T-UCE-0012-32.pdf

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEO S Y

AMBIENTAL

DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN

COMPUESTO POR CARBONATO DE CALCIO PARA

MINIMIZAR EL DAÑO EN FORMACIONES PRODUCTORAS

EN EL CAMPO PALO AZUL.

RAY NAPOLEÓN BÁEZ NORIEGA

Quito, junio 2012

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEO S Y

AMBIENTAL

DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN

COMPUESTO POR CARBONATO DE CALCIO PARA

MINIMIZAR EL DAÑO EN FORMACIONES PRODUCTORAS

EN EL CAMPO PALO AZUL.

Trabajo de Titulación presentado como requisito par a optar

por el Título de Ingeniero de Petróleos

NOMBRES Y APELLIDOS DEL AUTOR

Ray Napoleón Báez Noriega

EMPRESA AUSPICIANTE

Qmax Ecuador S.A.

Quito, junio 2012

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iii

INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi carácter de Tutor del Trabajo de Grado, presentado por el señor

Ray Napoleón Báez Noriega para optar el Titulo o Grado de Ingeniero de

Petróleos cuyo título es: “DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

DRILL-IN COMPUESTO POR CARBONATO DE CALCIO PARA

MINIMIZAR EL DAÑO EN FORMACIONES PRODUCTORAS EN EL

CAMPO PALO AZUL”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y

méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y

evaluación por parte del jurado examinador que se designe.

En la ciudad de Quito, junio de dos mil doce.

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Firma

(Ing. Celiano Almeida)

Cd. N°……………….

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AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Ray Napoleón Báez Noriega, en calidad de autor de la tesis de grado

denominada “DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN

COMPUESTO POR CARBONATO DE CALCIO PARA MINIMIZAR EL

DAÑO EN FORMACIONES PRODUCTORAS EN EL CAMPO PALO

AZUL”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR, a hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de

parte de los que contienen éste proyecto, con fines estrictamente

académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la

presente autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo

establecido en los artículos 5, 6, 8; 19 y demás pertinentes de la Ley de

propiedad Intelectual y su Reglamento.

Quito, junio de dos mil doce.


Cd. N°:172000933-9

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DEDICATORIADEDICATORIADEDICATORIADEDICATORIA

Dedico este proyecto a mis queridos padres: Mónica Noriega y

Napoleón Báez, por sus consejos y respaldo incondicional.

A mi abuelita Bertha y a mi hermana Shirley como muestra de mi gran

amor y aprecio hacia ellas.

Mención especial a mí amada novia Jacquy Coronel, quien con su amor

es fuente de inspiración y motivación para desarrollar esta tesis.

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AGRADECIMIENTOAGRADECIMIENTOAGRADECIMIENTOAGRADECIMIENTO

Agradezco a la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador por acogerme en sus

aulas estos años de aprendizaje que han sido muy valiosos en mi

formación profesional, pero sobre todo humana. A la Empresa QMAX,

en especial a la Ing. Andrea Chávez y al Ing. Kléver Obando que

permitieron con su apoyo y conocimientos la realización de este trabajo

de titulación. Al Ing. Glen Obando por la apertura brindada hacia mí,

y al Ing. Celiano Almeida, tutor de mi tesis de grado, por brindarme

sus conocimientos y experiencia, sin olvidar a mis padres que siempre

confiaron en mí.

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RESUMEN DOCUMENTAL:

Tesis sobre Ingeniería de Perforación, en aspectos referentes a lodos de

perforación, tiene como objeto fundamental diseñar un fluido de

perforación Drill-in cuya distribución de tamaño de partículas (DTP) del

agente puenteante, carbonato de calcio (CaCO3), sea la más adecuada

para puentear la arena productora Hollín en el campo Palo Azul para

minimizar el daño de formación en futuras perforaciones de pozos

horizontales en dicho campo. El problema identificado es la invasión de

fluidos de perforación y sólidos finos, generando una disminución de

porosidad y permeabilidad de la arena productora.. La hipótesis dice: Al

encontrar la granulometría óptima del agente puenteante en el lodo de

perforación Drill-in, se asegura un sello efectivo en la cara de la arena,

que minimiza el daño de formación. Marco referencial: reservorios,

parámetros petrofísicos, información geológica. Marco Teórico: Daños de

formación, lodos de perforación, teorías de puenteo. Marco Metodológico:

análisis de Fluidos de perforación, pruebas de taponamiento de

permeabilidad (PPT), reología. Como conclusión final se requiere obtener

un fluido de perforación que garantice un puenteo efectivo, que disminuya

la invasión de la fase liquida y sólidos finos a la formación, mediante la

realización de pruebas físicas en laboratorio.

DESCRIPTORES:

<LODOS DE PERFORACIÓN >, <REOLOGÍA>, <PRUEBA DE

TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD>, <PRUEBAS FÍSICAS>,

<POZO PALO AZUL 04>, <ARENA HOLLÍN>, <FILTRADO>

CATEGORÍAS TEMÁTICAS:

<CP-INGENIERÍA DE PETRÓLEOS>, <CP-INGENIERÍA DE

PERFORACIÓN>

<CS-LODOS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DIRECCIONALES>

v

viii

DOCUMENTAL SUMMARY

Thesis on Drilling Engineering, aspects relating to drilling muds, it

essentially aims to design a drilling fluid Drill-in which particles size

distribution (DTP) of the bridging agent, calcium carbonate (CaCO3), is the

most appropriate to bridge the Hollín producing sand in the Palo Azul

oilfield to minimize formation damage in future drilling of horizontal wells in

this field. The specific problem is the invasion of drilling fluids and fine

solids, producing a decrease in porosity and permeability of the producing

sand. The hypothesis says: When you find the optimal grain bridging

agent in drilling mud Drill-in, it ensures an effective seal on the face of the

sand, to minimize formation damage. Frame of reference: reservoir,

petrophysical parameters, geological information. Theoretical Framework:

Formation damage, drilling muds, bridging theories. Methodological

Framework: Fluid analysis of drilling, plugging permeability tests (PPT),

rheology. In conclusion, it is required to obtain a drilling fluid that

guarantees an effective bridge to lessen the invasion of the liquid phase

and fine solids to the formation through physical testing laboratory.

DESCRIPTORS:

<DRILLING MUD>, <RHEOLOGY>, < PERMEABILITY PLUGGING

TEST>, <PHYSICAL TESTS>, <OIL WELL PALO AZUL 04>, <HOLLIN

RESERVOIR>, <MUD FILTRATE>

THEMATIC CATEGORIES:

<CP-PETROLEUM ENGINEERING><CP-DRILLING ENGINEERING>

<CS-DRILLING MUD FOR DIRECTIONAL WELLS>

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ix

ÍNDICE DE CONTENIDOS

ABREVIATURAS ...................................... ...................................................................... XIX

SIMBOLOGÍA ........................................ .......................................................................... XX

CAPÍTULO I ........................................ ................................................................................ 1

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

1.1 ENUNCIADO DEL TEMA ................................................................................................ 3

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................. 4

1.3 OBJETIVOS ................................................................................................................... 4

1.3.1 Objetivo General ................................................................................................... 4

1.3.2 Objetivos Específicos ............................................................................................ 4

1.4 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................ 5

1.5 HIPÓTESIS .................................................................................................................... 5

1.6 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD ................................................................................ 6

1.7 DISEÑO METODOLÓGICO ........................................................................................... 6

1.7.1 Tipo de estudio...................................................................................................... 6

1.7.2 Universo y muestra ............................................................................................... 7

CAPÍTULO II ....................................... ................................................................................ 8

2. GENERALIDADES DEL CAMPO PALO AZUL ................. ....................................... 8

2.1 ANTECEDENTES DEL LUGAR DE ESTUDIO ............................................................... 8

2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................................... 8

2.3 LÍMITES .......................................................................................................................... 9

2.4 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ........................................................................................ 9

2.5 CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS .................................................................. 12

2.6 TIPO DE DEPOSITACIÓN ............................................................................................ 18

2.7 FORMACIÓN HOLLÍN .................................................................................................. 19

2.8 MECANISMO DE DRENAJE EN EL RESERVORIO HOLLIN ...................................... 22

2.9 INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO PALO AZUL 04 ............................................... 22

2.10 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ................................................................. 23

2.11 RESERVAS .................................................................................................................. 23

2.11.1 Reservas Probadas ............................................................................................. 23

2.11.2 Reservas Remanentes ....................................................................................... 24

2.12 DECLINACIÓN DEL CAMPO ....................................................................................... 25

CAPÍTULO III ...................................... .............................................................................. 27

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............................ .................................................... 27

3.1 INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN .............................................. 27

3.2 DEFINICIÓN ................................................................................................................. 29

3.3 COMPONENTES PRINCIPALES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN ....................... 29

x

x

3.3.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ................................................ 30

3.3.1.1 Evacuar los recortes de perforación ........................................ 30

3.3.1.2 Enfriar y lubricar la broca ........................................................ 30

3.3.1.3 Formar revoque o costra ......................................................... 31

3.3.1.4 Transmitir energía hidráulica a herramientas y trépano .......... 31

3.3.1.5 Controlar la corrosión .............................................................. 32

3.3.1.6 Facilitar la cementación y completación .................................. 32

3.3.1.7 Minimizar el impacto sobre el ambiente .................................. 32

3.3.1.8 Minimizar daños a la formación .............................................. 32

3.3.1.9 Controlar la presión de formación ........................................... 33

3.3.1.10 Tixotropía ............................................................................ 34

3.3.1.11 Flotabilidad ......................................................................... 35

3.3.1.12 Evaluación adecuada de la formación ................................. 35

3.3.1.13 Obturar las formaciones permeables .................................. 36

3.3.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN .................................. 36

3.3.2.1 Propiedades físicas ................................................................ 36

3.3.2.1.1 Densidad .................................................................. 36

3.3.2.1.2 Viscosidad plástica ................................................... 37

3.3.2.1.3 Viscosidad aparente ................................................. 37

3.3.2.1.4 Punto cedente .......................................................... 38

3.3.2.1.5 Esfuerzo de geles ..................................................... 38

3.3.2.1.6 Pérdida de filtrado .................................................... 39

3.3.2.1.7 pH ............................................................................. 39

3.3.2.1.8 Reología ................................................................... 39

3.3.3 FLUIDOS BASE AGUA ....................................................................................... 41

3.3.3.1 Composición de los fluidos de perforación base agua ............ 41

3.3.3.2 Clasificación de los fluidos base agua .................................... 42

3.3.4 FLUIDOS BASE ACEITE .................................................................................... 42

3.3.4.1 Clasificación de los fluidos base aceite ...................................... 42

3.3.5 FLUIDOS QMAX ................................................................................................. 43

3.3.6 SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ................................................ 44

3.3.6.1 Consideraciones de diseño ..................................................... 45

3.3.6.2 Criterios de selección del fluido de perforación ....................... 45

3.3.7 FUNCIÓN DE LOS ADITIVOS DE PERFORACIÓN ........................................... 46

3.3.8 ADITIVOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN............................ 47

3.3.9 FLUIDOS DRILL-IN ............................................................................................. 48

x

xi

3.3.9.1 Definición y características ..................................................... 48

3.3.9.1.1 Definición .................................................................. 48

3.3.9.1.2 Características ......................................................... 49

3.3.9.2 Ventajas y desventajas del fluido Drill-In ................................. 50

3.3.9.2.1 Ventajas ................................................................... 50

3.3.9.2.2 Desventajas .............................................................. 50

3.3.9.2.3 Composición de los fluidos Drill-In............................ 51

3.3.10 PUENTEO ........................................................................................................... 51

3.3.10.1 Agentes puenteantes .......................................................... 52

3.3.10.2 Tipos de agentes puenteantes ............................................ 52

3.3.10.2.1 Barita, (BaSO4) ......................................................... 52

3.3.10.2.2 Hematita, (Fe2O3) ..................................................... 53

3.3.10.2.3 Grafito, (C) ................................................................ 53

3.3.10.2.4 Carbonato de calcio, (CaCO3) .................................. 53

3.3.10.2.4.1 Propiedades Físicas del carbonato de calcio ..... 54

3.3.10.2.4.2 Aplicaciones del carbonato de calcio ................. 54

3.3.10.2.4.3 Ventajas ............................................................. 55

3.3.11 TEORÍAS DE PUENTEO .................................................................................... 55

3.3.11.1 Reglas de puenteo .............................................................. 56

3.3.11.1.1 Regla de Abrams .................................................... 56

3.3.11.1.2 Regla de Keauffer................................................... 57

3.2.11.1.3 Regla de Vickers .................................................... 57

3.3.12 FORMACIÓN DEL REVOQUE ........................................................................... 58

3.3.12.1 Problemas por un excesivo espesor de revoque ................. 58

3.3.12.2 Compresibilidad del revoque ............................................... 59

3.3.12.3 Permeabilidad del revoque ................................................. 59

3.3.13 FILTRACIÓN ....................................................................................................... 60

3.3.13.1 Filtración estática ................................................................ 61

3.3.13.2 Factores que afectan la filtración ........................................ 62

3.3.13.3 Filtración dinámica .............................................................. 62

3.3.14 DAÑOS DE FORMACIÓN .................................................................................. 63

3.3.14.1 Origen del Daño a la Formación ......................................... 64

3.3.14.2 Tipos de Daño .................................................................... 64

3.3.14.3 Representación del daño .................................................... 65

3.3.15 PARÁMETROS A CONTROLAR EN LOS LODOS DE PERFORACIÓN ........... 67

x

xii

3.3.16 SELECCIÓN DE LA GRANULOMETRÍA DEL AGENTE PUENTEANTE ........... 69

CAPÍTULO IV ....................................... ............................................................................ 70

4. ELABORACIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN Y P RUEBAS DE

LABORATORIO ....................................... ........................................................................ 70

4.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 70

4.2 ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN ...................................................................... 70

4.2.1 QUÍMICOS Y CONCENTRACIONES A UTILIZAR ............................................. 70

4.2.1.1 KELZAN.................................................................................. 72

4.2.1.2 STARDRIL .............................................................................. 72

4.2.1.3 MAXDRILL .............................................................................. 73

4.2.2 PROCESO DE ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN ................................... 74

4.3 PRUEBAS DE LABORATORIO Y DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS ................................. 77

4.3.1 PRUEBAS FÍSICAS ............................................................................................ 77

4.3.1.1 Concentración de Hidrógeno .................................................. 77

4.3.1.1.1 Método Electrónico ..................................................... 77

4.3.1.1.2 Método ........................................................................ 78

4.3.1.2 Determinación de la Reología ................................................. 79

4.3.1.2.1 Viscosímetro Rotativo ................................................. 79

4.3.1.1.2 Descripción del procedimiento para Viscosidad

Aparente, Viscosidad Plástica y Punto Cedente. ..................... 80

4.3.1.1.3 Descripción del procedimiento para Esfuerzo de gel .. 81

4.3.1.3 Pérdida de Filtrado API ........................................................... 82

4.3.1.4 Densidad del Fluido ................................................................ 84

4.3.2 PRUEBA DE TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD (PPT)............................ 86

4.3.2.1 Partes del equipo PPT ............................................................ 87

4.3.2.3 Descripción del procedimiento ................................................ 90

4.3.2.4 Desarmado del equipo PPT .................................................... 91

CAPÍTULO V ........................................ ............................................................................ 92

5. ANÁLISIS TÉCNICO E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE LAS

PRUEBAS DE LABORATORIO ............................ ........................................................... 92

5.1 RESULTADOS DE LAS PRUEBAS SOLICITADAS DEL NÚCLEO OBTENIDO DEL

POZO PALO AZUL 04 ................................................................................................................. 93

5.2 ANÁLISIS TEÓRICO DE LOS ESTUDIOS SOLICITADOS ........................................... 95

5.3 RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO .............................................. 97

5.3.1 FLUIDO 1: ELABORADO CON CAMIX PROPET ............................................... 99

5.3.1.1 ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 1 .................................... 100

x

xiii

5.3.2 FLUIDO 2: ELABORADO CON 50% A-325, 50% A-100 .................................. 101


5.3.3 FLUIDO 3: ELABORADO CON 50% A-325, 50% A-200 .................................. 103


5.3.4 FLUIDO 4: ELABORADO CON 50% A-325, 25% A-200, 25% A-100 ............... 105










5.3.9 FLUIDO 9: ELABORADO CON 80% A-325 Y 20% A-100 ................................ 115


5.3.10 FLUIDO 10: ELABORADO CON 70% A-325 Y 30% A-100 .............................. 117

5.3.10.1 ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 10 .............................. 118

5.3.11 FLUIDO 11: ELABORADO CON 60% A-325,30%A-200,10%A-100 ................. 119


5.3.12 FLUIDO 12: ELABORADO CON 70%A-325, 10%A-200,20%A-100 ................. 121


5.3.13 FLUIDO 13: ELABORADO CON 80% A-325, 10% A-200 y 10% de A-100 ...... 123


5.3.14 FLUIDO 14: ELABORADO CON 90% A-325, 5%A-200, 5% A-100 .................. 125


5.3.15 FLUIDO 15: ELABORADO CON 93% A-325 Y 7%A-200 ................................. 127


5.3.16 FLUIDO 16: ELABORADO CON 93% A-325 Y 3% A-100 ................................ 129


5.3.17 FLUIDO 17: ELABORADO CON 100% A-325 .................................................. 131


5.3.18 PRUEBA PPT APLICANDO EL FLUIDO 17 SOBRE CERÁMICAS DE 5 MICRAS

DE GARGANTA PORAL ...................................................................................................... 133

5.3.18.1 ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 17 SOBRE CERÁMICAS

DE 5 MICRAS DE GARGANTA PORAL............................................... 134

5.4 ANÁLISIS TÉCNICO EN EL NÚCLEO OBTENIDO DEL POZO PALO 04 ................... 134

CAPÍTULO VI ....................................... .......................................................................... 137

x

xiv

6. ESTUDIO DEL MANEJO AMBIENTAL DE DESECHOS SÓLIDOS Y

DISPOSICIÓN DE EFLUENTES .................................................................................... 137

6.1 INTRODUCCIÓN A LA GESTIÓN DE RESIDUOS ..................................................... 137

6.2 GESTIÓN DE RESIDUOS .......................................................................................... 137

6.2.1 Gestión Interna.................................................................................................. 137

6.2.2 Gestión Externa ................................................................................................ 138

6.3 SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS ..................................................................... 139

6.3.1 DESCRIPCION DEL SISTEMA DE CONTROL DE SOLIDOS ......................... 140

6.3.2 DESCRIPCION DE EQUIPOS .......................................................................... 142

6.3.2.1 Zarandas .............................................................................. 142

6.3.2.2 Desarenadores ..................................................................... 142

6.3.2.3 Acondicionador de lodos ....................................................... 143

6.4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DEWATERING .................................................. 144

6.5 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS ............................... 145

6.6 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CLARIFICACION DEL AGUA RESIDUAL ......... 146

6.6.1 Coagulación ...................................................................................................... 147

6.6.2 Floculación ........................................................................................................ 147

6.6.3 Aireación ........................................................................................................... 147

6.6.4 Almacenamiento y sedimentación ..................................................................... 147

CAPÍTULO VII ...................................... .......................................................................... 149

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................... .................................... 149

7.1 CONCLUSIONES ....................................................................................................... 149

7.2 RECOMENDACIONES .................................................. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO .

APÉNDICES ................................................................................................................... 157

APÉNDICE 1. .................................................................................................................. 158

DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÍCULAS CARBONATO A-3 25 PROPET ... 158

APÉNDICE 2 ................................................................................................................... 161

DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÍCULAS CARBONATO A-2 00 PROPET ... 161

APÉNDICE 3 ................................................................................................................... 164

DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÌCULAS CARBONATO A-1 00 PROPET ... 164

APÉNDICE 4 ................................................................................................................... 167

DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÌCULAS CAMIX PROPET .......................... 167

APÉNDICE 5 ................................................................................................................... 170

ESTUDIO PETROFÍSICO DEL NÚCLEO DEL POZO PALO AZUL 0 4 ........................ 170

x

xv

APÉNDICE 6 ................................................................................................................... 176

DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS POR INY ECCIÓN DE

MERCURIO EN EL NÚCLEO DEL POZO PALO AZUL 04 ....... ................................... 176

APÉNDICE 7 ................................................................................................................... 193

ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO CARBONATO A-325 PROPET .... ............................ 193

APÉNDICE 8 ................................................................................................................... 195


APÉNDICE 9 ................................................................................................................... 197


APÉNDICE 10 ................................................................................................................. 199

ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO CAMIX PROPET .............. ......................................... 199

HOJA DE VIDA ...................................... ......................................................................... 201

x

xvi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO UNIFICAD O AZUL .................... 9

Figura 2.2: CORTE GEOLÓGICO (O-E) DEL ECUADOR Y UBI CACIÓN DEL CAMPO

PALO AZUL ......................................... .................................................................... 10

Figura 2.3: MAPA ESTRUCTURAL DEL TOPE DEL RESERVORI O HOLLIN ............. 11

Figura 2.4: MODELO DE EVOLUCIÓN DE LA SECUENCIA DEP OSITACIONAL ....... 19

Figura 2.5: CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DE LA FORMA CIÓN HOLLÍN ......... 21

Figura 3.1: EVACUACIÓN DE CORTES DE PERFORACIÓN ... .................................... 30

Figura 3.2: ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA............ ................................................ 30

Figura 3.3: FORMACION DEL REVOQUE ................. .................................................... 31

Figura 3.4:TRANSMISIÓN DE ENERGÍA HIDRAULICA AL TRE PANO ....................... 31

Figura 3.5: MINIMIZAR DAÑOS A LA FORMACIÓN ........ ............................................. 33

Figura 3.6: SUSPENSIÓN DE RECORTES DE PERFORACIÓN . ................................. 34

Figura 3.7: EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN ... ................................... 35

Figura 3.8: CERÁMICA DE ALOXITA PUENTEADA VS. CERÁMICA MAL PUENTEADO ......... 52

Figura 3.9: MUESTRAS DE CARBONATO DE CALCIO ....... ........................................ 53

Figura 3.10: ILUSTRACIÓN DE LA TEORIA DE PUENTEO DE VICKERS .................. 56

Figura 3.11: FORMACIÓN DE REVOQUE EN LA CARA DE LA ZONA PR ODUCTORA ............ 58

Figura 3.12: DAÑO DE FORMACIÓN OCASIONADO A LA ZONA PRODUCTORA ... 63

Figura 3.13: REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE UNA ZONA DAÑADA ............. 65

Figura 4.1: AGITADOR MAGNÉTICO CON MEZCLA DE AGUA DESTIL ADA Y MAXDRILL ..... 74

Figura 4.2: AGITADOR HAMILTON BEACH ............... ................................................... 75

Figura 4.3: HORNO DE ROLADO ....................... ............................................................ 76

Figura 4.4: MEDIDOR DE pH ELECTRÓNICO ............. .................................................. 77

Figura 4.5: CINTAS MEDIDORAS DE pH ................ ....................................................... 78

Figura 4.6: VISCOSIMETRO ROTATIVO FANN............. ................................................ 80

Figura 4.7: FILTRO PRENSA API ..................... .............................................................. 83

Figura 4.8: BALANZA NORMAL ........................ ............................................................. 85

Figura 4.9:EQUIPO DE TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD ................................ 88

Figura 5.1: DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS DEL NÚCLEO

DEL POZO PALO AZUL 04 ............................. ....................................................... 93

Figura 5.2: DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PORO DEL NÚC LEO DEL POZO PALO

AZUL 04 ........................................... ........................................................................ 94

Figura 5.3: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON CARBONA TO CAMIX .......... 100

Figura 5.4: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON FLUIDO 2 ............................. 102




x

xvii



Figura 5.10: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON FLUIDO 8 ........................... 114

Figura 5.11: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON FLUIDO 9 ........................... 116

Figura 5.12: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON FLUIDO 10 ......................... 118









Figura 5.21: NÚCLEO OBTENIDO DEL POZO PALO AZUL 04 ................................. 135

Figura 5.22: NÚCLEO PALO AZUL 04 DESPUÉS DE LA PRUE BA PPT .................. 136

Figura 6.1: DIAGRAMA GENERAL DEL SISTEMA DE CONTROL DE SOLIDOS ..... 140

Figura 6.2: DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE CONTRO L DE SÓLIDOS ..... 141

Figura 6.3: ZARANDA VIBRATORIA KING COBRA ......... .......................................... 142

Figura 6.4: DESARENADOR KING COBRA ................ ................................................ 143

Figura 6.5:ACONDICIONADOR DE LODOS KING COBRA ..... ................................... 143

Figura 6.6: DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE DEWATE RING ..................... 145

Figura 6.7: DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE TRATAM IENTO DE AGUAS 146

x

xviii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1: INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO PALO AZUL 04 .. ........................................... 22

Tabla 2.2: PRODUCIÓN ANUAL ACUMULADA DEL CAMPO PALO AZ UL ................................ 24

Tabla 2.3: RESUMEN DE LAS RESERVAS DEL CAMPO PALO AZUL ......... .............................. 24

Tabla 2.4: ESTIMACIÓN DE LA DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ... ......................................... 25

Tabla 2.5: PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN HASTA EL AÑO 2022 ... .......................................... 26

Tabla 3.1: COMPONENTES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN ........ ....................................... 29

Tabla 3.2: PROPIEDADES REOLÓGICAS DE UN LODO DE PERFORACIÓN .. ......................... 40

Tabla 3.3: QUÍMICOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ... ................................. 47

Tabla 3.4: FUNCIONES DE LOS COMPONENTES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN .................. 51

Tabla 3.5: VALORES DE DAÑO DE FORMACIÓN Y CONDICIÓN DEL POZ O ........................... 67

Tabla 3.6: PARÁMETROS DE CONTROL EN EL DISEÑO DEL LODO DRILL -IN ....................... 68

Tabla 4.1: COMPONENTES Y CANTIDADES QUE SE USARON EN EL DISEÑO DE L LODO

DRILL-IN EN POZO ................................... ........................................................................... 71

Tabla 4.2: COMPONENTES Y LAS CANTIDADES QUE SE USARON PARA EL DI SEÑO DEL

LODO DRILL-IN EN LABORATORIO ....................... ............................................................ 73

Tabla 5.1: PARÁMETROS PETROFÍSICOS ..................... ............................................................. 93

Tabla 5.2: DISTRIBUCIÓN DE LAS GARGANTAS PORALES Y DE POROS . ............................. 94

Tabla 5.3: TAMAÑOS DE LAS GARGANTAS .................. ............................................................. 94

Tabla 5.4: DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑO DE PARTÍCULAS (DTP) PA RA LAS DISTINTAS

MUESTRAS DE CARBONATOS ................................ .......................................................... 95

Tabla 5.5: PARÁMETROS Y RANGOS PERMISIBLES DE LAS PRUEBAS FÍSI CAS PARA LA

ZONA PRODUCTORA ................................... ....................................................................... 97

Tabla 5.6: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FL UIDO 1 ................ 99

Tabla 5.7: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FL UIDO 2 .............. 101



Tabla 5.10: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FLU IDO 5 ............ 107





Tabla 5.15: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FLU IDO 10 .......... 117





Tabla 5.20: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FL UIDO 15 .......... 127



Tabla 5.23: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT USANDO LA CERÁMICA D E 5 MICRAS .... 133

Tabla 5.24: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT USANDO EL NÚCLEO DE EST UDIO ......... 135

x

xix

ABREVIATURAS

API American Petroleum Institute

ATAP Alta temperatura alta presión

bls Barriles

cp Centipoise

DR Relación de daño, (adimensional)

DTP Distribución de tamaño de partículas

ft Pies

gr Gramos

gr/cc Gramos por centímetro cúbico

Ke Permeabilidad efectiva (sin daño), (md)

Kd Permeabilidad de la zona dañada, (md)

lbf Libra fuerza

pH Potencial Hidrógeno

PPT Prueba de taponamiento de permeabilidad

PSI Libras por pulgada cuadrada

pulg Pulgadas

re Radio de drenaje, (pies)

rw Radio del pozo, (pies)

rd Radio de la zona dañada, (pies)

S Factor de daño, (adimensional)

rpm Revoluciones por minuto

ROP Tasa de penetración

TVD Profundidad Vertical Verdadera

Vp Viscosidad plástica

Yp Punto cedente

x

xx

SIMBOLOGÍA

A Área

AlO óxido de aluminio

CaCO3 Carbonato de Calcio

CO2 Dióxido de Carbono

D10 Diez por ciento

D25 Veinticinco por ciento

D50 Cincuenta por ciento

D75 Setenta y cinco por ciento

D90 Noventa por ciento

H2S Ácido Sulfhídrico

md Milidarcies

ml Mililitros

(OH)- Ión hidróxido

Pe Presión estática

Pwf Presión de fondo fluyente

µm Micrón

∆p Diferencial de presión

°F Grados Fahrenheit

°C Grados Centígrados

∆T Diferencial de tiempo

+ Positivo

- Negativo

“ Segundos

‘ Minutos

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Tomando en cuenta que el petróleo es la mayor fuente de energía que

mueve al mundo y que hasta la primera década del siglo XXI no se ha

logrado encontrar aún un sustituto eficiente para este recurso no

renovable, se hace cada vez más imprescindible el optimizar su

extracción y uso.

Parte fundamental de la perforación de pozos de petróleo son los fluidos o

lodos de perforación, de los cuales depende el éxito o fracaso de la

producción de hidrocarburos, ya que la invasión del filtrado de lodo hacia

la formación que se presenta durante la perforación, es una de las

principales causas de daños a la formación.

Una de las técnicas para minimizar el filtrado de fluido a la formación

productora es el puenteo, cuyo objetivo principal es el de formar un sello

en la cara de la arena de interés, esto permite proteger la zona productora

de la invasión de la fase sólida y líquida presente en el fluido de

perforación, minimizando el daño a la formación ocurrido por el ingreso

del filtrado en la formación porosa, esto se logra mediante la adición de al

fluido de perforación de agentes puenteantes con una adecuada

granulometría de sus partículas, como es el carbonato de calcio ó sales

minerales, que también pueden utilizarse como densificantes para el fluido

diseñado.

El puenteo es un fenómeno que se origina en una roca porosa, tiene

como finalidad no dejar pasar sólidos al interior de los poros, formando

una especie de barrera o revoque para impedir el paso de una invasión

profunda dentro de ella ya sea de la fase solida o liquida del fluido de

perforación. Un puenteo adecuado evita daños de formación y baja

producción en la zona de interés. Se realiza agregando al fluido de

perforación un material de puenteo, el cual debe poseer una

2

2

granulometría especifica en relación a los espacios porales de la

formación, que genera una sello efectivo que no altera las características

de producción del yacimiento.

En este proyecto se pretende determinar la mezcla adecuada de

carbonato de calcio, que permita a través de la optimización del puenteo

minimizar el daño a la formación productora, asegurando así, una máxima

eficiencia en el proceso de perforación. La relación que existe entre el

carbonato de calcio y el puenteo es directa, esto se debe a que una

distribución granulométrica que se ajuste a las distribuciones de los poros

de la formación de estudio permitirá un puenteo efectivo que forme un

revoque de buena calidad que reduzca la migración de filtrado a la zona

productora.

Se realizaron pruebas físicas de laboratorio de reología, filtrado API,

estabilización del pH en los lodos de perforación diseñados y prueba de

taponamiento de permeabilidad (PPT) usando discos de aloxita que

simularon las condiciones petrofísicas del reservorio, y se procuró

encontrar la formulación adecuada del fluido, que permita optimizar el

proceso de puenteo, y por consiguiente reducir el daño a la formación.

Se utilizó la teoría de puenteo de Vickers debido a que esta teoría ha

demostrado en distintos estudios científicos una mayor efectividad con

respecto a la teoría de Abrams al momento de seleccionar la

granulometría más adecuada de los distintos carbonatos de calcio

utilizados, estas teoría se explica en detalle en el capítulo III.

Una vez encontrada la combinación adecuada de los componentes del

fluido de perforación Drill-in, se realizó la prueba de taponamiento de

permeabilidad (PPT) directamente en un núcleo obtenido del pozo Palo

Azul 04, específicamente de la arena productora Hollín, tomado a una

profundidad de 10552,40’, prueba que servirá para comprobar el buen

funcionamiento del fluido elaborado.

