlungerLift underground, are described, as well as criteria for oil Wells selection, variable with applying levels. A total study of the BS-27 oil well is carried out, as well as a production story, and a reorganization record, an electrical registration, Build up tryings and of the oil well mechanical state. For the technical analysis, Casing S.A software is utilized in order to design the equipment.

(16)

1

1. INTRODUCCIÓN

En la industria del petróleo se realizan proyectos de suma importancia como la implementación de sofisticada tecnología para sistemas de levantamiento artificial en campos maduros, que requieren de un estudio minucioso y detallado con el fin de establecer su factibilidad.

El Bloque Bermejo es operado por la compañía TecpEcuador S.A. desde el año 1999, está formado por las estructuras Bermejo Norte, Bermejo Sur, Bermejo Este y El Rayo.

En el presente trabajo se realiza un estudio para optimizar la producción de petróleo, en pozos con baja productividad, alta producción de gas y problemas mecánicos. En nuestro país se utilizan varios tipos de levantamiento artificial en campos maduros donde se requieren mantener o aumentar la producción. El método más antiguo de levantamiento artificial es el de bombeo mecánico, en el campo Bermejo, el 30% de pozos están produciendo a Bomba Electrosumergible, y el 70% por Bombeo Mecánico.

Para optimizar la producción de estos pozos, es necesario un método asequible, eficaz y fácil de usar en un levantamiento artificial. El sistema de extracción de petróleo Plunger Lift, es un método rentable, con bajo costo inicial, poco mantenimiento, y no requiere de una fuente externa en la mayoría de los casos, el sistema Plunger Lift o sistema de bombeo neumático, es una alternativa económica tanto para el bombeo mecánico como para el flujo natural, y puede reducir significativamente las pérdidas de gas, eliminar o reducir la frecuencia de tratamientos futuros del pozo y mejorar la productividad del mismo.

(17)

(18)

3

1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

Los principales problemas referente a la parte operativa del campo son: los métodos actuales de producción, debido a que hacen ineficientes por su bajo rendimiento, falta de optimización en el funcionamiento, constante mantenimiento, poca presión en el pozo y la pérdida de producción, además, de tener una alta relación gas-petróleo y un bajo índice de productividad en los sistemas de extracción como bombeo mecánico, lo que encarece los costos de operación y mantenimiento, e incrementa las pérdidas de producción.

Uno de los principales ingresos económicos que percibe el país es el proveniente de la producción de petróleo, siendo importante su máxima recuperación mediante el diseño adecuado del sistema de levantamiento artificial acorde al comportamiento del pozo.

El incremento de la producción de petróleo mediante cambios de sistemas de extracción eficientes en los pozos del Bloque Bermejo; ayudaría a reducir costos y a incrementar relativamente la producción.

El objetivo de este trabajo es analizar un nuevo sistema de levantamiento a ser implementado en un pozo tipo utilizando el sistema de levantamiento Plunger Lift, lo que permitirá el aprovechamiento propio de la energía del yacimiento.

(19)

4

1.2 JUSTIFICACIÓN

La crisis energética que atraviesa el Ecuador principalmente por la falta de producción, exige mayor atención en los Bloques Petroleros, y uno de ellos es el Bloque Bermejo.

La baja productividad que actualmente tienen los pozos del Bloque Bermejo y los elevados precios del crudo en el mercado internacional demandan un mayor aprovechamiento de los recursos disponibles por lo que el diseño de un adecuado sistema de levantamiento se convierte en la principal alternativa a esta demanda mundial.

Para encontrar la solución a este problema se hace necesario conocer los historiales de producción, los historiales de reacondicionamiento, las propiedades de las rocas y de los fluidos, los topes y bases de las formaciones existentes, el tipo de completación actual, los datos de las pruebas de Build Up y las facilidades de producción de los pozos del Bloque Bermejo.

El propósito de este estudio es diseñar nuevos métodos de levantamiento artificial como Plunger Lift (PL) adecuados para optimizar la producción de petróleo de cada pozo reduciendo los costos operativos, con lo cual se podría incrementar relativamente la producción del Campo, beneficiando a TecpEcuador S.A por la mayor rentabilidad económica del Bloque Bermejo.

(20)

5

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis-técnico económico de la implementación del sistema Plunger Lift en el pozo BS-27 en el Campo Bermejo.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Describir parámetros petrofísicos y litológicos del reservorio, de los fluidos de los horizontes productores en la estructura Bermejo.

2. Analizar, historial de producción, historial de reacondicionamiento registro eléctrico, pruebas de Build Up, y estado mecánico del pozo seleccionado.

3. Describir los componentes del Sistema Plunger Lift y su aplicación en el pozo seleccionado.

(21)

6

2. MARCO TEÓRICO

2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO BERMEJO Y DE SUS

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

2.1.1 ASPECTOS GENERALES

El Bloque Bermejo es operado por la compañía TecpEcuador S.A. desde agosto de 1999, posee una extensión aproximada de 63M Ha, se encuentra entre los 300 y 1200 msnm, en una zona montañosa ubicada en las estribaciones de la llamada Cordillera Real, donde existen volcanes activos y sismicidad alta. Tiene una pluviosidad anual cercana a los 450 L/m2 que hace que la zona sea considerada Bosque húmedo y en la cual existe una alta biodiversidad.

El Bloque intercepta con cuatro áreas protegidas: Reserva Cofán-Bermejo, Reserva Ecológica Cayambe-Coca, Unidad 4 del Bosque Napo y el Bosque Protector El Bermejo, este último se encuentra dentro del área de operación.

2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

(22)

7

Mapa de ubicación

Fig. 1. Ubicación geográfica del Bloque Bermejo

(23)

8

2.1.3 RESEÑA HISTÓRICA

El Campo Bermejo fue descubierto por Texaco, operadora del consorcio Texaco Gulf, con la perforación del pozo exploratorio Bermejo Norte 01, alcanzando una profundidad de 4314 pies, y finalizó el 13 de mayo del mismo año, fue completado en octubre de 1973. En mayo de 1976 fue devuelto al estado ecuatoriano, por cuanto luego de perforar los pozos: BN-01, BN-02, BS-03 y Bermejo-04 este último seco. Los resultados para Texaco no fueron económicamente rentables (Ver Tabla1).

