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NÚMERO DE RADICACIÓN: 5112811 ESTUDIANTE 1: APELLIDOS: Clavijo Gutiérrez NOMBRES: Diego Arturo CÓDIGO: 5121324 TEL.: 305 7208751 E-MAIL: [email protected]

ESTUDIANTE 2: APELLIDOS: Navarrete López NOMBRES: Camilo Gerardo CÓDIGO: 5112811 TEL.: 315 3695979 E-MAIL: [email protected] TÍTULO DEL PROYECTO: EVALUAR TECNOLOGÍAS APLICABLES PARA LA OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN POZOS DE GAS CON CARGA DE LÍQUIDOS EN EL BLOQUE ESPERANZA. PALABRAS CLAVES: Gas seco, intrusión de agua, levantamiento artificial, surfactantes, gas lift, espumantes, sartas de velocidad, ÁREA DE INVESTIGACIÓN: Producción COBERTURA DEL PROYECTO: Bloque Esperanza CAMPO DE INTERÉS: Nelson EMPRESA SOPORTE TÉCNICO-FINANCIERO: Canacol Energy EJECUTIVO REPRESENTANTE DE LA EMPRESA: ORIENTADOR: Ing. Iván Peñalosa DIRECTOR: William Charry PROFESIÓN: Ingeniero de Petróleos MATRÍCULA: 2858 PROFESIONAL: Gerente Operaciones de Producción DIRECCIÓN: Calle 113 No 7-45 Torre B Piso - 15 TELÉFONO: 6211747 FAX: 6211747 E-MAIL: [email protected] CODIRECTOR: Gabriel Valderrama PROFESIÓN: Ingeniero de petróleos MATRÍCULA PROFESIONAL: Ingeniero Sr de Produccion DIRECCIÓN: Calle 113 No 7-45 Torre B Piso - 15 TELÉFONO: 6211747 FAX: 6211747 E-MAIL: [email protected]

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Bogotá, D. C., 23 De agosto de 2018 SEÑORES COMITÉ DE TRABAJOS DE GRADO FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS UNIVERSIDAD DE AMÉRICA CIUDAD Estimados señores: En cumplimiento del procedimiento de la Facultad para la elaboración del Trabajo de Grado nos permitimos presentar para los fines pertinentes la propuesta que lleva por título: “EVALUAR TECNOLOGÍAS APLICABLES PARA LA OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN POZOS DE GAS CON CARGA DE LÍQUIDOS EN EL BLOQUE ESPERANZA.” La Empresa soporte Técnico-administrativo es: CANACOL ENERGY

Atentamente, Firmas:

----------------------------------------DIEGO ARTURO CLAVIJO GUTIERREZ LOPEZ Código: 5121324

------------------------------------------CAMILO GERARDO NAVARRETE Código: 5112811

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Bogotá, D. C., 23 De agosto de 2018 SEÑORES COMITÉ DE TRABAJOS DE GRADO FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS UNIVERSIDAD DE AMÉRICA CIUDAD Estimados señores: En cumplimiento del procedimiento de la Facultad para la elaboración del Trabajo de Grado nos permitimos presentar para los fines pertinentes el anteproyecto que lleva por título: “EVALUAR TECNOLOGÍAS APLICABLES PARA LA OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN POZOS DE GAS CON CARGA DE LÍQUIDOS EN EL BLOQUE ESPERANZA.” Con el número de radicado: ________________ La Empresa soporte Técnico-administrativo es: CANACOL ENERGY

Atentamente, Firmas:

