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ii
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
TECNOLOGÍA DE PETROLEOS
ESTUDIO DE UN PROCESO DE ACIDIFICACIÓN, EN UN POZO
PRODUCTOR DEL ORIENTE ECUATORIANO, EN BASE A LOS DATOS DE
DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO EN EL PERÍODO 2010, CON
EL FIN DE DEMOSTRAR LA EFECTIVIDAD DEL PROCESO.
TESIS PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE
PETRÓLEOS
AUTOR: DIEGO MUÑOZ
DIRECTOR DE TESIS: ING. PATRICIO IZURIETA
2011/08/16
QUITO-ECUADOR
iii
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor
______________
D. Ramiro Muñoz R.
CI. 1721891800
iv
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TESIS
Certifico que el Señor DIEGO RAMIRO MUÑOZ ROSERO, estudiante de la carrera de
Tecnología de Petróleos ha desarrollado su tesis bajo mi guía.
Esto implica que se ha hecho todas las revisiones y correcciones para así llegar a una
buena culminación de la tesis.
___________________
Ing. Patricio Izurieta
v
CARTA DE LA EMPRESA
vi
AGRADECIMIENTO
Primeramente les agradezco a Dios y a mi patrona la Virgen del Quinche por llenarme
de bendiciones durante en mi etapa universitaria, también agradezco a la
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL por formarme con excelencia e
impartirme valiosos conocimientos los cuales me servirán para poder desenvolverme
profesionalmente, finalmente a la empresa BJ SERVICES por abrirme sus puertas para
desarrollar mi tesis y por todo su tiempo invertido para que yo pueda culminarla.
Diego Ramiro Muñoz Rosero
vii
DEDICATORIA
Dedico esta tesis a mis padres Ramiro y Cecilia ya que aunque ya no están conmigo en
este mundo son y siempre serán mi inspiración y mi fuerza para seguir adelante; a mis
hermanos Xavier y Sandra por apoyarme incondicionalmente y por enseñarme que
siempre debo seguir adelante y no desmayar ante los golpes que nos da la vida.
Diego Ramiro Muñoz Rosero
viii
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TÉSIS IV
CARTA DE LA EMPRESA V
AGRADECIMIENTO VI
DEDICATORIA VII
ÍNDICE GENERAL VIII
ÍNDICE DE CONTENIDOS IX
ÍNDICE DE FIGURAS XV
ÍNDICE DE GRÁFICAS XVI
ÍNDICE DE TABLAS XVII
RESUMEN XVIII
SUMMARY XX
ix
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN 1
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
1.3 JUSTIFICACIÓN 2
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES 3
1.4.1.1 VARIABLE INDEPENDIENTE: 3
1.4.1.2 VARIABLE DEPENDIENTE: 3
1.5 MARCO DE REFEREMCIA 4
1.5.1 MARCO TEÓRICO 4
1.5.2 MARCO CONCEPTUAL 4
1.6 METODOLOGÍA 6
1.6.1 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN 6
1.6.2 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN 6
1.6.2.1 MÉTODO DE OBSERVACIÓN CIENTÍFICA 6
1.6.2.2 MÉTODO DEDUCTIVO 7
1.6.2.3 MÉTODO DESCRIPTIVO 7
1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 7
1.6.3.1 REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA 7
1.6.3.2 CHARLAS TÉCNICAS 8
1.7 TABLAS DE CONTENIDO 8
x
CAPÍTULO II
2. REACONDICIONAMIENTO DE POZOS 9
2.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTOS CON TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO. 9
2.1.1 EQUIPO BÁSICO DE UNA TORRE DE REACONDICIONAMIENTO 10
2.1.2 OPERACIONES DE REACONDIONAMIENTO CON TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO 11
2.1.2.1 OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD-UP) 11
2.1.2.2 TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS 12
2.1.2.3 OPERACIONES DE PESCA 13
2.2 TRABAJOS U OPERACIONES SIN TORRE DE REACONDICIONAMIENTO. 14
2.2.1 EQUIPOS UTILIZADOS EN OPERACIONES SIN TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO. 14
2.2.1.1 UNIDAD COILED TUBING 14
2.2.1.2 BOMBEADOR 16
2.2.1.3. CAMION CEMENTADOR 17
2.2.1.4 CAMION CISTERNA 18
2.2.1.5. FILTRADOR DE AGUA 19
2.2.2 OPERACIONES GENERALMENTE REALIZADAS SIN TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO. 20
2.2.2.1. ESTIMULACIÓN 20
xi
2.2.2.2. FRACTURAMIENTO 21
2.2.2.3. ACIDIFICACIÓN 21
CAPÍTULO III
3. ACIDIFICACIÓN DE ROCAS CARBONATADAS. 23
3.1 ACIDIFICACIÓN DE ROCAS ARENISCAS. 23
3.2 PRINCIPALES DIFERENCIAS ENTRE LA ACIDIFICACIÓN EN ARENISCAS
Y EN ROCAS CARBONATADAS: 24
3.3 REQUERIMIENTOS BASICOS DE UN ÁCIDO 25
3.4 PRINCIPALES TIPOS DE ACIDOS APLICADOS EN PROCESOS DE
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS 25
3.4.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS 25
3.4.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO 26
3.4.1.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO 27
3.4.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS: 28
3.4.2.1 ÁCIDO ACÉTICO 28
3.4.2.2 ÁCIDO ACÉTICO ANHIDRO 29
3.4.2.3 ÁCIDO CÍTRICO 29
3.4.2.4 ÁCIDO FÓRMICO 30
3.5 ADITIVOS UTILIZADOS EN PROCESOS DE ACIDIFICACIÓN 31
3.5.1 INHIBIDORES. 31
3.5.1.1 LOS TIPOS DE CORROSIÓN QUE PRODUCEN LOS ÁCIDOS SON 32
xii
3.5.1.2 FUNCIONAMIENTO DE UN INHIBIDOR Y SU EFECTO SOBRE
OTROS QUÍMICOS 33
3.5.2 RETARDADORES 33
3.5.3- SURFACTANTES 35
3.5.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN 36
3.5.5 AGENTES DIVERGENTES 36
3.5.5.1 DIVERGENTES MECÁNICOS 37
3.5.5.2 BOLITAS DE SELLO 37
3.5.5.3 SÓLIDOS 38
3.5.6 AGENTES CONTROLADORES DE BACTERIAS 39
3.6 DAÑO DE FORMACIÓN 40
3.6.1 DAÑO SOMERO DE FORMACIÓN 41
3.6.1.1 REVOQUE 42
3.6.1.2 SOLIDOS BOMBEADOS AL POZO 43
3.6.1.3 INCRUSTACIONES 43
3.6.1.4 FILTRADO DE CEMENTO 45
3.6.2 DAÑOS DE PENETRACIÓN MODERADA 46
3.6.3 DAÑO PROFUNDO 46
CAPÍTULO IV
4. CARACTERISTICAS DEL POZO SELECCIONADO PARA EL ESTUDIO (POZO
MONO-09) 47
xiii
4.1 GENERALIDADESDE LA FORMACIÓN HOLLÍN PRINCIPAL DE LA CUAL
PRODUCE EL POZO MONO-09 SOMETIDO AL ESTUDIO 50
4.2 PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SELECCIONADO 51
4.3. APLICACIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO MONO-09
55
4.4. EXPLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO. 56
4.4.1- PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DEL EQUIPO. 56
4.4.2- LIMPIEZA DEL TUBING Y DE LAS PERFORACIONES DEL CASING. 57
4.4.3- ESTIMULACIÓN DE LA FORMACIÓN 60
4.5. RESULTADOS DEL PROCEDIMIENTO 63
4.6. CARACTERISTICAS DEL POZO SACHA-123 66
4.7. GENERALIDADES DE LA FORMACIÓN NAPO DE LA CUAL PRODUCE EL
POZO SACHA-123 69
4.7.1. ARENIZCA “U” 69
4.7.2. ARENISCA “T” 70
4.8. PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SACHA-123 72
4.9. APLICASIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO SACHA-123
74
4.9.1. EXPLICASIÓN DEL PROCESO 74
4.9.2. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA OPERACIÓN. 78
4.9.3. RESULTADOS DEL PROCESO 79
xiv
4.10. ANÁLISIS COMPARATIVO DE RESULTADOS DE LA OPERACIÓN DE
ACIDIFICACIÓN DEL POZO MONO-09 (OBJETO DE ESTE ESTUDIO) Y DEL
POZO SACHA-123 (SOMETIDO A LA MISMA OPERACIÓN). 82
4.11. SEGURIDAD PERSONAL Y DE MEDIO AMBIENTE APLICADA EL LAS
OPERACIONES 84
4.11.1. MEDIO AMBIENTE 84
4.11.2. SALUD Y SEGURIDAD 84
CAPÍTULO V
5. CONCLUCIONES 86
5.1. RECOMENDACIONES 87
BIBLIOGRAFIA 88
GLOSARIO DE TERMINOS 89
xv
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1: TORRE DE REACONDICIONAMIENTO 10
FIGURA 2: UNIDAD COILED TUBING 15
FIGURA 3: EQUIPO COILED TUBING 16
FIGURA 4: EQUIPO BOMBEADOR 17
FIGURA 5: CAMIÓN CEMENTADOR 18
FIGURA 6: CAMIÓN CISTERNA 19
FIGURA 7: FILTRADOR DE AGUA 20
FIGURA 8: CAMPOS EXISTENTES EN EL BLOQUE 7 47
FIGURA 9: DIAGRAMA DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO MONO-09 49
FIGURA 10: GEOLOGÍA DE LA FORMACIÓN HOLLÍN 51
FIGURA 11: UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA 66
FIGURA 12: DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA-123 68
FIGURA 13: ESTRATIGRAFÍA DE LA FORMACIÓN NAPO 71
FIGURA 14: DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS DE ESTIMULACIÓN EN UNA
LOCACIÓN 78
FIGURA 15 DESCRIPCIÓN DEL BHA DE LA UNIDAD COILED TUBING 79
xvi
ÍNDICE DE GRÁFICAS
CRÁFICA 1: VELOCIDAD DE REACCIÓN DEL ÁCIDO EN CALIZAS Y
DOLOMITAS 33
GRÁFICA 2: CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO MONO-09 52
GRÁFICA 3: CURVA DE INCREMENTO DE RODUCCIÓN POZO MONO-09 64
GRÁFICA 4: CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DEL
POZO SACHA-123 72
GRÁFICA 5: SECUENCIA DE BOMBEO 77
GRÁFICA 6: CURVA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN LUEGO DE LA
ESTIMULACIÓN 81
xvii
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO MONO-09 48
TABLA 2: DATOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN PROMEDIA
MENSUAL DEL POZO MONO-09 EN EL PERÍODO 2008 53
TABLA 3: MEZCLA UTILIZADA PARA LIMPIEZA DE TUBING Y
PERFORACIONES EN LA ESTIMULACIÓN 58
TABLA 4: MEZCLA UTILIZADA COMO COLCHON LIMPIADOR 60
TABLA 5: MEZCLA DE UTILIZADA PARA ESTIMULAR LA FORMACIÓM 61
TABLA 6: SECUENCIA DE BOMBEO DE FLUIDOS EN LA ESTIMULACIÓN 61
TABLA 7: CUADRO COMPARATIVO DE RESULTADOS DE LA OPERACIÓN
DEL POZO MONO-09 63
TABLA 8: INCREMENTO DE PRODUCCIÓN POZO MONO-09 65
TABLA 9: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO SACHA-123 67
TABLA 10: DATOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 123 73
TABLA 11: CUADRO COMPARATIVO DE RESULTADOS DEL PROCESO DEL
POZO SACHA-123 80
TABLA 12: TABLA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 123 82
TABLA 13: CUADRO COMPARATIVO DE RESULTADOS DEL PROCESO EN EL
POZO SOMETIDO AL ESTUDIO Y EL ESOGUIDO COMO MODELO
COMPARATIVO 83
xviii
RESUMEN
La siguiente tesis tiene como objetivo principal el estudio de un proceso de
acidificación en un pozo productor de petróleo del oriente ecuatoriano, en base a los
datos de declinación de producción del pozo, en el período 2010, para determinar si
tuvo resultados favorables, para lo cual consta de cinco capítulos que harán referencia a:
En el CAPÍTULO I se definen los objetivos, justificación del tema y los métodos de
estudio que se van a utilizar en la tesis.
En el CAPÍTULO II se presenta una explicación sobre lo que es el reacondicionamiento
de pozos ya que a una acidificación se la considera como una operación de
reacondicionamiento. De la misma manera se describen los equipos que se utilizan en
estas operaciones.
En el CAPÍTULO III se describen los ácidos utilizados en las operaciones de
acidificación, así como también los aditivos químicos utilizados. De la misma manera
se realiza una descripción de los tipos de daños que se generan en las formaciones
petrolíferas, razones por las cuales se aplican los procesos de reacondicionamientos.