Tabla 1. Pozos Perforados el Bloque Bermejo por Texaco

COMPAÑÍA POZO CLASIFICACIÓN DEL POZO

PROFUNDIDAD FINAL ALCANZADA (pies)

TEXACO BN-01

Vertical -

Exploratoria 4306

TEXACO BN-02

Vertical -

Avanzada 4674

TEXACO BN-03

Vertical -

Exploratoria 4802

TEXACO

Bermejo – 04

Vertical -

Avanzada Fuera de estructura

Fuente: (TECPECUADOR, 2014)

(24)

9

Tabla 2. Pozos perforados en el Bloque Bermejo por Petroproducción

Petroproducción BN-03 Vertical - Desarrollo 4915 Petroproducción BN-04 Vertical - Desarrollo 4912 Petroproducción BN-05 Vertical - Desarrollo 4445 Petroproducción BN-06 Vertical - Desarrollo 4659 Petroproducción BN-07 Vertical - Avanzada 4941 Petroproducción BN-08 Vertical - Desarrollo 4708 Petroproducción BN-09 Vertical - Desarrollo 4542 Petroproducción BN-10 Vertical - Avanzada 4780 Petroproducción BN-13 Vertical - Avanzada 4725 Petroproducción BN-15 Vertical - Avanzada 4322 Petroproducción BN-16 Vertical - Avanzada 4767 Petroproducción BN-17 Vertical - Desarrollo 4575 Petroproducción BN-18 Vertical - Desarrollo 4808 Petroproducción BN-19 Vertical - Desarrollo 4539 Petroproducción BS-02 Vertical - Desarrollo 4432 Petroproducción BS-03 Vertical - Desarrollo 5100 Petroproducción BS-04 Vertical - Desarrollo 4508 Petroproducción BS-05 Vertical - Desarrollo 4740 Petroproducción BS-06 Vertical - Desarrollo 5099 Petroproducción BS-07 Vertical - Desarrollo 4984 Petroproducción BS-08 Vertical - Desarrollo 5010 Petroproducción BS-09 Vertical - Desarrollo 4847 Petroproducción BS-10 Vertical - Desarrollo 4719 Petroproducción BS-11 Vertical - Desarrollo 4993 Petroproducción BS-12 Vertical - Desarrollo 4750 Petroproducción BS-13 Vertical - Desarrollo 4606 Petroproducción BS-14 Vertical - Desarrollo 4968 Petroproducción BS-15 Vertical - Desarrollo 4921 Petroproducción BS-16 Vertical - Avanzada 4715 Petroproducción BS-17 Vertical - Avanzada 5039 Petroproducción BS-18 Vertical - Avanzada 4562 Petroproducción BS-19 Vertical - Avanzada 4542 Petroproducción BS-20 Vertical - Avanzada 4805 Petroproducción BS-21 Vertical - Desarrollo 4537 Petroproducción BS-22 Vertical - Desarrollo 4741 Petroproducción BS-23 Vertical - Avanzada 4306 Petroproducción BS-26 Vertical - Desarrollo 4957 Petroproducción BS-27 Vertical - Desarrollo 4820 Petroproducción BS-30 Vertical - Desarrollo 4612

(25)

10 TecpEcuador inicia sus operaciones en el Campo Bermejo en 1999, previa la firma del contrato para Explotación de petróleo crudo y Exploración adicional de Hidrocarburos del Campo Marginal Bermejo, con fecha 01 de julio de 1999. En esta fecha la producción del Campo fue de 3732 barriles de petróleo por día (bppd). Con toda la información disponible del campo, más la nueva sísmica, se procedió a realizar el “Estudio Integral del Campo Bermejo”, con técnicos de la empresa TecpEcuador. Con estos datos se obtuvo un modelo estático y un dinámico, este estudio permitió realizar operaciones de workover y pozos nuevos para incrementar la producción de petróleo del área. Otro de los importantes aportes del mismo es el proyecto de recuperación mejorada que se encuentra en funcionamiento en la zona norte del Campo, con la inyección de agua desde mayo del 2003 y con la inyección de gas desde mayo del 2004.

Al inicio de las actividades para incrementar el potencial productivo del campo se estimó conveniente realizar la adquisición de sísmica 3D. Desde el 03 de febrero del año 2000, luego de cumplir con todos los requisitos solicitados por los entes estatales se procedió al registro de 210Km2 de sísmica 3D, lo que permitió mejorar la calidad de la información que hasta ese momento se tenía disponible del campo.

El último pozo perforado por TecpEcuador S.A. en julio del 2012 fue el pozo exploratorio Bermejo Este x-1, un pozo vertical con una profundidad máxima alcanzada de 8911’, con el cual se pretende incrementar la producción total del campo Bermejo.

(26)

11

Tabla 3. Pozos perforados en el Bloque Bermejo por TecpEcuador

TecpEcuador BS-1001 Vertical – Desarrollo 4923

TecpEcuador BS-1004 Horizontal - Desarrollo 5072 pies MD/ 3744 pies TVD

TecpEcuador BS-1005 Horizontal - Desarrollo 4900 pies MD/ 3615 pies TVD

TecpEcuador BS-1006 Desviado – Desarrollo 3994 pies MD/ 3667 pies TVD

TecpEcuador BS-1008 Horizontal - Desarrollo 5591 pies MD / 4300 pies TVD

TecpEcuador BS-1013 Desviado – Desarrollo 5278 pies MD/5037 pies TVD

TecpEcuador BS-1015 Desviado – Desarrollo 5630 pies MD / 4940 pies TVD

TecpEcuador BS-1016 Desviado – Desarrollo 5510 pies MD / 5012 pies TVD

TecpEcuador ERx-01 Vertical – Exploratorio 3692

TecpEcuador ER-02 Desviado – Desarrollo 4480 pies MD / 3720 pies TVD

TecpEcuador ER-04 Desviado – Desarrollo 4060 pies MD / 3666 pes TVD

TecpEcuador ER-08 Desviado – Desarrollo 5291 pies MD

TecpEcuador BE-01 Desviado – Desarrollo 8911 pies MD

(27)

12

MAPA GENERAL DEL BLOQUE BERMEJO

Fig. 2. Mapa general del Campo Bermejo

(28)

13

2.2 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL BLOQUE BERMEJO

Dentro del Bloque Bermejo, se han desarrollado a la fecha cuatro campos productores de petróleo los cuales se describen a continuación (ver Fig.3).

