UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL …repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5984/1/44479_1.pdf · estudio de un proceso de acidificaciÓn, en un pozo productor del oriente

ii

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

TECNOLOGÍA DE PETROLEOS

ESTUDIO DE UN PROCESO DE ACIDIFICACIÓN, EN UN POZO

PRODUCTOR DEL ORIENTE ECUATORIANO, EN BASE A LOS DATOS DE

DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO EN EL PERÍODO 2010, CON

EL FIN DE DEMOSTRAR LA EFECTIVIDAD DEL PROCESO.

TESIS PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE

PETRÓLEOS

AUTOR: DIEGO MUÑOZ

DIRECTOR DE TESIS: ING. PATRICIO IZURIETA

2011/08/16

QUITO-ECUADOR

iii

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor

______________

D. Ramiro Muñoz R.

CI. 1721891800

iv

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TESIS

Certifico que el Señor DIEGO RAMIRO MUÑOZ ROSERO, estudiante de la carrera de

Tecnología de Petróleos ha desarrollado su tesis bajo mi guía.

Esto implica que se ha hecho todas las revisiones y correcciones para así llegar a una

buena culminación de la tesis.

___________________

Ing. Patricio Izurieta

v

CARTA DE LA EMPRESA

vi

AGRADECIMIENTO

Primeramente les agradezco a Dios y a mi patrona la Virgen del Quinche por llenarme

de bendiciones durante en mi etapa universitaria, también agradezco a la

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL por formarme con excelencia e

impartirme valiosos conocimientos los cuales me servirán para poder desenvolverme

profesionalmente, finalmente a la empresa BJ SERVICES por abrirme sus puertas para

desarrollar mi tesis y por todo su tiempo invertido para que yo pueda culminarla.

Diego Ramiro Muñoz Rosero

vii

DEDICATORIA

Dedico esta tesis a mis padres Ramiro y Cecilia ya que aunque ya no están conmigo en

este mundo son y siempre serán mi inspiración y mi fuerza para seguir adelante; a mis

hermanos Xavier y Sandra por apoyarme incondicionalmente y por enseñarme que

siempre debo seguir adelante y no desmayar ante los golpes que nos da la vida.

