RECUPERACIÓN TERCIARIA

EN EL CAMPO LA PEÑA

MEDIANTE COMBUSTION IN SITU

1.- Planteamiento del problema.-

1.1.- Identificación del problema.-

Bolivia es un país que cuenta con grandes reservas de gas y algunas de petróleo, además con

varias futuras potencias para el desarrollo de hidrocarburos, por lo que podría decirse que Bolivia

es un país hidrocarburifero y dependiente de el ya que gran parte de los ingresos económicos del

país son provenientes tanto de la industria petrolera como la de la explotación de ellos.

Desde la creación de YPFB hasta la actualidad se realizaron muchas exploraciones en zonas que

podrían tener un gran potencial y varias de estas tuvieron un resultado positivo, tal es el caso del

campo La Peña, la cual fue descubierta en 1965, desde entonces este campo ha sido desarrollado

hasta la actualidad pero sus reservas están llegando a reducirse y llego a ser abandonado debido a

que su producción llego a ser desfavorable económicamente sin embargo, sus reservas guardan

aún importantes volúmenes de hidrocarburos, cuya extracción es posible mediante la aplicación

de modernas tecnologías.

A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation llegaron a Bolivia,

recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados

e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada

compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña

existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados

económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país.

En efecto, la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña

permitió recuperar solamente un veinte a treinta por ciento de la reserva probada inicialmente, lo

cual significa que por lo menos setenta por ciento permanece “in situ”. Esta riqueza debe ser

explotada a la brevedad posible, teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburos

líquidos que tiene el país como el de los combustibles, aunque en el campo de Bermejo ya se está

aplicando una recuperación terciaria.

1

Al presente, con el objeto de aumentar la cantidad de petróleo extraído en campos en los cuales

inclusive la recuperación secundaria, como inundación artificial, no da buenos resultados, los

técnicos especializados se ven obligados a aplicar procedimientos más complejos. Aunque el costo

es elevado, las inversiones se justifican por su rentabilidad económica y social. En el caso concreto

de Bolivia, el petróleo a recuperarse con esta tecnología constituirá una producción de vital

importancia, por tratarse de un crudo pesado escaso en el país que se encuentra en los campos

mencionados, actualmente abandonados.

1.2.- Identificación de la situación problemática.-

Para poder definir la situación problemática fue necesario recopilar información de distintas

fuentes para poder determinar la magnitud del problema con mayor exactitud, si bien las fuentes

difieren algo, ambas coinciden en que los niveles de producción de este campo están

disminuyendo con el transcurso de los años. Cabe resaltar que la información obtenida es algo

escasa debido a que la información de producción y datos de los campos es restringido.

Según información obtenida en el informe de reservas de hidrocarburos al 1º de enero de 2005 y

el reporte de producción certificada de hidrocarburos en 2005 al 2009 por YPFB se puede observar

el total de pozos petrolíferos, es decir no gasíferos, que actualmente se encuentran en producción

en el país; en el mismo están consignadas la cantidad de Reservas Probadas y Probables al 1º de

enero de 2005, última certificación realizada en el país; también se consigna la Producción

Certificada Acumulada en el periodo 2005 – 2009. Como puede apreciarse de los 19 campos

consignados 7 ya han rebasado el nivel de Reservas Probadas que se les había certificado en 2005,

situación que puede explicarse porque la estimación realizada en dicho año fue muy modesta o

porque en dichos campos se aplicaron métodos de recuperación secundaria o métodos de

recuperación mejorada. En vista que no existe información sobre las posibilidades productivas de

estos campos, aunque es de prever que están en su última fase de declinación, aquí asumimos

como Reservas Remanentes las Reservas Probadas restantes en los otros campos, también se

demuestra que el campo la Peña cuenta con grandes reservas remanentes de petróleo como se

puede observar en el siguiente cuadro:

2

Como se puede apreciar el campo La Peña cuenta con unas reservas remanentes de 1.077.302 que

pueden ser extraídos mediante recuperación secundaria.

