CAPÍTULO 1. GENERALIDADES 1. 1 INTRODUCCIÓN La Planta de Margarita está ubicada en el nor-este de la provincia O’connor dentro del departamento de Tarija, a una distancia aproximada 640 Km. al sur de la ciudad de Santa Cruz y 208 Km. al este de la ciudad de Tarija. El campo Margarita produce gas y condensado de los reservorios de la formación Huamampampa. El desarrollo del bloque gasífero Caipipendi donde se encuentra el campo Margarita y Huacaya está avanzando, con éxito que es la primera tarea para la ampliación de los dos mega campos que integran el área: Margarita y Huacaya. El campo Margarita produce 1.9 MM m3 de gas con 3200 Bbls de condensado, esta producción está restringida por la capacidad de procesamiento de la planta Margarita que tiene una capacidad de 2 MM m3/d, la misma se incrementara a 8 MM m3/d para el año 2012 y a 14 MM m3/d para el año 2013. Esta producción viene de tres pozos de; MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4. En el cual más adelante se anexara la producción de pozo Huacaya- X1 perforado en el año 2007. El incremento en la producción del pozo Huacaya-X1 permitirá la producción de GLP en la planta de gas de Rio Grande, donde actualmente se procesa parte del gas producido en planta Margarita. (WWW-01) La planta de Margarita en la actualidad tiene una capacidad de procesamiento de 83 MMCFD, 4130 BPD de condensado y 360 BPD de gasolina. La principal función de la planta es acondicionar 1
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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES
1. 1 INTRODUCCIÓN
La Planta de Margarita está ubicada en el nor-este de la provincia O’connor dentro
del departamento de Tarija, a una distancia aproximada 640 Km. al sur de la ciudad
de Santa Cruz y 208 Km. al este de la ciudad de Tarija.
El campo Margarita produce gas y condensado de los reservorios de la formación
Huamampampa.
El desarrollo del bloque gasífero Caipipendi donde se encuentra el campo Margarita
y Huacaya está avanzando, con éxito que es la primera tarea para la ampliación de
los dos mega campos que integran el área: Margarita y Huacaya. El campo
Margarita produce 1.9 MM m3 de gas con 3200 Bbls de condensado, esta
producción está restringida por la capacidad de procesamiento de la planta
Margarita que tiene una capacidad de 2 MM m3/d, la misma se incrementara a 8 MM
m3/d para el año 2012 y a 14 MM m3/d para el año 2013. Esta producción viene de
tres pozos de; MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4. En el cual más adelante se anexara la
producción de pozo Huacaya-X1 perforado en el año 2007.
El incremento en la producción del pozo Huacaya-X1 permitirá la producción de GLP
en la planta de gas de Rio Grande, donde actualmente se procesa parte del gas
producido en planta Margarita. (WWW-01)
La planta de Margarita en la actualidad tiene una capacidad de procesamiento de
83 MMCFD, 4130 BPD de condensado y 360 BPD de gasolina. La principal función
de la planta es acondicionar el gas natural para su posterior comercialización. Por
medio del gasoducto GASYRG se lleva el gas a la planta de compresión de Rio
Grande para su posterior exportación a Brasil.
Los pozos que producen en la actualidad son MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4 a los
cuales se agregara en un futuro la producción del pozo Huacaya-X1.
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1.2 ANTECEDENTES
El Bloque Caipipendi se encuentra ubicado en la zona sur de Bolivia, que abarca los
departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. El yacimiento de Margarita, está
ubicado en una de las zonas más ricas de reservas de gas del país, concretamente
dentro del bloque exploratorio denominado Caipipendi. El descubrimiento del campo
Margarita, se valora desde el punto de vista de exploración por hidrocarburo, en una
extensa región del subandino sur, al oeste del área tradicional, antes considerada de
poco interés hidrocarburiferas. Ahora por los volúmenes de producción del campo
Margarita, se considera como un mega campo productor de gas. El yacimiento es
considerado de excelente, por contener un tipo de gas húmedo, es decir, alto
contenido de GLP (gas licuado de petróleo) y con muy pocas impurezas, lo que hace
que sea muy valorado por la facilidad de su tratamiento.
Los campos Margarita y Huacaya, tienen un área de explotación de 123.000
hectáreas en el bloque Caipipendi. Hay cinco pozos, cuyas profundidades oscila
entre 4.000 y 6.000 metros, fueron perforados entre 1998 y 2008. El primer pozo del
campo Margarita, fue descubierto en 1998 y comenzó la producción el 2004; tanto
que el segundo pozo HCY X-1 fue perforado el 2007, al presente este pozo no
produce. Los campos de margarita y Huacaya forman parte del bloque Caipipendi,
operado por la empresa Repsol, los mismo se encuentran ubicados en los
departamentos de Tarija y Chuquisaca.
El bloque Caipipendi, donde se encuentran ubicados los campos de Margarita y
Huacaya, esta operado por la empresa Repsol con una participación del 37.5%
teniendo como socios British Gas con 37.5% y Pan American Energy (PAE) que
posee el 25 % de las acciones. (WWW-02).
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FIGURA 1.1: Ubicación de Planta MargaritaFuente: (WWW-03)
Como se observa en la FIGURA 1.1 es la ubicación de la Planta Margarita que limita
con los departamentos de Chuquisaca y Tarija
1.2.1 Proceso de Planta Margarita
La planta Margarita es una planta Dew Point, donde los procesos que se dan, tienen
la finalidad de acondicionar el gas y condensado a los parámetros requeridos según
contrato para su transporte y venta.