Diego Ramiro Muñoz Rosero

viii

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TÉSIS IV

CARTA DE LA EMPRESA V

AGRADECIMIENTO VI

DEDICATORIA VII

ÍNDICE GENERAL VIII

ÍNDICE DE CONTENIDOS IX

ÍNDICE DE FIGURAS XV

ÍNDICE DE GRÁFICAS XVI

ÍNDICE DE TABLAS XVII

RESUMEN XVIII

SUMMARY XX

ix

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN 1

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

1.3 JUSTIFICACIÓN 2

1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES 3

1.4.1.1 VARIABLE INDEPENDIENTE: 3

1.4.1.2 VARIABLE DEPENDIENTE: 3

1.5 MARCO DE REFEREMCIA 4

1.5.1 MARCO TEÓRICO 4

1.5.2 MARCO CONCEPTUAL 4

1.6 METODOLOGÍA 6

1.6.1 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN 6

1.6.2 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN 6

1.6.2.1 MÉTODO DE OBSERVACIÓN CIENTÍFICA 6

1.6.2.2 MÉTODO DEDUCTIVO 7

1.6.2.3 MÉTODO DESCRIPTIVO 7

1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 7

1.6.3.1 REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA 7

1.6.3.2 CHARLAS TÉCNICAS 8

1.7 TABLAS DE CONTENIDO 8

x

CAPÍTULO II

2. REACONDICIONAMIENTO DE POZOS 9

2.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTOS CON TORRE DE

REACONDICIONAMIENTO. 9

2.1.1 EQUIPO BÁSICO DE UNA TORRE DE REACONDICIONAMIENTO 10

2.1.2 OPERACIONES DE REACONDIONAMIENTO CON TORRE DE

REACONDICIONAMIENTO 11

2.1.2.1 OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD-UP) 11

2.1.2.2 TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS 12

2.1.2.3 OPERACIONES DE PESCA 13

2.2 TRABAJOS U OPERACIONES SIN TORRE DE REACONDICIONAMIENTO. 14

2.2.1 EQUIPOS UTILIZADOS EN OPERACIONES SIN TORRE DE


2.2.1.1 UNIDAD COILED TUBING 14

2.2.1.2 BOMBEADOR 16

2.2.1.3. CAMION CEMENTADOR 17

2.2.1.4 CAMION CISTERNA 18

2.2.1.5. FILTRADOR DE AGUA 19

2.2.2 OPERACIONES GENERALMENTE REALIZADAS SIN TORRE DE


2.2.2.1. ESTIMULACIÓN 20

xi

2.2.2.2. FRACTURAMIENTO 21

2.2.2.3. ACIDIFICACIÓN 21

CAPÍTULO III

3. ACIDIFICACIÓN DE ROCAS CARBONATADAS. 23

3.1 ACIDIFICACIÓN DE ROCAS ARENISCAS. 23

3.2 PRINCIPALES DIFERENCIAS ENTRE LA ACIDIFICACIÓN EN ARENISCAS

Y EN ROCAS CARBONATADAS: 24

3.3 REQUERIMIENTOS BASICOS DE UN ÁCIDO 25

3.4 PRINCIPALES TIPOS DE ACIDOS APLICADOS EN PROCESOS DE

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS 25

3.4.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS 25

3.4.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO 26

3.4.1.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO 27

3.4.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS: 28

3.4.2.1 ÁCIDO ACÉTICO 28

3.4.2.2 ÁCIDO ACÉTICO ANHIDRO 29

3.4.2.3 ÁCIDO CÍTRICO 29

3.4.2.4 ÁCIDO FÓRMICO 30

3.5 ADITIVOS UTILIZADOS EN PROCESOS DE ACIDIFICACIÓN 31

3.5.1 INHIBIDORES. 31

3.5.1.1 LOS TIPOS DE CORROSIÓN QUE PRODUCEN LOS ÁCIDOS SON 32

xii

3.5.1.2 FUNCIONAMIENTO DE UN INHIBIDOR Y SU EFECTO SOBRE

OTROS QUÍMICOS 33

3.5.2 RETARDADORES 33

3.5.3- SURFACTANTES 35

3.5.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN 36

3.5.5 AGENTES DIVERGENTES 36

3.5.5.1 DIVERGENTES MECÁNICOS 37

3.5.5.2 BOLITAS DE SELLO 37

3.5.5.3 SÓLIDOS 38

3.5.6 AGENTES CONTROLADORES DE BACTERIAS 39

3.6 DAÑO DE FORMACIÓN 40

3.6.1 DAÑO SOMERO DE FORMACIÓN 41

3.6.1.1 REVOQUE 42

3.6.1.2 SOLIDOS BOMBEADOS AL POZO 43

3.6.1.3 INCRUSTACIONES 43

3.6.1.4 FILTRADO DE CEMENTO 45

3.6.2 DAÑOS DE PENETRACIÓN MODERADA 46

3.6.3 DAÑO PROFUNDO 46

CAPÍTULO IV

4. CARACTERISTICAS DEL POZO SELECCIONADO PARA EL ESTUDIO (POZO

MONO-09) 47

xiii

4.1 GENERALIDADESDE LA FORMACIÓN HOLLÍN PRINCIPAL DE LA CUAL

PRODUCE EL POZO MONO-09 SOMETIDO AL ESTUDIO 50

4.2 PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SELECCIONADO 51

4.3. APLICACIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO MONO-09

55

4.4. EXPLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO. 56

4.4.1- PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DEL EQUIPO. 56

4.4.2- LIMPIEZA DEL TUBING Y DE LAS PERFORACIONES DEL CASING. 57

4.4.3- ESTIMULACIÓN DE LA FORMACIÓN 60

4.5. RESULTADOS DEL PROCEDIMIENTO 63

4.6. CARACTERISTICAS DEL POZO SACHA-123 66

4.7. GENERALIDADES DE LA FORMACIÓN NAPO DE LA CUAL PRODUCE EL

POZO SACHA-123 69

4.7.1. ARENIZCA “U” 69

4.7.2. ARENISCA “T” 70

4.8. PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SACHA-123 72

4.9. APLICASIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO SACHA-123

74

4.9.1. EXPLICASIÓN DEL PROCESO 74

4.9.2. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA OPERACIÓN. 78

4.9.3. RESULTADOS DEL PROCESO 79

xiv

4.10. ANÁLISIS COMPARATIVO DE RESULTADOS DE LA OPERACIÓN DE

ACIDIFICACIÓN DEL POZO MONO-09 (OBJETO DE ESTE ESTUDIO) Y DEL

POZO SACHA-123 (SOMETIDO A LA MISMA OPERACIÓN). 82

4.11. SEGURIDAD PERSONAL Y DE MEDIO AMBIENTE APLICADA EL LAS

OPERACIONES 84

4.11.1. MEDIO AMBIENTE 84

4.11.2. SALUD Y SEGURIDAD 84

CAPÍTULO V

5. CONCLUCIONES 86

5.1. RECOMENDACIONES 87

BIBLIOGRAFIA 88

GLOSARIO DE TERMINOS 89

xv

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1: TORRE DE REACONDICIONAMIENTO 10

FIGURA 2: UNIDAD COILED TUBING 15

FIGURA 3: EQUIPO COILED TUBING 16

FIGURA 4: EQUIPO BOMBEADOR 17

FIGURA 5: CAMIÓN CEMENTADOR 18

FIGURA 6: CAMIÓN CISTERNA 19

FIGURA 7: FILTRADOR DE AGUA 20

FIGURA 8: CAMPOS EXISTENTES EN EL BLOQUE 7 47

FIGURA 9: DIAGRAMA DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO MONO-09 49

FIGURA 10: GEOLOGÍA DE LA FORMACIÓN HOLLÍN 51

FIGURA 11: UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA 66

FIGURA 12: DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA-123 68

FIGURA 13: ESTRATIGRAFÍA DE LA FORMACIÓN NAPO 71

FIGURA 14: DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS DE ESTIMULACIÓN EN UNA

LOCACIÓN 78

FIGURA 15 DESCRIPCIÓN DEL BHA DE LA UNIDAD COILED TUBING 79

xvi

ÍNDICE DE GRÁFICAS

CRÁFICA 1: VELOCIDAD DE REACCIÓN DEL ÁCIDO EN CALIZAS Y

DOLOMITAS 33

GRÁFICA 2: CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO MONO-09 52

GRÁFICA 3: CURVA DE INCREMENTO DE RODUCCIÓN POZO MONO-09 64

GRÁFICA 4: CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS DEL

POZO SACHA-123 72

GRÁFICA 5: SECUENCIA DE BOMBEO 77

GRÁFICA 6: CURVA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN LUEGO DE LA

ESTIMULACIÓN 81

xvii

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO MONO-09 48

TABLA 2: DATOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN PROMEDIA

MENSUAL DEL POZO MONO-09 EN EL PERÍODO 2008 53

TABLA 3: MEZCLA UTILIZADA PARA LIMPIEZA DE TUBING Y

PERFORACIONES EN LA ESTIMULACIÓN 58

TABLA 4: MEZCLA UTILIZADA COMO COLCHON LIMPIADOR 60

TABLA 5: MEZCLA DE UTILIZADA PARA ESTIMULAR LA FORMACIÓM 61

TABLA 6: SECUENCIA DE BOMBEO DE FLUIDOS EN LA ESTIMULACIÓN 61

TABLA 7: CUADRO COMPARATIVO DE RESULTADOS DE LA OPERACIÓN

DEL POZO MONO-09 63

TABLA 8: INCREMENTO DE PRODUCCIÓN POZO MONO-09 65

TABLA 9: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO SACHA-123 67

TABLA 10: DATOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 123 73

TABLA 11: CUADRO COMPARATIVO DE RESULTADOS DEL PROCESO DEL

POZO SACHA-123 80

TABLA 12: TABLA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 123 82

TABLA 13: CUADRO COMPARATIVO DE RESULTADOS DEL PROCESO EN EL

POZO SOMETIDO AL ESTUDIO Y EL ESOGUIDO COMO MODELO

COMPARATIVO 83

xviii

RESUMEN

La siguiente tesis tiene como objetivo principal el estudio de un proceso de

acidificación en un pozo productor de petróleo del oriente ecuatoriano, en base a los

datos de declinación de producción del pozo, en el período 2010, para determinar si

tuvo resultados favorables, para lo cual consta de cinco capítulos que harán referencia a:

En el CAPÍTULO I se definen los objetivos, justificación del tema y los métodos de

estudio que se van a utilizar en la tesis.

En el CAPÍTULO II se presenta una explicación sobre lo que es el reacondicionamiento

de pozos ya que a una acidificación se la considera como una operación de

reacondicionamiento. De la misma manera se describen los equipos que se utilizan en

estas operaciones.

En el CAPÍTULO III se describen los ácidos utilizados en las operaciones de

acidificación, así como también los aditivos químicos utilizados. De la misma manera

se realiza una descripción de los tipos de daños que se generan en las formaciones

petrolíferas, razones por las cuales se aplican los procesos de reacondicionamientos.

En el CAPÍTULO IV se describen las características del pozo sometido al estudio,

además se realiza la descripción detallada del proceso de acidificación que se aplicó en

el mismo. De la misma manera se expondrán los resultados del proceso.

xix

Finalmente en el CAPÍTULO V se presentan algunas conclusiones y recomendaciones

de acuerdo a esta tesis.

xx

SUMMARY

The following thesis will have as main objective the study of a process of acidizing in

an oil well in the eastern of Ecuador, based on data from well production decline in the

period 2010 to determine if they had favorable results, for which consists of five

chapters which refer to:

In CHAPTER I, it is defined the objectives, justification for the subject and study

methods to be used in the thesis.

In CHAPTER II, it is made an explanation of what the workover, because of acidizing

is considered as part of workover operations. Besides it describes the equipment used in

these operations.

In CHAPTER III is a description of the acids used in the operations of acidizing, as well

as the chemical or additives used. In the same way a description of the types of damage

generated in the oil formations, and the reasons for applying workover process.

In CHAPTER IV, it describes the characteristics of the well to be study, it is detailed

the description of the acidizing process that was applied in the oil well. In the same way

it presents the results of the process.

Finally in Chapter V, it shows the conclusions and recommendations according to this

thesis.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La acidificación se cuenta entre las técnicas más antiguas de los procesos de

estimulación de pozos la cual es altamente utilizada hasta la actualidad con el fin de

incrementar, mantener o impedir que la producción de pozos petroleros decaiga.

Este proceso de acidificación consiste básicamente en una limpieza o lavado que se

realiza de la formación, y en ciertos casos del equipo de fondo del pozo, esto a causa de

taponamientos que se ocasionan en la formación por distintas causas, siendo una de

ellas la acumulación de carbonatos ya que los yacimientos petrolíferos en especial los

del oriente ecuatoriano se encuentran formados en su mayoría de agua de tipo salina, la

cual es rica en materia de tipo carbonatado, razón por la cual se los denomina a estos

yacimientos como acuíferos infinitos.

Este y otros problemas son los que dificultan la producción de petróleo, por lo que las

empresas operadoras se ven en la necesidad aplicar este y otros tipos de procesos con el

fin de poder recuperar la mayor cantidad de petróleo posible de los yacimientos

petroleros.

2

1.1 OBJETIVO GENERAL

Estudiar la aplicación de una limpieza ácida, en un pozo productor del oriente

ecuatoriano, en base a los datos de declinación de producción del pozo en el período

2010, para determinar su factibilidad.

1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Estudiar brevemente los métodos de estimulación generalmente aplicados en

pozos productores de petróleo, haciendo énfasis un proceso de acidificación o

limpieza ácida de la formación.