----------------------------------------DIEGO ARTURO CLAVIJO GUTIERREZ Código: 5121324

------------------------------------------CAMILO GERARDO NAVARRETE LOPEZ Código: 5112811

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1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En la industria se identifica la variabilidad de los inconvenientes que se pueden encontrar a lo largo de la vida productiva de un campo sea producción de aceite, gas o agua. En este caso, se analizan pozos productores de gas, con acuífero, cual por la disminución de la presión y el drenaje del gas en intervalos productores ingresa al pozo. incrementado la densidad de la columna y por ende la energía necesaria para producir agua y gas, va ocupando el espacio del gas que se ha ido produciendo y a medida que sube el nivel de producción, también sube el nivel del agua que se va acercando al pozo productor. En el Bloque Esperanza se ha evidenciado la reducción de aporte de producción de los pozos de gas por dos causas, declinación natural (reducción de la presión de yacimiento), aporte de agua de algunos intervalos que causan una acumulación de líquidos que incrementan la presión para fluir a nivel de perforados. Como consecuencia de esto se tiene una INTRUSIÓN DE AGUA CUSANDO UNA CARGA DE LIQUIDOS EN POZOS PRODUCTORES DE GAS SECO, disminuyendo el aporte de gas hasta pérdida total de flujo; Esto tiene consecuencias muy negativas en la producción del campo, como la reducción en la producción de gas, reducción en las reservas recuperables a nivel de pozo, incremento en los costos de operación por costos de tratamiento y disposición del agua, problemas de corrosión y erosión en las sartas de producción y facilidades. El bloque Esperanza ubicado en los municipios de Sahagún y Chinú en el Departamento de Córdoba y los municipios de La Unión, Caimito y San Marcos en el Departamento de Sucre, en la Cuenca Bajo Magdalena, inició su producción en el Campo Arianna, está compuesto actualmente por dos pozos de gas, Arianna-1 y Arianna-3 como pozos productores y el pozo Jobo-10 como pozo inyector.

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3. ANTECEDENTES En Colombia el desarrollo de la industria del gas natural es reciente. Aunque desde la década del 50 se realizaron algunos usos esporádicos y aislados de este combustible, fue a mediados de los años 70 cuando comenzó su verdadero desarrollo gracias al gas descubierto en la Guajira y que entró en funcionamiento en 1977. Luego de un largo período de bajo crecimiento, en 1986 se inició el programa “Gas para el cambio”, que permitió ampliar el consumo de gas en las ciudades, realizar la interconexión nacional y tener nuevos hallazgos. En 1993 el Gobierno Nacional decidió que Ecopetrol fuera líder de la interconexión nacional, para lo cual dos años después comenzaron las conexiones entre los principales yacimientos y centros de consumo, mediante la construcción de más de 2.000 km de gasoductos que pasaron por el Departamento de la Guajira, el centro y suroccidente del país y los Llanos orientales.1 Con el fin de facilitar el acceso del gas natural a los estratos socioeconómicos más necesitados, en 1997 se creó el Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos. Ese mismo año se separó la actividad de transporte de gas de Ecopetrol y se conformó la Empresa Colombiana de Gas (ECOGAS), que después se transformó en la Transportadora de Gas del Interior (TGI S.A. E.S.P.) cuando la Empresa de Energía de Bogotá (EEB) compró su mayoría accionaria en 2006.

Entre 1997 y 1998 se otorgaron concesiones de áreas de distribución exclusiva de gas para extender la cobertura del servicio en los Departamentos de Quindío, Caldas, Risaralda, Valle y Tolima. El Gobierno Nacional, interesado en promover el desarrollo de este energético en todo el país y de masificar su uso, estableció en el 2003 las “Estrategias para la dinamización y consolidación del gas natural en Colombia”, donde se formularon algunas estrategias y recomendaciones para lograr este objetivo. Un año después se hizo lo mismo para masificar el Gas Natural Vehicular y se ordenó ofrecer condiciones económicas especiales (especialmente descuentos y bonos) para beneficiar a quienes utilicen este combustible.

1

Comisión de Regulación de Energía y Gas. Historia del gas natural en Colombia. [sitio web]. Bogotá: Comisión de Regulación de Energía y Gas [Consulta: 16 septiembre 2018]. Disponibilidad en: http://www.creg.gov.co/index.php/es/sectores/gas-natural/historia-gas.

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En el 2007 Ecopetrol, PDVSA (petrolera venezolana) y Chevron suscribieron un contrato mediante el cual determinaron las condiciones para compra y venta de gas natural entre Colombia y Venezuela durante los próximos 20 años.

Intrusión de agua en pozos productores de gas seco causando una carga de líquidos en pozo

Título

Autor

Aportes

The Development of a Complete System to Allow Continuous Downhole Chemical Injection Without Affecting the Subsurface and Surface Safety Systems.

D. Klompsma, B. Lugtmeier, Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM); R. Lacy SPE, W. Hearn, S. Dennistoun, E. Calzoncinth, J.L. Jacob, Weatherford International

Este documento detalla la concepción y el desarrollo de una nueva válvula de seguridad en el pozo y un sistema de penetración de pozo. incorporando una cuerda capilar, para permitir que un operador inyecte productos químicos que mejoran la producción a través de la válvula de seguridad mientras Manteniendo el control total de los equipos de seguridad de superficie y subsuelo.

SPE 132659 El desarrollo de un sistema completo para permitir la inyección continua de químicos en el fondo del pozo sin afectar el subsuelo y los sistemas de seguridad de la superficie.

2010

Chemical Stimulation of Gas Condensate Wells IPTC 11648 Simulación química de pozos de gas condensado

Water control.