 Campo Bermejo Sur: Estructura Anticlinal con niveles productores en la Fm. Hollín y Basal Tena.

 Campo Bermejo Norte: Estructura Anticlinal productora de Hollín, Napo y Basal Tena.

 Campo El Rayo: Trampa estratigráfica ubicada en el Flanco Norte de la estructura de Bermejo Sur, con niveles productores en la Fm. Napo y Basal Tena.

 Campo Bermejo Este: Trampa estratigráfica ubicada en el Flanco Este de la estructura de Bermejo Sur, con niveles productores en la Fm. Basal Tena.

MAPA UBICACIÓN CAMPOS PRODUCTIVOS BLOQUE BERMEJO.

Fig. 3. Mapa ubicación campos productivos Bloque Bermejo.

(29)

14 El Bloque Bermejo está constituido por dos estructuras anticlinales limitadas por una falla normal y una falla inversa, conformado por dos acumulaciones de hidrocarburos, entrampadas en sendos anticlinales fallados, denominados: Bermejo Sur y Bermejo Norte. Con otro tipo de estratigrafía encontramos el desarrollo de la estructura El Rayo y recientemente el desarrollo de la estructura Bermejo Este. Las estructuras se desarrollaron a partir del Maastrichtiano (Inversión Napo Medio–Tena Inferior) y fueron levantadas en el Plioceno–Cuaternario por esta fase orogénica coincidente con la fase compresiva Quechua.

2.2.1 CONSIDERACIONES ESTRATIGRÁFICAS

La columna estratigráfica tipo del área, responde a las características de toda la Cuenca de Oriente y se describen aquí en orden ascendente.

2.2.1.1 Precretácico

Rocas Jurásicas, Triásicas y Paleozoicas de las Fms. Chapiza, Santiago, Macuma y Pumbuiza conforman el basamento económico de la cuenca.

2.2.1.2 Cretácico

Formación Hollín (Aptiano Superior – Albiano Inferior): Apoya discordantemente sobre el sustrato Precretácico. Su espesor varía entre 100 y 500 pies y se distinguen dos unidades:

(30)

15 superior llamado Hollín Secundario compuesto por areniscas de granulometría más fina, depositadas en medio marino litoral, con intercalaciones tanto pelíticas como carbonáticas, observándose un desmejoramiento de las condiciones petrofísicas respecto al miembro inferior.

En algunos sectores del bloque Bermejo, entre ambos miembros se desarrolla un paquete pelítico de 20 pies de espesor promedio, que localmente podría actuar como barrera de permeabilidad separando ambas unidades. Donde este cuerpo pelítico carece de desarrollo, el Hollín Principal y el Secundario se pueden considerar como un único reservorio hidráulicamente comunicado.

2.2.1.3 Formación Napo (Albiano Inferior – Campaniano Medio):

Apoya concordantemente sobre la Fm. Hollín. Está compuesta por lutitas y calizas con intercalaciones de areniscas, alcanzando un espesor de 1100 pies aproximadamente. Esta formación predominantemente marina, fue depositada durante ascensos del nivel de base de 2° orden que a su vez fueron interrumpidas por cuatro caídas del nivel de base de 3° orden que dieron lugar a la deposición de las areniscas T , U inferior, U superior, M2. Asi pueden diferenciarse cuatro secuencias deposicionales de alta frecuencia, cada una compuesta de una arenisca basal cubierta por arcillas o calizas. Estas arenas carecen de buenas condiciones petrofísicas en el área Bermejo debido a su posición distal respecto del área de aporte.

2.2.1.4 Formación Tena (Maastrichtiano):

(31)

16 La sección basal está limitada por una importante discordancia angular, de magnitud regional, que marca el comienzo de la orogenia Andina, la cual produjo un importante cambio en la pendiente de la cuenca.

Sobre esta discordancia se desarrolla un nivel arenoso, de espesor variable, que es conocido como la Formación Basal Tena. Genéticamente este nivel está asociado a depósitos de canales fluviales. Está representado por cuerpos arenosos de espesor variable, de granulometría media a fina, con intercalaciones de pelitas rojizas. Los niveles gruesos y con mejor petrofísica se alojan preferentemente en los niveles basales, mientras que los topes muestran disminución de tamaño de grano y aumento de arcillosidad. Las pelitas corresponderían a sedimentos de llanuras de inundación.

2.2.1.5 Formación Tiyuyacu Inferior (Eoceno Inf. a medio):

Compuesta por conglomerados, areniscas y arcillas, que apoyan según una discordancia fuertemente erosiva sobre la Fm. Tena. El ambiente sedimentario es de tipo fluvial y corresponde a ríos proximales intermitentes o con larga estación seca. Su potencia varía entre 330 y 1600 pies.

2.2.1.6 Formación Tiyuyacu Superior (Eoceno Medio):

Presenta una base erosiva. Son depósitos continentales con conglomerados en la base y arcillas y areniscas en el tope. La potencia de esta formación varía entre 330 y 650 pies.

