CAMPO PALOMA (GRUPO #6)

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CAMPO PALOMA

1.IDENTIFICACION DEL CAMPO

Ministerio de Hidrocarburos autoriza cesión de cinco campos de Repsol a YPFB Chaco

Plantas Surubí “A” y Paloma

En el bloque Mamoré se encuentran ubicados los campos Paloma, Surubí, Surubí Bloque Bajo y SurubíNoroeste. En la región hay 46 pozos. Los campos Surubi y Paloma los opera Repsol.El bloque Mamoré está ubicado en el límite de las zonas geomorfológicas conocidas como Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana de Bolivia.

El bloque Mamoré está constituido por 4 campos:

* Surubí Noroeste* Surubí* Surubí Bloque Bajo* PalomaEl bloque Mamoré se encuentra en el SUBANDINO CENTRO BOOMERANG, Se considera aquí la faja que bordea el cratón de Guapore en la parte central del país, en la llanura limite entre losdepartamentos de Cochabamba y santa cruz. Esta faja continua con dirección NW-SE hasta las sierrasy llanuras chiquitinas, en el extremo oriental del país.

CAMPO PALOMA (GRUPO #6)

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En la secuencia estratigráfica están presente las formaciones chaco, Yecua, Petaca (Upper y Lower),Naranjillo, Yantata e Ichoa, los reservorios Productores son Lower Petaca y Yantata, saturados conpetróleo liviano, gas condensado y gasEl bloque Mamoré está ubicado en el límite de las zonas geomorfológicas conocidas como Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana de Bolivia.El principal reservorio es el Lower Petaca ( Terciario ) y consiste de cuerpos arenosos de variablecontinuidad depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial de moderada a alta energía

2.- PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE PRODUCCION

La vida del campo petrolero Paloma, uno de los más importantes de Cochabamba, se termina. Hace 10años producía alrededor de 6.100 barriles diarios de petróleo crudo (BBLD) y hoy produce sólo 860BBLD: un descenso de 85,9 por ciento. La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) revela el dato en un informe especial publicado en la última edición de su revista Petróleo & Gas, que además indica que Paloma–Campo ubicado en el límite con Santa Cruz–es sólo un ejemplo, aunque “dramático”, del proceso de fuerte declinación que la producción petrolera viene sufriendo en los últimos cinco años. Cochabamba, principal productor de petróleo crudo del país, se queda así, drásticamente, sin su principal vocación productiva y el país sufre los efectos con el descenso de la producción de combustibles, especialmente diésel

Corren la misma suerte que Paloma otros campos históricamente significativos para el país como RíoGrande (descubierto en 1962), Víbora (1988), Vuelta Grande (1978), Bulo Bulo (1964), Patujusal (1993), Los Cusis (1994) y Sirari (1985) cuya producción junto a la de otros campos antiguos aportaba en 2000el 90,1 por ciento de la producción nacional de líquidos y hoy aportan sólo el 28,7 por ciento del total yen promedio producen un tercio de lo que alcanzaron a producir en 2002. La CBHE señala que aunque algunos campos antiguos, como Paloma, habían iniciado su procesosprevisibles de declinación natural hace una década, la producción agregada de petróleo, que en 2000alcanzara solamente 31.413 BBLD, en 2005 logró alcanzar una pico de 50.756 BBLD antes de iniciarsesu contracción para en 2010 lograr una leve recuperación. Ante la falta de inversiones, se prevé que se mantenga el mismo ritmo de declinación de losmencionados campos, y su producción, de acuerdo a las previsiones de la Cámara de Hidrocarburos, sehabrá agotado hacia mediados de la década, es decir dentro de cinco a seis años.

