APLICACIN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT ASISTIDO Al CAMPO LA PEA

APLICACIN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT ASISTIDO Al CAMPO LA PEA

INTRODUCCIN

El tema en especfico est basado en la aplicacin del sistema de levantamiento artificialPLUNGER LIFT ASISTIDO en el campo La Pea al pozo (LP13).

El proyecto tiene la finalidad de optimizar el funcionamiento del equipo y ayudar en el desarrollo del Campo LA PEA, el cual permitira obtener mayores beneficios comparado con cualquier otro sistema de levantamiento artificial.

Una razn que hace importante el proyecto, es de recuperar los hidrocarburos (gas petrleo) del campo La Pea para el aumento de su produccin de esta manera se podra abastecer el mercado interno y reducir la importacin de carburantes debido al crecimiento de la demanda de los ltimos aos, otra razn es, por su importancia econmica que tiene para la empresa al tener una mayor capacidad de produccin, aumentara el ingreso econmico que tiene el pas.

La funcin del sistema de Plunger Lift es proveer una interfase mecnica entre el lquido producido por el pozo y la energa dada por el gas del propio reservorio o inyectado, ya que la energa del reservorio no es suficiente para llevar los fluidos a superficie.

El Plunger Lift es un sistema de extraccin que, en su versin autnoma, aprovecha la energa propia del reservorio para producir petrleo y Gas. Cuando no se dispone de la energa suficiente (caudal de gas y presin) para elevar los fluidos hasta la superficie, se puede utilizar una fuente de energa exterior, generalmente gas a presin y caudal adecuado esta ltima aplicacin se conoce como Combinacin Gas Lift Pistn o versin asistida de Plunger Lift. Esta interfase elimina el escurrimiento (cuando la presin no alcanza el punto de burbuja), aumenta la eficiencia y mantiene un bajo nivel de fluido.

ANTECEDENTES

El Plunger Lift fue diseado e implementado inicialmente en los Estados Unidos para la explotacin de aproximadamente 120,000 pozos de gas condensado. Es por lo tanto, un sistema de levantamiento para pozos que producen lquidos a bajas tasas (menores a 250 BOPD) con relaciones gas lquido (GLR) elevadas.

El sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con conexin en T (Flow Tee), un muelle amortiguador y un receptor en superficie, un controlador para abrir y cerrar el pozo, y por supuesto, un Plunger o pistn libre.

Tambin requiere de una superficie interna de tubing lisa y un dimetro uniforme.Este mtodo no requiere de energa adicional a la del yacimiento, pero si necesita espacio donde la energa de gas se pueda almacenar para luego ser suministradaal tubing a una tasa alta.

Usualmente se utiliza el anular entre el tubing y el casing para este propsito, pero, si el pozo ha sido fracturado, el espacio de la fractura es tambin una buenaopcin. La energa del gas es usada para empujar el pistn, transportando un pequeo bache de lquido hasta la superficie. Despus de producir el gas de cola,el pozo se cierra y el pistn cae de nuevo al fondo.

El aumento en la presin de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energa del gas por debajo del pistn sea superior a la carga del fluido por encima de ste, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo.

El principio del mbolo es bsicamente la utilizacin de un pistn libre acta comouna interfaz mecnica entre el gas de formacin y los lquidos producidos, aumenta considerablemente la eficiencia de elevacin del pozo.

CONCIBIENDO LA IDEAHaciendo un anlisis del comportamiento del reservorio y su tiempo de produccindel mismo, ha ocasionado la declinacin de la energa natural del yacimiento dando como resultado la cada de presin. Posteriormente se opt por aplicar el sistema de Levantamiento Artificial Gas Lift. A pesar de haberse aplicado este sistema de levantamiento artificial, se siguen presentando bajos ndices de productividad y baja presin de fondo.Qu sucedi en el reservorio para que el mtodo Gas Lift no alcanzara las expectativas de produccin?, Cmo optimizar la produccin?, Qu mecanismo de levantamiento podra sustituir al mtodo artificial gas lift aplicado?, Este nuevo mtodo alcanzara las expectativas de produccin?.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMALa energa del reservorio del campo La Pea (LP13) ha declinado durante el transcurso de estos ltimos aos, ocasionando que las fracciones de petrleo quese quieren recuperar, permanezcan en el fondo del reservorio a pesar de haberse aplicado el sistema de levantamiento artificial Gas Lift.

SISTEMATIZACIN DEL PROBLEMAQu tipo de mecanismo artificial ser ptimo para dar solucin a la declinacin de presin que presenta el reservorio?Cul es la ventaja del nuevo sistema en referencia a los mtodos actuales de produccin del campo La Pea?

SOLUCIN DEL PROBLEMASe ha propuesto aplicar el sistema de levantamiento artificial Plunger Lift Asistido, para poder contrarrestar los problemas de presin que presenta el reservorio.Por qu se aplicara este mecanismo? El sistema artificial Plunger Lift Asistido se usa cuando la presin de fondo es insuficiente para permitir el flujo de fluidos hasta la superficie. Tambin para reducir al mximo la posibilidad de que los lquidos se escurran, proporcionando un excelente rendimiento en campos pequeos.

JUSTIFICACIN:

Justificacin EconmicaLa aplicacin y mantenimiento del equipo de plunger lift es ms econmico, comparado con el actual sistema utilizado (gas lift); ya que se caracteriza por la reduccin de costos de levantamiento de produccin y por ser aplicable a diferentes condiciones de pozo. Puede reducir la necesidad de realizar otras operaciones de remediacin.

Justificacin SocialEl aumento de produccin de petrleo que se lograr a travs de la aplicacin del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift Asistido al campo La Pea, es para entregarlo a la Refinera Oro Negro, la cual produce dieseloil, nafta y crudo residual que cubrir, en mayor porcentaje la demanda del mercado interno, satisfaciendo las necesidades de la sociedad.

Justificacin TcnicaEl Plunger Lift Asistido es una tecnologa ms eficiente para extraer los lquidos, tienen la ventaja adicional de aumentar la produccin, as como reducir significativamente las emisiones de metano que se relacionan con las operaciones de purgado. Este sistema usa la concentracin de presin de gas para bombear hacia afuera del pozo el fluido acumulado.Este sistema ayuda a mantener la produccin de petrleo por la presin del gas, con una gran cantidad y variedad de controladores en superficie. Los operadores de campo emplean menos tiempo en la evaluacin del comportamiento de cada pozo lo cual podra traducirse en un aumento del nmero de pozos operados por recorrido.

OBJETIVOS:Objetivo GeneralAplicar el sistema de levantamiento artificial Plunger Lift Asistido en el campo La Pea para obtener mayor produccin de petrleo.

Objetivo EspecficoEspecificar la formacin productora.Acondicionar los componentes del Arreglo de fondo.Determinar la profundidad de asentamiento delniple asiento (stop collar) para el buen desplazamiento del pistn.EL pistn no debe realizar viajes sin liquido por que deterioran las instalaciones de superficie por no tener lquido que amortige la llegada del pistn a superficie.Mantener el tubing libre de deposiciones de cristales de sal y parafina.Acondicionar el gas de inyeccin.Disminuir las intervenciones del pozo.Minimizar los tiempos de operacin.Realizar mantenimiento del sistema en general.Minimizar la emisin de metano a la atmsfera.Producir el pozo con bajo costo de mantenimiento e inversin inicial.

HIPTESIS DE LA INVESTIGACIN.Con la implementacin de este mtodo podremos abastecer de materia prima a la Refinera Oro Negro y as obtener carburantes para cubrir al mercado interno, si el sistema de recuperacin Plunger Lift Asistido se implementa en el Campo La Pea, entonces los costos de produccin se optimizaran, aumentando satisfactoriamente la demanda interna de productos refinados como diesel, gasolina y GLP.

VARIABLES DE LA HIPTESISVariable Independiente: Sistema Plunger Lift Asistido.Variable Dependiente: Optimizacin de costos de produccin.

TCNICAS DE PROCESAMIENTO Y ANLISIS DE DATOS:Entre las tcnicas a utilizar tenemos: la observacin directa, y la recoleccin de datos.a. Observacin Directa.Consiste en observar atentamente el fenmeno, hecho o caso, tomar informacin y registrar para su posterior anlisis. Se tom informacin del estado actual de los pozos como la restauracin de presin.

b. Recoleccin de datos.Es el uso de una gran diversidad de tcnicas y herramientas que pueden ser utilizadas para desarrollar los sistemas de informacin, en este caso se utilizaron la observacin, las fuentes primarias y secundarias.

c. Procesamiento de la informacin.Con la informacin recolectada se seleccion los pozos que cumplen con las condiciones necesarias para utilizar el nuevo sistema en base a la comparacin de datos.Se tabul los datos de las tcnicas e instrumentos realizados, y se expres la informacin en porcentajes, adems los cuadros estadsticos se graficaron para una mejor comprensin.

d. Fases del procesamiento:Se bas en la recopilacin de todo tipo de informacin

METODOLGICA.DISEO DE LA INVESTIGACINEntre los tipos de investigacin aplicada se citan los siguientes:a. Investigacin de CampoLa investigacin se basa en informaciones obtenidas directamente de la realidad, permitindole al investigador cerciorarse de las condiciones reales en que se han conseguido los datos.El mtodo de campo, consiste en la recoleccin, anlisis y evaluacin de informacin que se realiz en el Campo La Pea, con el fin de obtener los parmetros de operacin de los pozos, tales como: restauraciones de presin, caudales de gas, presin de la lnea de superficie, grados API y % BSW, datos que son necesarios para analizar en el sistema a implementar.

b. Investigacin Bibliogrfica.La investigacin bibliogrfica, se bas en la bsqueda de informacin en documentos, libros, pginas de internet, todo aquello relacionado a la implementacin del sistema mencionado.Este mtodo se lo realiz en base a la informacin proporcionada por la misma empresa de los de Ingeniera, Yacimiento y Produccin tales como: reportes, informes acerca de la geologa estructural, produccin acumulada de petrleo y agua, reservas remanentes, mecanismos de empuje y los diferentes sistemas de extraccin que se disponen en el Campo La Pea. Se consider trabajos de tesis y documentos referidos a nuestro tema de investigacin.

CAPTULO I

MARCO TERICOTIPOS DE RESERVORIO

Reservorios de Petrleo.En estos el petrleo es el producto dominante y el gas esta como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presin y temperatura del yacimiento.

Reservorios de Petrleo con Casquete Gas.Son acumulaciones de petrleo que tiene una capa de gas en la parte ms alta de la trampa.La presin ejercida por la capa de gas sobre la del petrleo es uno de los mecanismos que contribuyen al flujo natural del petrleo hacia superficie a travs de los pozos.

Reservorios de Gas Condensado.En estos reservorios de hidrocarburos estn en estado gaseoso, por caractersticas especficas de presin, temperatura y composicin.Durante la produccin del yacimiento, la presin disminuye y permite que el gas se condensa en petrleo lquido, el cual al unirse en forma de pelcula a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extrado.

Reservorios de Gas Seco.En estos, el gas es el producto principal. Son reservorios que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman lquidos por los cambios de presin y temperatura.