En el CAPÍTULO IV se describen las características del pozo sometido al estudio,
además se realiza la descripción detallada del proceso de acidificación que se aplicó en
el mismo. De la misma manera se expondrán los resultados del proceso.
xix
Finalmente en el CAPÍTULO V se presentan algunas conclusiones y recomendaciones
de acuerdo a esta tesis.
xx
SUMMARY
The following thesis will have as main objective the study of a process of acidizing in
an oil well in the eastern of Ecuador, based on data from well production decline in the
period 2010 to determine if they had favorable results, for which consists of five
chapters which refer to:
In CHAPTER I, it is defined the objectives, justification for the subject and study
methods to be used in the thesis.
In CHAPTER II, it is made an explanation of what the workover, because of acidizing
is considered as part of workover operations. Besides it describes the equipment used in
these operations.
In CHAPTER III is a description of the acids used in the operations of acidizing, as well
as the chemical or additives used. In the same way a description of the types of damage
generated in the oil formations, and the reasons for applying workover process.
In CHAPTER IV, it describes the characteristics of the well to be study, it is detailed
the description of the acidizing process that was applied in the oil well. In the same way
it presents the results of the process.
Finally in Chapter V, it shows the conclusions and recommendations according to this
thesis.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
La acidificación se cuenta entre las técnicas más antiguas de los procesos de
estimulación de pozos la cual es altamente utilizada hasta la actualidad con el fin de
incrementar, mantener o impedir que la producción de pozos petroleros decaiga.
Este proceso de acidificación consiste básicamente en una limpieza o lavado que se
realiza de la formación, y en ciertos casos del equipo de fondo del pozo, esto a causa de
taponamientos que se ocasionan en la formación por distintas causas, siendo una de
ellas la acumulación de carbonatos ya que los yacimientos petrolíferos en especial los
del oriente ecuatoriano se encuentran formados en su mayoría de agua de tipo salina, la
cual es rica en materia de tipo carbonatado, razón por la cual se los denomina a estos
yacimientos como acuíferos infinitos.
Este y otros problemas son los que dificultan la producción de petróleo, por lo que las
empresas operadoras se ven en la necesidad aplicar este y otros tipos de procesos con el
fin de poder recuperar la mayor cantidad de petróleo posible de los yacimientos
petroleros.
2
1.1 OBJETIVO GENERAL
Estudiar la aplicación de una limpieza ácida, en un pozo productor del oriente
ecuatoriano, en base a los datos de declinación de producción del pozo en el período
2010, para determinar su factibilidad.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Estudiar brevemente los métodos de estimulación generalmente aplicados en
pozos productores de petróleo, haciendo énfasis un proceso de acidificación o
limpieza ácida de la formación.
Estudiar las características y los problemas que han provocado la caída de
producción de petróleo del pozo seleccionado para el estudio.
Determinar en qué porcentaje sube la producción del pozo productor de petróleo
seleccionado para el estudio luego de haber sido sometido a la acidificación.
1.3 JUSTIFICACIÓN
La realización de esta tesis tendrá por objetivo suministrar información acerca de
procesos de estimulación que pueden ser confiables y ser aplicados en pozos
productores de petróleo del oriente ecuatoriano, haciendo énfasis en procesos de
inyección de ácidos y aditivos químicos con el fin de incrementar y optimizar la
3
producción, esto mediante el estudio de la aplicación de un proceso de acidificación en
un pozo productor de petróleo del oriente ecuatoriano.
1.4 IDEA A DEFENDER
Si los pozos productores del Oriente Ecuatoriano no tuviesen el problema de
taponamiento en el fondo del pozo y sus vecindades, fuese más fácil y rápida la
recuperación del petróleo en aquellos yacimientos, por lo que un método de
acidificación ayuda a menorar estos problemas y a incrementar la producción de
petróleo.
1.4.1 Identificación de Variables
Las variables a ser consideraras son:
1.4.1.1 Variable Independiente:
Problema de taponamiento a nivel de las arenas productoras.
1.4.1.2 Variable Dependiente:
Más fácil y rápida recuperación del petróleo.
Incremento de la producción del petróleo.
4
1.5 MARCO DE REFEREMCIA
En este punto se detallará de manera general las definiciones básicas a ser utilizadas.
1.5.1 Marco Teórico
Este proceso de acidificación matricial consiste en la inyección de fluidos ácidos
debidamente tratados a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, con el
fin de incrementar la porosidad y permeabilidad de la formación productora, mediante
una limpieza o lavado de la formación, removiendo daños más comunes como por
ejemplo incrustaciones (taponamiento de los poros de la formación productora por
impurezas), o un revoque (invasión de fluidos durante trabajos de perforación los cuales
se adhieren a la pared del poro reduciendo de esta manera el caudal del fluido), entre
otros tipos de daño de formación, logrando así incrementar la producción del pozo.
1.5.2 Marco Conceptual
Yacimiento: Es un volumen de roca saturada de fluidos ya sean estos
hidrocarburos líquidos, gaseosos o agua.
Ácido: Se define como cualquier compuesto químico que, cuando se disuelve en
agua, produce una solución con una actividad de catión hidronio mayor que el
agua pura, esto es, un pH menor que 7.
5
Rocas Areniscas: Roca detrítica compuesta por partículas cuyo tamaño está
comprendido entre 2 mm y 1/16 mm. Estas partículas son mayoritariamente
minerales resistentes a la meteorización (cuarzo principalmente, micas,
feldespatos y óxidos) y fragmentos de rocas. Cuando no están cementadas se
denominan arenas.
Rocas Carbonatadas: Roca Carbonatada es aquella que está formada por más
del 50% de minerales carbonatados (aragonito, calcita alta en Mg, calcita baja en
Mg, dolomita, otros).
Cañoneo de Pozos o Perforaciones: El cañoneo es el proceso de crear abertura
a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer
comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas
para hacer este trabajo se llaman cañones.
Estimulación de Pozos: Son aquellos trabajos efectuados en el pozo con el fin
de restaurar o aumentar su producción de hidrocarburos mediante el uso de
algún dispositivo mecánico o mediante el estímulo de la formación que ocasione
el aumento de la permeabilidad, en la misma.
6
1.6 METODOLOGÍA
A continuación se detallarán los diferentes métodos y tipos de investigación que se
emplearon en el presente trabajo.
1.6.1 Diseño o tipo de investigación
De tipo inductiva deductiva, basada en la recolección de datos para su tratamiento,
análisis y esquematización con el fin de ofrecer un comprendido básico para su
entendimiento por parte del personal involucrado en estos procesos.
1.6.2 Método de investigación
Para la elaboración de esta tesis se emplea los siguientes métodos:
1.6.2.1 Método de observación científica
Este método se lleva a cabo mediante pasantías y prácticas realizadas en el campo que
son necesarias para adquirir conocimientos, para poder cumplir con los objetivos
planteados en la investigación.
7
1.6.2.2 Método deductivo
Recopilar toda la información posible con respecto al presente tema de investigación en
empresas, bibliotecas, internet, la cual nos ayude al desarrollo eficiente de la
investigación.
1.6.2.3 Método descriptivo
Se registrará y detallara el proceso aplicado y los resultados de la operación para
posteriormente analizarlos e interpretarlos para determinar si tuvo éxito o no.
1.6.3 Técnicas de investigación
Las técnicas de investigación a utilizarse en este estudio son:
1.6.3.1 Revisión de literatura especializada
Utilizaré información disponible de operaciones de acidificación que realiza la
compañía de servicios petroleros BJ SERVICES COMPANY (BAKER HUGHES)
dentro de nuestro país el Ecuador, así como también de operaciones de acidificación en
otros países. Y por último me facilitaré de información proveniente de revistas,
catálogos y manuales de operación.
8
1.6.3.2 Charlas técnicas
Aplicaré conocimientos adquiridos a lo largo de mi carrera universitaria, así como
también de los cursos y charlas a las que he asistido.
1.7 Tablas de contenido
Declaración
Agradecimiento
Contenido
Índice de figuras
Índice de tablas
Resumen
Summary
9
CAPÍTULO II
2. REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
El reacondicionamiento de pozos son trabajos destinados a mejorar las condiciones y
niveles de producción de un pozo petrolero, comprendiendo estos en trabajos de
reparación de la completación del pozo (Operaciones con torre de reacondicionamiento)
o en trabajos de estimulación, fracturamiento, acidificación, entre otros (Trabajos sin
torre de reacondicionamiento).
En pocas palabras se puede decir que las operaciones de reacondicionamiento son todas
aquellas en las cuales se realizan después de que el pozo ha sido perforado y puesto en
producción, esto a causa de distintos factores tales como solucionar problemas de caída
de producción, taponar el pozo cuando se ha decidido abandonarlo o ya sea para realizar
actividades de taponamiento o aislamiento de una zona productora, en fin pueden existir
un sin número de causas las cuales conlleven a realizar operaciones de
reacondicionamiento.
2.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTOS CON TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO.
Estos trabajos de reacondicionamiento según Quiroga. K en su libro: Pruebas de
completación y Reacondicionamiento de Pozos “son operaciones complejas donde se
requiere en ciertos casos extraer parte de la completación del pozo, con el fin de
10
repararla o reemplazarla” (145), por lo que se requiere necesariamente la ayuda o apoyo
de una torre la cual es denominada como de reacondicionamiento.
FIGURA 1
TORRE DE REACONDICIONAMIENTO
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
2.1.1 EQUIPO BASICO DE UNA TORRE DE REACONDICIONAMIENTO
TORRE (Chivo)
TANQUES (Agua de matado)
CASETA DE QUÍMICOS
11
CASA DEL PERRO
2.1.2 OPERACIONES DE REACONDIONAMIENTO CON TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO
Las operaciones de reacondicionamiento con torre de más típicas que se realizan son las
siguientes:
OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRESIÓN (BULD-UP).
TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS DE CEMENTACION PRIMARIA
SECUNDARIA Y EN OTRAS CIRCUNSTANCIAS.
OPERACIONES DE PESCA.
2.1.2.1 OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD-UP)
Esta operación de campo se la realiza con la finalidad de determinar diferentes
parámetros, tanto del pozo como de la formación de la cual se encuentra produciendo el
mismo, siendo estos los siguientes: Puede determinar el daño formación, la pérdida de
permeabilidad, el índice de productividad del pozo, la presión del yacimiento entre
otros.
Los métodos que generalmente son utilizados en pruebas de presión principalmente en
Petroecuador según Quiroga.K en su libro: Pruebas de completación y
Reacondicionamiento de Pozos “son el de Horner, MDH y el de derivadas”(178).
12
Esta operación consiste en bajar bombas de presión mientras el pozo se encuentra
fluyendo efectuando paradas de estas herramientas a diferentes tiempos y distancias,
generalmente entre 10 minutos cada 2000 pies.
Una vez que estos elementos de presión se encuentran a la máxima profundidad, se
registra presiones de fondo fluyente del pozo durante un tiempo conveniente el mismo
que se aprovecha generalmente para efectuar una prueba de producción del pozo.
Concluido el tiempo de flujo se cierra el pozo y se inicia la restauración de presión del
mismo durante un tiempo también considerable y al final de la restauración de presión
se sacan los elementos de presión de igual manera como se los bajo es decir con paradas
y tiempos preestablecidos que normalmente son los mismos de los de bajada.
Finalmente al concluir el BUILD-UP la herramienta es sacada del pozo y este es
abierto para que continue produciendo.
2.1.2.2 TOMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS
La toma de registros eléctricos es el monitoreo o una grabación de las características de
las formaciones perforadas, por medio de aparatos de medición (herramientas) en el
hoyo del pozo.
Se la considera según Schlumberger en su manual: Curso de rehabilitación de pozos
“como una operación de reacondicionamiento y se la aplica con el fin de detectar varios
13
parámetros como por ejemplo las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y
del pozo tanto en una cementación primaria o sea que se hace fijar una tubería de
revestimiento en el pozo luego de ser perforado” (230),es decir que sirve para evaluar la
cementación realizada.
En cambio cuando se hace trabajos de cambio de zona productora se efectúa trabajos de
cementación forzada (SQUEEZE), para aislar zonas no productoras posiblemente a
consecuencia de un alto corte de agua de la formación por lo cual se ha decidido
abandonar la zona.
2.1.2.3 OPERACIONES DE PESCA
Se realiza esta operación cuando se presentan problemas durante trabajos normales de
reacondicionamiento a causa de circunstancias imprevistas en las herramientas de
trabajo que más tarde pueden ser deducidas como un grave problema y obstáculo para el
éxito del trabajo que se está realizando.
