Í N D I C E

CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN 1

CAPITULO 2: OBJETIVO DEL TRABAJO 2

CAPITULO 3: MARCO TEORICO 2

CAPITULO 4: DESARROLLO 3

CAPITULO 5: CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES 13

CAPITULO 6: BIBLIOGRAFIA 14

CAPITULO 7: ANEXOS 15

PRODUCCION

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CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN

La producción de hidrocarburos, es la aplicación de metodologías para explotar y

beneficiarse de los recursos derivados del petróleo. Es necesario resaltar que

básicamente antes que seleccionar el sistema de extracción será imprescindible llegar

al diseño de instalación más adecuado, que será en función de:

-Petróleo

cundaria o asistida

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.

PRODUCCION

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CAPITULO 2: OBJETIVO DEL TRABAJO

Es hacer conocer los métodos de recuperación que se realizan actualmente en los pozos de Bolivia.

CAPITULO 3: MARCO TEORICO

Petróleo.- Es un líquido o una mescla de hidrocarburos de origen natural compuesto por carbono e hidrogeno que se encuentran en grandes cantidades bajo la superficie terrestre. Megacampo es un yacimiento donde existen varios pozos dicho yacimiento esta encima de la formación huamampampa. Formación Huamampampa Es una formación que se encuentra en el subsuelo a una

profundidad de 4000 a 5000 metros. Porosidad.- Es la medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y grano) el cual está disponible para contener fluidos tanto líquidos como gaseosos. Su determinación es de gran importancia ya que permite estimar el volumen de petróleo en sitio Permeabilidad.- Característica de la roca que mide la capacidad de dejar fluir un

líquido o un gas a través de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado.

Extracción con gas o Gas Lift.- Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente. El bombeo mecanico.- consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor.

PRODUCCION

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CAPITULO 4: DESARROLLO

4.1 PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN .HHBK

El pozo LPS X-4 del campo Los Penocos, que en el último período había mostrado signos de aparente agotamiento, resurgió como resultado de la implementación del sistema de extracción artificial Gas Lift, lográndose incrementar su producción en un 300%, según se informó en YPFB Andina. El sistema de bombeo neumático (Gas Lift), se aplica para recuperar y/o incrementar la producción del pozo, ante la pérdida gradual de energía propia, que en el caso del LPS X-4, tiene mayor mérito no solo por el caudal de líquidos encontrados, sino por la riqueza de sus componentes, toda vez que tiene alto contenido de diesel (50%). El trabajo se realizó en dos partes: a nivel superficial y a nivel de pozo. Para asegurar el suministro de gas al pozo (desarrollo Gas Lift), se realizó una conexión física de la Línea Patujusal de YPFB Chaco con el Campo Los Penocos. El yacimiento se encuentra ubicado en el área denominada Boomerang Hills; es un campo productor de petróleo y está ubicado a 170 km.al Nor-Oeste en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Son cuatro los pozos pertenecientes a este campo: LPS X-1, LPS X-2, LPSX-3 y LPSX-4. El pozo LPS X-4 ingresó gradualmente en declinación. Producía 92 barriles de petróleo por día (Bbls/día) en su último control de flujo continuo realizado en noviembre de 2009 y, 30 Bbls/día como promedio los últimos seis meses con registro intermitente. Con el sistema Gas Lift pasó a producir 280 Bbls/día alcanzando un incremento de 300% en la producción total del campo. Este proyecto (sistema Gas Lift) forma parte del plan de incremento de producción de YPFB ANDINA, así como del plan estratégico de YPFB Corporación, destinados a generar las condiciones necesarias para alcanzar una mayor extracción y provisión de gas y líquidos. El objetivo es reducir paulatinamente la importación de diesel procedente de países vecinos. La producción de diesel en Bolivia aún es deficitaria, por lo que debe importar este combustible principalmente de Venezuela para cubrir la demanda del mercado interno. Las refinerías de YPFB producen 11.000 barriles diarios/día, siendo destinada la mayor parte de esta producción al sector agrícola cruceño. YPFB Andina trabaja en el desarrollo del plan de replicación del sistema gas lift en otros dos pozos del Campo Los Penocos: el LPS X-1 y luego el LPS-X-2, serán los próximos pozos en someterse a las pruebas de recuperación y mejora de la producción. Los técnicos prevén –incluso- para agilizar y maximizar los tiempos y la

mecánica de aplicación del referido sistema, la instalación de un compresor que funcionaría en circuito cerrado con los demás pozos.

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El resultado obtenido en el PLSX-4, constituye un importante acierto no solo desde el punto de vista del aumento de la producción de petróleo, -que es significativo viendo el índice histórico del pozo-, sino por el sistema utilizado y su bajo costo financiero. YPFB ANDINA está desarrollando paralelamente en el área Norte, nuevos proyectos de intervención, profundización y workover, para obtener mayores volúmenes de gas y líquidos que permitan duplicar la producción y ayudar a cubrir la demanda del mercado interno y externo.

