UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉSFACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERÍA PETROLERA CAMPO PATUJUSAL Grupo “1” Integrantes: Calla Morales Ivar Bruno Calle Hunza Juan Carlos Lavayen Illanes Juan Sebastian Mamani Condori Nelia Quispe Copa Miriam Docente: DOC. M. Sc. ING. Sergio Eddy Viscarra Ortuño La Paz, Agosto 2017 CAPITULO I 1.1. INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el plan de trabajo y presupuesto a desarrollarse para la gestión 2015 para el campo Patujusal, actualmente adjudicado mediante contacto de operación a YPFB chaso SA los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser estas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica por menorizada y los montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado. 1.2 ANTECEDENTES El campo Patujusal se encuentra a 120 kilómetros al noroeste de la ciudad de santa cruz, en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz. Fue descubierto por YPFB en el año 1993, con la perforación PJS-X1. El campo ha sido descubierto y desarrollado por YPFB entre 1993 a abril del 1997. Durante este periodo se perforaron 12 pozos: 7 verticales y 5 dirigidos. Como resultado de la sísmica 3D realizada el año 2000 en el bloque de Santa Rosa Monos Araña 1, se perforaron en el área sur-este del campo tres pozos horizontales PJS-12H, PJS-14H Y PJS-15H y dos dirigidos PJS-16D, PSJ-18D. 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivo General Calcular y analizar las propiedades de los fluidos (gas y petróleo) del campo Patujusal con los datos proporcionados y datos adicionales obtenidos por investigación, para asi también definir el posterior tratamiento de estos. 1.3.2 Objetivos Específicos - Calcular propiedades físicas de los fluidos del reservorio a partir de la composición obtenida en cromatografía. - Calcular el contenido de agua por cada millón de pies cúbicos normales, poder calorífico, índice Woobe y el rendimiento del gas de este campo. - Graficar las curvas de punto de burbuja, punto de rocío y con estas obtener la envolvente de fases de la mezcla de hidrocarburos contenida en el yacimiento. - Analizar el historial del campo (producción, proyectos de recuperación, agotamiento del yacimiento). CAPITULO II 2.1 MARCO TEÓRICO 2.1.1 Cromatografía de Pozo 2.1.1.1 Definiciones, propiedades físicas - Peso molecular aparente: Una de las principales propiedades del gas que es frecuentemente de interés para los ingenieros es el peso molecular aparente. Si yi representa la fracción molar del componente “i” de la mezcla de gas, el peso molecular aparente se define a partir del peso molecular individual de los componentes de la mezcla matemáticamente por la siguiente ecuación: n M a yi M i i 1 Donde: Ma = peso molecular aparente de una mezcla de gas Mi = peso molecular del componente “i” de la mezcla yi = fracción molar del componente “i” de la mezcla - Gravedad específica: Se define como la relación de la densidad del gas a la densidad del aire. Ambas densidades se miden o expresan a la misma presión y temperatura. Normalmente la presión estándar Psc y la temperatura estándar Tsc se usan al definir la gravedad específica del gas: g g aire Asumiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas como del aire se describe por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede entonces expresarse como: M p sc M aM g a RT a g M aire 28.96 sc p sc M aire RT sc Factor de compresibilidad “z”: Es una cantidad adimensional y se define como la relación del volumen real de n-moles de gas a T y p al volumen ideal del mismo número de moles a la misma T y p: Vreal V z Videal (nRT ) / p Estudios de los factores de compresibilidad del gas natural de varias composiciones han mostrado que los factores de compresibilidad pueden generalizarse con suficiente exactitud para la mayoría de los propósitos de ingeniería cuando son expresados en términos de las dos siguientes propiedades adimensionales: Presión seudo reducida Temperatura seudo reducida Estos términos adimensionales se definen por las siguientes expresiones: p T p pr T pr p pc T pc Donde: p = presión del sistema. adimensional .Donde : γg = gravedad específica del gas ρaire = densidad del aire Maire = peso molecular aparente del aire = 28. psia Tsc = temperatura estándar. adimensional T = Temperatura del sistema. °R . °R Tpr = Temperatura seudo-reducida. psia ppr = presión seudo-reducida.96 Ma = peso molecular aparente del gas Psc = presión estándar. Tpc = Presión y Temperatura seudo-críticas. dividido por el volumen ocupado por la misma cantidad del gas a condiciones estándar. y definidas por las siguientes relaciones: p pc yi pci i 1 T pc yi Tci i 1 Debe destacarse que estas propiedades seudo críticas. la relación se expresa como: V p . Basados en el concepto de propiedades seudo reducidas.7 psia. Es una de las correlaciones más ampliamente aceptadas en la industria de petróleo y gas.T Bg Vsc Donde: Bg = Factor volumétrico de formación del gas. Este gráfico es generalmente confiable para gas natural con menor cantidad de no hidrocarburos. no representan las propiedades críticas reales de la mezcla de gas. En forma de ecuación. Esta propiedad del gas es entonces definida como el volumen real ocupado por una cierta cantidad de gas a una presión y temperatura específicas. El gráfico representa factores de compresibilidad de gas natural dulce como función de p pr y Tpr. al volumen del gas medido a condiciones estándar. Estas seudo propiedades se usan como parámetros de correlación en la generación de propiedades del gas.Factor volumétrico: El Factor Volumétrico de Formación del Gas se usa para relacionar el volumen del gas. p pc y Tpc. o sea 60 oF y 14. medido a condiciones de reservorio. respectivamente. ft3 Vsc = Volumen del gas a condiciones estándar. ft3/scf Vp.T = Volumen del