2007

Bill Bailey Mike Tyrie Aberdeen,Scotland

En este documento se estudian alternativas como químicos para alterar la mojabilidad de la formación cerca al pozo mitigando el daño causado por el bloqueo condensado Este artículo se centra en las causas y problemas que generan la alta

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Control de agua John Elphick Cambridge,England Fikri Kuchuk Dubai,United Arab Emirates Christian Romano Caracas,Venezuela Leo Roodhart Shell International Exploration and Production The Hague , The netherlands Spring 2000

producción de agua, adicionalmente los tipos de diagnósticos que se realizan para la detección de los problemas, las técnicas para solucionar los problemas de agua

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4. JUSTIFICACIÓN El comportamiento de la demanda de gas del país en los últimos 8 años ha ido creciendo a medida que se va generando más demanda en los departamentos, más inversión para exploración y explotación de yacimientos, así como optimización del transporte de hidrocarburos. Entre los años 2010 y 2011 se tuvo un promedio aproximado de 850 MMPDC a nivel nacional de todos los sectores de consumo como el sector industrial, petroquímico, doméstico, GNCV, refinería, termoeléctrico. Entre 2012 y 2016, según un informe sobre el sector de gas en Colombia, se tuvo un consumo promedio de todos los sectores de 950 MMPCD, incrementó en los últimos años en un 10% de la producción que se obtuvo entre 2010 y 2011, el consumo promedio para Colombia en el 2018 es superior a los 1000 MMPCD, encontrando más pozos productores de gas que aumentan la heterogeneidad de estos, debido a que cada uno presenta únicos problemas de producción y al mismo tiempo las probabilidades de que se generen inconvenientes a futuro, esto hace necesario la implementación de métodos que maximicen el factor de recobro de gas en campo actuales, también asegurar su producción continua.2 La evaluación e implementación de métodos que viabilicen la producción de gas en pozo con alto aporte de agua, la implementación de estos métodos y tecnologías tendrán como resultado la continuidad en la producción de gas teniendo en cuenta que la demanda que se plantea a futuro es de forma creciente y mejor retorno económico gracias al aumento del factor de recobro en los proyectos de gas que se implementen en el país. Este tratamiento disminuye el impacto al medio ambiente, debido a que la implementación de estos métodos no afecta directamente las fuentes hídricas cercanas al yacimiento, también evita que el agua proveniente de los acuíferos o de la formación no haga contacto con el pozo, en aquellos que aún no presenten el problema. Se elige hacer esta investigación por ser un tema que ha ido tomando fuerza con el tiempo, por hacer notar que en este momento la industria no se rige únicamente por el petróleo y que hay que prestar más atención a pozos de gas, pozos no convencionales, a nuevos métodos de producción o de estimulación para los campos activos a la fecha o para los campos que se descubran en un futuro ya sea cercano o lejano, esta investigación ayudará a comprender cuales son todos los impactos que hay en un campo por la intrusión de agua en los pozos productores

2

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA. Sector del gas. Bogotá: MME. (consulta: 26 de agosto de 2018) Disponibilidad: https://www.minminas.gov.co/documents/10180/23400/06-GAS2010-2011.pdf/e60d4f2c41fa-4d68-b465-8054860ef8d5

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de gas seco, para así mismo entender cuál puede ser el mejor método para prevenir y revertir las múltiples consecuencias que esta genera.

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5. OBJETIVOS 5.1 OBJETIVO GENERAL Evaluar tecnologías aplicables para la optimización de la producción de gas con carga de líquidos en el Bloque Esperanza. 5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Identificar como afecta el fenómeno de la carga de líquidos en pozos de gas de flujo natural y sus métodos de solución de acuerdo a las condiciones operativas actuales. 2. Analizar el historial de producción de los pozos afectados mediante el análisis nodal. 3. Evaluar y seleccionar los métodos que mejoren la producción de gas en pozos con carga de líquidos, en sus diferentes opciones. 4. Comparar los resultados obtenidos con el historial de producción previo al tratamiento 5. Evaluar financieramente la viabilidad del proyecto.