3

3

Se realizó este proyecto con respecto al núcleo en mención debido a que

futuras operaciones de perforación de pozos horizontales que la empresa

Qmax lleve a cabo en el campo Palo Azul tienen como finalidad puentear

o sellar la arena productora Hollín.

Todo este estudio tiene el propósito de encontrar un fluido de perforación

Drill-in que pueda ser considerado por la empresa Qmax, el cual pueda

emplearse para futuras operaciones de perforación de pozos horizontales

en el Campo Palo Azul, arena productora Hollín, que minimice el daño a la

formación mediante la creación de un revoque impermeable como

resultado de un puenteo efectivo.

En el análisis técnico se determinó las proporciones en porcentaje más

óptimas de carbonato de calcio para producir un puenteo efectivo tanto en

las cerámicas de prueba como en el núcleo.

Las pruebas de laboratorio más relevantes para este fin son las pruebas

físicas, como la de filtrado API y la de taponamiento de permeabilidad.

Estas pruebas tienen como finalidad obtener un filtrado de lodo y una

costra; con respecto al filtrado interesa conocer que fluido arrojó menos

cantidad de filtrado, mientras que el revoque obtenido de las pruebas

antes mencionadas debería ser uniforme, delgado y de fácil remoción.

De las pruebas físicas desarrolladas y de la prueba de taponamiento de

permeabilidad, se conoció la forma, espesor y consistencia del revoque o

costra de lodo formado en la cerámica de aloxita usada en el equipo PPT,

dicho revoque al contacto con una fase soluble como agua ó ácido,

permitió determinar la capacidad de ser removido, lo que facilitará a futuro

la producción de un pozo después de la fase de perforación.

1.1 ENUNCIADO DEL TEMA

Diseño de un fluido de perforación Drill-in compuesto por carbonato de

calcio para minimizar el daño en formaciones productoras en el campo

Palo Azul.

4

4

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El problema identificado es la invasión a la formación de la fase líquida y

sólidos finos del fluido de perforación, por consiguiente; una disminución

de porosidad y permeabilidad de la arena productora, lo cual genera una

caída en la producción conocida como daño de formación.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 Objetivo General

Diseñar un fluido de perforación Drill-in compuesto por carbonato de

calcio (CaCO3) que permita obtener un puenteo óptimo en formaciones

productoras.

1.3.2 Objetivos Específicos

• Seleccionar adecuadamente la granulometría de los diferentes

carbonatos de calcio utilizados en la realización del fluido de

perforación Drill-in.

• Diseñar diferentes tipos de fluidos Drill-in utilizando carbonato de

calcio de distinta granulometría como agente de puenteo.

• Simular las condiciones de presión y temperatura que existen en el

pozo de estudio usando el equipo PPT “Permeability Plugging

Test”.

• Identificar el mejor agente puenteante o a su vez la mejor mezcla

de carbonato de calcio a utilizarse por medio de las distintas

pruebas de laboratorio.

• Recomendar el uso del lodo Drill-in diseñado que permitió formar

un puenteo óptimo en la formación productora.

5

5

1.4 JUSTIFICACIÓN

El desarrollo de esta tesis se realizó por la necesidad de conocer cual es

el agente de puenteo, en este caso carbonato de calcio (CaCO3), cuya

distribución granulométrica sea la que más se ajuste a las características

petrofísicas del reservorio Hollín en el campo Palo Azul, específicamente

en lo que respecta a tamaño de gargantas porales y tamaño de poro, a fin

de sellar los espacios porales de la formación mencionada. El trabajo

experimental se llevó a cabo en el laboratorio de la empresa Qmax

Ecuador, en donde se usaron los siguientes equipos: filtros prensa API,

equipo de taponamiento de permeabilidad, agitadores, medidores de pH

electrónicos y todos los reactivos químicos y componentes del lodo a

realizar, los cuales son mencionados en el capítulo IV.

Qmax Solutions se especializa en fluidos de perforación, fluidos de

completación, control de sólidos y manejo ambiental.

De las pruebas físicas desarrolladas y de las pruebas de taponamiento de

permeabilidad, se conoció la forma, espesor y consistencia del revoque o

costra de lodo formado en la cerámica de aloxita usados en el equipo

PPT, los revoques obtenidos fueron sometidos a remoción al contacto con

una fase soluble como agua o a su vez ácido.

La empresa Qmax tendría otra combinación de un fluido Drill-in que

podría ser usada en la perforación de pozos horizontales con la finalidad

de evitar daños de formación, pega de tubería y aumento en la producción

de la arenas hidrocarburíferas.

1.5 HIPÓTESIS

La hipótesis planteada pretende encontrar una formulación optimizada de

carbonato de calcio de distintas granulometrías, que ayuden a diseñar un

fluido perforación Drill-in, que permita formar un puenteo efectivo en la

cara de la arena productora para minimizar el daño a la formación.

6

6

1.6 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD

Este trabajo de investigación fue factible de realizar por que se contó con

el talento humano idóneo y el apoyo del personal capacitado de la

empresa, los recursos bibliográficos y el acceso a publicaciones

especializadas para recabar la información requerida, así como los

manuales de procedimientos de todas las pruebas realizadas, y los

equipos utilizados, en busca de la mezcla óptima del fluido de perforación

Drill-in cuyo principal agente puenteante es el carbonato de calcio

(CaCO3).

El presente trabajo fue auspiciado por la empresa Qmax y fueron

necesarios 4 meses para finalizar este proyecto a partir de la aprobación

del protocolo de tesis presentado.

Accesibilidad: Al ser de interés para la empresa Qmax Ecuador realizar

un análisis teórico y técnico sobre el puenteo de la arena productora

Hollín del campo palo azul, la empresa me brindó las facilidades

económicas, logísticas y técnicas para el desarrollo de esta investigación.

1.7 DISEÑO METODOLÓGICO

1.7.1 Tipo de estudio

El tema propuesto como proyecto de tesis se lo realizó mediante una

investigación experimental, el desarrollo íntegro de este estudio fue

realizado en el laboratorio de Qmax.

La investigación documental para este proyecto fue el punto inicial para el

desarrollo y ejecución del mismo, al igual que investigaciones, análisis y

estudios anteriores, fueron de gran utilidad para el mejor entendimiento y

evolución de la investigación.

7

7

1.7.2 Universo y muestra

El universo está conformado por una infinidad de posibles mezclas de los

diferentes componentes de un fluido de perforación, con infinidad de

posibles proporciones del agente puenteante, que en este caso será el

carbonato de calcio.

De todas las combinaciones posibles que hacen el universo de la

investigación, se diseñaron 17 fluidos considerados los más

representativos, de conformidad con la información petrofísica obtenida de

la estructura del núcleo.

Todos los fluidos diseñados fueron sometidos a las distintas pruebas

físicas tanto antes como después de rolar, el rolar es un proceso en el

cual el fluido es ingresado a un horno de calentamiento a 200°F para

simular la temperatura que existe en el reservorio el cual permite conocer

el comportamiento reológico que tendrá el fluido en condiciones reales.

Para la realización de la prueba de taponamiento de permeabilidad (PPT)

se utilizaron 34 cerámicas de aloxita (AlO),conocidos también como

discos experimentales, con las cuales se determinó la cantidad de filtrado

y la calidad del revoque arrojado por cada uno de los fluidos

mencionados, con el fin de encontrar el carbonato de calcio cuya

granulometría cumpla las condiciones que establecen las teorías de

puenteo utilizadas en este proyecto, y así encontrar el fluido óptimo, que

cumpla con los parámetros de validación de un fluido Drill-in, que pueda

ser utilizado en la perforación de pozos horizontales.

Los parámetros más importantes para considerar o desechar dicho fluido

son: el espesor y calidad del revoque obtenido tanto en el disco de aloxita

experimental como en el núcleo del pozo Palo Azul 04 de la arena

productora Hollín, la cantidad de filtrado obtenido después de realizar las

pruebas de taponamiento de permeabilidad, la prueba de filtrado API, la

viscosidad plástica y el punto cedente.

8

8

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES DEL CAMPO PALO AZUL

2.1 ANTECEDENTES DEL LUGAR DE ESTUDIO

El campo Palo Azul fue descubierto con la perforación del pozo Palo

Azul-A en el año 1999. Encontrando como arenas productoras a Basal

Tena y Hollín. El pozo llegó a una profundidad de perforación de 10423

pies (TVD). Posteriormente en el año 2000 se perforó el pozo Palo Azul-

B para probar la continuidad del reservorio Hollín y de la estructura fuera

de los límites del bloque 18. Actualmente, el campo tiene 31 pozos

perforados, de los cuales 29 son productores de petróleo y 2

pozos son utilizados para la reinyección del agua.

El principal reservorio del Campo Palo Azul es la arenisca de la formación

Hollín, y como secundarias la arenisca del miembro Basal Tena y las

areniscas de miembro U y T de la formación Napo en donde se

encuentran acumulaciones de hidrocarburos.

El presente trabajo se limitará al estudio de la arena Hollín, debido a que

dicho reservorio va a ser el objetivo productor que debe ser alcanzado

por las futuras perforaciones que la empresa Qmax realice en el campo

Palo Azul. Y es precisamente de esta zona que se obtuvo un núcleo de la

arena en mención del pozo Palo Azul 04 para realizar un estudio

petrofísico para determinar la distribución de gargantas porales de esa

formación productora.

2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

Este campo es operado actualmente por Petroamazonas, se

encuentra ubicado al noroeste del campo Sacha, al Este del Río Coca y

noreste del Campo Pucuna, en la Provincia de Orellana de la Región

Amazónica del Ecuador, como se indica en la Figura 2.1.

9

9

2.3 LÍMITES

El Bloque 18 se encuentra limitado al Norte por el Bloque 11, al sur por

los Bloques 7 y 21, al Este por los campos petroleros estatales de

Petroecuador y al Oeste por el Parque Nacional Sumaco.

Figura 2.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO UNIFICADO AZUL

FUENTE: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS – ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC

2.4 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA

Geológicamente el campo Palo Azul se ubica al Oeste del eje axial de la

subcuenca cretácica Napo y es un entrampamiento estructural,

representado por un anticlinal asimétrico. El eje principal tiene una

dirección preferencial aproximadamente Norte-Sur a Noreste-Suroeste,

1

10

de unos 10 km de largo y un ancho máximo en dirección Oeste-Este de

5 km. El campo está limitado al Este por una falla inversa de alto ángulo

que se origina en el basamento.

La evaluación de los primeros registros eléctricos realizados a hueco

abierto mostraron la existencia de una importante columna con

saturación de petróleo en la Formación Hollín, además se efectuaron

pruebas de producción en varios intervalos del pozo Palo Azul-B para

comprobar la continuidad del reservorio.

En el corte geológico oeste-este del Ecuador de la figura 2.2, se

encuentra la ubicación del Bloque 18 con respecto al contexto

geotectónico regional del Ecuador.

Figura 2.2: CORTE GEOLÓGICO (O-E) DEL ECUADOR Y UBICACIÓN DEL CAMPO PALO AZUL

FUENTE: PLAN DE DESARROLLO DE LOS CAMPOS PALO AZUL Y PATA

DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC

La estructura Palo Azul es un anticlinal asimétrico de dirección Norte-Sur

limitado al Este y Sur por la falla inversa Palo Azul. Su parte más ancha

se encuentra al Sur con una longitud de 5.6 Km. y en su parte más

delgada al Norte con 2 Km. La longitud de la estructura es

aproximadamente de 11.3 Km. La parte más alta de la estructura se

1

11

encuentra a una elevación de profundidad de 8870 pies. El eje del

anticlinal tiene una dirección NE-SW.

Las zonas más altas se encuentran al Sur y va decayendo hacia el Norte

y Oeste.

Figura 2.3: MAPA ESTRUCTURAL DEL TOPE DEL RESERVORIO HOLLIN

FUENTE: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC

1

12

2.5 CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS

“La secuencia sedimentaria está depositada sobre un basamento

cristalino correspondiente al margen occidental del Escudo Precámbrico

Guayanés. La estratigrafía de la cuenca puede subdividirse en tres

mega secuencias con diferentes características sedimentológicas,

tectónicas y magmáticas que reflejan las distintas etapas evolutivas de la

Cuenca Oriente”1.

Mega-secuencia Cretácica

“La mega-secuencia cretácica se subdivide en 3 unidades principales:

la Formación Hollín, la Formación Napo y el miembro basal arenoso de

la Formación Tena. A su vez, estas formaciones han sido sub-

divididas en miembros litológicos”2. Esta nomenclatura, establecida

por Texaco en los años 60, continúa siendo usada por la industria

petrolera en la actualidad.

“La Formación Hollín está compuesta esencialmente por areniscas

cuarzosas, las cuales presentan facies fluviales (llanura de inundación

aluvial y depósitos de tipo marino) hacia la base, depósitos de estuario

con dominio de mareas en su parte media y hacia el tope la

secuencia es colmada con sedimentos depositados en un ambiente

de planicie costera y plataforma marina poco profunda”.3

“Estas arenas provienen de la erosión del Escudo de Guyana ubicado

posiblemente al Sur-Este de la cuenca. La Formación Hollín reposa en

discordancia erosiva sobre los sedimentos pre-cretácicos y rocas

cristalinas subyacentes mostrando una geometría en “backsteppening”,

acuñándose hacia el Este de la Cuenca Oriente. El espesor varía desde

30 m al este de la cuenca a 300 m al oeste y sur oeste.

La parte superior de la Formación Hollín que debería incluir además

1 (Baldock, 1982) 2 (Tschopp, 1953) 3 (Toro, 1997, White et al., 1995)

1

13

la Caliza C, es considerada de carácter marino, y tiene un espesor

variable de un pozo a otro, pudiendo incluso estar ausente o presente

únicamente como Caliza C. Esta sección está constituida por areniscas

cuarzosas finas a muy finas, intensamente cementadas, con abundante

glauconita y bioclastos como componentes secundarios. En general las

propiedades como reservorio de esta unidad son pobres, debido a que

presentan bajas porosidades y permeabilidades.

La parte principal de Hollín se caracteriza por una sucesión de

sedimentos no marinos, depositados en un ambiente continental a

transicional, variando desde llanura costera a estuario con rangos de

marea micro a meso-mareal. En general, este miembro se caracteriza

por presentar sucesiones constituidas casi exclusivamente por niveles de

areniscas limpias, con finas intercalaciones de niveles limolíticos”4.

Los registros Gamma Ray y los datos de núcleos disponibles sugieren

que la parte inferior de la Formación Hollín está constituida por areniscas

limpias y masivas, depositadas en un sistema fluvial posiblemente de tipo

uniforme, como secuencias de point bar y relleno de canal. Sobre la

sección fluvial se encuentra una sucesión de areniscas con un mayor

contenido en sedimentos finos en los que se incluyen limos y algunas

arcillas. La interpretación de los registros eléctricos, sustentada en la

integración de datos de testigo de corona, sugiere que se trata de arenas

depositadas en un estuario, correspondiendo a pequeños canales y

barras de marea.

La totalidad de la producción del Campo Palo Azul proviene de esta

sección constituida por facies de estuario, normalmente como barras de

marea y secuencias de “tidal point-bar”.

La Formación Napo (Albiense Inferior a Campaniense Superior) es

concordante sobre la Formación Hollín. Es una formación heterolítica

caracterizada por una alternancia de areniscas cuarzosas, calizas, y 4 (Jaillard, 1997; Shanmugan et al., 2000)

1

14

margas y lutitas depositadas en una plataforma marina somera.

“Esta formación contiene ciclos sedimentarios asociados a fluctuaciones

eustáticas ocurridas durante el Cretácico”5. Basándose en criterios

litológicos, la formación Napo se sub-divide, de base a techo, en las

siguientes unidades litológicas:

Lutitas Napo Basal, depositadas sobre la Formación Hollín. Esta unidad

se caracteriza por una secuencia monótona de lutitas negras no calcáreas

ricas en material orgánico en la base y que evolucionan a calizas

fosilíferas intercaladas con niveles arenosos glauconíticos al tope. Las

Lutitas Napo Basal varían su contenido litológico lateralmente,

evolucionando a facies más calcáreas hacia el Este de la Cuenca.

El Miembro Arenisca “T”, de edad Albiense Superior, dentro de la

Formación Napo, solo el Miembro Arenisca T presenta intervalos con

propiedades como reservorio. En general, todo el Miembro Arenisca T

está compuesto por una sucesión de facies marinas someras: Forma una

secuencia estrato y grano decreciente que reposa en discordancia sobre

las Lutitas Napo Basal.

En general, el Miembro Arenisca T presenta una composición heterolítica,

conteniendo predominantemente niveles de arenitas calcáreo-

carbonáticas con glauconita, con intercalaciones de niveles lutíticos. Hacia

la base de este miembro aparecen niveles finos de arenitas cuarcíticas

cementadas con contenidos en glauconita inferiores al 5%.

Estas areniscas se presentan intensamente cementadas y con abundante

glauconita, presentan en general tonalidades verdosas a marrón claro. Se

trata de cuarzo-arenitas constituida por granos de tamaño muy fino a fino,

con formas sub-redondeadas a redondeadas y pobremente a

moderadamente seleccionadas.

5 (Haq et al., 1988)

1

15

La Caliza B, de edad Albiense Tardío, está constituida por una secuencia

de lutitas carbonatadas y calizas fosilíferas y margosas.

Las Lutitas Napo Medio, de edad Cenomaniense Temprano, están

constituidas por una alternancia de lutitas laminadas, calizas margosas y

calizas arcillosas que pueden ser, localmente, muy potentes.

El Miembro Arenisca “U”, de edad Cenomaniense Medio, forma una

secuencia estrato y grano-decreciente que reposa en discordancia sobre

las Lutitas Napo Medio. En general, todo el Miembro Arenisca U está

compuesto por una sucesión de facies marinas someras. El Miembro

Arenisca U está constituido por una alternancia de cuarzo-arenitas,

niveles calcáreos y de lutitas negras. Los cuarzo-arenitas tienen como

componente mayoritario granos de cuarzo, de color blanco a translúcidos,

de tamaño muy fino a fino y selección moderada a pobre. Predominan los

granos sub-angulares a sub-redondeados. Estos cuarzo-arenitas son

friables a moderadamente consolidadas, con cemento silíceo y/o

carbonatado y pobre porosidad visual. Hacia el Oeste, las areniscas del

miembro U pasan lateralmente a una secuencia predominantemente

carbonatada.

“La Caliza A, localizada inmediatamente sobre las areniscas del Miembro

U, representa uno de los mejores marcadores sísmicos. Se puede sub-

dividir en tres unidades”6.

La parte inferior y superior se caracterizan por una potente sección de

calizas con fábricas de tipo grainstone, packstone y wackestone, típicas

de un ambiente de plataforma carbonatada interna a media.

La unidad intermedia está representada por una sección de grano más

fino con abundancia de fósiles y nódulos sugiriendo condensación de la

sedimentación.

6 (White et al., 1995)

1

16

La Caliza M-2, de edad Turoniense, presenta características muy

similares a la Caliza A, siendo uno de los mejores marcadores sísmicos y

de correlación en la cuenca.

Las Lutitas Napo Superior, de edad Coniaciense a Santoniense,

representan un potente intervalo de lutitas calcáreas, intercaladas con

limolitas glauconíticas.

Al tope de la Formación Napo se encuentra el Miembro Arenisca M-1. Es

una arenisca de cuarzo, translúcida a transparente de color marrón claro,

grano medio a grueso, subangular y subredondeado, selección pobre a

moderada, friable a moderadamente consolidada, cemento silíceo,

ocasionalmente arcilloso.

La Arenisca M-1 tiene un contacto basal erosivo, con depósitos de

ambiente fluvial que gradan a estuarino y marino somero, presentan una

arquitectura de depósito estrato y grano decreciente. Su edad es

Campaniano temprano a medio.

Desde un punto de vista secuencial, el relleno cretácico se puede dividir

en, al menos 5 secuencias deposicionales de segundo a tercer orden en

las escalas de Vail et al. (1991) y Mitchum y Van Wagoner (1991).

La secuencia tipo, comienza con una discontinuidad regional sobre la que

se depositan sedimentos fluvio-deltáicos, evolucionando progresivamente

hacia techo a facies marinas someras en las que se va incrementando la

influencia mareal. La parte superior de la secuencia está constituida por

una alternancia de niveles finos de calizas fosilíferas (equivalente de las

calizas A, B, M-2 y M-1), limos arcillosos bioturbados, y niveles finos de

areniscas glauconíticas depositados en un ambiente de plataforma

continental media a externa.

1

17

Mega-secuencia Terciaria.

La mega-secuencia terciaria contiene varias formaciones, la mayoría

depositadas en un ambiente continental con facies predominantemente

fluviales, normalmente asociadas al levantamiento de la Cordillera Andina.

Estas formaciones se detallan a continuación:

La Formación Tena (Maastrichtiense-Paleoceno), es una secuencia de

sedimentos rojos (arcillas, areniscas y conglomerados) depositados en un

ambiente continental, que son el producto del levantamiento y posterior

erosión de la Cordillera Real.

La base de la Formación Tena es una importante superficie erosiva que

trunca los sedimentos de la subyacente Formación Napo. Esta

discontinuidad erosiva, muy evidente en la parte occidental de la cuenca,

se atenúa progresivamente hacia el oriente donde pasa a tener una

relación de conformidad.

El miembro arenoso situado en la base de la Formación Tena se

denomina Basal Tena y constituye, en numerosos puntos de la cuenca,

un importante reservorio.

La Formación Tiyuyacu, de edad eocena, se divide en tres miembros,

Tiyuyacu Inferior, Tiyuyacu Medio y Tiyuyacu Superior. La litología

predominante de esta formación son sedimentos de grano fino (lutitas y

arcillas) con intercalaciones finas de arena en los miembros superior y

medio, que pueden ser arenas conglomeráticas o conglomerados en el

miembro inferior.

“El Miembro Inferior de la Formación Tiyuyacu, es un depósito de arenas,

arcillas abigarradas y conglomerados constituidos de clastos de Chert.

Estos clastos “exóticos” son el producto de la erosión de la Cordillera

Real. Esta unidad se encuentra en discordancia erosiva sobre los

sedimentos de la Formación Tena. Su espesor varía de 100 a 500 m.

1

18

El Miembro Superior de la Formación Tiyuyacu presenta la misma

composición y génesis que el Miembro Inferior y ha sido separada de ésta

porque su base es de carácter erosivo conteniendo abundantes depósitos

de conglomerados, con un espesor que varía de 100 a 200 m”7.

La Formación Orteguaza sobreyace la Formación Tiyuyacu, y está

constituida por una secuencia de areniscas y lutitas negras depositadas

en un ambiente marino. La presencia de nódulos de pirita indica un

ambiente reductor. El espesor varía de 25 m en la zona subandina a 250

m en el centro de la cuenca.

La Formación Chalcana son sedimentos continentales, su parte basal es

el equivalente lateral de la Formación Orteguaza y está constituido por

arcillolitas rojas con nódulos calcáreos intercalado con niveles de

areniscas y micro conglomerados.

Secuencia Mio-Pliocénica. Es una secuencia de depósitos continentales,

constituida por las formaciones Arajuno, Chambira, Mesa y Mera, que son

los sedimentos de relleno de la cuenca de ante-país, están formadas por

alternancias de arcillas, areniscas y micro-conglomerados, cuya potencia

varia de 700 a 1000 m.

2.6 TIPO DE DEPOSITACIÓN

“Se define como un ambiente fluvial a las arenas de la zona inferior

de Hollin, seguido por un ambiente estuarino dominado por mareas y

que terminan con depósitos de costa y mar abierto donde se deposita

la caliza “C” que es el nivel que cierra la secuencia de depósito”8.

En la Figura 2.4 se ilustra el modelo de evolución de la secuencia

depositacional.

7 (Baby et al., 1999) 8 (Dashwood y Abbotts, 1990; Baby et al., 1999)

1

19

Figura 2.4: MODELO DE EVOLUCIÓN DE LA SECUENCIA DEPOSITACIONAL

FUENTE: PLAN DE DESARROLLO DE LOS CAMPOS PALO AZUL Y PATA DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC

2.7 FORMACIÓN HOLLÍN

Esta formación en el área del campo Palo Azul ha sido dividida en 4

zonas principales:

Zona 1 (mar abierto), Zona 2 (planicie costera), Zona 3 (Estuarino

dominado por mareas) y Zona 4 (Fluvial), las mismas que fueron

interpretadas para realizar el modelo estratigráfico del reservorio.

El tope de la Formación Hollín se asocia al tope de la Caliza C,

fácilmente reconocible en los registros eléctricos. El tope de la caliza

C está asociado a un reflector sísmico característico.

Zona 1: con sedimentos de mar abierto caracterizado por la presencia

de depósitos calcáreos y asociados a la Caliza C.

Zona 2: con sedimentos marinos, y de planicie costera caracterizados

por la presencia abundante de glauconita y de fauna marina.

2

20

Esta zona está constituida por areniscas cuarzosas finas a muy finas

intensamente, bioturbadas y cementadas con abundante glauconita y

bioclastos como componente secundario. En general las propiedades

como reservorio son pobres debido a que presentan bajas porosidades

y permeabilidades.

Zona 3: con depósitos de ambiente estuarino principalmente dominado

por mareas, se caracteriza por una sucesión de sedimentos

depositados en un ambiente continental a transicional variando

desde llanura costera a estuario con rangos de marea micro a meso-

mareal.

En general, se caracteriza por presentar sucesiones constituidas en

mayor porcentaje, por niveles de areniscas limpias, con finas

intercalaciones de niveles limolíticos y lutíticos, estas características

hacen que esta zona sea la principal en el reservorio.

Zona 4: con depósitos de ambiente fluvial, de tipo entrenzado en la

base, gradando a meandriforme hacia el tope. Los registros Gamma

Ray y los datos de corona disponibles sugieren que la Zona 4 de

la Formación Hollín está constituida por areniscas limpias y

masivas, depositadas en un sistema fluvial posiblemente de tipo

meandriforme, como secuencias de point bar y relleno de canal.

Sobre la sección fluvial se encuentra una sucesión de areniscas con un

mayor contenido en sedimentos finos (limos y arcillas).

La interpretación de los registros eléctricos, sustentada en la

integración de datos de testigo de corona, sugiere que se trata de

arenas depositadas en un estuario, correspondiendo a pequeños

canales y barras de marea.

En la Figura 2.5 se describe las características litológicas de la

formación Hollín, subdividida en sus principales zonas.

2

21

Figura 2.5: CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN HOLLÍN

FUENTE: PLAN DE DESARROLLO DE LOS CAMPOS PALO AZUL Y PATA

DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE RESERVORIOS-ECUADOR TLC

2

22

2.8 MECANISMO DE DRENAJE EN EL RESERVORIO HOLLIN

El mecanismo de drenaje en el reservorio Hollín del campo Palo Azul es

empuje de agua debido a la presencia del acuífero de fondo. Este

acuífero es considerado como infinito, está distribuido en toda el área del

bloque 18 y tiene una potencia promedia de 150 pies.

El reservorio con hidrocarburo del Campo Palo Azul en la formación Hollín

tiene un espesor promedio de 44 pies y que se encuentra conectado

hidráulicamente a un gran acuífero de fondo.

2.9 INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO PALO AZUL 04

En la tabla 2.1 se presenta la información general del pozo Palo Azul 04,

del cual se obtuvo un núcleo de la arena productora Hollín para la

realización de la prueba de taponamiento de permeabilidad (PPT).

Tabla 2.1: INFORMACIÓN GENERAL DEL POZO PALO AZUL 04 Clasificación: Desarrollo Objetivos: Formación Hollín (inferior y superior) Concesión: Bloque 18

Coordenadas superficiales: Lat. 00° 10’59.12”S Y: 9’979.750,06

Long. 76°58’3.31” W X: 281.006,07

Coordenadas de Fondo: Lat. 00°11’24.66”S Y: 9’979750,06

Long. 76°58’5.39” W X: 280.941,65

Elevación: G.L: 1012 pies m.s.n.m. KB: 1035 pies m.s.n.m.

Inicio de la perforación: mayo25,2003

Fin de la perforación: junio18,2003 Profundidad total: 10721’ PM, 10192’ PPV FUENTE: REPORTE FINAL DE GEOLOGÍA, JUNIO 2003, ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE GEOLOGÍA-ECUADOR TLC

2

23

2.10 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

El Campo Palo Azul comienza sus operaciones de producción de crudo a

partir del año 1999, con el pozo exploratorio Palo Azul 01, produciendo un

acumulado de 800 barriles durante todo el año y un corte de agua del 0%.

En el año 2000 se perfora un pozo de evaluación y a partir del 2003 se

perfora pozos de desarrollo. La presencia de un acuífero en el reservorio

ayuda a recuperar el fluido desde el fondo hasta superficie.

En el Campo Palo Azul se tiene hasta el 30 de Noviembre del 2010 en

producción 29 pozos productores. En la tabla 2.2 se resume la cantidad

de petróleo producido en cada año.

2.11 RESERVAS

2.11.1 Reservas Probadas

Es el volumen de hidrocarburos que resulta de la diferencia de las

reservas probadas y de la producción acumulada al momento de la

estimación, este volumen es un indicativo del potencial de un yacimiento,

a más de ser una base o justificativo para operaciones futuras en un

campo.

En base al estudio de simulación matemática, el mismo que para

su ajuste a historia se incorporaron 29 pozos productores,

información actual izada hasta Diciembre del 2010, se determinó la

proyección de producción hasta el 18 de Octubre del 2022. En

dicha proyección se incorporaron 4 Re-entradas y 4 pozos nuevos de

evaluación. Los resultados obtenidos fueron:

La Recuperación Final Probada para el Campo Palo Azul, reservorio

Hollín, sería de 108.7 millones de barriles de petróleo.

2

24

2.11.2 Reservas Remanentes

El valor de las Reservas Remanentes del Campo Palo Azul se estimó

en 53.9 millones de barriles de petróleo.

Tabla 2.2: PRODUCIÓN ANUAL ACUMULADA DEL CAMPO PALO AZUL PALO AZUL, AREAN HOLLÍN

AÑO

PRODUCCION BRUTA (BFP)

PRODUCCION DE PETROLEO (BPP)

MBLS MBLS

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

0.8

6.9

42.9

474.4

4127.2

6534.2

9668.2

13678.7

14156.9

18803.0

0.8

6.9

42.2

464.3

3756.9

6431.0

9294.5

12290.3

10814.7

11761.5 FUENTE: DEPARTAMENTO DE PRODUCCIÓN-ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE PRODUCCIÓN-ECUADOR TLC La Tabla 2.3 presenta un resumen de las Reservas del Campo Palo Azul Tabla 2.3: RESUMEN DE LAS RESERVAS DEL CAMPO PALO AZUL

POES (MMBLS)

Acumulado

31/12/2008 (MMBLS)

Recuperacón Final Probadas (MMBLS)

RESERVAS REMANENTES

Factor de

Recobro (%)

322.2

54.8

108.7

53.9

33.7

FUENTE: DEPARTAMENTO DE PRODUCCIÓN-ECUADOR TLC ELABORADO POR: DEPARTAMENTO DE PRODUCCIÓN-ECUADOR TLC

2

25

2.12 DECLINACIÓN DEL CAMPO

La declinación de producción de petróleo del campo Palo Azul se

lo determinó mediante el análisis de la producción histórica del

mismo. La producción acumulada al 31 de Diciembre del 2008 del

campo fue de 54.8 MMBLS de petróleo que representa el 50 % de la

recuperación total hasta el año 2022, estimada en 108.7 MMBLS de

petróleo. Con este valor de producción acumulada de petróleo y

con 6 años de producción del mismo la declinación efectiva anual

se estimó en 26 %, utilizando el método exponencial así:

q = qi.e-at

Donde:

a= 26%tasa efectiva anual

t=1 año

e=2.7178

Tabla 2.4: ESTIMACIÓN DE LA DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN


2

26

El valor de declinación del 26 % promedio es efectivo a partir del año

2010, debido a que durante el año 2010 se realizarán actividades de

fracturamiento hidráulico y reentradas que permitirán incrementar la

producción hasta un máximo de 32000 BPPD a finales del año 2009.