Estudiar las características y los problemas que han provocado la caída de

producción de petróleo del pozo seleccionado para el estudio.

Determinar en qué porcentaje sube la producción del pozo productor de petróleo

seleccionado para el estudio luego de haber sido sometido a la acidificación.

1.3 JUSTIFICACIÓN

La realización de esta tesis tendrá por objetivo suministrar información acerca de

procesos de estimulación que pueden ser confiables y ser aplicados en pozos

productores de petróleo del oriente ecuatoriano, haciendo énfasis en procesos de

inyección de ácidos y aditivos químicos con el fin de incrementar y optimizar la

3

producción, esto mediante el estudio de la aplicación de un proceso de acidificación en

un pozo productor de petróleo del oriente ecuatoriano.

1.4 IDEA A DEFENDER

Si los pozos productores del Oriente Ecuatoriano no tuviesen el problema de

taponamiento en el fondo del pozo y sus vecindades, fuese más fácil y rápida la

recuperación del petróleo en aquellos yacimientos, por lo que un método de

acidificación ayuda a menorar estos problemas y a incrementar la producción de

petróleo.

1.4.1 Identificación de Variables

Las variables a ser consideraras son:

1.4.1.1 Variable Independiente:

Problema de taponamiento a nivel de las arenas productoras.

1.4.1.2 Variable Dependiente:

Más fácil y rápida recuperación del petróleo.

Incremento de la producción del petróleo.

4

1.5 MARCO DE REFEREMCIA

En este punto se detallará de manera general las definiciones básicas a ser utilizadas.

1.5.1 Marco Teórico

Este proceso de acidificación matricial consiste en la inyección de fluidos ácidos

debidamente tratados a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, con el

fin de incrementar la porosidad y permeabilidad de la formación productora, mediante

una limpieza o lavado de la formación, removiendo daños más comunes como por

ejemplo incrustaciones (taponamiento de los poros de la formación productora por

impurezas), o un revoque (invasión de fluidos durante trabajos de perforación los cuales

se adhieren a la pared del poro reduciendo de esta manera el caudal del fluido), entre

otros tipos de daño de formación, logrando así incrementar la producción del pozo.

1.5.2 Marco Conceptual

Yacimiento: Es un volumen de roca saturada de fluidos ya sean estos

hidrocarburos líquidos, gaseosos o agua.

Ácido: Se define como cualquier compuesto químico que, cuando se disuelve en

agua, produce una solución con una actividad de catión hidronio mayor que el

agua pura, esto es, un pH menor que 7.

5

Rocas Areniscas: Roca detrítica compuesta por partículas cuyo tamaño está

comprendido entre 2 mm y 1/16 mm. Estas partículas son mayoritariamente

minerales resistentes a la meteorización (cuarzo principalmente, micas,

feldespatos y óxidos) y fragmentos de rocas. Cuando no están cementadas se

denominan arenas.

Rocas Carbonatadas: Roca Carbonatada es aquella que está formada por más

del 50% de minerales carbonatados (aragonito, calcita alta en Mg, calcita baja en

Mg, dolomita, otros).

Cañoneo de Pozos o Perforaciones: El cañoneo es el proceso de crear abertura

a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer

comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas

para hacer este trabajo se llaman cañones.

Estimulación de Pozos: Son aquellos trabajos efectuados en el pozo con el fin

de restaurar o aumentar su producción de hidrocarburos mediante el uso de

algún dispositivo mecánico o mediante el estímulo de la formación que ocasione

el aumento de la permeabilidad, en la misma.

6

1.6 METODOLOGÍA

A continuación se detallarán los diferentes métodos y tipos de investigación que se

emplearon en el presente trabajo.

1.6.1 Diseño o tipo de investigación

De tipo inductiva deductiva, basada en la recolección de datos para su tratamiento,

análisis y esquematización con el fin de ofrecer un comprendido básico para su

entendimiento por parte del personal involucrado en estos procesos.

1.6.2 Método de investigación

Para la elaboración de esta tesis se emplea los siguientes métodos:

1.6.2.1 Método de observación científica

Este método se lleva a cabo mediante pasantías y prácticas realizadas en el campo que

son necesarias para adquirir conocimientos, para poder cumplir con los objetivos

planteados en la investigación.

7

1.6.2.2 Método deductivo

Recopilar toda la información posible con respecto al presente tema de investigación en

empresas, bibliotecas, internet, la cual nos ayude al desarrollo eficiente de la

investigación.

1.6.2.3 Método descriptivo

Se registrará y detallara el proceso aplicado y los resultados de la operación para

posteriormente analizarlos e interpretarlos para determinar si tuvo éxito o no.

1.6.3 Técnicas de investigación

Las técnicas de investigación a utilizarse en este estudio son:

1.6.3.1 Revisión de literatura especializada

Utilizaré información disponible de operaciones de acidificación que realiza la

compañía de servicios petroleros BJ SERVICES COMPANY (BAKER HUGHES)

dentro de nuestro país el Ecuador, así como también de operaciones de acidificación en

otros países. Y por último me facilitaré de información proveniente de revistas,

catálogos y manuales de operación.

8

1.6.3.2 Charlas técnicas

Aplicaré conocimientos adquiridos a lo largo de mi carrera universitaria, así como

también de los cursos y charlas a las que he asistido.

1.7 Tablas de contenido

Declaración

Agradecimiento

Contenido

Índice de figuras

Índice de tablas

Resumen

Summary

9

CAPÍTULO II

2. REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

El reacondicionamiento de pozos son trabajos destinados a mejorar las condiciones y

niveles de producción de un pozo petrolero, comprendiendo estos en trabajos de

reparación de la completación del pozo (Operaciones con torre de reacondicionamiento)

o en trabajos de estimulación, fracturamiento, acidificación, entre otros (Trabajos sin

torre de reacondicionamiento).

En pocas palabras se puede decir que las operaciones de reacondicionamiento son todas

aquellas en las cuales se realizan después de que el pozo ha sido perforado y puesto en

producción, esto a causa de distintos factores tales como solucionar problemas de caída

de producción, taponar el pozo cuando se ha decidido abandonarlo o ya sea para realizar

actividades de taponamiento o aislamiento de una zona productora, en fin pueden existir

un sin número de causas las cuales conlleven a realizar operaciones de

reacondicionamiento.

2.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTOS CON TORRE DE

REACONDICIONAMIENTO.

Estos trabajos de reacondicionamiento según Quiroga. K en su libro: Pruebas de

completación y Reacondicionamiento de Pozos “son operaciones complejas donde se

requiere en ciertos casos extraer parte de la completación del pozo, con el fin de

10

repararla o reemplazarla” (145), por lo que se requiere necesariamente la ayuda o apoyo

de una torre la cual es denominada como de reacondicionamiento.

FIGURA 1

TORRE DE REACONDICIONAMIENTO

Fuente: Petroamazonas EP

Realizado por: Diego Muñoz R.

2.1.1 EQUIPO BASICO DE UNA TORRE DE REACONDICIONAMIENTO

TORRE (Chivo)

TANQUES (Agua de matado)

CASETA DE QUÍMICOS

11

CASA DEL PERRO

2.1.2 OPERACIONES DE REACONDIONAMIENTO CON TORRE DE

REACONDICIONAMIENTO

Las operaciones de reacondicionamiento con torre de más típicas que se realizan son las

siguientes:

OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRESIÓN (BULD-UP).

TOMA DE REGISTROS ELECTRICOS DE CEMENTACION PRIMARIA

SECUNDARIA Y EN OTRAS CIRCUNSTANCIAS.

OPERACIONES DE PESCA.

2.1.2.1 OPERACIONES DE PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD-UP)

Esta operación de campo se la realiza con la finalidad de determinar diferentes

parámetros, tanto del pozo como de la formación de la cual se encuentra produciendo el

mismo, siendo estos los siguientes: Puede determinar el daño formación, la pérdida de

permeabilidad, el índice de productividad del pozo, la presión del yacimiento entre

otros.