Pozos de producción
Descripción del proceso
Ingreso, separación y tratamiento del gas
Sistema de estabilización de condensado
Sistema de almacenamiento y bombeo de condensado
Sistema de enfriamiento (circuito de propano)
Sistema de deshidratación (regeneración de glicol)
Sistema de calentamiento con aceite térmico
Circuito de gas reciclo
Compresión y despacho de gas residual
Generación de energía eléctrica
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1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1 Identificación del Problema
La baja capacidad que tiene la planta de Margarita dificulta al incremento de
producción de los pozos MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4, dicha producción viene de la
formación Huamampampa.
La poca capacidad de la planta de Margarita dificulta la producción de condensado
y gas, constituye un grave problema para el bloque Caipipendi, ya que no abastece
a loa mercados tanto interno como externo; el desafío también es incrementar la
producción de la planta margarita.
1.3.2 Identificación de la Causa
Existen diferentes causas que han desencadenado una baja en producción de
hidrocarburo en este campo:
Baja producción por cierre de pozo MGR X-3 debido a corrosión de tubería de
producción.
Capacidad de planta insuficiente para incrementar los volúmenes de producción.
1.3.3. Formulación del Problema
La situación problemática de la baja capacidad de la planta margarita, nos induce a
la siguiente pregunta ¿Cómo se puede incrementar la producción de la planta
Margarita, mediante el tendido del lineado de ducto con el pozo Huacaya?
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1.3.4. Diagrama Causa- Efecto
FIGURA 1.2: Diagrama de Causa- Efecto Elaboración Propia
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Baja capacidad de la Planta Margarita
Irrupción de agua
Presencia de agua
Baja eficiencia de producción
Baja eficiencia del pozo
Corrosión de tubería
Corrosión por acido
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo General
Aplicar el tendido de línea de ducto, para maximizar los caudales de producción de
la planta Margarita
1.4.2 Objetivos Específicos
Evaluación del estado actual de la producción del pozo Huacaya
Determinación de la calidad de producción de condensado y gas
Determinación del tiempo de producción de la Planta Margarita
Implementación del tendido de ducto del pozo Huacaya a la planta Margarita
para incrementar los volúmenes de producción de dicha planta.
Análisis técnico económico del proyecto.
1.4.3 Acciones de la Investigación
CUADRO 1.1: Acciones de la Investigación
OBJETIVO ESPECIFICOS ACCIONES
1. Evaluación del estado actual de
producción del pozo Huacaya 1.1. Realizar un análisis del
comportamiento de la presión del
pozo Huacaya
2. Determinación de la calidad de
producción condensado y gas
2.1. Analizar el comportamiento de
producción de planta
2.2. Observar el historial de eventos de la
producción de planta Margarita
3. Determinación del tiempo de
producción de la Planta Margarita
3.1. Proyectar la tendencia de la
producción del pozo
3.2. Comparar los volúmenes y caudales
de la planta, con los caudales de los
pozos
4. Implementación del tendido de línea
de ducto en el pozo Huacaya para
incrementar los volúmenes de
producción.
4.1. Proyectar la tendencia de la
producción a lo largo de tiempo
6
5. Análisis técnico económico del
proyecto.
5.1. Evaluar el estudio financiero y
económico
5.2. Cuantificar la inversión necesaria
para la implementación del proyecto
Elaboración Propia
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1.5 JUSTIFICACIÓN
1.5.1 Justificación Técnica
Este proyecto se justifica técnicamente, por el aporte al sector de gas del área
productiva en el bloque Caipipendi, al mismo tiempo el hacer uso de todos los
conocimientos y bases, nos llevara a determinar una opinión concluyente, con
respecto a la respuesta de la conexión del pozo Huacaya con la planta Margarita.
1.5.2 Justificación Económica
Con una adecuada planificación y ejecución, se podrá llevar a cabo el lineado de
pozo Huacaya a pozo MGR-4, en el cual tendrá una conexión directa que llevara a
la planta Margarita, con una evaluación técnica se tendrá el incremento de los
caudales de producción.
1.5.3 Justificación Ambiental
Para tener las condiciones óptimas del desarrollo de lineado del pozo Huacaya, se
tiene que tener en cuenta las normas ambientales para poder minimizar el riesgo de
impacto ambiental, dentro de las normas de la ley 1333 de Medio Ambiente.
1.5.4 Justificación Social
Este proyecto beneficiará de manera directa a las comunidades de Margarita, Palos
Blancos, y otras que se encuentran en la región del Campo Margarita, ya que al
haber un incremento en la producción de hidrocarburos, se dará más recursos
económicos por Regalías y otros impuestos.
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1.6 ALCANCE
1.6.1 Alcance Temático
Área de la Investigación: Producción Petrolera
Tema Especifico: Evaluación de Planta Margarita con pozo Huacaya
Dentro de este tema especifico de la evaluación del pozo Huacaya con la planta
Margarita, el presente estudio está enfocado en cuantificar el incremento de
producción de planta Margarita, debido a la conexión del pozo Huacaya.
1.6.2 Alcance Geográfico
Este proyecto se lleva a cabo en los departamentos de Tarija y Chuquisaca, que
pertenece a Bloque Caipipendi, donde la producción de dichos pozos proviene de la
formación Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2).
FIGURA 1.3: Ubicación de pozos Margarita y pozo HuacayaFuente: (WWW-04)
En la Figura 1.3 ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya, se muestra la
ubicación y posición de los pozos y la falla Ivoca
1.6.3 Alcance Temporal
Se estima que el tiempo de elaboración del presente proyecto tendrá la duración del
mes de febrero hasta el mes de agosto del año 2010.
1.6.4 Alcance Institucional
La aplicación de la investigación, será de utilidad para la empresa operadora
REPSOL YPF, empresa responsable del Bloque Caipipendi.