Como pesca podemos decir que es la recuperación de tubería aprisionada,
empaquetaduras o equipo suelto o caído en el pozo durante la operación, causado
posiblemente por falla mecánica, corrosión de las herramientas del pozo o por desgaste
de las mismas, ya que cualquier equipo puede fallar en el momento de una operación de
campo accidentalmente pese a los extremos cuidados que se estén aplicando, también se
puede ocasionar por operar con exceso de peso o sobrecarga.
14
2.2 TRABAJOS U OPERACIONES SIN TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO.
Son trabajos más rápidos y sencillos por lo que no es necesario la utilización de una
torre de reacondicionamiento, ya que por lo general no son trabajos en los que se deba
modificar la completación del pozo sino que más bien son técnicas usadas con el fin de
mejorar o generar patrones de flujo en el reservorio con el fin de incrementar la
producción del pozo mediante la inyección de fluidos siendo estos trabajos los
siguientes: Estimulación, donde comprende el fracturamiento de la formación y la
acidificación de la misma, entre otros.
2.2.1 EQUIPOS UTILIZADOS EN OPERACIONES SIN TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO.
Los quipos utilizados en operaciones de reacondicionamiento sin la ayuda de una torre
de reacondicionamiento son:
2.2.1.1 UNIDAD COILED TUBING
Esta es una unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta
continua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones, consta principalmente de una
cabeza inyectora, de un carrete de tubería, válvulas de seguridad (BOP), una unidad de
potencia hidráulica la cual permite el bombeo de diferentes tipos de fluido al pozo y
finalmente una consola de controles.
15
FIGURA 2
UNIDAD COILED TUBING
Fuente: Halliburton
Realizado por: Diego Muñoz R.
Este equipo es muy conveniente y altamente utilizado ya que según Schlumberger en su
manual: Curso de rehabilitación de pozos: “implica un menor tiempo de trabajo en el
pozo al no necesitar de un taladro de reacondicionamiento para ser utilizado, además
que es idóneo para trabajar con altas presiones y mantener una circulación de fluidos
mientras se saca o se baja en el pozo” (96).
16
FIGURA 3
EQUIPO COILED TUBING
Fuente: Halliburton.
Realizado por: Diego Muñoz
2.2.1.2 BOMBEADOR
Este bombeador es un equipo utilizado para bombear diversos tipos de fluidos tales
como petróleo, lechadas de cemento, ácidos, etc, por lo que debido a su capacidad de
bombeo es utilizado para realizar diversos trabajos tales como estimulación, pruebas de
presión, acidificación, etc.
Este equipo está montado sobre un trailer cama alta y consta de un sistema de bombeo
de alta presión, un sistema de sobrealimentación, un sistema de monitoreo de caudal y
presión.
17
FIGURA 4
EQUIPO BOMBEADOR
Fuente: Halliburton
Realizado por: Diego Muñoz R.
2.2.1.3. CAMIÓN CEMENTADOR
El cementador es un equipo utilizado para preparar y bombear diversos tipos de mezcla
de cemento, píldoras densificadas, píldoras gelificadas, etc. Debido a su capacidad de
bombeo es utilizado también para realizar trabajos de estimulación, pruebas de presión,
etc.
Este equipo está montado sobre un trailer y consta de un sistema de bombeo de alta
presión, un sistema de recirculación para la mezcla de cemento y sobrealimentación; y
un sistema de monitoreo de caudal, presión y densidad.
18
FIGURA 5
CAMIÓN CEMENTADOR
Fuente: BJ services.
Realizado por: Diego Muñoz R
2.2.1.4 CAMIÓN CISTERNA
Este camión posee un tanque de cuatro compartimientos o secciones aisladas unas de
otras para poder realizar las diferentes mezclas químicas, dos secciones tienen una
capacidad de 3000 galones y las otras secciones de 2000 galones cada una, un total de
10000 galones de capacidad.
19
FIGURA 6
IMAGEN DE UN CAMIO CISTERNA
Fuente: BJ Services
Realizado por: Diego Muñoz R.
2.2.1.5. FILTRADOR DE AGUA
Esta unidad sirve para filtrar el agua que traen los Vaccum, la cual debe estar limpia y
sin sólidos en suspensión para poder realizar las mezclas químicas y evitar un daño a la
formación mayor. Toda el agua utilizada en el tratamiento debe ser filtrada con esta
unidad para ser utilizada.
20
FIGURA 7
FILTRADOR DE AGUA
Fuente: Halliburton.
Realizado por: Diego Muñoz R.
2.2.2 OPERACIONES GENERALMENTE REALIZADAS SIN TORRE DE
REACONDICIONAMIENTO.
Las operaciones que generalmente se realizan sin una torre de reacondicionamiento son
las siguientes:
ESTIMULACIÓN
FRACTURAMIENTO
ACIDIFICACIÓN
2.2.2.1. ESTIMULACIÓN
Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un
sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para
21
facilitar el flujo de fluidos desde la formación hasta el pozo, provocando un alivio en la
columna hidrostática del mismo facilitando la llegada del petróleo hasta la superficie.
Esta estimulación se la puede hacer mediante un fracturamiento de la formación o
mediante un proceso de acidificación.
2.2.2.2. FRACTURAMIENTO
Un trabajo de fracturamiento de un pozo consiste según Quiroga. K en su libro: Pruebas
de completación y reacondicionamiento de pozos “en la inyección de un fluido a
presión denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la
roca que se quiere fracturar, expuesta en la cara del pozo, para lograr la falla de la
misma, es decir, hasta fracturar o hacer fallar la formación” (195).
Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del
petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. También se
utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco consolidadas y para
atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación (asfáltenos,
parafinas y arcillas migratorias).
2.2.2.3. ACIDIFICACIÓN
La acidificación matricial es una operación de campo que se realiza con el fin de
mantener, recuperar e incrementar la producción de un pozo que ha declinado su
22
producción debido al desgaste de energía natural que sufren los yacimientos, por la
pérdida de presión, esto debido a posibles malos manejos en las operaciones de
perforación, al utilizar un lodo inadecuado para atravesar zonas productoras las cuales
son porosas y permeables, o en operaciones de reparación de pozos, donde el agua de
matado que se ha utilizado en las operaciones antes mencionados invaden la zona
productoras provocando daños de las características petrofísicas como de la porosidad y
permeabilidad de la formación productora.
Este proceso de acidificación matricial consiste en la inyección de fluidos ácidos
debidamente tratados a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, con el
fin de incrementar la porosidad y permeabilidad de la formación productora, mediante
una limpieza o lavado de la formación, removiendo daños más comunes como por
ejemplo incrustaciones (taponamiento de los poros de la formación productora por
impurezas), o un revoque (invasión de fluidos durante trabajos de perforación los cuales
se adhieren a la pared del poro reduciendo de esta manera el caudal del fluido), entre
otros tipos de daño de formación, logrando así incrementar la producción del pozo.
23
CAPÍTULO III
3. ACIDIFICACIÓN DE ROCAS CARBONATADAS.
Gran parte del petróleo y gas del mundo proviene de formaciones de rocas carbonatadas
las cuales están compuestas de calizas (CaCO3) y dolomita [CaMg(CO3)2 , combinadas
con materiales calcáreos (CaCO3).
El principal método para estimular formaciones de rocas carbonatadas consiste en
inyectar una solución de ácido el cual disuelve parte de la formación la cual puede
desprenderse como gas de la formación, aumentando la capacidad de flujo en la
formación, es decir que el ácido entra en las en fracturas naturales de la formación,
aumentando su ancho y su conductividad. Si la formación ha sido fracturada (porosidad
y permeabilidad artificial) antes de realizar la limpieza acida el proceso será más
sencillo ya que se necesitará menor presión de inyección debido a que el ácido tiene
mayor facilidad de movimiento por fracturas que por los espacios porosos que
originalmente tiene la formación.
3.1 ACIDIFICACIÓN DE ROCAS ARENISCAS.
La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo,
dióxido de silicio (SiO2) enlazadas entre sí mediante varios tipos de materiales de
cementación, particularmente carbonatos, sílice y arcillas, para lo cual se utiliza ácido
fluorhídrico, siendo su concentración determinada en laboratorio según la cantidad de
24
material calcáreo presente en la formación mediante análisis de cores y testigos
extraídos de la formación.
En conjunto con el ácido fluorhídrico se utiliza al ácido clorhídrico teniendo como
funciones las siguientes:
Actúa como convertidor para producir ácido fluorhídrico a partir de una sal de
amonio.
Disuelve el material soluble en ácido clorhídrico y evita así que el ácido fluorhídrico
se gaste demasiado rápido y preservarlo para las arcillas.
Previene la precipitación de fluoruro de calcio (CaF2).
3.2 PRINCIPALES DIFERENCIAS ENTRE LA ACIDIFICACIÓN EN
ARENISCAS Y EN ROCAS CARBONATADAS:
La acidificación en rocas de tipo areniscas resuelve el problema de daño de
formación, a diferencia que en rocas carbonatadas donde se crean nuevas grietas
o canales en dirección a la trayectoria del flujo del ácido.
En la acidificación de rocas carbonatadas, el daño se pasa por alto y el aumento
de la productividad es mediante la creación de nuevos canales de alta
conductividad generalmente llamados agujeros de gusano.
En la acidificación de areniscas, el ácido reacciona con los materiales que se
encuentren taponando la formación es decir con aquellos componentes que han
producido una reducción de la permeabilidad.
25
3.3 REQUERIMIENTOS BASICOS DE UN ÁCIDO
Los requerimientos que los ácidos deben tener tanto para formaciones carbonatadas con
para areniscas son:
Reaccionar con los minerales de la formación para dar subproductos los cuales
sean solubles.
Debe tener una capacidad inhibitoria.
Debe ser seguro para poder manejarlo.
Debe ser de bajo costo y de fácil disponibilidad.
3.4 PRINCIPALES TIPOS DE ACIDOS APLICADOS EN PROCESOS DE
REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
Los ácidos que mayor éxito han tenido en la industria petrolera para incrementar la
producción y la rentabilidad de pozos con problemas de daño de formación son:
3.4.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS
En la descripción de los ácidos orgánicos tenemos al ácido clorhídrico y al ácido
fluorhídrico los cuales son descritos a continuación.
26
3.4.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO
Químicamente está compuesto de gases de hidrógeno y cloro (antiguamente se lo
conocía como ácido muriático), el cual es incoloro y de olor desabrido e irritativo.
Se solubiliza en agua muy rápidamente hasta un límite de 43 % por peso a 60 ºF (15ºC),
y tiene un PH igual a 1, además tiene una gravedad específica de 1,160 y una densidad
de 9,67 lb/gal.
Su uso está ampliamente extendido debido a ser un ácido de fácil obtención
comercialmente y de bajo costo además de ser muy eficiente para incrementar la
permeabilidad de las formaciones.
Su principal desventaja es su alto poder de corrosión la cual puede ocasionar daños en el
pozo, tanto en tuberías como en el aluminio y los materiales cromados que se utilizan en
las bombas de subsuelo, por lo que la concentración a utilizar de este ácido depende de
las condiciones mecánicas del pozo, y de los ensayos de laboratorio a realizados en
cores o testigos, (muestras de la formación) de perforación.
Por lo general en rocas carbonatadas se utiliza una concentración de 15%-20% de ácido
clorhídrico (HCL), junto con un inhibidor de corrosión incorporado al mismo, mientras
que en formaciones de areniscas, se utilizan concentraciones mucho menores como de
5 a 7,5 %.
27
Su reacción química con rocas calizas es:
2HCL + CO3Ca − − − − − H2O + CO2 + Cl2Ca
La reacción con una dolomita es la siguiente:
4HCL + CaMg(CO3)2 − − − − − H2O + CO2 + Cl2Ca + Cl2Mg
3.4.1.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO
El ácido fluorhídrico (HF) según Bj services en su manual: Fundamentos de
acidificaciçon “es un líquido incoloro y venenoso, además de ser altamente corrosivo
por lo que se lo almacenarse en recipientes de plástico”(169).
El ácido fluorhídrico (HF) tiene la habilidad de disminuir las partículas de bentonita las
cuales son impurezas dejadas por el lodo durante la perforación, además de disolver las
arcillas (silicatos) y la arena (sílice), por lo que se puede decir que el ácido fluorhídrico
(HF) reacciona favorablemente con todos los componentes de las areniscas.
Sin embargo esto no sucede con rocas carbonatadas ya que al reaccionar con el
carbonato de calcio (CO3Ca) se produce fluoruro de calcio (FCa), el cual es un
producto indeseable, ya que provoca que las partículas removidas de la formación
vuelvan adherirse a la formación, razón por la cual se lo utiliza en conjunto con el ácido
28
clorhídrico, tanto para intensificar la velocidad de reacción como para solubilizar las
formaciones permanentemente.