Los métodos que generalmente son utilizados en pruebas de presión principalmente en

Petroecuador según Quiroga.K en su libro: Pruebas de completación y

Reacondicionamiento de Pozos “son el de Horner, MDH y el de derivadas”(178).

12

Esta operación consiste en bajar bombas de presión mientras el pozo se encuentra

fluyendo efectuando paradas de estas herramientas a diferentes tiempos y distancias,

generalmente entre 10 minutos cada 2000 pies.

Una vez que estos elementos de presión se encuentran a la máxima profundidad, se

registra presiones de fondo fluyente del pozo durante un tiempo conveniente el mismo

que se aprovecha generalmente para efectuar una prueba de producción del pozo.

Concluido el tiempo de flujo se cierra el pozo y se inicia la restauración de presión del

mismo durante un tiempo también considerable y al final de la restauración de presión

se sacan los elementos de presión de igual manera como se los bajo es decir con paradas

y tiempos preestablecidos que normalmente son los mismos de los de bajada.

Finalmente al concluir el BUILD-UP la herramienta es sacada del pozo y este es

abierto para que continue produciendo.

2.1.2.2 TOMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS

La toma de registros eléctricos es el monitoreo o una grabación de las características de

las formaciones perforadas, por medio de aparatos de medición (herramientas) en el

hoyo del pozo.

Se la considera según Schlumberger en su manual: Curso de rehabilitación de pozos

“como una operación de reacondicionamiento y se la aplica con el fin de detectar varios

13

parámetros como por ejemplo las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y

del pozo tanto en una cementación primaria o sea que se hace fijar una tubería de

revestimiento en el pozo luego de ser perforado” (230),es decir que sirve para evaluar la

cementación realizada.

En cambio cuando se hace trabajos de cambio de zona productora se efectúa trabajos de

cementación forzada (SQUEEZE), para aislar zonas no productoras posiblemente a

consecuencia de un alto corte de agua de la formación por lo cual se ha decidido

abandonar la zona.

2.1.2.3 OPERACIONES DE PESCA

Se realiza esta operación cuando se presentan problemas durante trabajos normales de

reacondicionamiento a causa de circunstancias imprevistas en las herramientas de

trabajo que más tarde pueden ser deducidas como un grave problema y obstáculo para el

éxito del trabajo que se está realizando.

Como pesca podemos decir que es la recuperación de tubería aprisionada,

empaquetaduras o equipo suelto o caído en el pozo durante la operación, causado

posiblemente por falla mecánica, corrosión de las herramientas del pozo o por desgaste

de las mismas, ya que cualquier equipo puede fallar en el momento de una operación de

campo accidentalmente pese a los extremos cuidados que se estén aplicando, también se

puede ocasionar por operar con exceso de peso o sobrecarga.

14

2.2 TRABAJOS U OPERACIONES SIN TORRE DE


Son trabajos más rápidos y sencillos por lo que no es necesario la utilización de una

torre de reacondicionamiento, ya que por lo general no son trabajos en los que se deba

modificar la completación del pozo sino que más bien son técnicas usadas con el fin de

mejorar o generar patrones de flujo en el reservorio con el fin de incrementar la

producción del pozo mediante la inyección de fluidos siendo estos trabajos los

siguientes: Estimulación, donde comprende el fracturamiento de la formación y la

acidificación de la misma, entre otros.

2.2.1 EQUIPOS UTILIZADOS EN OPERACIONES SIN TORRE DE


Los quipos utilizados en operaciones de reacondicionamiento sin la ayuda de una torre

de reacondicionamiento son:

2.2.1.1 UNIDAD COILED TUBING

Esta es una unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta

continua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones, consta principalmente de una

cabeza inyectora, de un carrete de tubería, válvulas de seguridad (BOP), una unidad de

potencia hidráulica la cual permite el bombeo de diferentes tipos de fluido al pozo y

finalmente una consola de controles.

15

FIGURA 2

UNIDAD COILED TUBING

Fuente: Halliburton


Este equipo es muy conveniente y altamente utilizado ya que según Schlumberger en su

manual: Curso de rehabilitación de pozos: “implica un menor tiempo de trabajo en el

pozo al no necesitar de un taladro de reacondicionamiento para ser utilizado, además

que es idóneo para trabajar con altas presiones y mantener una circulación de fluidos

mientras se saca o se baja en el pozo” (96).

16

FIGURA 3

EQUIPO COILED TUBING

Fuente: Halliburton.

Realizado por: Diego Muñoz

2.2.1.2 BOMBEADOR

Este bombeador es un equipo utilizado para bombear diversos tipos de fluidos tales

como petróleo, lechadas de cemento, ácidos, etc, por lo que debido a su capacidad de

bombeo es utilizado para realizar diversos trabajos tales como estimulación, pruebas de

presión, acidificación, etc.

Este equipo está montado sobre un trailer cama alta y consta de un sistema de bombeo

de alta presión, un sistema de sobrealimentación, un sistema de monitoreo de caudal y

presión.

17

FIGURA 4

EQUIPO BOMBEADOR

Fuente: Halliburton


2.2.1.3. CAMIÓN CEMENTADOR

El cementador es un equipo utilizado para preparar y bombear diversos tipos de mezcla

de cemento, píldoras densificadas, píldoras gelificadas, etc. Debido a su capacidad de

bombeo es utilizado también para realizar trabajos de estimulación, pruebas de presión,

etc.

Este equipo está montado sobre un trailer y consta de un sistema de bombeo de alta

presión, un sistema de recirculación para la mezcla de cemento y sobrealimentación; y

un sistema de monitoreo de caudal, presión y densidad.

18

FIGURA 5

CAMIÓN CEMENTADOR

Fuente: BJ services.

Realizado por: Diego Muñoz R

2.2.1.4 CAMIÓN CISTERNA

Este camión posee un tanque de cuatro compartimientos o secciones aisladas unas de

otras para poder realizar las diferentes mezclas químicas, dos secciones tienen una

capacidad de 3000 galones y las otras secciones de 2000 galones cada una, un total de

10000 galones de capacidad.

19

FIGURA 6

IMAGEN DE UN CAMIO CISTERNA

Fuente: BJ Services


2.2.1.5. FILTRADOR DE AGUA

Esta unidad sirve para filtrar el agua que traen los Vaccum, la cual debe estar limpia y

sin sólidos en suspensión para poder realizar las mezclas químicas y evitar un daño a la

formación mayor. Toda el agua utilizada en el tratamiento debe ser filtrada con esta

unidad para ser utilizada.

20

FIGURA 7

FILTRADOR DE AGUA

Fuente: Halliburton.


2.2.2 OPERACIONES GENERALMENTE REALIZADAS SIN TORRE DE


Las operaciones que generalmente se realizan sin una torre de reacondicionamiento son

las siguientes:

ESTIMULACIÓN

FRACTURAMIENTO

ACIDIFICACIÓN

2.2.2.1. ESTIMULACIÓN

Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un

sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para

21

facilitar el flujo de fluidos desde la formación hasta el pozo, provocando un alivio en la

columna hidrostática del mismo facilitando la llegada del petróleo hasta la superficie.

Esta estimulación se la puede hacer mediante un fracturamiento de la formación o

mediante un proceso de acidificación.

2.2.2.2. FRACTURAMIENTO

Un trabajo de fracturamiento de un pozo consiste según Quiroga. K en su libro: Pruebas

de completación y reacondicionamiento de pozos “en la inyección de un fluido a

presión denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la

roca que se quiere fracturar, expuesta en la cara del pozo, para lograr la falla de la

misma, es decir, hasta fracturar o hacer fallar la formación” (195).

Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del

petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. También se

utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco consolidadas y para

atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación (asfáltenos,

parafinas y arcillas migratorias).