Con la actividad programada para el año 2009 la declinación estimada

estaría en el orden del 9% anual. Para los siguientes años la

declinación se estima en 25% para el año 2010, 23% para el año

2011, 28% para el año 2012, estos valores de declinación son estimados

con la actividad programada de perforación de acuerdo al cronograma

de actividad propuesto. Para todo el período comprendido entre los

años 2010 y 2022 la declinación promedio estimada sería de 26%

anual. La figura 2.5 presenta la predicción de producción de petróleo

hasta el año 2022.

Tabla 2.5: PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN HASTA EL AÑO 2022


2

27

CAPÍTULO III

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN

3.1 INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

En los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se usaba

agua como fluido que al mezclarse con los sólidos de formación formaban

el lodo.

Si el lodo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua para

adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo de

reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la

perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva.

Las arcillas más usadas para dar peso al lodo fueron de naturaleza

sedimentarias, despreciando a las arenas y arcillas duras, recomendando

un 20% en peso de arcilla en agua.

En 1916 Lewis y Mc-Murray definieron al lodo como una mezcla de agua

con algún material arcilloso que pueda permanecer en suspensión por

tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a 1.1 g/cc. Decían

que un buen lodo debía ser capaz de sellar arenas de formación y

contrarrestar las presiones del gas.

En 1921 Stroud fue encargado de encontrar un medio para aumentar la

densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas. Así surgió el óxido

de hierro para preparar lechadas rápidas y bombeable de 15 a 18 lb /gal.

En 1922 se experimentó con baritina, material que presentaba ventajas

sobre el óxido de hierro como tener alta gravedad especifica, no es

abrasivo, no es tóxico; se usó en gran escala recién para el año 1929,

solucionando el problema de la viscosidad necesaria para suspender el

material.

2

28

La búsqueda y solución de los problemas de la viscosidad para suspender

el material perforado, dio lugar a varios aditivos que cumplan con dicho

objetivo. Primero se desarrollaron compuestos y mezclas de aluminato de

sodio y soda cáustica para en 1929 descubrir las arcillas bentoníticas con

ventajas superiores para controlar viscosidad y filtrado en la formación.

La bentonita daba viscosidad y control de filtrado en lodos base agua

dulce, la misma no tenia buenos resultados en lodos base agua salada.

En 1937, para tener mejor control de filtrado se desarrolló coloides

orgánicos, tales como el almidón de maíz, pero este es un producto que

se fermenta, posteriormente se investigó otros materiales que fermentan

menos con la temperatura llegando al descubrimiento del carboximetil

celulosa.

Al profundizar un pozo, surgió el problema de alta viscosidad en los lodos,

necesitando productos que bajen su viscosidad, descubriéndose así los

fosfatos no hidratados; en 1930 Parsons discute el efecto del pH sobre la

viscosidad del lodo.

En 1937 Hausser y Reed diseñaron un aparato para medir la pérdida de

fluido en condiciones estáticas y presiones de 100 PSI. Más tarde se

diseñó el filtro prensa para medir fluido a altas presionas y temperaturas

en condiciones estáticas.

Los lodos de emulsión inversa fueron desarrollados en 1950, y consistían

en una fase continua base aceite y una base discontinua base agua, que

se encuentran en forma de emulsión; fue necesario desarrollar algunos

asfaltos y emulsificantes para estabilizarla.

Todo lodo al perforar genera sólidos de formación que si no son

eliminados, las propiedades reológicas decaen y el manejo del lodo se

hace más difícil, es por esto que todo equipo de perforación contaba

inicialmente con una zaranda bastante rudimentaria para tratar de eliminar

los sólidos de mayor tamaño.

2

29

3.2 DEFINICIÓN

El fluido de perforación o lodo como es conocido usualmente, puede ser

cualquier mezcla de sustancias o una sola sustancia que tenga

características físicas y químicas adecuadas para usarse en las

operaciones de perforación, como por ejemplo: aire o gas, agua, petróleo

o combinaciones de agua y aceite con determinado porcentaje de sólidos.

Los fluidos de perforación tiene como finalidad cumplir con diversas

funciones como: remoción de cortes del pozo, suspensión de los cortes de

perforación, control de presión del yacimiento, estabilización de las

formaciones, lubricación y enfriamiento de la broca.

3.3 COMPONENTES PRINCIPALES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

En la Tabla 3.1 se mencionan los componentes principales de un fluido de

perforación actual. Dependiendo de la empresa estos componentes

llevarán nombres patentados o formulaciones específicas.

Tabla 3.1: COMPONENTES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

FUENTE: QMAX ECUADOR ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

DENSIFICANTES BARITA, CARBONATO DE CALCIO,

OXIDO DE HIERRO, COMPUESTOS DE

PLOMO

VISCOSIFICANTES BENTONITA, ATAPULGITA, ARCILLA,

FIBRAS DE AMIANTO

FASE CONTINUA AGUA, GAS, PETRÓLEO, ACEITES

MINERALES

CONTROLADORES DE pH CAL, ÁCIDOS, HIDRÓXIDOS

AGENTES DISPERSANTES LIGNITOS,TANINOS, LIGNOSULFATOS

REDUCTORES DE

FILTRACION,

ANTICORROSIVOS

POLÍMEROS, AMINAS,

EMULSIFICANTES, HUMECTANTES,

FORMALDEHIDO, ALMIDONES

3

30

3.3.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

3.3.1.1 Evacuar los recortes de perforación

La remoción de los recortes o limpieza del pozo depende del tamaño,

forma y densidad de los recortes, junto con la velocidad de penetración

(ROP) de la rotación de la columna de perforación, de la viscosidad y

velocidad anular del fluido de perforación.

Figura 3.1: EVACUACIÓN DE CORTES DE PERFORACIÓN

FUENTE:http://www.aprchile.cl/pdfs/FLUIDOS_DE_PERFORACION_POZOS_DE_AGUA_-_SOUTHERNLAND_SA.pdf

3.3.1.2 Enfriar y lubricar la broca

La circulación del fluido de perforación enfría la columna de perforación

hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además

lubrica la columna de perforación distribuyendo el calor por todo el pozo

Figura 3.2: ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA


3

31

3.3.1.3 Formar revoque o costra

La formación de un revoque liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad

minimiza derrumbes en el pozo y el atascamiento de tubería en

formaciones permeables, el revoque se logra incrementando la

concentración y dispersión de los sólidos puenteantes.

Figura 3.3: FORMACION DEL REVOQUE


3.3.1.4 Transmitir energía hidráulica a herramienta s y trépano

La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad

de penetración así como también alimentar los motores de fondo que

hacen girar el trépano. Los programas de hidráulica se basan en el

dimensionamiento correcto de las boquillas del trépano para utilizar la

potencia disponible, a fin de maximizar la caída de presión en el trépano.

Figura 3.4: TRANSMISIÓN DE ENERGÍA HIDRAULICA AL TREPANO


3

32

3.3.1.5 Controlar la corrosión

Los componentes de la sarta de perforación y casings en contacto con

el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los

gases disueltos tales como el CO2 y H2S pueden causar

graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del

pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una

función importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un

nivel aceptable. El fluido de perforación además no debería dañar los

componentes de caucho llamados elastómeros.

3.3.1.6 Facilitar la cementación y completación

El fluido de perforación debe permitir que la tubería de revestimiento

pueda ser introducida y cementada eficazmente y que no dificulte las

operaciones de completación. Durante la introducción de la tubería de

revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y

pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación

inducida.

3.3.1.7 Minimizar el impacto sobre el ambiente

Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe

ser eliminado de conformidad con la reglamentación ambiental vigente.

Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la

cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han

establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos

de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, y

sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales; no

existe ningún conjunto único de características ambientales que sea

aceptable para todas las ubicaciones.

3.3.1.8 Minimizar daños a la formación

La protección del yacimiento contra daños de la formación que podrían

perjudicar la producción es muy importante. Cualquier reducción de la

porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es

3

33

considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse

como resultado de la obturación causada por la invasión de las fases

sólida ó líquida presentes en el fluido de perforación.

Figura 3.5: MINIMIZAR DAÑOS A LA FORMACIÓN


3.3.1.9 Controlar la presión de formación

El control de las presiones de la formación garantiza una perforación

segura, a medida que la presión aumenta, también aumenta la densidad

del fluido, por lo cual se debe agregar peso al lodo para equilibrar las

presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide que los

fluidos de formación presurizados fluyan hacia el pozo y provoquen un

reventón.

Si la presión hidrostática del fluido de perforación es igual o superior a la

presión de la formación, se evitará que se produzcan reventones

inesperados en el pozo, esta presión se obtiene con la siguiente ecuación:

Ph = 0.052 x ρ x TVD

Donde:

Ph = presión hidrostática de la formación, psi

0.052 = constante de conversión, gal/in²-ft.

ρ = peso del lodo de perforación, lb/g.

TVD = Profundidad de la formación, ft

3

34

3.3.1.10 Tixotropía

Es la propiedad que tienen los fluidos de perforación de pasar de gel a

solución mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se

agitan y se solidifican de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración.

Las agitaciones o vibraciones hacen que una sustancia tixotrópica se

vuelva más fluida, hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a

líquida pudiendo recuperarse y solidificar de nuevo agitando.

Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas. Cuando las arcillas

tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero líquido, es decir,

pasan de gel a solución. Si a continuación se las deja en reposo,

recuperan la cohesión y el comportamiento sólido.

Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los lodos

colaboran en el mantenimiento de las paredes en la perforación del pozo,

incluso en formaciones de baja cohesión, al tiempo que ayudan a

mantener los detritos en suspensión al interrumpirse la circulación de los

mismos por extracción de tubería, averías de la bomba o del circuito.

Figura 3.6: SUSPENSIÓN DE RECORTES DE PERFORACIÓN


3

35

3.3.1.11 Flotabilidad

El fluido de perforación ayuda a soportar una parte del peso de la sarta de

perforación y tubería de revestimiento mediante la flotabilidad, reduciendo

de esta manera el peso que debe soportar el taladro, éste es un factor

importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro, que es

cuando la columna de perforación no está sometida a ningún esfuerzo de

tensión o compresión.

El peso que la torre puede sostener está limitado por su capacidad

mecánica, un factor que se hace cada vez más importante con el aumento

de la profundidad, el peso de la sarta y el de la tubería de revestimiento.

3.3.1.12 Evaluación adecuada de la formación

Las propiedades del fluido deben permitir obtener la mayor información

del pozo, sobre todo de la formación productora, para esto no debe

interferir en el desempeño de ninguna de las herramientas de toma de

registros eléctricos.

Figura 3.7: EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN


3

36

3.3.1.13 Obturar las formaciones permeables

Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la

formación, el filtrado invade la formación y un revoque se forma en la

pared del pozo.

Los problemas de un revoque grueso y de una excesiva filtración

incluyen las condiciones de pozo reducido, registros de mala calidad,

mayor torque y arrastre, tuberías atascadas, pérdida de circulación, y

daños a la formación.

En formaciones muy permeables con grandes gargantas porales, el lodo

puede invadir la formación, según el tamaño de los sólidos del mismo.

Para estas situaciones, será necesario usar agentes sellantes para

bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos del lodo

puedan formar un sello en la cara de la arena productora.

3.3.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

3.3.2.1 Propiedades físicas

3.3.2.1.1 Densidad

Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes

de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e

hidrostática existentes en las formaciones perforadas.

Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La

escala de la balanza da directamente el valor de la densidad del lodo.

Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo bombeable,

es preciso añadir aditivos como la baritina (BaSO4) e incluso carbonato de

calcio. Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la

adición de agua.

Durante la perforación se pueden producir de forma natural variaciones en

la densidad del lodo que deben controlarse y corregirse adecuadamente.

Así, por ejemplo, un aporte de agua debido a la perforación de un nivel

3

37

acuífero productivo, puede diluir el lodo disminuyendo la densidad. Por el

contrario, la densidad puede incrementarse por la incorporación de

fracciones finas procedentes de la propia formación perforada.

3.3.2.1.2 Viscosidad plástica

En 1952 Membrose diseñó un instrumento rotacional para medir la

viscosidad plástica, el punto cedente y el esfuerzo de gel llamado

Viscosímetro Rotacional, que se usa en el laboratorio y campo.

Esta viscosidad se origina por la fricción mecánica, la cual se produce por

el contenido de sólidos y líquidos que rodean al fluido de perforación y por

el esfuerzo cortante del mismo líquido.

Estos factores se deben controlar para mejorar la reología y obtener altas

tasas de penetración (ROP). Cabe indicar que teniendo una baja

viscosidad plástica junto a un alto punto cedente permite una limpieza

efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.

Para el cálculo de la viscosidad plástica se utilizó un viscosímetro rotativo

marca Fann, el cual emplea la siguiente ecuación:

VP = ø 600 – ø 300

Donde:

ø 600= lectura del viscosímetro a 600 rpm

ø 300= lectura del viscosímetro a 300 rpm

3.3.2.1.3 Viscosidad aparente

Un fluido contaminado o con elevada cantidad de sólidos presenta alta

viscosidad aparente.

Siempre se recomienda perforar manteniendo viscosidades lo más bajas

posibles con lo cual se obtendrá mayor eficiencia en la rata de

penetración.

3

38

3.3.2.1.4 Punto cedente

Es la resistencia al flujo causada por fuerzas electroquímicas o de

atracción entre partículas sólidas del lodo de perforación. Es

consecuencia de las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas

dispersas en la fase fluida.

El valor de punto cedente puede sufrir incrementos por la acción de los

contaminantes solubles como el carbonato de calcio y por los sólidos

arcillosos reactivos de la formación.

El punto cedente bajo condiciones de flujo depende de:

• Las propiedades de los sólidos del lodo en superficie.

• La concentración de los sólidos en el volumen de lodo.

3.3.2.1.5 Esfuerzo de geles

Medida de la resistencia de la consistencia del gel formado después de

un periodo de reposo. Está relacionada con la capacidad de suspensión

que posee el fluido y se controla en la misma forma como se controla el

punto cedente, ya que la origina el mismo tipo de sólido reactivo.

Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez

segundos, diez minutos y treinta minutos, pero pueden ser mediciones

para cualquier espacio de tiempo deseado.

Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para:

• Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de

superficie, principalmente en la trampa de arena.

• Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada

velocidad de circulación.

• Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería.

3

39

3.3.2.1.6 Pérdida de filtrado

El lodo que circula por el espacio anular, se filtra a través de la formación,

depositando en los espacios porales partículas coloidales que forman una

costra o revoque. Esta costra proporciona una cierta cohesión a las

formaciones en contacto con la perforación, ayudando a sostener las

paredes del pozo, al mismo tiempo que las impermeabiliza. Es por ello

que un buen lodo debe permitir la formación de esta costra.

Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para

que no sea fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de

perforación, e impermeable para que su espesor se mantenga dentro de

estrechos límites, compatibles con el mantenimiento del diámetro de la

perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo es filtrada

continuamente a través de la costra, aumentando el espesor de ésta con

el depósito continuo de partículas coloidales.

3.3.2.1.7 pH

Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de

sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a

la perforación de formaciones salinas, calcáreas u horizontes acuíferos

cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose

posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.

Por ejemplo, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está

comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente.

3.3.2.1.8 Reología

Es el estudio de los fenómenos físicos que regulan el movimiento de los

fluidos una vez que han sido sometidos a esfuerzos externos. Se trata de

una disciplina que investiga la relación entre el esfuerzo y la velocidad de

corte, el impacto que éstos tienen sobre las características de flujo dentro

de los materiales tubulares y los espacios anulares.

4

40

Tabla 3.2: PROPIEDADES REOLÓGICAS DE UN LODO DE PERFORACIÓN Reología Símbolo Unidad Definición

Esfuerzo de

corte

τ lb/100 ft2

Pa

La fuerza por unidad de superficie

requerida para mover un fluido a

una velocidad de corte dada.

Velocidad

de corte

ø rpm La velocidad de rotación de un

viscosímetro estándar en el cual es

medido el esfuerzo cortante

Viscosidad µ cP

Pa.seg

Es la propiedad de un fluido que

tiende a oponerse a su flujo cuando

se le aplica una fuerza

Punto

Cedente

PC lb/100ft2

Pa

Es una medida de las fuerzas

electroquímicas o de atracción en

un fluido. Estas fuerzas son el

resultado de las cargas negativas y

positivas ubicadas en o cerca de

las superficies de las partículas.

Resistencia

de Gel

RG lb/100ft2

Pa

Cuando un lodo ha sido sometido a

velocidades de corte de cero o

cerca a cero durante cierto tiempo,

el fluido tiende a desarrollar una

estructura de gel rígida.

Viscosidad

Plástica

VP cP

Pa.seg

Es descrita como la resistencia al

flujo causada por fricción

mecánica. Un aumento en la VP

generalmente significa un aumento

en el porcentaje de sólidos.


4

41

3.3.3 FLUIDOS BASE AGUA

3.3.3.1 Composición de los fluidos de perforación b ase agua

La composición de los fluidos de perforación depende de los

requerimientos de las operaciones de perforación. La mayoría de los

fluidos de perforación base agua forman un sistema constituido

principalmente por las siguientes fases:

a) Fase Líquida

La fase líquida es la de mayor proporción, la que mantiene en suspensión

los aditivos que componen las otras fases. Esta fase puede ser agua

dulce o salada.

b) Fase Reactiva

En esta fase reactiva se utilizan varios tipos de arcillas; esto depende de

la sanidad de la fase líquida. Si se realiza en agua salada se usa una

arcilla especial, donde su elemento principal es la atapulgita. En agua

dulce se utiliza montmorillonita o llamada comúnmente bentonita.

c) Fase Inerte

Formada por el material densificante, que para este caso se utilizará el

carbonato de calcio. A más de este compuesto, también se incluye en

esta fase a los sólidos de perforación y arena.

d) Fase Química

Dicha fase está estructurada por sustancias solubles en la fase líquida

como controladores de filtrado, encapsulantes, emulsificantes,

dispersantes y alcalinizantes: que son los componentes que controlaran el

comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según

lo requerido por el diseño de perforación.

4

42

3.3.3.2 Clasificación de los fluidos base agua

Los fluidos base agua pueden clasificarse en las siguientes categorías:

• Sistema base agua no densificados.

• Sistemas base agua densificados y desfloculados.

• Sistemas inhibidores a base de potasio.

• Sistemas de polímeros ATAP.

• Sistemas de polímeros encapsuladores.

• Sistemas de Silicatos.

• Sistemas de polímeros con poliglicol.

3.3.4 FLUIDOS BASE ACEITE

Los fluidos de perforación base aceite han evolucionado

considerablemente para cumplir con condiciones de perforación más

exigentes como las encontradas en pozos profundos de ATAP (alta

temperaturas y alta presiones), pozos de largo alcance, y nuevas

regulaciones ambientales. Como resultado de esto existe una gran

cantidad de productos entre los que se cuentan controladores de filtrado,

lubricantes y modificadores reológico están disponibles en el mercado.

3.3.4.1 Clasificación de los fluidos base aceite

a) Lodos de aceite deshidratados

Contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de ácidos

orgánicos, asfaltos oxidados, diesel ó aceites minerales no tóxicos. Uno

de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las

zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no

pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas

temperaturas.

4

43

b) Emulsiones invertidas

Estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se encuentra

contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo

es estable a diferentes temperaturas.

El uso de lodos base aceite requiere cuidados ambientales debido a su

elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin

el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito

para muchas tareas de perforación como en pozos profundos en

condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de

pegamiento de tubería y de estabilidad de pozo, minimiza la fricción y los

torques en pozos altamente desviados. Lastimosamente su carácter

contaminante ha restringido su uso.

3.3.5 FLUIDOS QMAX

La empresa QMAX ECUADOR S.A maneja diferentes tipos de lodos, a

continuación se detalla los diferentes sistemas de fluidos utilizados.

1. Sistema de Fluido nitrato de calcio (CaN03)-Bentonita

2. Sistema de Fluido sulfato de calcio (CaS04)-Bentonita

3. Sistema PHPA-XCD- nitrato de potasio (K2N03)-Glycol

4. Sistema PHPA-XCD- sulfato de potasio (K2S04)-Glycol

5. Sistema Maxdrill G+: PHPA-XCD-Amina-Glycol

Para cada etapa de la perforación de un pozo que puede tener distintos

tamaños de hoyo dependiendo la etapa, se utilizan siguientes fluidos:

• Conductor

Broca de 26", Casing 20"

Fluido: Agua

4

44

• Primera Etapa

Broca 17/2”, Casing 13 3/8"

Fluido: Agua Gel/Q Pac/Nitrato de Calcio (CaN03).

Esta etapa corresponde al hueco superficial del pozo, generalmente está

compuesta por gravas y carbón.

• Segunda Etapa

Broca 12", Casing de 9 5/8"

Fluido: Maxdrill G+/ PHPA/ XCD/Glycol

Esta etapa se constituye en el hueco intermedio del pozo, por lo general

se encuentran las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena que están

compuestas por lutitas inestables, arcillas hinchables, arenas y sales

solubles.

• Tercera Etapa

Broca de 8 1/2", Liner de7"

Fluido: Drill-in/XCD/carbonato de calcio (CaC03).

Esta etapa corresponde a la zona de interés, en nuestro país se

encuentran las formaciones Napo y Hollín que están compuestas

generalmente de calizas y arenas.

3.3.6 SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

El principal objetivo de éste proyecto es conocer y validar la formulación

óptima del fluido Drill-in y sus propiedades, para posteriormente poner a

prueba el mencionado fluido, directamente en el núcleo de estudio,

buscando las mejores proporciones de los distintos carbonatos de calcio,

mediante la realización de pruebas físicas en el laboratorio.

4

45

3.3.6.1 Consideraciones de diseño

Lo primero y las más importantes consideraciones son las características

del reservorio del campo de estudio; que se refieren a la porosidad,

permeabilidad y a los diferentes tamaños de gargantas porales. También

es necesario conocer las distribuciones de tamaño de partículas (DTP),

para utilizar la teoría de puenteo de Vickers, la cual será mencionada más

adelante.

3.3.6.2 Criterios de selección del fluido de perfor ación

El criterio principal de selección para un fluido de perforación y

completación adecuado es la densidad, debido a que ésta provee un

control de presión en la formación. Otro factor es la temperatura, la cual

debe ser medida y registrada cuando se mide la densidad del fluido,

también afecta la estabilidad de varios aditivos o inhibidores de corrosión,

según la temperatura de fondo y el periodo de exposición.

El criterio de selección se desarrolla más detalladamente, subdividiéndolo

en aspectos que deben ser tomados en cuenta, para la elección más

adecuada del fluido de perforación, según las características que se

mencionan a continuación:

• Su aplicación: Debe considerarse la sección en la cual va a ser

aplicado el fluido de perforación, las cuales pueden ser sección

superficial, intermedia, sección de producción o para la fase de

producción.

• Su geología: Se debe considerar en este caso las diferentes

permeabilidades a lo largo del reservorio, los tipos de arenas y

lutitas así como también la presencia de otras formaciones o

yacimientos.

• Considerando problemas potenciales: Entre estos problemas se

podrían considerar las arenas poco productoras, problemas de

lutitas, embolamientos de la broca y pérdida de circulación.

4

46

• Contaminación: La presencia de agentes contaminantes también

son considerados para la adecuada selección del fluido de

perforación, entre estos agentes se encuentran las sales, sólidos,

cementos y la existencia de gases ácidos como el CO2 y H2S.

• Ubicación geográfica o tipo de plataforma: La elección del fluido

de perforación se verá afectada por la presencia de una locación

remota, por las limitadas facilidades en superficie, la existencia o

no de bombas de lodo y equipos de control de sólidos.

• Criterios de seguridad: El personal que va a manejar los

productos químicos del lodo debe conocer su toxicidad.

• Posible daño ambiental: El lodo debe cumplir normas ambientales

vigentes así como también minimizar el impacto producido tanto en

superficie como en el yacimiento.

• Costos: El fluido debe estar en función de su eficiencia, se debería

cumplir que, a mayor costo, mejores debería ser los resultados

obtenidos.

3.3.7 FUNCIÓN DE LOS ADITIVOS DE PERFORACIÓN

Entre los lodos base agua usados para perforar zonas productoras está el

lodo salino, el cual es usado exitosamente en Ecuador desde 1998. Este

lodo consiste en una salmuera sobresaturada de cloruro de sodio (NaCl),

a la cual se le modifican sus propiedades reológicas con polímeros como

el Kelzan, y como material sellante se utilizan cristales de cloruros de

sodio de tamaños preseleccionados, técnica que ha sido relegada por el

uso del carbonato de calcio debido a su gran versatilidad, bajo costo y

fácil accesibilidad, permitiendo controlar la invasión de fluido hacia las

formaciones permeables o fracturadas evitando daños de formación y por

consiguiente pérdida de producción.

4

47

3.3.8 ADITIVOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE

PERFORACIÓN

Existe una amplia variedad de productos y aditivos que se usan en los

fluidos de perforación; según las secciones que se estén perforando se ve

la necesidad de manejar distintos criterios en el diseño del lodo de

perforación, diseños que son muchas veces patentados por las distintas

empresas encargadas de proporcionar dichos fluidos.

En la Tabla 3.3 se describen los productos químicos más usados en la

preparación de fluidos de perforación.

Tabla 3.3: QUÍMICOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Baritina

(BaSO4)

Con la adición de sulfato de bario se consiguen

densidades en el lodo superiores a 2,35-2,40, sin que el

aumento de sólidos en el lodo perjudique de forma

notable su viscosidad y tixotropía.

Carboximetil-

celulosa (CMC)

Es un almidón orgánico que se utiliza frecuentemente

en la preparación de lodos de perforación. Contribuye a

mantener una costra fina y reduce el agua de filtrado.

Los hay de alta y baja viscosidad, que transmiten estas

propiedades al lodo tratado.

Hidróxido de

sodio (NaOH)

Indicado para elevar el pH del lodo de perforación. Se

utiliza para evitar fermentaciones

Polifosfatos

(PO4)-3

Son sales sódicas que actúan enérgicamente como

fluidificantes o dispersantes. Se utilizan principalmente

en la limpieza y desarrollo de pozos.


4

48

3.3.9 FLUIDOS DRILL-IN

Un fluido Drill-in es un lodo de perforación que es utilizado para perforar

únicamente la zona productora, debido a que en su composición existe la

presencia de sólidos que obturan los espacios porales de la zona

productora, tiene como componentes principales un agente viscosificante,

un agente reductor de filtrado y un compuesto sólido como el carbonato

de calcio usado como agente puenteante.

Una formulación adecuada del fluido Drill-in permite una limpieza de pozo

fácil y una rata de penetración elevada, teniendo como objeto la formación

de un revoque o costra de lodo liso, delgado y de baja permeabilidad en la

cara de la formación que evita que la fase sólida o líquida del lodo de

perforación ingrese hacia las arenas productoras reduciendo su

permeabilidad obstruyendo las gargantas porales de la roca.

El principal objetivo de este fluido es minimizar el daño a la formación, en

este caso la arena productora Hollín superior, sin embargo en la

actualidad no se ha considerado para el diseño de estos fluidos una

adecuada granulometría del carbonato de calcio produciendo daños a la

formación que muchas ocasiones pueden ser irreversibles o muy costosos

de remediar.

3.3.9.1 Definición y características

3.3.9.1.1 Definición

Un fluido de perforación Drill-in tiene en su composición únicamente como

componente sólido el agente puenteante, que en este proyecto fue el

carbonato de calcio (CaCO3) de diferentes granulometrías, el mismo que

permite utilizar la técnica del puenteo que controla efectivamente la

migración del fluido hacia la formación a través de la creación de un

revoque que sella efectivamente la zona productora, dicho revoque debe

tener la facilidad de ser fácilmente removido usando ácidos o la propia

producción del pozo.

4

49

3.3.9.1.2 Características

Un fluido Drill-in debe tener las siguientes características:

• Los fluidos Drill-In son fluidos diseñados con la finalidad de formar

un revoque uniforme, consistente e impermeable en las paredes de

la zona perforada con lo que se asegura minimizar el daño a la

formación ocasionado por la migración de la fase líquida al

yacimiento productor..

• Debe contener en su composición agentes que provean lubricidad,

limpieza e inhibición al momento de perforar la zona productora.

• No debe contener arcillas ni materiales densificantes insolubles al

ácido, los cuales pueden migrar dentro de la formación y taponar

los poros de la formación.

• Debe ser formulado únicamente con agentes reductores de filtrado,

viscosificadores y agentes puenteantes de adecuada

granulometría, para minimizar el daño a la formación, pérdida de

filtrado a la formación y obtener un revoque eficiente y de fácil

remoción.

• El filtrado debe ser compatible con la formación para prevenir la

hidratación y migración de arcillas que se encuentran en la zona

productora, evitando el taponamiento de los poros de la formación.

• El filtrado no debe formar emulsiones con los fluidos de la

formación para evitar que se ocasione el bloqueo en la misma.

• Debe ser compatible con los procesos y equipos de completación,

tales como las partículas que deben ser del tamaño de poro de la

formación, para el puenteo; sin embargo deben ser aún más

pequeñas que tengan la capacidad de atravesar el equipo de

completación.

5

50

3.3.9.2 Ventajas y desventajas del fluido Drill-In

3.3.9.2.1 Ventajas

Una adecuada distribución granulométrica del agente puenteante crea un

revoque que previene la invasión de la fase líquida y sólidos contenidos

en el lodo, cabe indicar que este revoque debe ser liso, uniforme

consistente y delgado.

Las ventajas más relevantes de un adecuado diseño de un fluido de

perforación Drill-in son:

• Minimiza el daño a la formación debido a que crea un revoque

sellante de muy baja permeabilidad, soporta altos

sobrebalances de presión.

• Ofrece la función de puenteo para zonas de diferentes rangos

de permeabilidad de un yacimiento.

• Crea un revoque interno de fácil remoción, aún cuando se

tengan bajas presiones de producción, sin necesidad de

rompedores o ácidos que disuelvan al agente puenteante,

siempre y cuando haya sido seleccionada adecuadamente la

granulometría del agente sellante.

3.3.9.2.2 Desventajas

La mayor desventaja que presenta un fluido de perforación Drill-in es

ocasionar un revoque con un espesor muy grande, inconsistente, poco

uniforme y de alta permeabilidad, esto se debe a una mala selección de la

granulometría de agente puenteante, lo que permite el ingreso con mayor

velocidad del filtrado de lodo e invasión de sólidos a la zona productora

ocasionando daño a la formación severos.

5

51

3.3.9.2.3 Composición de los fluidos Drill-In

Un fluido Drill-in formulado por la empresa Qmax Ecuador puede tener

diferentes componentes básicos dependiendo del tipo y del tamaño poral

de la formación.

En la composición del fluido Drill-in, un componente que no se lo

considera como esencial es el hidróxido de sodio, mientras que los otros

componentes son indispensables en la preparación dicho fluido.

Tabla 3.4: FUNCIONES DE LOS COMPONENTES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN

Componente Función

STARDRILL Control de Filtrado

MAXDRILL Inhibidor de arcillas

HIDROXIDO DE SODIO Control de Alcalinidad

CALCIUM CARBONATE Agente Sellante

KELZAN Agente viscosificante

GLYMAX Inhibidor de Lutitas

AGUA Fluido Base


3.3.10 PUENTEO

Es un fenómeno que se origina cuando el fluido Drill-in posee en su

composición un agente puenteante con una distribución granulométrica

optimizada para sellar la formación productora.

El puenteo es una técnica cuyo objetivo principal es el de formar un sello

en la cara de la arena de interés, esto permite proteger la zona productora

de la invasión de la fase sólida y líquida presente en el fluido de

perforación, minimizando el daño a la formación ocurrido por el ingreso

del filtrado en la formación porosa.

5

52

Figura 3.8: CERÁMICA DE ALOXITA PUENTEADA VS. CERÁMICA MAL PUENTEADO


3.3.10.1 Agentes puenteantes

Son partículas de un tamaño ligeramente menor que aquellas

provenientes de los poros de la formación, las cuales quedan atrapadas

en la cara de la formación, para evitar la filtración en zonas productoras.