La reacción del HF con el carbonato de calcio es la siguiente:
4HF + CO3Ca − − − FCa+ 2H2O + CO2
3.4.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS:
Estos ácidos se utilizan en la estimulación de pozos porque tienen una velocidad de
corrosión menor, y son más fáciles de inhibir a altas temperaturas, aunque las mezclas
de ácidos orgánicos se consideran corrosivas para la mayoría de los metales, la
velocidad de corrosión es mucho menor que la del ácido clorhídrico o fluorhídrico. Por
lo tanto, los ácidos orgánicos se usan cuando se requiere un prolongado tiempo de
contacto entre el ácido y la tubería.
Los ácidos orgánicos comúnmente utilizados son: Ácido acético, anhídrido cético,
crítico y fórmico.
3.4.2.1 ÁCIDO ACÉTICO
Es un ácido orgánico líquido incoloro, también llamado ácido glacial ya que en él se
forman cristales parecidos al hielo a temperaturas aproximadamente de 60ºF y se
29
solidifica a una temperatura de 48ºF (9ºC), además es soluble en agua a cualquier
proporción y con la mayoría de los solventes orgánicos.
Su composición química es:
CH3COOH.
Este ácido mezclado con agua es corrosivo para muchos metales, pero actúa más lento
que el ácido clorhídrico (HCl), por lo que se lo recomienda cuando debe estar en
contacto con el casing por varias horas y para proteger piezas de aluminio, cromo y
magnesio,sin embargo debido al alto costo de este ácido su uso está limitado a pequeñas
cantidades es decir sólo estrictamente para estos casos, además es un ácido que requiere
de muchas precauciones de seguridad al ser nocivo para los seres humanos al provocar
quemaduras del tejido pulmonar al ser inalado.
3.4.2.2 ÁCIDO ACÉTICO ANHIDRO
Este ácido es de similares características y propiedades que el ácido acético
convencional con la diferencia que este es utilizado en climas fríos ya que su punto de
congelación es menor al del acético siendo este de 2ºF (-17ºC)
3.4.2.3 ÁCIDO CÍTRICO
El ácido cítrico es según Bj Services en su manual: Fundamentos de acidificación “un
ácido orgánico granulado que se utiliza para “amarrar” las incrustaciones y
30
precipitaciones del hierro disuelto por lo que se lo conoce más comúnmente como
agente secuestrador” (145).
Las incrustaciones de hierro se encuentran normalmente en los revestidores y tuberías
de pozos viejos con mayor frecuencia, y algunas veces como el compuesto químico de
la roca de la formación misma.
Cuando las soluciones de ácido clorhídrico (HCl) entran en contacto con estos
depósitos, las incrustaciones de hierro se disuelven parcialmente, es decir que va
llevando los compuestos férricos en la solución, pero a medida que el pH se eleva por
encima de 2, el cloruro de hierro experimente cambios químicos y se precipita
nuevamente como hidróxido de hierro insoluble, ocasionando esto una nueva reducción
de la permeabilidad de la formación, es por este motivo que se lo usa en conjunto con el
ácido clorhídrico y fluorhídrico dependiendo de la cantidad de hierro que se encuentre
en la formación.
3.4.2.4 ÁCIDO FÓRMICO
Es un líquido incoloro, completamente miscible en el agua, además del alcohol y el éter,
pero inmisible en petróleo y es también conocido como ácido metanoico.
Su fórmula química es la siguiente:
COOHOH
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El ácido fórmico en relación con el ácido acético es más económico y además es más
fuerte, también es más corrosivo pero esto se produce en una forma uniforme en las
superficies de los metales sin producir corrosión de tipos picadura lo cual hace que este
problema no sea tan grave, además tiene un poder de disolución sobre los carbonato
intermedio entre el Ácido Acético y el Ácido Clorhídrico, teniendo aproximadamente
un 75% del poder del ácidoclorhídrico concentrado.
Este ácido se lo utiliza conjuntamente con el ácido clorhídrico (HCL) con el fin de
actuar como retardador en formaciones de alta temperatura, además reduce el daño y
fragilización del acero por presencia de hidrógeno, al ser este ácido inmisible al
hidrogeno.
3.5 ADITIVOS UTILIZADOS EN PROCESOS DE ACIDIFICACIÓN
Existen diversos aditivos utilizados en los procesos de acidificación los cuales cumplen
una función específica durante la estimulación de formaciónes y estos aditivos son:
Inhibidores, retardadores, surfactantes, reductores de fricciónes divergentes y agentes
para el control de bacterias.
3.5.1 INHIBIDORES.
Un inhibidor es un químico que retarda la corrosión la cual según el Ing. Calle L en su
libro: Química y caracterización del petróleo y productos básicos “Es la acción de
carcomer la tubería al encontrarse en contacto con un ácido” (121). Durante la corrosión
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ocurren dos tipos de reacciones químicas las cuales son primero las calizas reaccionan
con el ácido porque hay desprendimiento de gas, y segundo el acero reacciona con el
ácido porque hay movimiento de electrones por lo que en algunos casos en el acero
cubierto de ácido, se forma gas hidrógeno y en otros, se disuelve el hierro.
La cantidad de metal que se pierde durante un tratamiento ácido está en función de
cuatro factores principales que son:
TEMPERATURA:Una temperatura mayor a 200º F hace que la pérdida sea
mayor.
TIEMPO:Un tiempo de contacto más largo hace que la pérdida sea mayor.
CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO:Una concentración de ácido más alta hace
que la pérdida sea mayor.
GRADO DE LA TUBERIA: Según el grado de tubería se determina la
resistencia de la tubería y sus aleaciones.
3.5.1.1 LOS TIPOS DE CORROSIÓN QUE PRODUCEN LOS ÁCIDOS SON
UNIFORME: Pérdida uniforme de metal en toda la superficie.
PICADURA: La mayoría de la pérdida es en puntos que abarcan menos de la
superficie completa.
POR ESFUERZO: Corrosión que aumenta a causa de los esfuerzos internos o
externos
33
FRAGILIZACIÓN POR HIDRÓGENO: Cambio físico del acero que ocurre
bajo ciertas condiciones de corrosión.
3.5.1.2 FUNCIONAMIENTO DE UN INHIBIDOR Y SU EFECTO SOBRE
OTROS QUÍMICOS
Una capa de moléculas del inhibidor se debe adherir a la superficie del metal la cual
mantiene al ácido alejado de parte de la superficie y demora algunos de los pasos de la
corrosión.
3.5.2 RETARDADORES
La razón por la cual se retardan los tratamientos de ácido es para obtener una velocidad
de reacción más lenta con la formación de manera de alcanzar una penetración más
profunda del ácido vivo en las formaciones comúnmente de calizas y dolomitas.
Los factores que afectan la velocidad de reacción son la temperatura, presión, pureza de
la roca y agitación. En la siguiente figura se comparan las velocidades de reacción del
ácido en calizas y dolomitas:
34
GRÁFICA 1
VELOCIDAD DE REACCIÓN DEL ÁCIDO EN CALIZAS Y DOLOMITAS
Fuente: Manual de ácidos BJ services
Realizado por: Diego Muñoz
La velocidad de reacción del ácido en la formación se puede retardar cambiando las
propiedades del ácido. Los sistemas de ácido se pueden retardar con medios químicos o
físicos, o mezclando el HCl con un ácido orgánico.
Combinar HCl con ácidos orgánicos permite retardar con menos corrosión a
temperaturas más altas (mayores a 200º F (93º C)) y proporciona la capacidad de
secuestrar el hierro disuelto después de que el ácido ha penetrado en las formaciones de
carbonatos calientes.
Para retardar químicamente el ácido HCl se agregan surfactantes especiales designados
para retardar la velocidad de reacción en carbonatos de baja o alta temperatura, mientras
que para retardar físicamente el ácido HCl, se emulsiona el ácido con querosén o diesel
de tal manera que se logra el retardo mediante una fase externa del hidrocarburo que
rodea las gotitas del ácido, siendo hasta ahora este método el mejor medio de retardo.
35
3.5.3- SURFACTANTES
Un agente tensoactivo (surfactante) es una substancia que altera las propiedades de un
medio líquido en una superficie o en una interface, usualmente reduciendo la tensión
superficial o interfacial entre líquidos y sólidos, líquidos y líquidos, y líquidos y gases,
para de esta forma romper las emulsiones exixtentes.
Estos agentes tensoactivos se los emplean en la estimulación de pozos, completación de
pozos, y operaciones de reacondicionamiento para reducir la tensión superficial del
agua, sin embargo no se debe de considerar solamente su compatibilidad con la fase
acuosa (ácido, salmuera producida, fluido de reacondicionamiento, agua de la
formación, lodo, o filtrado de cemento), presente sino también con el crudo involucrado
en la formación.
Un agente tensoactivo debe ser capaz de:
1. Romper las emulsiones o evitar las emulsiones.
2. Romper el bloqueo por agua de los espacios de los poros.
3. Establecer características de humectabilidad favorables para la roca del
yacimiento (generalmente se prefieren las condiciones de humectado por agua).
Una formación humectada por agua tendrá una mayor permeabilidad al petróleo.
4. Desplazar el petróleo de las partículas y finos humectados por agua.
5. Ser soluble en el portador (o fluido de tratamiento).
6. No debe ser dañino para la formación.
36
7. Ser compatible con otros químicos que se encuentren en el pozo.
3.5.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN
Los agentes reductores de fricción se utilizan para suprimir la turbulencia y reducir la
presión por fricción de los fluidos cuando atraviesan los tubulares. Todos los reductores
de fricción que se emplean hoy en día son polímeros de cadena larga naturales o
sintéticos, pero no todos estos polímeros actúan eficazmente en la soluciones de
tratamiento con ácido. El ácido descompone algunos de estos polímeros muy
rápidamente, dejándole al agente muy pocas (si acaso alguna) de sus propiedades
reductoras de fricción.
3.5.5 AGENTES DIVERGENTES
Cuando estimule una formación en producción o pozos de inyección, distribuya los
fluidos de tratamiento por todo el intervalo de interés. Muchas formaciones tienen una
o más secciones cuya permeabilidad varía enormemente. Cuando se aplica un
tratamiento de estimulación con ácido en una formación que posee zonas de
permeabilidad variable, el ácido normalmente sigue la vía de menor resistencia. Por lo
tanto, si no se añade ningún tipo de divergente, solamente se logrará estimular las zonas
más permeables, quedando la zona restante prácticamente inalterada.
Para ayudar a obtener un tratamiento uniforme en todo el intervalo de interés, se pueden
usar cinco técnicas de distintas de divergencia:
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Divergentes mecánicos,
Bolillas de sello,
Sólidos,
Líquidos, y
Geles.
3.5.5.1 DIVERGENTES MECÁNICOS
Los divergentes mecánicos que se emplean normalmente comprenden los tapones
puente, obturadores y otros tipos de herramienta. Son herramientas que se pueden
colocar para aislar la zona de interés. Estos tipos de agentes divergentes son
generalmente los más eficaces para lograr una estimulación uniforme en toda la
formación. No obstante, por razones de costo, tiempo e incompatibilidad con las
condiciones del equipo, no siempre es posible utilizar estos divergentes mecánicos.
3.5.5.2 BOLITAS DE SELLO
Las bolitas de sello, llamados también “Select-O-Balls”, están generalmente hechas de
nylon, caucho duro, o nylon recubierto con caucho duro. Estas bolillas están diseñadas
para sellar temporalmente lo orificios del revestidor ocasionados por balas o chorros
(jets). Estas bolillas se inyectan generalmente en el fluido de tratamiento en su debido
momento. A medida que el fluido que lleva las bolillas de sello entra en los orificios de
cañoneo, la bolilla debe alojarse en el revestidor para bloquear el flujo de fluido. Una
vez detenido el fluido de inyección, la fuerza que sostiene la bolilla desaparece; y la
38
bolilla cae entonces al fondo del pozo. Las bolillas de sello vienen en diversos tamaños
y densidades. El tamaño de la bolilla depende del tamaño del orificio de cañoneo a
sellar, y la densidad del tipo de fluido de tratamiento que se vaya a utilizar. El uso de
las bolillas de sello puede ser un método de divergencia efectivo si se utiliza el tipo y
número de bolillas correcto. No obstante, no se recomienda usar bolillas de sello en los
pozos que presenten orificios de cañoneo no uniformes, revestidoresranurados, pozos
con empaque de grava y pozos con completaciones a hoyo abierto.
3.5.5.3 SÓLIDOS
Los sólidos crean una restricción en las secciones de la formación que aceptan fluido
más fácilmente. Dicha restricción obliga a que se fracturen las demás secciones de la
formación.
Estos sólidos deben reunir los siguientes parámetros para que se puedan usar como
materiales divergentes:
• Estos materiales deben ser solubles en petróleo, agua o ambos.
• La tasa de solubilidad de estos sólidos debe ser lo suficientemente lenta para que
el portador o fluido de tratamiento sólo disuelva una pequeñísima cantidad del
agente bloqueador al principio, pero lo suficientemente rápida en los fluidos
producidos para que se limpie al cabo de 20 horas o menos.
