Índice de contenido

Índice de contenido

Índice de figuras

Índice de tablas

CAPITULO 1

Generalidades

1.1 Introducción

1.2 Antecedentes

1.3 Objetivo del análisis de presión

CAPITULO 2

Marco Teórico

2.1 Geología

2.2 Tipos de reservorio

2.3 Homogéneos.-

2.4 Heterogéneos.-

2.5 Metodos de evaluación de formación

CAPITULO 3

Pozo Sabalo X-2

3.1 Historial:

3.2 Ubicación:

3.3 Programa

3.4 Calculo para la surgencia de pozo

3.5 Evaluación e interpretación:

3.6 Datos de la prueba

3.7 Normalizacion de la curva tipo

3.8 Cromatografia

Índice de figuras

Fig.1 Muestra el estado superficial del pozo SBL X-2

Fig.2 Columna Estratigrafica del pozo programado

Fig.3 Columna Estratigrafica del pozo atravesado

Índice de tablas

Tabla 1 Resultados de pozo Sabalo X- 1

Tabla 2 Misma tabla de arribada pero TvD= 3829 m

CAPITULO 1

Generalidades

1.1 Introducción

En el presente trabajo se realiza el análisis de la prueba de formaciones del pozo Sabalo X-2 tomando como datos principales, las presiones de la prueba de restitución, las cuales se registran después del período de limpieza después de la prueba de flujo tras flujo. Realizando un análisis y determinando el tipo de reservorios, las propiedades deformación, el efecto de daño, el potencial de la producción para la formación Icla a una profundidad de 4116 metros.

1.2 Antecedentes

Entre los antecedentes del reservorios se tienen los resultados efectuados por dos pruebas DST el pozo Sabalo X.-1 para determinar la producción de los estratos de huamanpampa 1,2,3,4 y una parte de la formación Icla, un resumen de estas pruebas se muestra en la siguiente tabla:

zona interv Fecha

previcion @ caudales de flujo bloque temp

TVD= 2979 m de gas liquado / 64" Fº

pb psi pwf psi whp psi gas liquido

H2+H3+H2 3058,5 jn 99 6970 6664 4850 783 658 32 217

3300

Tabla 1 Resultados de pozo Sabalo X- 1 Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de

presiones de pozos gasiferos^ Richard Llanos 2004

Gravedad de gas: 0,67

Condensado: 54,0 API 60º F

Contenido de CO2 : 2,0%

AOF : 9,99 MM m3/D

zona interv Fecha

previcion @ caudales de flujo bloque Temp

TVD= 2979 m de gas liquado / 64" Fº

pb psi pwf psi whp psi gas Liquido

H2+H3+H2 3967,5 dic 99 7309 6541 4006 1293 216 48 252

4450,0

Tabla 2 Misma tabla de arriba pero TvD= 3829 m. Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de presiones de pozos gasiferos^ Richard Llanos 2004

gravedad de gas: 0,7

condensado: 52,0 API 60º F

contenido de CO2 : 3,0%

AOF : 4,36 MM m3/D

Las formaciones que el pozo Sabalo X-2 atravesó y atravesaría se muestran en la siguiente figura de estratigrafía Litológica realizada por las correlaciones sísmicas y la perforación de pozo SBLX1 (anexo)

1.3 Objetivo del análisis de presión

Todos los métodos de evaluación de formación pueden proporciona una medida directa o indicación de:

La porosidad primaria y secundarios

La permeabilidad de las roca

La saturación de agua y movilidad de hidrocarburo

El tipo de hidrocarburo

La litología

La formación, trampa y buzamiento

El ambiente sedimentario

CAPITULO 2

Marco Teórico

2.1 Geología

Sistema Devonico

Formación Santa Rosa

Descrito por (Ahlfeld, F. & L. Branisa, 1960). Las Areniscas Basales Santa Rosa están expuestas en un espesor de unos 120 m en los profundos cañones que forman el Río Icla y el Río Huacasamayo. En la región de Icla no se puede ver la base de esta formación. La parte inferior de las areniscas se presenta estratificada en bancos gruesos y se compone de granos de cuarzo de tamaño mediano y fino de colores claros. Estratificación entrecruzada es corriente en ciertos horizontes. Hacia arriba esta arenisca pasa a una arenisca arcillosa de colores más oscuros gris verduscos, estratificada en láminas de colores delgados. Las areniscas no son fosilíferas.