Los agentes puenteantes se seleccionan de manera que sean solubles en

ácido, agua o aceite. Las partículas más gruesas tienden a formar un

puente en los espacios porales alrededor del pozo. Posteriormente, éste

puente es sellado por las partículas coloidales y subcoloidales, las cuales

taponan los espacios finos entre partículas de los sólidos puenteantes,

permitiendo solamente que una pequeña cantidad de líquido limpio sin

sólidos entre en la formación. Normalmente, las partículas coloidales y

subcoloidales constituyen una combinación de polímeros.

3.3.10.2 Tipos de agentes puenteantes

3.3.10.2.1 Barita, (BaSO 4)

Se encuentra químicamente como sulfato de bario (BaSO4). Debido a su

alta densidad, se usa en los lodos de perforación de pozos de petróleo

como agente densificate. Se lo usa por su relativo bajo costo y por su alta

existencia en el medio local.

5

53

3.3.10.2.2 Hematita, (Fe 2O3)

La hematita es un mineral compuesto de óxido férrico (Fe2O3), de color

rojizo, que proviene de menas de hierro las cuales, en estado puro,

pueden contener un 70% de este metal.

3.3.10.2.3 Grafito, (C)

El grafito es un agente obturante de tamaño medio a grueso con poca

frecuencia utilizado para puentear y sellar formaciones porosas y

fracturadas. Es un agente procedente del carbono (C), que puede ser

utilizado en sistemas de lodo base agua, base aceite o base sintética.

3.3.10.2.4 Carbonato de calcio, (CaCO 3)

Es un mineral natural de calcio que se utiliza como densificante en

algunos fluidos específicos y como agente puenteante en los lodos de

perforación Drill-in para controlar pérdida de circulación en formaciones

productoras.

Es un mineral completamente soluble en ácido clorhídrico (HCl) al 15%. El

tamaño de las distintas partículas está dado en micrones. Este producto

procede de minas de mármol, el cual es molido para obtener diferentes

granulometrías.

Figura 3.9: MUESTRAS DE CARBONATO DE CALCIO


5

54

3.3.10.2.4.1 Propiedades Físicas del carbonato de c alcio

Apariencia física...................................................... Polvo color blanco

Gravedad especifica............................................... 2.7 - 2.8

Solubilidad en agua a 212 °F (100°C)............... ...... (0.0035 g/100 mL)

Solubilidad en HCL al 15%....................................... >98% a 24.4°C

3.3.10.2.4.2 Aplicaciones del carbonato de calcio

El carbonato de calcio es un agente puenteante y densificante soluble en

acido utilizado para controlar el filtrado y la densidad. Puede emplearse

en fluidos de perforación base aceite y base agua convencionales, fluidos

de perforación del yacimiento tales como los fluidos Drill-in, así como en

fluidos de reparación y terminación. Como agente puenteante y aditivo

para el filtrado, las concentraciones normales oscilan entre 10 y 50 lb/bbl.

El carbonato de calcio F (fino) se utiliza como agente densificante

estándar. El carbonato de calcio M (mediano) y el carbonato de calcio C

(grueso) se emplean para controlar la infiltración y puentear, o pueden

utilizarse como material densificante con un mayor tamaño de partículas.

El carbonato de calcio también puede agregarse de forma periódica para

controlar la infiltración y limitar las pérdidas de circulación y fuga en

formaciones de alta permeabilidad.

Resulta particularmente efectivo al estar perforando con altas presiones

diferenciales causadas por una condición de sobrebalance. Los

tratamientos oscilan de 2 a 10 sacos por hora cuando se utiliza como una

medida preventiva. Para aplicaciones de perforación en zonas poco

productivas, el carbonato de calcio tiene mayor efectividad cuando se

utiliza en combinación con un aditivo de celulosa.

La cantidad de carbonato de calcio requerida para aumentar la densidad

del lodo se puede calcular con la siguiente fórmula:

5

55

Carbonato de calcio, lb/bbl =

Donde:

W1 = Densidad inicial de lodo, este caso el peso del agua (8,3 lb/gal)

W2 = Densidad de lodo deseada (9 lb/gal)

3.3.10.2.4.3 Ventajas

• Producto de bajo costo y de fácil accesibilidad en el mercado.

• Agente muy versátil, debido a que puede ser usado como agente

densificante o como material de puenteo.

• Tamaños únicos de partículas: disponible en grados Fino (F),

Mediano (M) y Grueso (C), permitiendo utilizar el tamaño de

partícula más adecuado según el diseño del fluido.

• Agente puenteante efectivo esencialmente inerte que tiene un

efecto mínimo en las propiedades del fluido.

• Los grados fino y mediano pasan a través de las mallas de zaranda

del tamaño más fino.

• Para la suspensión se requiere menos viscosidad y esfuerzos de

gel que otros aditivos densificantes

3.3.11 TEORÍAS DE PUENTEO

Actualmente existen diversos métodos que permiten diseñar el fluido de

perforación con una distribución de tamaño de partículas de los agentes

sellantes fundamentada en la geometría y dimensión de los espacios

porales de las zonas productoras; métodos de cálculo conocidos como las

reglas de Abrams, Keauffer y Vickers, de acuerdo a sus criterios,

5

56

proporcionan el diseño de un sello en la cara de la arena que impide ó

reduce la invasión de fluido y partículas sólidas hacia la formación. Este

estudio tiene como objetivo determinar en base al cotejo de los

resultados; qué regla de puenteo ofrece mayor protección a los canales

de flujo de discos de aloxita y directamente la comprobación en el núcleo

del Pozo Palo Azul 04 elegido para desarrollar la investigación.

3.3.11.1 Reglas de puenteo

Las reglas de puenteo descritas en este capítulo son consideradas

métodos de diseño de la distribución de tamaño de partículas puenteantes

que debe ajustarse a los requerimientos de cada formación dada su

distribución de tamaño de poros. El sellamiento efectivo de las arenas

productoras se logra a través de la generación de un revoque que permite

adherirse a la pared del hoyo constituyéndose en un revoque liso,

delgado, flexible y de baja permeabilidad a través del cual se evite la

migración de sólidos y líquidos contenidos en el fluido de perforación.

3.3.11.1.1 Regla de Abrams

Utilizó el siguiente criterio para la selección del tamaño y concentración

del material puenteante:

• El tamaño promedio de las partículas utilizadas para puentear los poros

de la roca debería ser igual o ligeramente mayor que un tercio (1/3) del

diámetro promedio de poro de la formación.

Figura 3.10: ILUSTRACIÓN DE LA TEORIA DE PUENTEO DE VICKERS

FUENTE: MI-SWACO

5

57

3.3.11.1.2 Regla de Keauffer

El empaque ideal de Keauffer puede ser definido como un amplio y

óptimo rango de distribución de tamaño de partículas requerido para sellar

eficientemente todos los espacios porosos de una formación.

La teoría empleada por Keauffer para generar una configuración ideal

establece que el empaque ideal ocurre cuando la relación del porcentaje

del volumen acumulado versus la raíz cuadrada del diámetro de la

partícula (Dm1/2) forma una línea recta. Mediante el uso de esta regla, una

variedad de agentes puenteantes son usados.

3.2.11.1.3 Regla de Vickers

El objetivo principal de esta regla fue el mejoramiento del proceso de

sellamiento a través de métodos ya existentes. Con el uso de los criterios

de Vickers, según su autor, se lograría la mezcla óptima de agentes

puenteantes para sellar una formación de características conocidas.

Los criterios que deben ser aplicados para construir una distribución de

tamaño de partículas bajo la implementación de esta regla son:

• El D-90 de la distribución de tamaño de partículas debe ser

igual al tamaño de la garganta poral más grande.

• El D-75 de la distribución debe ser igual a 2/3 del tamaño de la

garganta poral más grande.

• El D-50 de ser igual a 1/3 del tamaño medio de la garganta

poral.

• El D-25 debe ser igual a 1/7 del tamaño medio de la garganta

poral.

• El D-10 debe ser mayor o igual al tamaño de la garganta poral

más pequeña.

5

58

3.3.12 FORMACIÓN DEL REVOQUE

Una de las funciones básicas del fluido de perforación Drill-in es sellar las

formaciones permeables y controlar la filtración.

El revoque es la costra de lodo que se forma en la cara de la arena

productora, dependiendo del material puenteante y de la composición del

fluido de perforación permitirá un sello o puenteo efectivo, el mismo que

evita el ingreso de fase solida o liquida a la formación.

Figura 3.11: FORMACIÓN DE REVOQUE EN LA CARA DE LA ZONA PRODUCTORA


3.3.12.1 Problemas por un excesivo espesor de revoq ue

1. Aumento del torque y arrastre.

2. Pega diferencial de la tubería.

3. Pérdida de circulación.

4. Baja calidad de los registros eléctricos.

5. Daños severos a la formación.

5

59

3.3.12.2 Compresibilidad del revoque

El revoque en la mayoría de los fluidos de perforación es compresible, por

lo tanto la permeabilidad disminuye con el aumento de presión. La

compresibilidad y la reducción de la permeabilidad del revoque son

características deseables que limitan la filtración y el espesor del revoque.

Sin embargo, cualquiera que sea la compresibilidad del revoque, las tasas

de filtración aumentan generalmente cuando la presión diferencial es

elevada.

3.3.12.3 Permeabilidad del revoque

La permeabilidad del revoque es el factor limitante que controla la

filtración dentro de la formación. El tamaño, la forma y la capacidad de las

partículas para deformarse bajo presión son factores importantes para el

control de la permeabilidad. Los lodos con altas concentraciones de

pequeñas partículas forman revoques de baja permeabilidad.

En general, las partículas coloidales tienen un tamaño menor a 2

micrones, por lo tanto, estas partículas sellan las aberturas entre las

partículas más grandes, para formar un revoque de baja permeabilidad.

Las partículas planas son más eficaces que las partículas esféricas o de

forma irregular, ya que forman un revoque más compacto. Cuando la

hidratación de las partículas aumenta, la permeabilidad del revoque

resultante disminuye.

La baja permeabilidad del revoque limita la pérdida de filtrado y el espesor

del revoque. Las permeabilidades de los revoques se miden en

microdarcys. La permeabilidad del yacimiento se mide en milidarcys. Un

buen revoque es aproximadamente 1.000 veces menos permeable que la

permeabilidad de la formación sobre la cual el revoque se está

depositando. La calidad del revoque depende de la optimización de la

composición de los sólidos del fluido, de manera que la concentración de

6

60

sólidos perforados no perjudique el rendimiento de la bentonita y de los

aditivos de control de filtración.

En una formación muy permeable con grandes aberturas de poro, puede

que sea necesario usar un agente puenteante para impedir que el lodo

entero fluya dentro de la formación. Las grandes partículas deben

depositarse primero para sellar las grandes aberturas e iniciar la

deposición de un revoque. El tamaño de dichos agentes puenteantes

debe ser por lo menos igual a la mitad del tamaño de las más grandes

aberturas.

3.3.13 FILTRACIÓN

Para que la filtración pueda ocurrir, tres condiciones son necesarias:

1. Debe existir un fluido líquido.

2. Debe existir un medio permeable.

3. La presión del fluido debe ser más alta que la presión del medio

permeable.

Durante la perforación se hace circular un fluido a través del pozo. Se

perforan zonas permeables como las areniscas y se mantiene

generalmente la presión hidrostática de la columna de lodo a una presión

superior a la presión poral. Una vez que estas condiciones se han

satisfecho, un revoque de sólidos de lodo se acumula sobre las

formaciones permeables.

Mientras tanto, la fase líquida del lodo, es decir el filtrado, fluirá a través

del revoque y dentro de la formación. El espesor del revoque y la

profundidad de invasión de filtrado son controlados por la concentración

de sólidos, la presión diferencial, la permeabilidad del revoque y el tiempo

de exposición.

6

61

Durante la exposición inicial de una formación permeable a un fluido de

perforación, cuando los sólidos del lodo están formando un revoque de

baja permeabilidad en el pozo, se produce una alta tasa de filtración y los

sólidos finos del lodo invaden la formación. Se conoce como Spurt Loss a

la perdida inicial de filtrado antes que de se forme el revoque.

3.3.13.1 Filtración estática

La ley de Darcy se aplica al flujo de fluidos a través de materiales

permeables como arena, arenisca o revoque. Puede ser usada para

establecer la relación entre la tasa de filtración y la permeabilidad,

superficie de la sección transversal, presión diferencial, viscosidad del

filtrado y espesor del revoque. Para el flujo de filtrado a través de un

revoque, la permeabilidad del revoque es la permeabilidad determinante,

visto que es mucho más baja que la permeabilidad de la formación. La ley

de Darcy se puede escribir de la siguiente manera:

Donde:

q = Caudal de filtrado (cm3/seg)

k = Permeabilidad (Darcy)

A = Superficie de la sección transversal (cm2)

P = Presión diferencial (atmosferas)

u = Viscosidad (cP)

h = Espesor del revoque (cm)

Como lo ilustra esta ecuación, la pérdida de filtrado es menor cuando la

permeabilidad del revoque es más baja, la superficie es más pequeña y la

presión diferencial es más baja. La filtración también disminuye cuando la

6

62

viscosidad del filtrado y el espesor del revoque aumentan, siempre que el

revoque más grueso tenga la misma permeabilidad.

Durante los períodos estáticos, el espesor del revoque aumenta con el

tiempo, pero la velocidad de deposición disminuye. Un revoque grueso

puede causar numerosos problemas y debería evitarse. Por lo tanto, la

filtración estática es la principal preocupación y sería conveniente que

cualquier situación de perforación sufriera la menor pérdida posible de

filtrado.

Se evalúa la tasa de filtración de un fluido de perforación midiendo el

volumen de filtrado captado durante un periodo estándar.

3.3.13.2 Factores que afectan la filtración

Cuando las condiciones de presión, superficie, viscosidad, permeabilidad

son constantes, la tasa de filtración y la velocidad de crecimiento del

revoque disminuyen progresivamente con el tiempo.

3.3.13.3 Filtración dinámica

La filtración dinámica es sensiblemente diferente de la filtración estática,

muchas veces con tasas de filtración considerablemente más altas. No

existe ninguna correlación directa entre las medidas de filtración estática

de las pruebas de filtrado API, la prueba en el equipo PPT y la filtración

dinámica. La experiencia ha demostrado que un lodo que demuestra

buenas características de filtración estática y estabilidad tendrá un

rendimiento satisfactorio bajo las condiciones reales de perforación,

indicando que la pérdida de filtración dinámica está comprendida dentro

de un rango satisfactorio.

La filtración comienza tan pronto como la barrena expone la roca

permeable. Un sobrebalance de la presión hidrostática causará el flujo

inmediato del filtrado dentro de la formación a una velocidad elevada. A

medida que la filtración continúa, los sólidos más grandes de lodo sellan

las formaciones porosas y un revoque empieza a formarse.

6

63

3.3.14 DAÑOS DE FORMACIÓN

La disminución de la porosidad y permeabilidad propia del reservorio es

conocida como daño de formación, lo que da como resultado una caída

de la producción de hidrocarburos, parcial o total de un pozo, el daño es

el resultado del contacto de la roca reservorio con fluidos de perforación o

materiales extraños.

En la Figura 3.12 se presenta idealizado el daño a la formación en un

pozo productor ocasionado por la invasión al yacimiento de la fase sólida

y liquida presente en el fluido de perforación.

Figura 3.12: DAÑO DE FORMACIÓN OCASIONADO A LA ZONA PRODUCTORA

FUENTE: COPYR C.A. Formulación y Prevención de Daño, julio 2004. ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

Es importante resaltar que en condiciones normales de los pozos, sobre

todo a su terminación, la zona de la formación vecina a la pared del pozo

se encuentra dañada debido a la perforación misma, cementación de

tuberías y al conjunto de operaciones que se realizan como

reacondicionamientos para poner al pozo en producción. Por esta razón

es importante analizar las causas de la caída de presión que se tiene al

llevar los fluidos desde la superficie hacia el fondo del pozo,

específicamente en la cara de la formación.

6

64

3.3.14.1 Origen del Daño a la Formación

Estudios realizados muestran que la mayor parte de las operaciones que

se realizan para hacer producir a un pozo petrolero, originan una fuente

potencial de daño a la productividad del pozo. El daño a la formación

puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en

cualquier etapa de la vida productiva de un pozo.

El proceso dinámico de la perforación constituye el primer y más

importante origen del daño, el cual puede agravado durante el proceso de

cementación que requiere un pozo cuando se realiza el trabajo de

perforación, en las operaciones de reacondicionamiento de los pozos

(workover), e inclusive por las mismas operaciones de estimulación. En

estas intervenciones a los pozos la fuente del daño es producto del

contacto e invasión de materiales extraños en la formación.

3.3.14.2 Tipos de Daño

Independientemente del origen o la naturaleza del daño, este afecta el

patrón de flujo natural de los fluidos en la formación. Los daños que

tradicionalmente se conoce, presentes en el sistema roca-fluidos, se

agrupan en tres tipos básicos:

a) Daño a la permeabilidad absoluta: En este tipo de daño las partículas y

materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación,

ya sea por:

1) La presencia de finos y arcillas de la propia formación.

2) Sólidos o líquidos presentes en los fluidos de perforación o de

terminación.

3) Incrustaciones de depósitos orgánicos tales como asfaltos o

parafinas.

4) Depósitos complejos orgánicos e inorgánicos, entre otros.

5) Incompatibilidad del filtrado con los fluidos propios de la

formación.

6

65

b) Cambios en la permeabilidad: Los cambios resultan frecuentemente en

una reducción de la producción deseada de hidrocarburos, estos se

deben a cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos de

reacondicionamiento o por trabajos de reparación.

c) Alteración de la viscosidad: El incremento en la viscosidad del fluido

puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros e hidratación

de arcillas.

3.3.14.3 Representación del daño

La Figura 3.13 describe las condiciones que rodean al agujero, donde rx y

kx representan la penetración del daño y la permeabilidad de la zona

afectada respectivamente, kx representa la permeabilidad de la zona

dañada, mientras que la permeabilidad de la formación en la zona virgen

se representada con la permeabilidad k.

Figura 3.13: REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE UNA ZONA DAÑADA

FUENTE: COPYR C.A. Formulación y Prevención de Daño, julio 2004. ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

6

66

Considerando el sistema típico de flujo de un pozo como se indicó en la

figura anterior, y asumiendo que el pozo se encuentra terminado en

agujero abierto, se tendría un factor de daño (Skin ó S) debido

principalmente al daño verdadero, por efecto de una zona alrededor del

pozo con una permeabilidad (kx), diferente a la de la zona virgen de la

formación (k).

Se obtiene el factor de daño (S) utilizando la siguiente ecuación:

Donde:

K: Permeabilidad de la zona sin alterar (sin daño), (md)

Kx: Permeabilidad de la zona alterada, (md)

re: Radio de drenaje, (pies)

rw: Radio del pozo, (pies)

rx: Radio de la zona dañada, (pies)

S: Factor de daño, (adimensional)

En general el efecto de daño (S) implica tener las siguientes condiciones

de permeabilidad en un pozo productor:

� S = 0 no existe daño, por lo que kx = k.

� S > 0 existe daño, por lo que k > kx

� S < 0 el pozo está estimulado k < kx

w

x

xr

r

k

kS ln1

−=

6

67

En la Tabla 3.5 se presenta valores típicos de daño de formación (Skin) y

el significado relativo de la condición en la que se encontraría el pozo.

Tabla 3.5: VALORES DE DAÑO DE FORMACIÓN Y CONDICIÓN DEL POZO

Condición del pozo Valor del daño verdadero a

la formación (S)

Altamente dañado S > + 10

Dañado S > 0

Sin Daño S = 0

Acidificado - 1 ≤ S ≤ - 3

Fracturado - 2 ≤ S ≤ - 4

Masivamente fracturado S < - 5

FUENTE: SCHLUMBERGER RESERVOIR COMPLETIONS, Agosto 1999 ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

Es importante comprender que el efecto de daño (Skin) no implica que

haya daño a la formación. Se puede afirmar que el factor “S” es la

diferencia entre el comportamiento de afluencia ideal de un pozo y su

comportamiento real.

El factor de daño “S” será positivo en los siguientes casos:

� En un pozo de petróleo cuando la RGP > 1000 Pcn / Bbl.

� Si hay producción de tres fases.

� Cuando Pe - Pwf > 1000 Psi.

3.3.15 PARÁMETROS A CONTROLAR EN LOS LODOS DE

PERFORACIÓN

En la Tabla 3.5, cuya modificación la realizó Lauga en 1990, se

encuentran los métodos mediante los cuales se realizan pruebas tanto

físicas, los mismos nos permiten conocer los rangos de optimización de

un fluido Drill-in.

6

68

Tabla 3.6: PARÁMETROS DE CONTROL EN EL DISEÑO DEL LODO DRILL-IN

MEDIDAS APARATOS RESULTADOS ADITIVOS

Densidad

media

Balanza

Baroid

Demasiado

Alta

Riesgo de pérdida de

lodo. Cake grueso

Dilución en

agua. Batir.

Demasiado

Baja

Cake demasiado

delgado. Riesgo de

degradación de las

paredes

Añadir

bentonita o

baritina.

Batir.

Viscosidad

media

Viscosímetro

Marsh ó

Fann

Demasiado

Alta

Dificultad de

bombeo y

pegamiento

diferencial.

Dilución en agua.

Empleo de

pirofosfatos (4

kg/100 L de

agua).

Demasiado

Baja

Riesgo de

pérdida de lodo,

atascamiento

Añadir bentonita,

almidón o CMC

Filtrado (5-

10 cm3).

Cake (5

mm max.)

Filtro prensa

API

Demasiado

Grande

Cake fino y

pérdidas de

lodo

Añadir almidón o

CMC (3 a 10

kg/m3 de lodo).

Agitar.

Demasiado

Débil

Cake grueso,

riesgo de

invasión.

Dilución con

agua. Agitar.

pH

(7 a 9,5)

Papel

colorimétrico.

pH-metros

pH > 11

Contaminación

por cemento o

por agua de

formación

Uso de

polifostatos.

Ácidos si el pH >

11 y neutros si el

pH < 7 pH < 7 Riesgo de

floculación.


6

69

3.3.16 SELECCIÓN DE LA GRANULOMETRÍA DEL AGENTE

PUENTEANTE

Existen algunos agentes puenteantes, según estudios realizados el más

utilizado por su simple naturaleza y fácil accesibilidad es el carbonato de

calcio, el mismo que debe ser seleccionado con un adecuado tamaño de

partícula de acuerdo al tamaño de garganta de poro de la formación

productora. Por lo cual hay que definir que es garganta de poro.

Garganta de Poro: Son las conexiones entre los espacios porales y

deben mantenerse abiertas para permitir el flujo. Puede determinarse

mediante dos métodos: inyección de mercurio o microscopía electrónica.

La selección de la granulometría del agente puenteante se ha basado en

diferentes criterios; por ejemplo: Abraham propuso que el tamaño de

partícula medio (D50) del añadido que tiende a puentear debe ser igual o

mayor que un tercio del tamaño mediano del poro de la roca para prevenir

la obstrucción.

En el desarrollo de esta investigación se utilizó la regla de Vickers como

la teoría de puenteo más óptima en el proceso de sellamiento de las

gargantas porales en el núcleo obtenido de estudio.

Conociendo las distribuciones D90, D75, D50, D25, D10 obtenidas del

análisis de Distribución de tamaños de partículas y la información de

gargantas porales obtenidas del estudio de microscopia electrónica que

se encuentra en el Apéndice 5, se cotejaron y tabularon todos estos

resultados en el Capítulo V para posteriormente utilizar la teoría de

puenteo de Vickers y corroborar la validez del lodo diseñado.

7

70

CAPÍTULO IV

4. ELABORACIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

DRILL-IN Y PRUEBAS DE LABORATORIO

4.1 INTRODUCCIÓN

Éste capítulo tiene como objetivo realizar la formulación óptima del fluido

de perforación Drill-in, conociendo el tamaño de poro y el tamaño de

garganta poral promedio del núcleo obtenido del pozo Palo Azul 04, se

podrá determinar la granulometría adecuada del agente puenteante y sus

respectivas combinaciones en caso de que así sea requerido.

Además se describen todas las pruebas físicas y químicas realizadas al

fluido Drill-in y al filtrado respectivamente, también se detallarán los

resultados obtenidos en dichas pruebas con el objetivo de visualizar y

analizar dichos resultados.

4.2 ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN

Se elaboraron fluidos de perforación Drill-in, cuya característica se basa

en tener como único agente solido al agente puenteante que en este caso

será el carbonato de calcio (CaCO3). Todos los fluidos fueron base agua,

además se adiciono un agente viscosificante (Kelzan), un agente inhibidor

de arcilla (Maxdrill), un reductor de filtrado (Stardrill) y el agente

puenteante (CaCO3).

4.2.1 QUÍMICOS Y CONCENTRACIONES A UTILIZAR

Con los químicos mencionados anteriormente se procedió a realizar el

fluido base, al mismo que se adicionará el agente puenteante el cual se

añade dependiendo del peso del lodo requerido.

En la Tabla 4.1 se describen los componentes y las cantidades que se

usaron para el diseño del lodo Drill-in en unidades de campo.

7

71

Existe una ecuación que ayudará en el cálculo de la concentración de

carbonato de calcio, conociendo el peso del lodo, que en este caso será

de 9,0 Ibs/gal porque se ha comprobado que con ese peso de lodo se

consigue una presión hidrostática que controla la presión de formación

evitando posibles reventones del pozo.

Con la ecuación se obtiene el siguiente resultado:

Donde

W1= Peso inicial del lodo, en este caso el peso del agua (8,3 Ibs/gal)

W2= Peso de lodo deseado, (9 Ibs/gal)

Entonces:

Tabla 4.1: COMPONENTES Y CANTIDADES QUE SE USARON EN EL DISEÑO DEL LODO DRILL-IN EN POZO

COMPONENTES CANTIDADES EN EL POZO

KELZAN 2.5 lpb

STARDRILL 5 lpb

MAXDRILL 0.25 gpb

CARBONATO DE CALCIO 48.95 lpb


Para la elaboración del fluido en el laboratorio se lo hace en cantidades

pequeñas de casi siempre un litro de fluido con respecto a lo que se

elabora en campo, por lo que se requiere realizar la transformación de

unidades para determinar las cantidades necesarias de químicos que se

deben adicionar.

7

72

4.2.1.1 KELZAN

Es una goma xántica de alto peso molecular la cual es un polímero

biodegradable, usado como viscosificante para lodos de agua salina y

dulce. Se le asigna como fórmula promedio C32.34H49.94O28.34Na1.38.

Por experiencias anteriores al perforar pozos horizontales se decidió usar

2,5 lb/bl de Kelzan en la formulación de éste fluido Drill-in, con esta

cantidad se obtienen buenos valores de reología, es decir valores

elevados de punto cedente, esfuerzo de geles altos y baja viscosidades

plásticas que aseguran una limpieza optima de las paredes del pozo a

altas tasas de penetración (ROP).

En las siguientes operaciones matemáticas se presentan las

transformaciones de las cantidades que se usan en campo a cantidades

usadas en laboratorio:

4.2.1.2 STARDRIL

Es un almidón no hidratado proveniente de un polisacárido modificado

que responde casi siempre a la fórmula general Cx(H2O)x–1.

Es utilizado como agente reductor de filtrado que minimiza la migración de

la fase líquida generada por el fluido de perforación hacia la formación.

Se ha comprobado experimentalmente que usando de 5 a 6 lb/bl de

Stardrill se reduce considerablemente la cantidad de filtrado que ingresa

hacia la formación, con esta cantidad se asegura además que el filtrado

obtenido sea viscoso, lo que ayuda a la creación de un revoque

impermeable en la cara de la arena productora.

7

73

4.2.1.3 MAXDRILL

Es una amina insoluble, cuya naturaleza química es: 1,6 hexadiamina:

NH2(CH2)6NH2. Es un compuesto químico derivado del amoniaco utilizado

como inhibidor de arcillas al momento de perforar formaciones sensibles

al agua.

Cuando se perfora pozos horizontales no solo existe la presencia de

arenas sino también existen arcillas ya sea en la matriz o en el poro, que

al momento de hidratarse migran a través de las interconexiones porales

taponando dichos espacios, por este motivo se utilizó en el diseño de éste

fluido Drill-in 0,25 gal/bl para evitar que dichas arcillas se hidraten.

En la Tabla 4.2 de describen los componentes y las cantidades que se

usan para el diseño del lodo Drill-in en laboratorio.

Tabla 4.2: COMPONENTES Y LAS CANTIDADES QUE SE USARON PARA EL DISEÑO DEL LODO DRILL-IN EN LABORATORIO

COMPONENTES CANTIDADES EN LABORATORIO

KELZAN 7.148 g/L

STARDRILL 14.29 g/L

MAXDRILL 5.95 mL/L

CARBONATO DE CALCIO 140 g/L


7

74

4.2.2 PROCESO DE ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN

Se elaboró el fluido de perforación Drill-in en laboratorio utilizando los

criterios expuestos en el manual de hojas técnicas de procedimientos de

la empresa Qmax.

En un recipiente grande de acero inoxidable medir 500 ml de agua

destilada en el cual se va a preparar la formulación del lodo Drill-in, y en

un vaso de precipitación de 500mL de capacidad colocar 5.95 mL del

inhibidor de arcillas (Maxdrill) para posteriormente colocarlo en el agitador

magnético durante unos 10 minutos.

Figura 4.1: AGITADOR MAGNÉTICO CON MEZCLA DE AGUA DESTILADA Y MAXDRILL


Se debe colocar en el agitador Hamilton el contenedor de metal con los

500mL de agua destilada para adicionar primeramente el viscosificante

(Kelzan) muy despacio, evitando que se formen grumos, conjuntamente

con la mezcla preparada en el vaso de precipitación, esta mezcla debe

realizársela por 20 minutos para que se unifiquen los componentes.

7

75

Una vez transcurrido el tiempo se adiciona el agente reductor de filtrado

(Stardrill), de igual forma se debe adicionar despacio evitando grumos al

momento de su adición, y continuar la agitación por otros 20 minutos

manteniendo estable la velocidad.

Antes de adicionar el carbonato de calcio es importante añadir unas gotas

de antiespumante (Defoam), para eliminar la presencia de espuma sola

mente en el caso que sea necesario, se lo añade en este momento para

que tenga un tiempo de mezcla prudente ya que de no tenerlo puede

generar la presencia de una especie de nata.

Para finalizar el diseño del fluido Drill-in se deben añadir los 140 gramos

del agente puenteante carbonato de calcio, ya sea en forma de camix o

en carbonatos individuales de distintas granulometrías, siempre evitando

la formación de grumos y agitando el fluido por otros 20 minutos

manteniendo la misma velocidad.

Figura 4.2: AGITADOR HAMILTON BEACH


7

76

Todas las pruebas que se realizaron al fluido se las hizo 2 veces, es decir

una vez a condiciones de presión y temperatura en el laboratorio (antes

de rolar) y pruebas simulando condiciones de temperatura del reservorio

(después de rolar).

El rolado del lodo realizado se lleva a cabo en un horno especial, el cual

se calienta a una temperatura de 200°F manteniendo en movimiento al

fluido con la finalidad de simular la temperatura del reservorio; se envasa

el diluido en cilindros llamados celdas herméticas, de aproximadamente

400 mL de capacidad. Este proceso se lleva a cabo durante 16 horas.

Figura 4.3: HORNO DE ROLADO


Los carbonatos que se usaron ya tienen estandarizados sus diámetros de

granos, estos valores vienen dados en micras, pulgadas y milímetro. A

estos datos se los conoce como mallas, y son las que permiten la fácil

identificación de la granulometría de los distintos carbonatos de calcio,

que en este caso serán utilizados como el único agente solido del fluido

Drill-in.

7

77

4.3 PRUEBAS DE LABORATORIO Y DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS

Se describen a continuación los procedimientos que se realizaron en el

laboratorio a todos los fluidos realizados. Se debe realizar siempre los

mismos procedimientos y en el mismo orden en el que se realizaron las

pruebas al fluido Drill-in para evitar errores en las mediciones en cada

procedimiento.

4.3.1 PRUEBAS FÍSICAS

4.3.1.1 Concentración de Hidrógeno

A continuación se describen los métodos para la determinación de pH.