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6. DELIMITACIÓN La realización de este proyecto de investigación se basa en la evaluación técnico financiera de los efectos entre los sistemas de levantamiento aplicables para pozos productores de gas seco, con el fin de optimizar la producción en el Bloque Esperanza. De acuerdo con los objetivos planteados, primero se identificará la razón y la afectación del fenómeno de la carga de líquidos en los pozos productores de gas y los métodos por los cuales se les da solución teniendo en cuenta las condiciones actuales de los pozos y que antecedentes tenemos de esto en Colombia o en otros pozos del mundo. Continuaremos con un análisis al historial de producción a la fecha teniendo en cuenta los factores de afectación para la identificación de los pozos candidatos al tratamiento. En la evaluación de los métodos con los cuales se busca mejorar la producción, se mencionarán las características y generalidades de cada uno, como condiciones necesarias para la implementación, tiempo de aplicabilidad, etc. Para esto se harán múltiples simulaciones mediante PipeSim; Así mismo se seleccionará el mejor método para mitigar la situación problema y que métodos preventivos se aplicaran a pozos y campos cercanos. Se evaluará la factibilidad técnica al momento de comparar los datos obtenidos después del tratamiento con el historial de producción y los cambios que se puedan presentar en un futuro, para esto mismo se hará una simulación mediante PipeSim para la evaluación de los siguientes años. Finalmente, se hará una evaluación financiera para evaluar si el proyecto es viable, según su composición y el beneficio que nos dará llevándolo todo a un valor presente neto.

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7. MARCO TEÓRICO En el marco teórico se muestra la descripción de las características de cada uno de los factores a tratar en la investigación, se tratarán temas más generales sobre cada uno de los aspectos que se desarrollan en el trabajo de grado, se detallan varios sistemas los cuales pensamos utilizar para el desarrollo de nuestro trabajo. 7.1 GENERALIDADES DEL BLOQUE Las generalidades del bloque se explicarán de acuerdo a cada factor tenido en cuenta para el trabajo, propiedades geológicas tanto del bloque como del yacimiento y los fluidos que hay presentes en las formaciones que abarcan el yacimiento. 7.1.1 Reseña Histórica: El bloque Esperanza se ubica en la cuenca del Bajo Magdalena y comprende los municipios de Sahagún, Chinú en el Departamento de Córdoba y La Unión, Caimito y San Marcos del departamento de Sucre; dicho bloque tiene varios campos gasíferos en operación: Nelson, Palmer, El Jobo, Arianna, Clarinete 1-2, Oboe, y Katana entre otros. Canacol Energy tomó las riendas del bloque Esperanza en el año 2012 al comprar a Shona Oil su participación y su filial Geoproduction Oil and Gas Company of Colombia con una participación de 100% el operador del bloque. La producción actual supera en 17 millones de pies cúbicos por día. Esta empresa con el éxito en la Costa Atlántica es una de las principales petroleras en listas en La Bolsa de Valores de Colombia y ha logrado firmar contratos de suministro de gas con Petromil, Surtigas, Ocensa, Promigas, Cerromatoso y Reficar entre otros con precio promedio de US$ 5.3 dólares por cada 1000 pies cúbicos. El proyecto “Bloque Esperanza” se realizó por medio del otorgamiento de la licencia ambiental por parte del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial a la empresa GEOPRODUCTION OIL AND GAS COMPANY OF COLOMBIA mediante la resolución 98 del 18 de enero de 2008.3 La adjudicación del bloque esperanza a la empresa Canacol Energy se hizo el día 10 de octubre del 2012 mediante la unión de la empresa Shona Oil que tenía como filial a Geoproduction Oil & Gas, la cual tenía asignada el bloque esperanza desde el año 2008, la cual a la fecha tenía unas reservas estimadas de 300bcf los cuales

3

COLOMBIA. MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Resolución N° 0789. (16 de mayo de 2018). Por medio de la cual se resuelve un recurso de reposición y se toman otras determinaciones. P 1-10

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tiene como prioridad los campos palmer con 30bcf, el campo Nelson con 150bcf, el campo contento con 40bfc y el campo Sucre con 25bfc. 7.1.2 Localización Geográfica: El bloque Esperanza se ubica en la Cuenca del Bajo Magdalena y comprende los municipios de Sahagún, Chinú en el Departamento de Córdoba y La Unión, Caimito y San Marcos del departamento de Sucre, siendo la ciudad más cercana al bloque es Sincelejo Los campos más cercanos al bloque Esperanza son los Campos Chinú y El Deseo. El bloque está a 200 metros con respecto al nivel del mar con una temperatura promedio de 38.6oC mayor a la temperatura ambiente (25oC). La carretera de acceso al bloque es la ruta nacional 25 que comunica Pueblo Nuevo con Sincelejo. Figura 1. Distribución del Bloque Esperanza.