gas a la presión p y temperatura T.ppc. scf . . como. Standing y Katz (1942) presentaron un gráfico generalizado del factor de compresibilidad del gas. el factor volumétrico de formación del gas puede expresarse en bbl/scf. Para una fase líquida. la compresibilidad no es pequeña ni constante. la expresión anterior se puede reducir a la siguiente relación: zT Bg 0.0) psc. nos da: znRT p p zT Bg sc z sc nRT sc Tsc pz sc p sc Donde: zsc = Factor z a condiciones estándar (= 1. Por definición. o. para dar: zT Bg 0.7 psia y Tsc = 520 oR. en forma de ecuación: 1 V cg V p T . y sustituyendo por el volumen V. la compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en volumen por unidad de volumen para un cambio unitario en la presión a temperatura constante. la compresibilidad es pequeña y usualmente se asume que es constante.Compresibilidad: El conocimiento de la variabilidad de la compresibilidad de los fluidos con la presión y la temperatura es esencial al efectuar varios cálculos de ingeniería de reservorios. Tsc = Presión y temperatura estándar Asumiendo que las condiciones estándar se representan por p sc = 14. Para una fase gaseosa.Aplicando la ecuación de estado de los gases reales. °R En otras unidades de campo. ft3/scf z = Factor de compresibilidad del gas T = Temperatura.02827 p Donde: Bg = Factor volumétrico de formación del gas.005035 p . 45 produce la siguiente relación generalizada: 1 1 z cg p z p T Para un gas ideal.Donde: cg = compresibilidad isotérmica del gas. por lo tanto: 1 cg p Debe destacarse que la Ecuación 5. ya que: p p pr p pc De donde p p pc p pr con lo que la ecuación se convierte en: 1 1 z cg p pr p pc z ( p pr p pc ) T pr Y multiplicando esta ecuación por ppc resulta: 1 1 z c g p pc c pr p pr z p pr Tpr . La Ecuación puede expresarse convenientemente en términos de la presión pseudo crítica y presión pseudo reducida simplemente reemplazando p con (ppc ppr). 1/psi.47 es útil para determinar el orden esperado de magnitud de la compresibilidad isotérmica del gas. De la ecuación de estado de los gases reales: nRTz V p Diferenciando la anterior ecuación con respecto a la presión a una temperatura constante T nos da: V 1 z z nRTz 1 dz 1 nRT 2 p T p P p p z dp p Substituyendo en la Ecuación 5. z = 1 y (∂z/∂p)T = 0. psi Los valores de (∂z/∂ppr)Tpr pueden calcularse de la pendiente de T pr isotérmica en la gráfica del factor z de Standing y Katz. lb M = peso molecular.Puesto que: cg cg c pr c g p pc c pc 1 p pc El término cpr se conoce como la compresibilidad isotérmica seudo-reducida y se define por la relación: cpr = cgppc Donde: cpr =compresibilidad isotérmica seudo-reducida cg = compresibilidad isotérmica del gas. psi 1 ppc = presión seudo-crítica. lb/lb-mol Puede reordenarse para estimar la densidad del gas a cualquier presión y temperatura: m pM g V RT Donde: ρg = densidad del gas. la ecuación: m pV RT M Donde: m = masa del gas. -Densidad: Se define como la masa por unidad de volumen de la sustancia. lb/ft3 Debe resaltarse que lb se refiere a lbs masa en cualquiera de las posteriores discusiones de densidad . 09 x103 lb-sec/ft2 La viscosidad del gas comúnmente no se mide en laboratorio porque puede estimarse con precisión de correlaciones empíricas. La viscosidad de un fluido generalmente se define como la relación de la fuerza distribuida por unidad de área al gradiente de viscosidad local. Un poise es igual a la viscosidad de 1 dina-seg/cm2 y puede ser convertido a otras unidades de campo por las siguientes relaciones: 1 poise = 100 centipoises = 1 x106 micropoises = 6. o sea. cada capa del fluido ejerce una mayor fricción de arrastre en las capas adyacentes y el gradiente de velocidad decrece. Mientras la viscosidad aumenta.2 Cromatografia de Campo .T.1.. Si la fricción entre capas del fluido es pequeña.Viscosidad: La viscosidad del gas es la medida de la fricción interna del fluido o resistencia al flujo que afecta a la caída de presión por influjo del reservorio al agujero del pozo y a lo largo de las instalaciones. Las viscosidades se expresan en términos de poises. y composición. baja viscosidad. temperatura. una fuerza distribuida aplicada resultará en un gradiente de velocidad grande. Como todas las propiedades intensivas.yi) Donde: μg = viscosidad de la fase gas. La relación anterior simplemente establece que la viscosidad es una función de la presión.Contenido de agua: El gas natural y condensados asociados se producen en los pozos en condiciones de equilibrio tales que está saturada con agua.72 x102 lb mass/ft-sec = 2. centi-poises o micro-poises. esta agua debe ser retirada para poder enviar el gas por los gasoductos a lo largo de la cadena de suministro . la viscosidad del gas natural es descrita completamente por la siguiente función: μg = f(p. Varias de las correlaciones para la viscosidad del gas ampliamente usadas pueden ser vistas como modificaciones de la expresión anterior 2. También se busca cumplir con especificaciones para el contenido de agua. 𝑤 = 𝑊𝐻𝐶 𝑋𝐻𝐶 + 𝑊𝐶𝑂2 𝑋𝐶𝑂2 + 𝑊𝐻2𝑆 𝑋𝐻2𝑆 Donde: W= Contenido de agua (lb/mmpcn) X= composición en el gas . prevenir la corrosión. prevenir la formación de un flujo bifásico (Slugging). evitar el congelamiento de zonas de procesos en plantas criogénicas y en plantas de absorción refrigeradas. con exceso de aire a la misma temperatura y presión que el Gas Natural y donde los productos de combustión son enfriadas enfriados a una temperatura de referencia a definir (normalmente a 0º C para el Sistema Español) y toda el agua formada en la combustión se condensa completamente. La deshidratación es el proceso para retirar el agua del gas natural y de los Líquidos de Gas Natural (LGN). gasoductos y otros equipos de proceso y para evitar la condensación de agua libre durante el procesado y transporte del gas natural y los condensados. La deshidratación es diferente a la separación del agua libre que trae el gas natural y que puede ser separar mediante el empleo de un slug cátcher y/o separadores trifásicos operando a diferentes condiciones de presión. El término deshidratación significa el retiro del vapor de agua del gas natural. evitar la erosión. identifica la cantidad de calor en kWh producida por combustión completa de un (1) metro cúbico en condiciones normales de Gas Natural medido a cero (0) grados Centígrados y a presión absoluta de 1. especialmente en presencia de CO2 o H2S. evitar el incremento en el volumen específico y la disminución en el poder calorífico del gas natural.del gas.01325 bar. 