2.2.2.3. ACIDIFICACIÓN

La acidificación matricial es una operación de campo que se realiza con el fin de

mantener, recuperar e incrementar la producción de un pozo que ha declinado su

22

producción debido al desgaste de energía natural que sufren los yacimientos, por la

pérdida de presión, esto debido a posibles malos manejos en las operaciones de

perforación, al utilizar un lodo inadecuado para atravesar zonas productoras las cuales

son porosas y permeables, o en operaciones de reparación de pozos, donde el agua de

matado que se ha utilizado en las operaciones antes mencionados invaden la zona

productoras provocando daños de las características petrofísicas como de la porosidad y

permeabilidad de la formación productora.

Este proceso de acidificación matricial consiste en la inyección de fluidos ácidos

debidamente tratados a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, con el

fin de incrementar la porosidad y permeabilidad de la formación productora, mediante

una limpieza o lavado de la formación, removiendo daños más comunes como por

ejemplo incrustaciones (taponamiento de los poros de la formación productora por

impurezas), o un revoque (invasión de fluidos durante trabajos de perforación los cuales

se adhieren a la pared del poro reduciendo de esta manera el caudal del fluido), entre

otros tipos de daño de formación, logrando así incrementar la producción del pozo.

23

CAPÍTULO III

3. ACIDIFICACIÓN DE ROCAS CARBONATADAS.

Gran parte del petróleo y gas del mundo proviene de formaciones de rocas carbonatadas

las cuales están compuestas de calizas (CaCO3) y dolomita [CaMg(CO3)2 , combinadas

con materiales calcáreos (CaCO3).

El principal método para estimular formaciones de rocas carbonatadas consiste en

inyectar una solución de ácido el cual disuelve parte de la formación la cual puede

desprenderse como gas de la formación, aumentando la capacidad de flujo en la

formación, es decir que el ácido entra en las en fracturas naturales de la formación,

aumentando su ancho y su conductividad. Si la formación ha sido fracturada (porosidad

y permeabilidad artificial) antes de realizar la limpieza acida el proceso será más

sencillo ya que se necesitará menor presión de inyección debido a que el ácido tiene

mayor facilidad de movimiento por fracturas que por los espacios porosos que

originalmente tiene la formación.

3.1 ACIDIFICACIÓN DE ROCAS ARENISCAS.

La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo,

dióxido de silicio (SiO2) enlazadas entre sí mediante varios tipos de materiales de

cementación, particularmente carbonatos, sílice y arcillas, para lo cual se utiliza ácido

fluorhídrico, siendo su concentración determinada en laboratorio según la cantidad de

24

material calcáreo presente en la formación mediante análisis de cores y testigos

extraídos de la formación.

En conjunto con el ácido fluorhídrico se utiliza al ácido clorhídrico teniendo como

funciones las siguientes:

Actúa como convertidor para producir ácido fluorhídrico a partir de una sal de

amonio.

Disuelve el material soluble en ácido clorhídrico y evita así que el ácido fluorhídrico

se gaste demasiado rápido y preservarlo para las arcillas.

Previene la precipitación de fluoruro de calcio (CaF2).

3.2 PRINCIPALES DIFERENCIAS ENTRE LA ACIDIFICACIÓN EN

ARENISCAS Y EN ROCAS CARBONATADAS:

La acidificación en rocas de tipo areniscas resuelve el problema de daño de

formación, a diferencia que en rocas carbonatadas donde se crean nuevas grietas

o canales en dirección a la trayectoria del flujo del ácido.

En la acidificación de rocas carbonatadas, el daño se pasa por alto y el aumento

de la productividad es mediante la creación de nuevos canales de alta

conductividad generalmente llamados agujeros de gusano.

En la acidificación de areniscas, el ácido reacciona con los materiales que se

encuentren taponando la formación es decir con aquellos componentes que han

producido una reducción de la permeabilidad.

25

3.3 REQUERIMIENTOS BASICOS DE UN ÁCIDO

Los requerimientos que los ácidos deben tener tanto para formaciones carbonatadas con

para areniscas son:

Reaccionar con los minerales de la formación para dar subproductos los cuales

sean solubles.

Debe tener una capacidad inhibitoria.

Debe ser seguro para poder manejarlo.

Debe ser de bajo costo y de fácil disponibilidad.

3.4 PRINCIPALES TIPOS DE ACIDOS APLICADOS EN PROCESOS DE

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Los ácidos que mayor éxito han tenido en la industria petrolera para incrementar la

producción y la rentabilidad de pozos con problemas de daño de formación son:

3.4.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS

En la descripción de los ácidos orgánicos tenemos al ácido clorhídrico y al ácido

fluorhídrico los cuales son descritos a continuación.

26

3.4.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO

Químicamente está compuesto de gases de hidrógeno y cloro (antiguamente se lo

conocía como ácido muriático), el cual es incoloro y de olor desabrido e irritativo.

Se solubiliza en agua muy rápidamente hasta un límite de 43 % por peso a 60 ºF (15ºC),

y tiene un PH igual a 1, además tiene una gravedad específica de 1,160 y una densidad

de 9,67 lb/gal.

Su uso está ampliamente extendido debido a ser un ácido de fácil obtención

comercialmente y de bajo costo además de ser muy eficiente para incrementar la

permeabilidad de las formaciones.

Su principal desventaja es su alto poder de corrosión la cual puede ocasionar daños en el

pozo, tanto en tuberías como en el aluminio y los materiales cromados que se utilizan en

las bombas de subsuelo, por lo que la concentración a utilizar de este ácido depende de

las condiciones mecánicas del pozo, y de los ensayos de laboratorio a realizados en

cores o testigos, (muestras de la formación) de perforación.

Por lo general en rocas carbonatadas se utiliza una concentración de 15%-20% de ácido

clorhídrico (HCL), junto con un inhibidor de corrosión incorporado al mismo, mientras

que en formaciones de areniscas, se utilizan concentraciones mucho menores como de

5 a 7,5 %.

27

Su reacción química con rocas calizas es:

2HCL + CO3Ca − − − − − H2O + CO2 + Cl2Ca

La reacción con una dolomita es la siguiente:

4HCL + CaMg(CO3)2 − − − − − H2O + CO2 + Cl2Ca + Cl2Mg

3.4.1.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO

El ácido fluorhídrico (HF) según Bj services en su manual: Fundamentos de

acidificaciçon “es un líquido incoloro y venenoso, además de ser altamente corrosivo

por lo que se lo almacenarse en recipientes de plástico”(169).

El ácido fluorhídrico (HF) tiene la habilidad de disminuir las partículas de bentonita las

cuales son impurezas dejadas por el lodo durante la perforación, además de disolver las

arcillas (silicatos) y la arena (sílice), por lo que se puede decir que el ácido fluorhídrico

(HF) reacciona favorablemente con todos los componentes de las areniscas.

Sin embargo esto no sucede con rocas carbonatadas ya que al reaccionar con el

carbonato de calcio (CO3Ca) se produce fluoruro de calcio (FCa), el cual es un

producto indeseable, ya que provoca que las partículas removidas de la formación

vuelvan adherirse a la formación, razón por la cual se lo utiliza en conjunto con el ácido

28

clorhídrico, tanto para intensificar la velocidad de reacción como para solubilizar las

formaciones permanentemente.

La reacción del HF con el carbonato de calcio es la siguiente:

4HF + CO3Ca − − − FCa+ 2H2O + CO2

3.4.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS:

Estos ácidos se utilizan en la estimulación de pozos porque tienen una velocidad de

corrosión menor, y son más fáciles de inhibir a altas temperaturas, aunque las mezclas

de ácidos orgánicos se consideran corrosivas para la mayoría de los metales, la

velocidad de corrosión es mucho menor que la del ácido clorhídrico o fluorhídrico. Por

lo tanto, los ácidos orgánicos se usan cuando se requiere un prolongado tiempo de

contacto entre el ácido y la tubería.

Los ácidos orgánicos comúnmente utilizados son: Ácido acético, anhídrido cético,

crítico y fórmico.

3.4.2.1 ÁCIDO ACÉTICO

Es un ácido orgánico líquido incoloro, también llamado ácido glacial ya que en él se

forman cristales parecidos al hielo a temperaturas aproximadamente de 60ºF y se

29

solidifica a una temperatura de 48ºF (9ºC), además es soluble en agua a cualquier

proporción y con la mayoría de los solventes orgánicos.

