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tndicar los earnpos en Bolivia de necuperación secundaria y terciaria

' A = Recuperación Primorio Energía Notural delyacimiento.

8 = Recuperación primario asistida lnyección de Gos Bombeo Hidróulico, BambeoMecónico,

Bombea Neumática

C = Recuperacióp secundaria por Inyección de Agua.

D = Recupersción Tercisriu en estudios.

YPFB -ANDINALPN LA PEÑA A,B,CRGD RIO GRANDE A,BRGD PLANTA RIO GRANDEARN ARROYO NEGRO B

LPS LOS PENOCOS A,BslR SIRARI ASIR PLANTA SIRARI

VBR VIBORA AVBR PLANTA VIBORAYPC YAPACANI AYPC PLANTA YAPACANI

CAM CAMIRI A,BGRY GUAIRUY A,BccB CASCABEL ABQR BOQUERON A

YPFB - CHACOBBL BULO BULO AcRc CARRASCO AcRc PLANTA CARRASCO

cRc CARRASCO SW ADRD EL DORADO APCH PLANTA PERCHELES

HSR HUMBERTO SUAREZ ROCA B

JNN JUNIN AKTN KANATA AKNN KANATA NORTE ALCS LOS CUSIS A

MTC MONTECRISTO APNW PALOMETAS NW A

PJS PATUJUSAL B

PJO PATUJUSAL OESTE B

SNQ SAN ROQUE ASNQ PLANTA SAN ROQUE

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SRW SANTA ROSA OESTE AVGR VUELTA GRANDE AVGR PLANTA VUELTA GRANDEDRD EL DORADO sUR A

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PLM PALOMA APLM PLANTA PALOMASRB SURUBI A,BSRB SURUBI NOROESTE B

MGR MARGARITA AMGR PLANTA MARGARITA

MGD MONTEAGUDO A.B.CMGD PLANTA MOTEAGUDO

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TCB TACOBO A

TCB PLANTA TACOBO

TJB TAJIBO A

TJB PLANTA TAJIBO

CUR CURICHE A

BJO BERMEJO B

TOR TORO B

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SAL SAN ALBERTO ASAL PLANTA SAN ALBERTO

SBL SABALO ASBL PLANTA SABALO

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CLP COLPA A,BCAR CARANDA A,BCPL-CRD

PLANTA

efectiva al petróleo, calculada a base a pruebas de presión, promedio 100 md. Elcomportamiento histórico de la producción y la presión del yacimiento, indica laexistencia de un empujo de agua activo, esperiíndose una íocupsración total, poragót¿miento natural, dé 48s/o (C.Royuela, 2005).

CAMPO MARIA

Descripción General del Campo.El Bloque Maria se halla situado al Oeste de Camiri, aproximadamente 40 Kms en línearecta, en Ia zona de Piraimiri, Provincia Hemando Siles, del Departamento deChuquisaca, fue descubierto como productor económico de hidrocarburos en fecha 9 deMarzo de 1967, con las pruebas efectuadas en el pozo MGD-2.El Campo se encuentra actualmente en periodo de explotacióU y cuenta con 57 pozosperforados y I en producción en la actualidad y 3 en inyección corno sumidero..Elcampo es productor de petrólec y gas natural asociado.

Localidad: MonteagudoProvincia: Hemando SilesDepartamento : ChuquisacaUbicación Fisiográfica: Subandino interno.

Distancia: 40 Km al W de la localidad de Piraimiri en línea

Área de contrato Monteagudo con la ubicación de los pozos del campo.

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Estratigrafia.

En el área gealógica del Campo Maria se interpreta una sefi;errcia estratignáfica desde elNeógeno (Grupo Chaco) hasta el Devénico inferior (Formacién Santa Rosa), la cual esresumida en el grafico a continuación

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INYECCION DE VAPOR DE AGUALa inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleo muy viscoso. Elvapor no sólo desplaza el petróleo, sino que reduce mucho la viscosidad (al aumentar latemperatura.del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada.Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Z;ttlii Venezuel4donde existen grandes depósitos de este tipo de petróleo. También se están realizandoexperimentos para intentar demostrar la utilidad de esta tecnología en la recuperación delas grandes acumulaciones de petróleo viscoso (betún) que existen a lo largo del ríoAthabasca, en la provincia de Albert4 en Canadá" y dei río Orinoco, en él este deVenezuela. Si estas pruebas tienen éxito, la era del predominio del petróleo podríaextenderse varias décadas ;

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Los procesos térmicos de extracción utiliiados hasta el presente se clasifican en dostipos: aquellos que implican Ia inyección de un fluido caliente en el yacimiento y losque utilizan la generación de calor en el propio yacimiento. A estos últimos sé lesOonoce como "Ptooesos In Situ", entfe los cuales, eabe menoionar el proeeso deCombustión In Situ. También se pueden clasificar como Desplazamientos térmicos oTratamientos de Estimulación Térmica.