4.3.1.1.1 Método Electrónico

El medidor electrónico de pH tiene un sistema de electrodo de vidrio, un

amplificador electrónico y un medidor calibrado en unidades de pH. Este

medidor es preciso y proporciona valores de pH confiables, visto que está

esencialmente libre de interferencia.

Figura 4.4: MEDIDOR DE pH ELECTRÓNICO


7

78

Descripción del procedimiento:

• Tomar un recipiente muy pequeño para colocar el líquido calibrador de

pH 7.00 y una vez calibrado el equipo se procederá a la medición de pH.

• Introducir el lector digital en el recipiente que contiene el fluido.

• Presionar el botón de medición y dejar por un minuto para que se

estabilice el valor y tomar la lectura.

• Para este fluido Drill-in el valor del pH debe estar en el rango de 9.0 a

9.1, agregar 5 ó 6 gotas de hidróxido de potasio K(OH) para elevar el pH.

• Limpiar el lector digital después de cada medición con agua destilada y

secarlo para usos posteriores.

4.3.1.1.2 Método Colorimétrico (cintas de papel pH)

Es un método que se puede utilizar en lugares remotos en donde no

existe la facilidad de un medidor electrónico. Además este método no es

cien por ciento confiable debido a que los componentes del lodo y los

productos químicos disueltos son causantes de errores en los valores

Figura 4.5: CINTAS MEDIDORAS DE pH


7

79


• Colocar sobre el lodo una cinta indicadora de pH y dejarla por unos 45

segundos hasta que el color se estabilice

• Enjuagar la cinta indicadora con agua destilada y esperar un momento

hasta que se seque al ambiente.

• Comparar los colores del papel tornasol con el patrón de colores y

estimar el pH del lodo.

4.3.1.2 Determinación de la Reología

La reología estudia los principios físicos que regulan el movimiento de los

fluidos, es de suma importancia conocer estos parámetros porque

permiten determinar el comportamiento que tendrá el fluido puesto bajo

condiciones de reposo y posterior fluidez del mismo.

4.3.1.2.1 Viscosímetro Rotativo

El viscosímetro es un equipo accionado por un motor eléctrico en el cual

existe un switch de accionamiento el misma que puede colocarse en

rotación alta o baja según sea la necesidad.

A este equipo de rotación está acoplada una palanca de marchas que

proporcionan revoluciones al fluido obtenido. Utilizando este aparato se

obtienen valores a 600, 300, 200, 100, 3 y 2 RPM para posteriormente

utilizar dichos valores en la obtención de la viscosidad plástica, viscosidad

aparente y el punto cedente, que como se mencionó en el capítulo II son

parámetros a tomar en cuenta en la selección o no del lodo realizado.

Además del viscosímetro, se requiere de un recipiente apropiado que

contenga el fluido, un cronómetro y un termómetro.

Existe otro viscosímetro más fácil de usar que tiene una rodela donde

están acopladas directamente las marchas y se acciona tan solo con

girarla a las revoluciones que sean necesarias.

8

80

Figura 4.6: VISCOSIMETRO ROTATIVO FANN


4.3.1.1.2 Descripción del procedimiento para Viscos idad Aparente, Viscosidad Plástica y Punto Cedente.

• Colocar el fluido previamente estabilizado su pH en un recipiente

inoxidable, hasta las marcas existentes en su interior.

• Calentar o enfriar la muestra de fluido a 120 °F. Se debe mantener una

agitación lenta mientras se alcanza la temperatura deseada.

• Arranca el funcionamiento colocando el switch en la posición de alta

velocidad, con la palanca de cambio de velocidad en la posición más baja

que es la de 600 RPM. Se debe esperar que la mira indique un valor

constante y registrar el valor obtenido a esta velocidad, cambiar la marcha

moviendo la palanca a 6 RPM y registrar este valor, subir la marcha a la

ubicación más alta, es decir 200 RPM y registrar nuevamente dicho valor.

• Cambiar el switch a la posición de baja velocidad manteniendo la

marcha en la parte más alta la cual ahora será la marcha a 100 RPM,

esperar que el cuadrante indique un valor constante y registrar dicho

8

81

valor, cambiar la marcha bajando la palanca a 3 RPM y registrar este

valor, bajar nuevamente la marcha a la ubicación más baja, es decir 300

RPM y registrar nuevamente dicho valor.

A continuación se presentan las fórmulas para obtener las distintas

viscosidades:

• Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM

menos indicación a 300 RPM.

• Punto Cedente en lb/100pies2 = indicación a 300 RPM menos

viscosidad plástica en centipoise.

• Viscosidad aparente en centipoise= indicación a 600 RPM dividida

por 2.

4.3.1.1.3 Descripción del procedimiento para Esfuer zo de gel

Como se mencionó en el capítulo II, el esfuerzo de gel es una medida de

la resistencia a la consistencia que presenta el fluido cuando es sometido

a reposo, estos datos pueden ser medidos para cualquier lapso de

tiempo, pero por lo general siempre es medido para 10”, 10´, 30´.

• Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 10

segundos y levantar lentamente la palanca de cambios a la

posición media.

• Apagar el motor y esperar 10 segundos.

• Cambiar el switch a la posición de baja velocidad y registrar las

unidades de deflexión máxima en Ib/100 pies2 como esfuerzo de

gel inicial.

• Repetir las etapas 1, 2 y 3 pero dejar esta vez por un lapso de 10

minutos y luego cambiar el switch a la posición de baja velocidad y

8

82

registrar las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de

gel a 10 minutos.

• Repetir el mismo procedimiento para 30 minutos y registrar este

valor.

Después de la realización de la prueba se debe realizar una limpieza

profunda del equipo, la limpieza debe realizarse a la mayor velocidad del

rotor sumergido en agua, y el balancín debe limpiarse con trapo seco y

limpio.

Es importante conocer que por ningún motivo el balancín debe ser

sumergido en lodos que se encuentren a temperaturas mayores a los 200

°F ya que se podría causar una explosión muy peligr osa.

4.3.1.3 Pérdida de Filtrado API

La prueba de pérdida de filtrado API es muy útil para realizar los fluidos

experimentales con el fin de conocer cuáles podrían ser los fluidos Drill-in

más adecuados para perforar la zona de producción. En esta prueba se

determinan cuales fluidos arrojaron una menor cantidad de filtrado de lodo

y con respecto al revoque nos permite elegir la costra de menor espesor,

casi impermeable y uniforme. Estos indicadores sirven de pauta para

someter los fluidos elegidos previamente a la prueba de taponamiento de

permeabilidad PPT y corroborar si pueden ser seleccionados o no para

ponerlos en funcionamiento directo a la formación.

Esta propiedad es determinada con un filtro prensa, el mismo que

consiste en determinar la velocidad a la que es forzado a pasar el fluido

por un papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo,

temperatura y presión previamente especificadas.

El equipo consta de una celda de lodo, un empalme macho de la celda y

un empalme hembra del filtro prensa, también se necesita papel filtro

8

83

Whatman 50 ó equivalente, empacaduras de caucho en buen estado y

una malla metálica.

Un compresor es el encargado de dar la presión necesaria a todo el

equipo, es preciso considerar si se perdió presión se debe abrir todas las

válvulas y cerrar la válvula del manómetro, esperar un momento hasta

que el compresor vuelva a cargarse.

Según el manual de procedimientos API la prueba se la debe realizar

manteniendo una presión de 100 psi.

Figura 4.7: FILTRO PRENSA API



• Mantener disponible una presión de aire o gas de 100 psi.

• Asegúrese que cada pieza de la celda tórica esté limpia y seca,

y que las empacaduras no estén deformes o gastadas.

• Colocar en el empalme macho de la junta tórica la malla,

después el papel filtro y la empacadura.

8

84

• Cerrar la celda del lodo con el empalme macho colocándolos

juntos y girando hacia la derecha hasta que se inserte

correctamente el pin con la caja.

• Colocar un vaso de precipitación apropiado debajo del orificio de

descarga de filtrado para recibir el filtrado.

• Vertir el lodo en la celda y colocar dicha celda en el soporte del

equipo ajustando la llave muy bien sobre la caja para proceder

con la prueba.

• Abrir la válvula de entrada aplicando presión sobre la celda.

• La prueba de API debe durar 30 minutos, pero también se debe

tomar mediciones a los 7.5 segundos.

• Al término de la prueba, alivianar la presión para evitar cualquier

tipo de daño tanto físico como de la prueba, cerrando las

válvulas y retirar la celda.

• Registrar el volumen de filtrado en el cilindro graduado tanto

para 7.5 minutos como para 22.5 minutos.

• Desmontar la celda, desechar el lodo y recuperar el papel filtro

con mucho cuidado para perturbar lo menos posible el revoque.

Lavar el revoque minuciosamente para eliminar el exceso de

lodo. Medir el espesor del revoque y registrar la medida en 1/32

de pulgada.

4.3.1.4 Densidad del Fluido

La densidad es una de las propiedades más importantes de los fluidos de

perforación, las unidades de campo de la densidad viene dada en libras

por galón (Ibs/gal).

8

85

La medición de la densidad nos permite conocer si la mezcla que

realizamos fue realizada en las proporciones adecuadas, en el caso del

carbonato de calcio (CaCO3), según la fórmula de determinación de la

cantidad que permita obtener un peso de lodo deseado y revisar si las

transformaciones de unidades fueron realizadas correctamente.

Siempre es necesario que antes de realizar la medición de la densidad del

lodo, el aparato esté limpio, seco y calibrado. En caso que no esté

calibrada la balanza se deberá proceder a calibrarlo con agua dulce. El

agua dulce debe dar una lectura de 8.3 lb/galón a 70 °C. Si no es así,

ajustar el tornillo de balanceo.

La balanza de lodo se compone de una base sobre la cual descansa un

brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire,

caballero y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un

extremo del brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro

extremo. El vaso y el brazo oscilan perpendicularmente al cuchillo

horizontal, el cual descansa sobre el soporte, y son equilibrados

desplazando el caballero a lo largo del brazo.

Figura 4.8: BALANZA NORMAL


8

86


• Colocar la base de la balanza de lodo, puede ser dentro de la caja

portadora o sobre una superficie plana.

• Llenar con el fluido la copa limpia y seca.

• Colocar la balanza sobre el soporte en V y mover el cursor a Io

largo del brazo hasta que la copa esté balanceada, mirando la

posición de la burbuja y leer el peso del lodo en el borde del cursor.

• Limpiar y secar la balanza de lodo luego de cada uso.

4.3.2 PRUEBA DE TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD

(PPT)

La finalidad de esta prueba es de simular las condiciones de temperatura

y presión del reservorio. El diferencial de presión se lo obtiene de la

siguiente ecuación:

∆P=Ph - Py

Donde:

Ph=0.052 x ρ x TVD

Ph = presión hidrostática de la formación, psi

0.052 = constante de conversión, gal/in²-ft.

ρ = peso del lodo de perforación, lb/g.

TVD = Profundidad de la formación, ft

Py= presión del yacimiento, PSI

Ph = 0.052 gal/in²-ft x 9 lb/g x 10552 ft x 3500 PSI = 4937 PSI

∆P = 4937 PSI – 3500 PSI = 1438 PSI

8

87

Los rangos que se van a utilizar para saber si el lodo cumple con las

especificaciones para la zona del hueco de producción son los siguientes:

• Filtrado después de los 30 minutos: de 1mL a 1,1mL, ó el valor lo

más bajo posible.

• La pérdida final de fluido PPT debe estar entre 2 mL – 3mL. Éste

filtrado se lo calcula de la siguiente manera:

Valor PPT (mL) = 2 x (sumatoria de los filtrados recuperados al finalizar

los 30 minutos que dura la prueba, incluida la cantidad del spurt loss).

Inicialmente se usan discos de aloxita, óxido de aluminio (AlO), que

tengan características similares a los tamaños de garganta de poro

respecto a las del núcleo de prueba obtenido de la formación de estudio,

en este caso de la arena Hollín.

Los parámetros más importantes que se obtienen de la prueba PPT son el

revoque y el filtrado. En el revoque se puede apreciar la calidad, textura y

apariencia formada, este revoque debería ser impermeable, liso y

uniforme; mientras que el filtrado indica la cantidad de invasión que

ingresa a la formación.

La prueba PPT inicia después de 30 segundos, una vez que se abre la

válvula de seguridad. Éste filtrado inicial es el que se conoce como spurt

loss y es el filtrado que se produce antes de que se forme el revoque o la

costra, ya sea en la cerámica o en el núcleo, posteriormente se debe

tomar el filtrado obtenido después de 7.5 minutos, 15 minutos, 22.5

minutos y 30 minutos.

4.3.2.1 Partes del equipo PPT

• Ensamble de presurización con CO2.

• Recibidor de contrapresión.

• Válvula de bola para entrada de presión.

8

88

• Válvula vástago de presurización.

• Camisa de calentamiento.

• Celda con tapa doble.

• Llave especial para asegurar las tapas de la celda.

• Herramienta en T con pistón.

• Válvula para entrada hidráulica.

• Bomba hidráulica.

• Manguera de transmisión de fluido hidráulico.

Figura 4.9 :EQUIPO DE TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD


8

89

4.3.2.2 Armado del equipo PPT

Conectar a la corriente eléctrica la camisa de calentamiento y luego girar

la perilla del termostato hasta el número 10, una vez alcanzada la

temperatura deseada (200 °F) mover la perilla al nú mero 3 para

estabilizar la temperatura, registrar el tiempo que le toma al equipo

alcanzar la temperatura deseada.

• Remojar el disco de cerámica en el fluido base del lodo por lo

menos 10 minutos.

• Poner grasa de silicona en los O-rings y poner la tapa IN dentro de

la celda, asegurarla muy bien con la llave especial.

• Colocar la celda en la camisa de calentamiento, girar en forma

circular hasta sentir que la celda se asienta y no gira.

• Colocar grasa de silicona en los O-ring del pistón, y con la

herramienta en T colocar el pistón dentro de la celda, mover hacia

arriba y hacia abajo para constatar el libre movimiento del mismo,

desenroscar la herramienta T y retirarla.

• Colocar la válvula vástago en la parte inferior de la camisa de

calentamiento y conectar la manguera de la bomba hidráulica a la

válvula.

• Colocar 300 ml de fluido de perforación dentro de la celda con

cuidado de no derramar fluido en los O-rings.

• Abrir las válvulas de entrada de fluido hidráulico y cerrar la válvula

de alivio de la bomba, ingresar fluido hidráulico hasta que el lodo

llegue al tope del recipiente.

• Colocar el disco dé cerámica.

9

90

• Poner grasa en los O-ring de la tapa OUT y colocarla, asegurarla

con la llave especial.

• Colocar la válvula vástago superior y la válvula de bola.

• Colocar el recipiente recibidor de contrapresión y asegurarlo con la

chaveta.

• Colocar el presurizador y asegurarlo con la chaveta.

• Asegurar todas las válvulas hasta que estén cerradas.

4.3.2.3 Descripción del procedimiento

• Poner 100 psi en el presurizado de la parte superior del equipo.

• Ingresar fluido hidráulico hasta que el manómetro marque 200 psi.

• Volver a ingresar fluido hidráulico hasta que el manómetro marque

1500 psi para cumplir el diferencial de presión de 1400 PSI de la

formación.

• Abrir la válvula de bola y luego abrir lentamente la válvula de salida

vástago.

• Abrir la válvula de purga después de 30 segundos y captar el

filtrado en una probeta, una vez que deje de salir fluido cerrar la

válvula.

• Mantener la presión de 1500 psi sobre la celda durante los 30

minutos que dura la prueba, ya que al purgar el filtrado sufre una

caída de presión en dicha celda.

• Abrir la válvula de purga cada 7.5 minutos, captando el filtrado en

la probeta graduada.

9

91

• Cerrar la válvula de purga y abrir la válvula de alivio de la bomba,

con el fin que el aceite hidráulico retorne a la bomba.

• Dejar las válvulas (vástagos) de entrada y salida abiertas, y la

válvula de bola también abierta para que la contrapresión desaloje

el aceite hidráulico de la celda.

• Apagar y desconectar la camisa de calentamiento.

• Desarmar el equipo cuando se encuentre totalmente frio.

4.3.2.4 Desarmado del equipo PPT

Importante: Una vez que el equipo esté completamente frío fijarse que el

equipo este despresurizado, en caso de no estarlo abrir la válvula de

purga, poner una probeta por si sale algún remanente de lodo, cerrar

todas las válvulas para empezar a desarmarlo.

• Retirar la chaveta que asegura el equipo de presurización y

seguidamente retirar dicho equipo.

• Quitar la chaveta del recibidor de contrapresión y retirarlo.

• Retirar la válvula vástago superior girándolo muy lentamente.

• Retirar la tapa OUT de la celda utilizando la llave especial.

• Retirar el disco de cerámica con mucho cuidado y desalojar el lodo

de la celda.

• Retirar la válvula vástago inferior.

• Sacar la tapa IN

• Utilizando la herramienta T retirar el pistón del interior de la celda

• Lavar los implementos que se encuentren con fluido y dejar secar

completamente.

9

92

CAPÍTULO V

5. ANÁLISIS TÉCNICO E INTERPRETACIÓN DE

RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE

LABORATORIO

Debido a posibles daños a la formación causados por el fluido Drill-in que

Qmax emplea para la perforación de los pozos horizontales en el Campo

Palo Azul, se envío al laboratorio de análisis petrofísicos de Ecopetrol en

Colombia un núcleo de la arena Hollín, debido a que en futuras

perforaciones esta arena va a ser considerada el objetivo de mayor

producción de hidrocarburos. Con el propósito de mejorar el proceso de

puenteo, se pidió que se realice en la muestra un análisis de la

distribución de las gargantas porales empleando el método de Inyección

de mercurio y de esta manera conocer en forma real las características

del reservorio.

Por otro lado Qmax ha venido empleando varios tipos de carbonato como

agentes puenteantes, muchas veces sin saber cuáles son los apropiados

para el objetivo que deben cumplir los mismos. Por esta razón, se solicitó

al laboratorio de Qmax en Colombia el análisis DTP (distribución de

tamaño de partículas) de los diferentes carbonatos de los diferentes

proveedores con el fin de estandarizar su uso y, lo que es más importante

saber cuál o cuáles son los más apropiados para el efectuar un puenteo lo

más eficiente posible.

De esta forma, empleando la teoría de Vickers, y analizando los datos de

gargantas porales del núcleo y los valores de distribución de tamaños de

partículas (DTP) de los carbonatos, se determinó el uso más apropiado

del carbonato de calcio (CaCO3).

Además se realizó una comparación de resultados al usar el criterio de

Vickers y el criterio de Abrams el cual ha sido utilizado durante mucho

tiempo con resultados bastante aceptables.

9

93

5.1 RESULTADOS DE LAS PRUEBAS SOLICITADAS DEL NÚCLE O OBTENIDO DEL POZO PALO AZUL 04

En los Apéndice 5 y 6 se encuentra el estudio en el cual se detalla toda la

información petrofísica del núcleo obtenido del pozo Palo Azul 04.

Tabla 5.1: PARÁMETROS PETROFÍSICOS

Profundidad: 10552,40’ Permeabilidad: 247md Porosidad: 16.8%

FUENTE: ECOPETROL ELABORADO POR: Ray Báez Noriega En la Figura 5.1 obtenida del Apéndice 6 se presenta la distribución de

gargantas porales y de la Figura 5.2 tomada del Apéndice 5 se indica los

tamaños de poro del núcleo de estudio; de éstas gráficas se dedujeron los

valores aproximados de los percentiles con los cuales se realizaron las

Tabla 5.2 y 5.3.

Figura 5.1: DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS DEL NÚCLEO DEL POZO PALO AZUL 04

FUENTE: ECOPETROL ELABORADO POR: ECOPETROL

9

94

Figura 5.2: DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PORO DEL NÚCLEO DEL POZO PALO AZUL 04

FUENTE: ECOPETROL ELABORADO POR: ECOPETROL

Tabla 5.2: DISTRIBUCIÓN DE LAS GARGANTAS PORALES Y DE POROS

PERCENTIL DIÁMETRO DE

GARGANTA PORAL (µµµµm)

TAMAÑO DE PORO (µµµµm)

D 10 0.11 14.17

D 20 1.54 25.63

D 50 9.68 53.12

D 70 11.51 75.44

D 90 14.93 109.90 FUENTE: ECOPETROL ELABORADO POR: Ray Báez Noriega Tabla 5.3: TAMAÑOS DE LAS GARGANTAS

Garganta poral más grande: 149 µm

Garganta poral promedio: 8.2 µm

Garganta poral más pequeña: 0.005 µm

FUENTE: ECOPETROL ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

9

95

En los apéndices del 1 al 4 se encuentran las gráficas de las

distribuciones de tamaño de partículas de los carbonatos A-325, A-200, A-

100 y del carbonato Camix, de las cuales se obtuvieron los datos que se

encuentran en la tabla 5.4.

Tabla 5.4: DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑO DE PARTÍCULAS (DTP) PARA LAS DISTINTAS MUESTRAS DE CARBONATOS

Carbonato D90 D75 D50 D25 D10

A325 Propet 14.9 9.0 4.0 2.2 0.99

A100 Propet 49.5 25 11.29 4.0 1.8

A200 Propet 38.22 22 9.29 3.0 1.31

CamixPropet 25.67 15 6.2 2.8 1.12

FUENTE: QMAX COLOMBIA ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

5.2 ANÁLISIS TEÓRICO DE LOS ESTUDIOS SOLICITADOS

La teoría de Vickers establece que para lograr un puenteo óptimo, las

distribuciones DTP del agente puenteante debe ser:

D90 = garganta poral más grande

D75= < 2/3 de la garganta poral más grande

D50= +- 1/3 del valor medio de la garganta poral

D25= 1/7 del valor medio de la garganta poral

D10= > garganta poral más pequeña

9

96

Es decir que las distribuciones del agente puenteante óptimo que cumpla

la teoría de Vickers deberían ser las siguientes:

D90: 149µm

D75: 99 µm

D50: 2.7 µm

D25: 1.16 µm

D10: > 0.005 µm

Es necesario indicar que en el núcleo apenas el 1% de las gargantas

porales corresponden al valor de 149µm.

Del análisis del DTP de los carbonatos, se aprecia que ninguno tiene

valores de D90 que satisfaga la teoría de Vickers y por tanto del puenteo

ideal, sin embargo el carbonato A-325 del proveedor Propet se acerca

más a los valores requeridos para el D50 que es el parámetro más

importante en este proceso (4µm. vs. 3µm aproximadamente), se aprecia

además de que este carbonato cumple con los D25 y D10.

El análisis anterior es realizado tomando en cuenta la garganta de mayor

tamaño, aún cuando solo representa menos del 1% del volumen del

núcleo, pero si se considera que el 90% del las gargantas del núcleo son

inferiores a 15µm, entonces el valor máximo de garganta poral vendría a

ser 15µm, se observa ahora que el carbonato A325 cumple con el D90 y

por lo tanto:

D90: 15µm

D75: 10µm

D50: 2.7µm

D25: 1.1µm

D10. > 0005µm

9

97

Tabla 5.5: PARÁMETROS Y RANGOS PERMISIBLES DE LAS PRUEBAS FÍSICAS PARA LA ZONA PRODUCTORA

PARÁMETROS RANGOS

FILTRADO API (ml/30 min) 4 – 6

YIELD POINT (lb/100 ft2) 15 – 70

pH 9 - 9,01

PESO DEL LODO (lb/gal) 9

VISCOSIDAD PLÁSTICA (cP) Mínimo posible

SPURT LOSS (mL) Mínimo posible


5.3 RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO

En este capítulo también se presentan los resultados obtenidos de las

pruebas físicas realizadas para cada fluido diseñado. Todas las pruebas

se las realizaron antes y después de rolar y siempre manteniendo en lo

posible las mismas condiciones de operación, es decir, mismos tiempos

de agitación, estabilizar pH, mantener peso de lodo, temperaturas,

presiones y diferenciales de presión.

Con respecto a las pruebas físicas, los valores de pH se debe estabilizar

entre 9 y 9.01, en la temperatura de rolado y en la prueba de

taponamiento de permeabilidad hay que mantener 200°F, en el Filtro API

mantener una presión de 100 PSI y en la prueba PPT un diferencial de

presión de 1400 PSI.

La prueba de mayor importancia y relevancia en este proyecto es la de

taponamiento de permeabilidad (PPT) que tiene como objetivo principal

simular las condiciones de presión y temperatura del reservorio, medir el

filtrado total al concluir los 30 minutos que dura la prueba y conocer el tipo

de revoque formado en la cerámica de prueba o en el núcleo que está

siendo analizado. Las cerámicas de aloxita (AlO) o discos de prueba de la

empresa proveedora Ofite utilizadas para realizar la prueba PPT son

discos de 2 ½ pulgadas de diámetro por ¼ pulgadas de espesor, cuyas

9

98

partículas están estrechamente unidas entre sí, dando como resultado un

material uniforme, permeable que forma un camino tortuoso para el flujo

del lodo de perforación. El material más utilizado comúnmente es el oxido

de alumino (AlO) llamado también aloxita.

Se utiliza la técnica de inyección de mercurio para determinar el tamaño

medio de la garganta poral y la permeabilidad del poro. Estos discos

permiten realizar ensayos de filtración en condiciones petrofísicas

similares a la de las formaciones que están siendo perforadas.

Para la realización de la prueba PPT se usaron cerámicas de 20 micras

de garganta poral hasta encontrar el carbonato que optimice el proceso

de puenteo. Una vez diseñado el fluido Drill-in más eficiente se probó

dicho fluido en cerámicas de 5 micras de garganta de poro, las cuales se

aproximan aún más al valor de garganta poral del núcleo de estudio que

es 8,2 micras. Se debe considerar que la información de las gargantas

porales es la más representativa para usar la teoría de Vickers, y el

diámetro promedio de poro es el parámetro que permite utilizar la teoría

de Abrams.

En las tablas de distribuciones y porcentajes se detallan las proporciones

de cada carbonato utilizado en el diseño de los distintos lodos realizados,

esta Tabla permite observar de manera más fácil las distribuciones D90,

D75, DE50, D25 y D10 de cada carbonato de calcio. Un estudio de

Distribución de tamaño de partículas (DTP) permite seleccionar la

granulometría más adecuado del agente puenteante a ser seleccionado.

Para la selección del lodo Drill-in más óptimo, el cual minimice el daño a la

formación, se va a sugerir un diseño el cual cumpla las condiciones

propuestas por la teoría de Vickers. Mientras que en las tablas de

resultados se presentan los valores de las pruebas realizadas, tanto de

esfuerzo de geles, filtrado API, propiedades reológicas y prueba especial

PPT obtenidos de los lodos realizados sin rolar y rolados.

9

99

5.3.1 FLUIDO 1: ELABORADO CON CAMIX PROPET

Este fluido es el patrón de referencia con el cual se va a comparar el

comportamiento de los demás lodos diseñados posteriormente.

El carbonato camix de Propet es muy usado en la formulación de fluidos

de perforación que obturan las formaciones Napo y Hollín, muchas veces

sin conocer la granulometría que posee esta mezcla de carbonatos.

En la Tabla 5.6 se indican los resultados de las pruebas físicas al fluido 1.

Tabla 5.6: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FLUIDO 1

L1 (100% CAMIX PROPET)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�100 6�16 200�65 600�104 6�15 200�67

300�78 3�12 100�48 300�80 3�11 100�49

GELES REOLOGÍA GELES REOLOGÍA

10s �16 Vp�22 10s �15 Vp�324

10m�20 Va�50 10m�17 Va�52

30m�22 YP�56 30m�20 YP�56

PTT FILTRO API PPT FILTRO API

Spurt �6,3 Spurt �6,5

7,5m �5 7,5m�2,5 7,5m �3,1 7,5m�2,6

15m �2,3 15m �0,4

22,5m�0,9 30m�4,7 22,5m�0,4 30m�5,1

30m �0,7 30m �0,4

Valor PPT=30,4 Valor PPT=21,6 ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

1

100

5.3.1.1 ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 1

Este fluido realizado con este camix se lo podría utilizar para puentear las

zonas productoras en este proyecto, su limitante según las pruebas físicas

realizadas son los valores obtenidos de las pruebas de filtrado API y PPT,

que son muy elevados con respecto a spurt loss y filtrado a los 30

minutos.

Además de la Tabla 5.4, de distribuciones del tamaño de partículas de

este carbonato se aprecian valores de D90 muy elevados y un D50 muy

bajo, la única distribución que cumple con la teoría de puenteo óptima es

la D25 y D10, pero no es suficiente como para ser elegido con el fin de

sellar la arena Hollín del campo Palo Azul. Se debe tomar en cuenta que

el percentil más importante a ser analizado es el de D50.

Figura 5.3: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON CARBONATO CAMIX

ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

1

101

5.3.2 FLUIDO 2: ELABORADO CON 50% A-325, 50% A-100

Se elaboró el fluido 2 con el 50% del carbonato A-325 y A-100

respectivamente, con el fin de ir viendo el comportamiento que tendría

este fluido al diseñarlo en proporciones iguales de distintos carbonatos.

Los resultados de las pruebas físicas realizadas con este fluido se

presentan en la Tabla 5.7.


L2 (50% A-325, 50% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�102 6�17 200�66 600�104 6�15 200�68

300�78 3�13 100�49 300�81 3�12 100�50


10s �15 Vp�24 10s �14 Vp�23

10m�20 Va�51 10m�19 Va�52

30m�22 YP�54 30m�22 YP�58

PPT FILTRO API PPT FILTRO API


7,5m �2,5 7,5m�2,7 7,5m �3 7,5m�2,5

15m �2 15m �2,4

22,5m�1,5 30m�4,3 22,5m�2 30m�4,9

30m �1,5 30m �1


1

102


Este fluido es uno de los primeros en el que se combinan distintos

carbonatos, lo que permitió determinar los valores tanto de reología como

de filtrado en las pruebas API y PPT para este fluido.

De la Figura 5.4 se puede observar que se obtiene un spurt loss muy

elevado tanto antes como después de rolar, por lo que aún cuando el

filtrado API y el valor PPT a los 30 minutos se encuentran dentro del

rango de permisibilidad para la zona productora, podemos inferir que la

combinación de agentes puenteantes las proporciones 50% de A-325 y

50% del carbonato A-100 no es eficiente.

Figura 5.4: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT CON FLUIDO 2


1

103

5.3.3 FLUIDO 3: ELABORADO CON 50% A-325, 50% A-200

Este fluido también se diseñó con porcentajes iguales de los carbonatos

A-325 y A-200 para determinar si existen variaciones considerables en

relación al fluido 2, con respecto a los valores de reología y de filtado.

Los resultados de las pruebas físicas realizadas con este fluido se

presentan en la Tabla 5.8


L3 (50% A-325, 50% A-200)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�104 6�17 200�66 600�100 6�16 200�63

300�81 3�13 100�45 300�88 3�13 100�46


10s �15 Vp�23 10s �15 Vp�17

10m�19 Va�52 10m�18 Va�50

30m�23 YP�58 30m�22 YP�60



7,5m �2,2 7,5m�2,5 7,5m �2,1 7,5m�2,6

15m �1,8 15m �2

22,5m�1,8 30m�4,5 22,5m�1,8 30m�5,2

30m �1,5 30m �1,6


1

104


Para el análisis técnico de este fluido se analizaron los valores de

viscosidad plástica y de yield point. Con respecto a los resultados de Vp

se observan valores bajos que pueden ser aceptables dentro de la zona

productora, también los valores de YP se encuentran dentro de

parámetros permisibles.

Por otro lado, los valores arrojados por la prueba de taponamiento de

permeabilidad (PPT) son muy altos en lo que respecta al spurt loss con

valores de 4,1 ml antes de rolar y de 4,2 ml después de rolar y el filtrado

total a los 30 minutos presentó valores antes de rolar de 31,5 ml y

después de rolar de 1,6ml.

Las curvas de filtración del fluido antes y después de rolar se presentan

en la Figura 5.5.



1

105

5.3.4 FLUIDO 4: ELABORADO CON 50% A-325, 25% A-200,

25% A-100

Esta combinación se la realizó utilizando los tres carbonatos disponibles

en el laboratorio provisto por el fabricante Propet, se mantuvo una

proporción de 50% de carbonato A-325 y disminuyendo las proporciones

de A-200 y A-100 a porcentajes iguales de 25% para cada uno

respectivamente.