El cuadro también muestra la relación Reservas / Producción, de acuerdo con nuestros cálculos al

ritmo de producción diaria de diciembre de 2009, las actuales reservas de petróleo alcanzarían

para abastecer 734 días de producción, es decir, un poco más de dos años. Si tomamos en cuenta

que los estándares internacionales consideran que lo optimo es contar con una relación Reservas /

Producción de por lo menos 20 años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situación

para el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petrolíferos en el país,

ciertamente la declinación de cada uno de esos pozos variará dependiendo de su caudal de

producción además que se puede resaltar que la producción de los campos Surubí, Surubí BB,

Surubí Noreste, Paloma y La Peña, cubrían más del 70% de la producción nacional de petróleo.

Como se puede apreciar el consumo interno del petróleo está íntimamente relacionado con la

producción de petróleo en los campos ya que gracias a esta podemos producir sus derivados como

el combustible el cual no abastecería si no se procede a la recuperación terciaria de estos pozos,

3

esto se puede apreciar en el siguiente cuadro obtenido gracias a YPFB, el cual manifiesta la

tendencia de la demanda de combustibles.

Mientras la demanda va creciendo el crudo se va reduciendo llegando a tener un déficit, y esto

puede corroborarse gracias a un artículo publicado el sábado 24 de octubre de 2008 en el

periódico La Prensa, en el sector de negocios el cual afirma el crecimiento de la importación de

combustibles.

4

Es un dato preocupante, pero para saber con certeza cuál es el consumo interno en el país se

podrá observar en el siguiente cuadro:

5

Estos son algunos de los datos importantes para tener en conocimiento el porqué es necesario la

recuperación terciaria, ahora bien, para que exista la recuperación terciaria en un pozo el nivel de

producción del pozo debe irse reduciendo y esto se pudo verificar gracias a un cuadro

proporcionado por el Instituto Nacional de Estadística (INE).

BOLIVIA: PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y CONDENSADO POR AÑO SEGÚN CAMPOS

En miles de barriles

DESCRIPCION 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Buena Vista 6,86 8,38 6,56 5,68 5,03 0,98

Camatindi 29,37 28,1 24,19 17,79 16,7 4,69

Camiri 122,22 119,68 111,19 101,14 103,59 95,85 24,63

La Peña 1.403,02 857,28 587,05 485,46 321,15 272,46 70,38

Rio Grande 480,25 444 428,81 353,82 274,72 263,18 66,75

San Alberto 13,31 26,89 13,88 8,45 4,26

Tatarenda 49,78 44,82 48,38 45,04 36,11 30,84 35,15 19,09

Víbora 664,55 668,39 1.008,10 1.510,99 1.719,02 1.886,80 546,45

Villamontes 37,73 15,45 12,49 10,72 5,04 3,46 2,88 1,33

Se puede apreciar que la producción en el campo La Peña el cual nos interesa ha ido reduciendo

desde 1991 hasta 1998 año donde según esta información fue abandonado por su falta de

rentabilidad, pero esto no ocurre solo en este campo si no en muchos más pero estos son algunos

de los más importantes.

1.3.- Análisis causa efecto.-

Causas:

La disminución de la energía natural del pozo.

Niveles de producción poco rentables.

Efecto:

Descenso de los niveles de producción y crisis energética.

6Energía Natural del

Pozo

1.4.- Formulación del Problema.-

La certificación de petróleo realizada estableció un descenso en la energía natural del campo La

Peña además de certificar niveles de producción desfavorables económicamente a partir de 1998.

Provocara.-

Descenso en la producción nacional y crisis energética en el país debido a la inseguridad

energética.

3.- Objetivos.-

3.1 Objetivo General.-

Proponer un plan de recuperación terciaria en el campo La Peña para incrementar la

energía del pozo además de la producción del campo y ayudar a satisfacer con la demanda

interna y externa.

3.2.- Objetivos Específicos.-

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Descenso de los niveles de producción

y crisis energética

Presión de Formación

Saturación

Producción poco Rentable

Costo vs Producción Baja Producción

Importación de combustibles

Realizar un diagnostico de producción del campo La Peña.

Describir los tipos de recuperación terciaria.

Determinar el proceso que se adecue a las características del pozo.

Analizar el costo de producción para verificar la viabilidad.