MECANISMOS DE PRODUCCIN NATURAL:Empuje por capa de gasEl yacimiento tiene una capa de gas inicial localizada por encima del petrleo, por debajo de una trampa y adems, se debe contar con una presin en el yacimiento mayor o igual a la presin de burbuja. A medida que ocurre una reduccin de presin el gas se expande originando que ocurra una fuerza de pistn o de empuje del gas desplazando al petrleo y haciendo que el crudo se dirija a una zona de menor presin que en nuestro caso ser el pozo productor, este proceso se denomina desplazamiento inmiscible del gas sobre el petrleo. Aqu es donde cobra importancia la necesidad de que exista una extensa capa de gas que alargue la vida del yacimiento y el ahorro econmico. La permeabilidad vertical est referida principalmente al mecanismo de segregacin gravitacional, la ocurrencia de estos dos mecanismos simultneamente har que la produccin sea mayor y duradera.Adicionalmente, es muy recomendable que en estos yacimientos el petrleo posea baja viscosidad, una alta gravedad API, una gran diferencia entre las densidades del petrleo y el gas, y un altorrelieve estructural. El empuje por capa de gas sirve de base para los mecanismos de produccin artificial, especialmente la inyeccin del gas, basado en el principio de empuje tipo pistn que se menciona en este artculo. Algunos autores mencionan que la recuperacin promedio en un yacimiento de este tipo est entre 20 y 40% del petrleo original en sitio.

Empuje por gas en solucin.El empuje por gas en solucin es tambin llamado empuje por gas disuelto es comnmente comparado con el efecto de los gases en las bebidas gaseosas al abrir el envase. En este caso la energa para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petrleo.Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de petrleo del mundo.No existe produccin de agua ya que la saturacin de agua est cerca del valor irreducible. La presin inicial del yacimiento est sobre o igual a la presin de burbujeo y declina rpida y continuamente. La recuperacin de petrleo para este mecanismo usualmente est en el rango de 5 al 20% del POES.

Empuje de AguaEste mecanismo de empuje se produce por la apreciable expansin de agua del acufero que debe formar parte del sistema. A medida que se reduce la presin, el agua se expande, e invade yacimiento, reemplazando parcialmente los fluidos extrados del mismo. En este tipo de yacimientos no existe capa de gas y la produccin de agua inicia muy temprano e incrementa en cantidades apreciables. La conificacin en este tipo de yacimientos puede convertirse en un problema. La presin del yacimiento permanece alta por influencia del acufero. La recuperacin de petrleo para este mecanismo usualmente est en el rango de 30 al 60% del POES.

Empuje por Segregacin GravitacionalEste mecanismo de empuje se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Generalmente no poseen capa de gas, pero la recuperacin ser mayor si existe alguna. La presin tiende a mantenerse. La recuperacin de petrleo para este mecanismo usualmente est en el rango de 25 al 80% del POES. Es el mecanismo de empuje primario ms eficiente.Mecanismos de Recuperacin en la Ingeniera de Yacimientos: Generalmente hay dos o ms mecanismos naturales de produccin en el yacimiento, pero se toma como mecanismo de produccin aquel que predomina en el mismo.

El tipo del mecanismo de recuperacin tiene una influencia importante sobre el porcentaje de hidrocarburos del reservorio que sern recuperables, y forma parte fundamental en el anlisis de Balance de materiales que realiza el Ingeniero de Yacimientos.Es una de las labores principales de dicho Ingeniero, determinar cul es el mecanismo de produccin natural del yacimiento y utilizar mtodos adicionales que permitan que se mantenga la energa que aporta el mtodo de recuperacin primaria para alcanzar el mayor porcentaje de recobro posible.En una primera fase el yacimiento produce por declinacin natural, luego se alargar su vida aplicando procesos de recuperacin secundaria, y finalmente podra ser sometido a procesos de recuperacin terciaria, hasta alcanzar su lmite econmico y/o fsico.

MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:Cuando la energa natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a mtodos artificiales para continuar extrayendo la mayor cantidad de lquidos posibles del reservorio. A lo largo de la historia de la industria petrolera se han desarrollado diferentes mtodos de recuperacin artificial que consta bsicamente en succionar fluidos ms pesados del reservorio.

Bombeo Mecnico:Este mtodo consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo, abastecida con energa suministrada a travs de una sarta de varillas. La energa proviene deun motor elctrico o de combustin interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.Sin embargo, existen lmites fsicos para la aplicacin en cuanto a profundidad y caudales a levantar.

Bombeo Hidrulico:Variante tambin muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidrulica por un lquido, generalmente petrleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubera y se accionan desde una estacin satlite.Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecnico para su utilizacin en pozos profundos o dirigidos.

Bombeo de Cavidad Progresiva:El fluido del pozo es elevado por la accin de un elemento rotativo de geometra helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielstico de igual geometra (estator) que permanece esttico. El efecto resultante de la rotacin del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.

Bombeo Electro Sumergible:Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor elctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubera especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energa elctrica al motor. Permite bombear grandes volmenes de fluidos.

Sistema de Levantamiento Artificial por Gas (gas lift):Consiste en inyectar gas a presin en la tubera para alivianar la columna de petrleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyeccin de gas se hace en varios sitios de la tubera a travs de vlvulas reguladas que abren y cierran al gas automticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la produccin natural cese completamente.

Sistema de levantamiento artificial Plunger Lift:La funcin del Sistema de Plunger Lift Asistido es proveer una interfase mecnica entre el lquido producido por el pozo y la energa dada por el gas del propio reservorio o inyectado. Los lquidos son llevados a superficie por el movimiento de un pistn libre viajando desde el fondo del pozo hacia la superficie.Esta interfase elimina el escurrimiento, aumenta la eficiencia y mantiene un bajo nivel de fluido.

CAPITULO II

DESCRIPCIN DEL CAMPO LA PEA

MODELO GEOLGICO: ARENISCA LA PEACAMPO LA PEA MODELO GEOLOGICO ARENISCA LA PEAFigura N 1

Fuente: Informe de auditoras de YPFB. ANDINAEl campo La Pea se encuentra ubicado en la provincia Andrs Ibez del departamento de Santa Cruz, a una distancia aproximada de 30 km al SSE de la capital del departamento. Fue descubierto en septiembre de 1965 mediante la perforacin de La Pea-X1. Los principales reservorios del campo La Pea son las areniscas La Pea pertenecientes a la formacin Escarpment medio, areniscas Bolvar del Escarpment Inferior, areniscas de la formacin Tarija. La estructura es un anticlinal enlongada en sentido noreste a sudeste, ligeramente asimtrico, con suaves buzamientos en los flancos oriental y occidental.La estructura de la arenisca La Pea tiene una longitud de 7 km por 3 km de ancho, cubriendo un rea de 24,5 km2.La secuencia estratigrfica atravesada por los pozos perforados es la siguiente: Chaco Inferior, Yecua, Petaca, Cajones, Tacur , Escarpment, Taiguati, Chorro, Tarija, Tupambi y unidades del sistema devnicas. El campo La Pea es productor de petrleo y gas.

CARACTERIZACION DEL RESERVORIO LA PEA De acuerdo a anlisis litolgico de ncleos y recortes de pozo la arenisca La Pea se presenta como una arenisca gris claro de grano fino a medio, subredondeado subanguloso, friable, calcrea.Durante la perforacin en boca de pozo como grano suelto de cuarzo hialino, blanquesino, fino medio subredondeado, la seleccin es buena.Tambin se observa intercalando con arenizca marrn rojiza, arcilloza, grano medio, subangular, seleccin regular a mala.Existen tambin pequeos niveles de limonita verdosa clara con leve tono rojizo y arcillita marrn rojiza, maciza plstica.En otro tramo, para el mismo paquete se ha observado la presencia de una arenisca blanquesina verdosa, de grano fino a medio, subangular a subredondeado, buena seleccin, escaza matris limosa, cemento silseo en parte calcreo, friable.La estructura de la arenisca La Pea, presenta laminaciones y estructuras entrecruzadas en las barras de bocas distributario.La permeabilidad es variable dependiendo del tipo de depsito de sedimentacin (de 6 md a 660 md).Los tipos de registros utilizados para su estudio fueron perfiles elctricos y radiactivos (induccin, gama ray, potencial expontneo, densidad, neutrnico).Los pozos analizados por el programa volan fueron 26 pozos.CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICASCon la finalidad de efectuar un buen anlisis del reservorio La Pea, se realizaron correlaciones estratigrficas tanto en sentido longitudinal como transversal a la estructura las correlaciones se hicieron en base a registros elctricos y radioactivos. Como conclusin a este trabajo estratigrfico se determin que en el sector noroeste se desarrollaron 6 unidades que hacia el sureste se van acuando, llegando a aparecer en los pozos LP-X6, LP-X7, LP-X34 y LP-X22.Los espesores brutos son verticalmente muy variables cuyos valores oscilan entre 24 m en el pozo LP-X43 unidad 5 y 1.5 m en LP-X74 unidad 1.Cada unidad se diferencia por sus caractersticas estratigrficas y petrofsicas. El entrampamiento de hidrocarburos se debe a condiciones estructurales y estratigrficas combinadas.

CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES La configuracin estructura de la arenisca la pea muestra un anticlialenlongado en sentido noreste a sudeste, asimtrico con suaves buzamientos en los flancos este y oeste, esta estructura fue erosionada en el sector sur y noroeste tiene una extensin de 7 km y un ancho de 3 km cubriendo un area de 24,5 km2 aproximadamente. Tectnicamente no fue afectada por fallas.

SECCIONES ESTRATIGRAFICAS Para establecer la continuidad de las unidades estratigrficas se realizaron secciones longitudinales y transversales de todo el campo. Una ves obtenida la correlacion y el control estratigrfico, se definieron los niveles psamiticos de la arenisca la pea y se elaboraron mapas estructurales e isopaquicos (bruto, permeable, til), isoporosidad, isosaturacin de hidrocarburos, mapas CAMPO LA PEAconsiderados como elementos bsicos para el estudio de reservorios. Figura N 2

Fuente: Informe de auditoras de YPFB. ANDINA

Figura N 3

CAMPO LA PEAFuente: Informe de auditoras de YPFB.

Figura N 4

Fuente: Informe de auditoras de YPFB.

Figura N 4Fuente: Informe de auditoras de YPFB.Figura N 5

Fuente: Informe de auditoras de YPFB.

CONTACTO AGUA-PETRLEOEl contacto agua-petrleo fue determinado por evaluacin de registros dando una cota de -2268m, para unidades 1,2,3,4,5,6. En el pozo La Pea 57 en 2266 m dio alto corte de agua durante la prueba de produccin. Al igual que el pozo La Pea 68 en -2269m en la prueba result acufero.El contacto agua-petrleo est en -2274 m la estacin del acufero de acuerdo a la revisin de lneas ssmicas posiblemente en el sector noroeste se extienda del pozo LP-X71 2.5 km hacia el noroeste. En la zona sudeste del pozo LP-X10 hacia el Este 1 km. En la zona central oeste 5 km hacia el oeste.El contacto petrleo-gas se determin construyendo secciones estructurales donde se proyectaron los tramos baleados y sus producciones determinando el contacto petrleo-gas en -2247m.PETROFISICAPara la determinacin de los parmetros fundamentales de los reservorios en estudio, se aplic el mtodo computarizado Volan de la Compaa Schumberger Ultra de la Compaa Go. International.Los programas fueron corridos en 30 pozos del campo, para el resto se utiliz la evaluacin de Archie.El parmetro crtico del anlisis fue sin duda la obtencin de la resistividad del agua de formacin (Rw) ya que no se dispone de una buena muestra de agua connata.La resistividad de muestras de agua obtenidas en pruebas de produccin dan valores demasiados altos de 0.70 a 0.40 hm ma condiciones de reservorio ya que corresponde a salinidades del orden de 500 ppm de CI Na.