Formación Icla

(Steinmann,189) El complejo de las Lutitas Icla (300 - 400m.) se divide según Steinmann en dos partes. La superior conteniendo nódulos de caliza de donde proviene la gran cantidad de los fósiles investigados y que se denominan Capas con Conularias puesto que se ha encontrado mucha cantidad de conularias. En el límite superior hacia las Areniscas Huamampampa se encuentra un banco de menos espesor de calizas margosas que contienen gran cantidad de restos de crinoideos. La base de las lutitas Icla está formada por caliza arenosa - gris rojiza oscura, capas de donde provienen fósiles.

Formación Huamanpampa

(López-Murillo & Tufiño, 1980) Areniscas agrupadas en tres potentes bancos con características textoestructurales diferentes a las de la Formación Pojo. Estas areniscas son de coloración gris clara a verdosa; de grano fino a muy fino, subredondeado y de regular a buena selección, presentando matriz arcillosa abundante y cemento silíceo. Son duras y compactas, por sectores poco micáceas y se presentan estratificadas en capas de 0.30 a 1.20 m de espesor, masivas y agrupadas en bancos potentes que alcanzan los 50 a 60 m de espesor limitados por cuellos pelíticos constituidos por lutitas y limolitas grises cuyos espesores varían entre 30 y 50 m. El pase formacional con las unidades litoestratigráficas supra e infrayacentes es claro y tajante. La palinología que caracteriza a esta formación está dada por la zonación de Emphanisporites.

Formación Los Monos

(Ahlfeld, 1946) Esta serie consiste en esquistos micáceos carbonosos, deleznables, generalmente de colores oscuros, con capas delgadas de areniscas cuarcíticas en sus pisos superiores. Los esquistos siempre se hallan fuertemente contorsionados, dislocados y perturbados, algunas veces metamorfoseados. Con tal motivo los fósiles que por sí se hallan raramente, muestran mala conservación. La potencia verdadera de los esquistos de Los Monos en el espacio Subandino es desconocida, pues su límite inferior no está expuesto. Los afloramientos del Devónico alcanzan su máxima extensión en el cañón del río Grande donde afloran 1200 m de esquistos micáceos y de areniscas. (Pero no se sabe si los pisos inferiores pertenecen al mismo horizonte que en la quebrada de Los

Monos o a series más antiguas). En el núcleo del anticlinal de Camiri, los esquistos de Los Monos fueron reconocidos en el cañón del río Parapetí en 400 m de espesor

Formacion Iquiri

(Oblitas et al., 1972) Se considera como Formación Iquiri, a la facies arenosa superior del Devónico de la Faja Subandina del Sur, que apoya en forma concordante sobre las sedimentitas de la Formación Los Monos y que se halla por su techo en contacto discordante con las sedimentitas del Carbónico. Litológicamente se halla constituida por paquetes de areniscas, gris claras y de tonos verdosos, de grano fino bien seleccionado, limpias, estratificadas en capas delgadas y gruesas, las que se encuentran interestratificadas con horizontes de lutitas gris oscuras. Algunos niveles arenosos de esta unidad son productores de petróleo en los campos de Camiri y Tatarenda. El espesor promedio de esta unidad es de 400 m.

Sistema Carbonifero

Formación Itacua

(White, 1929) Bancos de areniscas, diamictitas y arcillitas con evidencias de resedimentacion, color gris oscuro a verdoso con niveles peliticos, con un espesor de 200m.

Formación Tupambi

(White 1929) Bancos de areniscas, diamictitas grises que forman bancos irregulares gruesos intercalados con lutitas se presume que pertenece a un ambiente marino de plataforma somera con influencia deltaica, con un espesor de 500 m.

Formación Itacuami

(White, 1929) Lutitas, limolitas que pueden cambiar lateralmente a areniscas, color gris a rojo oscuro con un espesor de 130m.

Formación Tarija

(White, 1923) Diamictitas, areniscas, y lutitas gris verdosas, generalmente se conforman solo de diamictitas que por meteorización pueden parecer lutitas, se encuentran clastos de origen glacial, cuarcitas, areniscas, depositadas en plataforma someracon influencia glaciar.

2.2 Tipos de reservorio

De acuerdo con el comportamiento se pueden clasificar en los siguientes grupos:

Reservorios heterogéneos

Reservorios homogéneos

2.3 Homogéneos

Está constituido de una formación espesa uniforme, con propiedades de porosidad, permeabilidad uniforme y una distribución isotrópica constante.

2.4 Heterogéneos

Presentan variaciones en las propiedades de las roca y del fluido de un lugar a otro, las cuales pueden ser resultado de deposiciones, fallas, cambios de posicionales en la litología del reservorios y cambio en las propiedades de los fluidos.