2.2.2 Consideraciones Estructurales - Etapas de Deformación

(32)

17

2.2.2.1 Extensión Precretácica

Los depósitos del Precretácico se caracterizan por conformar una cuña sedimentaria Paleozoica que se bisela hacia el Este y por hemigrabens de edad Permo-Triásica o Jurásicas, limitados por fallas de rumbo SO-NE. y NO-SE. Durante el desarrollo de estos hemigrabens se depositó la Fm. Santiago de edad Liásica, en la etapa de sinrift. La etapa de postrift está constituida por la Fm. Chapiza o la Fm. Misahuallí, que sellan estos hemigrabens.

2.2.2.2 Extensión Napo Basal o inferior (Albiano a Cenomaniano)

Pequeñas fallas normales que afectan la parte inferior de la Fm. Napo, indican la presencia de esta etapa extensiva. La mayoría de estas pequeñas fallas normales fueinvertida durante las etapas de deformación compresivas posteriores, y probablemente hayan controlado la sedimentación de ciertos cuerpos arenosos conocidos como excelentes reservorios.

2.2.2.3 Inversión Napo Medio – Tena Inferior (Turoniano a Maastrichtiano)

Primera etapa de deformación compresiva que se produjo durante la sedimentación de la Fm. Napo Medio y Superior y de la Fm. Tena Inferior. La mayoría de los campos productores del Oriente Ecuatoriano están afectados por esta primera etapa de deformación, que coincide con la fase compresiva Peruana.

2.2.2.4 Inversión Tiyuyacu (Eoceno Inferior)

(33)

18

2.2.2.5 Inversión Pliocena - Cuaternaria

Es la última y una de las principales etapas de inversión tectónica de la Cuenca del Oriente. Es responsable del levantamiento del Sistema Subandino y levanta toda la columna sedimentaria de la Cuenca del Oriente, hasta los depósitos de lahares y terrazas aluviales Cuaternarias.

(34)

19

Fig. 4.Columna Estratigráfica Bloque Bermejo.

(35)

20

2.2.3 ESTRUCTURA BERMEJO NORTE

La estructura Bermejo Norte es un anticlinal asimétrico de orientación Norte-Sur con marcada pendiente en el flanco este, hacia la parte Oeste se aprecia una falla inversa con el bloque alto hacia el este, es de menor extensión que la estructura Bermejo Sur.

“Es atravesado por una serie de fallas secundarias inversas pequeñas de dirección general E-O y N-S producto de las fallas principales que podrían estar funcionando como barreras impermeables”. (PIEDRA LARA FREDDY RUBEN, 1999)

“El flanco oriental es extendido y buza 7° 20’ Este, y el Occidental y contra regional buza 11°. Es un anticlinal de doble cierre y abierto estratigráficamente en sedimentos basales de la Formación Tiyuyacu”. (QUINTANA BOLIVAR, 1978)

2.2.4 ESTRUCTURA BERMEJO SUR

El anticlinal de Bermejo Sur es de doble cierre ubicado en dirección Sur–Oeste del anticlinal de Bermejo Norte. Tiene un eje de N70ºO a N40°O, es de mayor extensión que la estructura Bermejo Norte.

Está afectado en la proximidad del eje por una falla longitudinal normal de gran ángulo, esta falla no afecta la acumulación de hidrocarburo de este anticlinal. “El flanco noroccidental o regional es extendido y suave y presenta un buzamiento de N7°E” (QUINTANA BOLIVAR, 1978)

2.2.5 ESTRUCTURA EL RAYO

(36)

21

La falla principal que limita al occidente con la estructura Bermejo Norte, constituye a su vez el límite oriental de la estructura El Rayo, mientras que el límite sur está representado por la existencia de una zona de malas propiedades de reservorio, las que le confieren el verdadero control estratigráfico a la trampa.

2.2.6 ESTRUCTURA BERMEJO ESTE

“El Campo Bermejo Este es un área estratigráfica, producto de una distribución localizada de las arenas correspondiente al Yacimiento Basal Tena en el ámbito del hundimiento Este de la Estructura anticlinal Bermejo Sur. Para su explotación, se definió un área de reservas probadas de 200 Ha.” (Carolina Gualavisí, 2012). Se encuentra ubicado al Sur de la Estructura Anticlinal Bermejo Norte y al Este de la Estructura Anticlinal Bermejo Sur, correspondiente al Bloque Bermejo.

En la perforación del pozo BE-1, se buscaron todas las secuencias que habían sido consideradas en los campos anteriormente desarrollados, llegando con tal perforación hasta el horizonte sísmico correspondiente al Precámbrico.

2.3 PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES

Los objetivos petrolíferos constituyen cuatro reservorios aislados, de antigüedad cretácica media a paleocena. Los de mayor importancia son: Hollín Principal y Basal Tena, subordinadamente Hollín Secundario y las Calizas “A” y “B” de la Formación Napo.

(37)

22 someros. La madurez se habría logrado como consecuencia de una espesa columna suprayacente de sedimentos Terciarios.

Los pozos perforados en el Bloque Bermejo tiene una profundidad promedia de 4500 pies y presentan una columna litológica generalizada compuesta por: Formación Tiyuyacu de 1000 pies de espesor,constituida de lutitas y limolitas; Formación Tena de 2600 pies de espesor, constituida por arcilla y limolita; Formación Napo con 1050 pies de espesor, constituida de lutitas en Napo Superior; Calizas M1 y M2 en Napo medio y en la sección inferior por Calizas A, Areniscas U y T, Caliza B y Basal Tena; y por último la Formación Hollín de 300 pies de espesor, constituida por arenisca de cuarzo.

2.3.1 BASAL TENA

Basal Tena está constituida principalmente de una arenisca cuarzosa de grano fino de mediana selección, con espesores netos que varían entre 15 pies y 30 pies. Esta formación es un complejo arenoso fluvial discontinuo lateralmente, se encuentra aproximadamente a una profundidad de 3200 pies en Bermejo Norte y 3100 pies en Bermejo Sur.

La formación Basal Tena se la conocía como “Arenisca M-1”, pero por correlaciones, análisis litológicos y posición estructural se la definió como “Arenisca Basal Tena”.

