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Código: FO-08-PR-EF-010 FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA Versión 0 ANEXO A PORTADA DE LA PROPUESTA Y DEL ANTEPROYECTO

ENERO 2014

PROGRAMA: NÚMERO DE RADICACIÓN: ESTUDIANTE 1 APELLIDOS: CLAVIJO GUTIERREZ NOMBRES:

DIEGO ARTURO

CÓDIGO:

5121324

TEL.:

Fotografía 1 a color

E-MAIL: ESTUDIANTE 2 APELLIDOS: NAVARRETE LÓPEZ NOMBRES:

CAMILO GERARDO

CÓDIGO:

5112811

TEL.:

3153695979

E-MAIL:

[email protected]

Fotografía 2 a color

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: 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: PROFESIÓN: MATRÍCULA

PROFESIONAL: DIRECCIÓN: TELÉFONO: FAX: E-MAIL: CODIRECTOR: Ingeniero de Petróleos Gabriel Valderrama PROFESIÓN: MATRÍCULA PROFESIONAL: DIRECCIÓN: TELÉFONO: FAX: E-MAIL:

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

Código: 5121324

------------------------------------------CAMILO GERARDO NAVARRETE LOPEZ

Código: 5112811

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.” La Empresa soporte Técnico-administrativo es: CANACOL ENERGY

Atentamente, Firmas:

----------------------------------------DIEGO ARTURO CLAVIJO GUTIERREZ

Código: 5121324

------------------------------------------CAMILO GERARDO NAVARRETE LOPEZ

Código: 5112811

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En la explotación de hidrocarburos se encuentran una gran variabilidad de los inconvenientes que se pueden encontrar a lo largo de la vida productiva de un campo sea producción de aceite, gas. El caso de este estudio se analizan pozos productores de gas, con acuífero activo fuerte o débil, los cuales por la disminución de la presión por la extracción de gas en intervalos productores interfiere en al condición de flujo del pozo; incrementado la densidad de la columna y por ende la energía necesaria para producir gas y agua, por la despresurización del yacimiento los acuíferos alcanza los intervalos productores iniciando el aporte de agua combinado con el gas. En el bloque 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 EN UN POZO PRODUCTOR DE GAS SECO CAUSANDO UNA CARGA DE LÍQUIDOS EN EL POZO, 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. La perforación del pozo Arianna-1 finalizó el 28 de julio de 2005. El pozo inició producción el día 25 de enero de 2006 con una producción inicial de 1.597 KPCD durante 12 horas a través de un estrangulador de 18/64”. Al día siguiente, ya con un tiempo total de 24 horas la producción fue de 3.449 KPCD de gas sin agua.

2. 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. 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. 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 UN POZO PRODUCTOR DE GAS SECO CAUSANDO UNA CARGA DE LÍQUIDOS EN EL POZO

TITULO FUENTE AÑO APORTES

3. 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. 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 en los proyectos de gas que se implementen en el país. También se generará menos impacto al medio ambiente en la forma en cómo podemos aplicar estos métodos y tecnologías que permiten sólo la producción de gas sin afectar el recurso hídrico que se encuentre en los alrededores. El desarrollo de este trabajo, es de vital importancia para estabilizar y aumentar el factor de recobro de los campos productores de gas con presencia de acuífero, en especial en el campo Esperanza que se encuentra en fase desarrollo, con lo cual se logran producir pozos de gas con aportes de agua. Con la aplicación de a nuevos métodos de producción o de estimulación para los campos activos a la fecha o para los campos que se desarrollen en el área, esta investigación nos ayudará a comprender cuales son todos los impactos que hay en un campo por la intrusión de agua en los pozos productores de gas seco, para así mismo entender cuál puede ser el mejor método para prevenir y revertir las múltiples consecuencias que esta genera, a nivel empresarial ayudará bastante para restablecer los niveles de producción del bloque, para intentar volver a aumentar el factor de recobro y para aplicar medidas preventivas en los pozos y campos cercanos.