Líquidos se mantinene por campos de gas La CBHE, que agrupa a las petroleras privadas que operan en Bolivia, destaca que hoy la producciónnacional de líquidos, tras media década de tasas de crecimiento negativas, alcanza los 42.430 BBLD,sólo marginalmente mayor que la de 40.742 BBLD alcanzada en 2009 y sólo gracias a la recuperaciónde las exportaciones de gas natural, tras su tropiezo de 2009, y la producción asociada de líquidos(condensados) en campos gasíferos.

“De lo anterior se pueden desprender algunas preocupantes conclusiones: primero, que la producción de líquidos del país ha pasado de sustentarse en el rendimiento de campos primordialmente petroleros hace una década a sustentarse hoy en la producción de tres campos primordialmente gasíferos”, apunta el informe .Esto significa que la producción de líquidos del país antes sustentada por alrededor de 40 campos productores se encuentra “peligrosamente” hoy concentrada en la producción de tres campos cuyo aporte representa ya más del 64 por ciento del total

Instalaciones de la empresa petrolera repsol en el campo paloma

Debido a la falta de inversiones y desarrollo de nuevos proyectos de sísmica y exploración, laproducción de hidrocarburos en el departamento de Cochabamba correspondiente al primer semestre

de este año, registró una “disminución sustancial con relación a similar periodo de la gest

ión 2008,según estadísticas de la Secretaria Departamental de Hidrocarburos de la Prefectura. La producción operativa de petróleo condensado en la región del trópico de Cochabamba durante losprimeros seis meses de este año llegó a 1.533.761 barriles, es decir 456.493 barriles menos que losmismos meses de 2008 cuando totalizó 1.990.254 barriles, según datos proporcionados por CarlosZabaleta, director de la Unidad de Hidrocarburos. Del total producido hasta junio 919.988 barrilescorresponden a la empresa Chaco y 613.773 barriles a la Repsol. La producción de gas natural (GN), entre enero-junio de este año sumó 23.091.504 millares de piescúbicos (MMPC); mientras que la registrada en los mismos meses del año pasado 28.536.202 MMPC,estableciéndose una reducción de 5.444.698 MMPC. De ese total 15.128.417 MMPC fueron producidospor Chaco y apenas 7.963.087 MMPC por Repsol

MAXUS BOLIVIA en el proyecto piloto de gas lift mediante coiled tubing presentado por REPSOL- YPF.El levantamiento artificial por gas lift es uno de los métodos más utilizados en pozos petroleros de todo elmundo, y en especial aquí en Bolivia en el Bloque Mamoré que es donde se encuentran los cuatrocampos mayores de petróleo en nuestro país

La mayor parte de estos pozos que se encuentran en este bloque producen con el método artificial degas lift pero en esta última parte se encontraron pozos con tuberías de revestimiento colapsados o conranuras porqué el gas de inyección tiene un alto contenido de dióxido de carbono; lo que se trata dehacer con el método de gas lift mediante Coiled Tubing es aislar la tubería de revestimiento utilizandola tubería de producción como anular e inyectar gas por el Coiled Tubing dentro de la tubería deproducción

3.- IDENTIFICACION DEL DAÑO CAUSADO

El principal daño a la formación ocasionado en el campo paloma fue por taponamiento de partículasfinas, debido a este daño disminuyo la producción del pozo.El daño de formación puede ser el resultado de una alteración física, química o bacterial de la rocaproductora de una formación o de fluidos en situ debido a contacto con el fluido entero de trabajo o conlos componentes de fluidos de perforación, completación y re-acondicionamiento.Daño de Formación es un problema económico y operacional indeseable que puede ocurrir durante varias fases de la recuperación de petróleo de los reservorios. Los procesos fundamentales causando daño de formación en formaciones que contienen petróleo son:físico-químicos, químicos, hidrodinámicos, termales y mecánicos. Las causas físicas de daño de formación debido a la invasión de un fluido incluyen:

Bloqueo de los canales de los poros debido a sólidos contenidos en el fluido.

Hinchamiento o dispersión de arcillas u otros minerales contenidos en la matriz de la roca.

Bloqueo de agua.