𝑃𝐶𝑠𝑢𝑝 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑥𝑖 𝑃𝐶𝑖𝑛𝑓 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑥𝑖 .Poder calorífico: Según definición ISO 6976. Usualmente los contratos de transporte de gas por gasoductos establecen un contenido máximo de agua de 7 libras por millón de pies cúbicos estándar por día (7 lb / MMPCSD). El objetivo fundamental de la deshidratación del gas natural es prevenir la formación de hidratos que podrían obstruir compresores. para cumplir especificaciones de productos líquidos y para optimizar la recuperación de Líquidos de Gas Natural (LGN). GE= densidad relativa del gas. se controla este índice para asegurar la combustión satisfactoria en un quemador. El índice de Wobbe puede ser expresado matemáticamente como: 𝑃𝐶𝑆 𝑤𝑠 = √𝐺𝐸 Donde: Ws = es el Índice de Wobbe superior. 𝑃𝐶 = 𝑃 𝐶𝑖𝑛𝑓 𝐶𝑠𝑢𝑝 Donde: Pcsup= Poder calorífico superior (BTU/PCN) Pcinf= Poder calorífico inferior (BTU/PCN) Rel. Pero el más usado en la industria es el índice de Wobbe superior. GE. PCs= es el poder calorífico superior. Se puede notar que si existe un índice de Wobbe superior también hay un índice de Wobbe inferior que se expresa matemáticamente como: 𝑃𝐶𝑖 𝑤𝑖 = √𝐺𝐸 Donde: Wi. PCi. Pc= Relación del poder calorífico . 2.2 Diagrama presión – temperatura La Figura muestra un diagrama típico presión-temperatura de un sistema multi- componente con una composición global específica. gas licuado de petróleo. es la densidad relativa del gas. Aunque un sistema de . gasolina. gas de ciudad. 𝑃 𝑅𝑒𝑙. Es además un indicador de intercambiabilidad de combustibles como el gas natural. es el Índice de Wobbe inferior. es el poder calorífico inferior. gasoil y con frecuencia se define en las especificaciones de suministro de gas y de transporte (de los combustibles).Índice de Woobe: Es un parámetro importante cuando se quiere mezclar gases combustibles y el aire (en una reacción de combustión). Cricondenbarica (Pcb) Es la presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio. Pi 1 Pcb G Pi 2 Pc Pi 3 Pct D Tcb Tc Tct Figura Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente Punto Critico (C) El punto crítico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son . más allá de la cual no puede formarse líquido independiente de la presión (punto D). Estos diagramas presión-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para: Clasificar reservorios Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio Para comprender completamente el significado del diagrama de presión – temperatura. más allá de la cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La presión correspondiente es denominada presión cricondenterma (Pct). la configuración general es similar. es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama: Cricondenterma (Tct) Se define como la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio.hidrocarburos diferente podría tener un diagrama de fases diferente. La temperatura correspondiente es denominada temperatura cricondenbárica (Tcb). la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla. 2. Todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico (punto C) y representan las condiciones de presión y temperatura para el porcentaje de liquido existente en la región de dos fases. Curvas de Calidad Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico. Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de la presión a temperatura constante 2. Curva Envolvente de Fases (región de dos fases) Es el lugar geométrico encerrado por las curvas de punto de rocío y punto de burbuja (línea BCA). Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de presión manteniendo la temperatura constante Curva de Punto de Rocío Es la línea de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases (línea BC).4 FASE DE EXPLORACION EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO No aplica 2.3 PERIODO EN EL QUE SE ENCUETRA EL CAMPO El campo se encuentra en explotación.5 CUMPLIMIENTO UTE’S No aplica . Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos.iguales (punto C). Curva de Punto de Burbuja Es la línea de separación entre la fase líquida y la región de dos fases (línea AC). La terminación del pozo fue arreglo simple con empaque de grava y mandriles para gas lift. Posteriormente fueron intervenidos los pozos PJS-X1. se pone en marcha el sistema de levantamiento artificial gas lift. truncado al norte por la falla normal de origen fluvial. La estructura petaca es un anticlinal de dirección este-oeste. perteneciente a los niveles arenosos de la formación petaca del sistema terciario. El contacto de agua petróleo de -1384 mbnm fue definido a través de pruebas de producción llevadas a cabo en el pozo descubridor PJS-X1. las cuales se depositaron en un ambiente . En octubre de 1997. 2.6. La terminación de los pozos fue con arreglo simple con empaque de grava y mandriles para lift. En el sector Este algunos niveles del Petaca están limitados erosionalmente. Estas areniscas. penetró una secuencia sedimentaria normal pre Silúrica. Está constituida por canales principales.200m. contacto que fue posteriormente confirmado con las pruebas de producción efectuado en el pozo PJS- 2. 