Su composición química es:

CH3COOH.

Este ácido mezclado con agua es corrosivo para muchos metales, pero actúa más lento

que el ácido clorhídrico (HCl), por lo que se lo recomienda cuando debe estar en

contacto con el casing por varias horas y para proteger piezas de aluminio, cromo y

magnesio,sin embargo debido al alto costo de este ácido su uso está limitado a pequeñas

cantidades es decir sólo estrictamente para estos casos, además es un ácido que requiere

de muchas precauciones de seguridad al ser nocivo para los seres humanos al provocar

quemaduras del tejido pulmonar al ser inalado.

3.4.2.2 ÁCIDO ACÉTICO ANHIDRO

Este ácido es de similares características y propiedades que el ácido acético

convencional con la diferencia que este es utilizado en climas fríos ya que su punto de

congelación es menor al del acético siendo este de 2ºF (-17ºC)

3.4.2.3 ÁCIDO CÍTRICO

El ácido cítrico es según Bj Services en su manual: Fundamentos de acidificación “un

ácido orgánico granulado que se utiliza para “amarrar” las incrustaciones y

30

precipitaciones del hierro disuelto por lo que se lo conoce más comúnmente como

agente secuestrador” (145).

Las incrustaciones de hierro se encuentran normalmente en los revestidores y tuberías

de pozos viejos con mayor frecuencia, y algunas veces como el compuesto químico de

la roca de la formación misma.

Cuando las soluciones de ácido clorhídrico (HCl) entran en contacto con estos

depósitos, las incrustaciones de hierro se disuelven parcialmente, es decir que va

llevando los compuestos férricos en la solución, pero a medida que el pH se eleva por

encima de 2, el cloruro de hierro experimente cambios químicos y se precipita

nuevamente como hidróxido de hierro insoluble, ocasionando esto una nueva reducción

de la permeabilidad de la formación, es por este motivo que se lo usa en conjunto con el

ácido clorhídrico y fluorhídrico dependiendo de la cantidad de hierro que se encuentre

en la formación.

3.4.2.4 ÁCIDO FÓRMICO

Es un líquido incoloro, completamente miscible en el agua, además del alcohol y el éter,

pero inmisible en petróleo y es también conocido como ácido metanoico.

Su fórmula química es la siguiente:

COOHOH

31

El ácido fórmico en relación con el ácido acético es más económico y además es más

fuerte, también es más corrosivo pero esto se produce en una forma uniforme en las

superficies de los metales sin producir corrosión de tipos picadura lo cual hace que este

problema no sea tan grave, además tiene un poder de disolución sobre los carbonato

intermedio entre el Ácido Acético y el Ácido Clorhídrico, teniendo aproximadamente

un 75% del poder del ácidoclorhídrico concentrado.

Este ácido se lo utiliza conjuntamente con el ácido clorhídrico (HCL) con el fin de

actuar como retardador en formaciones de alta temperatura, además reduce el daño y

fragilización del acero por presencia de hidrógeno, al ser este ácido inmisible al

hidrogeno.

3.5 ADITIVOS UTILIZADOS EN PROCESOS DE ACIDIFICACIÓN

Existen diversos aditivos utilizados en los procesos de acidificación los cuales cumplen

una función específica durante la estimulación de formaciónes y estos aditivos son:

Inhibidores, retardadores, surfactantes, reductores de fricciónes divergentes y agentes

para el control de bacterias.

3.5.1 INHIBIDORES.

Un inhibidor es un químico que retarda la corrosión la cual según el Ing. Calle L en su

libro: Química y caracterización del petróleo y productos básicos “Es la acción de

carcomer la tubería al encontrarse en contacto con un ácido” (121). Durante la corrosión

32

ocurren dos tipos de reacciones químicas las cuales son primero las calizas reaccionan

con el ácido porque hay desprendimiento de gas, y segundo el acero reacciona con el

ácido porque hay movimiento de electrones por lo que en algunos casos en el acero

cubierto de ácido, se forma gas hidrógeno y en otros, se disuelve el hierro.

La cantidad de metal que se pierde durante un tratamiento ácido está en función de

cuatro factores principales que son:

TEMPERATURA:Una temperatura mayor a 200º F hace que la pérdida sea

mayor.

TIEMPO:Un tiempo de contacto más largo hace que la pérdida sea mayor.

CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO:Una concentración de ácido más alta hace

que la pérdida sea mayor.

GRADO DE LA TUBERIA: Según el grado de tubería se determina la

resistencia de la tubería y sus aleaciones.

3.5.1.1 LOS TIPOS DE CORROSIÓN QUE PRODUCEN LOS ÁCIDOS SON

UNIFORME: Pérdida uniforme de metal en toda la superficie.

PICADURA: La mayoría de la pérdida es en puntos que abarcan menos de la

superficie completa.

POR ESFUERZO: Corrosión que aumenta a causa de los esfuerzos internos o

externos

33

FRAGILIZACIÓN POR HIDRÓGENO: Cambio físico del acero que ocurre

bajo ciertas condiciones de corrosión.

3.5.1.2 FUNCIONAMIENTO DE UN INHIBIDOR Y SU EFECTO SOBRE

OTROS QUÍMICOS

Una capa de moléculas del inhibidor se debe adherir a la superficie del metal la cual

mantiene al ácido alejado de parte de la superficie y demora algunos de los pasos de la

corrosión.

3.5.2 RETARDADORES

La razón por la cual se retardan los tratamientos de ácido es para obtener una velocidad

de reacción más lenta con la formación de manera de alcanzar una penetración más

profunda del ácido vivo en las formaciones comúnmente de calizas y dolomitas.

Los factores que afectan la velocidad de reacción son la temperatura, presión, pureza de

la roca y agitación. En la siguiente figura se comparan las velocidades de reacción del

ácido en calizas y dolomitas:

34

GRÁFICA 1

VELOCIDAD DE REACCIÓN DEL ÁCIDO EN CALIZAS Y DOLOMITAS

Fuente: Manual de ácidos BJ services

Realizado por: Diego Muñoz

La velocidad de reacción del ácido en la formación se puede retardar cambiando las

propiedades del ácido. Los sistemas de ácido se pueden retardar con medios químicos o

físicos, o mezclando el HCl con un ácido orgánico.

Combinar HCl con ácidos orgánicos permite retardar con menos corrosión a

temperaturas más altas (mayores a 200º F (93º C)) y proporciona la capacidad de

secuestrar el hierro disuelto después de que el ácido ha penetrado en las formaciones de

carbonatos calientes.

Para retardar químicamente el ácido HCl se agregan surfactantes especiales designados

para retardar la velocidad de reacción en carbonatos de baja o alta temperatura, mientras

que para retardar físicamente el ácido HCl, se emulsiona el ácido con querosén o diesel

de tal manera que se logra el retardo mediante una fase externa del hidrocarburo que

rodea las gotitas del ácido, siendo hasta ahora este método el mejor medio de retardo.

35

3.5.3- SURFACTANTES

Un agente tensoactivo (surfactante) es una substancia que altera las propiedades de un

medio líquido en una superficie o en una interface, usualmente reduciendo la tensión

superficial o interfacial entre líquidos y sólidos, líquidos y líquidos, y líquidos y gases,

para de esta forma romper las emulsiones exixtentes.

Estos agentes tensoactivos se los emplean en la estimulación de pozos, completación de

pozos, y operaciones de reacondicionamiento para reducir la tensión superficial del

agua, sin embargo no se debe de considerar solamente su compatibilidad con la fase

acuosa (ácido, salmuera producida, fluido de reacondicionamiento, agua de la

formación, lodo, o filtrado de cemento), presente sino también con el crudo involucrado

en la formación.

Un agente tensoactivo debe ser capaz de:

1. Romper las emulsiones o evitar las emulsiones.

2. Romper el bloqueo por agua de los espacios de los poros.

3. Establecer características de humectabilidad favorables para la roca del

yacimiento (generalmente se prefieren las condiciones de humectado por agua).