Estrechamiento de los finos espacios de los poros

Daño de formación por efecto de causas químicas resultan de incompatibilidades de fluido las cualespueden causar:

Precipitación de soluciones de sales.

Formación de emulsión.

Cambio en la mojabilidad de la roca.

Cambios en los minerales de arcilla alineando en los espacios de los poros de la roca permeable

Las consecuencias del daño de formación son la reducción de la productividad de los reservorios depetróleo y operaciones no rentables. Los principales mecanismos de daño de formación según el grado de significancia:

1.Incompatibilidades de fluido–fluido

2.Incompatibilidades de roca–Fluido

3.Invasión de sólidos

4.Trampa de fase/bloqueo

5. Migración de finos

6. Actividad biológica

La causa básica de daño de formación es el contacto con un fluido extraño. El fluido foráneo puede serun lodo de perforación, un fluido limpio de completación o re-acondicionamiento, y hasta el mismofluido de reservorio si es que sus características originales han sido alteradas.

Clasificación de Daño de Formación

Daño Poco Profundo o en las Cercanías al Pozo

Daño Moderado/Profundo

Clasificación de daño por tipo de taponamiento

Taponamiento Asociados con Sólidos

El taponamiento por sólidos ocurre en la cara de la formación, en la perforación, o en la formación.

Sólidos Grandes

Sólidos Pequeños

Precipitación de Sólidos

Taponamiento Asociado con Filtrado de Fluido

El líquido es forzado dentro de zonas porosas por presiones diferenciales, desplazando o mezclando conuna porción de los fluidos vírgenes del reservorio. Esto puede crear bloqueo debido a uno o másmecanismos que pueden reducir la permeabilidad absoluta del poro, o restringir el flujo debido aefectos de permeabilidad relativa o viscosidad.

Los numerosos mecanismos que resultan en daño de formación también pueden ser clasificados en lamanera en la cual reducen la producción:

-Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación

.-Reducción permeabilidad relativa del petróleo.

-Incremento de la viscosidad del fluido del reservorio.

La reducción de la permeabilidad de la formación debido a sólidos puede ser el resultado de cuatrodiferentes fenómenos:

Taponamiento de los espacios de los poros en la cara de la formación por la torta delodo durante la perforación.

Taponamiento de los espacios de los poros más allá del pozo perforado por sólidosque invadieron del lodo de perforación, fluidos de completación o re-acondicionamiento.

Hinchamiento de arcillas en situ para llenar los espacios de los poros.

. Desalojamiento y migración de finas partículas contenidas entre los espacios de losporos para alojarse en la garganta de los poros

Formaciones que contiene petróleo usualmente contienen varios tipos de arcilla y otras especies deminerales adheridos a la superficie del poro. Estas especies pueden ser sueltas por fuerzas coloidales omovilizadas por corte hidrodinámico del fluido fluyendo a través del medio poroso. Partículas finastambién se pueden generar de la deformación de la roca durante la compresión y dilatación.

Invasión de Partículas

Una de las principales causas de daño de formación es la invasión de partículas sólidas que taponan lasgargantas interconectadas de los poros, y como resultado, reducen substancialmente la permeabilidadnatural de la formación. La forma predominante del empaquetamiento de grano de arena es hexagonal, y su arreglo deempaquetamiento es el factor controlador en la determinación de las aperturas a ser taponadas en losgranos de arena.

FIG 2.1. Empaquetamiento hexagonal de granos de arena de Formación.

D = Diámetro de grano arena de Formación

D = Diámetro de circulo inscrito (representando el diámetro de la garganta deporo)

D = (0.1547)D

D = (6.4641)d

Si se asume un empaquetamiento hexagonal, el taponamiento estable de pequeños granos de arenasobre los espacios entre granos de arena grandes, ocurre cuando el diámetro del circulo inscrito en elespacio entre granos de arena grandes es aproximadamente dos veces el diámetro de los granos pequeños.