4. OBJETIVOS

Estudiaremos el alcance y el proceso del proyecto mediante el análisis del problema y la solución a este. 4.1 OBJETIVO GENERAL Evaluar tecnologías aplicables para la optimización de la producción de gas con carga de líquidos en el Bloque Esperanza. 4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 4.2.1 Describir las generalidades y geología del Bloque Esperanza. 4.2.2 Describir 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. 4.2.3. Diseñar matriz de evaluación de los métodos para la disminución de acumulación de líquidos en fondo de pozo. (Como van hacer la Matriz) 4.2.4 Seleccionar el mejor método que mitigue la acumulación de líquidos e incremente el potencial de los pozos analizados. 4.2.5 Diseñar el completamiento de producción según el método seleccionado para cada uno de los pozos en estudio y comparar los resultados con los métodos utilizados actualmente por medio del análisis nodal 4.2.6 Evaluar financieramente la viabilidad del proyecto mediante indicadores financieros

5. DELIMITACIÓN

Para alcanzar los objetivos propuestos en este trabajo, en primer lugar se realizar una compresión de los aspectos generales del bloque, como lo son la historia de producción, aspectos geológicos, estructurales dinámica de fluidos que ayudaran a comprender las variables qué genera esta problemática. De igual manera realizar una revisión documental y estadística de esta misma problemática en otros campos productores de Colombia y en otros pozos del mundo y validar cuáles fueron los métodos por los cuales corrigieron dicha problemática con el uso de nuevas tecnologías o de la implementación de elementos ya conocidos. Comparar los diferentes métodos existentes y aplicables para corregir y prevenir dicho problema, haciendo una matriz de evaluación técnica, que permita definir las más apropiadas en relación costo-beneficio. Adicionalmente se seleccionará el método que permita mitigar la intrusión del agua en los pozos y los métodos preventivos se podrían aplicar a los pozos, con el fin de mantener el potencial de producción de gas. Se realizarán análisis nodal a los pozos afectados, para comprender el comportamiento a diferentes condiciones de producción y de capacidad de aporte de la formación; para establecer diseños de sarta y parámetros de operación óptimos para cada pozo. Se llevará a cabo una evaluación técnico económica para establecer la viabilidad económica de la implementación del proyecto, teniendo en diferentes variables económicas como VPN, TIR, Eficiencia del Inversión.

6. MARCO TEÓRICO En el marco teórico encontraremos 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 desarrollaran en el trabajo de grado, se detallaran varios sistemas los cuales pensamos utilizar para el desarrollo de nuestro trabajo. 6.1 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. 6.1.1 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. 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 tiene como prioridad los campos palmer con 30bcf, el campo Nelson con 150bcf, el campo contento con 40bfc y el campo Sucre con 25bfc. 6.1.2 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

6.1.3 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 6.1.3.1 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. 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. 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.

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 6.2 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 tratar, teniendo en cuenta las propiedades de los fluidos y demás factores que afecten la producción del pozo. 6.2.1 Gas Lift: Un método de levantamiento artificial en el que se inyecta gas en la tubería de producción para reducir la presión hidrostática de la columna de fluido. La reducción resultante de la presión de fondo de pozo permite que los fluidos del yacimiento ingresen en el pozo con una tasa de flujo más alta. El gas de inyección es transportado generalmente a través del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción e ingresa en el tren de producción a través de una serie de válvulas de levantamiento artificial por gas. La posición de la válvula de levantamiento artificial por gas, las presiones de operación y la tasa de inyección de gas son determinadas por las condiciones específicas del pozo.

Figura 3. Ilustración de un sistema de Gas Lift

Fuente: LEUTERT. 2018 6.2.2 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. Figura 4. Ilustración de un sistema de sartas de velocidad

Fuente: Schlumberger. 2018

6.2.7 Jabones: Un término colectivo para las sales orgánicas obtenidas mediante la reacción de un ácido carboxílico alifático con una base. La base puede ser un hidróxido de metal alcalino (NaOH o KOH), un hidróxido alcalinotérreo (Ca(OH)2 o Mg(OH)2) o un óxido (CaO o MgO). Los ácidos grasos son los ácidos carboxílicos utilizados con frecuencia para hacer jabones para aplicaciones de campos petroleros, tales como los emulsionantes para lodos a base de aceite. Los jabones de aluminio se utilizan como antiespumantes en los fluidos de perforación. Los jabones de sodio y potasio son detergentes para emulsionar aceite en agua. 6.3 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. 6.3.1 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 complica el diseño y la operación de las instalaciones de proceso de superficie requeridas para manipular y exportar el gas producido 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. Curva