En la estructura Bermejo Norte fue descubierta con la perforación del pozo BN-08 a pesar de probarse en pozos anteriores la presencia sólo era de gas, en cambio en la estructura Bermejo Sur se descubrió la presencia de petróleo con la perforación del pozo BS–26, abriendo una nueva y buena posibilidad hidrocarburífera del yacimiento en esta región.

(38)

23 petróleo. “El mecanismo de producción de esta arena es por depletación de su capa de gas y por empuje lateral” (SANTACRUZ CARLOS, 1994).

2.3.2 CALIZA “A”

La caliza “A” es productora solo en el pozo BN-02, su permeabilidad es muy baja y tiene una porosidad secundaria aproximada de 7%. “Las Calizas no presentan evidencias de tener empuje hidráulico, pero sí la presencia de gas en solución; consecuentemente, la presión inicial del reservorio ha disminuido notablemente a través de los años. El mecanismo de producción es por Expansión del Sistema debido al Gas en Solución”. (VILLAMARÌN PAULO, 2008). La Caliza “A” es una formación carbónica que se encuentra incluida en la sección media de la Formación Napo, a una profundidad aproximada de 4000 pies, el espesor que alcanza esta Caliza varía entre los 70 pies y 80 pies según el análisis de registros eléctricos.

2.3.3 CALIZA “B”

La Caliza “B” se encuentra incluida en la sección media de la Formación Napo, a una profundidad aproximada de 4200 pies y con un espesor promedio de 30 pies. Está constituida por sedimentos orgánicos de plataforma marina que se distribuyen de manera casi constante tiene una porosidad promedio de 5%. Esta formación es productora en dos pozos ER-05 y ER-08, donde produce 91 bppd con bajo porcentaje de agua.

2.3.4 HOLLÍN

(39)

24 continental a marginolitoral, está dividido en dos unidades productoras separadas por un intervalo de lutita de 20 pies de espesor.

La unidad ubicada en la parte superior de la arena se denomina Hollín Secundario, presenta areniscas alteradas con capas de lutita y limo. Tanto en Bermejo Sur como en Bermejo Norte, Hollín Principal y Hollín Secundario están separados por una arcilla de espesor variable, la cual impide la comunicación entre ellos. Hollín es una trampa de tipo estructural afectada por varias fallas longitudinales y transversales, con un pliegue topográfico muy abrupto e irregular, debido a los fenómenos ocurridos de plegamiento y fallamiento.

2.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA

El análisis petrofísico es el estudio de las propiedades físicas y químicas que describen la incidencia y el comportamiento de las rocas y fluidos. Las características más importantes de la roca incluyen su composición, densidad, tipo de grano y la distribución del tamaño del poro, porosidad, permeabilidad, saturación de los fluidos, tensión interfacial, ángulo de contacto, humectabilidad, presión capilar y permeabilidad relativa.

Para la realización de este estudio solo se analizarán las propiedades petrofísicas que afectan directamente a la recuperación primaria como son la porosidad, saturación y la permeabilidad, las mismas que fueron obtenidas de resultados de pruebas de presión y análisis PVT realizados por la compañía TecpEcuador S.A para cada arena productora.

2.4.1 POROSIDAD

(40)

25 obtención de la porosidad se utiliza análisis de núcleos (cores) y análisis de registros eléctricos. Matemáticamente se define como:

Vtotal

Vporoso





[1,1]

Dónde:





Porosidad

V = Volumen

Tabla 4, muestra la porosidad promedio de acuerdo al reservorio productor de cada campo, en el que se puede observar que el Bloque Bermejo posee una porosidad promedio de 19% en la arena Basal Tena, 13% en la Caliza B, 13% en la formación Hollín y una porosidad relativamente baja de 7% en la Caliza “A”.

Tabla 4. Porosidad de los campos del Bloque Bermejo

CAMPO YACIMIENTO

POROSIDAD

(%) CARACTERIZACIÓN Bermejo

Norte

Basal Tena 18,0 Promedio

Caliza A 7,0 Baja

Hollín Principal 12,0 Promedio

Bermejo Sur

Basal Tena 18,0 Promedio

Hollín

Secundario 13,0 Promedio

Hollín Principal 12,0 Promedio

El Rayo Basal Tena 19,20 Promedio

Caliza B 13,0 Promedio

(41)

26

2.4.2 SATURACIÓN

La saturación de los fluidos se define como la fracción o porcentaje de volumen poroso ocupado por un fluido particular, petróleo, agua o gas. Para la determinación de la saturación de agua, se utiliza la interpretación de registros eléctricos. La Tabla 5 muestra las saturaciones de los diferentes reservorios del campo Bermejo. Matemáticamente se define como la razón del volumen total del fluido con respecto al volumen poroso:

𝑆𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 [1,2]

Tabla 5. Saturación de los campos Bloque Bermejo

CAMPO YACIMIENTO SATURACIÓN (%)

Bermejo Norte

Basal Tena 20,0

Caliza A 24,0

Hollín Principal 32,0

Bermejo Sur

Basal Tena 20,0

Hollín Secundario 20,0 Hollín Principal 32,0

El Rayo Basal Tena 26,60

Caliza B 23,0

2.4.3 PERMEABILIDAD

(42)

27 Para este estudio se considera los datos de permeabilidad calculados en las pruebas de Build Up para cada pozo. La Tabla 6 muestra las permeabilidades de los reservorios productores de cada campo.

Tabla 6. Permeabilidad de los Bloques Bermejo

CAMPO YACIMIENTO

PERMEABILIDAD

(mD) CARACTERIZACIÓN Bermejo

Norte

Basal Tena 8 Mala

Caliza A 475 Muy buena

Hollín Principal 320 Buena

Bermejo Sur

Basal Tena 496 Muy buena

Hollín

Secundario 50 Buena

Hollín Principal 320 Muy buena

El Rayo Basal Tena 40 Buena

Caliza B 0,05 Mala

2.5 PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

El petróleo, también conocido como petróleo crudo, es una mezcla compleja de hidrocarburos que contiene sulfuro, nitrógeno, oxígeno y helio como un componente menor, cuyas propiedades físicas y químicas varían considerablemente y dependen de la concentración de sus diferentes componentes.