Relacionando estos principios básicos al taponamiento de formación, es evidente que partículas con undiámetro aproximadamente 1/13 del tamaño del grano de arena de formación promedio formara unpuente o tapón en la apertura de la garganta del poro y no pasara a la matriz de formación.Partículas con diámetros menores a 1/13 del diámetro del grano de arena de la formación promedio,invadirán el espacio del poro y posiblemente serán atrapados en la matriz de la formación.

Una vez entreverados con un fluido fluyendo por el medio poroso, las varias partículas migran mediante4 mecanismos:

1.Difusión

2. Acumulación

3.Sedimentación

4.Hidrodinámico

El transporte de partículas finas es afectado por seis factores:

1.Fuerzas Moleculares

2.Interacciones Electro-Cinéticas

3.Tensión Superficial

4.Presión de Fluido

5.Fricción

6. Gravedad

Mientras las finas partículas se mueven por caminos tortuosos de flujo existentes en el medio poroso,ellas son capturadas, retenidas, y depositadas dentro de la matriz porosa. Como consecuencia, la texturade la matriz es alterada, reduciendo su porosidad y permeabilidad. Los procesos que se llevan a cabo en el medio poroso pueden ser clasificados en tres grupos:

1.Procesos de la superficie de los poros

a.Depositación

b.Remoción

2.Procesos en la garganta de los poros

a.Taponamiento

b.Destaponamiento

3.Procesos con el volumen de los poros

a.Formación de torta en situ

b.Reducción de torta en situ

c Migración

d.Generación y Consumo

e.Transporte o Intercambio de Interfase

Los mecanismos fundamentales para generar partículas son:

1. Movilización hidrodinámica

2.Expulsión coloidal

3. Liberación de partículas debido a la pérdida de integridad de los granos de la roca debido adisolución química del cemento o compresión de la roca, aplastamiento o deformación.

4.Formación química y físico-química

Los mecanismos fundamentales para la retención de partículas:

1.Depositación en la superficie

2. bloqueo de la garganta del poro

3. Llenado de poro y formación de torta filtro interna

4.Tamizar y formación de torta de filtro externo

Arcillas en situ para Llenar los Espacios de los Poros.

La “arcilla” es un termino genérico, refiriéndose a varios tipos de minerales cristalinos. Los minerales de la arcilla ocupan una fracción grande de formaciones sedimentarias. Estos minerales sonextremadamente pequeños, con forma tipo plato que pueden estar presentes en cristales de rocasedimentarias

Las arcillas que se encuentran con mayor frecuencia en zonas de hidrocarburos son:

Montomorillonites, esmectitas o bentonita

Ilitas

Arcillas de capas mezcladas

Caolinitas

Cloritas

Existen tres procesos que llevan a la reducción de permeabilidad en formaciones sedimentarias conarcillas:

1.- Bajo condiciones coloidales favorables, arcillas no hinchadoras, como kaolinites e illites, pueden serliberadas de las superficies de los poros y de ahí migrar con el fluido fluyendo a través de la formaciónporosa.

2.- Para arcillas que se hinchan, como smectites y arcillas de capas mezcladas, primero se expanden bajocondiciones favorables, después se desintegran y migran.

3.- Los finos adheridos a las arcillas que se hinchan, se desprenden y liberan durante el hinchamiento delas ellas.

La hidratación de arcilla con agua se debe a la hidratación de los cationes unidos a la arcilla. Lacantidad de hinchamiento depende de dos factores:

El catión absorbido en la arcillas

La cantidad de sales en el fluido en contacto con la arcilla.

Hay dos tipos de mecanismos de hinchamiento que puede ocurre debido a la interacción de arcillas einvasión de filtrado.

Hinchamiento cristalino (hidratación superficial) ocurre por la absorción de capas de agua en lasuperficie base cristalina de las partículas de arcilla.

El hinchamiento osmótico es causado por que la concentración de cationes es mayor entre las capas dearcilla que en el bulto de la solución.