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1.7 HIPÓTESIS
La aplicación de un tendido de ducto, permitirá mejorar los volúmenes de producción
de la planta Margarita, con el aporte del pozo Huacaya.
1.7.1 Análisis de Variables
Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto
Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado.
1.7.2 Definición de Variables
Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto se basa a la
producción del pozo Huacaya, para poder incrementar los volúmenes de
condensado.
Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado, para la planta
Margarita, abasteciendo a los mercados externos e internos.
1.7.3 Operación de las Variables
CUADRO 1.2: Operativizaciòn de las Variables
VARIABLES COMPONENTES INDICADOR
1. La aplicación del
tendido del lineado del
ducto.
1.1. Determinar los
caudales de
producción en
planta Margarita.
1.2. Análisis de
producción del pozo
Huacaya
1.1.1. Volumen In Situ
(Barriles de
condensado)
1.2.1. Volumen de
condensado producido
diariamente
(Barriles/día)
2. Mejorar los volúmenes
de producción
2.1. Conexión del pozo
Huacaya a planta
Margarita
2.2. Aumento de
producción de
planta Margarita
2.1.1. Calculo de caudal de
ingreso a planta
2.2.1. Volumen de producción
diaria
Elaboración Propia
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1.8 MATRIZ DE CONSISTENCIA
CUADRO 1.3: Matriz de Consistencia
PROBLEMA OBJETIVO HIPÓTESIS
Elaboración Propia
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La baja relación gas/petróleo tiende a una disminución de los volúmenes de producción de los pozos MGT X-1 y MGT X-4,
La baja relación gas/petróleo tiende a una disminución de los volúmenes de producción de los pozos MGT X-1 y MGT X-4,
Aplicar el tendido
de línea de ducto
para maximizar
los caudales de
producción de la
planta Margarita
Aplicar el tendido
de línea de ducto
para maximizar
los caudales de
producción de la
planta Margarita
Al hacer la
aplicación de un
tendido de línea de
ducto del pozo
Huacaya a la planta
Margarita.
Al hacer la
aplicación de un
tendido de línea de
ducto del pozo
Huacaya a la planta
Margarita.
Provoca
1333,
Para Permitirá
La disminución de volumen de producción de planta Margarita
La disminución de volumen de producción de planta Margarita
Maximizar los
caudales de
producción.
Maximizar los
caudales de
producción.
Aumentar los volúmenes de condensado en la planta Margarita
Aumentar los volúmenes de condensado en la planta Margarita
1.9 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÒN
CUADRO 1.4: Diseño de la Investigación
OBJETIVO
ESPECÍFICOACCIONES FUNDAMENTO
TEÓRICOINSTRUMENTO
1. Evaluación del
estado actual de
producción del
pozo Huacaya
1.2. Realizar un
análisis del
comportamiento
de la presión del
pozo Huacaya
Reservorio
Datos de
producción del
pozo
2. Determinación
de la calidad de
producción gas -
condensado
2.2. Analizar el
comportamiento
de producción de
planta
2.3. Observar el
historial de
eventos de la
producción de
planta Margarita
Producción
Investigación
Documental
Registro de la
producción del
campo
3. Determinación
del tiempo de
producción de la
Planta Margarita
3.1. Proyectar la
tendencia de la
producción del
pozo Huacaya
3.2. Comparar los
volúmenes de los
caudales del pozo
con la planta
Producción
Datos de la
producción de
planta Margarita
4. Implementación del
tendido de ducto
del pozo Huacaya,
para incrementar los
volúmenes de
producción de la
planta Margarita.
4.1. Proyectar la
tendencia de la
producción a lo
largo del tiempo
Reservorio
Datos de
producción de
los pozos
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5. Análisis técnico
económico del
proyecto
5.1 Evaluar el estudio
financiero y
económico
5.2 Cuantificar la
inversión necesaria
para la
implementación del
proyecto
Formulación y
Evaluación de
Proyecto
Investigación
Documental
Formulas
matemáticas
Elaboración Propia.
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO
2.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
La solución de cualquier problema de las propiedades de los fluidos en cuestión, se
puede dar con los valores exactos de las propiedades de los fluidos que afectan a su
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flujo, principalmente la viscosidad, peso específico, porosidad, permeabilidad,
saturación, mojabilidad y capilaridad.
2.1.1 Viscosidad
La viscosidad, expresa la facilidad que tiene un líquido para fluir cuando se le aplica
una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la
viscosidad absoluta de los fluidos; es una medida de su resistencia al deslizamiento
o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en
comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en comparación
con el agua. Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para
expresar la viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas,
cuando se sustituyen los valores de la viscosidad en las formulas.
2.1.2 Porosidad
Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa
la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.
La porosidad es el volumen de los espacios vacios de la roca y define la posibilidad
de ésta, de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje
de volumen de poros, respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).
Además de esta porosidad total, se define como porosidad útil la correspondiente a
los espacios interconectados, es decir, el volumen de poros susceptibles de ser
ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad útil está directamente relacionado
con el de permeabilidad. (BIRNER 1997)
2.1.3 Permeabilidad
Facilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que
indica si un yacimiento es, o no, de buenas características productoras. (BIRNER
1997)
2.1.4 Mojabilidad
Se define mojabilidad, como la capacidad que posee un líquido para esparcirse
sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la
En este CUADRO 3.4. Se puede observar antes de realizar la descarga del
hidrocarburo, se realiza los análisis de la Tensión de Vapor Reid (TVR), se calcula
los grados API hasta la temperatura del Tanque de descarga para descarga a la
planta de Sábalo.