En la Tabla 5.9 se presentan los resultados obtenidos al fluido 4.


L4(50% A-325, 25% A-200,25% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�115 6�17 200�70 600�97 6�16 200�64

300�81 3�14 100�51 300�75 3�12 100�48


10s �16 Vp�34 10s �15 Vp�22

10m�21 Va�57,5 10m�21 Va�48,5

30m�23 YP�47 30m�24 YP�53


Spurt �5 Spurt �6

7,5m �2,6 7,5m�1,6 7,5m �3 7,5m�2,1

15m �2,2 15m �2,5

22,5m�2 30m�2,8 22,5m�2,4 30m�3,8

30m �1,8 30m �2


1

106


En la prueba de filtrado API se obtienen valores antes de rolar de 2,8ml y

después de rolar de 3,8 ml, valores bastante aceptables porque son

relativamente bajos y se encuentran dentro del rango permisible para

trabajos en la zona productora de hidrocarburo.

Este fluido por el hecho de arrojar valores de spurt loss y filtrado total

PPT demasiado elevados queda definitivamente descartado para el fin de

sellar las gargantas porales de la cerámica de prueba, y por consiguiente

puentear la arena Hollín.

En la Figura 5.6 se observan los valores de la prueba realizada antes y

después de rolar al fluido en mención.



1

107


40% A-100

Este lodo de perforación fue elaborado para evaluar el comportamiento

del mencionado fluido con una disminución del carbonato de malla más

pequeña como es el A-325 y aumentando la proporción del carbonato A-

100.

Los datos arrojados de las pruebas realizadas al fluido 5, antes y después

de rolar, se tabulan en la Tabla 5.10


L5 (40% A-325,20% A-200,40% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�103 6�17 200�68 600�105 6�15 200�68

300�80 3�13 100�51 300�82 3�12 100�50


10s �15 Vp�23 10s �15 Vp�23

10m�20 Va�51,5 10m�20 Va�52,5

30m�24 YP�57 30m�23 YP�59



7,5m �3,8 7,5m�2,7 7,5m �6 7,5m�2,7

15m �3,5 15m �2,8

22,5m�3 30m �5,1 22,5m�2 30m �5

30m �2,2 30m �1,8


1

108


Se puede observar de la Figura 5.7 que el fluido después de rolar

presenta valores más elevados al inicio de la prueba PPT que el fluido

antes de rolar. Este fenómeno ocurre debido a que en estas proporciones

de carbonatos el fluido rolado sufre una degradación del Stardrill que es el

agente encargado de reducir el filtrado generado en la prueba PPT y en la

de filtro prensa.

Por este motivo también se puede descartar a este fluido con

proporciones de un 40% de carbonato A-325, 20% A-200 y 40% de A-100

como apto para puentear las gargantas porales del núcleo de estudio.



1

109


40% A-100

En la realización de este fluido se redujo notablemente la proporción del

carbonato de calcio A-200 a solo un 10% para observar el

comportamiento del fluido diseñado manteniendo la mitad de la

proporción del carbonato A-325.

Los valores de las pruebas realizadas al fluido en mención antes y

después de rolar se tabulan en la Tabla 5.11.


L6 (50% A-325,10% A-200,40% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�117 6�17 200�69 600�105 6�15 200�68

300�81 3�14 100�51 300�81 3�12 100�51


10s �16 Vp�36 10s �15 Vp�24

10m�20 Va�58,5 10m�19 Va�52,5

30m�22 YP�45 30m�24 YP�57



7,5m �4 7,5m�2,4 7,5m �3,6 7,5m�2,2

15m �3,2 15m �3,3

22,5m�3 30m�4,7 22,5m�3 30m�4,6

30m �1,6 30m �2,3


1

110


Los valores del filtrado API a los 30 minutos así como también los valores

de viscosidad plástica antes de rolar (36lb/100ft2) y después de rolar

(24lb/100ft2) están dentro del rango de permisibilidad para la zona

productora.

El limitante para utilizar esta proporción de carbonatos son los valores

altos de la prueba de taponamiento de permeabilidad.

Se observa en la Figura 5.8 que el comportamiento que tiene el fluido

antes y después de rolar es muy similar, pero los valores de spurt loss así

como del filtrado total PPT demasiado elevados como para ser idóneos o

tomados en cuenta al momento de elegir este fluido de perforación Drill-in.



1

111


20% A-100

Con la intención de observar el comportamiento del fluido Drill-in al existir

mayor presencia del carbonato de malla más fina que es el A-325, se

aumento su presencia a 60%.

En la Tabla 5.12 se presentan tabulados los resultados de esta

composición en el fluido realizado tanto antes como después de rolar.


L7 (60% A-325,20% A-200,20% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�106 6�18 200�70 600�102 6�15 200�68

300�82 3�14 100�52 300�81 3�12 100�51


10s �17 Vp�24 10s �15 Vp�21

10m�19 Va�53 10m�20 Va�51

30m�23 YP�58 30m�24 YP�60


Spurt �3,8 Spurt �5

7,5m �3,5 7,5m�3 7,5m �4,1 7,5m�3,3

15m �3 15m �3

22,5m �1,3 30m�6,3 22,5m �2,6 30m�6,5

30m �1,2 30m �2,4


1

112


De la prueba de filtrado API realizadas para este fluido, se obtuvieron

valores que están cerca del límite permisible para la zona productora,

también de la pérdida inicial de filtrado, conocida como spurt loss, se

obtuvieron datos de 3.8 ml antes de rolar y 5 ml después de rolar, valores

demasiado elevados como para optar por seleccionar este fluido como

óptimo.

Además se pudo observar de la prueba de taponamiento de

permeabilidad que el revoque formado en las cerámicas de prueba es

demasiado grueso y muy permeable, esta información arrojó suficientes

indicios para descartar este fluido de perforación como el más eficiente

para puentear las gargantas porales del núcleo de estudio.



1

113


30% A-100

En el diseño de este fluido se optó por mantener la proporción de 60% del

carbonato de granulometría más fina como es el carbonato A-325.

Los resultados de las pruebas de taponamiento de permeabilidad y de

filtrado API así como también de reología se tabularon en la Tabla 5.13.


L8 (60% A-325,10% A-200,30% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�104 6�17 200�68 600�105 6�15 200�70

300�80 3�13 100�50 300�82 3�12 100�51


10s �16 Vp�24 10s �15 Vp�23

10m�20 Va�51,5 10m�19 Va�52,5

30m�22 YP�56 30m�22 YP�59


Spurt �4,5 Spurt �5

7,5m �3,8 7,5m�2,5 7,5m �3,5 7,5m�2,6

15m �3,2 15m �3

22,5m�3 30m�5,1 22,5m�2,6 30m �4,8

30m �1,9 30m �1,7


1

114


Se aprecia en la Figura 5.10 un comportamiento muy similar de la curva

de filtrado de la prueba PPT tanto antes como después de rolar el fluido

en mención, este análisis permite establecer que los componentes del

fluido Drill-in diseñado mantuvieron sin modificar las funciones con las que

debían cumplir, esto en lo que se refiere al Stardrill y Maxdrill.

La restricción para elegir este fluido es el alto spurt loss generado debido

a que la proporción de los carbonatos de calcio no tienen la granulometría

adecuada para sellar eficientemente los espacios porales de la cerámica

de prueba de 20 micras promedio de gargantas porales y peor aún el

núcleo de prueba cuyos parámetros petrofísicos se encuentran detallados

en la Tabla 5.1.



1

115

5.3.9 FLUIDO 9: ELABORADO CON 80% A-325 Y 20% A-100

La intención de diseñar este fluido aumentando notablemente el

carbonato A-325 es la de conocer como se comportó este lodo teniendo

en su composición una granulometría mucho más fina que en los lodos

diseñados anteriormente. Este fluido se diseñó solamente usando el

carbonato A-325 en una proporción del 80% y el A-100 en proporción de

20%.

Los resultados de las pruebas físicas realizadas al fluido antes y después

de rolar se tabulan en la Tabla 5.14.


L9 (80% A-325,20% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�100 6�16 200�64 600�102 6�15 200�67

300�76 3�13 100�47 300�80 3�11 100�48


10s �15 Vp�24 10s �13 Vp�22

10m�20 Va�50 10m�18 Va�51

30m�22 YP�52 30m�21 YP�58



7,5m �4,6 7,5m�2,7 7,5m �5,4 7,5m�2,4

15m �3,7 15m �3,8

22,5m�2,4 30m�5,1 22,5m�2,5 30m�4,8

30m �1,7 30m �2


1

116


Al haber aumentado el porcentaje de carbonato A-325 se pudo apreciar

en la prueba PPT que disminuyó el filtrado inicial antes de que se forme el

revoque (spurt loss). También los valores de viscosidad plástica tanto

antes de rolar, Vp=(24lb/100ft2), como después de rolar, Vp=(22lb/100ft2),

y los valores de punto cedente, YP=58 cP, están dentro del rango de

permisibilidad para la perforación de la zona productora.

Se puede determinar que la utilización de estas proporciones para el

diseño de un fluido Drill-in no es la adecuada para lograr un sello

eficiente, uniforme e impermeable para la zona productora, o a su vez el

núcleo de estudio, porque la granulometría presente en el fluido no

cumple con ningún principio de puenteo.



1

117

5.3.10 FLUIDO 10: ELABORADO CON 70% A-325 Y 30% A-1 00

Con la intención de mirar el comportamiento de este fluido, se disminuyó

10% del carbonato A-325 con respecto al fluido 9.

En la Tabla 5.15 se encuentran tabulados los resultados de las pruebas

físicas realizadas en este fluido.


L10 (70% A-325,30% A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�89 6�14 200�57 600�98 6�13 200�65

300�67 3�11 100�42 300�77 3�10 100�47


10s �14 Vp�22 10s �14 Vp�21

10m�18 Va�44,5 10m�18 Va�49

30m�23 YP�45 30m�23 YP�56



7,5m �3,6 7,5m�2,6 7,5m �3,7 7,5m�2,5

15m �3,1 15m �3,5

22,5m�2,6 30m�5 22,5m�2,9 30m�5,2

30m �2,4 30m �2,1


1

118


Con tan solo disminuir 10% del carbonato de menor tamaño de grano en

la composición de este fluido con respecto al fluido 9, se observa que en

la prueba de taponamiento de permeabilidad (PPT) y en el filtro prensa

API se incrementaron los valores de filtración.

Aún cuando dicho fluido presenta viscosidades plásticas bastante bajas y

un punto cedente dentro de los rangos permisibles, se determina que esta

mezcla de carbonatos no representó una opción correcta al momento de

ser elegida como una proporción eficiente en la realización de un sello

que evite o disminuya la perdida de circulación.

Se aprecia en la Figura 5.12 el aumento significativo antes de rolar de

spurt loss con un valor de 5,3 ml.



1

119

5.3.11 FLUIDO 11: ELABORADO CON 60% A-325,30%A-

200,10%A-100

Con la finalidad de descartar por completo un fluido con baja presencia

del carbonato A-325 que según su granulometría es el material

puenteante que mejor sella las gargantas porales de la formación de

estudio, se decidió realizar este fluido con un 60% de este material,

mientras que de los otros 2 materiales se mantuvo 30% y 10% del A-200 y

A-100 respectivamente.


L11(60% A-325,30% A-200,10%A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�103 6�17 200�67 600�97 6�16 200�64

300�78 3�13 100�49 300�76 3�13 100�47


10s �15 Vp�25 10s �16 Vp�21

10m�19 Va�51,5 10m�21 Va�48,5

30m�22 YP�53 30m�23 YP�55



7,5m �3,3 7,5m�3,2 7,5m �3,7 7,5m�3,4

15m �2,8 15m �2,9

22,5m�2,5 30m�6,1 22,5m�2,2 30m�6,3

30m �1,9 30m �1,7


1

120


Como se disminuyó el porcentaje del material puenteante más fino el cual

podría taponar los espacios porales de la cerámica, se observa también

de la Tabla 5.16 resultados elevados de spurt loss los cuales no cumplen

los rangos permisibles. Con respecto al filtrado API a los 30 minutos se

observan valores que también están fuera de límites aceptables para la

perforación de la tercera etapa, motivos por los cuales se descarta a este

fluido debido a que no cumple la función de evitar el paso excesivo de

filtrado hacia la formación.

Se aprecia en la Figura 5.13 que las curvas de filtración del fluido antes

como después de rolar indican una tendencia muy similar la una con la

otra, lo que demuestra que no hubo mucha variación en el rendimiento de

los elementos que conforman el fluido Drill-in.



1

121

5.3.12 FLUIDO 12: ELABORADO CON 70%A-325, 10%A-

200,20%A-100

Al observar poca efectividad del fluido 11, se procedió a elaborar este

fluido con la presencia de mayor porcentaje de carbonato A-325,

disminuyendo notablemente los porcentajes del carbonato de tamaño de

grano intermedio como el carbonato A-200.

Los resultados de las pruebas realizadas a este fluido se tabulan en la

Tabla 5.17.


L12(70% A-325,10% A-200,20%A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�110 6�18 200�72 600�108 6�15 200�70

300�85 3�15 100�54 300�83 3�12 100�52


10s �17 Vp�25 10s �14 Vp�25

10m�21 Va�55 10m�19 Va�54

30m�23 YP�60 30m�24 YP�58



7,5m �2,8 7,5m�2,4 7,5m �3 7,5m�2,3

15m �2,4 15m �2,5

22,5m�2,4 30m�4,7 22,5m�2,3 30m�4,8

30m �2,1 30m �2,1


1

122


Tanto en los datos de reología como en las pruebas físicas para

determinar la cantidad de filtrado a determinadas presiones, temperaturas

y tiempos de exposición, se obtuvieron resultados muy similares en las 2

condiciones de prueba para dicho fluido.

En este fluido se observan todavía elevadas lecturas de filtrado tanto en la

prueba PPT y API, antes y después de rolar, con lo que se concluye sin

ninguna duda que este lodo de perforación para la zona de producción no

se lo puede utilizar con el fin de evitar daños a la formación debido al

filtrado que invade a la formación de interés.

Las curvas de filtrado obtenidas de la prueba de taponamiento de

permeabilidad en el fluido en mención se presentan en la Figura 5.14.



1

123

5.3.13 FLUIDO 13: ELABORADO CON 80% A-325, 10% A-20 0

y 10% de A-100

Con el fin de optimizar el fluido 12 se aumentó el porcentaje de carbonato

A-325 a 80%, disminuyendo la proporción del carbonato A-200 a 10% y

manteniendo en 10% el porcentaje del carbonato A-200.

En la Tabla 5.18 se resumen los resultados de las pruebas físicas antes y

después de rolar.

Tabla 5.18 : RESULTADOS DE LAS PRUEBAS FÍSICAS REALIZADAS AL FLUIDO 13

L13(80% A-325,10% A-200,10%A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�100 6�17 200�65 600�97 6�13 200�63

300�76 3�13 100�48 300�75 3�12 100�47


10s �16 Vp�24 10s �15 Vp�22

10m�20 Va�50 10m�17 Va�48,5

30m�22 YP�52 30m�20 YP�53



7,5m �4 7,5m�2,0 7,5m �5,1 7,5m�2,4

15m �3,1 15m �3,5

22,5m�2,1 30m�4,1 22,5m�2,6 30m�4,5

30m �1,9 30m �2,4


1

124


Con respecto a las pruebas de reología, del yield point se obtuvieron

valores que se encuentran dentro de rangos aceptables, YP=53, y

viscosidades plásticas bastante bajas también; Vp antes de rolar, Vp=(24

lb/100ft2), y después de rolar, Vp=(22 lb/100ft2).

En la prueba API se observa que el filtrado a los 30 minutos va

disminuyendo de a poco con relación a los fluidos presentados

anteriormente, además el revoque formado en el papel filtro fue poco

permeable con una buena textura. Pero todavía se obtuvieron valores de

spurt loss tanto antes como después de rolar que están fuera del límite

permisible por lo cual también se descarta a este fluido para trabajos en la

sección de producción.



1

125

5.3.14 FLUIDO 14: ELABORADO CON 90% A-325, 5%A-200 ,

5% A-100

En el diseño de este fluido se utilizaron los 3 tipos de agentes

puenteantes disponibles en laboratorio para mirar su comportamiento.

Como se ha visto que al aumentar el porcentaje del carbonato A-325 en la

composición del fluido Drill-in, se optó por incrementar considerablemente

al 90% la proporción de dicho carbonato, agregando solamente 5% de

cada uno de los carbonatos disponibles en laboratorio.

En la Tabla 5.19 se presentan tabulados los resultados.


L14(90% A-325,5% A-200,5%A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�112 6�20 200�72 600�96 6�17 200�65

300�85 3�17 100�55 300�75 3�13 100�48


10s �18 Vp�27 10s �15 Vp�21

10m�21 Va�56 10m�19 Va�48

30m�23 YP�58 30m�22 YP�54



7,5m �3,5 7,5m�1,9 7,5m �3 7,5m�2,2

15m �1,8 15m �2

22,5m�1,6 30m�4,2 22,5m�1,8 30m�3,9

30m �1,6 30m �1,4


1

126


De la prueba de taponamiento de permeabilidad realizada en las

cerámicas de prueba de 20 micrones de diámetro promedio de garganta

poral con este fluido, antes y después de rolar, se obtuvieron valores de

filtrado inicial mejorados en relación a los fluidos diseñados anteriormente,

es decir valores de spurt loss inferiores que en los fluidos realizados con

menos porcentaje del carbonato A-325. Este análisis permite dar indicios

de que este agente puenteante es el que permitirá conseguir un fluido

Drill-in que cumpla eficazmente el objetivo de puentear los espacios

porales del núcleo de prueba y por consiguiente la arena productora

Hollín.

Este criterio se corrobora con las curvas de filtrado presentadas en la

Figura 5.16.



1

127

5.3.15 FLUIDO 15: ELABORADO CON 93% A-325 Y 7%A- 200

De las pruebas físicas realizadas a los fluidos diseñados en este proyecto

anteriormente, se está definiendo lo que menciona la teoría de Vickers,

que al utilizar en mayor medida el carbonato A-325 se logra disminuir el

filtrado en la cerámica de prueba, por consiguiente evitando daños de

formación. Por este motivo se consideró incrementar la proporción de

dicho carbonato a 93%, el porcentaje más alto hasta ahora de este

material puenteante.


L15(93% A-325,7% A-200)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�107 6�18 200�68 600�95 6�16 200�63

300�80 3�14 100�51 300�73 3�14 100�47


10s �17 Vp�27 10s �16 Vp�22

10m�20 Va�53 10m�19 Va�47,5

30m�22 YP�53 30m�21 YP�51



7,5m �3,2 7,5m�1,8 7,5m �4 7,5m�2,1

15m �1,8 15m �2

22,5m �1,5 30m�4,1 22,5m �2 30m�4

30m �1,2 30m �1,6


1

128


Al realizar las pruebas de filtrado API y PPT se observa que los datos de

la Tabla 5.20 que los valores obtenidos hasta el momento son los más

cercanos a los rangos ideales de permisibilidad para la perforación de la

tercera etapa o la de producción.

De la Figura 5.17 aprecia que existe un incremento a los 7,5 minutos y un

decremento para los posteriores periodos de la prueba PPT debido a la

presencia elevada del carbonato de malla fina. También se observa que

antes como después de rolar el fluido, se obtuvo un filtrado a los 30

segundos (spurt loss) muy bajo pero no lo suficiente para cumplir las

expectativas y necesidades requeridas motivo por el cual este fluido fue

descartado.



1

129

5.3.16 FLUIDO 16: ELABORADO CON 93% A-325 Y 3% A- 100

En el diseño de este fluido se mantuvo la proporción del 93% del

carbonato A-325 y se eliminó la presencia del carbonato A-200. Se realizó

esta modificación con la intención de observar como cambió el

comportamiento de este fluido en condiciones de laboratorio (antes de

rolar) y simulando las condiciones de temperatura y presión del reservorio

(después de rolar). Los resultados que arrojó este fluido al momento de

ser sometido a las pruebas físicas se presentan en la Tabla 5.21.


L16 (93% A-325 Y 7 %A-100)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�117 6�20 200�72 600�97 6�13 200�63

300�83 3�16 100�54 300�75 3�12 100�47


10s �17 Vp�34 10s �15 Vp�27

10m�21 Va�58,5 10m�17 Va�48,5

30m�22 YP�49 30m�20 YP�53



7,5m �3,3 7,5m�1,8 7,5m �3,6 7,5m�2,1

15m �2 15m �2,1

22,5m�1,8 30m�3,8 22,5m�1,7 30m�4,2

30m �1,3 30m �1,4


1

130


Los valores de reología de este fluido Drill-in se encuentran dentro del

rango aceptado para la perforación de la tercera etapa indicados en la

Tabla 5.5.

Cambiando el carbonato A-200 por el A-100 pero manteniendo su

proporción en 7%, se observa que este fluido con respecto al fluido 15,

mantiene valores muy similares en la prueba de filtrado API tanto antes

como después de ingresar el fluido al horno de rolado. Y en relación a la

prueba PPT, después de rolar este fluido se conoció que es menos

eficiente que el fluido 15 debido a que el spurt loss fue de 1,7 ml.

A pesar de que los valores de filtración han disminuido notablemente, aún

se obtienen valores de filtrado inicial que superan el 1 ml como rango

máximo aceptable de la prueba de taponamiento de permeabilidad.



1

131

5.3.17 FLUIDO 17: ELABORADO CON 100% A-325

Al momento de hacer el análisis teórico de los estudios solicitados en el

núcleo y en las distintas muestras de carbonatos, se determinó que el

carbonato A-325 es el que cumple con la mayoría de parámetros

establecidos por el criterio de puenteo de Vickers que últimamente ha sido

el que mejores resultados ha permitido obtener con respecto a disminuir el

filtrado en zonas productoras.

Los resultados de las pruebas físicas realizadas al fluido Drill-in formulado

únicamente con el carbonato A-325 se presentan en la Tabla 5.22.


L17(100% A-325)

SIN ROLAR ROLADO

RPM RPM

600�103 6�18 200�64 600�102 6�18 200�67

300�76 3�15 100�51 300�79 3�15 100�51


10s �16 Vp�27 10s �16 Vp�23

10m�20 Va�51,5 10m�19 Va�51

30m�23 YP�49 30m�22 YP�56



7,5m �3,2 7,5m�1,7 7,5m �3 7,5m�2

15m �1,6 15m �2,1

22,5m�1,5 30m�3,2 22,5m �1,7 30m�3,9

30m �0,5 30m �1,5


1

132


De la prueba de filtrado API, en el papel filtro se formó un revoque casi

impermeable de muy buena consistencia y uniforme, además se

obtuvieron los valores más bajos de filtrado en relación a los fluidos

diseñados con anterioridad. Por otro lado, del análisis PPT, se observa

que los valores de spurt loss también son los más bajo para el fluido

después de rolar, y en la cerámica se formó un revoque liso, delgado y de

fácil remoción al contacto con agua.

Con lo mencionado anteriormente se afirma que los valores de las

pruebas de filtrado PPT y API bajaron considerablemente, con la adición

únicamente del carbonato A-325 como agente puenteante en el diseño

del fluido de perforación Drill-in.

Se puede concluir que en el diseño de este fluido existe una adecuada

granulometría del agente puenteante garantizando un sello efectivo en los

espacios porales, motivo por el cual es considerado como óptimo para las

pruebas que se van a realizar en el núcleo de la formación Hollín.



1

133

5.3.18 PRUEBA PPT APLICANDO EL FLUIDO 17 SOBRE

CERÁMICAS DE 5 MICRAS DE GARGANTA PORAL

La intención de realizar la prueba PPT con el fluido optimizado y usando

las cerámicas de 5 micras de tamaño de garganta poral, que es la que

más se acerca al valor de 8.2 micras de tamaño de garganta poral del

núcleo, fue de disminuir el error que se pudo presentar al haber usado

una cerámica que no cumplía condiciones petrofísicas similares a la de la

formación Hollín.

Efectuando esta prueba se pudo realizar una comparación entre el filtrado

obtenido y el revoque formado en las 2 cerámicas de distintas

características porales, además esta fue la última prueba que se realizó

en cerámicas experimentales antes de someter el fluido Drill-in diseñado

directamente al contacto con el núcleo.

En la tabla 5.23 se presentan los valores de filtración de la prueba PPT

aplicando el fluido en mención sobre cerámicas de 5 micras de tamaño de

garganta poral.

Tabla 5.23: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT USANDO LA CERÁMICA DE 5 MICRAS

L17 USANDO CERÁMICA DE 5 MICRAS

SIN ROLAR ROLADO


7,5m �3,0 7,5m �3

15m �1,4 15m �2,1

22,5m �1,1 22,5m �1,4

30m �0,5 30m �1,1

Valor PPT=14,4 Valor PPT=15,4


1

134

5.3.18.1 ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 17 SOBRE CERÁMICAS DE 5 MICRAS DE GARGANTA PORAL

Con respecto al revoque obtenido de la prueba de taponamiento de

permeabilidad, se observó la formación de un revoque impermeable y

uniforme pero un poco más delgado que el revoque formado en la

cerámica de 20 micras, en lo que se refiere al filtrado se observo que los

valores obtenidos al finalizar la prueba eran muy similares con respecto a

los valores que se consiguió al realizar la prueba con la cerámica de 20

micras.



5.4 ANÁLISIS TÉCNICO EN EL NÚCLEO OBTENIDO DEL POZO PALO 04

Una vez verificada la eficiencia del fluido 17 en las cerámicas de 20 y 5

micras de tamaño de garganta poral promedio, se procedió a comprobar

dichos resultados directamente en el núcleo de estudio.

El núcleo de este pozo fue tomado a una profundidad de 10552 ft. TVD, el

cual tiene una porosidad promedio de 16.8% y una permeabilidad

aproximada de 247 md.

1

135

Figura 5.21: NÚCLEO OBTENIDO DEL POZO PALO AZUL 04


La prueba PPT se la realizó con el fluido 17, en el cual, la granulometría

del carbonato de calcio A-325 utilizado en su diseño cumplió con la

mayoría de criterios expuestos por la teoría de Vickers.

El núcleo de estudio fue cortado en discos de 2 ½ pulgadas de diámetro

por ¼ pulgadas de espesor con la finalidad de realizar la prueba de

taponamiento de permeabilidad.

En la Tabla 5.24 se presentan los valores de filtrado al realizar la prueba

de taponamiento de permeabilidad en el núcleo del pozo Palo Azul 04.

Tabla 5.24: RESULTADOS DE LA PRUEBA PPT USANDO EL NÚCLEO DE ESTUDIO

L17 USANDO EL NÚCLEO DE ESTUDIO

SIN ROLAR ROLADO


7,5m �0,3 7,5m �0,2

15m �0,2 15m �0,2

22,5m �0,1 22,5m �0,1

30m �0,1 30m �0,1

Valor PPT=1,6 Valor PPT=1,8


1

136

En la Figura 5.22 se aprecia la formación de un puenteo uniforme con

presencia de partículas muy finas en toda la extensión del núcleo

expuesto al contacto del fluido Drill-in diseñado, con respecto al revoque

formado, éste fue uniforme, no tan grueso, bastante impermeable y de

relativa facilidad de remoción al haber sido puesto en contacto al agua.

Como se observa en los valores tabulados en la tabla 5.24, el filtrado

obtenido de la prueba PPT se minimizó notablemente, debido a la

adecuada distribución granulométrica del agente de puenteo, la cual

permitió taponar las gargantas porales del núcleo.

Figura 5.22: NÚCLEO PALO AZUL 04 DESPUÉS DE LA PRUEBA PPT


Por todo lo expuesto anteriormente se concluye que el fluido de

perforación Drill-in diseñado únicamente con el carbonato de calcio A-325

es el que mejores resultados obtendría con respecto a filtrado y al

revoque al ser utilizado para perforar la zona productora en pozos

horizontales.

Por este motivo se recomienda el uso del fluido 17 para la perforación de

la tercera etapa, con la finalidad de cumplir un puenteo efectivo en las

arenas productoras de la formación Hollín minimizando

considerablemente los posibles daños en dicha formación.

1

137

CAPÍTULO VI

6. ESTUDIO DEL MANEJO AMBIENTAL DE

DESECHOS SÓLIDOS Y DISPOSICIÓN DE

EFLUENTES

6.1 INTRODUCCIÓN A LA GESTIÓN DE RESIDUOS

Durante las últimas décadas ha surgido una gran preocupación ambiental

y de salud por los problemas que originan los residuos sólidos y líquidos,

principalmente los denominados peligrosos.

La experiencia ha demostrado que para lograr un manejo adecuado de

los residuos peligrosos, es necesaria una infraestructura que facilite tomar

las acciones necesarias.

Se entiende que una adecuada gestión es aquella que contempla los

procesos de generación, manipulación, acondicionamiento,

almacenamiento, transporte, de destino o tratamiento final, todo ello sin

causar impactos negativos ni al medio ambiente ni a los seres vivos, y a

ser posible, con un coste reducido.

Los daños que se pueden ocasionar al medio ambiente y a la salud de la

humanidad, y por tanto a los trabajadores, por la incorrecta gestión de los

residuos peligrosos, son de una enorme importancia.

6.2 GESTIÓN DE RESIDUOS

Se entiende por gestión, el conjunto de actividades encaminadas a dar a

los residuos el destino final más adecuado.

6.2.1 Gestión Interna

Operaciones de manipulación, clasificación, envasado,

etiquetado, recogida, traslado y almacenamiento dentro del

centro de trabajo.

1

138

6.2.2 Gestión Externa

Operaciones de recogida, transporte, tratamiento y eliminación de

los residuos una vez que han sido retirados del centro generador de los

mismos.

Son obligaciones de los productores de residuos peligrosos:

a) Separar adecuadamente y no mezclar los residuos peligrosos,

evitando particularmente aquellas mezclas que supongan un

aumento de su peligrosidad o que dificulten su gestión.

b) Envasar y etiquetar los recipientes que contengan residuos

peligrosos en la forma que reglamentariamente se determine.

c) Llevar un registro de los residuos peligrosos producidos o

importados y destino de los mismos.

d) Suministrar a las empresas autorizadas para llevar a cabo la

gestión de residuos la información necesaria para su adecuado

tratamiento y eliminación.

Los poseedores de residuos estarán obligados, siempre que no procedan

a gestionarlos por sí mismos, a entregarlos a un gestor de residuos para

su valorización o eliminación, y/o participar en un acuerdo voluntario o

convenio de colaboración que comprenda estas operaciones. En todo

caso, el poseedor de los residuos estará obligado, mientras se encuentren

en su poder, a mantenerlos en condiciones adecuadas de higiene y

seguridad.

Según el Decreto N° 1215 del Registro Oficial N° 26 5 del 13 de febrero de

2001, enuncia que: “Queda prohibido el abandono, vertido o eliminación

1

139

incontrolada de residuos en todo el territorio nacional y, toda mezcla o

dilución de residuos que dificulte su gestión”.9

6.3 SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS

El diseño de cualquier equipo de control de sólidos es lograr

progresivamente la remoción de los sólidos perforados. Esto permite que

cada equipo optimice su desempeño y por consiguiente los resultados del

proceso.

De acuerdo al diseño y estructura del equipo que se dispone en el campo

para tratar sólidos y efluentes se considera que la recirculación del agua

de la unidad de Dewatering al sistema activo, hace que disminuya la

dilución del lodo y se controle la densidad, siendo un ahorro en la

preparación del nuevo lodo y de consumo de recursos.

El sistema de tratamiento químico-mecánico de lodos de QMAX, puede

procesar grandes volúmenes de lodo por día; tanto de los tanques

verticales de almacenamiento; así como también del sistema activo, los

sólidos generados se transportan a la piscina de cortes o celdas, una las

ventajas de acuerdo a estadísticas es que la conductividad de los cortes

no supera los 2000 us/cm de conductividad comparado con 4000 us/cm

de acuerdo a la Tabla 7A, que consta en las normas expedidas de

acuerdo al Decreto N°1215 del Registro Oficial N°26 5; El sistema permite

que la mayor cantidad de liquido puede ser recirculado al sistema activo o

a un tanque vertical del sistema de tratamiento de agua, donde el agua

tratada es almacenada en el segundo tanque donde se ajustan los

parámetros para su disposición final o reinyección.