4.- Justificación.-

4.1.- Justificación Técnica.-

El trabajo realizado cuenta con una justificación técnica debido a que se tendrá la obtención de

tecnología avanzada, posibilitando a YPFB emplearla en otras áreas en estado de agotamiento,

tales como Caigua, Monteagudo, Los Monos como a otros campos en los cuales las características

del pozo sean similares al campo trabajado, además que a través de este trabajo se podrá mejorar

mediante algunas recomendaciones que se puedan realizar, es decir, a partir de la experiencia que

se obtendrá en el campo.

4.2.- Justificación Económica.-

Este trabajo está realizado con una perspectiva económica ya que lo que se quiere es incrementar

los ingresos del país a través de este campo debido a que existen todavía grandes reservas en el

campo que pueden ser extraídas de una manera económicamente rentable, además que se tiene

por conocimiento que en este campo solo se extrajo el treinta por ciento como máximo por lo que

se pretenderá extraer hasta un 60 a 70% y así tratar de mejorar los niveles de producción para que

posteriormente estos puedan ser refinados y destilados poder conseguir derivados del petróleo

como el diesel y otros combustibles que en la actualidad están siendo importados y costando

millones de dólares al país, por lo que se quiere reducir el impacto y poder así incrementar las

divisas al país y tal vez destinar el dinero a realizar nuevas exploraciones con el fin de encontrar

nuevas reservas y continuar con la estrategia boliviana de hidrocarburos.

4.3.- Justificación Social.-

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Los resultados a esperarse con este trabajo trataran de beneficiar a la población de Bolivia debido

a que los ingresos generados por el incremento de la producción y el posterior destilado de este se

destinaran en recursos humanos y así empezar con una estrategia futurista, es decir, que se

elevara el nivel de educación empezando en los colegios para luego dirigirse a la universitaria en la

cual se capacitaran profesionales capaces de generar nuevos recursos al país como por ejemplo en

la industria petrolera profesionales capaces de realizar exploraciones para reponer el consumo de

las reservas probadas y generar así un circulo vicioso por así decirlo que llevara a Bolivia al

desarrollo y a ser un país industrializado.

Además por el efecto multiplicador de la industria petrolera, la recuperación secundaria en los

campos del sur del país abrirá nuevas fuentes de trabajo.

4.4.- Justificación Ambiental.-

El trabajo no cuenta con una justificación ambiental ya que en él se emplearan químicos y otros

agentes que son contaminantes al medio ambiente, si bien existen normas que regularizan la

cantidad a usarse y a tener mucha precaución con los agentes que se están usando, el trabajo no

busca beneficiar al medio ambiente ni reducir la contaminación.

5.- Alcance.-

5.1.- Alcance Temático.-

Las aéreas de investigación que utilizara el trabajo realizado vendrán a ser la de producción de

hidrocarburos siendo específicos en las recuperaciones secundarias y terciaras, también estará

relacionado con lo que es ingeniería de reservorios ya que se tratara de caracterizar el pozo y

encontrar su factor de recuperación, estará sumergido también un poco con lo que es la economía

petrolera ya que se verá la relación costo vs producción.

5.2.- Alcance Geográfico.-

El trabajo como se menciono anteriormente está destinado a realizarse en el campo La Peña el

cual está ubicado en Santa Cruz, para que el trabajo no se muy extenso solo se enfocara en este

campo pero se obtendrá información de alguno otro campo mas como es el caso de Bermejo,

Sanandita y Camatindi ya que en estos campos fueron aplicados la recuperación secundaria

satisfactoriamente, además que el campo La Peña cuenta con características similares a estos

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campos, posteriormente si es que se consigue una exitosa recuperación se tratara de aplicar a

algunos campos que posean reservas de petróleo.

5.3.- Alcance Temporal.-

Si bien para la recuperación secundaria no se tiene un tiempo exacto ya que este se evalúa según

la rentabilidad de producción la cual está relacionada con el efecto precio, será prudente realizarlo

lo más antes posible debido a la crisis energética que está pasando y que empeorara

posteriormente en el país como se señalo en el planteamiento del problema ya que la demanda o

el consumo interno del país está encima de la producción de petróleo diario, esta por demás decir

que el trabajo realizado en el campo no durara para siempre ya que el proceso se empleara

mientras se tenga una recuperación y producción rentable, posterior a esto se abandonara el

pozo.