CUADRO 3.4. API Tanque Bombeado
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.6. Control de Calidad del gas de la Planta Margarita
Toda la producción es analizada y controlada, llevando así un control de calidad de
todo el proceso y productos finales, de acuerdo a las normas ASTM D-323. Por
medio de este control dad podemos ir regulando parámetros y condiciones
operativas de equipos y sistemas para conseguir mejores resultados.
En el CUADRO 3.5 se puede observar la composición del gas de la Planta Margarita
contando también con sus gases inertes que son nitrógeno (N2) y dióxido de
carbono (CO2), el gas inerte tiene que ser estrictamente controlado por los
operadores de la planta porque no se puede descargar el gas si no cumple el 3.5%
que regula las normas ASTM y SCOR N-07 establecidas para poder mandar a la
planta Sábalo y después se descarga a la planta de Rio Grande ubicada en el
departamento de Santa Cruz de la Sierra.64
Punto de RocióPunto de Roció HC °F 13.5Punto de Roció H2O °F 13.0H2O Lb/MMPC 105Presión Psi 1378T. Gas Chiller °F E/S 22.7/2.45T. Gas Sep. Frío °F 2.8T. Chiller °F 0.4Caudal MMPC 80.0
En el CUADRO 3.6 se observa la composición de la densidad del gas de planta
Margarita en porcentajes de mol para observar el aumento o la estabilización de la
densidad relativa del gas ideal, si se mantiene el porcentaje de entrada de la
densidad relativa del gas real. Se realiza un análisis del contenido de agua que tiene
el gas en los sistemas de la planta y en los tanques de almacenamiento para
después poder transportar el gas siguiendo las normas establecidas por la empresa.
CUADRO 3.6. Densidad del Gas
DENSIDAD DEL GAS
Entrada (mol%)
Salida (mol%)
Densidad Relativa del Gas (ideal) 0.684 0.656Densidad Relativa del Gas (real) 0.682 0.654Gas. Compresible 0.997 0.997P.Cal.(bs) BTU/PC (ideal) 1162.6 1123P.Cal.(bs) BTU/PC (real) 1159 1119P.Cal:(bh) BTU/PC (real) 60°F 1139 1100Resid.Gas Hydrocarbon Dewpoint 87 15.97Contenido de Agua en Gas Lb/mol mmscf 0,106NGL (bbls/MMCFD) 7.70 2.41
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.7. Balance de Producción
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El balance de producción de la planta Margarita se realiza obteniendo los volúmenes
de gasolina generada, se hace en base a la cromatografía. El porcentaje de la
cromatografía es a partir de C5 y demás componentes por un factor para llevar ese
porcentaje molar a (BBLS), lo mismo se hace con el gas residual entonces la
diferencia entre entrada y salida da los barriles absorbidos por millar de pies cúbicos,
de gas a esto se multiplica el volumen total de gas producido.
Entrada iC5 = 0.323; Salida iC5 = 0.140
iC5 = (0.323 – 0.140)* 860,595/100 = 1.5912
En el CUADRO 3.7. se puede observar que las ecuaciones de gas producido, como
también la ecuación de gas de baja y la ecuación de gas requerido. Esta ecuaciones
sirven para verificar si el gas que entra a la planta Margarita esta con los
requerimiento especificados para el empalme a Sábalo.
Para obtener el Volumen de Agua Producida en la planta margarita se realiza en
base al porcentaje que se obtiene en la muestra del pozo.
CUADRO 3.7. Balance de Gases
BALANCE DE GASES
GPGas Producido GB = ∑(Gcabeza + G V-102)
GA Gas de Alta
GB Gas Baja
GCGas Compensado
GP = GA + GB + GC GQ
Gas Requerido
CV Gas De Venta
CCOGas Combustible
GSGas Schrinkage
GQ = GP + GV+ GCO + GS
CCAB
Gas Cabeza Torre Estabilizadora
CV-102
Gas de Tanque de Flasheo V-102
GSGas Schrinkage
CCAB
Gas Cabeza Torre Estabilizadora
CV-102
Gas de Tanque de Flasheo V-102
BALANCE DE GASES
66
PPPetróleo Producido
PP = SA + PV + SAN
GA Saldo Actual
SAN Saldo Anterior
PVPetróleo Vendido
Este parámetro es realizado oficialmente por nivel de tanque. El volumen se contacta con el medido másico de margarita y el medidor másico del empalme a Sábalo
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.8. Sistema de Control Distribuido (DSC)
El sistema de control que tiene la planta margarita es de alta tecnología donde se
monitorea todas actividades y procedimiento que tiene el fluido como en los
separadores, chiller de gas, torre contactora, intercambiadores de Gas/Gas .
Cada sistema tiene su monitoreo como el depurador de entrada, sistema de
estabilización de condensado, sistema de condensado, sistema de enfriamiento,
sistema de deshidratación, sistema de estabilización. También se tiene sistema para
el circuito eléctrico. Este panel de control está hecho para monitorear las presiones
y temperaturas y nivel de agua de todo el circuito que tiene la planta Margarita.
FIGURA 3.1. Panel de control de los separadoresFuente: Repsol YPF 2008
El sistema consta con los siguientes módulos
Estación de operación.
Controlador de Planta.
Enlace Histórico.
67
Separador de Flasheo de Condensado (V-
102)
Separador de Producción (V-101)
Filtro Coalescente (V-104)
Intercambiador de Gas/Gas
3.1.8.1. Estación de operación
Este modelo es un espejo de Profesional Plus, ya que contiene todo el software y
tiene acceso total a la base de datos de Profesional Plus, pero no se puede realizar
modificaciones a la base de datos desde este computador, ni ejecutar otras
aplicaciones de DELTA V como ser: Control Studio, Delta V Bach, Delta V Explore,
pero si se puede ver diagnósticos e históricos, incluso realizar aplicaciones como
Excel Add-Ins.