39
El tamaño de la partícula y la distribución de los agentes divergentes sólidos a menudo
determinan el tipo y la efectividad del bloqueo que se obtiene.Los bloqueos más
efectivos se logran usando una mezcla de partículas grandes y pequeñas. Las partículas
más grandes formarán un bloqueo dejando que las partículas más pequeñas lo revistan y
formen un tapón impermeable. Los agentes sólidos divergentes también deben ser
compatibles con todos los fluidos asociados al pozo que se va a tratar. En otras
palabras, no se debe usar un agente de bloqueo o divergente que reaccione en forma
indeseable con los fluidos de tratamiento o los fluidos de la formación.
3.5.6 AGENTES CONTROLADORES DE BACTERIAS
Las bacterias pueden ocasionar problemas en las operaciones del campo petrolero.
Aunque estas bacterias son extremadamente pequeñas (1,0 a 3,0 micras), el número
absoluto de bacterias puede provocar problemas de taponamiento en los pozos de
inyección. Generalmente, los peores problemas se derivan de los subproductos de los
procesos químicos de ciertos organismos. Algunas de estas bacterias que ocasionan
problemas son las (1) bacterias sulfatorreductoras, (2) bacterias productoras de limo, y
(3) bacterias del hierro.
La bacteria que más preocupa a los productores de petróleo es el organismo
sulfatorreductor. Esta bacteria, organismo anaeróbico, necesita una atmósfera libre de
oxígeno para difundirse. En esta condición anaeróbica, esta bacteria puede producir gas
de sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas puede entonces corroer las tuberías de metal.
Durante esta corrosión, se produce sulfuro de hierro (FeS). Este material es insoluble
40
en agua y actuará como agente obstructor. El familiar término agua negra se refiere a
una suspensión de sulfuro de hierro en agua. Este organismo se encuentra usualmente
en las áreas estancadas de los sistemas, en el fondo de fosas o tanques de
almacenamiento, y debajo de depósitos, tales como acumulaciones de incrustaciones,
que proporcionan un ambiente anaeróbico.
Otro tipo de bacteria que causa problemas es el organismo productor de limo. En
condiciones aeróbicas, hay varios tipos de bacterias capaces de producir grandes masas
de limo, que pueden provocar serios problemas de taponamiento. Estas bacterias
generalmente se encuentran donde el agua dulce o de superficie entra en contacto con el
agua producida.
Una bacteria muy común que causa problemas es la bacteria del hierro. Esta bacteria
es aeróbica; tiene la capacidad de oxidar el ión ferroso hidrosoluble en un ión férrico
insoluble en agua en sus procesos metabólicos. El problema al que conducen las
bacterias del hierro es el taponamiento de los pozos productivos, filtros y líneas de
superficie.
3.6 DAÑO DE FORMACIÓN
El daño ocasionado a la formación es una de las razones por las cuales muchos pozos
petroleros poseen una baja productividad. Este daño, a menudo expresado como skin,
(daño a la zona se produce cuando se altera la permeabilidad original de la formación
productora).
41
El daño a la formación es ocasionado por muchos factores, y puede ocurrir desde el
momento en que la formación es penetrada durante la perforación o en cualquier
momento durante la vida productiva del pozo.
Para seleccionar un tratamiento que solucionen estos problemas que han afectado la
permeabilidad original de la arena se debe saber exactamente cuál es el daño que
tenemos en la formación y cuáles son sus efectos, para esto el daño de formación se lo
clasifica en tres tipos, de acuerdo a la gravedad del daño y esto es por la profundidad a
la que ocurra, desde la cara del pozo, y son:
Daño somero o en el pozo, el cual ocurre de 0 a 2 pies.
Daño de penetración moderada, ocurrido de 2 a 12 pies y
Daño profundo, el cual se da a una profundidad >12 pies.
3.6.1 DAÑO SOMERO DE FORMACIÓN
El daño somero ocurre comúnmente durante la perforación de pozos nuevos y las
operaciones de rehabilitación. El daño somero o muy cerca del pozo se puede
categorizar atribuyéndolo a lo siguiente:
1. Revoque
2. Sólidos bombeados al pozo
a. Agua de inyección
b. Depósitos en la tubería de producción o de revestimiento
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3. Incrustaciones
4. Filtrados de cemento
3.6.1.1 REVOQUE
El revoque se forma cuando el lodo de perforación y otros sólidos invaden la formación
y crean un cilindro de poca permeabilidad alrededor del hoyo, reduciendo así el caudal
de fluido y gas hacia el pozo.
Este tipo de daño se forma en la cara de la formación y está constituido principalmente
por partículas de sólidos de los fluidos de perforación, llegando incluso algunas veces a
penetrar la formación, tapando los poros y las fracturas del sistema.
La profundidad de penetración es difícil de determinar, pero en general los sólidos no
penetran más de unos cuantas pulgadas, mientras que los fluidos de perforación
penetran más en la formación, la cual varía de acuerdo a la porosidad de la formación,
siendo esta en un orden de 1 ó 2 pies, hasta 7 u 8 pies.
Esta pérdida de lodo durante la perforación se da a causa de varios factores, tales como
el tiempo de contacto del fluido de perforación en la formación, por las propiedades del
fluido de perforación, y por las características de la formación.
Lo que ocurre para que se provoque este daño de formación es que antes de perforar el
pozo, el yacimiento se encuentra en equilibrio con sus propios fluidos. Como el filtrado
43
de los lodos de perforación es generalmente una especie de base de agua dulce distinta a
los fluidos de la formación, se perturba este equilibrio y se produce una adhesión de los
fluidos de perforación en las arcillas.
3.6.1.2 SOLIDOS BOMBEADOS AL POZO
Los sólidos que se bombean al pozo a través del sistema de inyección de agua ocasionan
un daño somero cuando no se emplean métodos de filtración, y se introducen fluidos
para rehabilitación sin filtrar, o sueltan las incrustaciones de la tubería de producción o
de revestimiento durante los trabajos de limpieza.
3.6.1.3 INCRUSTACIONES
Las incrustaciones son depositadas generalmente por aguas que atraviesan la tubería de
producción, revestimiento, equipo de producción, líneas de flujo, orificios de cañoneo,
matrices de la formación, y fracturas de la formación.
Estas deposiciones provenientes de la formación ocurren normalmente cuando se
disuelven grandes concentraciones de químicos en el agua y empiezan a precipitarse de
la solución para formar pequeños cristales, también cuando las aguas de composición
incompatible se mezclan en solución, además cuando ocurren cambios de temperaturas
y presiones del agua, y cuando ocurre evaporación.
Las incrustaciones más comunes son los carbonatos y sulfatos de calcio, estroncio y
bario. Otros depósitos que ocasionan problemas provienen del óxido de hierro, sulfuro
44
de hierro, sílice, sal y varias combinaciones de estos depósitos. Los hidrocarburos
parafínicos, que son los más problemáticos, están compuestos principalmente por
hidrocarburos de cadena larga.
3.6.1.3.1 PROCEDIMIENTO DE REMOCIÓN TÍPICO DE INCRUSTACIONES
1. Bombear un solvente como kerosén o un solvente aromático (xileno) para limpiar y
disolver los depósitos de sólidos orgánicos tales como parafina y residuos asfálticos.
2. Distribuir el solvente removedor de yeso por la incrustación de sulfato de calcio y
dejar en contacto con la incrustación durante 16 a 24 horas.
Nota: Detrás de la solución de tratamiento se puede utilizar un tapón de petróleo limpio
para reducir la posibilidad de que el fluido de desplazamiento irrumpa y contamine la
última porción de solvente.
3. Limpiar el solvente de yeso del pozo, y remover con ácido clorhídrico o ácido
acético las incrustaciones convertidas.
3.6.1.3.2 LOS PROCEDIMIENTOS TÍPICOS PARA PREVENIR LAS
INCRUSTACIONES EN EL CAMPO PETROLERO SON LOS SIGUIENTES:
1. Inhibir las incrustaciones con una mezcla química de ésteres fosfáticos orgánicos y
fosfonatos.
a. Prelavar con 10 a 20 barriles de salmuera liviana (2% KCl).
45
b. Inyectar una solución inhibidora de incrustaciones (un tambor por intervalo de 30
pies). Diluir cada tambor de inhibidor con aproximadamente 445 galones (10,5
barriles) de salmuera liviana.
c. Sobrelavar con 100 barriles de agua.
d. Cerrar el pozo durante 24 horas.
e. Volver a poner el pozo en producción.
2. Inhibir las incrustaciones con polímeros:
a. Acidificar la formación con 100 a 500 barriles de ácido HCl inhibido.
b. Bombear una solución inhibidora de incrustaciones consistente en 40 barriles de
agua dulce, 100 galones de HCl inhibido al 15%, tres tambores de inhibidor y 400
libras de cloruro de calcio.
c. Sobrelavar con 100 a 200 barriles de agua producida limpia.
d. Cerrar el pozo durante 24 horas.
3.6.1.4 FILTRADO DE CEMENTO
Los filtrados de cemento, son fluidos perdidos por las lechadas de cemento, las que
pueden formar precipitados con el agua de la formación, las cuales ocasionan bloqueo
por agua, o dañar e hinchar las arcillas.
46
3.6.2 DAÑOS DE PENETRACIÓN MODERADA
El daño de penetración moderada es más difícil y costoso de corregir que el daño
somero. Este tipo de daño es provocado por bloqueos por agua, desarrollo de bacterias,
re-precipitación de compuestos de fluoruro y hierro durante los tratamientos de ácido,
emulsiones, y liberación y migración de finos insolubles en ácidos.
3.6.3 DAÑO PROFUNDO
En ocasiones, el daño somero o el daño de penetración moderada pueden extenderse a
una distancia de más de 12 pies desde la cara del pozo lo que se conoce como daño
profundo, donde el tratamiento de fracturamiento es en general el medio más eficaz de
restablecer la conductividad de flujo en el pozo.
Los tratamientos de fracturamiento diseñados para producir fracturas cortas y anchas, y
los tratamientos de minifracturamiento están diseñados para recuperar la productividad
o inyectividad de aquellos pozos donde se sospecha que existe un daño profundo.
47
CAPÍTULO IV
4. CARACTERISTICAS DEL POZO SELECCIONADO PARA EL ESTUDIO
(POZO MONO-09)
El pozo seleccionado pertenece al campo Mono del bloque 7 ubicado en la provincia de
Orellana en el oriente ecuatoriano, actualmente operado por PETROAMAZONAS
desde el 16 de agosto del 2010 después de haberse dado como terminado el contrato con
la operadora de origen Francés Perenco Ecuador.
FIGURA 8
CAMPOS EXISTENTES EN EL BLOQUE 7
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
48
Este pozo produce un crudo de 27,7ºAPI el cual según la clasificación API se lo
considera un crudo mediano o medio, tiene un corte de agua del 10% y una producción
de petróleo de 112 BPPD.
A continuación tenemos un resumen del resto de datos de producción del pozo:
TABLA 1
DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO
ULTIMA PRODUCCIÓN TOTAL
(BFPD)
824 Bls
ULTIMA PRODUCCIÓN DE
PETRÓLEO (BPPD)
108 Bls
API 27,7
PRESIÓN DE RESERVORIO (Pr) 3500 Psi
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE
(Pwf)
450 Psi
PRESIÓN DE CABEZA (Pc) 100 Psi
Fuente: Petroamazonas EP.
Realizado por: Diego Muñoz R.
En su configuración tenemos un casing superficial de 10 ¾” de diámetro, con un peso
de 45.5 lb/ft y con un grado de tubería K-55 asentado a una profundidad de 2603´,
además un casing de producción de 7” de diámetro, con un peso de 26 lb/ft y un grado
de tubería N-80 asentado a una profundidad de 10637´ la cual es la profundidad total
medida a la cual se perforó el pozo.
49
En su completación en cambio tenemos una tubería de producción de 3 ½”, usando 334
juntas equivalente a una profundidad de 10305.02´, un packer de 7”x 2 7/8” el cual se
encuentra aislando Hollín principal de la arena U asentado a una profundidad de
10398.51´, una camisa deslizable se 3 ½ ”x 2.81” asentada 10326.44´ desde la
superficie, y un NO-GO de 3 ½ ” x 2.75” a 10359,25´, además como parte de la
completación encontramos en este pozo un sistema de levantamiento artificial
hidráulico tipo Jet para ayudar a la producción del petróleo hasta la superficie.
FIGURA 9
DIAGRAMA DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO.
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz.