5.4.- Alcance Institucional.-

La institución que sería afectada al realizarse este trabajo seria principalmente YPFB ya que es la

que está encargada de este pozo aunque esta trabaja con Andina por lo que estas dos

instituciones serian las directas afectadas y se trataría de presentar el trabajo o el plan de

producción a estas instituciones esperando a ser utilizadas.

6.- Marco teórico.-

Para poder empezar con el desarrollo del tema será necesario hablar un poco sobre la región en la

que se trabajara, es decir hablar un poco sobre el campo la Peña.

Este campo primero fue analizado por geólogos de YPFB, alrededor de los años 60, ellos

concluyeron que el lugar contaba con los requisitos mínimos como para poder realizar un

perforación exploratoria en busca de petróleo, ya que en ese entonces era lo que más interesaba a

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, se empezó a perforar distintos pozos y cabe

mencionar que los primeros dos pozos exploratorios resultaron secos.

En 1965 se culmino satisfactoriamente el pozo La Peña X3 el cual fue descubridor del principal

reservorio en el campo La Peña, este pozo fue caracterizado como uno de los pocos pozos en

Bolivia como productor de petróleo y gas condensado, pero principalmente productor de

petróleo, el descubrimiento de este campo queda evidenciado gracias al anexo 1.

10

El campo La Peña se fue desarrollando desde entonces hasta 1998 donde por datos obtenidos del

Instituto Nacional de Estadística paro su producción debido a que empezó a perder energía natural

en el pozo y por tanto su producción se fue reduciendo hasta que esta llego a ser desfavorable

económicamente.

Al hablar sobre energía natural nos referimos a la presión de formación que ejerce el campo, es

decir, que cuando el hidrocarburo se forma en la roca madre este luego migra gracias a algunas

propiedades que tiene la roca como:

Porosidad.- Es la capacidad de almacenar fluido

Permeabilidad.- Es la factibilidad con la que los fluidos almacenados en una roca puedan

fluir

Gracias a estas propiedades el hidrocarburo logra migrar hasta encontrarse con una trampa la cual

tiene como características una capa impermeable, esta capa impermeable contiene a los

hidrocarburos y evita que siga migrando, es decir, que los encierra.

Al estar encerrados estos se van acumulando llegando a tener una presión de formación la cual se

puede definir como el resultado del peso de sobrecarga de la formación que ejerce una presión

sobre los fluidos y los poros, en otras palabras, es la compactación debido a la libertad de

movimiento de los fluidos lo que genera una presión que espera escapar por algún lado y al

perforarse se crea un espacio por la que trata de escapar esta presión tratando así de liberar a los

fluidos contenidos en la formación.

Esta presión puede ocurrir también gracias a la expansión del hidrocarburo, lo que quiere decir

que el hidrocarburo está encerrado en unos pequeños orificios dentro de la roca los cuales son

denominados poros y por mas que se encuentre en estado liquido siempre contara con la

presencia de gas esto ocasionado gracias a la temperatura que se encuentra en el fondo del pozo

la cual es mucho mayor a la de la superficie gracias al gradiente térmico la cual indica un

incremento en la temperatura de 1 grado cada 33 metros

Es gracias a esta presión que se puede recuperar los hidrocarburos ya que ayuda a expulsarlos de

la formación hacia la superficie, pero con el transcurso de vida del campo y a la liberación de esta

presión, el campo empieza a reducir esta presión hasta llegar a un punto en la cual ya no expulsara

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hidrocarburo o si bien expulsa lo hará de una manera poco rentable, es decir que costara mas

producir el hidrocarburo que comerciarlo.

Mediante un cuadro obtenido por el Instituto Nacional de Estadística (INE) se tratara de hacer un

diagnostico sobre la producción del campo La Peña, información que se presentara como anexo 2

en la cual se mostrara los niveles de producción de este campo desde 1991 y como han ido

reduciendo estos hasta el momento de su abandono 1998.