3.1.8.2. Controlador
Es un componente importante en el sistema de control ya que este reside el
programa a ejecutarse de cada proceso, alarmas, eventos y puntos históricos, la
base de datos de las tarjetas y de los equipos de campo conectados. En caso de
falla en el suministro de energía en la planta, la red de computadores DELTA V tiene
su propio UPS y batería de emergencia que mantendrán los computadores
funcionado por dos horas.
3.1.8.3. Enlace Histórico
La pantalla Enlace histórico permite tener acceso a la información grafica y precisa
de esta de cualquier equipo o proceso a través del tiempo. En los históricos se
pueden revisar uno a uno los valores de la variable (Temperatura, Presiones,
Niveles, etc). En un rango de tiempos deseados definido por el usuario.
3.1.9. Sistema de Generación Eléctrica
El sistema de generación eléctrica da energía a toda la planta que esta compuesto
por cuatro generadores. Tres de ellos alimentados a gas y el de emergencia
alimentada a diesel en caso que se parar la planta es este último que se le
suministra la energía indispensable para los equipos dando un tiempo limitado para
solucionar los problemas. Todos los generadores están equipados con paneles de
control y sistemas de enfriamiento. Del depurador de gas combustible V-901 se
dirige el gas de alimentación de los compresores previamente filtrando el mismo y
regulando presión de entrada mediante el Manifold de gas combustible.
En el CUADRO 3.8 se observa el monitoreo de los generadores que tiene la planta
con respecto a los generadores eléctricos que la planta tiene para el campamento
las oficinas y principalmente para la planta Margarita, también tiene las
características de los motores el trabajo que tiene las revoluciones por minuto, sus
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amperajes de cada uno de los motores y las características de los generadores
principales.
CUADRO 3.8. Características
TAG MOTOR RPM HP RPM KVA VCA AMP. KW. HZ CARECTIRISTICAS
3306D 1800 175 1800 288 480 345 230 60 G. de emergencia diesel
Fuente: Repsol YPF 2008
69
3.2 EXPLORACIÓN, EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN DEL POZO HUACAYA.
El campo Huacaya fue descubierto en Diciembre de 2007, en el bloque exploratorio
Caipipendi en la provincia Luis Clavo del Departamento de Chuquisaca, con la
perforación del pozo exploratorio HCY-X1, que mediante un side track alcanzo la
profundidad final 4800 m. El campo Huacaya corresponde a una culminación
estructural en el hundimiento regional Norte de lámina Huamampampa 1 bajo (H1b),
descubierta en margarita afectada por un corrimiento de dirección NE-SO que
provoca una leve silla estructural entre ambos campos.
Se efectuó una Prueba de Formación-Producción DST a pozo abierto, del tramo
4584 a 4800 m (cubriendo todo el espesor de las areniscas). El resultado de la
misma es conclusivo en lo que a la capacidad productiva de este pozo se refiere.
Como resultado de la perforación de este pozo, quedo en evidencia que el fluido de
esta arenisca presenta similitudes considerables con el producido por los pozos
MGR-X3 y MGR- 4, en sus respectivos ensayos DST de la arenisca Huamampampa
1 bajo (H1b).
La perforación se inició el 09/06/2006 y concluyó el 29/12/2007, utilizando en total
569 días para las operaciones de perforación. El agujero original fue perforado hasta
3386 m, perdiéndose parte del mismo por problemas mecánicos. El nuevo agujero
habilitado HCY-X1 se inicio el 01/03/2007 desde 1087m MD, en los niveles
superiores de la formación Escarpment finalizando el 19/11/2007 en la formación
Icla.
La Profundidad Final alcanzada fue de 4800m MD habiéndose perforado 152 m en
la formación Huamampampa, que favorablemente se ubico en una cota estructural
de 103 m más alta que la prognosis.
En Junio del 2009 con el objeto de determinar el grado de comunicación entre la
estructura de Margarita y Huacaya, dada la prueba de producción a realizarse en
2009 en el pozo MGR-X3, luego de su completación definitiva se coloco sensor de
fondo de presión y temperatura, que permitio verificar esta eventual conexión y
determinar el grado de conectividad con el pozo MGR-X3 a través del nivel de
Huamampampa 1 bajo (H1b). Los sensores de fondo fueron retirados en Julio del
2009, cumplido el tiempo de sincronización de los relojes (45 días) y la data fue
analizada observando una tendencia no concluyente, debido a ello el sensor fue re-
instalado con el objeto de monitorear y evaluar el grado de comunicación de las
capas.
70
A principios de Junio del 2009 se instalo en el pozo HCY-X1 un, memory gauge en el
nipple RN a 4523m, para monitorear las presiones del reservorio Huamampampa
(H1b) una vez que las operaciones de completación del pozo MGR-X3 fueran
terminadas. Para finales de 28 Junio del 2009 las actividades de limpieza y prueba
de potencial comenzaron en el MGR-X3 y culminaron el 09/07/2009, luego que fue
recuperado el memory gauge del HCY-X1 el día 10/07/2009, con la información
referente a dichos pruebas. El memory gauge fue reinstalado para continuar con el
monitoreo por 45 días más. El 26/08/2009 se retiro nuevamente el memoruy gauge,
con 45 días de información, mientras el MGR-X3 estuvo en producción continua.
Esta data es analizada en este informe con sus respectivas conclusiones y
recomendaciones.