2. PJS-10 y PJS-6. Durante la gestión del 2014 se perforo el pozo de desarrollo PJS-11DA.2 Consideraciones estratigráficas El pozo PJS-X1 perforado en el año 1993 hasta una profundidad de 2. La Formación Petaca ha sido dividida en dos horizontes arenosos que tienen un espesor promedio combinado de 60m.1 Descripción general del campo El reservorio productor es la arenisca petaca. En agosto de 1998 se perforaron el PJS-13H que fue el primer pozo horizontal del campo.6. barras y albardones. con el objetivo de producir las reservas probadas del petróleo del reservorio Petaca. PJS-3D y PJS- 11 para ampliar los tramos de baleo existentes y adicionalmente se efectuaron side track de los pozos PJS-8. PJS-3 y PJS-6 . PJS-2D.6 AREA DE CONTRATO El área de contrato es de 5000 ha equivalente a dos parcelas.2. canales subsidiarios. El reservorio petaca es un yacimiento subsaturado con una presión original de reservorio de 2270 PSIa a la profundidad de referencia de -1367 mbnm. El gas es comprimido para alimentar el sistema de gas lift.6.fluvial asociado con un plano aluvial. se inició el proyecto de la inyección para recuperación secundaria.3 Consideraciones estructurales Estructuralmente. 2. El análisis de núcleos muestra la porosidad en un rango entre 15%-26% y la permeabilidad alrededor de 240 md. comunicando los pozos que están distribuidos en diferentes planchas de campo al sistema de colectores que están ubicados en la batería. gas y agua. 2.7 kilómetros. El petróleo es transferido a Humberto Suarez Roca. se separa el petróleo. El agua producida es enviada a la plancha de tratamiento. Al Sur el cierre es suave y bien definido. En la batería del campo Patujusal. La longitud de las líneas de recolección y gas lift en operación.7 DESCRIPCION DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA El sistema de recolección es mediante líneas de recolección de 3’’ como diámetro nominal y para el sistema de gas lift líneas de 2’’ como diámetro nominal. También se cuenta .4 Reservorio productor El mecanismo de empuje del reservorio era efecto combinado de la expansión de fluidos y la actividad de un acuífero ligeramente activo.7. la presión de separación es de 40 PSI. A partir de noviembre del 2003. el campo Patujusal está cerrado en el flanco Norte por una falla Noroeste Sureste.1 Sistema de separación Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo ingresan al colector que esta ubicado en la batería. más la línea de oleoductos PJS-HSR y la línea del sistema de gas integrado totalizan una longitud de 61. Los cierres Este y Oeste son el producto de los hundimientos normales de la estructura. 2. 2. han sido descritas como friables y de grano fino. y a fin de acondicionarla a los parámetros de calidad requeridas para ser inyectada al reservorio.6. para su posterior entrega al transportador. desde donde es bombeada con una bomba centrifuga hacia el sistema de distribución de agua contra incendios. uno de 1000 barriles. esta pasa a través de los filtros de cartucho instalados en la cabeza de los pozos inyectores.5 Utilidades Estas instalaciones dependen del gas producido en los pozos como fuente de energía y combustible. Adicionalmente el campo cuenta con monitores e hidrantes localizados en diferentes áreas de la batería. 2. Antes de ingresar el agua al reservorio.7.3 Sistema de almacenamiento de productos El campo cuenta con 4 tanques de almacenamiento de petróleo.7. Del 100% de agua tratada. 2.8 ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) 2. El agua libre de solidos e hidrocarburos es almacenada en un tanque. Los tanques de petróleo poseen un sistema de espuma. es 57% es inyectada al reservorio y el 43% es inyectada al pozo sumidero PJS-20W. es enviada a un tanque pulmón a partir del cual pasa al tanque de skimer y posteriormente pasa por un sistema de filtros de arena.8.1 Introducción Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2015 dentro del campo son los siguientes . Electricidad se genera usando generadores impulsados por motores a gas.4 Sistema de agua contra incendios El agua para el sistema contra incendio. uno de ellos es utilizado como separador de prueba que permite realizar pruebas individuales a los pozos. Toda la producción de petróleo es transferida a HSR. desde donde es bombeada a los pozos inyectores. 2. 2.2 Sistema de tratamiento de agua El agua de la formación producida. dos de 3000 barriles y uno de 5000 barriles.7.con 4 trenes de separación. se obtiene de un pozo de agua y se almacena en un tanque con capacidad nominal de 1000 barriles. 2.7. 34. se discriminan los sistemas mas críticos y las técnicas y periodos de inspección adecuados.000 PLANTA . no se tiene programado la perforación de ningún pozo. 143.8. 25. Como resultado de este estudio. 2.8. 15.5 Líneas de recolección y equipos de campo Plan de integridad de líneas RBI (Risk Based Inspection. . 35.000 CAMPO .2 Perforación de pozos Para la gestión 2015. este presupuesto no incluye las inspecciones. 2.8.2015 US$ US$ DESARROLLO (CAPEX) 2 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES . 2.000 PJS-PLAN DE INTEGRIDAD DE .6 Facilidades de campo No se tiene previsto ningún trabajo de facilidades en el campo.8.000 TOTAL CAPEX (3) = (1) + (2) 143.2014 JUN. 2.8. solo la evaluación.000 PJS-TOP END GENERADOR G303 PJS-ADQUISICION DE MEDIDIORES DE INTERFASE . 34. 118.000 PJS-MIGRACION HMI Y PANEL . PTP2015 PTP.2015 ETAPA ACTIVIDAD Y SBACTIVIDAD SEP.000 PJS-EQUIPOS DE SINCRONIZACION DE SISTEMA DE .3 Sísmica No se tiene previsto ningún trabajo de sísmica en el campo.000 2.000 TOTAL DESARROLLO (2) 143. 