La conductividad eléctrica del agua es realmente una medida de la

salinidad. Altos niveles excesivos de salinidad pueden afectar plantas y

cultivos en varias maneras.

9 Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para la Operaciones Hidrocarburíferas

1

140

Los riesgos de un agua de riego con alta conductividad eléctrica son:

• Precipitación de sales

• Daño al cultivo por una solución demasiado concentrada en sales

que produce interferencias en la absorción radical. Normalmente la

concentración de sales es mayor debido a presión osmótica más

alta alrededor de las raíces lo cual previene una absorción eficiente

de agua por la planta y como consecuencia la afectación del

desarrollo de vida biológica.

• Salinización del suelo

Figura 6.1: DIAGRAMA GENERAL DEL SISTEMA DE CONTROL DE SOLIDOS

FUENTE: QMAX ECUADOR

6.3.1 DESCRIPCION DEL SISTEMA DE CONTROL DE

SOLIDOS

En la Figura 6.2 se presenta un diagrama de flujo para el proceso del

sistema de control de sólidos, el mismo que se procede a describir.

1

141

Una vez que el lodo de perforación junto con ripios y sedimentos salen del

pozo, estos son transportados hacia las zarandas para posteriormente ser

dirigidos hacia un acondicionador de lodos, desde el cual se

redireccionarán hacia una centrifuga de alta y a una unidad de dewatering

respectivamente.

La centrifuga de alta velocidad permitirá la decantación de sólidos

presentes en el lodo obtenido, dichos sólidos se depositan en un tanque

de cortes y después transportados a una piscina de cortes y ripios.

Mientras que el lodo limpio es enviado al tanque de lodo del sistema

activo.

En la unidad de dewatering las partículas obtenidas serán sometidas a

una centrifugación de baja velocidad de la cual se separan los sólidos

para enviarlos al tanque de cortes y ripios, y a su vez el agua obtenida de

la unidad se dirige al tanque de tratamiento de aguas.

Figura 6.2: DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS


1

142

6.3.2 DESCRIPCION DE EQUIPOS

6.3.2.1 Zarandas

El desempeño de las zarandas determina la eficiencia total del equipo de

control de sólidos. Un pobre desempeño en esta fase no puede ser

remediado posteriormente.

Las zarandas permiten eliminar partículas de mayor tamaño y evitan su

degradación mecánica con el consecuente deterioro del lodo de

perforación. Las zarandas deben procesar el 100% del volumen de

circulación, con el uso de mallas de diferentes numeraciones, en lo

posible que sean las más finas para evitar la incorporación de sólidos

finos.

Figura 6.3: ZARANDA VIBRATORIA KING COBRA


6.3.2.2 Desarenadores

Permite acumular las arenas procedentes de la perforación y luego

descargar directamente a la piscina de cortes. El lodo de la trampa de

arena debe pasar por rebose al siguiente compartimiento de succión del

desarenador y esto facilita para que trabajen bien el resto de equipos de

control de sólidos.

1

143

Figura 6.4: DESARENADOR KING COBRA


6.3.2.3 Acondicionador de lodos

Permiten remover partículas de tamaños intermedio, el número y tamaño

de conos que facilitan las remociones requeridas, depende de los

volúmenes que se esperan circular. La capacidad de procesamiento debe

ser del 110 al 125 % del volumen máximo a circular.

Figura 6.5: ACONDICIONADOR DE LODOS KING COBRA


En el sistema cerrado se efectúa la transferencia de lodo del sistema

activo a la unidad de tratamiento químico llamada Unidad de Dewatering,

a través de las líneas que permiten una conexión directa.

1

144

6.4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DEWATERING

El proceso de dewatering consiste en el tratamiento y la completa

eliminación de los sólidos en suspensión de todos aquellos fluidos

utilizados en las operaciones de perforación como el agua usada para

limpieza del taladro, colchones de cementación, lodos contaminados, o

fluidos de las trampas decantadoras.

Las aguas procedentes de los procesos de tratamiento químico–mecánico

de lodos residuales no reutilizables y aquellas recolectadas en las

plataformas, serán dirigidas hacia los tanques donde se realizará el

tratamiento respectivo de las aguas compuesto por procesos de:

coagulación, floculación, sedimentación, aireación y cloración; obteniendo

una agua con propiedades fisicoquímicas que se encuentran dentro de los

parámetros exigidos por la empresa operadora o por las leyes que rigen

actualmente.

Dichos efluentes entran a una unidad de tratamiento químico, donde se

utilizan polímeros biodegradables para coagular o a su vez flocular los

sólidos finos, los que son separados luego más fácilmente por las

centrifugas decantadoras. Este es un proceso lento ya que el tiempo de

exposición de los sólidos a los polímeros es un factor determinante para el

buen resultado final.

Para finalizar este proceso el agua que queda en las centrifugas es

depositada en los sistemas de recirculación y posterior tratamiento de

aguas, mientras que los sólidos decantados se dirigen a la piscina de

cortes.

En la Figura 6.6 se presenta un diagrama de flujo del sistema de

dewatering.

1

145

Figura 6.6 : DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE DEWATERING


6.5 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS

El agua no tratada proveniente del RIG, del sistema de dewatering y de

los skimmers ó espumaderos es depositado en un tanque de tratamiento

de coagulación y floculación denominado Frac Tank #1.

Los sedimentos que se han depositado en este tanque pasan a un

segundo tanque de almacenamiento denominado Frac Tank # 2, en

donde se realiza control de calidad del agua en tratamiento. Una vez

tratada el agua esta podrá estar a disposición para ser usada en la

limpieza de equipos o de la plataforma o para ser usada con fines de

reinyección.

1

146

En la Figura 6.7 se presenta un diagrama generalizado del proceso que

se realiza para el tratamiento de aguas.

Figura 6.7: DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS


6.6 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CLARIFICACION DEL AG UA RESIDUAL

El agua residual obtenida del sistema de tratamiento de aguas debe pasar

por un completo proceso de clarificación para su posterior evacuación,

proceso que esta diagramado en la Figura 6.8.

Se debe controlar los parámetros que dicha agua contiene, tales como:

pH, alcalinidad y conductividad como los más importantes.

1

147

6.6.1 Coagulación

En la coagulación se agrega bentonita al agua para cambiar el

comportamiento de las partículas en suspensión, lo que hace que las

partículas, que anteriormente tendían a repelerse unas de otras, sean

atraídas las unas a las otras o hacia el material agregado. La coagulación

ocurre durante una mezcla rápida al proceso de agitación que

inmediatamente sigue a la adición del coagulante. En las plantas de

tratamiento del agua se utiliza también sulfato de aluminio como un

coagulante.

6.6.2 Floculación

El proceso de floculación que sigue a la coagulación, consiste en una

agitación suave y lenta. Durante la floculación, las partículas entran más

en contacto recíproco, se unen unas a otras para formar partículas

mayores que pueden separarse por sedimentación o filtración.

6.6.3 Aireación

La aireación puede lograrse agitando vigorosamente el recipiente donde

se encuentra el agua a ser clarificada ó permitiendo al agua gotear a

través de bandejas perforadas, elimina las sustancias volátiles tales como

el sulfuro de hidrógeno, que afectan sus propiedades físicas, y oxida el

hierro y el manganeso a fin de que formen precipitados que puedan

eliminarse mediante sedimentación o filtración.

6.6.4 Almacenamiento y sedimentación

Al almacenar el agua en condiciones no contaminantes por un día se

puede conseguir la eliminación de más del 50% de la mayoría de las

bacterias. Consiguiendo períodos más largos de almacenamiento se

conducirán reducciones aún mayores. Durante el almacenamiento, los

sólidos en suspensión y algunos de los patógenos se depositarán en el

fondo del tanque para posteriormente ser enviados a piscinas de cortes.

1

148

La turbidez es uno de los parámetros más importantes en la calidad del

agua, es un indicativo de su contaminación, tiene un papel importante en

el desempeño de laboratorios de prueba de análisis de las plantas de

tratamiento de aguas residuales y de plantas purificadoras agua.

Por este motivo un control de turbiedad adecuado permitirá conocer si el

agua tratada esta dentro de los rangos permisibles para su posterior

evacuación.

Figura 6.8: DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE CLARIFICACION DEL AGUA

RESIDUAL


1

149

CAPÍTULO VII

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1 CONCLUSIONES

• Para diseñar un fluido de perforación Drill-in compuesto por

carbonato de calcio (CaCO3) como agente de puenteo, cuya

granulometría se ajuste a los distintos tamaños de gargantas porales

es importante conocer las distribuciones de tamaños de partículas

de los carbonato de calcio a ser utilizados y la información

petrofísica de la zona de estudio, en este caso la arena productora

Hollín del campo Pazo Azul.

• En el estudio requerido para determinar los tamaño de gargantas

porales y los tamaños de grano del núcleo de interés, se utilizaron 2

métodos de estudio respectivamente, el primero fue el método de

inyección de mercurio que consiste en inyectar mercurio a presiones

incrementales en una muestra que ha sido previamente evacuada, el

registro de las presiones de mercurio permite la generación de las

curvas de presión capilar y deducir datos de la distribución del

tamaño de poro de. Mientras que el método de microscopía

electrónica consiste en hacer un barrido óptico para determinar

cuantitativamente y estadísticamente las diferentes distribuciones

que se encuentran en dicho núcleo.

• La distribución de tamaño de partículas (DTP) para seleccionar el

agente puenteante más adecuados siempre deberá ser requerida,

con el fin de efectivizar el puenteo en una distribución de garganta

de poro conocida. Esta DTP debe incluir partículas que son más

pequeñas y también más grandes que un tercio del diámetro de la

garganta poral.

1

150

• Para conocer la distribución de tamaño de partículas de los distintos

carbonatos de calcio de las muestras que fueron enviadas a

Colombia para ser analizados en el laboratorio de QMAX en ese

país, se utilizó el método de difracción laser el cual consiste en la

distribución de la intensidad de la luz dispersada a través de una

muestra para calcular la distribución del tamaño de partícula.

• De la distribución de tamaño de partículas realizados en las distintas

muestras de carbonatos, se obtuvieron datos que dan indicios de

que el carbonato de calcio A-325 es el agente de puenteo que mejor

se ajusta a las condiciones porales de la arena Hollín, el análisis a

fondo de este punto se detallo en la parte inicial del capítulo V de

este proyecto.

• Es de esencial importancia lograr una baja pérdida de filtrado con el

fin de minimizar el daño a la formación. Este ha sido el mayor

objetivo de la implementación de la teoría de Vickers en el diseño del

lodo de perforación Drill-in. Esto permitió minimizar las tasas de

invasión de filtrado, de lo cual se infiere la efectividad de este

novedoso criterio en la restricción del paso de partículas sólidas

hacia el interior del núcleo de estudio.

• El fluido Drill-in debe ser el único al cual debe estar expuesta la

formación productora durante la operación final de perforación

debido a su bajo contenido en sólidos y a su capacidad de puentear

o sellar la cara de la arena minimizando el daño a la formación,

motivo por el cual es importante diseñar un fluido cuya composición

además de asegurar la formación de un revoque eficiente y de fácil

remoción, también nos garantice valores de reología que estén

dentro de los rangos permisibles de perforación.

1

151

• Los resultados de las pruebas de filtración tanto en la prueba PPT

como en el filtro prensa API, demuestran que el revoque más

eficiente con respecto a su aspecto y textura se generó cuando en el

fluido 17 se implementó el criterio de Vickers, así como también se

observó una considerable disminución de spurt loss en comparación

con el fluido 2 que fue diseñado usando la teoría de Abrams.

• A más del carbonato de calcio adicionado como agente puenteante

utilizado en el diseño del lodo de perforación, si se toma en cuenta la

elevada viscosidad que tuvieron todos los fluidos Drill-in realizados

en este proyecto, se afirma la formación de un sello que asegura un

puenteo eficiente que minimizará la invasión a la zona productora.

• Diseños de fluidos basados en la teoría de Vickers mejoran incluso

los diseños realizados con la regla de Abrams, esto se debe a que la

teoría de Abrams define el tamaño de partículas requerido para

iniciar el puenteo, mientras que la teoría de Vickers define el rango

total de partículas requerido para sellar todos los poros.

7.2 RECOMENDACIONES

• Solicitar a los proveedores el análisis de Distribución de Tamaño de

Partículas de los carbonatos por lote comprado para propósitos de

control de calidad y requerir si se puede un producto con una

distribución de tamaño de partículas (DTP) que cumpla la

distribución de tamaños ideal, es decir con un D90 similar a los

tamaños de garganta poral máximos.

• Se recomienda tener a disponibilidad un núcleo de la arena de

estudio, en este caso se consiguió un núcleo obtenido de la arena

Hollín, tomado del pozo Palo Azul 04, debido a que de este núcleo

se deberán cortar discos de 2 ½ pulgadas de diámetro por ¼

1

152

pulgadas de espesor para simular los cerámicas experimentales de

aloxita (AlO) que se utilizan en la realización de la prueba de

taponamiento de permeabilidad (PPT), con el fin de conocer el

revoque formado en la parte expuesta del núcleo con el fluido y el

filtrado producido por el fluido de perforación utilizado.

• La teoría de puenteo de Vickers establece que además del tamaño

de partícula y las distribuciones del agente puenteante, es muy

importante que éste se encuentre en la concentración adecuada,

esto es entre 40 y 50 lb/bl. Por lo tanto los pesos ideales serían 9.0

lpg para iniciar trabajos en la zona productora, para terminar la

perforación con 9.2 lpg.

• Por experiencias anteriores que la empresa Qmax Ecuador ha tenido

en la perforación de pozos horizontales, se ha establecido que

usando las cantidades utilizadas en la realización del fluido Drill-in de

este proyecto, es decir usando 2,5 lb/bl de agente viscosificante

(Kelzan), 5 lb/bl de agente reductor de filtrado (Stardrill) y 0,5 gal/bl

de inhibidor de arcillas (Maxdrill), se garantizó obtener buenos

valores de reología con respecto a punto cedente y esfuerzo de

geles elevados, con lo que se establecen valores aceptables de

limpieza de las paredes del pozo y de suspensión de los cortes de

perforación, así como también altas tasas de penetración.

• Para comprobar la aplicación de cualquier teoría de puenteo se

sugiere disponer de discos de aloxita en los cuales se realizaran las

pruebas experimentales, estos discos deberán tener características

similares a la del núcleo de investigación en relación al tamaño de

garganta poral y tamaños de poros.

1

153

• Preparar el fluido de perforación siempre de la misma forma,

manteniendo el orden de adición de los componentes, agitarlos a la

misma velocidad, mantener el mismo pH de 9.0 a 9.01 como valor

máximo, mantener el peso de lodo siempre en 9 lpg y siempre

realizar todas las pruebas físicas antes y después de rolar para

comparar el comportamiento del lodo cuando es sometido a

condiciones de reservorio.

• Al realizar la prueba de taponamiento de permeabilidad es

importante mantener la temperatura dentro +5 ó -5 °F con respecto a

la temperatura de prueba (200°F), mantener el mismo tiempo de

calentamiento de la celda, el mismo diferencial de presión (1400

PSI),y seguir el procedimiento dado por el proveedor del equipo.

• Todos los equipos deben estar correctamente calibrados y

encerados al momento de realizar las pruebas, de esta forma se

evitan datos o lecturas incorrectas, en especial en los equipos

eléctricos o muy sensibles como son balanzas y viscosímetros

rotativos.

• Considerar las cantidades de los distintos componentes que forman

parte del fluido propuestas en este proyecto desde un inicio y la

proporción de carbonato de calcio que se adicionó al lodo de

perforación Drill-in para obtener el peso deseado de 9 lb/gal, con

estas proporciones se ha demostrado en la perforación de pozos

horizontales que el fluido Drill-in permite obtener altas ratas de

penetración, permitiendo una adecuada limpieza de las paredes del

pozo y manteniendo una buena suspensión de los cortes de

perforación, esto se debe a que con poco caudal el fluido sale por

los jets de la broca como agua y al subir por el espacio anular se

viscosifica acarreando consigo ripios y recortes propios de la

perforación.

1

154

• Se recomienda utilizar el criterios de puenteo de Vickers al momento

de escoger el agente de puenteo (CaCO3), debido a que esta teoría

fue la que mejores resultados arrojó al ser implementada para la

realización de las pruebas de filtración, así como también la

aplicación de todo el análisis teórico presentado en este proyecto

directamente en el campo, principalmente en la arena Hollín.

1

155

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

Bibliografía consultada

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Particles for Reservoirs Drilling Fluids. Society of Petroleum

Engineers Inc. Louisiana, USA.

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that surphases current theories to efficiently seal a varied pore

throat distribution as found in natural reservoir formations. American

Association of Drilling Engineers.

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in fluids: Theory and Applications. Society of Petroleum Engineers

Inc.

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Reference Manual. Houston.

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"Drill-in" para perforar zonas hidrocarburíferas", Escuela

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Testinq Protocol Optimize Reservoir Drill-in Fluid Design".

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Procedimientos.

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156

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Texas.

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Tester-PPT-4000-PSI-115-0001. 2011-11-15

3. http://www.halliburton.com/ps/default.aspx?pageid=1566&navid=19

1&prodid=PRN::JJN4K3CFQ. 2011-11-15

1

157

APÉNDICES

1

158

APÉNDICE 1.

DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE

PARTÍCULAS CARBONATO A-325 PROPET

1

159

DISTRIBUCION DEL TAMAÑO DE PARTICULAS

CILAS 990 Líquido Rango : 0.20 µm - 500.00 µm / 70 Clases

Ref. de la muestra Muestra Cliente

: CARBONATO DE CALCIO : A - 325 (PROPET) : Qmax Ecuador

Ultrasonidos Obscuration Diámetro a 10%

: 60 s : 20 % : 0.99 µm

Nº de Serie : 3006 Ref : /1652*/m74.6.10.20.1Fh.20.20.40.Bh/Q-.0.0.0.0//600.0.15.g10.0.9.10.1.10.P4500.1.10.N.0/V 9.20/830

Histogram

a [x20.0]

Q3 ( V

alores acum

ulados

) / %

Comentarios : Muestras recibidas en Cota Líquido : Agente dispersante : Water Operador : Yuri Andrea Cruz Compañía : Qmax Colombia Lugar : Bogota - Colombia Fecha : 03/22/2012 Hora : 11:48:16AM Indice de medidas. : 1652 (1651) Database name : Granulog

Diámetro a 50% : 4.00 µm Diámetro a 90% : 14.85 µm Diámetro medio : 6.24 µm Fraunhofer Densidad/Factor ---------- Superficie específica ---------- Dilución automática : No / No Medidas/lavado : 30s/30s/2 SOP name : Carbonato

Valores acumulados definidos por el usuario en volumen / por debajo del tamaño

x 2.00 Q3 21.98

2.46 28.99

3.02 38.16

3.71 46.91

4.56 54.62

5.60 61.27

6.88 67.23

8.45 72.93

10.38 78.89

12.76 85.26

x 15.68 Q3 91.44

19.26 96.39

23.66 99.17

29.07 99.96

35.72 100.00

43.89 100.00

53.92 100.00

66.25 100.00

81.39 100.00

100.0 100.00

x : Diámetro / µm Q3 : Valor acumulado / % q3 : density distribution

100 en volumen / por debajo del tamaño

80

60

40

20

0

0.2

1.0 10.0 100.0

x (Diámetero) / µm

500.0

1

160



Ref. de la muestra Muestra Cliente

: CARBONATO DE CALCIO : A - 325 (PROPET) : Qmax solutions Ecuador

Ultrasonidos Obscuration Diámetro a 10%

: 60 s : 20 % : 0.99 µm

Comentarios : Líquido : Agente dispersante : Operador : Yuri Andrea Cruz Compañía : Qmax Colombia Lugar : Bogota - Colombia Fecha : 03/22/2012 Hora : 11:48:16AM Indice de medidas. : 1652 (1651) Database name : Granulog

Diámetro a 50% : 4.00 µm Diámetro a 90% : 14.85 µm Diámetro medio : 6.24 µm Fraunhofer Densidad/Factor ---------- Superficie específica ---------- Dilución automática : No / No Medidas/lavado : 30s/30s/2 SOP name : Carbonato

Valores acumulados característicos en volumen / por debajo del tamaño

x Q3 q3

0.20 0.15 0.01

0.30 0.76 0.15

0.40 0.76 0.00

0.50 0.83 0.03

0.60 1.48 0.35

0.70 2.80 0.84

0.80 5.19 1.76

0.90 7.73 2.12

1.00 10.15 2.26

1.10 12.29 2.21

x Q3 q3

1.20 14.13 2.08

1.30 15.65 1.87

1.40 16.88 1.63

1.60 18.72 1.36

1.80 20.30 1.32

2.00 22.26 1.83

2.20 25.02 2.85

2.40 28.20 3.60

2.60 31.54 4.11

3.00 38.00 4.44

x Q3 q3

3.20 40.81 4.29

3.60 45.79 4.16

4.00 49.97 3.91

4.30 52.66 3.66

4.60 55.05 3.49

5.00 57.85 3.31

5.60 61.44 3.12

6.00 63.52 2.97

6.50 65.84 2.85

7.00 67.94 2.79

x Q3 q3

8.00 71.65 2.74

9.00 74.94 2.75

10.00 77.99 2.85

11.00 80.85 2.95

12.00 83.53 3.03

13.00 85.99 3.03

14.00 88.24 2.99

15.00 90.29 2.93

17.00 93.69 2.67

20.00 97.11 2.07

x Q3 q3

22.00 98.48 1.42

25.00 99.53 0.81

28.00 99.91 0.33

32.00 100.00

0.07

36.00 100.00

0.00

40.00 100.00

0.00

45.00 100.00

0.00

50.00 100.00

0.00

56.00 100.00

0.00

63.00 100.00

0.00

x Q3 q3

66.00 100.00

0.00

71.00 100.00

0.00

75.00 100.00

0.00

80.00 100.00

0.00

85.00 100.00

0.00

90.00 100.00

0.00

100.0 100.00

0.00

112.0 100.00

0.00

140.0 100.00

0.00

160.0 100.00

0.00

x Q3 q3

180.0 100.00

0.00

200.0 100.00

0.00

224.0 100.00

0.00

250.0 100.00

0.00

280.0 100.00

0.00

315.0 100.00

0.00

355.0 100.00

0.00

400.0 100.00

0.00

450.0 100.00

0.00

500.0 100.00

0.00


1

161

APÉNDICE 2


PARTÍCULAS CARBONATO A-200 PROPET

1

162



Ref. de la muestra Muestra Cliente Comentarios Líquido

: CARBONATO DE CALCIO : A - 200 (PROPET) : Qmax Ecuador : :

Ultrasonidos Obscuration Diámetro a 10% Diámetro a 50% Diámetro a 90%

: 60 : 21 % : 1.31 : 9.29 : 38.22

s

µm µm µm


Histogram

a [x20.0

]

Q3 ( V

alores acum

ula

dos ) / %

Agente dispersante : Water Operador : Yuri Andrea Cruz Compañía : Qmax Colombia Lugar : Bogota - Colombia Fecha : 03/22/2012 Hora : 11:47:10AM Indice de medidas. : 1650 (1649) Database name : Granulog

Diámetro medio : 14.84 µm Fraunhofer Densidad/Factor ---------- Superficie específica ---------- Dilución automática : No / No Medidas/lavado : 30s/30s/2 SOP name : Carbonato


x 2.00 Q3 13.47

2.46 17.57

3.02 23.00

3.71 28.19

4.56 32.93

5.60 37.37

6.88 41.94

8.45 47.09

10.38 53.09

12.76 59.55

x 15.68 Q3 65.83

19.26 71.38

23.66 76.35

29.07 81.52

35.72 87.82

43.89 94.02

53.92 98.29

66.25 99.87

81.39 100.00

100.0 100.00



80

60

40

20

0

0.2

1.0 10.0 100.0


500.0

1

163




: CARBONATO DE CALCIO : A - 200 (PROPET) : Qmax solutions Ecuador : :


: 60 : 21 % : 1.31 : 9.29 : 38.22

s

µm µm µm

Agente dispersante : Operador : Yuri Andrea Cruz Compañía : Qmax Colombia Lugar : Bogota - Colombia Fecha : 03/22/2012 Hora : 11:47:10AM Indice de medidas. : 1650 (1649) Database name : Granulog



x Q3 q3

0.20 0.09 0.01

0.30 0.45 0.09

0.40 0.45 0.00

0.50 0.46 0.00

0.60 0.86 0.22

0.70 1.71 0.56

0.80 3.26 1.19

0.90 4.92 1.44

1.00 6.48 1.51

1.10 7.83 1.45

x Q3 q3

1.20 8.97 1.34

1.30 9.89 1.18

1.40 10.63 1.02

1.60 11.67 0.80

1.80 12.53 0.75

2.00 13.63 1.07

2.20 15.23 1.72

2.40 17.10 2.20

2.60 19.08 2.53

3.00 22.91 2.74

x Q3 q3

3.20 24.57 2.63

3.60 27.52 2.56

4.00 30.04 2.45

4.30 31.70 2.35

4.60 33.19 2.26

5.00 35.02 2.24

5.60 37.48 2.22

6.00 39.00 2.25

6.50 40.80 2.30

7.00 42.52 2.37

x Q3 q3

8.00 45.84 2.54

9.00 49.08 2.81

10.00 52.18 3.01

11.00 55.10 3.13

12.00 57.82 3.20

13.00 60.34 3.22

14.00 62.64 3.17

15.00 64.72 3.08

17.00 68.29 2.92

20.00 72.50 2.65

x Q3 q3

22.00 74.82 2.49

25.00 77.84 2.42

28.00 80.66 2.55

32.00 84.46 2.91

36.00 88.15 3.20

40.00 91.41 3.16

45.00 94.67 2.83

50.00 97.02 2.28

56.00 98.77 1.58

63.00 99.68 0.79

x Q3 q3

66.00 99.86 0.40

71.00 100.00

0.20

75.00 100.00

0.00

80.00 100.00

0.00

85.00 100.00

0.00

90.00 100.00

0.00

100.0 100.00

0.00

112.0 100.00

0.00

140.0 100.00

0.00

160.0 100.00

0.00

x Q3 q3

180.0 100.00

0.00

200.0 100.00

0.00

224.0 100.00

0.00

250.0 100.00

0.00

280.0 100.00

0.00

315.0 100.00

0.00

355.0 100.00

0.00

400.0 100.00

0.00

450.0 100.00

0.00

500.0 100.00

0.00


1

164

APÉNDICE 3

DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÌCULAS

CARBONATO A-100 PROPET

1

165




: CARBONATO DE CALCIO : A - 100 (PROPET) : Qmax Ecuador : Recibida desde Ecuador :


: 60 : 19 % : 1.80 : 11.29 : 49.50

s

µm µm µm


Histogram

a [x20.0

]

Q3 ( V

alores acum

ula

dos ) / %




x 2.00 Q3 10.83

2.46 14.04

3.02 18.42

3.71 22.74

4.56 26.88

5.60 31.07

6.88 35.72

8.45 41.29

10.38 47.99

12.76 55.37

x 15.68 Q3 62.70

19.26 69.38

23.66 75.31

29.07 80.63

35.72 85.52

43.89 89.96

53.92 93.84

66.25 96.97

81.39 99.02

100.0 99.89



80

60

40

20

0

0.2

1.0 10.0 100.0


500.0

1

166




: CARBONATO DE CALCIO : A - 100 (PROPET) : Qmax solutions Ecuador : Recibida desde Ecuador :


: 60 : 19 % : 1.80 : 11.29 : 49.50

s

µm µm µm




x Q3 q3

0.20 0.07 0.01

0.30 0.36 0.07

0.40 0.36 0.00

0.50 0.36 0.00

0.60 0.69 0.18

0.70 1.39 0.45

0.80 2.73 1.00

0.90 4.16 1.22

1.00 5.47 1.24

1.10 6.56 1.14

x Q3 q3

1.20 7.46 1.04

1.30 8.17 0.89

1.40 8.71 0.73

1.60 9.43 0.54

1.80 10.01 0.49

2.00 10.79 0.74

2.20 12.01 1.28

2.40 13.46 1.67

2.60 15.02 1.95

3.00 18.09 2.15

x Q3 q3

3.20 19.43 2.08

3.60 21.85 2.06

4.00 23.95 2.00

4.30 25.36 1.95

4.60 26.68 1.96

5.00 28.31 1.96

5.60 30.59 2.01

6.00 32.05 2.12

6.50 33.81 2.20

7.00 35.55 2.35

x Q3 q3

8.00 39.00 2.59

9.00 42.48 2.96

10.00 45.86 3.21

11.00 49.10 3.40

12.00 52.13 3.49

13.00 54.96 3.54

14.00 57.56 3.51

15.00 59.95 3.47

17.00 64.08 3.30

20.00 69.01 3.04

x Q3 q3

22.00 71.67 2.79

25.00 75.03 2.63

28.00 77.83 2.47

32.00 80.95 2.34

36.00 83.58 2.23

40.00 85.84 2.15

45.00 88.21 2.01

50.00 90.19 1.88

56.00 92.15 1.73

63.00 93.99 1.56

x Q3 q3

66.00 94.65 1.42

71.00 95.60 1.30

75.00 96.24 1.17

80.00 96.92 1.05

85.00 97.47 0.91

90.00 97.92 0.79

100.0 98.60 0.65

112.0 99.13 0.47

140.0 99.78 0.29

160.0 99.94 0.12

x Q3 q3

180.0 100.00

0.05

200.0 100.00

0.00

224.0 100.00

0.00

250.0 100.00

0.00

280.0 100.00

0.00

315.0 100.00

0.00

355.0 100.00

0.00

400.0 100.00

0.00

450.0 100.00

0.00

500.0 100.00

0.00


1

167

APÉNDICE 4


PARTÌCULAS CAMIX PROPET

1

168




: CARBONATO DE CALCIO : CAMIX (PROPET) : Qmax Ecuador : :


: 60 : 23 % : 1.12 : 6.20 : 25.67

s

µm µm µm

Nº de Serie : 3006 Ref : 2.r183.m0.88A1818/6.00/1646*/m74.6.10.20.1Fh.20.20.40.Bh/Q-.0.0.0.0//600.0.15.g10.0.9.10.1.10.P4500.1.10.N.0/V 9.20/830

Histogram

a [x20.0

]

Q3 ( V

alores acum

ula

dos ) / %




x 2.00 Q3 16.21

2.46 21.12

3.02 27.93

3.71 34.74

4.56 41.11

5.60 47.07

6.88 52.99

8.45 59.22

10.38 65.76

12.76 71.98

x 15.68 Q3 77.45

19.26 82.43

23.66 87.77

29.07 93.33

35.72 97.57

43.89 99.54

53.92 99.99

66.25 100.00

81.39 100.00

100.0 100.00



80

60

40

20

0

0.2

1.0 10.0 100.0


500.0

1

169




: CARBONATO DE CALCIO : CAMIX (PROPET) : Qmax solutions Ecuador : :


: 60 : 23 % : 1.12 : 6.20 : 25.67

s

µm µm µm




x Q3 q3

0.20 0.13 0.01

0.30 0.64 0.13

0.40 0.64 0.00

0.50 0.66 0.01

0.60 1.18 0.29

0.70 2.25 0.70

0.80 4.22 1.49

0.90 6.28 1.77

1.00 8.19 1.83

1.10 9.79 1.70

x Q3 q3

1.20 11.11 1.53

1.30 12.15 1.31

1.40 12.96 1.11

1.60 14.06 0.83

1.80 14.98 0.79

2.00 16.21 1.18

2.20 18.12 2.03

2.40 20.39 2.64

2.60 22.85 3.11

3.00 27.71 3.43

x Q3 q3

3.20 29.87 3.38

3.60 33.76 3.34

4.00 37.13 3.23

4.30 39.35 3.10

4.60 41.37 3.03

5.00 43.81 2.96

5.60 47.07 2.91

6.00 49.05 2.90

6.50 51.34 2.89

7.00 53.50 2.95

x Q3 q3

8.00 57.51 3.04

9.00 61.22 3.18

10.00 64.58 3.22

11.00 67.57 3.17

12.00 70.20 3.06

13.00 72.51 2.92

14.00 74.54 2.77

15.00 76.34 2.64

17.00 79.41 2.48

20.00 83.37 2.46

x Q3 q3

22.00 85.81 2.59

25.00 89.28 2.74

28.00 92.37 2.76

32.00 95.56 2.42

36.00 97.69 1.83

40.00 98.91 1.17

45.00 99.65 0.64

50.00 99.92 0.26

56.00 100.00

0.07

63.00 100.00

0.00

x Q3 q3

66.00 100.00

0.00

71.00 100.00

0.00

75.00 100.00

0.00

80.00 100.00

0.00

85.00 100.00

0.00

90.00 100.00

0.00

100.0 100.00

0.00

112.0 100.00

0.00

140.0 100.00

0.00

160.0 100.00

0.00

x Q3 q3

180.0 100.00

0.00

200.0 100.00

0.00

224.0 100.00

0.00

250.0 100.00

0.00

280.0 100.00

0.00

315.0 100.00

0.00

355.0 100.00

0.00

400.0 100.00

0.00

450.0 100.00

0.00

500.0 100.00

0.00


1

170

APÉNDICE 5

ESTUDIO PETROFÍSICO DEL NÚCLEO DEL

POZO PALO AZUL 04

1

171

1/5

Informe: PALO AZUL-4 PF:10552,4

SERVICIOS DE LABORATORIO Y PLANTAS PILOTO LABORATORIO DE MICROSCOPIA ELECTRONICA

UST-UST-F-002 Elaborado

31/10/2011

Versión 3

1. INFORMACIÓN GENERAL Consecutivo informe –UST SCCPL Submission

10000048 ID0146 T67 12 0150 ID0149-12-02-0003 100117461

Responsable de Laboratorio María del Rosario Pérez Trejos – Física Fecha de Recepción muestras 01 de Marzo de 2012 Fecha/rango de fechas de Ejecución de análisis

01 a 03 de Marzo de 2012

Fecha generación del Informe 07 de Marzo de 2012

2. INFORMACIÓN DEL CLIENTE Cliente Interno ICP X Distrito ECP Tercero Nombre del Proyecto/Servicio

QMAX Ecuador S.A.