El pozo Huacaya-X1 se encuentra ubicado en la provincia Luis Calvo del
Departamento de Chuquisaca, Bolivia, al Norte del Campo Margarita (a 12,84 Km.
del MGR-4), flanco Occidental de la Serranía de Bororigua). Los reservorios son
areniscas naturalmente fracturadas del Devónico.
FIGURA 3.2. Ubicación regional del pozo HCY-X1, en el Subandino boliviano (izquierda) y en relación con la serranía de Bororigua y Caipipendi y los campos Margarita y Sábalo (derecha) Fuente: Repsol YPF 2007
71
3.2.1 Probador de Formación.
Se realizo una prueba de formación, para observar la profundidad del pozo y las
presiones que presenta el pozo HCY-X1, los resultados de las medidas de presión
registradas con el probador de formación.
En el CUADRO 3.9 se puede observar las diferentes profundidades que se
obtuvieron para poder registrar el TVD de la formación y la presión de cada
profundidad obtenida.
CUADRO 3.9 Resultado de las mediciones de presión
Profundidad (Mts) TVD(Mts) Presión (psia)
4632 4468.25 -3558.63 9270.94
4594 4434.48 -3524.86 9256.61
4672.3 4503.74 -3594.12 9308.38
Fuente: Repsol YPF
FIGURA 3.3: Representación grafica de los datos de presión mostrados en el cuadro 3.9Fuente: Repsol YPF
Se realiza la gradiente promedio usando estos puntos, el valor del mismo es de 0.22
psi/pie, valor el cual es superior a un gradiente de gas seco, e inferior a un gradiente
de petróleo. Los intervalos que fueron evaluados a pozo abierto, está compuesto por 72
tres capas las cuales son: capa superior, capa medio y capa inferior, las cuales
presentan permeabilidades (k) absolutas (según perfil de resonancia), inferior es a 1
mili darcy (mD) y con un promedio del orden de 0.1 mD; aunque el análisis de
coronas muestra permeabilidades de hasta 7 mD en zonas con presencia de
fracturas. La capa superior presenta valores de permeabilidad relativamente
mayores que las capas inferiores.
3.2.2 Información de Perforación
En esta sección presentamos información de perforación, que es relevante o de
utilidad para la evaluación de los datos de presión. A continuación se presentan los
volúmenes de lodo perdidos durante la perforación.
FIGURA 3.4: Volúmenes de fondo asociados con la perdida de lodo. Todas las capas acusan perdidas de lodo en mayor o menor proporción.Fuente: Repsol YPF
Como se muestra en la figura 3.4 las pérdidas de lodo durante la perforación están
localizadas en las zonas de fracturas. Aunque se presenta un mayor volumen de
pérdidas en la capa superior, (zona de mayor permeabilidad en comparación con las
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capas inferiores) las pérdidas de lodo en las capas inferiores reflejan permeabilidad
de las mismas.
Para finalizar esta sección y antes de iniciar el estudio o evaluación de la formación
obtenida de la prueba, que es el objetivo principal de este trabajo, podemos resumir
en cuanto a la evaluación del tipo estática y del probador de formación, lo siguiente:
El intervalo de prueba está compuesto por tres capas principales, que eta
denominado como capa superior, capa media y capa inferior. La presencia de
fracturas naturales, se infiere tanto del análisis de la corona, así como de los
resultados de los perfiles resistivos y de imágenes.
Se presentaron perdidas de lodo en todas las tres capas y los lugares de perdidas
están asociados con fracturas naturales, lo que en principio implicaría
permeabilidad de estas zonas.
El valor de la presión a esperar en el tope del intervalo es de 9256.6 psia.
3.2.3 Implementación de las Pruebas
En las secciones se presento diseño de las pruebas cuyo principal objetivo es el de
estimar tanto el potencial esperado para el pozo, así como la respuesta de la presión
transiente durante la prueba. En esta sección se llego a presentar los resultados
obtenidos de las pruebas así como la interpretación de los datos de presión y
producción.
El ensayo DST del pozo HCY-X1 tiene por objetivo principal probar la presencia de
hidrocarburos (gas-condensado) en la formación Huamampampa y determinar su
capacidad productiva. Complementando el objetivo principal del ensayo, está el
determinar las propiedades de la roca reservorio y de los fracturas naturales y
recolectar muestras de los fluidos producidos para efectuar estudio de PVT de los
mismos.
1° Programa operativo y de evaluación
El programa operativo y de evaluación del ensayo DST para el pozo HCY-X1 consta
de las siguientes partes principales.
a. Primer apertura. Con diferencial de presión a favor de formación de 1250 psi,
apertura del pozo en fondo y manifold en superficie cerrado, observar
comportamiento de presión y temperatura de cabeza durante una hora.
74
b. Primer flujo lentamente se abrió pozo en choke manifold, con estrangulador
ajustable, dirigiendo flujo hacia la fosa de quema hasta choke 28/64” Primer flujo.
Lentamente se abrió pozo en choke manifold, con estrangulador ajustable,
dirigiendo flujo hacia la fosa de quema hasta choke 28/64” y mantener flujo en
observación.
c. Prime cierre de pozo en superficie. Observar presión y temperatura por dos
horas.
d. Segundo flujo, limpieza de pozo, varios orificios. Incrementando los mismos en
función de comportamiento de la limpieza (máximo contenido de sólidos= 2%).
Choke preferente de limpieza prolongada 64/64”. Eventuales cierres se
efectuaran en superficie. Monitorear presión y temperatura en cabeza.
e. Segundo cierre de pozo en superficie.
f. Perfil PLT. Armado de Unidad wireline, prueba de equipos de control de presión y
bajada de sarta PLT. Efectuar carreras estacionarias.
g. Tercer flujo. Apertura de pozo por orificio 28/64”, verificación de rendimiento de
fluidos y, en condiciones estabilizadas, proceder a la toma de muestras de fluidos
de separador, para análisis PVT.