Fuente: El Heraldo. 2017

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7.1.3 Características del Yacimiento. Campos que componen el Bloque Esperanza tales como Nelson, Palmer, El Jobo, Arianna, Clarinete 1-2, Oboe, y Katana entre otros. En estos campos encontramos fluidos tales como gas seco, condensado, húmedo y líquidos como agua y crudo. El gas seco es el gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables. El gas seco posee normalmente una relación gas-petróleo que excede 100 000 scf/STB. También podemos encontrar que un gas seco es producido en un pozo que produce una cantidad escasa o nula de condensado o fluidos de yacimiento. La producción de fluidos en los pozos de gas complica el diseño y la operación de las instalaciones de proceso de superficie requeridas para manipular y exportar el gas producido 7.1.3.1 Geología: El bloque Esperanza está compuesto por las formaciones Ciénaga de Oro, está compuesta esencialmente por capas muy gruesas de lodolitas calcáreas masivas, fosilíferas, de color negro, ocasionalmente bioturbadas, con relictos de laminación plano paralela y abundantes pellets fecales glauconitizados (hasta un 5%). Ocasionalmente se encuentra muscovita, yeso secundario, fragmentos carbonosos, fosfatos, fracturas rellenas de calcita y estructuras deformativas de chocolate (Boudinage), así como intercalaciones menores de capas delgadas a muy gruesas (en ocasiones como secuencias grano-crecientes), de arenitas calcáreas masivas, con fósiles, pellets fecales glauconitizados, fosfatos, ocasionales restos carbonosos, así como esporádicas capas, muy delgadas, de wackestones y packstones masivos con pellets fecales glauconitizados. Los intervalos más gruesos, pueden constituir espesas secuencias amalgamadas de arenitas masivas, bioturbadas (madrigueras horizontales) o con laminación plano paralela, ondulada, lenticular y fláser.4 la Formación Ciénaga de Oro aflora en el borde occidental formando un monoclinal con dirección N-S y buzamientos de 20° a 30° hacia el oriente en el extremo norte del monoclinal, mientras que hacia el sur la inclinación disminuye a capas subhorizontales; forma un cuerpo tabular de 32 km de largo y entre 4 a 5 km de ancho El Floral y Ciénaga de Oro se acumularon entre el Oligoceno tardío y el Mioceno medio, edad más probable de depósito de estas unidades. 4

Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo. Canacol incumple acuerdos firmados con gobierno, comunidades y la U.S.O. [sitio web]. Bogotá: Junta Directiva Nacional. [25 septiembre 2018]. Disponibilidad en: http://usofrenteobrero.org/index.php/actualidad/comunicados/6607-canacol-incumple-acuerdosfirmados-con-gobierno-comunidades-y-la-u-s-o.

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El sistema se ve afectado por un sistema de fallas de romeral dándole así su forma de monoclinal como se muestra en la Figura 2 Figura 2. Estratigrafía de formaciones del Bloque Esperanza5

Fuente: MARIN Juan Pablo, BERMUDEZ Hermann Darío, AGUILERA Roberto, JARAMILLO José María, RODRIGUEZ José Vicente, RUIZ Elvira Cristina y CERON María Rosa. Evaluación geológica y prospectividad sector Sinú – Urabá. Caldas.: Universidad de Caldas. Facultad de Ciencias Geológicas. 2010.2-3p 7.2 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Los mecanismos de producción son los encargados de hacer producir los fluidos del yacimiento a superficie de la manera más eficaz y viable para cada pozo a

5

MARIN Juan Pablo, BERMUDEZ Hermann Darío, AGUILERA Roberto, JARAMILLO José María, RODRIGUEZ José Vicente, RUIZ Elvira Cristina y CERON María Rosa. Evaluación geológica y prospectividad sector Sinú – Urabá. Caldas.: Universidad de Caldas. Facultad de Ciencias Geológicas. 2010.2-3p

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tratar, teniendo en cuenta las propiedades de los fluidos y demás factores que afecten la producción del pozo.6 7.2.1 Sartas de velocidad: La presencia de líquidos (agua de formación y/o condensado) en pozos de gas, pueden perjudicar la producción. Los tapones o baches de líquido en la corriente de flujo tienen un impacto significativo sobre las características de fluidez y además deben ser llevados por el gas a la superficie para evitar la acumulación del mismo dentro del pozo. Una carga o acumulación de líquido en el fondo del pozo evita la entrada de los fluidos del yacimiento al mismo. La razón de éste fenómeno también llamado “carga de líquido”, que eventualmente provocará que se mate el pozo, es la falta de energía de transporte dando como resultado un aumento de la presión de fondo fluyendo y la disminución de la producción. La justificación para la implementación de una sarta de velocidad de tubería flexible, con diámetro menor a la tubería de producción, es reducir el área de la sección transversal de flujo. Una menor área de flujo incrementa la velocidad del gas en la tubería, una mayor velocidad del gas provee más energía de trasporte para levantar el líquido y llevarlo fuera del pozo, con esto ya no se acumula en el fondo y la producción se mantiene.