También utilizaremos el cuadro presentado en la identificación de la situación problemática donde

se observa que hasta el 1 de enero de 2005 el campo La Peña cuenta con una reserva remanente

de 1.077.302 MMBbls aproximadamente por lo que el campo La Peña cumple con condiciones

para aplicar la recuperación terciaria ya que disminuyo el nivel de producción hasta abandonarlo

además que sigue contando con grandes cantidades de petróleo que estarían en reserva.

Es necesario señalar que para cualquier estrategia posterior siempre se trabaja con reservas

probadas y no así con reservas posibles, para entender un poco más sobre lo que son las reservas

y los diferentes tipos de reservas que existen se explicara un poco a continuación.

Es aquella cantidad de hidrocarburos en el reservorio posible de extraer pero económicamente

rentable.

Las reservas pueden clasificarse en probadas, probables, posibles y remanentes.

Probadas.- son aquellas que por cuestiones de tipo geología e ingeniería son posible

recuperarlos comercialmente, están ligados a pozos con pruebas de producción

satisfactorias, cuentan con una certeza de90% gracias a métodos probabilísticos, estas

también pueden ser determinadas por la extensión areal, por los contactos y limites de los

fluidos además de la continuidad de la formación, estas a su vez pueden dividirse en

desarrolladas (son aquellas que cuentan con toda la infraestructura en superficie) y las no

desarrolladas (aunque tienen el mismo grado no cuentan con infraestructura).

Probables.- tienen un menor grado de certeza de la existencia de hidrocarburos de 40 a

60% estas no están ligadas a ningún pozo pero están basadas en estudios geológicos,

puede corresponder a extensiones de área donde se tienen reservas probadas, donde se

infiere que continua la estructura pero no ha sido evidenciada, o a aquellas donde el

control subsuperficial es insuficiente para demostrar que se trata de reservas probadas.

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Reservas posibles.- su grado de certeza es aún menor va de 10 a 40%, se basa en estudios

geológicos en estas se pueden incluir a aquellas reservas que se determinan por

extrapolación de estructuras.

Reservas remanentes.- son las reservas que se sabe que existen pero que no se pueden

llevar a superficie por falta de rentabilidad o falta de estructura.

Teniendo un poco más de conocimiento sobre lo que son las reservas y los tipos de reservas que

existen, sabremos que el campo La Peña cuenta con 1.077.302 MMBbls de reservas probadas

remanentes, por lo que se puede seguir extrayendo petróleo pero gracias a recuperaciones

terciarias.

Recuperación Terciaria.-

Con la producción primaria se puede extraer entre veinte y treinta por ciento del petróleo

originalmente localizado dentro de un yacimiento petrolífero, consiguientemente queda entre el

setenta y ochenta por ciento de los hidrocarburos que no han sido extraídos, por cuya razón se

están utilizando nuevos métodos para aumentar la cantidad de petróleo recuperado estos son

denominados recuperación secundaria y terciaria y no son más que procesos por los cuales se

trata de proporcionar energía externa o presión al campo con el fin de seguir produciendo el

hidrocarburo y continúe así con su vida productiva.

Existen varios métodos de recuperación terciaria, algunos de ellos son específicamente para

campos gasíferos y otros son exclusivamente para campos petroleros, existen algunos que puede

ser aplicado en ambos casos pero esto va de acuerdo con las características del pozo y del

hidrocarburo.

Al ser el campo La Peña un campo productor de petróleo mencionare algunos tipos de procesos

que existen para la recuperación terciaria de petróleo y mencionare cuál de ellos se adecua más

con las características del pozo.

Inundación Artificial Química.-

13

Uno de los métodos utilizados como recuperación terciaria es el de Inundación Artificial Química

en la cual se utiliza con inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos.

En la inundación artificial con polímeros se añade al agua de inyección poliacrilamidas o

polisacáridos para mejorar su viscosidad y facilitar así el desplazamiento del petróleo la cual es

añadida por un pozo que será destinado para la inyección de estos fluidos, generalmente se

emplea un pozo que pueda afectar a gran parte del campo para así reducir los costos de

producción.

En la inundación con surfactantes se inyecta un tapón de una solución miscible para bajar la

tensión interfacial, este proceso reduce las fuerzas capilares y mejora la eficiencia de

desplazamiento. La inundación alcalina mejora la recuperación del petróleo rebajando la tensión

interfacial, la emulsificación espontánea y la alteración de humectabilidad.