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PROCESO DE INYECCIONLa nueva tecnología permite utllizar los mismos componentes del sistema de barra debombeo para ambos procesos, el de bombeo y e! de inyección.El sistema solarnente neeesita un pozó para produecién e inyeeeión.El vapor se inyecta dentro del reservorib a través de barras áe bombeo huecas y unrotor. El vapor inyectado forma unacámarade vapor que se eleva a laparte superior delreselorio.El elastómero de alta temperatura permite que el estator peftrrrnezcadentro del pozodurante la inyección de vapor.Mientras que la inyección a vapor aumenta la temperatura del petróleo y mejora lascaracterísticas del flujo, el petróleo caliente se filtra dentro del pozo de producción.

El sistenra pennite el manejo de una corriente lenta de petróleo pesado con partículasde arena a temperaturas mayores a los 300"C

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costos de capitai son mayoresde la inyección cíclica pero larecuperación es mayor. El'no puede ser usado para

(3,202 psia).Las pérdidas de calor pueden ser excesivas si la zona productiva es mayor de 10 pies. Sila viscosidad es alta, puede ser necesario precalentar el pozo con vapor antes de iniciarla inyecciónEl calor que es liberado cuando el vapor se condensa es llamado el calor latente devaporización. Un valor grande de calor latente tiende a incrementar la eficiencia térmicade los proyectos de inyección continua y el contenido de calor latente de vapordisminuye c.on un incremento de la presión alcanzando cero en el punto crítico. De estamanera los proyectos a baja presión tienden a comportarse mejor que proyectos a altapresión.Se debe tener en cuenta para diseño de un proyecto, optimar la calidad del vapor y latasa de inyección. La calidad del vapor es definida como la fracción de la masa de aguaque es vapor. Un incremento en la calidad del vapor, incrementará la tasa a la cual elreseryorio es calentado, pero incrementará la tendenci a a la canalización del vapor.Un adecuado suministro de agua de alta calidad es esencial. La cantidad requerida esusualmente cercana a 5 barriles de agua por barril de pehóleo producido por vapor. Yaque el vapor condensa en el reseryorio, puede no ser factible usar inyección de vapor enformaciones que contienen arcillas que son sensibles al aguta fresca.El proceso forma una región saturada de vapor en la región cerca al pozo. Dentro deesta región Ia temperatura es cercana o igual a la del vapor inyectado. Defiás de la zonasaturada con vapor, el vapor se condensa para formar un banco de agua caliente. Dentrode la zona de vapor, el petróleo es desplazado por vapor destilado y gas (vapor). Losfactores que contribuyen al desplazamiento del petróleo desde la zona de agua caliente

incluyen reducción de la viscosidad del petróleo, expansión térrnica y reducción de lasaturación residual del petróleo. También pueden ocurrir cambios en la permeabilidadrelativa.

Hay cuatro factóres clave para una operacién efectiva y eficiente de recuperaciónmejorada por ineccion de vapor:

. Generación eficiente de vapor.

. Distribución efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo.

. Monitoreo efectivo de la producción.

. Monitoreo efeetivo del ealor y la saturacién en el yacimiento.

Generación eficiente de vapor.

El vapor se produce por medio de generadores de vapor convencionales de un paso omediante instalaciones de cogeneración, que producen vapor y energía,eléctrica. Contarcon un centro de control completamente integrado paftlos,generadores de vapor, el cualtiene que monitórear todas las operaciones dq los generadores de vbpor córiverieionales.Parámetros críticos, como el flujo de gas combustible y aire para la combustión, elexceso de oxígeno y la calidad del vapor son constanternente medidos y controlados; asímisrno, todos los datos se registran. Los generadores de vapor tienen una configuraciónaltamente eficiente con recirculación de gases de escape y con quemadores decombustión escalonados para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno.

Distribución efectiva de vapor

El vapor que se inyecta en los campos petroleros es saturado (húmedo) y tiÁe dos fases

-líquido y vapor-, lo que lo hace dificil de medir y conffolar. Además, los sistemas dedistribución de vapor regularmente lo suministran a cientos de pozos de inyección.Cuatro problemas interrelacionados se asocian con esta distribución.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, taRto en la superficie eomo en elsubsuelo, y la calidad del vapor (cociente de masa de fase vapor sobre fase líquida)también debe ser medida y controlada conforme el vapor se distribuye a través delcampo. A.lo largo de rnuchos años, Chevron ha desarrollado y optimizadoeconómicamente soluciones para este tipo de problemas.

El método de esffanguladores de orificio ñjo en flujo erítico es el preferido para elcontrol y medición del flujo de vapor. Su desempeño se basa en las ecuacionesdesarrolladas en los laboratorios de flujo de vapor de Chevron, verificadas encondiciones de campo. La medición de la calidad de vapor en el cabezal de pozo serealiza combinando una placa de orificio y un estrangulador fijo. Las ecuacioneJ para lacombinación de placa y estrangulador se rssuelven simulkíneamente para el flujo y laealidad de vapor. La instrumentaoién de medieién es sirnple, eompaeta y de bajo costo.Puede ser operada mediante el uso de paneles solares como fuente de energía ymovilizada fiácilmente de pozo apozo por una persona.

El control de la calidad de vapor en sistemas de distribución superficiales complejos serealiza mediante un dispositivo, desarrollado por Chevron, denominado Splitigator. Estedispositivo suministra el vapor, de una calidad específlca, a los rarnqlps del sistema de

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