6

SOSA SOLÍS, Sergio Alberto. Aplicación de modelos mecanísticos para la optimización del diámetro de tuberías flexibles como sartas de velocidad. Ingeniero de petróleos. México, D.F. Universidad Nacional Autónoma de México. Facultad de Ingenierías 2010. P 55

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Figura 4. Ilustración de un sistema de sartas de velocidad

Fuente: Schlumberger. 2018

7.2.2 Inyección de surfactantes: Después de la producción primaria, y posiblemente, de la inyección de agua, cierta cantidad de petróleo, denominada petróleo remanente que queda en la roca del yacimiento y permanece irrecuperable. Para la extracción de este se han creado diversos métodos. Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes, que puede contener cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros, inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión. Los surfactantes pueden ser clasificados por la carga iónica de la parte 7 superficialmente activa de la molécula. En los surfactantes aniónicos, la carga 7

PETRÓLEO AMÉRICA. Inyección de surfactantes. Venezuela: PETRÓLEO AMÉRICA. (Consulta: 10 de octubre de 2018) Disponibilidad: http://www.petroleoamerica.com/2011/02/inyeccion-de-surfactantes.html

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molecular es negativa; en los catiónicos, positiva; en los no iónicos, no hay carga y en los anfóteros existen cargas tanto positivas como negativas en la molécula.8







Agentes aniónicos: Los surfactantes aniónicos contienen generalmente uno de cuatro grupos polares solubles - carboxilato, sulfonato, sulfato o fosfato combinado con una cadena hidrocarbonada hidrófoba. Si esa cadena es corta son muy hidrosolubles, y en caso contrario tendrán baja hidrosolubilidad y actuarán en sistemas no acuosos como aceites lubricantes. Agentes catiónicos: Los surfactantes catiónicos comúnmente utilizados en detergentes, agentes limpiadores, líquidos lavaplatos y cosméticos están compuestos por una molécula lipofílica y otra hidrofílica, consistente de uno o varios grupos amonio terciario o cuaternario. Las sales de cadenas larga de amonio terciarias, obtenidas por neutralización de las aminas con ácidosorgánicos o inorgánicos, son raramente usadas en detergentes y preparaciones para limpieza. Su principal aplicación está en el tratamiento de textiles y ocasionalmente como suavizantes tipo rinse. En aplicaciones cosméticas, su aplicación esta restringida a especialidades. Agentes no iónicos: Los surfactantes no iónicos no se disocian en iones hidratados en medios acuosos. Las propiedades hidrofílicas son provistas por hidratación de grupos amido, amino, éter o hidróxilo. Cuando existe un número suficiente de estos grupos la solubilidad acuosa es comparable con la de los surfactantes iónicos.

7.3 FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO. En el bloque esperanza o más específicamente en los pozos a tratar tenemos presencia de gas seco y de agua. 7.3.1 Gas seco: El gas seco es el gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables. El gas seco posee normalmente una relación gaspetróleo que excede 100 000 scf/STB. También podemos encontrar que un gas seco es producido en un pozo que produce una cantidad escasa o nula de condensado o fluidos de yacimiento. La producción de fluidos en los pozos de gas 8

PETRÓLEO AMÉRICA. Inyección de surfactantes. Venezuela: PETRÓLEO AMÉRICA. (Consulta: 10 de octubre de 2018) Disponibilidad: http://www.petroleoamerica.com/2011/02/inyeccion-de-surfactantes.html

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complica el diseño y la operación de las instalaciones de proceso de superficie requeridas para manipular y exportar el gas producido9 El gas seco se compone principalmente de gas metano, con algunas cantidades pequeñas de componentes intermedios. No se forman líquidos en el yacimiento, ni tampoco en la superficie, por lo que la mezcla de hidrocarburos solo se encuentra en estado gaseoso, por lo que la trayectoria de producción tanto a condiciones de yacimiento como superficiales en teoría no cruza la envolvente de fases. Figura

9.