DESCRIPCIN DEL RESERVORIO PRODUCTOR:FORMACIN ESCARPMENT:La formacin Escarpment est representada por areniscas subfeldespticas constituida por cuarzo mono y policristalino, con feldespatos potsicos y lticos de granitos subordinados, por lo general estas rocas no contienen o presentan escasas cantidades de matriz arcillosa y cemento calcreo, el tamao del grano vara de medio a fino con una morfoscopia de subredondeada a subangular.La porosidad es de tipo intergranular, con intragranular menor promedio 23.10% (13.86 25.70%) y la permeabilidad promedio es de 90.10 milidarcys (5.06354.22).

FORMACION SAN TELMO:La formacin San Telmo, en especial el miembro Arenisca La Pena, es un reservorio muy representativo en el subsuelo de la llanura y generalmente presenta areniscassubfeldespticas y areniscas feldelpasticoliticos, friables, constituidas por cuarzo monocristalino y menores cantidades de policristalinos y fragmentos de roca (arcillosas, chert), comnmente se presentan escasas cantidades de arcilla(illita + esmectita) y cemento calcreo irregularmente distribuido, siendo por la tanto texturalmente rocas submaduras: el grano vara de fino a medio, subredondeados a redondeados con moderada a buena seleccin: la porosidad vara de 4 a 28% (promedio de 21.26%), es de tipo intergranular e intragranular(disolucin) y los valores de permeabilidad van de 0.32 a 3450 milidarcys (promedio de 1023 milidarcys).

MECANISMOS DE EMPUJE DEL CAMPO LA PEA:El campo la Pea desde el inicio de su vida productiva se ha caracterizado por tener un empuje de gas disponible en los reservorios que se tienen en el Campo, proveniente de la expansin de gas en solucin, la cual permite el movimiento de los fluidos hacia el pozo productor y posteriormente a la superficie. El gas disuelto en el petrleo, es el que proporciona la energa que se requiere para la produccin del hidrocarburo.Debido a la rpida despresurizacin de los reservorios del Campo la Pea, hecho notorio por la explotacin de las formaciones productoras, la produccin de gas ha ido aumentando, este hecho ha conducido a una drstica cada de presin de los yacimientos, la misma que actualmente se encuentra por debajo del punto de burbuja.Cuadro N 1

Fuente: Informe de auditoras de YPFB.Como se muestra en la tabla Los campos petroleros que producen por empuje de gas en solucin, tienen por caracterstica un aumento rpido de la relacin gas petrleo, una declinacin de las tasas de produccin y de la presin en el yacimiento.Este factor determinante (Cada de Presin), ha conllevado a la prdida de energa de los reservorios en un tiempo muy corto, provocando la disminucin en las reservas recuperables del campo.

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO LA PEA:La produccin actual promedio de Petrleo del Campo la Pea es de 140 BPD en el primer trimestre del 2014 de las formaciones productoras: San Telmo, la Pea, Bolvar. La calidad del crudo promedio es de 45 API. Las reservas probadas del Campo la Pea del primer trimestre hacia adelante es de 872.902 Bbls.Actualmente se han perforado 88 pozos de los cuales 26 pozos son productores, 48 pozos han resultado secos y 14 son pozos inyectores (10 pozos mediante el mtodo Gas Lift y 4 por inyeccin de Agua.) A continuacin se puede observar una clasificacin de los pozos del Campo la PeaCuadro N 2.

Fuente: Elaboracin Propia.

ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DEL CAMPO LA PEA

CAMPOS OPERADOS POR YPFB ANDINA

NMERO DE POZOS INYECTORES DE AGUAContamos con 8 campos operados por Andina que son: Camiri, Cascabel, La Pea, Rio Grande, Sarar, Tunday, Vbora y Yapacan en las que se est inyectando agua todos estos pozos estn operados por la empresa YPFB ANDINA. Recientemente en el campo LA PEA se implement este sistema en los pozos 43T, 45T,53 T, 54.Cuadro N3

Fuente: Elaboracin Propia.

POZOS QUE PRODUCEN CON GAS LIFT.En el Campo La Pea existen 10 pozos que utilizan el sitema de Plunger Lift Asistido para el incremento de produccin; el cual consiste en inyectar gas a presin en la tubera para alivianar la columna de petrleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyeccin de gas se hace en varios sitios de la tubera a travs de vlvulas reguladas que abren y cierran al gas automticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la produccin natural cese completamente.INSTRUMENTOS SUPERFICIALES DE UN SISTEMA DE GAS LIFT:Los pozos cuentan con un Bargrafo cuyas conexiones van al tubing y Casing (conexin de surgencia y espacio anular), nos permite observar las presiones correspondientes del casing y tubing. Este instrumento cuenta con plumillas que registran dichas presiones en un grfico circular ( tipo disco) las que pueden tener duracin de 24 horas o de una semana. Pueden ser cuadrticas o lineales la plumilla de color azul indica la presin de surgencia y la plumilla de color rojo indica la presin del espacio anular, de esta manera se interpreta el comportamiento del pozo. Cuando se observa una sola plumilla es que el pozo est produciendo con su propia energa solamente del tubing.En bateras o plantas podemos contar con una vlvulas de alivio y de seguridad con sus respectivos manmetros en lnea de prueba y vlvula check cuya funcin es evitar que el fluido retorne, permitiendo el flujo en un solo sentido.Todo separador cuenta con un controlador que puede comparar una medicin de proceso con un valor deseado y enviar una seal de correccin a un elemento regulador. Esta limitado por el movimiento mecnico de un flotador.

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFTINTRODUCCIN AL SISTEMA PLUNGER LIFTDurante la vida inicial de un pozo, el gas y los lquidos fluyen libremente a la superficie, pero el flujo estable no permanece todo el tiempo, al disminuir el flujo los lquidos y gases comienzan a adherirse a las paredes de la tubera de produccin y resbalarse acumulndose en el interior del fondo del pozo, esta etapa es el fin de la produccin estable.Con el resbalamiento continuo del lquido comienzan a formarse tapones de lquidos, que cuando ascienden a la superficie, hasta un 75% puede caer al fondo del pozo empeorando la situacin, cuando ms fluido se acumula en el fondo menor es el caudal de produccin, los tapones de fluido crecen de tamao y el volumen defluido que cae al fondo es an mayor, por lo que sin intervencin alguna, la columna de fluido ser tan pesada que no subir y la produccin del pozo se detiene.Cuando esto ocurre, el levantamiento artificial es necesario para eliminar los lquidos y prolongar la vida til del pozo. Para optimizar la produccin de pozos marginales, es necesario un medio asequible, eficaz y fcil de usar en un levantamiento artificial. El Sistema de Extraccin de Petrleo Plunger Lift, mtodo rentable, bajo costo inicial, poco mantenimiento, y el no requerir una fuente externa de energa en la mayora de los casos, es la alternativa eficiente para incrementar y optimizar la produccin en los pozos de petrleo y gas que tienen caractersticas de flujo marginal.

Figura N6

Fuente: www. weatherford.comSus principales aplicaciones estn en:Eliminacin de lquidos en pozos de gas y reduce el retroceso del fluido.Pozos con alta relacin gas petrleo.Control de Parafina e Hidratos.Despeja la tubera, manteniendo el pozo en produccin.Aumentar el Rendimiento de Pozos de Produccin Intermitente por Gas.Prolonga la vida productiva de pozos marginales.El principio del sistema Plunger Lift Asistido se sustenta en utilizar bsicamente un mbolo o pistn viajero que acta como acoplamiento mecnico entre el gas de formacin y los lquidos producidos, aumentando en gran manera la eficiencia del pozo.Una instalacin tpica de Plunger Lift consiste de un mecanismo lubricador y de retencin (ctcher) en superficie, un amortiguador de resorte en el fondo, el mbolo o pistn viajero, y un controlador electrnico (tiempo y/o presin), y la vlvula motora con la capacidad de abrir o cerrar la lnea de flujo.La operacin del sistema se inicia cuando el controlador comanda la vlvula de diafragma de la lnea de flujo, para controlar el desplazamiento del mbolo. Se cierra la lnea de flujo del pozo y el mbolo baja hasta el fondo de la tubera de produccin a travs de la columna de fluido, despus de cerrar el pozo se produce la acumulacin del gas de formacin en el espacio anular de la tubera de revestimiento mediante la separacin natural. El espacio anular acta primeramente como un depsito para el almacenamiento de este gas. Despus de que la presin aumenta hasta cierto valor en la tubera de revestimiento, el controlador abre la vlvula motora de lnea de flujo, la rpida transferencia del gas de la tubera de revestimiento a la tubera de produccin, adems del gas de la tubera crea una velocidad instantnea alta que causa una baja de presin a travs delmbolo y el lquido. De inmediato el pistn empieza su carrera de ascenso hasta la superficie con todos los lquidos en la tubera de produccin en su parte superior, con mnimo resbalamiento de lquido (sin este acoplamiento mecnico, solo se podra recuperar una porcin de los lquidos). Ya en superficie el controlador detecta la llegada del mbolo, y le permite al pozo fluir un tiempo adicional despus de cierto tiempo el controlador cierra la vlvula motora y el mbolo vuelve a caer. Este ciclo se repite automticamente varias veces por da.