Combustión In Situ.-

Otro método importante para la recuperación mejorada de hidrocarburos es la combustión in situ

el cual es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento

para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria.

Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo o gas presente en el

yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10% con el fin de reducir la

viscosidad del petróleo y así pueda fluir de una manera más provechosa, este procedimiento es

utilizado generalmente en reservorios con crudo pesado.

El procedimiento comienza generalmente bajando un calentador o quemador en el pozo inyector,

posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta

lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el

calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

Existen varios tipos de combustión in situ entre los que se pueden destacar los siguientes:

Combustión convencional o "hacia adelante".- Es también llamada combustión seca ya

que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido

a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir

desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

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Combustión en reverso.- En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en

dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los

pozos productores. Los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas

temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción

en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.

Combustión húmeda.- Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose

vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire,

esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a

través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente.

Inundación Artificial Miscible.-

Es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante inyección de fluidos,

con la finalidad de superar las fuerzas capilares que mantienen al petróleo residual en las rocas de

los pozos. Los fluidos miscibles pueden ser el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas

pobre.

Difieren sustancialmente en su aplicabilidad según el fluido a aplicarse el cual se decidirá cuando

previamente se realice análisis de laboratorio para determinar el fluido más eficaz para un

determinado reservorio. Por lo general se utiliza como fluido el dióxido de carbono, este proceso

consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles.

El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles como es el caso del

dióxido de carbono es la de disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en

el crudo. La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo

cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo.

Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas:

Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua

inyección de agua saturada con el dióxido de carbono

inyección del gas a presión elevada.

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El proceso consiste en la elección de un pozo inyector en la cual se coloca el fluido miscible y se lo

inyecta al reservorio y este provoca un empuje de los hidrocarburos logrando así proporcionar una

energía capaz de expulsar los hidrocarburos por el pozo productor.

Estos son algunos de los métodos mas importantes para la recuperación terciaria, si bien existen

muchos métodos mas solo mencionaremos estos debido a que estos pueden ser aplicados en todo

tipo de reservorios de petróleo.

Para realizar la elección del método a emplearse se necesita la recolección de datos del campo, es

decir de las características del reservorio como datos TVP, es decir, información de temperatura,

presión y volumen además de las propiedades de la roca como la porosidad, la permeabilidad y la

saturación, gracias a esta información se podrá realizar la elección del método a emplearse.

Según YPFB, la caracterización del campo La Peña, al igual que todos los campos en Bolivia es una

información confidencial y no se puede proporcionar a cualquier persona por lo que el trabajo se

proyectara según un articulo publicado por Omar Avilés Lozano y Wagner Ayllon Tapia el 7 de

septiembre de 2009 por el periódico El Diario en el cual afirma que a principios de 1981, técnicos

de la Houston Oíl Technology Corporation los cuales tenían como antecedente la aplicación de una

recuperación terciaria en el campo de Two Freds llegaron a Bolivia, ellos recolectaron datos

estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información

adicional de YPFB, los cuales fueron analizados en laboratorios de la mencionada compañía.

Este trabajo reveló que en los campos de La Peña, Sanandita y Camatindi existen importantes

volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente

positivos, tanto para los inversionistas como para el país.

La evaluación preliminar llevada a cabo demostró que el éxito del proyecto de recuperación

intensificada en Two Freds puede ser repetido en Bolivia, puesto que los reservorios de los

mencionados campos presentan condiciones que se asemejan bastante a aquéllas del campo

norteamericano, lo que permite asegurar que la técnica de la inundación con dióxido de carbono

miscible dará como resultado una muy significativa recuperación de petróleo.

Con este antecedente la recuperación que mas se adecua a las características del campo será la de

inundación artificial miscible y el fluido que se aplicara será el dióxido de carbono como fluido

miscible.

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Para realizar el análisis de la viabilidad de este proyecto se tomara como ejemplo el campo

norteamericano Two Freds como factor de comparación ya que no se cuenta con la información

necesaria para realizar una simulación con este método.