EXTRACCIÓN CON GAS O GAS LIFT - SURGENCIA ARTIFICIAL.

Consiste en inyectar gas a presión en la tubería a través del anular para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. Y se usa gas comprimido como fuente de energía, y es usado para producir crudos y livianos petróleos.

Existen dos tipos de flujos de gas lift:

GAS LIFT

GAS LIFT

CONTINU

O

GAS LIFT

INTERMITE

NTE

Alto índice de productividad y depende de

la inyección

Inyección continúa de gas en la columna

del fluido del pozo.

Alta presión de fondo

Se inyecta atreves de las válvulas colocadas

en el pozo

Bajo valores de producción

Termina la inyección para que la pfw baje y

aporte un nuevo tapón

Bajo presión de fondo.

PRODUCCION

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Componentes de superficie del gas lift

Válvula maestra

Controlador eléctrico de inyección

La válvula motora

Panel solar

Estrangulador

Depurador de líquidos y regulador de gas

Controlador de inyección.- Que se encarga de controlar por tiempo la apertura y cierre de la válvula motora.

Válvula motora.- permite el ingreso del gas inyectado hacia el fondo del pozo ya sea

atraves de la tubería o casing.

Estrangulador de flujo.- regula el pase del gas a través del macarroni y caising en el anular.

Válvula maestra.- Es la que permite controlar el pozo.

Componentes de subsuelo:

El mandrel de bolsillo

El mandrel BLT.

La válvula operativa

La válvula de descarga

Niple de asiento

Standing valve

Uniones corredizas

Cinta bandit

Válvulas.- Es un regulador de presión que se encarga de vencer la presión de apertura de la válvula para permitir el ingreso del gas inyectado.

Mandrels.- Son los soportes y fijan las válvulas de gas lift.

Standing valve.- es la que permite acumular el fluido en el tubing y sellar la salida del gas hacia la formación aligerando la columna del fluido hacia la superficie.

Niple de asiento.- Es la que permite fijar al standing valve (válvula de pie) en el tubing.

Uniones corredizas.- Es la que permiten unir la tubería macarroni con el mandrel.

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PRODUCCION

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POZO DE PETRÓLEO MÁS ANTIGUO DEL PAÍS SIGUE PRODUCIENDO 17 de Noviembre de 2010, 06:15 Camiri - Bolivia.- El pozo Camiri 3 (CAM-3), considerado como el más antiguo del país en operación, registra hasta el presente una producción acumulada de 1.806.211 barriles (Bbls) de petróleo con una densidad de 52.6 grados API (American Petroleum Institute), según un informe de YPFB Andina SA. De acuerdo al informe de la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Corporación, el pozo CAM-3, considerado como un ícono en la historia hidrocarburífera de Bolivia, está en declinación; sin embargo, aún aporta entre 20 y 21 barriles diarios de petróleo para el consumo interno. “Este volumen se suma a los restantes 22 pozos del Campo Camiri que en total producen 160 Bbls día de petróleo y de 18 a 20 Bbls día de condensado”, se lee en el informe de YPFB Andina. La perforación del octogenario pozo CAM-3 comenzó el 27 de junio de 1929 y concluyó el 7 de mayo de 1930 (a 943 metros de profundidad), ese año comenzó a producir comercialmente en forma ininterrumpida a través de bombeo mecánico. Los trabajos de exploración estuvieron a cargo de la compañía estadounidense Standar Oil. El pozo en referencia, se encuentra ubicado al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 17 kilómetros de Camiri. El campo del mismo nombre está dividido en tres zonas. El área Norte, donde está ubicado el CAM-3, la zona Centro y Sur. En la zona Norte, están ubicados siete pozos (batería 16 con cuatro pozos y batería 14 con seis). En la zona centro hay otros siete pozos y en la zona Sur más al fondo ocho que conforman los 23 pozos productores del campo Camiri. En cada batería existen dos tanques contenedores cuyo producto se transporta hasta plantas a través de YPFB Transporte. “Para extraer petróleo del campo Camiri se utiliza en un 90 por ciento el sistema de Gas Lift (que consiste en inyectar gas para sacar el petróleo) y el restante porcentaje corresponde al bombeo mecánico, como en el caso CAM 3”, informa YPFB Andina.

PRODUCCION

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SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECANICO

El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado a nivel mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que se abastece con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, el cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas ver figura a continuación.