Las condiciones ptimas de operacin para un sistema Plunger Lift son:a) Para el funcionamiento autnomo: Operar el pozo a la menor presin posible. Lograr que el pistn este reanudando su viaje ascendente ni bien alcance el fondo o el menor tiempo posible despus de esto. Que el pistn permanezca en superficie el tiempo mnimo necesario, el cual depender de las caractersticas de cada pozo.b) Para el funcionamiento con asistencia exterior: Las tres condiciones anteriores. Dosificar la inyeccin de gas a lo estrictamente necesario para el funcionamiento del sistema.El Sistema Plunger Lift es aplicado a dos tipos de pozos: Pozos de gas y condensado en donde el objetivo principal es maximizar la produccin del gas, con periodos de fluencia importantes, sin llegar a comprometer el pozo por un ahogue. Pozos de petrleo con gas, en donde la meta es producir los lquidos mediante la energa de presin del gas. En este caso los periodos de fluencia son ms cortos, con la finalidad de resguardar la energa de levantamiento de gas y hacer la mayor cantidad de ciclos por da, simulando un efecto de pistoneo.Los problemas ms comunes en los sistemas de Plunger Lift: Productividad gas-lquido mal estimada, especialmente cuando se relaciona la presin esttica, presin de fondo fluyente y el gradiente real del lquido. Problemas mecnicos con la sarta de tuberas. Problemas con el pistn. Problemas operativos con el temporizador y control de presin.El hecho, que la sarta de tubing deba ser compatible en todo lugar con todos los elementos del sistema, es subestimado frecuentemente. Una simple restriccin impide que el pistn descienda libremente y se asienta debajo de la columna de lquido, o una fisura del tubing permite comunicacin de gas del anular, sobre el colchn de lquido, sin duda estos problemas afectan negativamente al sistema. Un tubing en buen estado, libre de restricciones no es justamente fcil de obtener pero es esencial para que exista un buen funcionamiento operativo del sistema.El diseo de los pistones resulta complicado en muchos casos. Una falta tpica de los pistones es que el mecanismo sube y baja la columna de fluido en los subsecuentes ciclos de operacin. Es difcil imaginar en el peor de los casos, por ejemplo, impactos y vibraciones como ocurre en una operacin, cuando el dispositivo (pistn) deba recorrer varios kilmetros de tubing por da. Cualquier arreglo mecnico est sujeto a estos problemas, bajo estas condiciones de trabajo. A pesar de esto, se han desarrollado muchas mejoras, las cuales se deber considerar para su respectivo diseo.El temporizador de fluido es quizs el peor dolor de cabeza para los operadores. La simple relacin entre presin y gradiente de lquido, es esencial para entender el control del sistema.Todos estos problemas se pueden superar haciendo un eficiente diseo del sistema, calculando correctamente las presiones respectivas en el pozo, la velocidad y recorrido de pistn, seleccionando el tipo de pistn adecuado para cada pozo. Adems de programar correctamente el controlador de la vlvula motora de acuerdo a la produccin del pozo.

MODELO DINMICO DEL SISTEMA PLUNGER LIFTUna de las suposiciones ms restrictivas es el confiar en el comportamiento del sistema a partir de la velocidad de ascenso, que, bien podra ser asumida, o bien podra ser un valor promedio de datos obtenidos. Este anlisis indica el mtodo para determinar el comportamiento del Plunger Lift, con los clculos de los cambios de presin en el casing, de la posicin, velocidad y aceleracin conforme sube el pistn desde el fondo hasta la superficie.

DESCRIPCIN DE LA EMPRESA QUE OPERA EL CAMPO LA PEA YPFB ANDINA S.A.YPFB Andina S.A. es una compaa creada en 1997 como Empresa Petrolera Andina S.A. Es de propiedad mixta estatal y privada, siendo el estado Boliviano el accionista mayoritario.Es el productor principal de gas, petrleo y gasolina del pas.YPFB Andina se consolida como principal productor de hidrocarburos con el descubrimiento de reservorio en niveles profundos del campo Ro Grande, destaca el informe de la casa matriz de Repsol, la socia privada de Yacimientos Petrolferos Fiscales Bolivianos en la nacionalizada.

En dicha petrolera "rige un modelo de cogestin pblico-privada", en el que YPFB tiene una participacin de 50,40 por ciento y Repsol 48,92 por ciento, constituyendo los dos mayores accionistas.

YPFB Andina opera los campos Camiri, Ro Grande, La Pea, Guairuy, Sirari, Vbora, Yapacani, Los Sauces, Cascabel, Penocos y Arroyo Negro, es socia mayoritaria en los megacampos San Alberto y Sbalo, ubicados en Tarija, estos aportan el 22 por ciento de la produccin de gas natural y 60 por ciento del crudo.

MISINExplorar y producir hidrocarburos de manera eficiente y rentable, creando valor en un marco de responsabilidad social empresarial y respeto del medio ambiente contribuyendo al fortalecimiento del sector y al desarrollo sustentable del pas.

VISINSer una empresa de excelencia con participacin estatal y privada, admirada y reconocida por su modelo exitoso de gestin, transformador en la industria petrolera de Bolivia.

VALORESInnovacin para la Excelencia Propsito con Integridad Logro, Lealtad y Compromiso Confianza.

POLTICA DE CALIDADYPFB ANDINA S.A. lleva a cabo sus actividades hidrocarburferas, de exploracin, perforacin, produccin y servicios de apoyo a la operacin, con el compromiso de satisfacer las necesidades del cliente externo e interno, como las implcitas.

YPFB ANDINA S.A. establece y revisa peridicamente sus objetivos de Calidad, garantizando el cumplimiento de su Poltica.

YPFB ANDINA S.A. basa la obtencin de los resultados de calidad en un continuo proceso de mejoramiento de sus operaciones, con el objetivo de minimizar el costo operativo del barril de crudo.

Los empleados de YPFB ANDINA S.A. son responsables y tiene autoridad, para hacer de la calidad del producto su prioridad principal.

YPFB ANDINA S.A. a travs del trabajo en equipo y activos programados de capacitacin y evaluacin garantiza el mejoramiento continuo de sus procesos productivos aspirando a la administracin de la calidad total.

POLTICA DE MEDIO AMBIENTE, SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRABAJOYPFB ANDINA S.A. tiene como misin y compromiso realizar sus actividades Hidrocarburferas en los bloques asignados por el Estado Boliviano, promoviendo el desarrollo sostenible y asumiendo la responsabilidad de controlar y mitigar los impactos a la salud, el medio ambiente y exposiciones al riesgo generadas en sus operaciones de Exploracin, Perforacin y Produccin de Petrleo y Gas.

INVERSIONES DE CAMPO QUE REALIZA YPFB ANDINA Grfico N 1INVERSIONES DE CAMPO QUE REALIZA YPFB ANDINA S.A.

La Empresa YPFB ANDINA S.A. tiene grandes inversiones, de las cuales dan como resultados favorables y de crecimiento para sus objetivos y metas propuestas a inicio de cada gestin. Es un trabajo en equipo que satisface el resultado final.

INVERSIONES REALIZADAS POR YPFB ANDINA S.A.Las inversiones del perodo fiscal al 31 de marzo de 2013 alcanzaron $us 149,07 millones, los cuales se orientaron principalmente a las actividades de Desarrollo de los Campos Operados y No Operados (75%) y actividades de exploracin (22%). Las inversiones se concentraron principalmente en las actividades de: Perforacin de Desarrollo (61%), destacando los proyectos de los pozos RGD78D, YPC23, YPC24, YPC25, YPC26 y YPC27 en Campos Operados. En Campos No Operados las inversiones en este rubro se concentraron principalmente en los proyectos de los pozos SAL16, SALX1 y la perforacin del pozo inyector SBL 101i. Actividades de Exploracin (22%), entre las que se destacan la perforacin de los pozos RGD84, RGD85, RGD86 y SRR X1. Construccin e instalaciones (14%), actividad que tuvo como proyecto sobresaliente en esta gestin la Ampliacin de Capacidad de Proceso de la Planta de Yapacan, en la cual se tratarn los gases provenientes del mismo campo y los campos menores del norte (actualmente Boquern y Patuj).

En los ltimos 16 aos YPFB Andina S.A., ha alcanzado una inversin acumulada de $us 1.517 millones reflejados en los incrementos de produccin e incorporacin de reservas, tanto en reas Operadas como No Operadas, consolidando a la empresa como actor relevante en la industria petrolera en Bolivia.

NORMATIVA SUPERIOR DE REFERENCIA CON LA QUE TRABAJA ANDINA S.A.Norma ISO 14001:2004Norma OHSAS 18001:2007Norma ISO 9001:2008Norma ISO/TS 29001:2007

Fuente: Anuario 2013 de YPFB Andina S.A.

CAPITULO III

ESTUDIO DE MERCADO

ESTUDIO DE MERCADO DEL PRODUCTO OBTENIDO (PETRLEO) CON LA APLICACIN DE ESTE PROYECTO.

OBJETIVO GENERAL:Estudiar el mercado y las variables de los combustibles que se obtienen del petrleo (diesel, gasolina, GLP) en el departamento de Santa Cruz.

CARACTERSTICAS DEL MERCADOLa organizacin del mercado de combustibles en Bolivia, es un mercado con caractersticas de Monopolio Legal, puesto que el Estado autoriza a YPFB el control de las actividades hidrocarburfero desde la produccin hasta la comercializacin , mediante la Ley de Hidrocarburos 3058.

DEFINICIN DEL MERCADONuestro principal mercado de petrleo es con las refineras que se encuentra aledaa al campo productor.El rea que se pretende llegar es a nivel departamental, tomando en cuenta la magnitud del proyecto, as como tambin la organizacin y estructura que muestra el mercado de combustibles.

Descripcin de los productos obtenidos del petrleo.Un derivado del petrleo es un producto procesado en una refinera, usando como materia prima el petrleo. Segn la composicin del crudo y la demanda, las refineras pueden producir distintos productos derivados del petrleo.La mayor parte del crudo es usado como materia prima para obtener energa, por ejemplo la gasolina, disel, GLP y residuos de petrleo.Tambin como derivados del petrleo se obtiene Hidrgeno y carbn en forma de coque de petrleo. El hidrgeno producido es normalmente usado como producto intermedio para otros procesos como el hidrocracking o la hidrodesulfuracin.De acuerdo a lo anterior los procesos de refinacin del petrleo para tratar y poder transformar los diferentes derivados del petrleo son los siguientes:

Destilacin (Fraccionamiento): Dado que el petrleo crudo es una mezcla de hidrocarburos con diferentes temperaturas de ebullicin, que pueden ser separados por destilacin en grupos de hidrocarburos que hierven entre dos puntos determinados de ebullicin.Reforma: La reforma es un proceso que utiliza calor, presin y un catalizador (por lo general contiene platino) para provocar reacciones qumicas con naftas actualizar el alto octanaje de la gasolina y como materia prima petroqumica.Craqueo (Agrietamiento): En el refino de petrleo los procesos de craqueo descomponen las molculas de hidrocarburos ms pesados (alto punto de ebullicin) en productos ms ligeros como la gasolina y el gasleo.Alquilacin: Olefinas (molculas y compuestos qumicos) tales como el propileno y el butileno son producidos por el craqueo cataltico y trmico. Alquilacin se refiere a la unin qumica de estas molculas de luz con isobutano para formar molculas ms grandes en una cadena ramificada (isoparafinas) que se forma para producir una gasolina de alto octanaje.* Isomerizacin: La Isomerizacin se refiere a la reorganizacin qumica de los hidrocarburos de cadena lineal (parafinas), por lo que contiene ramificaciones unidas a la cadena principal (isoparafinas).* Polimerizacin: Bajo la presin y la temperatura, ms un catalizador cido, las molculas de luz de hidrocarburos insaturados reaccionan y se combinan entre s para formar molculas ms grandes de hidrocarburos. Este proceso con los suministros de petrleo se puede utilizar para reaccionar butenos con isobutano para obtener una gasolina de alto octanaje.

La actividad de refinacin de hidrocarburos genera una gran diversidad de productos que sirven como insumos y en otros casos como productos terminados. YPFB Refinacin S.A. posee una amplia gama de productos que cumplen con la normativa vigente.Garantizando la calidad de nuestros productos, mismos que son elaborados bajo estndares internacionales que rigen nuestros procesos de refinacin, desarrollados y controlados bajo estrictas normas de seguridad. COMBUSTIBLES:Cuadro N 4

Fuente: http://www.ypfbrefinacion.com.bo/. LUBRICANTES:Cuadro N 5

Fuente: http://www.ypfbrefinacion.com.bo/.La produccin de lubricantes y grasas con la marca YPFB es realizada en la Planta de Lubricantes de la Refinera Gualberto Villarroel, mismos que son comercializados, desde que iniciamos operaciones como YPFB Refinacin S.A. Contamos con una gama de productos de la ms alta calidad, los cuales abarcan balance oferta-demanda.