El campo Two Freds de Texas (USA) es un yacimiento ya agotado por la producción primaria y por

la inundación artificial (recuperación secundaria), había caído en su producción de un máximo de

900 barriles de petróleo por día en 1970, a menos de 200 barriles diarios en 1973. La inundación

con dióxido de carbono miscible en el campo Two Freds disminuyó la viscosidad del petróleo y lo

expandió hacia un volumen mayor. Su efecto fue una mayor proporción de líquidos en depósito y

consecuentemente, una producción incrementada de petróleo. De modo que la aplicación de esta

técnica fue un verdadero éxito, puesto que pagó su inversión original de ocho millones de dólares

en 1977 y después generó un millón de dólares por mes en ganancias netas.

La aplicación de este sistema en los campos abandonados de Bolivia, de acuerdo con los estudios

realizados por el ingeniero Thrash, producirá un volumen de 500 barriles al día, en el término de

seis meses desde la iniciación del proyecto; esa cantidad se incrementará gradualmente hasta

llegar a 4.200 barriles día en el quinto año del proyecto.

Con esta información deduciremos que el proyecto es viable y que se puede aplicar en el campo La

Peña y que puede ser un proyecto que otorgara muchos ingresos en el país.

Estos viabilidad se puede demostrar también de manera analógica si es que se contara con la

información adecuada, esto a través de ecuaciones como el factor de recuperación el cual es un

índice muy importante para calcular la cantidad de petróleo que puede salir a superficie y no es

mas que una relación entre el volumen recuperado de petróleo y el volumen de petróleo in situ.

Factorde recuperación=Petróleo /gasrecuperadoPetróleo / gasoriginalin situ

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Esta ecuación puede expresarse también de la siguiente manera:

FR=N p

N=BoiBo

(co So+cw Swc+c f

1- Swc)Δp

Donde:

Bo: Factor volumétrico de formación

Boi: Factor volumétrico de formación in situ

Co,w,f: Comprensibilidad isotérmica del petróleo, agua y de la formación

So,wc: Saturación del petróleo y del agua connata

Existe otra ecuación que se puede aplicar para conocer el factor de recuperación el cual es

aplicada para reservorios con empuje de gas, esta ecuación seria la mas exacta para realizar el

calculo debido a que nosotros realizaremos un empuje de gas al introducir el dióxido de carbono.

Esta ecuación esta expresada por:

RE(%OOip )=41 .815[ φ(1−Swi )Bob ]

0 .1611

[ Kμob ]0 .0979

( Swi)0 .3722( PbPo )

0 .1741

Donde:

Φ = Porosidad

Swi = Saturación inicial de agua

Bob = Factor volumétrico del petróleo en el punto de burbuja

Pb = Presión del punto de burbuja

Po = Presión del reservorio

K = Permeabilidad

μob = Viscosidad del petróleo en el punto de burbuja

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7.- Hipótesis.-

7.1.- Análisis de variables.-

Variable independiente.-

La variable independiente en este trabajo será el método a emplearse, es decir la inundación

artificial miscible

Variable dependiente.-

La variable dependiente será el nivel de producción ya que esta dependerá del éxito del método a

emplearse, es decir que si el método tiene éxito se elevara el nivel de producción o caso contrario

empeorara la producción del petróleo y también la crisis energética

7.2.- Definición Conceptual.-

Aplicar la recuperación terciaria con el método de inundación artificial miscible lo que permitirá la

elevación de los niveles de producción en el campo La Peña y también la producción nacional

7.3.-Operacionalizacion de variables.-

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8.- Matriz de consistencia.-

9.- Bibliografía.-

Instituto Nacional de Estadística Articulo publicado por Omar Avilés Lozano y Wagner Ayllon Tapia el 7 de septiembre de

2009 por el periódico El Diario Artículo publicado el sábado 24 de octubre de 2008 en el periódico La Prensa Informe de reservas de hidrocarburos al 1º de enero de 2005 y el reporte de producción

certificada de hidrocarburos en 2005 al 2009 por YPFB Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos www.hidrocarburosbolivia.com Apuntes del Ingeniero Hermas Herrera docente de Ingeniería de Reservorios Revista La comunidad del petróleo

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