Nombre del Contacto Martin Augusto Escobar Hernández Dirección Edificio9, Piso1, Oficinas de Producción Teléfono 47154 - 47028 Correo Electrónico [email protected]

3. CERTIFICACION Y ACREDITACION

El Instituto Colombiano del Petróleo ICP-Ecopetrol S.A., se encuentra certificado por el ICONTEC conforme a la norma NTC-ISO 9001:2000 mediante Certificado SC 5410-1 del 10 de Junio de 2008 y norma GP1000 con certificado GP-044-1, aplicada entre otras, a las actividades desarrolladas en los laboratorios de ensayo.

Cualquier desviación de los procedimientos estándares será descrita en el informe anexo.

4.1 OBJETIVO

4. INFORMACION EXPERIMENTAL Y/O METODOLOGIA EMPLEADA

� Determinar la porosidad y microporosidad presente en la muestra. Reportar los valores de P90, P70, P50, P20, P10.

� Determinar la abundancia relativa de elementos presentes en ciertas zonas de la muestra.

Se realizó el análisis de morfología y composición elemental, siguiendo el Procedimiento Técnico General UST-154-P-304 y el Procedimiento Técnico de Ensayo UST-154-P-0006, y se realizó el análisis de caracterización de porosidad, siguiendo el Procedimiento Técnico General UST-154-P-007 del Manual de Procedimientos Técnicos a una muestra relacionada en la tabla 1.

Nombre de la muestra Sample ID PALO AZUL-4 PF:10552,4 200718903

Tabla 1. Relación de muestra.

El análisis se llevo a cabo con la presencia e indicaciones del Ingeniero Martín Escobar.

Los datos aquí reportados corresponden únicamente a la(s) muestra(s) analizada(s) y no pueden ser reproducidos

en forma parcial. En caso de queja o reclamo favor dirigirse en comunicación escrita a quien firma el informe y establecer comunicación con nuestro Contact Center Corporativo a la línea gratuita 01 8000 918418 o Ext. 45000 o Email: [email protected].

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4.2 ASPECTOS METODOLOGICOS

Este estudio se realizó con el microscopio electrónico Leo 1450VP, equipado con sistema de rayos X por energía dispersa OXFORD INCA, operado en el modo de presión variable. Se trabajo sobre la muestra en sección delgada, sin recubrimiento. Las imágenes observadas se obtuvieron usando detector de electrones retrodispersos (BSE).

En el modo BSE los contrastes dependen principalmente del número atómico promedio, zonas más claras en BSE corresponden a número atómico promedio elevado, en tanto que las oscuras pertenecen a números atómicos bajos. Los rayos X característicos, por medio de los cuales se identifican los elementos presentes, son emitidos dentro de un rango de profundidades de la muestra que va desde su superficie hasta unas pocas micras. El tipo de detector EDX empleado permite detectar todos los elementos de Z 5, que se encuentren en la zona analizada. Las alturas de los picos en los espectros pueden interpretarse de manera preliminar como reflejo de la abundancia relativa de estos elementos en la parte analizada, sin embargo su interpretación cuantitativa está sujeta a una serie de fenómenos que se presentan en la muestra por la interacción de los rayos X con ella y por la probabilidad de ocurrencia de la emisión característica de cada elemento.

Este análisis consta de la descripción estadística del sistema poral, en términos de distribuciones de tamaños de poro (medido en micrómetros con un diámetro equivalente) y la función de autocorrelación de las imágenes. A partir de esta información se obtienen parámetros numéricos que cuantifican las características geométricas del espacio poral.

Los parámetros geométricos que se determinan son: POT, , n y S, que se interpretan de la siguiente manera: POT: Porosidad óptica total corresponde a la fracción de porosidad que se puede cuantificar por este método, a las condiciones de ampliación con se opera el microscopio electrónico, es siempre menor que la porosidad medida directamente. La longitud de correlación “ ” está determinada por la distribución espacial de la porosidad y el tamaño de poro predominante, poros grandes distribuidos homogéneamente en amplias zonas del espacio poral presentan altos valores, se mide en micrómetros. El exponente “n” está en relación inversa con la heterogeneidad del espacio poroso, muestras con alta microporosidad y poros de formas muy irregulares poseen valores de n bajos, en tanto que muestras limpias con bajos contenidos de microporosidad poseen valores de n mayores, este parámetro es adimensional. Finalmente, el valor de la superficie específica “S” está en relación inversa con la permeabilidad.

La distribución estadística de tamaños de poro se presenta en curvas continuas, las ordenadas representan la fracción de porosidad que corresponde a cada tamaño de poro promedio expresado en µm, representado en el eje de las abscisas. Adicionalmente se presenta una grafica de porcentaje de porosidad acumulada con tamaño de poro promedio.

Para la muestra se presentan imágenes más ampliadas de zonas de interés, junto con el análisis de composición elemental en la zona analizada. En la parte inferior de las micrografías, junto con la identificación de la muestra y algunos parámetros de operación del microscopio, aparece la línea de escala con la cual puede estimarse el tamaño de las zonas de interés, mm simboliza milímetros y µm micrómetro.

Los datos aquí reportados corresponden únicamente a la(s) muestra(s) analizada(s) y no pueden ser reproducidos

en forma parcial. En caso de queja o reclamo favor dirigirse en comunicación escrita a quien firma el informe y establecer comunicación con nuestro Contact Center Corporativo a la línea gratuita 01 8000 918418 o Ext. 45000 o Email: [email protected].

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Micrografía 3. Detalle de caolinita (Kln) entre poro Espectro 5. Composición Kln micrgf.3 Micrografía 4. Detalle de zona Espectro 6. Composición material a Espectro 7. Composición partículas borde de grano micrgf.4 blancas micrgf.4




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� PALO AZUL-4 PF:10552,4 ANALISIS COMPOSICIONAL

RESULTADOS

Esta muestra corresponde a una roca montada sobre sección delgada, en la cual se realizo un análisis composicional puntual de ciertos minerales que se observaron al momento de hacer la caracterización de porosidad. En ella se aprecia la presencia de arcillas tipo caolinita (Kln) como relleno de poro; granos de cuarzo (Qz), material a borde de grano con contenido de silicio, aluminio, potasio, hierro, azufre y magnesio; Se observa a su vez la presencia de minerales como: óxido de titanio (Ttn); material particulado con composición de sulfato de bario (posible residuo de lodo) y amplias zonas cementadas por pirita (Py).

Micrografía 1. Aspecto general

Micrografía 2. Detalle de zona Espectro 1. Composición zona * micrgf.2 Espectro 2. Composición Py micrgf.2 Espectro 3. Composición Qz micrgf.2 Espectro 4. Composición Kln micrgf.2

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Micrografía 5. Detalle de zona con posible lodo (recuadro)

� PALO AZUL-4 PF:10552,4 CARACTERIZACION DE POROSIDAD En la muestra se observan frecuentes poros despejados, algunos rellenos por material arcilloso tipo caolinita y cementación de pirita principalmente. En las micrografías 6 y 7 (señaladas por flechas) se puede apreciar la interconectividad presente entre poros y los rellenos mencionados anteriormente. La caracterización de porosidad permitió determinar que el valor de POT es de 14,8 y los valores de y n de 22µm y 0.9 respectivamente, lo cual significa que en su porosidad priman los poros de tamaño medio. La distribución de porosidad es monomodal, sesgadas hacia valores altos de tamaño de poro, en el rango de [50-100]µm(lo que se observa en la grafica 1) y la contribución a la porosidad neta debida a poros con tamaño menor a 10 micras es del orden del 8%. En la figura 1 se presenta el tamaño de poro promedio vs el porcentaje acumulado de porosidad; se puntualizan los valores de P90, P70, P50, P20, P10 en la tabla 3.

Micrografía 6. Detalle de zona. Micrografía 7. Detalle de zona.

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PO

RC

EN

TA

JE D

E P

OR

OS

IDA

D

AC

UM

ULA

DA

PO

RC

EN

TA

JE D

E P

OR

OS

IDA

D




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Gráfica 8. Distribución de tamaño de poro vs. Porcentaje acumulado de porosidad.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

1 10 100

TAMAÑO DE PORO PROMEDIO (micrones)

25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0

Figura 1. Distribución de el tamaño de poro vs. Por centaje acumulado de porosidad Palo Azul-4 Prof. 10552.40'

POT [%]

m

Porosidad [%]

Perm [mD] Profundidad n S

10552.4 14.8 22.0 0.9 0.2 16.8 247.0

POT: Porosidad óptica total; : Longitud de correlación; n: exponente de la correlación Tabla 2. Parámetros de Geometría Poral Palo Azul-4 PF:10552.4

Por petición del cliente se reporta en la tabla 3 los percentiles 10, 20, 50, 70 y 90 para el tamaño de poro:

Tabla No. 3 Percentiles

Diámetro de garganta poral

( m) Percentil

D 10 14.17 D 20 25.63 D 50 53.12 D 70 75.44

D 90 109.90

AUTORIZADO POR

María del Rosario Pérez Trejos Laboratorio de Microscopia Electrónica

ECOPETROL S.A.

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APÉNDICE 6

DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑO DE GARGANTA

DE POROS POR INYECCIÓN DE MERCURIO

EN EL NÚCLEO DEL POZO PALO AZUL 04

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Kilómetro 7 Vía a Piedecuesta Teléfonos: (57)684 74 01 Fax: (57) 684 74 44 Piedecuesta – Santander

DISTRIBUCION DE TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS Y PRESION CAPILAR POR INYECCION DE MERCURIO EN MUESTRA DEL

POZO PALO AZUL-4

SERVICIOS DE LA BORATORIO Y PLANTAS PILOTO LABORATORIO DE ANALISIS PETROFISICOS


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10000048 ID0146 T67 12 0147

DISTRIBUCION DE TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS Y PRESION CAPILAR POR INYECCION DE MERCURIO EN MUESTRA DEL POZO PALO AZUL-4

INFORME FINAL

Piedecuesta- Santander (Marzo-8-2012)

Los datos aquí reportados corresponden únicamente a la(s) muestra(s) analizada(s) y no pueden ser reproducidos en forma

parcial. En caso de queja o reclamo favor dirigirse en comunicación escrita a quien firma el informe y establecer comunicación con nuestro Contact Center Corporativo a la línea gratuita 01 8000 918418 o Ext. 45000 o Email: [email protected]/atenció[email protected]

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Kilómetro 7 Vía a Piedecuesta Teléfonos: (57)684 74 01 Fax: (57) 684 74 44 Piedecuesta – Santander


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DISTRIBUCION DE TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS Y PRESION CAPILAR POR INYECCION DE MERCURIO EN MUESTRA DEL POZO PALO AZUL-4

INFORME FINAL

Dirigido a

ANDREA CHAVEZ. Qmax Ecuador

Autorizado por

JORGE ALBERTO ROJAS PLATA

Lider Laboratorio de Análisis Petrofísicos Matricula Profesional 01277

ECOPETROL S.A. - ICP

Piedecuesta- Santander (Marzo-8-2012)

Los datos aquí reportados corresponden únicamente a la(s) muestra(s) analizada(s) y no pueden ser reproducidos en forma

parcial. En caso de queja o reclamo favor dirigirse en comunicación escrita a quien firma el informe y establecer comunicación con nuestro Contact Center Corporativo a la línea gratuita 01 8000 918418 o Ext. 45000 o Email: [email protected]/atenció[email protected]

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CONTENIDO

LISTA DE FIGURAS Y TABLAS

Página

4

LISTA DE ANEXOS

5

RESUMEN EJECUTIVO

6

INTRODUCCION

7

CERTIFICACION Y ACREDITACION

8

1 OBJETIVOS

9

2 METODOLOGÍA APLICADA

9

3 RESULTADOS Y ANÁLISIS

10

3.1 MUESTRA DE ROCA DEL POZO PALO AZUL-4

10

4 CONCLUSIONES

12

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

13

ANEXO 1

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LISTA DE FIGURAS Y TABLAS

Página

Tabla 1. Propiedades petrofísicas básicas de la muestra. 10

Tabla 2. Resultados de las pruebas de presión capilar por inyección de mercúrio. 11

DISTRIBUCION DE TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS Y

PRESION CAPILAR POR INYECCION DE MERCURIO EN MUESTRA DEL POZO PALO AZUL-4

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LISTA DE ANEXOS

Página

Anexo 1. Tablas de datos y figuras de presión capilar por inyección de mercurio en muestras de roca del pozo Palo Azul-4 14

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RESUMEN EJECUTIVO

El análisis de presión capilar por inyección de mercurio por drenaje permite calcular la distribución de tamaños de garganta de poros en muestras de roca, ya de sea de aspecto homogéneo, heterogéneo, consolidadas e incosolidadas, como también muestras en polvo y catalizadores.

Esta técnica permite determinar cómo es (homogénea o heterogénea) la distribución del tamaño de garganta de poros de las muestras analizadas, la saturación residual del fluido mojante; en este caso aire y además nos permite conocer su porosidad y la densidad aparente o skeletal.

En el presente informe se anexa en la Tabla 2 los resultados de las pruebas de presión capilar por inyección de mercurio, realizado en una muestra de roca del pozo Palo Azul-4 y en el Anexo 1 se presenta la tabla de resultados y las gráficas para la muestra de referencia.

DISTRIBUCION DE TAMAÑO DE GARGANTA DE POROS Y

PRESION CAPILAR POR INYECCION DE MERCURIO EN MUESTRA DEL POZO PALO AZUL-4

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INTRODUCCIÓN

Las pruebas de presión capilar por inyección de mercurio están diseñadas para la obtención de la distribución de tamaños de garganta de poros y para la estimación de la saturación irreducible de la fase humectante. El sistema de fluidos presentes en el medio poroso es aire - mercurio y se asume que el aire constituye la fase humectante en este sistema.

Adicionalmente, se determina el efecto de la microporosidad, en caso que exista, a través de la curva de distribución de tamaño de garganta de poro. Para yacimientos de areniscas normalmente se requieren presiones de forzamiento de hasta 2000 psi, lo cual cubre rangos suficientes de espesor para la variación de la saturación de fluidos, sin embargo en yacimientos de baja porosidad, principalmente reservorios de gas y/o condensados se requieren presiones mayores para poder accesar las gargantas de los microporos.

Se recibió 1 muestra de roca del pozo Palo Azul-4, entregada por el Ing. Martín Augusto Escobar Hernández, líder del laboratorio de Daños a la Formación, el día 28 de diciembre del año 2011. El periodo de tiempo en el que se realizaron los respectivos análisis fue entre el 12 y 13 de enero del año 2012.

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CERTIFICACION Y ACREDITACION

El Instituto Colombiano del Petróleo ICP-Ecopetrol S.A., se encuentra certificado por el ICONTEC conforme a la norma NTC-ISO 9001:2000 mediante Certificado SC 5410-1 del 10 de Junio de 2008 y norma GP1000 con certificado GP-044-1, aplicada entre otras, a las actividades desarrolladas en los laboratorios de ensayo.

Los ensayos realizados en el Laboratorio de Análisis Petrofísicos se encuentran acreditados mediante la resolución 09-LAB-003 expedida por El Organismo Nacional de Acreditación de Colombia – ONAC, el día 16 de Febrero de 2010.

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1 OBJETIVOS

Determinar las curvas de presión capilar por inyección de mercurio en una (1) muestra de roca del

pozo Palo Azul-4.

Determinar la distribución de tamaño de garganta de poros en una (1) muestra de roca del pozo

Palo Azul-4. Estos resultados permitirán obtener la saturación residual del fluido mojante (aire en

el sistema aire-mercurio) y la distribución del tamaño de garganta de los poros.

2 METODOLOGÍA APLICADA

El procedimiento técnico de ensayo para presión capilar por el método de inyección de mercurio

describe los pasos para desarrollar la curva de presión capilar contra saturación de aire usando la

técnica de inyección de mercurio. Adicionalmente, a partir de los datos de presión capilar, se

desarrolla la distribución de diámetro de poros de la muestra.

La prueba se llevaron a cabo por el método de inyección de mercurio, utilizando el porosímetro de

intrusión y extrusión de mercurio AUTOPORE IV 9500, el cual está equipado con cuatro cámaras

de baja presión, donde básicamente se realiza el llenado del portamuestras con el mercurio y se

determinan los primeros puntos de presión capilar de la muestra. Cuenta también con dos

cámaras de alta presión donde se efectúa la inyección de mercurio hasta una presión de 60.000

psi, para evaluar el resto de la curva de presión capilar y la porosidad.

Se siguió el Procedimiento Técnico de Ensayo UST-147-021, el cual esta soportado por la norma

ASTM D 4404-10 y ajustado al procedimiento de operación del equipo ICP-PTO-147-013.

La selección de las muestras fue realizada por el Ing. Martin Augusto Escobar Hernández, líder del

laboratorio de Daños a la Formación del ICP-Ecopetrol. Se selecciono en total una (1) muestra de

roca del pozo Palo Azul-4, la cual se identifica a continuación en la Tabla 1 con sus propiedades

petrofísicas básicas.

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Tabla 1. Propiedades petrofísicas básicas de la muestra

Sample ID

Profundidad

(pies)

Presión Confinamiento

(Psi)

Porosidad

(%)

Densidad Granos (g/c.c.)

Permeabilidad Klinkenberg

(mD)

200718903 10552.40 800 16.8 2.679 247

A la muestra seleccionada se le determinó presión capilar y la distribución del tamaño de garganta

de poros por el método de inyección de mercurio a condiciones de temperatura ambiente y

presión hasta 60.000 psi.

3 RESULTADOS Y ANÁLISIS

Los valores de saturación residual de aire, para la muestra se reportan a un valor de 2400 psi. A

continuación se presenta un análisis del comportamiento de las curvas de presión capilar vs

saturación irreducible de aire y la distribución del tamaño de garganta de poros por inyección de

mercurio, para la muestra de roca del pozo Palo Azul-4.

3.1 MUESTRA DE ROCA PALO AZUL-4

De acuerdo a la distribución del tamaño de garganta de poros, se observa que la muestra

presenta un comportamiento homogéneo, con valor de diámetro (moda) de garganta de poros de

11.702 micrones. Ver Tabla de resultados 2 y Figura 1 del Anexo 1.

De acuerdo a la tendencia de la curva de presión capilar, se observa que la muestra de roca del

pozo Palo Azul-4 presenta muy baja saturación residual de aire @ 2400 psi con valor de 9.49%, lo

cual indica que esta muestra tienen una facilidad para drenar el fluido mojante. Ver Tabla de

resultados 2 y Figuras 2 del Anexo 1.

El resumen de los resultados obtenidos de las pruebas de presión capilar y tamaño de garganta de

poros por inyección de mercurio, para la muestra se pueden observar en la Tabla 2.

En las figuras 1 y 2 se presentan la distribución de tamaños de garganta de poros y las curvas de

presión capilar vs saturación de aire para la muestra de roca del pozo Palo Azul-4.

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Las Tablas de datos y Figuras de presión capilar por inyección de mercurio, para la muestra, se

presentan en el Anexo 1.

Tabla No. 2 Resultados de las pruebas de presión capilar por inyección de mercurio

Sample ID

Profundidad

(pies)

Porosidad Iny. Hg

(%)

Densidad Skeletal (g/ml)

Diámetro Moda

(Micras)

Sat. Aire @ 2400 psi

(%)

200718903 10552.40 17.97 2.6787 11.7017 9.49

Por petición del cliente se reporta en la tabla 3 los percentiles 10, 20, 50, 70 y 90:

Tabla No. 3 Percentiles

Diámetro de garganta poral

(µm) Percentil

D 10 0.11 D 20 1.54 D 50 9.68 D 70 11.51

D 90 14.93

Informe Revisado por:

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4 CONCLUSIONES

1. Se observó que la muestra de roca del pozo Palo Azul-4 con profundidad 10552.40’ presentó

un comportamiento homogéneo, donde no se observa un grupo predominante en la

distribución del tamaño de garganta de poros, con valor en el diámetro de garganta (moda) de

poros de 11.70 micrones. Ver Tabla de resultados 2 y Figuras 1.

2. La muestra de roca identificados como Palo Azul-4 y de profundidad 10552.40’, presento una

muy baja saturación residual de aire (@ 2400 psi), lo cual indica que esta muestra, tienen una

facilidad para drenar el fluido mojante. El valor de saturación residual de aire fue de 9.49%.

Ver Tabla de resultados 2 y Figuras 2 del Anexo 1.

3. En general la muestra no presentó microfracturas en su matriz.

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Versión 3

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

1. Standar Test Method for Determination of Pore Volume and Pore Volume Distribution of Soil

and Rock by Mercury Intrusion Porosimetry. D 4404-10.

2. Van Brakel J, Modry S y Svata M. (1981).- Mercury porosimetry: State of art. Powder

Technology, 29(1): pp.1-12.

3. Advances Information Damage Assessment and Control Strategies Core Laboratories.

4. Special Core Analysis. Core Laboratories.

5. Webb Paul A. An Introduction to the Physical Characterization of Materials by Mercury

Intrusion Porosimetry with Emphasis on Reduction and Presentation of Experimental Data.

Micromeritics Instrument Corp. Norcross, Georgia. January 2001.

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ANEXOS 1

TABLAS DE DATOS Y FIGURAS DE PRESIÓN CAPILAR POR INYECCION DE

MERCURIO EN MUESTRAS DE ROCA DEL POZO PALO AZUL-4

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Tabla 3. Datos de Drenaje por Inyección de mercurio muestra de roca Palo Azul-4.

PRESION

(psia) INYECCION DE

MERCURIO (mL/g)

SATURACION DE AIRE (Fracc)

PRESION (psia)

INYECCION DE MERCURIO

(mL/g)

SATURACION DE AIRE (Fracc)

7.98 0.0109 1.0000 1598.10 0.2348 0.1028 8.98 0.0126 0.9931 1798.76 0.2354 0.1003 9.98 0.0159 0.9799 1998.63 0.2359 0.0982 10.97 0.0210 0.9593 2198.67 0.2364 0.0965 11.97 0.0284 0.9298 2399.28 0.2367 0.0949 12.96 0.0386 0.8891 2598.10 0.2371 0.0937 13.96 0.0550 0.8234 2799.79 0.2374 0.0924 14.95 0.0724 0.7536 2998.74 0.2377 0.0913 15.99 0.0937 0.6682 3298.75 0.2380 0.0901 16.99 0.1135 0.5888 3597.96 0.2383 0.0889 17.99 0.1286 0.5284 3998.04 0.2386 0.0877 18.99 0.1391 0.4863 4495.56 0.2389 0.0863 20.97 0.1524 0.4329 4996.38 0.2392 0.0850 22.96 0.1612 0.3978 5495.84 0.2395 0.0838 24.95 0.1667 0.3758 5994.57 0.2398 0.0826 26.09 0.1689 0.3667 7495.05 0.2403 0.0807 30.85 0.1756 0.3399 8994.16 0.2408 0.0788 34.40 0.1797 0.3237 10993.09 0.2413 0.0766 39.12 0.1846 0.3039 12994.42 0.2420 0.0738 44.29 0.1880 0.2902 15993.31 0.2429 0.0703 49.75 0.1912 0.2776 17993.79 0.2437 0.0669 53.61 0.1932 0.2695 19994.25 0.2447 0.0632 59.14 0.1956 0.2598 21994.62 0.2456 0.0596 68.83 0.1992 0.2454 23994.43 0.2465 0.0560 79.10 0.2019 0.2344 25996.19 0.2474 0.0523 94.35 0.2054 0.2204 27996.36 0.2483 0.0488

109.12 0.2081 0.2098 29996.28 0.2492 0.0451 123.56 0.2102 0.2012 31996.96 0.2501 0.0415 139.26 0.2121 0.1938 33987.39 0.2510 0.0380 158.24 0.2140 0.1861 35996.86 0.2518 0.0345 179.12 0.2156 0.1798 37995.68 0.2527 0.0310 198.74 0.2169 0.1744 39994.36 0.2535 0.0276 249.09 0.2195 0.1639 41992.12 0.2543 0.0245 298.73 0.2215 0.1560 43989.73 0.2551 0.0215 398.83 0.2244 0.1444 45988.20 0.2559 0.0184 497.85 0.2265 0.1361 47989.43 0.2566 0.0155 598.37 0.2281 0.1297 49989.73 0.2573 0.0128 698.50 0.2293 0.1248 51993.13 0.2579 0.0100 798.58 0.2303 0.1206 53988.91 0.2586 0.0074 898.69 0.2312 0.1171 55987.92 0.2592 0.0049 998.46 0.2319 0.1143 57991.32 0.2599 0.0023 1198.89 0.2331 0.1096 59989.00 0.2604 0.0000 1399.06 0.2340 0.1058

15/16

1

192

90 8.1

80 7.2

φ: 16.8 %

% 70 Kk: 247.0 mD 6.3

) A D 60 5.4 A L U M 50 4.5 U C A N 40 3.6 O I C 30 2.7

EC

N I 20 1.8

10 0.9

0 0.0

0.001 0.01 0.1 1 10 100

RADIO DE GARGANTA DE POROS (micrones)

Figura 1 Distribución de Tamaño de Garganta de Poros Muestra Palo Azul-4 Prof. 10552.40'

Y

(

PR

ES

ION

CA

PIL

AR

(p

si)

INY

EC

CIO

N I

NC

RE

ME

NTA

L (%

)


POZO PALO AZUL-4



31/10/2011

Versión 3

100 9.0

100000

10000 Drenaje AJustada

1000

100

10

1

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 SATURACION AIRE (Fracc.)

Figura 2 Curva de Presión Capilar Muestra Palo Azul-4 Prof. 10552.40'

16/16

1

193

APÉNDICE 7

ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO CARBONATO

A-325 PROPET

1

194

1

195

APÉNDICE 8


A-200 PROPET

1

196

1

197

APÉNDICE 9


A-100 PROPET

1

198

1

199

APÉNDICE 10

ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO CAMIX

PROPET

2

200

2

201

HOJA DE VIDA

RAY NAPOLEÓN BÁEZ NORIEGA

DATOS PERSONALES

NOMBRE Ray Napoleón Báez Noriega

DOCUMENTO DE IDENTIDAD 172000933-9

IDENTIFICACIÓN MILITAR 198726000232

NÚMERO DE PASAPORTE 1720009339

FECHA DE NACIMIENTO 11 de octubre del 1987

LUGAR DE NACIMIENTO Quito, Pichicha, Ecuador

ESTADO CIVIL Soltero

DIRECCIÓN Ignacio Asín N51-46 y Antonio Román

TELÉFONO DE CONTACTO 095078049 / 022-456019

E-MAIL [email protected]

LICENCIA DE CONDUCIR Tipo “B”, válida hasta 09-12-2015

TIPO DE SANGRE O+

2

202

INFORMACIÓN PERSONAL

Soy una persona segura de mí mismo, emprendedor y con deseos de

superación tanto en el aspecto personal como en el laboral.

Me siento en la capacidad de realizar un trabajo de calidad en cualquier

tipo de actividad en la que se requiera de mis conocimientos o de mi

esfuerzo físico.

Tengo facilidad de palabra y de aprendizaje, me adapto rápido y fácil a las

circunstancias del trabajo o del medio en el que me encuentre y me puedo

desenvolver trabajando individual o colectivamente sin ningún problema.

Estaré siempre dispuesto a dar lo mejor de mí y mi mayor esfuerzo para

lograr el objetivo que me he propuesto ó a su vez el objetivo de la

empresa que me brinde la oportunidad de desarrollarme

profesionalmente.

ESTUDIOS REALIZADOS

Estudios Universitarios: Universidad Central del Ecuador

Facultad de Ingeniería de Petróleos

EGRESADO

Cursado desde el 2005 hasta

Estudios Secundarios: Instituto Privado Trilingue “Luigi Galvani”

Cursado desde el 2000 hasta el 2005

Estudios Primarios: Escuela Educativa Bilingüe “El Shaday

Cursado desde 1995 hasta el 2000

Estudios en el Extranjero: College Saint Roche,Laussane,Suiza

Cursado el verano del 2003

2

203

CONOCIMIENTO DE IDIOMAS Y COMPUTACIÓN

Idiomas Extranjeros:

Idioma Inglés: Dominio del idioma hablado (Bueno)

Dominio del idioma escrito (Muy bueno)

Idioma Italiano: Dominio del idioma hablado (Bueno)

Dominio del idioma escrito (Bueno)

Computación: Microsoft WORD

Microsoft EXCEL

Microsoft POWER POINT

Microsoft OUTLOOK

Microsoft ACCESS

CURSOS REALIZADOS

• INSTITUTO DE IDIOMAS WALL STREET

Nivel avanzado de ingles (advanced stage)

• INSTITUTO DE IDIOMAS “HARVARD INSTITUTE”

English course-level 9th

• CENTRO DE COMPUTACION “COMPUTACION RV”

Curso de ensamblaje y mantenimiento de computadoras

EXPERIENCIA LABORAL • LOS CEVICHES DE LA RUMIÑAHUI Fecha de inicio: 20 de diciembre 2009 hasta la fecha

2

204

CARGO: Supervisor de personal

• PARQUE DE DIVERSIONES MOREYS PIERCE (ESTADOS UNIDOS) Fecha de Inicio: 20 de julio 2007 - Fecha de Finalización: 15 de septiembre 2007 CARGO: Operador de máquinas • EP PETROECUADOR (PASANTIA PRE PROFESIONAL) Fecha de Inicio: 10 de Agosto 2011 - Fecha de Finalización: 9 de septiembre 2011 CARGO: Pasante REFRENCIAS PERSONALES

• Ing. Wilson Grandes (Ingeniero En Marketing)

Gerente General

Palacio del Accesorio,Santo Domingo de los Tsachilas

094209944

• Ing. Marco Pérez (Ingeniero de petróleos)

Intendente en el Campo Libertador

EP Petroecuador

091040256 / 084032594

• Ing. Ana Guerrón (Ingeniera comercial)

Contadora

Fondo de Cesantía de Profesores de la Universidad Central

091040256 / 084032594

2

205


CI: 1720009339

Hoja de Vida actualizada el 28 de mayo del 2012

Documents

T-UCE-0012-32.pdf