OFERTA DE CAMPOS PRODUCTORES DEL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ.De acuerdo a los boletines estadsticos de YPFB, se puede observar la produccin de los campos del departamento de Santa Cruz con una produccin de 1.811.317 en barriles en el ao 2010. El Campo La Pea aporta con 80.618 barriles en el ao 2010, tambin se tiene que durante el primer trimestre del ao 2014 tiene una produccin de 51.100 barriles que equivalen a 140 barriles por da.Actualmente el campo la pea estara aportando con una produccin de 140 Bbls/ da, 114 MPCD, para satisfacer la demanda de combustibles (Diesel, gasolina) del mercado oriental de Bolivia.

Datos Histricos 2010-2013Los datos que se utilizaran para realizar las proyecciones, son a partir del ao 2010, cabe mencionar que se tom solamente estos datos debido a la incertidumbre en la informacin histrica, las fuentes oficiales como ser YPFB muestran los Boletines Estadsticos en su pgina oficial www.ypfb.gob.bo desde el ao 2010 2013 y en la bsqueda de otras fuentes, se produce la contradiccin en la informacin, lo que dificulta an ms la realizacin de este trabajo, es por consiguiente que se decidi trabajar con esta informacin histrica a partir del 2010 al 2013.

PRODUCCIN CERTIFICADA DE PETRLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO (MBbl/da)Grafico N2

Fuente: Gerencia Nacional de ComercioCuadro N 5 Fuente: Gerencia Nacional de ComercializacinEl departamento con mayor produccin de hidrocarburos lquidos es Tarija registrando una produccin promedio de 39,74 MBbl/da (68,79% del total), Santa Cruz le sigue con una produccin promedio de 6,57 MBbl/da (11,37% del total), Cochabamba con un promedio de 5,95 MBbl/da representa el 10,30% y Chuquisaca con una produccin promedio de 5,51 MBbl/da representa el 9,54% de la produccin total.

PRODUCCION DE PETROLEO EN EL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ BBL/AoCuadro N 6

Cuadro N 6

Fuente: Elaboracin propiaDEMANDA DE LAS PLANTAS REFINADORAS DEL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ.Boletn estadstico de Gerencia Nacional de Comercializacin:La informacin fue obtenidos de los boletines de informacin de la gerencia nacional de comercializacin del 2012 y 2013, cabe mencionar que se tom solamente estos datos debido a la incertidumbre en la informacin histrica, las fuentes oficiales como ser Boletn Estadstico de YPFB muestran pgina oficial www.ypfb.gob.bo del ao 2013, y en la bsqueda de otras fuentes, se produce la contradiccin en la informacin, lo que dificulta an ms la realizacin de este trabajo, es por consiguiente que se decidi trabajar con esta informacin histrica.

VOLMENES DE VENTA DE PETRLEO A REFINERAS (MBbl/da)La venta de petrleo por parte de YPFB a las refineras, considera los volmenes producidos ms los saldos en campos menos las mermas en el sistema de transporte. Durante la gestin 2011 el 93,27% del volumen de petrleo vendido se destin a las dos refineras de mayor capacidad, ambas pertenecientes a YPFB Refinacin. El restante 6,73%, de la venta de petrleo fue con destino a la refinera Oro Negro que produce gasolina, dieseloil y GLP, combustibles de alta demanda en el mercado interno.

DEMANDA ACTUAL DE PETRLEO DE LAS REFINERAS QUE OPERAN ENEL DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ.Refinera Oro Negro: La planta tiene una capacidad nominal para procesar 3,250 BDP (Barriles por da) de petrleo crudo y una capacidad de almacenamiento total de 24,000 Barriles. Sin embargo en la actualidad la planta procesa alrededor de 2,800 PBD, debido principalmente a problemas con la entrega de crudo via cisterna que se obtienen de campos productores del sur, a la calidad del crudo que se procesa y a las limitaciones en la venta de Nafta y Crudo Residual.Los productos que obtiene Refinera Oro Negro S.A. de la refinacin del Crudo son:DieselOil, aproximadamente el 50% de nuestra produccin. Nafta Virgen, 30% de la produccin aproximadamente. Gasolina Especial, se obtiene a travs de la nafta virgen. Crudo Residual, 15% de la produccin.Cuadro N 8

Fuente: Elaboracin propiaRefinera Guillermo Elder Bell: Actualmente la Refinera Guillermo Elder Bell, cuenta con una capacidad de procesamiento de 21.000 barriles por da (BPD). Como resultado de las inversiones durante la gestin 2012, actualmente la Unidad de Crudo del rea 301 cuenta con una capacidad de procesamiento de 18.000 BPD y el rea 300 con capacidad actual para procesar 3.000 BPD.Adems contamos con dos Plantas de Reformacin Cataltica con capacidad de procesamiento de carga de 3.200 Barriles cada una, llegando a procesar un total de 6.400 BPD.Capacidad Instalada: Expresado en barriles por da.Cuadro N 9

Fuente: www.ypfb.gob.boCuadro N 10

VOLMENES DE CRUDO PROCESADO POR LAS REFINERAS (MBbl/da)Cuadro N 11

Fuente: www.ypfb.gob.boLos volmenes de crudo elaborado por las refineras incluyen el crudo comprado a YPFB Casa Matriz ms los saldos en tanques y pueden diferir bastante de los volmenes de petrleo comprados en funcin a sus programaciones de produccin en el mes.La refinera con mayor capacidad de procesamiento es la Refinera Gualberto Villarroel, que durante la gestin 2011 ha procesado el 56,2% del volumen promedio total procesado a nivel nacional, la Refinera Guillermo Elder Bell ha procesado un 37,1% de dicho volumen y la Refinera Oro Negro un 6,6%.

COMBUSTIBLES LQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERASGasolina Especial (Bbl/da)Cuadro N 11

Fuente: www.ypfb.gob.boJet Fuel (Bbl/da)Cuadro N 12

Fuente: www.ypfb.gob.boEl Jet Fuel es el tercer combustible ms producido, su produccin es exclusiva de las refineras de YPFB Refinacin S.A.En 2011 la produccin de estas refineras fue en una proporcin de 47,6% la Refinera Gualberto Villarroel y 52,4% la Refinera Guillermo Elder Bell. La produccin promedio de este combustible en 2011 fue superior en 8% a la de 2010. El Kerosene y la Gasolina Premium son combustibles de menor produccin y son exclusivamente producidos por las refineras de YPFB Refinacin S.A. Durante la gestin 2011 la Refinera Gualberto Villarroel produjo el 98% del Kerosene y la Refinera Guillermo Elder Bell produjo el 2% del Kerosene y el 100% de la Gasolina Premium. En relacin a la gestin 2010, la produccin promedio de Gasolina Premium fue mayor en 3% y la produccin promedio de Kerosene en 1%.Produccin De Crudo Reconstituido (Bbl)Cuadro N 13

Fuente: www.ypfb.gob.boLa produccin de crudo reconstituido es destinada al mercado externo. Durante la gestin 2011 el 95,3% fue producido por las refineras de YPFB Refinacin S.A.. El volumen producido en 2011, en promedio super en un 6% al volumen producido en 2010.IMPORTACIONES DE COMBUSTIBLES AL PAS. Cuadro N 14

El promedio de las importaciones de Disel Ol durante el primer trimestre de 2013 fue de 365.513 Bbl/mes, inferior en 6,79% al promedio registrado en 2012. El mes de mayor importacin fue marzo con 462.495 Bbl. El GLP dej de importarse desde diciembre del 2012.MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTOVENTA DE DIESEL OIL (NACIONAL + IMPORTADO) (Bbl/da)Cuadro N 15

El Disel Oil fue el combustible de mayor demanda en el mercado interno durante el primer trimestre 2013, comercializndose un promedio de 25.902 Bbl/da. La comercializacin de este combustible se centraliz principalmente en los departamentos de Santa Cruz (35,83%), La Paz (19,93%) y Cochabamba (17,17%), representando estos tres departamentos el 72,93% del consumo total. El volumen promedio comercializado de DieselOil super al primer trimestre de 2012 en 12,12%.

GASOLINA ESPECIAL (Bbl/da)Cuadro N 16

La gasolina especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercado interno. Durante el primer trimestre de 2013 se comercializaron un promedio de 21.250 Bbl/da. El mayor consumo se registr en los departamentos de Santa Cruz (33,42%), La Paz (28,69%) y Cochabamba (14,69%).El consumo de estos tres departamentos representa aproximadamente el 76,80% del consumo total. Los volmenes de gasolina especial comercializados entre enero y marzo de 2013 superaron en 9,64% a los del primer trimestre de 2012.KEROSEN (Bbl/da)Cuadro N 17

Las ventas de kerosene durante el primer trimestre de 2013 alcanzaron un promedio de 111 Bbl/da. Los departamentos de mayor consumo fueron La Paz, Oruro y Santa Cruz.GASOLINA PREMIUM (Bbl/da)Cuadro N 18

Durante el primer trimestre de 2013 se comercializ un promedio de 66 Bbl/da de Gasolina Premium. Este combustible fue comercializado en un 73% por el departamento de Santa Cruz, 16% en La Paz, 10% en Cochabamba y 2% en Tarija, en los dems departamentos no se comercializa este producto.El volumen promedio comercializado de Gasolina Premium fue mayor en 11,1% en relacin al primer trimestre 2012.

GAS LICUADO DE PETRLEOPRODUCCIN DE GLP EN PLANTAS (Tm/da)Cuadro N 19

La produccin de GLP en Plantas durante el primer trimestre de 2013, tuvo un promedio 661,49 Tm/da, siendo el 54,2% de esta produccin proveniente de los campos de YPFB Chaco, el 38,8% de los campos operados por YPFB Andina, el 3,3% de los campos operados por Repsol YPF y el 3,7% de los campos operados por Petrobras Argentina S.A..PRODUCCIN DE GLP EN REFINERAS (Tm/da)Cuadro N 20

La produccin de GLP en refineras es mucho menor a la producida en plantas. En relacin al primer trimestre de la gestin 2012, la produccin promedio de GLP en refineras se increment en 2,03%.Durante el primer trimestre 2013, YPFB Refinacin produjo el 96,2% de los volmenes de GLP de refineras, de los cuales, el 72,5% fue producido en Gualberto Villarroel y el 23,7% en Guillermo Elder Bell.

PRODUCCIN TOTAL DE GLP (Tm/da)Cuadro N 21

Para el primer trimestre de 2013, la produccin de GLP en Plantas represent el 71,8% de la produccin total. La produccin de GLP en refineras represent el 28,2%, en relacin al primer trimestre de la gestin 2012, la produccin promedio total fue menor en 0,31%.