Diagrama

de

fase

de

gas

seco

Fuente: • SCHLUMBERGER. Gas Seco [Glosario Web]. [26 octubre 2018] Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/dry_gas.aspx



9

SCHLUMBERGER. Gas Seco [Glosario Web]. [26 octubre 2018] Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/dry_gas.aspx

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8. HIPÓTESIS O PROPUESTA DE SOLUCIÓN Debido al alto corte de agua en ciertas zonas del Bloque Esperanza, se ha generado producción de agua no deseada ocasionando un aumento en los gastos de tratamiento de agua y mantenimiento de pozos, además de que se requieren equipos en superficie con mayor capacidad. Las pérdidas económicas son de gran magnitud y a su vez no permite aumentar la producción de gas para generar mayores ingresos. La compañía Canacol Energy espera mediante éste proyecto conocer la viabilidad técnico financiera de los efectos que tendrán cada uno de los posibles de sistemas de levantamiento artificial en pozos candidatos en el Bloque esperanza, por medio de simulación numérica o evaluación financiera. Por esta razón se simularán los efectos de los surfactantes, los cuales son una solución química para el control de agua. Mediante la inyección de estos polímeros se reducirá notablemente la producción de agua, el corte de agua disminuirá sin afectar la producción de gas.

9. DISEÑO METODOLÓGICO Se realizará un trabajo del método investigativo, mediante el estudio y el análisis de varios sistemas de levantamiento de gas o de tratamiento para pozos productores de gas seco, dicho análisis, se aplicara para diferentes pozos que tenemos en el

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momento con problemas de intrusión de agua, para poder revisar posibles resultados el simulador PipeSim ayudara con el objetivo, para mostrar casos actuales y casos a 1 año, 3 años. 5 años o 10 años, de cómo se realizaría cada uno de los procesos y cuál es que mayor viabilidad tiene. Nuestra principal fuente de información va a ser la empresa Canacol Energy Ltd, que nos suministra datos reales del bloque, información del yacimiento, registros y estados mecánicos de los pozos para realizar el análisis uno a uno, igualmente utilizaremos papers de múltiples empresas e investigaciones que nos ayudarán a evidenciar los antecedentes hay para dicha problemática y como ellos solucionaron el problema; claro está que para cada campo o cada pozo el tratamiento será diferente y nosotros debemos determinar cuál es para nuestros pozos. Se proponen las siguientes actividades para tener un desarrollo satisfactorio de la investigación: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Adquisición de información general en el aspecto técnico y teórico. Descripción del bloque Esperanza. Análisis del historial de producción de los pozos a tratar. Análisis del historial de los sistemas de levantamiento en el bloque. Selección de los sistemas de levantamiento aplicables para el problema. Identificar y seleccionar los pozos para la simulación. Simulación de los efectos de los diferentes sistemas de levantamiento en tubería. 8. Evaluación técnico financiera.

10. DISEÑO TEMÁTICO 1. GENERALIDADES DEL BLOQUE ESPERANZA 1.1 HISTORIA DEL BLOQUE ESPERANZA 1.2 LOCALIZACIÓN

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1.3 MARCO GEOLÓGICO DEL BLOQUE ESPERANZA 1.3.1 COLUMNAS ESTRATIGRÁFICAS 1.3.2 ESTRATIGRAFÍA 1.3.3 DESCRIPCIÓN DE LAS FORMACIONES GEOLÓGICAS 1.3.4 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 1.3.5 PETROFÍSICA 1.3.5.1 ROCA GENERADORA 1.3.5.2 MIGRACION 1.3.5.3 ROCA SELLO 1.3.5.4 ROCA RESERVORIO 1.4 CARACTERÍSTICAS DE LA FORMACIÓN 1.4.1 TEMPERATURA 1.4.2 MOJABILIDAD DE LAS ARENAS 1.4.3 SATURACIÓN DE AGUA INICIAL O PRESENCIA DE ACUÍFEROS 1.4.4 POROSIDAD 1.4.5 PERMEABILIDAD 2. ANÁLISIS DEL HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS A TRATAR 2.1 ACTUALIDAD DE PRODUCCIÓN DE GAS EN EL BLOQUE ESPERANZA. 3. ANÁLISIS DEL HISTORIAL DEL LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO EN EL BLOQUE. 3.1 GENERALIDADES Y CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO 3.2 COMPORTAMIENTO DEL FLUJO CON LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO PRESENTES EN EL BLOQUE 4. SELECCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO APLICABLES PARA EL PROBLEMA 4.1 CRITERIOS PARA SELECCIONAR LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO 5. IDENTIFICAR Y SELECCIONAR LOS POZOS PARA LA SIMULACIÓN. 5.1 CRITERIOS PARA IDENTIFICAR LOS POZOS PARA LA SIMULACIÓN 5.2 CRITERIOS PARA SELECCIONAR LOS POZOS PARA LA SIMULACIÓN 6. SIMULACIÓN DE LOS EFECTOS DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO EN TUBERÍA 6.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE SIMULACIÓN 6.2 DESCRIPCIÓN DEL SIMULADOR PIPESIM 7. ANÁLISIS FINANCIERO