25.inspección basada en riesgo): Evaluación cuantitativa de los equipos estáticos de planta en base a criterios de diseño y operación.000 GENERACION .4 Intervención de pozos No se tiene previsto ningún trabajo de intervención en el campo. dependiendo el tipo de funcionamiento.fundamentalmente las actividades están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes necesarias para que los mismos continúen en operación con normalidad. análisis termodinámico. b) INFRAME: comprende el cambio de culatas. pistones con anillas y pasador.7 Planta de procesamiento y equipos Migración HMI y panel: luego de la migración de controladores lógicos.. Equipos de sincronización de sistemas de generación: en la actualidad se tienen en la planta Patujusal tres generadores que no tienen ningún sistema de comunicación entre ellos y ningún sistema de control. Objetivo: mejorar el monitoreo y control de compresores en base a una mejor visualización del proceso bajo normas y SA y control distribuido PlantPax. El alcance y la magnitud de trabajo lo tenemos establecido en tres categorías: a) TOP: abarca el trabajo de cambio de culatas de cilindros de potencia. Objetivo: Realizar un cambio en el sistema de ignición. cilindros. Para realizar el cambio de un generador a otro se necesita cortar toda la energía de planta y arrancar el otro para enganchar con la carga a tensión y frecuencia requerida. Trabajo en el sitio. Trabajo en el sitio. gobernadores y un sistema de sincronismo y control para poder realizar el sincronismo de los generadores y el cambio en línea con carga de cualquiera de ellos. cojinetes de bancada y de bielas. modelo y clase de unidad. horas del equipo. Reacondicionamiento mayor de equipos.8. . se requieren reemplazar los diferentes módulos y tener un solo panel de vista en cada compresor.2. La magnitud y alcance del trabajo específico a cada motor se determina después de la recopilación de datos como: análisis de aceite análisis vibracional. por demoras en la llegada de materiales se extiende hasta esta gestión. Proyecto aprobado en el PTP 2014. Estos datos nos permiten definir el momento adecuado para la ejecución creando un programa general de reacondicionamientos. de agua y petróleo. 2. cilindros. engranajes de transmisión. cojinete de bancada y bielas. Objetivos: migrar a medidores coriolis con elementos internos de acero inoxidable y de última generación.1 Introducción Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas pozos y facilidades. por lo tanto. Trabajo con traslado a talleres en Santa Cruz.8 Ductos No se tiene previsto la construcción de ductos para la gestión 2015 2.9 Otros No se tiene previsto ningún trabajo para la gestión 2015 2. Los equipos a reacondicionar del costo aproximado del reacondicionamiento son los de la siguiente tabla: Adquisición de medidores de interface: por daños de los medidores e volumen de petróleo y porcentaje de corte.9.8.2 Costos operativos directos Los costos directos de operación son aquellos costos relacionados directamente con la operación de mantenimiento de campo y plantas. se requiere reemplazar los actuales que ya tienen más de 9 años de operación.8. pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. cambio de cigüeñal.9. volante dumpers de vibración. Comprende el cambio de culatas. garantizando una mayor durabilidad y mayor precisión en la medición de volúmenes de producción. turbo alimentadores válvulas wastegate etc. pistones con anillas y pasador.9 ACTIVIDAD DE OPERACIÓN (OPEX) 2. reemplazando todos los elementos según recomendación de cada fabricante. 2. c) MAYOR: reacondicionamiento mayor donde se desmonta el motor para una inspección completa y detallada de todos los componentes. . 476 376. seguridad y medio ambiente . El presupuesto operativo para la gestión 2015 correspondiente al campo se distribuye de la siguiente manera: PTP2015 PTP.403 600 Salud. 9.42 - 1000 Compensaciones a la comunidad .711 30.648 44.2015 ETAPA ACTIVIDAD Y SBACTIVIDAD SEP.476 700 Seguros 11.427 400 Materiales e insumos 186.9.734 11.201 200 Mantenimiento de instalaciones y 167.822 100 Personal 163. Estos costos se distribuyen por campo y planta puestos que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo.461 146.733 100 Personal 399.172 400 Materiales e insumos 261.403 10.878.1 CAMPO 810.340 1.209 476.115.000 1000 Compensaciones a la comunidad 7.068 25.2014 JUN. seguridad y medio ambiente 700 Seguros 5.555 2.996 576.068 .102 1300 Impuestos - TOTAL OPEX DIRECTO (4) 1.68 600 Salud.013 1.2 PLANTA(*) 1.467 200 Mantenimiento de instalaciones y 19.933 1100 Alquileres 1300 Impuestos - 3.3 Costos operativos de campo .734 800 Gastos generales 20.2015 US$ US$ EXPLOTACION (OPEX) 2 COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN 3.546 500 Servicios de explotacion 150.672 799.963 equipo - 300 Mantenimiento de campo 206.223 equipo 300 Mantenimiento de campo 210.182 800 Gastos generales 181.926.665 500 Servicios de explotacion 7. 601 1100 Alquileres 15. 5.078.596 32. gastos de ubicación y traslado. contabilidad. materiales. 2. adquisiciones. Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizara a los costos recuperables. líneas y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta). control de producción. 2. gastos legales. servicios de informática. proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas. Se inició como un proyecto piloto con un solo pozo inyector . 2. recursos humanos.) .12 RECUPERACION SECUNDARIA Desde noviembre del 2003.10 PRODUCCIÓN Volúmenes de hidrocarburos producidos 2. servicios. cargos bancarios y otros. etc. alquileres transporte. la siguiente tabla se presenta los montos de costos indirectos antes de su asignación al campo. contratos. Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios. el campo cuenta con sistema de inyección de agua para recuperación secundaria. suministros.11 HISTORIAL DE PRODUCCION DE CAMPO 2. telecomunicaciones.5 Costos operativos indirectos Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación.9.9. seguros. puesto que una vez realizada esta distribución se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo. legal. gastos de viaje y representación.En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondiente al campo (mantenimiento y operación de pozos. estudios de reservorios.4 Operativos de la planta En este rubro se incorporan todos los gatos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondiente a la planta/batería. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión. en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo. agua de formación. operado por YPFB Chaco y ubicado en el departamento de Santa Cruz en la provincia Sara. La utilización de este método de recobro de producción forma parte de las estrategias corporativas para desarrollar proyectos en campos maduros con reservas remanentes importantes en arenas que se hayan atravesado y que en su momento no se tomaron en cuenta. . estructura geológica del reservorio. afirmó Luis Carlos Sánchez. proyectos de recuperación secundaria implementador vía inyección de agua y otras más. “Se trata de la visualización de nuevas oportunidades exploratorias aprovechando la infraestructura existente y la aplicación de tecnologías de muy bajo costo para revertir la declinación de estos campos”. explicó Sánchez en una publicación de la estatal petrolera. el año 2015. se adicionaron como pozos inyectores de agua el PJS-3D y PJS-10D. En este sentido se concluyó que el mejor candidato a evaluar sería el campo Patujusal. el cual se aplicará por primera vez en Bolivia.PJS-6H y como resultado del cambio de pendiente de la declinación de la producción. detalló Sánchez. 2. En Bolivia se estudiaron varios campos candidatos en búsqueda de condiciones requeridas para la implementación de esta tecnología incluyendo análisis del agua de inyección. ampliándose el área de influencia de la inyección. De este modo con la implementación de esta tecnología de recuperación terciaria se podría obtener un 10% más del OOIP (petróleo original en el sitio) con un efecto incremental en la producción de alrededor de 33% o alrededor de 90 BPD (barriles por día) adicionales. gerente de operaciones de YPFB Chaco. Como resultado de la inyección de agua hay un cambio en la pendiente de declinación y adicionalmente se ha logrado represurizar el reservorio.13 YPFB CHACO APLICARÁ RECUPERACIÓN TERCIARIA EN CAMPO PATUJUSAL El campo Patujusal es el principal candidato para la implementación de la tecnología de recuperación terciaria. generando indicadores económicos alentadores. La sedimentación de las arenas productoras es de carácter fluvial.480 BPD de agua de la cual se reinyecta al reservorio alrededor de 2.Patujusal inició operaciones el año 1993 con más de 2000 BPD de producción de crudo y tiene una estructura tipo anticlinal de dirección E-W cerrado por una falla normal en la parte Norte de la estructura. La producción actual del campo Patujusal de la formación Petaca es de 300 BPD (barriles de petróleo por día). Las propiedades petrofísicas varían entre 22 a 28 por ciento en porosidad y entre 130 a 1400 md de permeabilidad.1 Acerca de la tecnología .5 kilómetros de largo y 2. 2. por lo cual se cuenta con distribuciones de canal y barras de arena existiendo calcita y arcilla dispersa dentro de los cuerpos arenosos. En términos de reservas las mismas fueron estimadas mediante el método de declinación debido a la alta certidumbre que existe por los años de producción desde 1993 y a la declinación normal del campo al ser este maduro. En este sentido se indicó que la producción de gas está sobre los 400 Mscfd (millones de pies cúbicos estándar por día). El campo produce de la formación Petaca cuyo reservorio consta de 5. convirtiéndolo en un excelente candidato para la recuperación terciaria. en el campo Patujusal mediante un sistema de recuperación mejorada que será introducido por primera vez en Bolivia. La implementación del servicio se estima realizarla por dos años tiempo en el cual se obtendría beneficios económicos e incremento de la producción. se indica. La cuantificación realizada a diciembre del 2015 muestra una reserva remanente de 1 MMBBL. 4.13.500 BPD para la implementación del sistema de recuperación secundaria mediante inyección de agua.5 de ancho. mientras que la producción acumulada de crudo para la formación petaca del campo Patujusal es de alrededor de 9 MMBBL (millones de barriles). bajo capital de inversión. Las ventajas más importantes del método son: reducir la tasa de declinación. bajos costos operativos y respuesta rápida del reservorio. Esta tecnología fue aplicada en varios países. . generando un mayor impacto en el reservorio. en campos de Norte y Sur América como por ejemplo en Alberta – Canadá donde se realizó una inyección continua de nutrientes logrando minimizar una tasa de declinación de más del 30% por año a incrementar su producción en alrededor de 100 BOPD (barriles de petróleo por día) adicionales. a diferencia de organismos externos producidos en laboratorio.La extracción mejorada biológica es una tecnología cuyo principio es la inyección continua de nutrientes inorgánicos para estimular las bacterias en el reservorio. lo cual es una ventaja ya que las bacterias propias del reservorio están acostumbradas a las condiciones del mismo. La tecnología está entre los métodos de recuperación terciaria disponibles de muy bajo costo y requiere cambios mínimos en las facilidades de inyección. habilitando ganancias significativas en términos de reservas. aumento de la producción de crudo. 