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3.3 EVALUACIÓN CONTINUA DE LA FORMACIÓN HUAMAMPAMPA A LO
LARGO DE LA PRODUCCIÓN.
De acuerdo a información de geología, el pozo Huacaya-X1 ha sido diseñado para
evaluar las areniscas naturalmente fracturadas del Devónico Huamampampa en el
área de Huacaya, dentro del Bloque Exploratorio Caipipendi. Según programa
geológico, el pozo ha sido diseñado para obtener la máxima información sobre las
propiedades del reservorio, las fases de los hidrocarburos y la naturaleza de los
fluidos, la continuidad de la fracturación y detalles del sistema petróleo, asi como
para garantizar una productividad comercial.
FIGURA 3.5: Ubicación del Pozo HCY-X1 en el Bloque Caipipendi.Fuente: Repsol YPF
Dado de que se trata de un pozo exploratorio, el programa de pruebas, en este caso
tipo DST, debe de contemplar la adquisición de datos de presión y producción, así
como toma de muestras durante el tiempo de prueba, que permita el logro de los
objetivos de evaluación antes propuestos en el programa de prueba, el cual se baso
principalmente en los resultados o valores de los parámetros de reservorio y pozo de
la arenisca Huamampampa 1 bajo (H1b) del pozo MGR-4, así como los resultados
obtenidos de la implementación del mismo y finalmente el análisis de los datos de
presión y producción obtenidos durante las pruebas.
3.3.1 Modelo geológico y evaluación petrofísica.
A fin de realizar diseño de las pruebas de presión y producción, es importante
considerar toda la información disponible sobre el intervalo de prueba, en particular
76
el modelo geológico, así como la evaluación petrofísica y resultados del probador de
formación.
FIGURA 3.6: Interpretación con falla de cresta.
En la figura 3.6 se puede observar el modelo geológico por medio de la evaluación
petrofísica realizada, donde muestra una falla que divide la formación
Huamampampa.
FIGURA 3.7: Ubicación del pozo HCY-X1 en el mapa Geológico
Fuente: Repsol YPF.
77
3.3.2 Evaluación Petrofísica
En la evaluación petrofísica se sacan muestra para evaluar la densidad efectiva,
densidad aparente, porosidad y permeabilidad a las siguientes profundidades.
En el CUADRO 3.10 se presenta los datos petrofísicos de laboratorio, de la corona
cortada en el tramo de 4662-4664.2 m., de la cual se recupero del 78% (1.78 m).
Para este intervalo los valores de porosidad en la correlación de los datos mostraron
buenos resultados, tanto con la porosidad efectiva obtenida de la densidad como
con la Resonancia Magnética Nuclear (CMRP), y están en el orden de valores de
periódicamente, según el programa anual de monitoreo ambiental a fin de verificar el
cumplimiento a la ley de medio ambiente de materia de contaminación Atmosferica.
Los volúmenes de productos químicos necesarios para la operación se almacenaran
en cantidades mínimas necesarias requeridas para la actividad. El transporte,
almacenaje y manipuleo de los mismos se realizará siguiendo las prácticas
especificadas en el procedimiento (BO-REP-PA-012-07). Transporte, almacenaje y
manipuleo de combustible, productos químicos y aceites. Los operadores deberán
105
incluir en su recorrido por áreas de planta, pozos, baterías y áreas de
almacenamiento de crudo, el control de la limpieza y orden y registrar cualquier
observación y ante situaciones anormales tomarán las acciones necesarias para
evitar emisiones líquidas o gaseosas no permisibles al ambiente. Cualquier acción
tomada será comunicada al Supervisor de Turno. Los residuos que se generen con
relación a las operaciones mencionadas, deberán tratarse según el procedimiento
(BO-REP-PA-002-08) Control y Manejo de Desechos Sólidos.
Las válvulas de seguridad, presión y vacío y bloqueo, serán verificadas y/o
calibradas de acuerdo al cronograma del Supervisor de Producción. Una copia de
estos cronogramas será entregada al Supervisor del área.
El quemador (Tea) deberá estar ubicado a no menos de 50 metros de distancia de
cualquier instalación (Art. 162 Cap. II, Tit. VII del Reglamento de Normas Técnicas y
Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos).
3.6.3 Pozo productores de petróleo y gas.
3.6.3.1 Control de Pozos y Locaciones.
Los Operadores de Producción deberán revisar al menos una vez por semana las
instalaciones de los pozos, completando el formulario Inspección a las Facilidades
de Producción, este procedimiento, ante cualquier anomalía y si la acción correctiva
está a su alcance es su responsabilidad ejecutarla, caso contrario comunicará la
novedad en forma inmediata y por el medio más rápido a su supervisor inmediato.
3.6.3.2 Despresurización de pozos.
La despresurización de pozos productores de petróleo se efectuará dirigiendo el
fluido a un contenedor de PVC u otro adecuado montado dentro de los límites de la
locación o batería.
Concluida la operación, se recuperarán los líquidos los cuales serán descargados en
un punto del circuito de producción que el operador o supervisor responsable de la
maniobra considere más conveniente.
3.6.4 Separadores, Hornos / Calentadores.
Los separadores deberán contar con disco de ruptura y válvula de seguridad con
venteo atmosférico o con línea individual hacia la pileta de emergencia
impermeabilizada o tanque de emergencia, o un sistema de alivio de presión. Estas
válvulas se calibrarán anualmente y se llevará un registro de esta tarea.