En los reservorios M1 y U inferior del bloque Tarapoa hay caolinitas. Este grupo de arcilla estausualmente juntada de forma suelta a la roca anfitriona y puede ser movilizada por la

infiltración defluidos con salinidades por debajo la concentración de la sal critica para la liberación inducida coloidalde partículas o con tasas de flujo lo suficientemente altas para exceder el esfuerzo cortante necesariopara cargar las partículas finas lejos de la superficies de los poros.

La Caolinita, es un mineral filosilicato común. La estructura de la caolinita esta compuesta de silicatode aluminio Al Si2O5(OH)4. Su formación se debe a la descomposición del feldespato por la acción delagua y del dióxido de carbono.

daños a la formacion por fluidos de completacion

Lo primero que debes hacer es identificar cual es el mecanismo del daño para que puedas sugerir untratamiento adecuado

.Existen diferentes mecanismos de daño ya sea mecanico o quimico. Si hablas de fluidos de completacionen particular puedes tener los siguientes mecanismos:

- Por invasion de solidos. (daño de tipo mecanico)

- Migracion de finos.(daño de tipo mecanico)

- Entrapamiento de fases.(daño de tipo mecanico)

- Hinchamiento de arcillas (interaccion entre roca y fluidos)

- Alteracion de mojabilidad

Como podras imaginar el tratamiento varia mucho y se debe poner especial cuidado en evitar agravarel problema.

Te recomiendo leer el excelente libro de Faruk Civan "Reservoir Formation Damage"

.Es creo que hasta ahora el tratado mas completo sobre daño a la formacion.

Espero que esta informacion te sea de utilidad.

4.-REMEDIACION DEL DAÑO

Para solucionar el daño a la formación se ralizo la operación de fracturamiento hidráulico.

El fracturamiento hidráulico es un proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado bajo alta presión de hasta 20.000 psi a fin de lograr la rotura artificial de la roca reservoriocon el fin de aumentar la permeabilidad y la producción

.El fracturamiento se puede hacer en etapas durante las cuales diferentes fluidos son inyectados en elpozo. En primer lugar una plataforma, que es fluido frac sin agentes de sostén, se bombea el pozo hasta eldesglose de la formación. Luego el líquido frac con agentes de sostén se bombea. Al final defracturamiento hidráulico, un desecho del líquido claro se bombea al pozo para limpiar el pozo. El colortambién puede ser un underflush o overflush dependiendo de la cantidad de líquidos de lavado a bombear

.El equipo de fracturamiento incluye unidades de bombeo, mezcladoras, equipos de manipulación agranel, tales como el transporte de arena y fracturamiento de transporte de líquidos, un remolquemontado múltiples, fracturas y autobuses. El fluido de frac sale de las perforaciones en la cubierta,empaques para el aislamiento de la formación. El fluido de fractura suele ser agua (posiblementemezclado con el ácido) o aceite diesel; agentes espesantes se pueden utilizar para aumentar la viscosidad del fluido de fracturamiento.

Los agentes propantes o de sostén (esferas pequeñas) como arena, o gránulos de óxido de aluminio, sesuspenden en el fluido y se utilizan para mantener las fracturas abiertas después de las paradas de bombeo, la concentración de propante o arena es generalmente 2.4 lbs / gal y se mezclado con el fluidode fracturamiento en la mezcladora; se mide el trabajo de fractura por las libras de arena utilizada quepor lo general varía de 20.000 a 1.000.000 de libras en una fractura hidráulica masiva.

Las mayores tasas de inyección de forma más largas fracturas. Algunos tipos de fracturamientohidráulico incluye un Hydrafrac), b) sandfrac, c) waterfrac, d) acidfrac, e) superfrac, f) gelificado waterfrac, g) gelificado oilfrac), fracción de la emulsión, y i) fracción de vapor. El fracturamientohidráulico fue desarrollado en 1948