2.5 Metodos de evaluación de formación

En la practica la prioridad en que se usan los métodos de formación tienden a seguir el orden de magnitud es decir del macroscopico al microscópico. Así una estructura probable se definirá primero por sísmica, gravedad o estudios magnéticos. En la perforación, la formación es controlada por el registro de lodo y medido mientras se perfora a través de las paredes del pozo, también se pueden cortar testigos. Una vez que el pozo alcanza la profundidad preescrita se corren los registros. Posteriormente a los registros se realiza un análisis inicial del registros de muestras de lodo. Ambos análisis pueden iniciar zonas que merecen examinarse por pruebas de formación. Drll Stream Test (DST) o pruebas con herramientas manipuladas por cache. Si las pruebas demuestran que la formación es productiva entonces se efectuarán análisis más exhaustivas de todo dato disponibles, incluso análisis de coroneo.

CAPITULO 3

Pozo Sabalo X-2

3.1 Historial

El pozo Sabalo X-2 (SBL –X-2) fue perforado el 10 de Septiembre del 2000 con la

finalidad de confirmar la extensión sur del reservorio de gas Sabalo y con este pozo

investigar las remanentes de reservorio en las formaciones Icla y Santa Rosa.

Se planifico una prueba de formación del agujero abierto, que cubrirá un intervalo 4.166 a

4,350 mts para la evaluación de la sección superior de la arenisca Icla antes de continuar

la perforación. El principal propósito de este DST era confirmar los fluidos del reservorio y

los parámetros de la productividad a esa profundidad. El zapato de la cañería de 9 5/8 fue

anclado a 4166 mts.

La perforación de pozo exploratorio SBL-X2 debería confirmar los siguientes parámetros

encontrados por el pozo Sabalo X-1 un seguido DST a agujero abierto (3,969-4,450 mts)

que cubría las formaciones Icla 2 (3968-4100 m) y H3, H4 secciones repetidas tenían una

producción de 1,292000 m3 estándar de gas por dia, 216 barriles a 52 API de

condensado por dia y un análisis AoF de 4,63 MMSCF /D . La litología para 4,660 fue:

Lutita : gris oscuro, gris oscuro medio y menor gris negruzcos, su bloque, compacta, dura

a muy dura, fractura irregular no calcárea, lustre sedoso y parte micromicacea.

3.2 Ubicación

El pozo Sabalo X.2 esta ubicado en el departamento de tarija, entre las provincias de O conor y Gran chaco, bloque San Antonio, en las montañas San Antonio. Como muestra la imagen satelital a continuación:

Zona: sub andina: Coordenadas X= 430935, 67 Y= 7640912,3

3.3 Programa

En la programación de una prueba de formación se incluye una serie de programas como ser entre las más importantes las que siguen:

Programa de seguimiento de pozo

Programa de acontecimientos de pozo

Programa de sugerencia de pozo

Programa de la prueba de formaciones DST

Programa de ahogo de pozo

3.4 Cálculo para la sugerencia de pozo

Después de efectuarse todas las operaciones y ensamblado del equipo para la prueba de formación DST se da comienzo al ejecución de la prueba haciendo fluir el pozo.

Con el fin de que el pozo fluya se debe cambiar el lodo por un ruido más liviano (diesel) para producir que la P deformación sea un poco mayor a la P que ejerce la columna hidrostática del lodo. A continuación se muestran los pasos para el cálculo de la surgencia.

Datos de pozo Calculo de la Presion que ejerce el diesel

ID tubería = 3,826 P diesel = 0,17 * P diesel * L de arreglo

P diesel = 7,01 lb/gal A diesel = 0,17 * 7,1 lb/gal * 4116 m

P lodo = 10,8 lb/gal P diesel = 4968 (PSI)

H pozo = 4500 m

L de arreglo = 4116 m

Cálculo de la P del lodo

P lodo = 0,17 * 10,8 lb/gal * 4500 m

P lodo = 8262 (PSI)

Calculo de la P actual en valvula IRDV

P en IRDV = 1,17 * 10,8 lb/gal *4116 m

P en IRDV = 7557 (PSI)

La diferencia de P se dara con el cambio de lodo a diesel

AP = P en IRDV – P diesel

AP = 7557 – 4968

AP = 2589 (PSI)

Es sufiente la caída de P para realizar la surgencia en la prueba

Calculo de volumen requerido de diesel

Cap de tubería = ID²/314

Cap de tubería = 3826”/314

Cap de tubería = 0,0467 (Bbl/m)

V = Cal de tubería * L

V = 0,0467 (Bbl/m) * 4116 m

V = 192 Bbl

Para que comience a fluir se necesita 192 Bbl.

3.5 Evaluación e interpretación

La evaluación e interpretación de la prueba se realiza con datos de P y T" y Tº especialmente el parámetro de P respecto al T" es la que describe que comportamiento del reservorio y nos ayuda a determinar ciertos parámetros de interés para el futuro del reservorio.