(43)

28 (Bo), Densidad del petróleo (



o), Viscosidad del petróleo (μo) y Tensión superficial (σ).

2.5.1 GRAVEDAD DEL PETRÓLEO

La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y presión, generalmente se expresa en lb/ft3. Mientras que la gravedad específica del petróleo se define como la relación entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, ambas medidas a 60°F y presión atmosférica.

4 .

62

0 o w o







[1,3] Dónde: 0



= gravedad específica del petróleo.

o



= densidad del petróleo.

w



= densidad del agua (62.4 libras/pie cúbico).

En la industria petrolera se prefiere utilizar la gravedad API del crudo en condiciones de superficie. El petróleo del Bloque Bermejo es considerado de buena calidad ya que produce un crudo de 29-34°API (ver Tabla 7).

5 .

131

5 .

141 _



o

API



[1,4]

(44)

29

Dónde:

o



Tabla 7.Grado API de Petróleo del Bloque Bermejo

CAMPO YACIMIENTO API

Bermejo Norte

Basal Tena 30.1

Caliza A 29.9

Hollín Principal 34.4

Bermejo Sur

Basal Tena 30

Hollín Secundario 34

Hollín Principal 34

Caliza B 31

2.5.2 PRESIÓN DE BURBUJA.

La presión de Burbujeo, llamada también presión de saturación de un sistema de hidrocarburos se define como la mayor presión a la cual se libera del petróleo la primera burbuja de gas. Puede medirse experimentalmente en un sistema de petróleo crudo cuando se realiza una prueba de expansión a una composición constante. Se la puede determinar mediante correlaciones tomando en cuenta que depende de la solubilidad, la gravedad específica del crudo y de la temperatura. La Tabla 8 nos muestra la presión de burbuja de cada reservorio productor de cada campo.



Rs

API

T



f

P

_b



,



_g

,

[1,5]

(45)

30

Dónde:

Pb= presión de burbuja.

g



_{= gravedad especifica del gas.}

Rs= relación de solubilidad. T= temperatura.

Tabla 8. Presión de Burbuja del Bloque Bermejo

CAMPO YACIMIENTO Pb (psi)

Bermejo Norte

Basal Tena 987

Caliza A -

Bermejo Sur

Basal Tena 830

Hollín Secundario -

El Rayo Basal Tena 232

Caliza B 1245

2.5.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO EN LA FORMACIÓN.

El factor volumétrico del petróleo en la formación, se define como la relación entre el volumen de petróleo más su gas en solución en las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento, y el volumen de petróleo en condiciones normales. Por ello Bo siempre es mayor o igual a la unidad ver (tabla 9). Se define matemáticamente por:

(46)

31

Dónde:

T P

Vo

)

_,

(

= Volumen de petróleo a una determinada presión y temperatura.

SC

Vo

)

(

= Volumen de petróleo a presión y temperatura estándar.

La mayoría de las correlaciones empíricas para calcular Bo utilizan la siguiente forma generalizada:



Rs

T



f

B

_o



,



_g

,



_o

,

[1,7]

Dónde:

Rs= relación de solubilidad.

g



= gravedad especifica del gas.

o



T= temperatura.

Tabla 9. Factor Volumétrico de los campos del Bloque Bermejo

CAMPO YACIMIENTO Boi (by/bn) Bo(by/bn) Bermejo

Norte

Basal Tena 1,200 1,05

Caliza A 1,100

Hollín Principal 1,375 1,30

Bermejo Sur

Basal Tena 1,200 1,08

Hollín

Secundario 1,288

Hollín Principal 1,375 1,19

El Rayo Basal Tena 1,200 1,081

Caliza B 1,200 1,226

(47)

32

2.5.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO.

La viscosidad del petróleo, es una característica muy importante que controla el flujo de petróleo a través del medio poroso y de las tuberías. Generalmente se define como la resistencia interna que ofrece el petróleo para moverse, depende de la temperatura del yacimiento, la presión, la gravedad del petróleo y la solubilidad del gas.

Puede determinarse en el laboratorio a determinadas presión y temperatura y generalmente se reporta en los análisis estándar PVT. La Tabla 10 nos muestra las viscosidades de cada reservorio.

Tabla 10. Viscosidad del petróleo Bloque Bermejo

CAMPO YACIMIENTO µo (cP) Bermejo

Norte

Basal Tena 6,37

Caliza A

Bermejo Sur

Basal Tena 3,080

Hollín Secundario

Caliza B 1,179

2.6 MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO DEL

CAMPO BERMEJO

2.6.1 BOMBEO MECÁNICO.

(48)

33

superficie a través de una sarta de varillas metálicas, por una viga oscilante comúnmente conocido como balancín, que es accionado mediante un motor o unidades superficiales actuadas hidráulicamente o neumáticamente. El balancín de producción, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

El bombeo mecánico, es el método de levantamiento artificial más usado a nivel mundial en la actualidad debido a su practicidad, facilidad de operación, optimización y workover. Básicamente, el equipo de levantamiento artificial para bombeo mecánico consta de los siguientes componentes:

2.6.1.1 Equipo de superficie

 Base de la unidad.

 Generador de potencia.

 Convertidor de potencia.

 Balancín.

 Unidad de contrabalance.

 Barra lisa.

 Instalación de la barra lisa.

 Equipo de cabeza de pozo.

2.6.1.2 Equipo de subsuelo

(49)

34

 Bomba de Subsuelo (que a su vez consta de barril o cuerpo de la bomba, pistón, válvula fija y válvula viajera).

 Ancla de gas (opcional).

 Desarenador.

Fig. 5. Sistema típico de Bombeo Mecánico.