Una formación humectada por agua tendrá una mayor permeabilidad al petróleo.

4. Desplazar el petróleo de las partículas y finos humectados por agua.

5. Ser soluble en el portador (o fluido de tratamiento).

6. No debe ser dañino para la formación.

36

7. Ser compatible con otros químicos que se encuentren en el pozo.

3.5.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN

Los agentes reductores de fricción se utilizan para suprimir la turbulencia y reducir la

presión por fricción de los fluidos cuando atraviesan los tubulares. Todos los reductores

de fricción que se emplean hoy en día son polímeros de cadena larga naturales o

sintéticos, pero no todos estos polímeros actúan eficazmente en la soluciones de

tratamiento con ácido. El ácido descompone algunos de estos polímeros muy

rápidamente, dejándole al agente muy pocas (si acaso alguna) de sus propiedades

reductoras de fricción.

3.5.5 AGENTES DIVERGENTES

Cuando estimule una formación en producción o pozos de inyección, distribuya los

fluidos de tratamiento por todo el intervalo de interés. Muchas formaciones tienen una

o más secciones cuya permeabilidad varía enormemente. Cuando se aplica un

tratamiento de estimulación con ácido en una formación que posee zonas de

permeabilidad variable, el ácido normalmente sigue la vía de menor resistencia. Por lo

tanto, si no se añade ningún tipo de divergente, solamente se logrará estimular las zonas

más permeables, quedando la zona restante prácticamente inalterada.

Para ayudar a obtener un tratamiento uniforme en todo el intervalo de interés, se pueden

usar cinco técnicas de distintas de divergencia:

37

Divergentes mecánicos,

Bolillas de sello,

Sólidos,

Líquidos, y

Geles.

3.5.5.1 DIVERGENTES MECÁNICOS

Los divergentes mecánicos que se emplean normalmente comprenden los tapones

puente, obturadores y otros tipos de herramienta. Son herramientas que se pueden

colocar para aislar la zona de interés. Estos tipos de agentes divergentes son

generalmente los más eficaces para lograr una estimulación uniforme en toda la

formación. No obstante, por razones de costo, tiempo e incompatibilidad con las

condiciones del equipo, no siempre es posible utilizar estos divergentes mecánicos.

3.5.5.2 BOLITAS DE SELLO

Las bolitas de sello, llamados también “Select-O-Balls”, están generalmente hechas de

nylon, caucho duro, o nylon recubierto con caucho duro. Estas bolillas están diseñadas

para sellar temporalmente lo orificios del revestidor ocasionados por balas o chorros

(jets). Estas bolillas se inyectan generalmente en el fluido de tratamiento en su debido

momento. A medida que el fluido que lleva las bolillas de sello entra en los orificios de

cañoneo, la bolilla debe alojarse en el revestidor para bloquear el flujo de fluido. Una

vez detenido el fluido de inyección, la fuerza que sostiene la bolilla desaparece; y la

38

bolilla cae entonces al fondo del pozo. Las bolillas de sello vienen en diversos tamaños

y densidades. El tamaño de la bolilla depende del tamaño del orificio de cañoneo a

sellar, y la densidad del tipo de fluido de tratamiento que se vaya a utilizar. El uso de

las bolillas de sello puede ser un método de divergencia efectivo si se utiliza el tipo y

número de bolillas correcto. No obstante, no se recomienda usar bolillas de sello en los

pozos que presenten orificios de cañoneo no uniformes, revestidoresranurados, pozos

con empaque de grava y pozos con completaciones a hoyo abierto.

3.5.5.3 SÓLIDOS

Los sólidos crean una restricción en las secciones de la formación que aceptan fluido

más fácilmente. Dicha restricción obliga a que se fracturen las demás secciones de la

formación.

Estos sólidos deben reunir los siguientes parámetros para que se puedan usar como

materiales divergentes:

• Estos materiales deben ser solubles en petróleo, agua o ambos.

• La tasa de solubilidad de estos sólidos debe ser lo suficientemente lenta para que

el portador o fluido de tratamiento sólo disuelva una pequeñísima cantidad del

agente bloqueador al principio, pero lo suficientemente rápida en los fluidos

producidos para que se limpie al cabo de 20 horas o menos.

39

El tamaño de la partícula y la distribución de los agentes divergentes sólidos a menudo

determinan el tipo y la efectividad del bloqueo que se obtiene.Los bloqueos más

efectivos se logran usando una mezcla de partículas grandes y pequeñas. Las partículas

más grandes formarán un bloqueo dejando que las partículas más pequeñas lo revistan y

formen un tapón impermeable. Los agentes sólidos divergentes también deben ser

compatibles con todos los fluidos asociados al pozo que se va a tratar. En otras

palabras, no se debe usar un agente de bloqueo o divergente que reaccione en forma

indeseable con los fluidos de tratamiento o los fluidos de la formación.

3.5.6 AGENTES CONTROLADORES DE BACTERIAS

Las bacterias pueden ocasionar problemas en las operaciones del campo petrolero.

Aunque estas bacterias son extremadamente pequeñas (1,0 a 3,0 micras), el número

absoluto de bacterias puede provocar problemas de taponamiento en los pozos de

inyección. Generalmente, los peores problemas se derivan de los subproductos de los

procesos químicos de ciertos organismos. Algunas de estas bacterias que ocasionan

problemas son las (1) bacterias sulfatorreductoras, (2) bacterias productoras de limo, y

(3) bacterias del hierro.

La bacteria que más preocupa a los productores de petróleo es el organismo

sulfatorreductor. Esta bacteria, organismo anaeróbico, necesita una atmósfera libre de

oxígeno para difundirse. En esta condición anaeróbica, esta bacteria puede producir gas

de sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas puede entonces corroer las tuberías de metal.

Durante esta corrosión, se produce sulfuro de hierro (FeS). Este material es insoluble

40

en agua y actuará como agente obstructor. El familiar término agua negra se refiere a

una suspensión de sulfuro de hierro en agua. Este organismo se encuentra usualmente

en las áreas estancadas de los sistemas, en el fondo de fosas o tanques de

almacenamiento, y debajo de depósitos, tales como acumulaciones de incrustaciones,

que proporcionan un ambiente anaeróbico.

Otro tipo de bacteria que causa problemas es el organismo productor de limo. En

condiciones aeróbicas, hay varios tipos de bacterias capaces de producir grandes masas

de limo, que pueden provocar serios problemas de taponamiento. Estas bacterias

generalmente se encuentran donde el agua dulce o de superficie entra en contacto con el

agua producida.

Una bacteria muy común que causa problemas es la bacteria del hierro. Esta bacteria

es aeróbica; tiene la capacidad de oxidar el ión ferroso hidrosoluble en un ión férrico

insoluble en agua en sus procesos metabólicos. El problema al que conducen las

bacterias del hierro es el taponamiento de los pozos productivos, filtros y líneas de

superficie.

3.6 DAÑO DE FORMACIÓN

El daño ocasionado a la formación es una de las razones por las cuales muchos pozos

petroleros poseen una baja productividad. Este daño, a menudo expresado como skin,

(daño a la zona se produce cuando se altera la permeabilidad original de la formación

productora).

41

El daño a la formación es ocasionado por muchos factores, y puede ocurrir desde el

momento en que la formación es penetrada durante la perforación o en cualquier

momento durante la vida productiva del pozo.

Para seleccionar un tratamiento que solucionen estos problemas que han afectado la

permeabilidad original de la arena se debe saber exactamente cuál es el daño que

tenemos en la formación y cuáles son sus efectos, para esto el daño de formación se lo

clasifica en tres tipos, de acuerdo a la gravedad del daño y esto es por la profundidad a

la que ocurra, desde la cara del pozo, y son:

Daño somero o en el pozo, el cual ocurre de 0 a 2 pies.

Daño de penetración moderada, ocurrido de 2 a 12 pies y

Daño profundo, el cual se da a una profundidad >12 pies.