Fuente:

7. HIPÓTESIS O PROPUESTA DE SOLUCIÓN La problemática de la carga de fluidos en el pozo debido a la intrusión de agua por medio de acuíferos activos en el yacimiento, presencia de agua en la zona que genere canalización hacia formación productora, se realizara análisis en las zonas afectadas y pozos afectados por la carga de fluidos, se realizara la validación los pozos de aplicación y escoger los mecanismos de levantamiento artificial para la producción de gas, entre los que se encuentran las sartas de velocidad, Gas Lift, Inyección de químicos (surfactantes o espumantes) para analizar cuál es el método optimo teniendo en cuenta todos los factores presentes en la investigación, se pruebas y selección del método más confiable para cada pozo de estudio mediante una matriz técnico-económica para la encontrar la mejor solución. Para mitigar la acumulación de líquidos en pozos de gas, frecuentemente se usa una sarta de velocidad, la cual es una tubería de un diámetro menor a 3”, cuya función es aumentar la velocidad a la cual viaja el gas, hasta llevarlo por encima de la velocidad crítica, durante su trayecto desde la punta de la sarta de velocidad hasta superficie. Alcanzar dicha velocidad, permitirá levantar los líquidos acumulados en el fondo, aliviando la presión de fondo fluyente y, por consiguiente, permitiendo un óptimo flujo de gas a lo largo del sistema de producción. La selección del diámetro de la sarta de velocidad se hace por medio de análisis nodal, con el objetivo de encontrar un diámetro óptimo para evitar grandes caídas de presión a lo largo de la sarta de velocidad y al mismo tiempo, aumentar la velocidad del gas hasta que tenga la energía suficiente para levantar consigo los líquidos atrapados. En algunas ocasiones se suele colgar una sarta de coiled tubing junto con Gas Lift para inyectar gas por el anular tubing – coiled tubing, con el objetivo de aligerar el peso de la columna de líquido, permitiendo la producción por el interior del coiled tubing. Para dar solución al problema de acumulación de líquidos en el fondo de los dos pozos de gas se han considerado otros métodos, como son: Inyección de nitrógeno, tratamientos con espumantes, y el uso de sistemas de levantamiento artificial como Gas Lift, Coiled Tubing – Gas Lift y Plunger Lift.

8. DISEÑO METODOLÓGICO Se realizará un trabajo del método analítico, ya que tomaremos en cuenta las variables que serán identificadas e incluidas en la matriz de análisis y la información suministrada por la empresa para poder escoger cual es el mejor método para prevenir y revertir el problema planteado, este se desarrollará mediante pruebas de producción con las cuales será el insumo para los simuladores y realizando los ajustes, para realizar sensibilidades ajustadas a los parámetros de los pozos. Los modelos se tratarán mediante el uso de herramientas de análisis nodal. 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 documentos técnicos 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.

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

10. BIBLIOGRAFÍA 

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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-GAS20102011.pdf/e60d4f2c-41fa-4d68-b465-8054860ef8d5 Justificación 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. Promotora de la Interconexión de los Gasoductos de la Costa Atlántica. Informe del sector del gas natural en Colombia. Bogotá: PROMIGAS. (consulta: 26 de agosto de 2018) Disponibilidad en: http://www.promigas.com/Es/Noticias/Documents/Informe-SectorGas/Informe%20del%20Sector%20Gas%20Natural%20Colombia%202017. pdf justificación 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 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 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/historiagas. antecedentes 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. 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

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2017 y se toman otras determinaciones. P 40-68 marco teórico localización geográfica 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-compraparticipacion-de-pacific-en-bloque-de-gas-en-la-costa-caribe355791. Figura mapa 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 marco teórico y figura 2. SCHLUMBERGER. Levantamiento artificial para gas. [Glosario Web]. [17 octubre 2018]. Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/g/gas_lift.aspx.

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 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

LISTADO: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

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