Fuente: (ESP-OIL, 2003)

Ventajas

 Confiabilidad y bajo mantenimiento.

 Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la tasa de producción.

 Facilidad para ajustar la tasa en superficie.

(50)

35

 Tolerancia a las altas temperaturas.

 Facilidad para el intercambio de unidades entre pozos.

 Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y la formación de escalas.

 Disponibilidad de diferentes tamaños de unidades.

 Permite una operación más eficiente mediante el uso de unidades con doble sistema de válvulas, lo que permite bombear tanto en la carrera ascendente, como en la descendente.

Desventajas

 Los caudales que permite bombear son relativamente bajos.

 Presenta mayor desgaste de las varillas en pozos desviados.

 El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

 Limitado por profundidad (debido a la resistencia de las varillas de succión).

 Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas.

 La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.

 Susceptible a la formación de parafinas.

 El tubing no puede ser recubierto internamente para protegerlo contra la corrosión.

 Poca resistencia al contenido de H2S.

 En pozos de diámetro pequeño, se limita el caudal a producir, por el tamaño del equipo de subsuelo.

2.6.1.3 Rango de aplicación del Bombeo Mecánico.

 Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.

 Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD).

 No se puede utilizar en pozos desviados.

(51)

36

2.6.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET.

El bombeo Tipo Jet, es un sistema especial de bombeo hidráulico, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles, y el bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos producidos.

Este sistema se basa en el principio de venturi que consiste en el paso de un fluido a través de un área reducida, donde se produce un cambio de energía potencial a cinética originando a la salida de nozzle, provocando una succión del fluido de formación (ver Fig. 6). Estos fluidos entran en un área constante llamada garganta, luego la mezcla de los fluidos sufre un cambio de energía cinética a potencial a la entrada de un área expandida llamada difusor, donde la energía potencial es la responsable de llevar el fluido hasta la superficie.

Principio de Venturi

Fig. 6. Principio de Venturi

Fuente: (SETECPET, 2011)

 Sistema de fluido de potencia

 Bomba de superficie

 Tanques de almacenamiento del fluido motriz y facilidades de deshidratación

 Válvulas de paso

(52)

37

 Turbina

 Analizador de Flujo

Fig. 7.Equipo de Superficie

Fuente: (Bradley.H.B, SPE, 1992)

2.6.2.2 Equipo de fondo

 Cavidad

 Aisladores de zonas o empacaduras

 Camisas

(53)

38

 Fluido Motriz

 Bombas hidráulicas

Fig. 8.Equipo de fondo

Fuente: (Bradley.H.B, SPE, 1992)

Ventajas

 Principalmente no tiene partes móviles, permite manejar fluidos de cualquier calidad, tanto motriz como producida.

 Funciona en pozos profundos, horizontales, desviados o verticales.

 Maneja considerables cantidades de gas.

 Se pueden obtener tasa más grandes que con un bombeo hidráulico convencional con el mismo diámetro de tubería.

 Se recupera con presión hidráulica.

(54)

39

 No necesita Wire-Line en pozos verticales.

Desventajas

 El diseño de la bomba puede llegar a ser bastante complejo.

 Se necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación.

 La eficacia de las bombas jet es baja 26% a 33%.

 Mayor riesgo en las instalaciones de superficie por la presencia de altas presiones.

 Requiere de vigilancia continua para su normal desarrollo.

 Se requiere comunicación entre el tubing y el casing para una buena operación.

2.6.3 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

Las bombas electrosumergibles (BES) o su término en inglés Electrical Submersible Pumps (ESP) es un sistema integrado de levantamiento artificial un medio efectivo para levantar altos volúmenes de fluido desde grandes profundidades en un variedad de condiciones de pozo. Es más aplicable en yacimientos con alto porcentaje de agua y baja relación gas-aceite; sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad. En pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en pozos de alta temperatura y de diámetro reducido.

(55)

40 bomba. El empuje hacia el fluido de producción es realizado por el impulsor, el cual, imparte un movimiento tangencial y radial al fluido, incrementando así su energía cinética. El difusor recibe el fluido de alta velocidad y reduce ligeramente dicha velocidad antes de enviarlo hacia el impulsor de la próxima etapa de bombeo. Este aumento en la energía cinética es convertido en presión.

El equipo de superficie provee energía eléctrica al motor de fondo y controla su funcionamiento. Los principales componentes de superficie son el tablero o variador de control, transformadores, la caja de venteo.

Fig. 9.Componentes del Sistema Electrosumergible.

(56)

41

 Ensamblaje de cabeza de pozo.

 Caja de empalme.

 Panel de controles.

 Transformador.

 Variador de frecuencia (Variable Frequency Drive, VFD).

 Cable eléctrico.

2.6.3.2 Equipo de subsuelo

 Unidad de bombeo centrífugo.

 Camisa de la bomba.

 Separador de gas (Opcional).

 Unidad sellante protectora del motor.

 Motor eléctrico.

 Herramienta de monitoreo de fondo (Opcional).

Ventajas

 Permite el levantamiento de volúmenes extremadamente altos (alrededor de 100000Bls/día) y altos cortes de agua.

 Elevado aporte de energía al fluido.

 No tiene partes móviles en superficie.

 Puede ser automatizado para supervisión y control.

(57)

42

 Es aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo del ángulo de construcción menor 9°/100pies).

Desventajas

 Requiere una fuente de electricidad estable y confiable.

 Para reparar cualquier componente del equipo de fondo, se requiere sacar toda la completación del pozo (reacondicionamiento).

 Baja tolerancia a las altas relaciones Gas–Líquido (Sin separador).

 Posibles fallas eléctricas, principalmente asociadas al cable.

 Vida útil corta si existe un diseño, instalación y operación deficientes.

 Tolerancia limitada a las altas temperaturas.

 No aplicable a completamientos múltiples.

 El rendimiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas libre y después de cierto límite puede ocurrir un bloqueo por gas, de modo que este sistema no es recomendable para pozos con alto GOR.