La evaluación se vale de la realización gráfica de P vs T" los cuales nos dan una idea de lo que

sucedio en el pozo durante la realización de las pruebas, seguidamente se ajustan los datos para media de curvas tipo que nos darán algunas pruebas del reservorio.

3.6 Datos de la prueba

Los datos de la prueba fueron registrados por los censores memory gauge , como se menciono anteriormente, un sensor que registra sobre la válvula de apertura y cierre que dio sus datos en archivos WCQR, otro censor que registra en archivos WTQR1y2 .

Estos datos de la prueba registrada en diferentes partes de la válvula de apertura y cierre automático son recuperados en archivos con extensión CLI, las cuales son utilizadas por distintos programas de análisis específicos de cada empresa o recuperadas con un programa de Windows como el texto o el mas común en nuestro medio Excel.

3.7 Normalización de curvas tipo

Debido a que es un reservorio de gas las propiedades físicas varían con la presión y Temperatura se utilizaran las pseudopresiones para la construcción de las curvas tipo. Esta normalización se realiza aplicando métodos de calculo para hallar la viscosidad, y estimar las pseudopresiones en base a la gravedad especifica del gas (0,665 la calculada en el separador o la composición del gas por la cromatografía la cual se observa en la Tabla 3.

3.8. Cromatografía

Cromatografía

Datos Nro informe:

07190830561X201

Campo: Sabalo Muestreo : 0

Tipo de muestra: SBL X -2 Cromatografia: A

Hora: 8:30 Fecha: 19 – 07- 0Presion Psig: 1005

T ˚ (F) = 76

Cilindro Nro 1

Tabla 3 Datos de Cromatografia Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de

presiones de pozos gasiferos^ Richard Llanos 2004

Tabla 4 Resultados de Cromatografia Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de

presiones de pozos gasiferos^ Richard Llanos 2004

Componentes

Nitrogeno

Dioxido de carbono

Metano

Etano

Propano

Isopentano

Butano

Iso Pentano

Pentano

Hexano

Heptano

Total

Gravedad especifica

Poder calorifico

Porcentaje molar

0,870

1,865

86, 954

6,217

2,299

0,397

0,607

0,239

0,176

0,175

0,170

0,029

100.000

0,660

1,113,57

Vol. Liquido (GPM)

0,632

0,130

0,191

0,087

0,064

0,072

0,081

1,257

Conclusiones

- El pozo Sabalo X- 2, según la pruebas realizadas en este estudio, se confirmo

que tiene capacidad de ser productora en este reservorio.

- Se puso mayor atención en las formaciones: Santa Rosa, Icla y Huamanpampa.

- En este trabajo se realizo la prueba de formación del pozo Sabalo X-2

-Las curvas tipo indican que se llega a una penetración parcial no llegando a

atravesar la la arena productora o que otra formación estaba aportando a travez

de una falla.

-El análisis de la prueba de restitución indica que la formación Icla del pozo

Sabalo X- 2 indica que el reservorio es homogéneo con alta Presion (7.409) Psi, y

una capacidad de producción buena (4,33 MM m³ S/D para gas y 6,91M³ S/D

para condensado)

-El análisis de restitución de Presión es parte de la prueba de formación que nos

permite evaluar directamente la potencialidad de producción y estimar la presión

del reservorio y estimar las reservas probables.

Bibliografia

-Cuaderno de Geologia de Bolivia Gestion 2007, Ingeniero Victor Ramirez.

- Llanos R., Analisis de restitución de presiones de pozos gasíferos, 139

Pg. 2004.

5 Anexos

ESTADO SUPERFICIAL POZO SBL X.-2

Fig.1 Muestra el estado superficial del pozo SBL X-2

Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de presiones de pozos gasiferos^

Richard Llanos 2004

PROGRAMADO

Fig.2 Columna Estratigrafica del pozo programado

Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de presiones de pozos gasiferos

Richard Llanos 2004

ATRAVESADA

Fig.3 Columna Estratigrafica del pozo atravesado

Fuente: Tesis de grado Analisis de restitucion de presiones de pozos gasiferos^

Richard Llanos 2004

UNIVERSIDAD MAYOR DE SANANDRES

FACULTAD DE CIENCIAS GEOLOGICAS

CARRERA DE INGENIERIA GEOLOGIA

PRUEBAS DE PRESIÓN Y SEGUIMIENTO GEOLÓGICO DEL POZO

UNIVERSITARIA: STEPHANIE MARIEL GUTIERREZ LEAÑO

DOCENTE: ING. GRISEL JIMENEZ

MAYO 2013

LA PAZ - BOLIVIA