VENTAS DE GLP AL MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO (Tm/da)(CONSIDERA SOLO VENTAS EFECTUADAS POR YPFB)Cuadro N 22

Los volmenes de GLP comercializados en el primer trimestre de 2013, se centraron en los departamentos de La Paz (27,7%), Cochabamba (23,1%) y Oruro (11,9%). El promedio de ventas de GLP de enero a marzo de 2013 fue menor en 37,9% al promedio registrado durante el mismo periodo de 2012.Cuadro N 23

MERCADO EXTERNO DEL PETRLEO BOLIVIANOAl primer trimestre de 2013 se tiene un volumen total exportado de Crudo Reconstituido que alcanza 329.947 Bbl, volumen menor en 1,91% al total exportado durante el primer trimestre 2012.El precio FOB en Arica del crudo reconstituido, para su venta al mercado externo, es determinado mediante una frmula asociada al precio de petrleo WTI, que promedia los cinco das posteriores a la fecha de emisin del conocimiento de embarque menos un descuento que es definido y aprobado entre las partes. El tiempo entre un embarque y otro es variable de acuerdo al volumen almacenado.DEMANDA QUE CUBRIRA EL PROYECTO.Luego de haber analizado el comportamiento del mercado de los combustibles disel y gasolina del Oriente Boliviano, el cual muestra un dficit en la satisfaccin del mercado interno de gasolina y disel.Se determina que la demanda que cubrir el proyecto ser para aportar la alimentacin de la refinera Oro Negro aumentando la produccin de combustibles . El ahorro que se generar al Estado en los gastos de importaciones y subvenciones ser muy significativo.PrecioSe entiende como precio el valor monetario asignado a un bien o servicio. Precio del petrleo actual segn el marcador WTI: Petrleo 101.36 dlares el barril. Precio de venta nacional es de 33 dlares el barril.Los precios de mercados actuales para los combustibles son: Disel es 3,72 Bs el Litro. Gasolina es de 3,74 Bs el Litro.Los precios que se le asignan a los productos, se ajustarn a los precios de mercados vigentes, de acuerdo a las polticas que establece el Estado.ComercializacinActualmente la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH que fue creada con la modificacin del Sistema de Regulacin, es la encargada de regular, fiscalizar y supervisar la cadena de produccin de hidrocarburos Upstream y Downstream , en el marco de las polticas nacionales, todas las actividades de la cadena de hidrocarburos desarrolladas dentro de la geografa nacional.Una de sus funciones es la de regular la comercializacin de los combustibles, para cumplir con este mandato la Agencia Nacional de Hidrocarburos, a travs de la ms moderna tecnologa, ha instruido la instalacin de cmaras de videos en todas las estaciones de servicios del pas y utiliza la red internet para la renovacin de las licencias de operacin de estas empresas desburocratizar el trmite.Est en marcha tambin la utilizacin de chips volumtricos y sistemas de posicionamiento global en los vehculos que transportan combustibles, y se ha iniciado un proyecto, el cual incluir en un solo sistema informtico a todos los automotores del pas para conocer el consumo de combustible y evitar, mediante ese mecanismo de control, su contrabando.Los canales de distribucin utilizados por YPFB en el mercado:

Figura N 7

CONCLUSIN: Despus de observar el comportamiento del consumo de combustibles en el mercado oriental del pas y las importaciones de disel para poder satisfacer la demanda de los consumidores, podemos establecer que hay mercado para nuestro petrleo obtenido con la tecnologa Plunger Lift, apuntando a la sustitucin de la importacin de disel. El petrleo recuperado ser destinado a la refinera Oro Negro para su respectiva refinacin y su distribucin a los diferentes puntos de venta, de esta manera se aportar al mercado interno para cubrir en parte la demanda de combustibles.

CAPITULO IVESTUDIO TCNICOEl estudio tcnico estar dividido en cuatros puntos: Justificacin Tcnica. Localizacin. Tamao. Ingeniera. Anlisis Econmico.Justificacin Tcnica. Se explicar el por qu suceder el cambio de sistema artificial y por qu el criterio es apropiado para determinar dicha decisin.Localizacin. Se estudiar los factores que influyen en la seleccin del lugar para la aplicacin del Sistema de Levantamiento Artificial Plunger Lift Asistido.Tamao. Se realizar un anlisis de las variables que afectan en la definicin del tamao del proyecto, es decir la capacidad de produccin que tendr el proyecto durante su vida til.Ingeniera. Se explicar el proceso, recursos materiales que intervendrn en los procedimientos para la instalacin de la Tecnologa Plunger Lift Asistido.Anlisis Econmico. Se har un anlisis de los costos de instalacin y mantenimiento del Sistema Plunger Lift Asistido.

JUSTIFICACIN TCNICALa energa Natural del Campo La Pea fue agotndose, de tal forma que fue afectando directamente a la cada de produccin. Es por tal motivo que se realizaron mtodos de recuperacin artificial en los distintos pozos del campo, para obtener el incremento de la produccin, el mtodo que se aplic es el Gas Lift, y los resultados de produccin actuales, que se alcanzaron hasta el primer trimestre del 2014, fueron de 140 Bpd de petrleo, 114MPCD de gas y 1953 BPD de agua. En la siguiente estadstica de produccin, se muestra el comportamiento del reservorio del campo La Pea mediante la aplicacin del Mtodo Gas Lift y no son resultados esperados, la produccin igualmente fue declinando, a pesar de la energa artificial que brinda el mtodo.ESTADISTICA DE PRODUCCION DEL CAMPO LA PEA 2004-2014Se realiz un estimado de la produccin del campo la pea, utilizando como fuentes los boletines estadsticos que solo nos dan una pauta de su inicio de produccin hasta estos los aos.Cuadro N 24

Fuente. Elaboracin Propia

Grafico N 3

Fuente. Elaboracin PropiaEn el campo La Pea, hubo un total de 88 pozos perforados, de los cuales 48 pozos resultaron secos y 26 pozos productores. Seguidamente especificamos que existen 14 pozos inyectores, de los cuales 10 pozos estn con la aplicacin del mtodo del Gas Lift y 4 pozos con inyeccin de agua.IMPLEMENTACIN DEL MTODO PLUNGER LIFT ASISTIDOLuego de realizar el anlisis de produccin por medio del mtodo Gas Lift, se llega a la conclusin de que debemos de aplicar el sistema de levantamiento Plunger Lift Asistido por la mejora en la recuperacin de produccin, disminucin de las emisiones de metano y bajos costos de operacin.Se realiz una proyeccin estimada de la produccin del campo La Pea para determinar la produccin ms cercana, luego de la aplicacin del mtodo Plunger Lift Asistido.

PROYECCIN DE LA PRODUCCIN DEL CAMPO LA PEAPLUNGER LIFT ASISTIDOSe pretende incrementar la produccin a partir del ao 2015,y llegar con una produccin constante 400Bbls /dia para el 2024, tomando en cuenta la las reservas probables del Campo La Pea.Cuadro N 25

Graficoo N 4

Fuente: Elaboracin PropiaMediante la proyeccin realizada, tambin grficamente, llegamos a la conclusin de que, si aplicamos el mtodo Plunger Lift Asistido, habra un incremento mximo en la produccin de 400Bbp.

LOCALIZACINPara la determinacin de donde sera conveniente la aplicacin del sistema de recuperacin PLUNGER LIFT se realizaron estudios, donde se demostr que la mejor opcin es el campo LA PEA tomndose en cuenta la oferta y la demanda de hidrocarburos. La aplicacin del mtodo se lo realizar a 7 pozos del campo LA PEA, especficamente hablaremos del pozo LP-13.MACROLOCALIZACINEl campo LA PEA se encuentra ubicada en el Estado Plurinacional de Bolivia, en el departamento de Santa Cruz, en la Provincia Andrs Ibez, aproximadamente a una distancia de 30 km SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.La eleccin de la localizacin del proyecto est basada en los siguientes factores: Disponibilidad de materia prima a ser producida Disponibilidad de caminos y carreteras ya existentes cercanas al rea del proyecto. Facilidad de transporte de la produccin futura del pozo hacia la refinera oro negro, debido a la existencia de una lnea de tuberas que pasa cerca del rea del proyecto. Disponibilidad de la comunidad cercana (Tundy). Topografa del terreno parcialmente plana.

FiguraN 8

Fuente: Google map.MICROLOCALIZACINLa aplicacin del sistema artificial de recuperacin PLUNGER LIFT ser en el pozo LP-13. NOMBRE: LA PEA 13 (LP 13).BLOQUE: LA PEA. COORDENADAS UTM SUPERFICIE: X = 505,298.00 m Y = 801,2687.00 m Z = 352.0 m ACCESOS: Carretera a la Planta Separadora de Lquidos Rio Grande.Camino hacia la refinera Oro Negro.

TAMAOSe conoce como tamao a la capacidad se expresa en la cantidad producida por unidad de tiempo. Es decir, volumen, peso, valor, o unidades de producto elaborados por ao, mes, das por turnos y horas. Depende del equipo que se posea, as se determinara la capacidad de produccin.Para este proyecto se expresa en barriles por da (bpd), es necesario tomar diversos aspectos como:Entre los factores que tienen relacin con el tamao se encuentran: Mercado Proceso Tcnico Localizacin FinanciamientoLa capacidad de produccin aplicando el sistema de levantamiento Plunger Lift tiene como objetivo principal la demanda de petrleo por parte de la refinera Oro Negro para poder disminuir la demanda de combustibles lquidos, para el mercado interno e ahorra en porcentaje por la importacin de disel.El tamao de nuestro proyecto esta definido como la capacidad de produccin del nuevo sistema propuesto por este proyecto, se tiene un caudal de produccin mximo de 400 Bbls / das Se realiz una proyeccin de la produccin de este campo, con el cual se espera un incremento de su produccin a partir del 2015 con una produccin de 160Bbls/dia hasta llegar a una produccin del 2024 de 400Bbls/dia.

Cuadro N26

Fuente: Elaboracin PropiaGrafico N 5

Fuente: Elaboracin Propia

Se iniciara con un tamao de produccin de 160Bbl/ dia hasta alcanza una produccin de 400Bbls/dia.