106
Las presiones de los separadores deberán ser adecuadas a los fluidos que ingresen,
tendrán elementos de control que eviten su inundación por líquidos, presión
sorpresiva, y alta temperatura. Su válvula de seguridad debe estar calibrada a la
presión de diseño, con disco de ruptura calibrado entre 1 ¼ a 1 ½ veces la presión
de diseño (Cap. II, Art. 156, Regl. Normas Técnicas y Seguridad para el Sector
Hidrocarburos) (como límites máximos)
Los hornos y/o calentadores no deberán exceder los límites permisibles de
emisiones establecidos en la Reglamentación de la Ley del Medio Ambiente en
Materia de Contaminación Atmosférica.
3.6.5 Almacenamiento de crudo.
3.6.5.1 Tanques
Limitar con muros de contención, cada tanque o grupo de tanques que contengan
hidrocarburos líquidos o algún tipo de fluido que no sea agua fresca para la batería o
la planta de procesamiento. Los muros deben ser diseñados para contener el 110 %
del volumen del tanque de mayor dimensión (Art. 58-c, Cap.IV, Tit. II del
“Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos”).
Ante el derrame de fluidos por rebalse o rotura de un tanque, el mismo quedará
confinado en el recinto de contención limitado por el muro de contención, el operador
de producción tomará las medidas necesarias para detener el derrame. Los líquidos
derramados confinados en el recinto de contención serán retornados al circuito de
producción.
Se deberá mantener el muro de contención en adecuadas condiciones de uso,
evitando que en el área circundante a éstos crezcan hierbas u otros vegetales (Art.
58-d, Cap.IV, Tit. II del “Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos”)
Los arresta llamas se revisarán periódicamente.
El mantenimiento de las válvulas de presión y vacío de tanques, se llevará a cabo
según cronograma del programa de mantenimiento.
El mantenimiento preventivo de las válvulas que controlan la descarga de los
recintos de contención en caso de derrames, se llevará a cabo según cronograma
del programa de mantenimiento.
Las tapas superiores para medición se mantendrán cerradas.
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Los operadores deberán mantener el área de contención de los tanques, libres de
elementos ajenos a las instalaciones y también deberán informar al Supervisor de
área cualquier situación anormal en los mismos (paredes, líneas, etc.)
Se deberá llevar a cabo una revisión periódica de los instrumentos de paro por
sobre nivel de fluido.
Los tanques deben trabajar a no más del 90% de su capacidad total.
CAPITULO 4 EVALUACIÓN
4.1 EVALUACIÓN TÉCNICA
La instalación del tendido de ducto del pozo Huacaya-X1 hacia la planta Margarita
tendrá un incremento de la producción de la planta, se tiene estimado que la planta
Margarita producirá para el año 2012 14MMm3. Esto es un incremento del 100%
para la comercialización de gas, y así poder cubrir la demanda de exportación de
GLP hacia los mercados externos y cumplir con el mercado interno.
4.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA
CUADRO 3.18: Cuadro de inversión Inicial.
Cuadro de inversiòn (inicial)Ingenieria y Construcciòn Gasoducto
Detalle
Unidad de Medida Cantidad
Precio Unitario ($us) Total ($us)
Inversión Fija Materiales Tuberias m 12000 882,18 10.586.160,00Válvulas un 14 84.310,66 1.180.349,30Accesorios gbl 1 162.500,00 162.500,00 Construcciòn Montaje y Logistica Equipos y Vehiculos mes 12 1.500,00 18.000,00Transporte aereo viaje 12 2.500,00 30.000,00Adquisición Terrenos ha 3 5.000,00 15.000,00Protección Catódica km 12 2.041,00 24.492,00Construcción Línea km 12 305.250,00 3.663.000,00Automatización y control gbl 1 350.000,00 350.000,00Supervición y Gerenciamiento gbl 1 656.000,00 656.000,00Viajes a campo viaje 24 2.000,00 48.000,00Restauración y abandono gbl 1 1.885,00 1.885,00Acción Social gbl 1 25.000,00 25.000,00Equipos de Seguridad gbl 1 6.500,00 6.500,00Puestas en Marcha gbl 1 48.620,00 48.620,00
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Estación de Medición Obras Civiles gbl 1 495.000,00 495.001,00Obras Mecanicas gbl 1 1.155.000,00 1.155.000,00Sub-Total de invercón Fija 18.465.507,30 Inversión diferida Solicitud de Concesión gbl 1 80.000,00 80.000,00Tasa Gubernamentales gbl 1 5.000,00 5.000,00Licencia y Permiso gbl 1 125.000,00 125.000,00Servidumbre ha 45 2.000,00 90.000,00 Ingenieria Estudio tecnico km 12 5.600,00 67.200,00Proyecto Basico y Conceptual km 12 13.520,00 162.240,00Sub- Total Inversión Diferida 529.440,00Total ($us) 18.994.947,30
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CUADRO 3.18: Cuadro de depreciación del gasoducto
110
Cuadro de DepreciaciònConstrucciòn de Gasoducto
DetallesUnidad de medida Cantidad
Presio Unitario ($us) Total ($us)
Vida Util (años)
DEP. ANUAL
Tuberias m 12000 882,18 10.586.160,00 Válvulas un 14 84.310,66 1.180.349,30 Accesorios gbl 2 162.500,00 325.000,00 Total 12.091.509,30 20 604.575,47Gasoducto Protecciòn Catódica km 12 2041 24492 Construcciòn de linea km 12 305250 3663000 Total 3687492 20 184374,6Estimación de Medición Obras Civiles gbl 1 495000 495000 Obras Mecanicas gbl 1 1155000 1155000 Total 1650000 20 82500Sub-Total Inverciòn Fija 871.450,07Vida Util del proyecto (años) 20