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11. BIBLIOGRAFÍA 

COLOMBIA. AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES. Resolución N° 01239. (03 de agosto de 2018). Por la cual se modifica el Plan de Manejo Ambiental establecido Resolución 751 de 30 de junio de 2017 y

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se toman otras determinaciones. P 40-68 geográfica

marco

teórico

localización

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COLOMBIA. MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Resolución N° 0789. (16 de mayo de 2018). Por medio de la cual se resuelve un recurso de reposición y se toman otras determinaciones. P 1-10 marco teórico reseña histórica

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MARIN Juan Pablo, BERMUDEZ Herman Darío, AGUILERA Roberto, JARAMILLO José María, RODRIGUEZ José Vicente, RUIZ Elvira Cristina y CERON María Rosa. Evaluación geológica y prospectividad sector Sinú – Urabá. Caldas.: Universidad de Caldas. Facultad de Ciencias Geológicas. 2010.2-3p marco teórico y figura 2.

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MARTINEZ FUENTES, Ricardo y VALDEZ CUEVAS Jorge Enrique. Calculo de reservas en yacimientos de gas. Ingeniero de petróleos. México D.F.: Universidad Nacional Autónoma de México. Faculta de ingenierías. 2011. 67p marco teórico

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MOUTHÓN Lupe. Canacol compra participación de Pacific en bloque de gas en la Costa Caribe. En: El Heraldo. Bogotá D.C. 02, mayo, 2017. Disponible en: https://www.elheraldo.co/economia/canacol-compra-participacion-depacific-en-bloque-de-gas-en-la-costa-caribe-355791. Figura mapa

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PETRÓLEO AMÉRICA. Inyección de surfactantes. Venezuela: PETRÓLEO AMÉRICA. (Consulta: 10 de octubre de 2018) Disponibilidad: http://www.petroleoamerica.com/2011/02/inyeccion-de-surfactantes.html

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SCHLUMBERGER. Levantamiento artificial para gas. [Glosario Web]. [17 octubre 2018]. Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/g/gas_lift.aspx.

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SCHLUMBERGER. Gas Seco [Glosario Web]. [26 octubre 2018] Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/dry_gas.aspx

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SOSA SOLÍS, Sergio Alberto. Aplicación de modelos mecanísticos para la optimización del diámetro de tuberías flexibles como sartas de velocidad. Ingeniero de petróleos. México, D.F. Universidad Nacional Autónoma de México. Facultad de Ingenierías 2010. P 55. Mec. Prod.

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Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo. Canacol incumple acuerdos firmados con gobierno, comunidades y la U.S.O. [sitio web]. Bogotá: Junta Directiva Nacional. [25 septiembre 2018]. Disponibilidad en: http://usofrenteobrero.org/index.php/actualidad/comunicados/6607-canacolincumple-acuerdos-firmados-con-gobierno-comunidades-y-la-u-s-o. marco teórico generalidades del bloque.

ACTA DE COMPROMISO DE PROPIEDAD INTELECTUAL Nosotros Diego Arturo Clavijo Gutierrez identificado (a) con la cédula de ciudadanía N° 1010220396 y código 5121324 y Camilo Gerardo Navarrete López identificado (a) con la cédula de ciudadanía N° 1049632226 y código 5112811, nos

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comprometemos a respetar la Propiedad Intelectual en el desarrollo del Trabajo de Grado titulado: “EVALUAR TECNOLOGÍAS APLICABLES PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN EN POZOS DE GAS CON CARGA DE LÍQUIDOS EN EL BLOQUE ESPERANZA” Para ello siempre se citarán las fuentes de donde provenga la información y en ningún momento se hará plagio, modificación o alteración del material consultado para de alguna manera hacerlo parecer elaborado por el (los) autor (es) del presente Trabajo de Grado. En constancia de lo expresado anteriormente se firma este documento a los _____ (##) días del mes de _______________de___ (año).

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Diego Arturo Clavijo Gutierrez

Camilo Gerardo Navarrete López

C.C. 1010220396

C.C. 1049632226

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información del yacimiento (GABRIEL) papers para los antecedentes graficas e imagenes marco teorico CRONOGRAMA (GABRIEL) carta de empresa soporte (enviar a Gabriel) PRESUPUESTO (GABRIEL) PASAR A WORD