INGENIERA BSICADISEO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFTAnlisis y Evaluacin del Sistema Plunger LiftEn este captulo analizamos y evaluamos el sistema de Plunger Lift. Comenzaremos explicando el funcionamiento del sistema con el objeto de tener un mejor entendimiento del mismo.El funcionamiento del Sistema Plunger Lift tiene 4 etapas perfectamente diferenciadas que se detallan a continuacin: 1. El pistn recin arribado al zapato del tubing (tope inferior), en este momento, encima del zapato habr una altura de h1 de lquido, que ser funcin del desequilibrio de presiones entre el casing y el tubing y de la prdida por fallback (escurrimiento).2. el Pistn permanece en el zapato del tubing. La altura de colchn crece desde h1 hasta h, por el aporte el lquido de la formacin h2, durante el perodo que permanece sin producir el pozo (ni gas ni lquido) llamado a este perodo shut in (cierre). en este perodo el gas se va acumulando en el anular, desplazando el fluido ah acumulado hacia el tubing, ya que ste en superficie est prcticamente libre y no acumula ms presin que la de la lnea de produccin, p1.3. Comienza el ascenso del colchn, cuando la presin del casing ha alcanzado su mximo valor Pc mx, habindose acumulado (h1+h2) pies de lquido en el tubing, se produce el ascenso del colchn y el pistn. En esta etapa se producirn las presiones extremas de operacin en el casing, y siendo la mxima un momento antes que inicie el movimiento el pistn y la mnima justamente cuando emerja el mismo.4. Pistn en superficie, luego que fue producido todo el lquido de la etapa anterior, el pistn permanece en superficie y el pozo queda produciendo gas, una vez descomprimido el gas en la lnea de produccin (superficie), se igualan las presiones del casing y tubing descendiendo nuevamente el pistn al fondo del pozo. En esta etapa se producen las presiones extremas en la cabeza del tubing, siendo mxima en el momento que emerge el colchn, p1 y la mnima al final de la produccin del gas p2, esta etapa se llama perodo de blowdown.En la primera etapa tendremos las presiones de tubing y de casing ms bajas del ciclo, siendo p1 la presin del tubing igual a la contrapresin de la lnea. Foss y Gaul (estudiosos del sistema Plunger Lift) dan la siguiente frmula, siendo:

Dnde:At= rea interna del tubing en pie2.Aa= rea transversal del anular en pie2.Pc= Presin media del casing suponiendo el sistema plunger lift un ciclo continuo.

Dnde:PI: Presin de casing en psi, necesaria para elevar el colchn.

Pi: presin mnima de tubing en psi.Pp: presin necesaria para elevar el pistn.Pih: presin para elevar 1 barril de fluido en el tubing.Pif: prdida de carga por barril.W: Volumen de la carga de lquido (colchn) en barriles.K: trmino de friccin del gas.Presin de Casing necesariaConsideremos lo siguiente:Pcmin= Es la presin mnima de casing para el taco de fluido llegue a la superficie.pcmax= Es el valor de presin necesario para iniciar el movimiento del taco de lquido en el momento de la apertura del pozo.en la forma ms simplificada, el valor de la mnima presin de casing puede calcularse como:

d= dimetro interno del tubing (pulg).

S= Gravedad Especfica del lquido a elevar.L= Altura de un barril en el tubing (ft).PIh= Presin debida a la friccin del lquido en el tubing (psi/bbl).

F1= Coeficiente de friccin segn Darcy Weisbach.V= Velocidad (ft/seg).d= dimetro interior del tubing (in).k= Factor debido a la friccin del gas en el tubing

fg= Coeficiente de Friccin segn Darcy Weisbach.Gg= Gravedad Especfica del gas.T= Temperatura promedio del tubing (F).Z= Factor de compresibilidad del gas.R= Constante universal del gas.Este valor de presin de casing mnimo, puede pensarse como productor de la evolucin del gas contenido en el espacio anular entre el casing y el tubing al inicio de la carrera ascendente del pistn para luego el gas ocupar el volumen del tubing al final de la carrera ascendente.Por lo tanto:

Aa = rea anular.At = rea seccin interior de tubing.Volumen de gas producido en cada cicloEl volumen de gas producido en cada ciclo puede calcularse de la siguiente forma simplificada:

Vt = Volumen tubign = (At) (D) (pie3).T = Temperatura promedio tubing (R).Z = Factor de compresibilidad del gas.

Factor de correccin por el gas que pasa a travs del sello neumtico, entre el pistn y el tubing, se asume 2% cada 1000 ft segn Foss & Gaul. Para el clculo del volumen de gas P tubing se utiliz pero:

A partir de las frmulas descritas, se evalan los pozos escogidos, primero se introduce la informacin tcnica del pozo a un pequeo software realizado en Excel, como resultado se obtiene la mnima y la mxima presin de casing que necesitara el pozo para levantar una carga especfica de fluido ms la carga del pistn en cada ciclo hasta la superficie.

En base a los resultados que se representan en las tablas, se analiza los datos que mejor se ajustan a las condiciones de presin y de caudal de gas que presenta cada pozo.

DESCRIPCIN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT ASISTIDODISEO DEL SISTEMA PLUNGER LIFTDiseo del equipo de fondo.Resorte de fondoEs el elemento que amortigua la llegada del pistn al fondo del pozo, existen de varios tipos dependiendo de la utilizacin del anclaje.Tope o asiento de bombaEl asiento de bomba se baja junto con la completacin y es donde descansar una vlvula de pie o standing valve. La funcin de la vlvula de pie es la de absorber la energa potencial y cintica que tiene el pistn al caer desde la superficie. Una vez bajada la completacin se suelta desde la superficie la vlvula de pie y con wire line se golpea con punta lisa para dejarlo bien asentado.Pistn ViajeroEs el dispositivo que constituye la interfase entre el gas impulsor y el lquido producido. A continuacin se detallan brevemente diferentes tipos de pistn.Mini-flex.- Es un pistn con cojinete expandible de acero inoxidable lo cual le permite acoplarse fcilmente a las variaciones de dimetro del tubing. Tiene como caracterstica un sello eficiente, su versatilidad y precio hacen que sea uno de los ms populares.

Imagen N 1

Duo-Flex.- Este pistn tiene una seccin adicional, la cual provee un sello ms eficiente, se lo recomienda para pozos depletados en los cuales el sello es un factor crtico. Tiene 16 cojinetes expandibles y puede o no tener un by-pass en el centro.Imagen N 2

Fiber-Seal.- Es un pistn con un sello tipo cepillo y es el ms eficiente de todos. La seccin donde esta el cepillo espiral es una zona de velocidades bajas. Se recomienda para pozos con bajo GLR.Imagen N 3

Multi-Flex.- Este pistn est hecho de acero inoxidable, tiene un sello expandible y tiene dos posiciones segn la direccin de su recorrido, si esta subiendo el cojinete est expandido y el by-pass est cerrado logrando con esto disminuir casi a cero el escurrimiento, y la segunda posicin es cuando esta cayendo, entonces se contrae y deja pasar el fluido producido por su interior lo que le permite descender a una mayor velocidad.

Imagen N 4

Diseo del equipo superficialLubricadorEl lubricador se instala directamente en la parte superior del rbol o vlvula maestra. la funcin principal es la de absorber la energa cintica del pistn que se va almacenando en su extremo en su recorrido a superficie y amortiguar su llegada.Consiste bsicamente de un resorte, placa de tope y una tapa mvil para la respectiva inspeccin del pistn. Normalmente, en el ensamblaje del lubricador lleva incorporado, un tipo de agarrador de bola con resorte, para facilitar la inspeccin antes mencionada.

Imagen N 5

Vlvula MotoraEs una vlvula neumtica que es accionada por un controlador electrnico para controlar la produccin y la inyeccin en pozos asistidos. En su funcionamiento, la vlvula motora se abrir cuando el pozo ha alcanzado la presin de apertura y se cerrar cuando el sensor ubicado en el lubricador detecte que el pistn ha llegado a superficie permitindole fluir un tiempo adicional y luego cerrarse por completo.

Imagen N6

DrypotDispositivo encargado de eliminar el lquido que pueda viajar con el gas, antes de ingresar al controlador, pudiendo causar daos y afectar su funcionamiento.Imagen N 7

ControladorDispositivo electrnico que se adapta a las condiciones cambiantes del pozo, acciona la vlvula motora y controla todas las variables de trabajo del pozo; lleva un panel solar la cual le da energa y la mantiene en funcionamiento, al no instalar el panel solar desde el inicio, se corre el riesgo de que se descargue y quedar el pozo cerrado hasta que se le cambie la pila o se le vuelva a recargar.Imagen N 8

Magnalatch SolenoideReduce la presin de entrada en el casing, a un valor constante de presin de trabajo de 35 psi.Imagen N 9

Accesorios (Panel solar, sensor)El panel solar, se encargar de mantener recargada la pila ubicada en el controlador, con un alto voltaje de 6,47v para su correcto funcionamiento.Imagen N 10

El sensor, va ubicado debajo del agarrador (catcher), su funcin es dar la seal de arribo del pistn a superficie para que se cierre la vlvula motora, lo que depender de las condiciones cambiantes del pozo.Imagen N 11

OPTIMIZACIN DEL SISTEMAUna de las labores ms importantes es la de optimizar el pozo, ya que debemos alcanar el valor de presin al cual vamos a producir el mayor caudal posible.Para optimizar el sistema es necesario acudir todos los das al pozo y analizar los datos de produccin, las carreras que est haciendo por da el pistn y cul es su velocidad de ascenso.La velocidad de ascenso la recomienda el fabricante y oscila entre 600 y 900 pies/min, asi que es necesario que al finalizar la optimizacin tengamos al pozo dentro de este rango.Hay diferentes formas de producir el pozo y eso depende de las condiciones de ste, ya que si el reservorio tiene poca energa es mejor calibrar el controlador para hacerle carreras continuas de tal forma que en cada carrera desplace poco fluido, de la misma manera tendremos una presin mnima sobre la cara de la arena dndole facilidad para que recupere rpidamente su nivel de fluido.PROBLEMAS OPERATIVOSDao al ControladorEl control es un dispositivo electrnico que debe cuidarse tanto de los golpes como de agentes externos.Si al arrancar el pozo se produce una presin de apertura muy baja, es decir, que el pistn no llega a superficie y viaja sin el colchn de fluido, causar un fuerte golpe que afectar el controlador, en caso de repetirse esto continuamente se terminar daando el controlador, y el pozo se ahogar dejando de producir.Dao del PistnEl pistn debe recorrer algunos kilmetros tanto de subida como de bajada y cada vez que lo hace, va golpeando en las uniones de los tubos, de tal forma que va disminuyendo su dimetro da a da. La consecuencia de este continuo golpe, es una menor eficiencia del sistema, ya que aumentara el fall back (escurrimiento) y bajara la produccin del pozo. Es necesario chequear cada mes el estado de los pistones.Rotura del Empaque LubricadorEl continuo golpe que soporta el lubricador hace que ste se afloje causando una fuga tanto de gas como de fluido; al notarse esto se debe cerrar el pozo, sacar el lubricador. Si no se arregla el empaque, por ms fuerza que se haga sobre el lubricador, lo nico que haremos ser remorder el empaque teniendo entonces una fuga permanente.Dependencia de la Unidad de SWAB para arrancar un pozoSi por algn motivo, un pozo deja de producir, es necesario llevar una unidad de Swab y no siempre esto es factible en el momento.Problemas de Hermeticidad en Instalaciones de SuperficieDebido a la edad de los pozos, muchas cabezales tienen fugas tanto en el casing gua como en las vlvulas, dificultando la restauracin de presin y con ello la disminucin de los ciclos.Disminucin de Dimetro del Tubing.Al bajar la completacin, debe bajarse calibrando su ID ya que una mnima disminucin del dimetro de la tubera har que el pistn quede atrapado y no pueda nunca cumplir un ciclo. Esto suele ocurrir manualmente sin poder medir el torque efectuado.Taponamiento en lnea de flujoDebido a la formacin de parafina se taponan las lneas de flujo causando un aumento en la presin de cabeza, esta presin tiene que ser vencida por la presin de apertura (casing), en caso de que sta no sea lo suficientemente alta para levantar el colchn del fluido y vencer la presin de cabeza, tendremos como consecuencia un pozo quedado.SELECCIN DEL POZO PARA IMPLEMENTAR EL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT ASISTIDO.De acuerdo a las caractersticas y condiciones de los pozos del campo La Pea, se pudieron identificar 26 pozos productores de los cuales, solo 10 de ellos son producidos por el levantamiento artificial de Gas Lift por lo tanto se estima que cumplen con los criterios tcnicos operativos, para la seleccin y aplicacin del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift Asistido y los otros 10 pozos son asistidos por recuperacin secundaria con Inyeccin de agua.Para la demostracin cientfica del mtodo se seleccion el pozo La Pea 13, por ser un pozo que cumple con las condiciones requeridas para la aplicacin del sistema.En actualidad este pozo cuenta con una produccin de petrleo de 5 Bbls/da, con un sistema de levantamiento artificial de Gas Lift.Fuente de la informacin: La informacin que se ha obtenido es limitada, debido a la escasa informacin de este campo y sus pozos, por lo tanto se prosigui con la investigacin realizando consulta al ingeniero de reservorio de YPFB Andina y personal operativo de la refinera Oro Negro, los datos obtenidos, son estimados que se aproximan a los requeridos, para la aplicacin del sistema Plunger Lift.