2.6.4 LRP – LINEAR ROD PUMP

(58)

43

Fig. 10. Sistema LRP

Fuente: (Capacitación Básica LRP Parte 1, 2013)

El sistema de Bombeo LRP ofrece un control total importante sobre la superficie y el fondo del pozo así como las condiciones de bombeo. Esto permite que el usuario pueda operar el sistema con la máxima eficiencia que a su vez reducir los costos de los insumos eléctricos. Normalmente, en los equipos de superficie la viga y el sistema de bombeo funcionan con una eficiencia global baja (típicamente entre 60 a 75%).

(59)

44

Ventajas

 Menor costo que una Unidad de Bombeo (Balancín) equivalente.

 Espacio físico reducido.

 Fácil de Transportar.

 Fácil de instalar, reparar y remover.

 Mantenimiento Sencillo y sin grandes maquinarias.

 No requiere losa ni bases asociadas (Placa para colocar Balancín) para instalarse sobre la sección A/B del pozo.

 Bajo consumo de energía versus Unidades “Machine” actuales del pozo.

 Reduce los riesgos personales asociados a los elementos de contrabalance

 Ideal para áreas pobladas (Sin ruidos molestos).

 Usa Software FIL PUMP de SRP

2.6.4.1 Características técnicas

 Capacidad de carga desde 4.000 lb hasta 40.000 lb. 2. 32, 44, 56, 64, 86, 100 y 120 pulgadas de carreras disponibles.

 Altura de 72 a 200 pulgadas según el modelo.

 Opera con Drive UNICO SRP o “FillPump”.

 Aplican todas las bondades del optimizador de producción FillPump.

 Parada controlada en la parte inferior del recorrido.

(60)

45

3. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT

El principio de funcionamiento del Plunger Lift está fundamentado básicamente en el movimiento de un pistón libre que actúa como una interface mecánica entre el gas de formación y el líquido producido aumentando la eficiencia del pozo.

El sistema de extracción “Plunger Lift” es un sistema ampliamente utilizado en la extracción de líquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que producen por debajo de su caudal crítico. Cuando no se dispone de la energía suficiente para elevar los fluidos hasta la superficie, se puede utilizar una fuente de energía exterior, generalmente gas a presión y caudal adecuado; esta última aplicación se conoce como combinación gas lift - pistón o versión asistida del Plunger Lift.

El Plunger Lift es un sistema de extracción el cual, aprovecha la energía propia del yacimiento para producir petróleo y gas. Cuando no se dispone en el pozo productor, de la energía suficiente para llevar los fluidos hasta la superficie, se puede utilizar una fuente de energía exterior, generalmente gas a presión, esta última se conoce como versión asistida del Plunger Lift.

La operación del sistema se inicia con el cierre en la línea de producción mediante una válvula motora, accionada por un controlador automático programable, permitiendo que el gas de formación se acumule en el espacio anular por segregación natural. Después de que la presión del anular aumenta hasta un cierto valor, se abre la línea de producción. La rápida transferencia de gas desde el casing al tubing, en adición al gas de formación, crea una alta velocidad instantánea que provoca un salto de presión entre el pistón y el líquido.

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46 ascendente, para luego volver a descender completando un ciclo. Sin esta interface mecánica, solo sería elevada una del líquido.

Se adjunta un diagrama típico de un ciclo de producción, donde se ve el comportamiento de la presión de boca de pozo en el tiempo (ver Fig. 11). La duración de cada etapa depende de las características de cada pozo en particular y del pistón utilizado.

Fig. 11. Ciclo de produccion de un Plunger Lift

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3.1 CICLO DE PRODUCCIÓN DE UN PLUNGER LIFT

Este sistema de producción es un método cíclico o intermitente que utiliza la energía propia del reservorio para producir los líquidos acumulados mediante un pistón que actúa como una interface sólida entre el slug de líquido y gas de levantamiento. La operación requiere de la realización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre (Shut-In) con el objeto de:

 Permitir que el pistón, que inicialmente está dentro del lubricador en boca de pozo, mantenido por el flujo de producción, pueda caer hasta el fondo de la instalación en busca del líquido acumulado durante la fluencia.

 Permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para que la expansión del gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo el líquido acumulado.

 Durante el periodo de cierre se producen efectos no deseados:

 El tiempo de cierre provoca una pérdida de producción, ya que parte del líquido acumulado por efecto del aumento de la presión debido al Build Up de la formación de gas, es forzado a ingresar a la formación productiva o a otra capa de baja presión estática. Por ello es muy importante la utilización de resortes con válvulas de pie o retención que evite que el líquido salga del tubing durante los periodos de cierre.

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48 Posterior al cierre, una vez que se alcanza la presión requerida para que el pistón eleve los líquidos acumulados y asegurándonos que el Plunger haya alcanzado la profundidad del resorte, se procede a la apertura de la válvula neumática. Esta genera un diferencial de presión instantáneo debido a la descompresión del gas del ciclo anterior que quedó atrapado en el tubing.

Este diferencial de presión causa la expansión del gas acumulado en el casing, llevando el pistón hacia la superficie, en una primera instancia se observa un flujo niebla seguido del slug macizo de líquido.

El flujo niebla es generado debido a que una parte del gas de empuje pasa a través de la luz existente entre el pistón y el tubing, arrastrando parte del líquido en forma de pequeñas gotas. En el gráfico de presión puede observarse un aumento de presión debido a este flujo niebla, luego de la expansión del gas acumulado en la parte superior del tubing.

A continuación de este primer aporte de líquido, le sigue el Slug elevado por el pistón en su carrera ascendente. El arribo del pistón es detectado en superficie mediante un sensor magnético que le envía una señal al controlador, dando comienzo al periodo denominado purga, venta o Afterflow. Durante este intervalo de tiempo, el pozo aporta gas al sistema y a medida que la velocidad del gas disminuye, comienzan a acumularse gotas de líquido que no pueden ser elevadas.