00933 58. CAPITULO III 3.269 0.1940835 C6 0.47096 CO2 0.8981466 C3 2. PTJ Fraccion Peso Molecular Peso Molecular Molar (%) (lb/lb-mol) Aparente (lb/lb-mol) N2 2.154 0.00369 58.21447387 n-C4 0.01 0.172 206.5204211 Peso molecular aire 28.123 0.67 se puede clasificar como un Gas Natural No Asociado ya que el mismo se encuentra en el intervalo de 0.4 544.02353 28.116216 -116.16890692 C7 0 0 100.894 0.00269 72. PTJ Fraccion Pc (psi) Psc (psi) Tc (F) Tsc (F) Molar N2 2.123 0.67 -96.933 0.353 0.0134 0.6664896 C3 2.602643 -232.369 0.07 2.1 CÁLCULOS 3.638 0.08 0 C1 82.51 -5.353 0.09247 89.91 0.177 0.244 0.1 Propiedades físicas del campo Patujusal Calculo de la gravedad específica Comp.0295 616 18.894 0.00154 44.71243 C2 9.95 0.5 68.6<GE>0.204 0 TOTAL 100 1 19.09638 30.0295 44.673675494 Debido a que nuestra GE=0.176046 n-C5 0.1353814 H2S 0 0 1300 0 212.1 11.976(lb/lb-mol) GE 0.1.097 1.07877 .29868442 C2 9.00154 1071 1.0677754 H2S 0 0 34.02353 493.82894 16. Calculo del factor de compresibilidad “Z” Comp.45 0 C1 82.95 0.154 0.7.82894 656.06 6.638 0.00244 72.00196 86.196 0.09638 706.54228759 i-C5 0.659155302 CO2 0.3008615 i-C4 0.15 0.043 13.15 0.92 8.64934 87. 856324 453.1 0.137098 305.6 5.4 1.196576 369.8 1.933 0. .7 0 TOTAL 100 1 654.889056 C7 0 0 395.00244 490.825 ADIMENSIONAL Calculo de la densidad de un gas NOTA: Se obtiene la densidad del gas a partir de la ecuación de estado de los gases reales.271552 Calculo de presion y temperatura pseudocritica TPR 3.6 0.9 1.196 0. - T 157 F T 617 R Z 0.00933 550.825 adimensional .244 0.618269175 ADIMENSIONAL Usar grafica de Ppr vs Tpr para la obtención de z Z 0.673675494 PC 670.9131274 n-C4 0. - R 10.900604 n-C5 0.5204211 lb/lb-mol P 2283 psia .037802 C6 0.673675494 adimensional M 19.71073 Primer Método Psr 3.8 0 512.00269 488.947951 247.9 0. . .269 0.369 0.46 0.084952 -80.62 2.00196 436.00369 527.6 1.314334 385.40702444 ADIMENSIONAL PPR 1. - R) .490372303 Tsr 1. VARIABLE VALOR UNIDAD VARIABLE VALOR UNIDAD GE 0.626726725 Si se conoce la gravedad especifica del fluido ingresar el valor de GE: GE 0.8514346 i-C5 0.0861823 TC 381.73 (psi*ft3/lb-mol . i-C4 0. y = constantes Calculo de k Formula general: DONDE: M = Peso molecular del gas (lb/lb-mol) T = Temperatura (R) UNIDAD UNIDAD GE 0.6736755 adimensional 0.13075902 g/cc Calculo del factor volumétrico de un gas VARIABLE VALOR UNIDAD P 2283 psia T 617 F Z 0.673675494 adimensional .x.Con estos datos se obtiene la densidad: VARIABLE VALOR UNIDAD VALOR UNIDAD ρ 8.159363082 lb/ft3 0.00630317 (ft3/scf) Calculo de la viscosidad Formula general: DONDE: ρ = Densidad del gas (g/cc) µ = Viscosidad del gas (cp) k.825 adimensional CONSTANTE 0.02827 Con estos datos se obtiene el factor volumétrico: β 0. 825 Calculo de la densidad del gas Nota: se obtiene la densidad del gas a partir de la ecuación de estado de los gases reales.5204211 lb/lb-mol Reemplazando datos en la ecuación se obtiene k: k 125.341348137 Nota: se necesita obtener z para el cálculo de la densidad. para calcular z ir a la tabla "1.293259316 Calculo de y Formula general: Reemplazando datos en la ecuación se obtiene y: y 1.z" Z 0.1 cálculo del factor de compresibilidad . T 157 F 617 R Con la GE se obtiene el peso molecular del gas: M 19. Con estos datos se obtiene la densidad: .3646355 Calculo de x Reemplazando datos en la ecuación se obtiene x: x 5. obtenemos la viscosidad del gas: k 125.8 3262.82894 909.95 0.09638 1618.933 0.1 IC4 0.130759024 g/cc Reemplazando todos los valores calculados.15 C6 0.1.369 0.154 0.341348137 adimensional ρ 0.01 H2S 0 0 34.894 0.017712412 cp 3.0295 44.3 .07 C3 2.0134 CO2 0.269 0.9 2516. ρ 8.244 0.95 0.00269 72. PROMEDIO Yi CHV(BTU/FT3) HHV(BTU/FT3) N2 2.4 1010 C2 9.293259316 adimensional y 1.02353 28.00244 72.00369 3000.1.097 IC4 0.353 0.196 0.353 0.043 C2 9.082 C1 82.00154 44.3 Poder calorífico COMP.638 0.00196 86.7 1769.15 NC5 0.00933 3010.3646355 adimensional x 5.82894 16. PTJ Yi Mi N2 2.0295 2314.177 C7+ 0 0 100.130759024 g/cc µ 0.933 0.00933 58.1593631 lb/ft3 0.154 0.894 0.00369 58.6 C3 2.00154 0 0 H2S 0 0 0 0 C1 82.02353 0 0 CO2 0.4 3251.9 NC4 0.638 0.2 Contenido de agua COMP.123 NC4 0.123 IC5 0.369 0.09638 30.204 TOTAL 100 1 3. 09720666 NATURAL C6 0.353 91.54 0.933 0.32642 552.00269 3706.13 527.28359057 CO2 0.9 4008.244 27.154 58.269 0.196576 .7089397 1.807 1.476 96.81099656 GLP 1.269 27.894 0.379 1.196 0.725 0 0 TOTAL 100 1000 3.928701 1154.791 9.353 0.8 4755.09247 C3 2.08911614 GASOLINA 0.639035 18.22491059 IC4 0.26671987 NC5 0.4 284. GPM RENDIMIE N N2 2.9 C6 0.94 14.1.25740321 IMPUREZAS 0.38 2.9694842 68.44 0.638 0.413 23.312869 RELCION DE PC 0.38 2.639 3.1.59 706.4 2.14694 BTU/FT3 GE 0.894 59.154 0.375 29.369 30.673884803 3.5 52.1401557 5.69 0.12043474 NC4 0.4 Rendimiento COMP PROM.6 7.3450748 11. CTTE NORM.196 24.69 0.82894 343 666.5 Presión de burbuja COMP.64934 C1 82.905238717 INDICE DE WOOBE 1406.172 i-C4 0.09638 549.02618736 3 H2S 0 74.5895352 C2 9.77 490.137098 I-C5 0.8432732 1.244 0.58 1071 0.135 828.73 616 19.244 0.405616 C2 9.933 31.33 0.53 0.29347929 IC5 0.00196 4403.9 C7+ 0 0 5100 5502.95 36.638 37. PATUJUSAL% Yi Tc Pc Tc*Yi Pc*Yi N2 2.00154 547.401 0 0 C1 82.673 2.96 0.0295 665.08039706 C7+ 0 21.5 TOTAL 100 1 1044.00933 765.00369 734.369 0.602643 CO2 0.95 0.017756 GAS 16.1 5.57177927 NATURAL 5 C3 2.9 NC5 0.0221988 1.29 550.00244 3699 4000.947951 n-C4 0.02353 227.00244 828. IC5 0.5 0.9 2.16 493. 9694842 68.2176E-07 5.2476E-05 1. n-C5 0.00976818 0.27 436. ω Pb Ki Ki*Yi N2 109 0.37 396.5665E-05 0.1.932E-08 1.7900092 0.137098 I-C5 0.6923E-05 6. Tebull.856324 C7+ 0 0 972.172 i-C4 0.5 52.0221988 1.47 488.35267516 0 1.13 527.00269 845.19 6.00244 828.26642421 CO2 194 0.9877E-08 n-C4 491 0.3606E-09 6.00269 845.15 6.18 7.196576 n-C5 0.32642 552.00154 547.771E-09 6.3227459 0.374352 COMP.9 1.00196 913.0589049 662.947951 n-C4 0.00279114 0.23 1.5867E-12 C7+ 669 0.3812E-08 1.405616 C2 9.196 0.269 0.73330226 C2 303 0.47 488.3867E-06 1.8703E-08 I-C5 542 0.9 2.374352 .602643 CO2 0.00369 734.196 0.154 0.7900092 0.00171075 2.3116 psi Tb 220 °R 3.29 550.09638 549.6 2.0295 665.8 0 0 TOTAL 100 1 379.6 2.02353 227.7784E-10 0 36.00196 913.894 0.22 9. PATUJUSAL Yi Tc Pc Tc*Yi Pc*Yi % N2 2.3450748 11.314334 C6 0.95 0.314334 C6 0.64934 C1 82.1401557 5.04 9.4 284.1 5.58 1071 0.8432732 1.25 6.933 0.88462647 0.00026901 C3 416 0.09247 C3 2.01 26.6274123 0.638 0.16 493.8037E-10 n-C5 557 0.73 616 19.058905 662.6346E-06 C1 94 0.77 490.6 Presión de rocío COMP.3918E-10 3.4 2.67430172 11.2743143 1.82894 343 666.1 0.639035 18.3 2.9 1.6 7.8647E-10 C6 616 0.3116463 1 Pb 36.269 0.5589E-07 3.2743143 1.0046E-06 1.843E-06 i-C4 471 0.37 396.27 436.856324 C7+ 0 0 972.369 0.7089397 1.00933 765.8 0 0 TOTAL 100 1 379.244 0.7913E-07 2.59 706.353 0. 