PRODUCCION

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POZOS CON EL PLUNGER LIFT POZO RIO GRANDE Para el caso de Rio Grande la extracción artificial se realiza con plunger lift, que es un método aplicable a pozos con baja producción de líquido y una relación-gas-petróleo relativamente alta o con recuperación rápida de presión. Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. La operación comienza con el cierre de la línea de producción en superficie por medio de una válvula controlada por un temporizador, permitiendo el descenso del pistón en caída libre hasta que llega al nivel de líquido, el líquido pasa a través del orificio del pistón para que este quede totalmente debajo de la columna de donde deberá ser elevado en el siguiente ciclo junto con el gas de formación, esta diferencia de presión hace que el pistón viaje hacia arriba con el líquido que esta sobre el cuándo la línea de producción nuevamente se abre.

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SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Un equipo de bombeo electrocentrifugo consta básicamente de una bomba centrífuga de varias etapas, cuyo eje está conectado directamente a través de una sección protectora a un motor eléctrico sumergible, sumergida en el fluido del pozo, y conectada hasta la superficie a través de un cable para suministrar la energía eléctrica del motor. El cable conductor se sujeta al conjunto y a la tubería mediante flejes metálicos flexibles, los cuales son colocados cada 12 a 15 pie. El conjunto motor – protector – bomba, tiene un acoplamiento continuo que se logra mediante ejes de conexión estriada, los cuales tienen como finalidad hacer rotar el protector y la bomba al girar el eje del motor. Bombea el fluido a presión hasta la superficie.

El principio de este sistema de bombeo5 es la operación basada en la operación continua de una bomba centrifuga multietapa cuyos requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de inducción, alimentado desde la superficie a través de un cable de potencia por una fuente de tensión primaria. Una vez se transforma la tensión primaria la energía requerida es transmitida a través del cable de potencia hasta el motor de subsuelo desde el transformador. El motor genera la fuerza para que transmita a la bomba, compuesta por etapas cada una de las cuales consta de un impulsor que rota y difusor estacionario los cuales imparten un movimiento rotacional al líquido para llevarlo hasta superficie.

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Santa Cruz, 12 de agosto (AN-YPFB).-La campaña de perforación e intervención de pozos de YPFB Chaco SA, contempla la puesta en producción de 13 nuevos pozos gasíferos en la presente gestión, informó el Presidente Ejecutivo de la compañía, Ing. Pedro Torquemada. En enero de este año, se inició la perforación de dos pozos someros (hasta 2.500 metros de profundidad) y la intervención de un pozo en el campo Bulo Bulo y la de tres pozos en el área de Santa Rosa.

La intervención de pozos se realizará en los campos Santa Rosa y El Dorado, la mayor parte de ellos perforados en las décadas de los 80 y 90, con una profundidad promedio que oscila entre los 2.500 metros en Santa Rosa y los 4.500 metros en El Dorado. Se trata de pozos netamente gasíferos, que en la época en que fueron perforados no tenían mercado para su producción y por tanto se mantenían en reserva, a la espera de una oportunidad de comercializarla, como ha ocurrido recientemente a raíz de los compromisos asumidos para suministrar gas al mercado local y de exportación. También se encuentra en marcha un tercer equipo de perforación que operará inicialmente en el campo Bulo-Bulo con la perforación profunda del pozo BBL-10, completando así un proceso inédito en los registros de la compañía, por la movilización de personal, equipos y recursos económicos que representa la perforación de nueve nuevos pozos y la intervención de otros cuatro en diferentes campos que opera la compañía: Bulo Bulo, El Dorado y Humberto Suárez Roca y Santa Rosa. Actualmente, la subsidiaria de YPFB Corporación, trabaja con tres de los seis equipos de intervención y perforación de pozos que operan en Bolivia, constituyéndose en la empresa líder del rubro en esta actividad. La inversión de YPFB Chaco S.A. en esta gestión es de $us 89.192, cifra que será distribuida en la perforación e intervención de pozos, líneas de recolección, sistema de compresión de Vuelta Grande y otros proyectos operativos.

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INYECCIÓN DE AGUA La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias

productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos. En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

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CAPITULO 5: CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES

Es necesario resaltar que básicamente antes que seleccionar el sistema de extracción

será imprescindible llegar al diseño de instalación más adecuado, que será en función

de:

-Petróleo

Existen varios métodos para la recuperación del pozo ya que cada pozo tiene

sus propias características para instalar el método adecuado para su

recuperación o sistema de levantamiento.

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CAPITULO 6: BIBLIOGRAFIA

http://archivos.bolivia.indymedia.org/es/2004/09/11915.shtml

http://www.petrobras.com/es/paises/bolivia/

www.cumminspower.com

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CAPITULO 7: ANEXOS

BOMBEO MECANICO

PRODUCCION

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BOMBEO ELECTROSUMERGIBLES

INYECCION DEL GAS LIFT