INGENIERIA APLICADAAPLICACIN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT ASISTIDO EN EL POZO LA PENA - 13SISTEMAS DE EXTRACCION INVOLUCRADOS EN EL POZO LA PEA - 13.En el pozo la pea se tiene instalaciones convencionales de Gas Lift, se quiere aplicar en este pozo un sistema de levantamiento artificial Plunger Lift Asistido para aumentar la eficiencia de extraccin del Gas Lift , de esta manera reducir la prdida por resbalamiento (Fallback) en pozos con sistema Gas Lift Intermitente, reducir el consumo de gas de inyeccin y mantener el tubing libre de deposiciones de cristales de sal y parafina.Imagen N 13

Fuente: Pan Anerican EnergyImagen N 14

Fuente: Pan Anerican EnergyEntre los problemas que se desea minimizar:Imagen N 15

Fuente: Pan Anerican Energy Fallback o resbalamiento: cada slug de lquido pierde entre un 5 y 7% por cada 1,000ft de prof. Formacin de Anillos de sal, por evaporacin del agua de formacin. Depsitos de parafinas y asfaltenosImagen N 16.Ciclo de Plunger Lift

Fuente: Pan Anerican EnergyImagen N 17Pistn para Plunger Lift Asistido

Imagen N 18Plunger Lift Asistido

Esquema de Boca de Pozo y Secuencia de FuncionamientoImagen N 19

POZO LA PENA -13:Imagen N 12

Fuente: Elaboracin propia.ESTIMACION DE LA PRODUCCION UNA VEZ APLICADO EL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT ASISTIDO EN EL POZO LA PEA13.En el siguiente grfico se puede observar una proyeccin de la produccin de acuerdo a datos obtenidos del campo La Pea, se realiz una estimacin aproximada de la produccin total del campo Aplicando el sistema de levantamiento.Cuadro N 27Volumen de produccin estimado del pozo LPN-13

AO Q (Bbls/ao) Q(Bbls/dia)

201418255

2015365010

2016474513

2017657018

2018730020

2019839523

20201022028

20211168032

20221277535

20231277535

20241277535

20251277535

Fuente: Elaboracin propia

Grafico N 6

Fuente: Elaboracin propiaSe realiz una proyeccin, con la aplicacin del mtodo Plunger Lift sobre la produccin del campo La Pea con una estimacin de 10 aos, comparndolo con los resultados obtenidos con el anterior mtodo de Gas Lift.Anteriormente (hasta fines de 2013 y principios de 2014), se recuperaba 5 bpd en el pozo LP- 13 y con la implentacin del Mtodo de Plunger Lift se llegar a producir 35 bpd.DESCRIPCION DEL SISTEMA DE REACONDICIONAMIENTO DEL GAS A INYECTARSE.Segn la informacin adquirida del personal que trabaja en este campo:El gas natural que se utiliza como insumo para la inyeccin, es obtenido de la produccin del campo La Pea, de los reservorios La Pea y Bolvar, los cuales son productores de este campo.En esta figura se puede observar los procesos que ocurren en el campo: Imagen N 20 Fuente: www.galpenergia.comEl gas que es producido por el campo debe pasar por un proceso de reacondicionamiento, es decir poner a condiciones del gas de reservorio para luego poder ser inyectado a travs del espacio anular y producir por tubing.El proceso de reacondicionamiento del gas consiste en:Una ves obtenidos los hidrocarburos de los pozos producctores, estos pasan por un proceso de separacion, donde ocurre la separacion de los fluidos inovlucrados (gas, petroelo y agua).El gas que se obtiene pasa a una estacion de compresion, seguido por un proceso de deshidratacion del gas, que se encarga de secar al mismo, seguido a este courre un proceso de gas que consisteun conjunto de procesos fsicos en los que el gas debe ser sometido para reducir los niveles de contaminantes y cumplir con las especificaciones.El gas residual (metano) obtenido del proceso de gas natural, pasa por un conjunto de equipos que acondicionan el gas para la reinyeccion a los pozos productores que necesitan de esta energia adicional.Figura N9

GAS DE REINYECCIONPOZOS PRODUCTORESRecolectorSeparadorGASH2OOILTRATAMIENTO DEL OILCompresorDESHIDRATACIONPETROLEO PARA LA REFINERIAPROCESO DE GASGAS DE VENTATRATAMIENTO DEL H2OAGUA PARA LA REINYECCIONDESCARTEFuente: Elaboracion propiaFigura N10Separacin en tres fases: En la separacin primaria, el fluido choca con los deflectores en la entrada del separador que alteran la direccin del fluido.En la seccin de la acumulacin de lquido, el agua queda atrapada durante varios minutos en el fondo del separador. Se separa el agua del aceite a travs de un conductor de lquido y se separan las burbujas de gas que estaban dentro del aceite a travs de una chimenea.Problemas Operativos: A veces hay algunos problemas operativos en los separadores, como por ejemplo las espumas que se forman debido a las impurezas presentes en el lquido producido y tiene la desventaja de dificultar el control de nivel del lquido en el separador y ocupan un volumen que podra estar disponible para dar entrada de lquido.La obstruccin de las parafinas es otro de los problemas operativos que pueden ocurrir, provocando el bloqueo de extraccin de gas y vapor en la seccin de bloqueo de los filtros coalecedores en la seccin lquida.La arena transportada por el lquido producido hasta el separador es tambin un problema, ya que erosiona las vlvulas, obstruye los elementos internos del separador y promueve la acumulacin en el fondo del separador. Las emulsiones que se forman en la interface de aceite/agua, ya que ambos no se mezclan, dificulta el control del nivel del lquido en el separador y disminuyen el tiempo de retencin de la fase de gas y lquido en el separador, resultando en una reduccin de la eficiencia del proceso.Todos estos problemas causan el arrastre del aceite por la corriente de gas cuando el nivel de lquido en el separador es demasiado alto.Tratamiento de Petrleo: En el proceso de produccin de petrleo, ocurre la produccin de determinadas cantidades de agua, que dependen de las caractersticas del depsito en donde los lquidos son producidos, la edad de los pozos productores y los mtodos de recuperacin aplicados.Las desventajas de la presencia de agua en la produccin de petrleo son: El tamao excesivo de las instalaciones de recogida, almacenamiento y transferencia de la mezcla de aceite y agua durante la etapa de produccin y transporte y, En la fase de refinacin la presencia de cloruro de calcio y de magnesio disueltos en el agua que causan, bajo la accin del calor, la generacin de cido clorhdrico que afecta a las torres de destilacin y la presencia de sales de sodio que reducen la vida til de los catalizadores, lo que lleva a combustibles de baja calidad.Para separar la emulsin de aceite de agua se utilizan varios mtodos:1. Tratamiento termoqumico, que rompe la emulsin a travs de calor entre 45-60 C;2. La aplicacin de alta tensin del campo elctrico que provoca la deformacin de las rbitas electrnicas alrededor del ncleo de las gotas de agua;3. La aplicacin de desemulsificante como copolmeros de xido de etileno y xido de propileno.Estos mtodos permiten romper la pelcula que rodea las gotitas de agua, promover la fusin y la posterior sedimentacin gravitacional.Tratamiento de Agua Producida: El agua proveniente de los separadores de aceite/gas/agua y de los separadores de aceite/agua se enva a la columna de desgasificacin que elimina una pequea cantidad de gas todava presente en el lquido.Despus de esta etapa de la separacin de petrleo an est presente en el agua mediante la introduccin del fluido a presin en el hidrocicln, debido a la diferencia de dimetro del hidrocicln entre sus extremidades, el flujo del fluido se acelera y la fuerza centrfuga creada por el equipo lleva fuera el agua de un extremo y da salida al petrleo por el extremo opuesto.

En el tubo de drenaje (caso de plataformas martimas), la resolucin de la columna promueve un mayor tiempo de permanencia del lquido en el equipo para separar el aceite restante proveniente de los hidrociclones.El agua de los efluentes, en los campos martimos, es lanzada al mar despus de reducir su contenido de hidrocarburos a los niveles exigidos por la legislacin y campos terrestres para la inyeccin de agua, siempre y cuando no causen problemas al depsito.Procesamiento del Gas Natural: El tratamiento de gas natural se logra mediante el condicionamiento, es decir, un conjunto de procesos fsicos y / o qumicos en los que el gas debe ser sometido para reducir los niveles de contaminantes y cumplir con las especificaciones.Dentro de estos procesos es la deshidratacin, que consiste en eliminar el agua. Este proceso promueve la corrosin de los equipos e induce la formacin de hidratos que pueden reducir la capacidad de los gasoductos.La desulfuracin es otro proceso que se utiliza para la eliminacin de los compuestos de azufre en los procesos de absorcin. El tratamiento consta de las operaciones que promueven la separacin de fracciones ligeras de gas (gas metano y etano llamado residual) de la fraccin pesada (de propano a hexano, que tienen mayor valor comercial).El enfriamiento conduce a la condensacin de fracciones pesadas del gas a travs del paso de un fludo refrigerante. La absorcin refrigerada consiste en la circulacin de gas en contacto con una absorcin de aceite, en condiciones de altas presiones y bajas temperaturas, alcanzadas a travs de un refrigerante. El proceso de expansin de Joule-Thompson se trata de la expansin del gas a travs de una vlvula que causa una disminucin de la temperatura que provoca la condensacin de las fracciones ms pesadas.SELECCIN DE LOS EQUIPOS A UTILIZARSE:MODELOFUNCION

EQUIPOS DE SUBSUELO

1.- ResorteAnclaje y diseos especialesEs el elemento que amortigua la llegada del pistn al fondo del pozo, existen varios tipos dependiendo su utilizacin del anclaje disponible en el tubing

2.- Pistn viajeroFider SealSe trata de un cuerpo de aleacin de hasta 8 pies en el que estn insertos 3 pistones de cepillos. Las caractersticas de la aleacin y los cepillos permiten copiar las curvaturas del tubing.

EQUIPOS DE SUPERFICIE

1.-