50
4.1 GENERALIDADESDE LA FORMACIÓN HOLLÍN PRINCIPAL DE LA
CUAL PRODUCE EL POZO MONO-09 SOMETIDO AL ESTUDIO
La zona de la cual produce el pozo seleccionado para el estudio es la zona de Hollín
principal la cual según Marco Rivadeneira y otros en su libro: La cuenca oriente:
Geología y petróleo “Pertenece a la edad cretácica y está compuesta principalmente por
arenisca y lutita fluvial entrelazada depositada sobre una superficie erosionada de
material volcánico del jurásico y sobrepuesta por una sección de origen marino de la
arena adyacente Hollín Superior” (47). Esta formación se encuentra formada por tres
secciones que son: Relleno de valle, planicie entrelazada y planicie de costa.
La sección de relleno de valle es la parte más inferior de esta formación la cual tiene un
espesor variable de entre 0 a 125 pies, conformada por una mezcla de depósitos de
lutitas y arenas apiladas de ríos y deltas los cuales rellenan la superficie volcnicas del
período jurásico.
La sección de planicie entrelazada conforma la mayor parte de la formación Hollín
principal, la cual tiene un espesor de 25 a 450 pies y se encuentra formada por
apilamientos de arena y arenisca de canales entrelazados con poca presencia de lutitas,
además posee restos carbonaceos diseminados los cuales causan graves daños de la
formación la provocar escala en la misma además que causan alteraciones en las
respuestas del rayo gamma al registrar una arena relativamente arcillosa en vez de la
típica de alta porosidad que generalmente posee Hollín principal.
51
La sección de planicie de costa puede alcanzar hasta un espesor de hasta 50 pies, sin
embargo esta sección no siempre se encuentra presente, además cabe recalcar que posee
depósitos de baja energía como por ejemplo restos de arenas fluviales sinuosa y deltaica
y looditas, además de existir mayor presencia de lutitas que en la planicie entrelazada.
FIGURA 10
GEOLOGÍA DE LA FORMACIÓN HOLLIN
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
4.2 PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SELECCIONADO
El pozo sometido a estudio tiene un daño de formación de tipo penetración moderada
ya que se encuentra a 7,5 pies desde la matriz de la formación hasta las paredes del
pozo, siendo este daño según el manual de estimulación de BjServicesconsiderado
como de penetración moderada, ocasionado a causa de la presencia de escalas de
carbonato (CaCO3) presente en la formación, por el gran contenido de restos
carbonaceos acumulados y a la gran cantidad de agua de tipo salina presente en la
formación Hollín principal y por consiguiente no solo presenta taponamiento solamente
52
en la formación sino también presenta problemas de taponamiento a nivel de las
perforación y tubing lo cual ha causado una caída de la producción muy notable del
pozo.
A continuación se presenta la curva de declinación de producción del pozo:
GRÁFICA 2
CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
De igual manera a continuación se presentan los datos de producción del pozo donde se
puede apreciar cuantitativamente la caída de producción que experimenta el pozo, desde
el período 2008.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
14
-11
-20
07
1-6
-20
08
18
-12
-20
08
6-7
-20
09
22
-1-2
01
0
10
-8-2
01
0
26
-2-2
01
1
DECLINACION DE PRODUCCION POZO MONO 09 bfpd
53
TABLA 2
DATOS DE DECLINACIÓN PRODUCCIÓN PROMEDIA MENSUAL DEL
POZO EN EL PERÍODO 2008-2010
FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES
18/06/2008 1208 266
24/06/2008 1210 266
31/07/2008 1194 263
13/08/2008 1211 266
17/08/2008 1200 264
22/08/2008 1194 263
30/08/2008 1193 262
06/09/2008 1193 262
29/09/2008 1150 253
02/10/2008 1149 253
07/10/2008 1135 250
21/10/2008 1145 252
25/12/2008 1087 239
27/12/2008 1082 238
04/01/2009 1092 240
08/01/2009 1097 241
14/01/2009 1086 239
19/01/2009 1090 240
25/01/2009 1085 239
09/02/2009 1102 242
18/02/2009 1102 242
27/02/2009 1099 242
09/03/2009 1080 238
13/03/2009 1059 233
21/03/2009 1080 227
26/03/2009 1086 228
05/04/2009 1080 227
26/04/2009 1083 211
25/06/2009 1044 204
03/07/2009 1042 203
07/07/2009 1040 203
10/07/2009 1042 203
22/07/2009 1038 175
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
54
CONTINUACIÓN TABLA 2
DATOS DE DECLINACIÓN PRODUCCIÓN PROMEDIA MENSUAL DEL
POZO EN EL PERÍODO 2008-2010
FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES
04/10/2009 977 176
10/10/2009 995 179
19/10/2009 984 177
23/10/2009 982 177
30/10/2009 984 177
04/11/2009 988 178
10/11/2009 976 176
20/11/2009 986 177
24/11/2009 984 177
01/12/2009 994 179
05/12/2009 964 176
09/12/2009 980 177
21/12/2009 970 175
02/01/2010 964 174
14/01/2010 973 175
08/02/2010 969 174 En estos intervalos se realizo
02/03/2010 925 26 un build up el cual dio como
03/03/2010 753 80 resultado la precencia de escala
04/03/2010 794 105
05/03/2010 823 123
06/03/2010 829 135
07/03/2010 846 135
21/03/2010 890 133
28/03/2010 896 134
04/04/2010 910 136
10/04/2010 898 135
23/04/2010 883 132
30/04/2010 885 133
03/05/2010 888 133
10/05/2010 893 134
23/05/2010 875 131
04/06/2010 864 130
12/06/2010 861 129
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
55
CONTINUACIÓN TABLA 2
DATOS DE DECLINACIÓN PRODUCCIÓN PROMEDIA MENSUAL DEL
POZO EN EL PERÍODO 2008-2010
FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES.
12/06/2010 861 129
25/06/2010 843 126
04/07/2010 846 127
14/07/2010 837 126
20/07/2010 824 124
05/08/2010 831 124
19/08/2010 838 129
02/09/2010 817 124
24/09/2010 834 123
02/10/2010 817 120
12/10/2010 826 121
22/10/2010 825 120
26/10/2010 824 126
16/11/2010 828 122
25/11/2010 836 122
03/12/2010 830 121
06/12/2010 824 120
11/12/2010 804 117
15/12/2010 802 116
01/01/2011 824 108
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
4.3. APLICACIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO
MONO-09
El tratamiento consiste básicamente en una limpieza ácida utilizando un sistema
coiledtubing junto con una bomba tipo jet, con el fin de remover eficazmente el
taponamiento en las perforaciones del casing y los taponamientos en el tubing, y
posteriormente de la formación.
56
Cabe recalcar que con el fin de evitar posibles daños en la matriz de la formación, luego
de realizar las pruebas de inyectivilidad se determinó que durante la estumulación se
deberá comenzar a forzar a la formación a un caudal de 0.5 BPM a 2000 Psi de presión,
además estos resultados demuestran que la formación efectivamente se encuentra
taponada y que ha perdido su permeabilidad debido a la alta resistencia que presenta la
formación a la inyección de fluidos.
4.4. EXPLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO.
A continuación se detalla el procedimiento realizado y las mezclas aplicadas de
químicos y ácidos.
4.4.1- PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DEL EQUIPO.
1. Mover Unidad de CoiledTubing, Unidad de bombeo, tanque para mezcla y químicos
a la locación del pozo.
2. Determinar el programa de trabajo, el cual consiste en revisar el volumen de mezcla
del sistema y los químicos y fluidos a bombear.
3. Realizar reunión de seguridad con todo el personal en locación.
4. Preparar pozo para ser intervenido con unidad de CoiledTubing:
a. Reversar Bomba jet
b. Mantener la camisa de circulación abierta.
57
5. Armar unidad de CoiledTubing y probar realizando pruebas de presión a líneas de
superficie con 6,000 psi y PT-1 con 3,000 psi
6. Armar el siguiente BHA 1-11/16”: Conector Cuñas Internas, Doble válvula check,
desconector hidráulico y JetBLASTER (Driftslimy dos jets laterales de 0.125”).
RealizarPull Test al conector con 15,000 lbs.
7. Acoplar Cabeza Inyectora sobre BOP y realizar prueba de presión PT-2 con 3,000
psi.
8. Cambiar de fluido del CoiledTubing en superficie por Diesel proporcionado por el
cliente (capacidad CoiledTubing = 22.9 bbl). Realizar el set-up del sistema de
adquisición y activar el sistema de seguridad Coil SABER.
9. Iniciar a bajar lentamente el CoiledTubing hasta pasar las restricciones del cabezal
del pozo a una velocidad no mayor a 20 ft/min.
10. Bajar el CoiledTubing hasta 10,322.5 ft (camisa deslizable) a una velocidad no
mayor a 80 ft/min realizando pull test y romper circulación cada 3,000 ft.
4.4.2- LIMPIEZA DEL TUBING Y DE LAS PERFORACIONES DEL CASING.
11. Preparación de la siguiente mezcla para la limpieza del Tubing y de los perforados:
58
TABLA 3
MEZCLA PARA LIMPIEZA DE TIBING Y PERFORACIONES (ADEMAS DE
REMOVER POSIBLES INCRUSTACIONES EN LA CAMISA DESLIZABLE Y
NOGO).
DESCRIPCIÓN. VOLUMEN.
Agua fresca 585 gal
Cloruro de amonio 54 libras
Inhibidor de corrosión 2 gal
Ácido acético 56 gal
Agente quelante 42 libras
Surfactante 1 gal
Demulsificante 3 gal
Total: 646,8 galones = 15,4 barriles
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
12. Con retornos abiertos, bombear 15.4 bbl para limpieza del tubing y perforaciones de
Ácido Acético hacia la punta del CoiledTubing, desplazándolo con diesel.
13. Con el CoiledTubing frente a la camisa 10,322.52 ft (o en el tope de las
obstrucciones), iniciar el bombeo a un caudal de 0.8 BPM. En caso de encontrar grandes
obstrucciones bombear 1 bbl de ácido y esperar 10 minutos para que reaccione.
Nota: No aplicar más de 1,500 lbf de peso sobre la herramienta mientras se bombea y
no más de 3,000 lbf sin bombear.
59
14. En caso de no encontrar obstrucciones, mover el CoiledTubing a lo largo del tubing
realizando 2 pasadas desde 10,322.5 ft (camisa deslizable) a 10,410.1 ft (Bell Nipple)
moviéndolo a una velocidad de 15 ft/min a 0.8 BPM. (Volumen a bombearse = 9.4
bbls). Procurar limpiar depósitos de las camisas y NO-GO.
15. Terminada esta etapa de limpieza del tubing, continuar con la limpieza de la
Formación “Hollin principal”
16. Bajar el CoiledTubing hasta 10,490 ft. (Hasta el fin de las perforaciones) y bombear
la siguiente secuencia de fluidos conlos retornos abiertos en superficie.
17. Realizar 2 pasadas desde 10,490 ft. hasta 10,434 ft (comienzo de las perforaciones)
bombeando a 0.8 BPM y moviendo el CoiledTubing a 15 fpm. La cantidad de ácido
acético necesario para tal efecto es igual a 6 bbls.
18. Bajar nuevamente el CoiledTubing hasta 10,490 ft y realizar fondos arriba
bombeando diesel a 1 bpmmientras se inyecta en reversa fluido motriz del
sistemaPowerOil a un caudal de 3 bpmcon la finalidad de mejorar la circulación de
sólidos en suspensión. Bombear en total 28 bbl de diesel por el CoiledTubing y 84 bbl
de fluido motriz.
60
4.4.3- ESTIMULACIÓN DE LA FORMACIÓN
19. Una vez removidas las impurezas de la tubería y perforaciones y luego de circular
todos los sólidos removidos se procede a la estimulación de la formación, para lo cual
se realizan las siguientes mezclas:
TABLA 4
MEZCLA DEL COLCHÓN LIMPIADOR
DESCRIPCIÓN VOLUMEN
Xileno 240 gal
Solvente mutual 30gal
Ácido acético 30 gal
Total: 210galones = 5 barriles
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
61
TABLA 5
MEZCLA PARA LA REMOCIÓN DE ESCALA EN LA MATRIZ DE LA
FORMACIÓN (ÁCIDO ACÉTICO)
DESCRIPCIÓN VOLUMEN
Agua fresca 378gal
Cloruro de amónio 37lbs
Inhibidor de corrosión 1 gal
Ácido acético 39 gal
Agente quelante 29 lbs
Surfactante 1 gal
Demulsificante 2 gal
Total: 450 gal = 10,7 barriles
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R
20. Colocar el CoiledTubing en el último perforado el cual se encuentra a 10,490 ft y
bombear la siguiente secuencia de fluidos con los retornos abiertos en superficie:
TABLA 6
SECUENCIA DE BOMBEO DE FLUIDOS EN LA ESTIMULACIÓN
ETAPA FLUIDO SISTEMA VOLUM
EN(Bls)
CAUDAL
(Bls/min)
1 Preflujo de ácido Colchón limpiado 5.0 0.50
2 Tratamiento
principal
Ácido acético 10.7 0.50
3 Desplazamiento Agua de
formación
22.9 0.50
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R
62
21. Cuando el CleanSweep llegue a la punta del CoiledTubing, parar el bombeo, cerrar
retornos e iniciar a forzar a la formación los 5 bls de Colchon limpiador y 10.7 bbl de
AcidoAcetico bombeando a un caudal de 0.5 bpm. Presión máxima de cabeza 2,000 psi
(presión a ser discutida con el cliente en locación). Esto mientras se mueve el
CoiledTubing entre la zona perforada de 10,434 ft a 10,490 ft a una velocidad de 5
ft/min.