93 200 13.25 0.93 310 353.33 300 289.04 2.035051473 n-C4 491 0.10527375 0.22553004 0.374 .063228396 C3 416 0.2655E-06 40.01832824 0.00013586 0.000584483 CO2 194 0.058448009 C2 303 0.00038285 0.30832341 0.7 Curva envolvente -Curva del punto de Burbuja T P 150 0.52431511 0.00143809 0.00528283 0.1 0.00022655 14.098772166 n-C5 557 0.18 0.00056889 0.371013191 C7+ 669 0.146768061 C6 616 0.00387612 1 3636 T 500 R PR 257.2578058 0.129763496 I-C5 542 0.00050298 0.67 180 4.07190004 0.71 250 84.6822E-06 2.99 psi 3.00037086 0.636 0.059 662.76 270 146.3 0.3526 0 0.COMPONENTE Tebull ω J Ki Yi/Ki N2 109 0.22 2.00069197 C1 94 0.69 320 426.00024508 1.1.54 220 31.23 0.182519 0.0016093 0 7516 TOTAL 405.095678754 i-C4 471 0.11 230 44.81 379.02470332 0.01 0.15 0.19 330 507.19 0. 8 486 70.11 230 44. T P 150 0.93 200 13.46 499 100.33 300 289.-Curva del punto de Rocío T P 420 720 480 670 513 530 520 350 515 200 510 150 500 103.6 475 51.2 492 83.54 220 31.8 480 59.76 270 146.4 400 3.6 494 88.5 490 79 488 74.71 250 84.5 470 44.77 497 95.6 Finalmente la Curva envolvente: Conformada por nuestras dos curvas anteriores.3 465 38 460 32 450 23 420 8 410 5.69 .7 484 66.93 310 353.67 180 4. 6 .7 484 66.46 499 100.2 492 83.500 103.8 480 59.5 470 44.5 490 79 488 74.3 465 38 460 32 450 23 420 8 410 5.8 486 70.6 494 88.77 497 95.4 400 3.6 475 51. 08.2014 6 195 104 30 124 36 211 342 07.09.08.2014 44 103 104 42 125 34 202 465 19.2014 50 100 104 40 104 35 187 448 500 450 400 350 300 Presion GAS Valor 250 PET 200 AGUA GLS 150 API 100 50 0 0 10 20 30 40 50 60 Tiempo (dias) .2014 5 210 104 27 142 37 271 357 06.2014 17 101 104 60 184 34 177 378 21.2014 16 101 104 62 185 35 185 380 17.2014 7 130 104 56 179 36 231 376 07.08.2014 21 101 104 57 188 35 149 390 01.08.09.08.2014 32 80 104 33 112 35 114 426 13.08.08.09.2014 4 150 104 24 242 35 344 356 05.08. Pruebas de producción en planchada y en planta GAS AGUA Fecha Dias P surg (psi) CK n/64” PET (bpd) °API GLS (Mpcd) (Mpcd) (bpd) 03.2014 7 191 104 33 130 35 194 360 16.2014 3 150 104 24 242 35 344 356 04.08. 32726984 Bg (pcs/pc) 150.86 %Producido Gas 53.86 150.47 0.01243461 .441377676 Volumen (BBL) 34769873.42483295 Volumen (MMSCF) 12434.67 Sw 0.6810027 IP 0.3 Volumen (CF) 82424832.7178403 Volumen (MMCF) 82.22 Wp (BBL) 24879611 Qo 185.95 Volumen (SCF) 12434610299 Volumen (MMBBL) 34.8 Relacion Gas-Petroleo (pc/bbl) 215 m 0.86 API 34.7698732 Volumen a cn (MMSTB) 29. DATOS INICIALES may-15 ago-14 Petroleo Gas Np (BBL) 8820553 Pw 101 Vr (m3) 45351750 20017250 Gp (PC) 6600008000 Ps 668.33 φ 0.47 %Producido Pet 29.864 0.0777229 Bo (bbl/bls) 1.23 0.17 Presion (psi) 2283 2264 Temperatura (°F) 157 154 Factor de desviacion z 0.2 Volumen a cn (STB) 29717840.6103 Volumen (TSCF) 0. 94791129meses 12 1300 14 1150 6.042t 0 2000 Q=100 3 1800 Para un caudal de 100 el tiempo 6 1600 es: 9 1400 76.Tiempo Caudal (meses) (bbl/d) Q = 2030e-0.412325941años . 5e-0. 2500 y = 2010.039x 2000 R² = 0.9938 Caudal (bbl/d) 1500 1000 500 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Tiempo (meses) . 147 BTU/ft 3 podremos fácilmente cumplir las normativas que se requieren para la exportación de este gas natural a los países vecinos de Brasil y Argentina. Por el valor del factor volumétrico de Bg=0. Se observó una clara tendencia a la caída de producción el año 2003 por lo que se justifica el proyecto de inyección para recuperación secundaria . Obtenida la gráfica de la envolvente podemos ubicar el punto inicial del reservorio. Con los cálculos realizados para el rendimiento lo que se obtuvo en mayor proporción fue del Gas Natural el cual tiene un valor de 16.989BTU/ft 3 con un poder calorífico superior de HHV=1154.CONCLUSIONES El Campo Patujusal al tener un contenido de 82. Debido a que el contenido de licuables está directamente relacionado con el poder calorífico y este valor al estar muy sobre el mínimo suscrito por los contratos internacionales nos indica la opción de una planta de extracción de licuables. ya que los valores CHV Y HHV son elevados comparados con los requeridos por dichos países. Según los cálculos de reservas y producción acumulada de gas y petróleo se estimó que se produjo el 30% de petróleo y el 53% de gas para mayo de 2015.41 lb/lb-mol.67 queda rectificada la hipótesis anterior con un PMaparente=19. comprobándose así que este es un reservorio del tipo gaseoso produciéndose gas natural no asociado. los cuales son 1034 y 1000 BTU/PCN respectivamente. Al tener los valores del poder calorífico inferior de CHV=1044. el cual se ubica en la sección gaseosa por encima del punto de burbuja en la parte superior derecha.01345652 cf/scf podemos observar que este pertenece a un valor de un fluido en fase gaseosa.89% de metano puede ser considerado un yacimiento de gas natural no asociado y posteriormente con un análisis de la gravedad especifica de GE=0.312 BTU/ft 3 y el IW=1406.59 lo cual nos indicara que dicho producto se enviara a una planta de tratamiento de Gas Natural. Según el historial de producción del campo hasta agosto de 2014 se puede observar que el primer año (1994) se produjo únicamente gas y petróleo. a la última fecha de dato la producción de agua es mayor que la de petróleo en una relación de 5000:500 o 10:1 y comparada con la del gas es 5000bbl:500000cf por lo que se debe tener cuidado con la utilidad de este campo. . desde 1995 se produjo agua con un incremento notable.