22. Continuar reciprocando el CoiledTubing moviéndolo desde 10,434 ft a 10,490 ft a
una velocidad de 5 ft/min
NOTA: No sobrepasar 2,000 psi en cabeza. Durante el bombeo, si la presión tiende a
sobrepasar los 2,000 psi, parar el bombeo y dejar caer la presión hasta 600 psi antes de
reanudar el bombeo, repetir este procedimiento hasta completar los 22.9 bbl de Agua de
Producción correspondientes a la capacidad del CoiledTubing.
23. Parar el bombeo y monitorear la caída de presión hasta tener cero (0) psi en el
casing y tubing o hasta tener una presión constante (<100 psi) por más de 30 minutos.
24. Sacar CoiledTubing a superficie y dar por terminadas las operaciones.
25. Poner a producir el pozo.
63
4.5. RESULTADOS DEL PROCEDIMIENTO
La estimulación de la formación mediante limpieza ácida resulto exitoso y factible ya
que el daño de la formación fue removido con éxito ya que las presiones del pozo y la
producción incremento luego de haber sido aplicado el proceso, para esto a
continuación se presenta una tabla de resultados donde se pueden comparar los datos de
producción antes y después de la estimulación, de la misma manera se presentará la
curva de producción del pozo donde se nota claramente el incremento de la misma y
finalmente tendremos la tabla de datos de producción donde se aprecia
cuantitativamente el incremento de la producción.
TABLA 7
RESULTADOS DEL ESTUDIO (DATOS DE PRODUCCIÓN)
ULTIMA PRODUCCIÓN TOTAL (BFPD) 824 Bls
ULTIMA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD) 108 Bls
API 27,7
PRESIÓN DE RESERVORIO (Pr) 3500 Psi
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pwf) 450 Psi
PRESIÓN DE CABEZA (Pc) 100 Psi
PRODUCCIÓN PROMEDIA TOTAL ACTUAL
(BFPD)
1305 Bls
PRODUCCIÓN ACTUAL DE PETRÓLEO
(BPPD)
184Bls
API 27,7
PRESIÓN DE RESERVORIO (Pr) 3680 Psi
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pfw) 713 Psi
Fuente: Petroamazonas EP.
Realizado por: Diego Muñoz R.
DATOS DE PRODUCCIÓN ANTES DE LA ACIDIFICACIÓN.
DATOS DE PRODUCCION DESPUES DE LA ACIDIFICACIÓN
64
GRÁFICA 3
CURVA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN
Fuente: Petroamazonas EP.
Realizado por: Diego Muñoz R.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
10
/08
/20
10
29
/09
/20
10
18
/11
/20
10
07
/01
/20
11
26
/02
/20
11
17
/04
/20
11
06
/06
/20
11
26
/07
/20
11
CURVA DE PRODUCCIÓN POZO MONO 09
BFPD BPPD
65
TABLA 8
DATOS DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SOMETIDO AL
ESTUDIO
FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES
02/09/2010 817 124
24/09/2010 834 123
02/10/2010 817 120
12/10/2010 826 121
22/10/2010 825 120
26/10/2010 824 126
16/11/2010 828 122
25/11/2010 836 122
03/12/2010 830 121
06/12/2010 824 120
11/12/2010 804 117
15/12/2010 802 116 En este intervalo se
01/01/2011 765 108 realizó la limpieza ácida
01/02/2011 620 41
25/02/2011 1119 146
26/02/2011 1157 148
27/02/2011 1174 150
02/03/2011 1207 172
04/03/2011 1376 191
05/03/2011 1317 228
18/03/2011 1324 216
27/03/2011 1350 203
28/03/2011 1335 201
04/04/2011 1333 202
28/04/2011 1310 197
21/06/2011 1306 195
01/07/2011 1296 181
10/07/2011 1305 184
Fuente: Petroamazonas EP
Realizado por: Diego Muñoz R.
En esta tabla se pueden apreciar los datos de producción del pozo donde luego de la
estimulación en el primer mes del año 2011 la producción incrementa rápidamente hasta
66
que se estabiliza en una producción similar a la que tenía antes de que se comience a
generarse el daño de formación.
4.6. CARACTERISTICAS DEL POZO SACHA-123
El pozo Sacha-123 el cual pertenece al campo Sacha, ubicado en la provincia de
Orellana en el cantón Joya de los Sachas, el cual fue descubierto y perforado en el año
de 1891 por la compañía Texaco y actualmente se encuentra operado por la compañía
de economía mixta Río Napo.
Este pozo fue sometido a una operación similar al pozo Mono-09 (sujeto de estudio),
por lo que se realizará una comparación de los resultados de los procesos en los dos
pozos.
FIGURA 11
UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA.
Fuente: BjServices
Realizad por: Diego Muñoz R.
67
Este pozo produce un petróleo de 27,7º API, siendo este considerado como un crudo
mediano, un corte de agua del 1%, una porosidad del 18% y una permeabilidad
estimada de aproximadamente 145 milidarcys, a continuación además se muestran
losdatos más importantes de producción del pozo como son sus presiones y los últimos
datos de producción que produjo el pozo antes de la estimulación.
TABLA 9
DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO.
ULTIMA PROD. DE FLUIDO 216 BFPD
ULTIMA PROD. DE PETRÓLEO 214 BOPD
PRESION ESTÁTICA (Ps) 1001 Psi
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE
(PWF)
736 Psi
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
En su configuración se tiene un casing superficial de 10 ¾ de pulgada, el cual se
encuentra asentado a una profundidad de 2494 ft y un casing de producción de 7
pulgadas asentado a una profundidad de 9950 ft, siendo la profundidad total del pozo de
9980 ft.
En su completaciónencambio se tiene un tubing de 3 ½” hasta una profundidad
aproximada de 9131 ft, luego se encuentra un crossover de 3 ½” x 2 7/8” el cual tiene
como función unir a una cavidad de 2 7/8, luego encontramos una empaquetadura la
cual es de 7”OD y de 2 7/8”ID a uan profundidad de 9248 ft, profundidad en la cual
68
empieza la formación Napo, más abajo tenemos tubing de 2 7/8, seguido de una camisa
deslizable de 2 3/8”, hasta llegar a una empacadora de 7”OD y de 2 7/8”ID la cual aísla
la formación Hollín de la formación Napo.
FIGURA 12
COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA 123
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
69
4.7. GENERALIDADES DE LA FORMACIÓN NAPO DE LA CUAL PRODUCE
EL POZO SACHA-123
La formación Napo contiene las zonas de Arenisca “U” (zona de la cual produce el pozo
Sacha-123) y Arenisca “T” que son importantes horizontes reservorios de petróleo.
Litológicamente comprenden areniscas cuarzosas, saturadas de hidrocarburos, de grano
medio a fino, subangular a subredondeada, intercalada de lutitas y algo de calizas.
4.7.1. ARENIZCA “U”
Es una arenisca predominantemente caolinítica y cemento silíceo, de granos muy finos a
medios sub – redondeados usualmente grises, tiene una porosidad de alrededor de 17%,
con una permeabilidad de 100 mD, una salinidad de 35000 a 65000 ppm de Cl.
Se encuentra ubicada a 8530 ft, y su espesor varía de 20 a 60 ft, teniendo una presión de
saturación de 1050 psia para U Superior y de 1170 psia para U Inferior, un GOR de
producción de 270 y 240 scf/STB respectivamente, un API promedio de 27º para “U”
Superior y 23º para U Inferior, una viscosidad de 1.5 cP a condiciones de presión de
burbuja, 211º F y 218º F de temperatura de yacimiento respectivamente para “U”
Superior y “U” Inferior.
Su parte superior son principalmente glauconíticas y arcillosas, más continuas que las
areniscas de la T y por lo tanto éstas se convierten en una de las más importantes zonas
de producción en menor proporción que la formación Hollín.
70
4.7.2. ARENISCA “T”
Es una arenisca cuarzosa que presenta estratificación cruzada e incrustaciones de lutita
con glauconita, de matriz caolinítica y a veces clorítica y cemento calcáreo, grano fino a
medio bien clasificados sub – angulares y sub – redondeados, tiene una porosidad de
alrededor de 18%, una permeabilidad de 200 mD, una salinidad de 6500 a 25000 ppm
de Cl.
Se encuentra ubicada a 8765 ft, con un espesor que varía de 20 a 44 ft. Una presión de
saturación de 1310 psia, un GOR de producción de 436 scf/STB, un API promedio de
30º, una viscosidad de 0.9cP a condiciones de presión de burbuja y 216º F de
temperatura de yacimiento. Limita inmediatamente a esta arenisca una caliza
denominada Caliza B, con un espesor que varía de 15 a 30 ft., varia de color gris a café
comúnmente arcillosa y glauconítica y por encima de la Caliza B se presenta unalutita
gris oscura a negra, no calcárea.
71
FIGURA 13
ESTRATIGRAFIA DE LA FORMACIÓN NAPO
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz.
72
4.8. PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SACHA-123
El pozo Sacha-123 tiene problema de taponamiento de la formación por lo que se ha
producido una caída paulatina de la producción de petróleo ya que este taponamiento se
encuentra a 3 pies desde la matriz de la formación hasta las paredes del pozo, la cual
según Manual de estimulación de BjServices este pozo tiene un daño de tipo
penetración moderada.
A continuación se presenta la curva de producción del pozo Sacha-123, donde se
aprecia la declinación de la misma a causa de la disminución de la permeabilidad, por el
taponamiento de la formación por la acumulación de escalas de carbonatos.
GRÁFICA 04
CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN SACHA-123
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
200
250
300
350
400
450
500
21
-07
-10
10
-08
-10
30
-08
-10
19
-09
-10
09
-10
-10
29
-10
-10
18
-11
-10
08
-12
-10
VO
LUM
EN
FEC
HA
CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO SACHA-123
BBPD
BPPD
73
De la misma manera se presentan los datos de producción donde se puede comparar
numéricamente la caída de producción que experimenta el pozo, tanto de la producción
total de fluido, así como de petróleo producido.
TABLA 10
DATOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN SACHA-123
FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES
09/08/2010 455 448
12/08/2010 440 433
20/08/2010 428 422
04/09/2010 416 410
10/09/2010 399 393
18/09/2010 380 374
20/09/2010 385 379
25/09/2010 380 374
04/10/2010 359 350
09/10/2010 371 363
15/10/2010 370 362
20/10/2010 355 347
01/11/2010 345 337
07/11/2010 331 324
08/11/2010 328 321
09/11/2010 289 282
10/11/2010 285 278
11/11/2010 271 264
12/11/2010 251 244
13/11/2010 245 238
14/11/2010 236 229
15/11/2010 236 229
16/11/2010 234 230
17/11/2010 223 218
18/11/2010 222 217
19/11/2010 216 214
Fuente: BjServices
Realizado por: Diego Muñoz R.
74
4.9. APLICASIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO
SACHA-123
El tratamiento consiste en una limpieza ácida utilizando un sistema coiledtubing junto
con un camión bomba, con el fin de remover el taponamiento de las perforaciones del
casing y los taponamientos en el tubing y las posibles incrustaciones de la camisa
deslizable, una vez cumplido este primer objetivo se realizara la estimulación de la
formación, la cual según la prueba de inyectabilidad se la empezará a forzarla a un
caudal de 0,5 Bpm a una presión de ±3200 Psi.
4.9.1. EXPLICASIÓN DEL PROCESO
A continuación se explican las actividades que se realizaron durante la estimulación a la
Arena “U” en el pozo Sacha-123.
1.- Arribo a la locación del personal encargado de la operación y del equipo utilizado en
la operación.
2.- Tiempo de espera: Slick line sacando bomba y standing valve.
3.- Reunión de seguridad y operacional.
75
4.- Ubicación de unidades y Rig up de equipos (ensamblaje del equipo el cual consta en
preparar el equipo para la operación por ejemplo: armar y realizar las conexiones de las
tuberías (líneas) del camión bomba al coiledtubing, armar el BHA del coiledtubing, etc).
5.- Pruebas de presión de líneas con 300 Psi y del BOP a 4000 Psi.
6.- Pruebas de tensióncon 10500 a 5 min.
7.- Prueba de herramienta vortex
8.- Preparación de mezclas a ser utilizadas en el preceso, utilizando el camión bomba,
las cuales son las siguientes:
76
9.- Bajando tubería, (bombeando agua tratada).
10.- Se realiza un pull test bajando 10500 lb y subiendo 5200lb, luego se lo repite a
9200lby subiendo a 18000lb y finalmente a 12300lb bajando y subiendo 24000 lb.
11.- Se bombea el solvente a un caudal de 0.5 Bpm a una presión de 3200 Psi.
12.- Se bombea el preflujo ácido a un caudal de 0.7 Bpm a una presión de 2500 Psi.
13.- Posteriormente se bombea el BJ SAND STONE ACID al 4.5%.
14.- Posteriormente se bombea el colchón de ácido orgánico.
15.- Y para terminar se bombea el fluido de desplazamiento NH4CL.
16. Se saca la tubería a la superficie.
17.- Una vez la tubería en la superficie se realiza el RIG DOWN DE EQUIPOS.
77
GRÁFICA 05
SECUENCIA DE BOMBEO
Fuente: Bj Services.
Realizado por: Diego Muñoz R.
78
4.9.2. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA OPERACIÓN.
UNIDAD COILED TUBING
CAMIÓN BOMBA
PLATAFORMA DE QUIMICOS
FIGURA 14
DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS EN LA LOCACIÓN.
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
A continuación se muestra la configuración del BHA de la unidad coiledtubing la cual
es de tubería flexible de 1 1/2 OD, conector interno roll-onel cual es un conector el cual
QUIMICOS
79
permite una conexión segura entre la tubería flexible del coiledtubing y la flappervalve
la cual tiene las características y la función de una válvula check posteriormente un sub
de circulación, disco de ruptura, y finalmente una bomba tipo jet.
FIGURA 15
DESCRIPCIÓN DEL BHA DE LA UNIDAD COILED TUBING
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
4.9.3. RESULTADOS DEL PROCESO
El proceso aplicado en el pozo Sacha-123 tuvo éxito ya que se produjo un incremento
muy notable en la producción de petróleo y de fluido total producido, además se obtuvo
80
un incremento las presiones del pozo, por lo se concluye en que el daño de formación
que tenía la formación fue removido exitosamente si ocasionar ningún daño secundario
en la misma.
A continuación se presenta un cuadro de tatos de producción donde se muestran los
incrementos en las presiones y en los volúmenes producidos.
TABLA 11
RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN EL POZO SACHA-123
ULTIMA PRODUCCIÓN TOTAL (BFPD) 216Bls
ULTIMA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD) 214Bls
PRESIÓN DE RESERVORIO (Pr) 1001 Psi
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pwf) 736 Psi
PRODUCCIÓN PROMEDIA TOTAL ACTUAL
(BFPD)
487Bls
PRODUCCIÓN ACTUAL DE PETRÓLEO
(BPPD)
479Bls
PRESIÓN DE RESERVORIO (Pr) 2256 Psi
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pfw) 1659 Psi
Fuente: BjService.
Realizado por: Diego Muñoz R
A continuación se presenta la curva de producción del pozo donde se nota claramente el
incremento en la producción después de la estimulación.
DATOS DE PRODUCCION DESPUES DE LA ACIDIFICACIÓN
DATOS DE PRODUCCIÓN ANTES DE LA ACIDIFICACIÓN.
81
GRÁFICA 06
CURVA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DEL POZO-123 LUEGO DE
SER SOMETIDO A LA ESTIMULACIÓN
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
De la misma manera se puede comparar numérica mente el incremento de producción
que experimento el pozo mediante el análisis de la tabla de datos de producción los
cuales incrementaron su valor justo después de la estimulación presentada a
continuación.
200
250
300
350
400
450
500
21
-7-1
0
10
-8-1
0
30
-8-1
0
19
-9-1
0
9-1
0-1
0
29
-10
-10
18
-11
-10
8-1
2-1
0
28
-12
-10
17
-1-1
1
6-2
-11
VO
LUM
EN
FEC
HA
EVALUACIÓN DEL POZO SACHA-123 DESPUES DE LA ESTIMULACIÓN
BFPD
BPPD
82
TABLA 12
EVALUACIÓN DEL POZO SACHA-123, LUEGO DEL PROCESO DE
ESTIMULACIÓN
FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES
09/11/2010 289 282
10/11/2010 285 278
11/11/2010 271 264
12/11/2010 251 244
13/11/2010 245 238
14/11/2010 236 229
15/11/2010 236 229
16/11/2010 234 230
17/11/2010 223 218
18/11/2010 222 217
19/11/2010 216 214
26/11/2010 0 0
26 Nov. Estimulación por
BjServices.
29/11/2010 0 0
30/11/2010 454 450
02/12/2010 459 455
31/12/2010 465 462
10/01/2011 487 480
Fuente: BjService.
Realizado por: Diego Muñoz R.
4.10. ANÁLISIS COMPARATIVO DE RESULTADOS DE LA OPERACIÓN DE
ACIDIFICACIÓN DEL POZO MONO-09 (OBJETO DE ESTE ESTUDIO) Y
DEL POZO SACHA-123 (SOMETIDO A LA MISMA OPERACIÓN).
Este análisis se lo realiza con el fin de determinar si este proceso fue factible y de igual
manera si es factible aplicarlo en pozos con problemas de baja permeabilidad, por
taponamiento en la matriz de la formacióny de parte del equipo de fondo por diversos
factores tales como, la acumulación de escalas de carbonatos el cual en este caso fue la
83
causa de la caída de producción del pozo sometido al estudio y la misma que fue
removida exitosamente.
TABLA 13
METODO COMPARATIVO DE RESULTADOS ENTRE LA OPERACIÓN DEL
POZO MONO-09 Y EL POZO SACHA-123
PARÁMETROS A SER
COMPARADOS
CASO 1 (OBJETO DE
ESTUDIO)
CASO 2 (OBJETO DE
COMPARACIÓN)
Pozo Mono-09 Pozo Sacha-123
Producción El pozo mostro un
incremento de
aproximadamente 480 bls
La producción incremento
aproximadamente 270 Bls
Presión de reservorio (Pr) La presión del reservorio
incremento
aproximadamente 180 Psi
La Pr incremento
aproximadamente 1255 Psi
Presión de fondo fluyente
(Pwf)
La Pwf incremento unos
260 Psi
La Pwf incremento unos
920 Psi
Fuente: BjServices.
Realizado por: Diego Muñoz R.
Los datos tanto de producción como de presiones en el proceso de acidificación del
pozo seleccionado para el estudio incrementaron así como también las del pozo
utilizado para el análisis comparativo lo cual demuestra la efectividad del proceso.
COMPARACIÓN ENTRE LOS RESULTADOS
DEL POZO SOMETIDO AL ESTUDIO Y OTRO
POZO SOMETIDO AL MISMO PROCESO
84
4.11. SEGURIDAD PERSONAL Y DE MEDIO AMBIENTE APLICADA EL
LAS OPERACIONES
Con el objetivo de realizar la operación sin incidentes de salud, medio ambiente y
calidad se toman en cuenta lo siguientes parámetros:
4.11.1. MEDIO AMBIENTE
PLASTICO.- Se colocara PLASTICO en el piso de la locación antes de colocar
el transporte de químicos y tanque de mezcla con la finalidad de controlar
fácilmente pequeños derrames evitando así contaminar la locación.
KIT CONTRA DERRAMES.- En locación habrá disponible un Kit Contra
Derrames, con el propósito de mitigar derrames. Este kit esta conformado por:
Palas, tela oleofilica, aserrín, equipo de protección personal (guantes, botas,
mascaras para gases).
NEUTRALIZANTE.- En caso de derrame de ácido, adicional al Kit Contra
derrames, se cuenta con neutralizante (Soda Ash).
4.11.2. SALUD Y SEGURIDAD
En la locación se contó con el siguiente equipo:
1. Equipo de protección personal
Overoles de cuerpo entero
Cobertores impermeables para mezcla dequímicos
85
Guantes de tela y guantes de nitrilo paramezcla de químicos.
Gafas de seguridad
Gafas tipo goggles para mezcla de químicos
Casco de seguridad
Botas puntas de acero.
Botas plásticas punta de acero para mezclade químicos.
Tapones Auditivos en caso de ruido excesivo.
2. Kit de Primeros Auxilios
3. Arnés de seguridad.
4. Cinta de seguridad para delimitar el área de trabajo y restringir acceso a
terceros.
5. Letreros de PELIGRO y ALTA PRESION
6. Extintores contra incendios
7. Vaporimetro para medir la presión de vapor de la mezcla de solventes.
86
CAPÍTULO V
5. CONCLUCIONES
Se concluye en que la limpieza ácida y posterior estimulación de la formación
tuvo factibilidad ya que se logró recuperar la producción de crudo en
aproximadamente un 58%, después de haber sido removidos los taponamientos
que afectaban su permeabilidad y además obstruían parte de su completación de
fondo.
Se concluye, que es de mucha importancia el estudio y conocimiento de los
diferentes métodos de estimulación, con el fin de determinar y seleccionar el
método a aplicarse para así minimizar daños secundarios en la formación.
Se concluye que el proceso de acidificación tuvo resultados positivos y se
demostró su factibilidad ya que después del análisis comparativo realizado, entre
la operación de acidificación en el pozo sometido al estudio y el que se utilizó
como modelo comparativo, se determinó que los datos de producción y las
presiones incrementaron en los dos casos lo que demuestra que los daños de
formación que existían fueron removidos, hasta en un 90%.
87
5.1. RECOMENDACIONES
Se recomienda aplicar procesos de acidificación para estimular pozos con
problemas de perdida de permeabilidad a causa de taponamientos en la
formación por presencia de escalas de carbonatos y/o otras impurezas. Así
también previo a la estimulación, se recomienda una limpieza adecuada de la
completación de fondo, incluyendo la cara de la formación a través de sus
perforaciones.
Se recomienda realizar pruebas de inyectibidad previo a cualquier tratamiento de
estimulación con la finalidad de determinar caudales óptimos de bombeo y
presiones prudentes de inyección, con la finalidad de evitar posibles daños de
formación secundarios como puede ser fracturamientos o inducción de
permeabilidades no deseadas.
Se recomienda al aplicar este tipo de operaciones tomar en cuenta las medidas
de seguridad, tanto personales como medio ambientales necesarias para que se
lleve a cabo sin riesgos y contratiempos.
88
BIBLIOGRAFIA
1. BJServices. (2002). Applied Cementing. Neuquén-Argentina: Training Center.
2. BJServices. (2002). Acidizing Fundamentals. Tomball Texas: Training Center.
3. BJServices. (2009). Electronic Engineering Handbook. Tomball , Texas, USA.
4. BjServices. (2010). Fundamentos de Acidificación. Argentina
5. Dyke, K. V. (1997). A Primer of Oilwell Services, Workover and Completion.
Dallas: Petroleum Extension Service.
6. R, B. (2001). A Primer of Oilwell Drilling. Austin, Texas: Petroleum Extension
Services.
7. Reyes, F. (2005). Petróleo, Amazonía y Capital Natural. Quito: Editrial Pedro
Jorge Vera.
8. Schlumberger. (2006) Curso de reabilitación de pozos. Mexico.
9. Quiroga K. (1991). Pruebas de completación y Reacondicionamiento de Pozos
Petrolíferos. Quito.
10. Rivadeneira, M. (2004). La Cuenca Oriente: Geologia y Petroleo. Quito.
89
GLOSARIO DE TERMINOS
Acidificación: La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico
dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen
aceite, en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación.
Yacimiento: Es un volumen de roca saturada de fluidos ya sean estos
hidrocarburos líquidos, gaseosos o agua.
Ácido: Se define como cualquier compuesto químico que, cuando se disuelve en
agua, produce una solución con una actividad de catión hidronio mayor que el
agua pura, esto es, un pH menor que 7.
Aditivo: Una sustancia química agregada a un producto para mejorar sus
propiedades.
Rocas Areniscas: Roca detrítica compuesta por partículas cuyo tamaño está
comprendido entre 2 mm y 1/16 mm. Estas partículas son mayoritariamente
minerales resistentes a la meteorización (cuarzo principalmente, micas,
feldespatos y óxidos) y fragmentos de rocas. Cuando no están cementadas se
denominan arenas.
90
Rocas Carbonatadas: Roca Carbonatada es aquella que está formada por más
del 50% de minerales carbonatados (aragonito, calcita alta en Mg, calcita baja en
Mg, dolomita, otros).
Cañoneo de Pozos o Perforaciones: El cañoneo es el proceso de crear abertura
a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer
comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas
para hacer este trabajo se llaman cañones.
Estimulación de Pozos: Son aquellos trabajos efectuados en el pozo con el fin
de restaurar o aumentar su producción de hidrocarburos mediante el uso de
algún dispositivo mecánico o mediante el estímulo de la formación que ocasione
el aumento de la permeabilidad, en la misma.
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