3.6.1 DAÑO SOMERO DE FORMACIÓN

El daño somero ocurre comúnmente durante la perforación de pozos nuevos y las

operaciones de rehabilitación. El daño somero o muy cerca del pozo se puede

categorizar atribuyéndolo a lo siguiente:

1. Revoque

2. Sólidos bombeados al pozo

a. Agua de inyección

b. Depósitos en la tubería de producción o de revestimiento

42

3. Incrustaciones

4. Filtrados de cemento

3.6.1.1 REVOQUE

El revoque se forma cuando el lodo de perforación y otros sólidos invaden la formación

y crean un cilindro de poca permeabilidad alrededor del hoyo, reduciendo así el caudal

de fluido y gas hacia el pozo.

Este tipo de daño se forma en la cara de la formación y está constituido principalmente

por partículas de sólidos de los fluidos de perforación, llegando incluso algunas veces a

penetrar la formación, tapando los poros y las fracturas del sistema.

La profundidad de penetración es difícil de determinar, pero en general los sólidos no

penetran más de unos cuantas pulgadas, mientras que los fluidos de perforación

penetran más en la formación, la cual varía de acuerdo a la porosidad de la formación,

siendo esta en un orden de 1 ó 2 pies, hasta 7 u 8 pies.

Esta pérdida de lodo durante la perforación se da a causa de varios factores, tales como

el tiempo de contacto del fluido de perforación en la formación, por las propiedades del

fluido de perforación, y por las características de la formación.

Lo que ocurre para que se provoque este daño de formación es que antes de perforar el

pozo, el yacimiento se encuentra en equilibrio con sus propios fluidos. Como el filtrado

43

de los lodos de perforación es generalmente una especie de base de agua dulce distinta a

los fluidos de la formación, se perturba este equilibrio y se produce una adhesión de los

fluidos de perforación en las arcillas.

3.6.1.2 SOLIDOS BOMBEADOS AL POZO

Los sólidos que se bombean al pozo a través del sistema de inyección de agua ocasionan

un daño somero cuando no se emplean métodos de filtración, y se introducen fluidos

para rehabilitación sin filtrar, o sueltan las incrustaciones de la tubería de producción o

de revestimiento durante los trabajos de limpieza.

3.6.1.3 INCRUSTACIONES

Las incrustaciones son depositadas generalmente por aguas que atraviesan la tubería de

producción, revestimiento, equipo de producción, líneas de flujo, orificios de cañoneo,

matrices de la formación, y fracturas de la formación.

Estas deposiciones provenientes de la formación ocurren normalmente cuando se

disuelven grandes concentraciones de químicos en el agua y empiezan a precipitarse de

la solución para formar pequeños cristales, también cuando las aguas de composición

incompatible se mezclan en solución, además cuando ocurren cambios de temperaturas

y presiones del agua, y cuando ocurre evaporación.

Las incrustaciones más comunes son los carbonatos y sulfatos de calcio, estroncio y

bario. Otros depósitos que ocasionan problemas provienen del óxido de hierro, sulfuro

44

de hierro, sílice, sal y varias combinaciones de estos depósitos. Los hidrocarburos

parafínicos, que son los más problemáticos, están compuestos principalmente por

hidrocarburos de cadena larga.

3.6.1.3.1 PROCEDIMIENTO DE REMOCIÓN TÍPICO DE INCRUSTACIONES

1. Bombear un solvente como kerosén o un solvente aromático (xileno) para limpiar y

disolver los depósitos de sólidos orgánicos tales como parafina y residuos asfálticos.

2. Distribuir el solvente removedor de yeso por la incrustación de sulfato de calcio y

dejar en contacto con la incrustación durante 16 a 24 horas.

Nota: Detrás de la solución de tratamiento se puede utilizar un tapón de petróleo limpio

para reducir la posibilidad de que el fluido de desplazamiento irrumpa y contamine la

última porción de solvente.

3. Limpiar el solvente de yeso del pozo, y remover con ácido clorhídrico o ácido

acético las incrustaciones convertidas.

3.6.1.3.2 LOS PROCEDIMIENTOS TÍPICOS PARA PREVENIR LAS

INCRUSTACIONES EN EL CAMPO PETROLERO SON LOS SIGUIENTES:

1. Inhibir las incrustaciones con una mezcla química de ésteres fosfáticos orgánicos y

fosfonatos.

a. Prelavar con 10 a 20 barriles de salmuera liviana (2% KCl).

45

b. Inyectar una solución inhibidora de incrustaciones (un tambor por intervalo de 30

pies). Diluir cada tambor de inhibidor con aproximadamente 445 galones (10,5

barriles) de salmuera liviana.

c. Sobrelavar con 100 barriles de agua.

d. Cerrar el pozo durante 24 horas.

e. Volver a poner el pozo en producción.

2. Inhibir las incrustaciones con polímeros:

a. Acidificar la formación con 100 a 500 barriles de ácido HCl inhibido.

b. Bombear una solución inhibidora de incrustaciones consistente en 40 barriles de

agua dulce, 100 galones de HCl inhibido al 15%, tres tambores de inhibidor y 400

libras de cloruro de calcio.

c. Sobrelavar con 100 a 200 barriles de agua producida limpia.

d. Cerrar el pozo durante 24 horas.

3.6.1.4 FILTRADO DE CEMENTO

Los filtrados de cemento, son fluidos perdidos por las lechadas de cemento, las que

pueden formar precipitados con el agua de la formación, las cuales ocasionan bloqueo

por agua, o dañar e hinchar las arcillas.

46

3.6.2 DAÑOS DE PENETRACIÓN MODERADA

El daño de penetración moderada es más difícil y costoso de corregir que el daño

somero. Este tipo de daño es provocado por bloqueos por agua, desarrollo de bacterias,

re-precipitación de compuestos de fluoruro y hierro durante los tratamientos de ácido,

emulsiones, y liberación y migración de finos insolubles en ácidos.

3.6.3 DAÑO PROFUNDO

En ocasiones, el daño somero o el daño de penetración moderada pueden extenderse a

una distancia de más de 12 pies desde la cara del pozo lo que se conoce como daño

profundo, donde el tratamiento de fracturamiento es en general el medio más eficaz de

restablecer la conductividad de flujo en el pozo.

Los tratamientos de fracturamiento diseñados para producir fracturas cortas y anchas, y

los tratamientos de minifracturamiento están diseñados para recuperar la productividad

o inyectividad de aquellos pozos donde se sospecha que existe un daño profundo.

47

CAPÍTULO IV

4. CARACTERISTICAS DEL POZO SELECCIONADO PARA EL ESTUDIO

(POZO MONO-09)

El pozo seleccionado pertenece al campo Mono del bloque 7 ubicado en la provincia de

Orellana en el oriente ecuatoriano, actualmente operado por PETROAMAZONAS

desde el 16 de agosto del 2010 después de haberse dado como terminado el contrato con

la operadora de origen Francés Perenco Ecuador.

FIGURA 8

CAMPOS EXISTENTES EN EL BLOQUE 7



48

Este pozo produce un crudo de 27,7ºAPI el cual según la clasificación API se lo

considera un crudo mediano o medio, tiene un corte de agua del 10% y una producción

de petróleo de 112 BPPD.

A continuación tenemos un resumen del resto de datos de producción del pozo:

TABLA 1

DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO

ULTIMA PRODUCCIÓN TOTAL

(BFPD)

824 Bls

ULTIMA PRODUCCIÓN DE

PETRÓLEO (BPPD)

108 Bls

API 27,7

PRESIÓN DE RESERVORIO (Pr) 3500 Psi

PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE

(Pwf)

450 Psi

PRESIÓN DE CABEZA (Pc) 100 Psi

Fuente: Petroamazonas EP.


En su configuración tenemos un casing superficial de 10 ¾” de diámetro, con un peso

de 45.5 lb/ft y con un grado de tubería K-55 asentado a una profundidad de 2603´,

además un casing de producción de 7” de diámetro, con un peso de 26 lb/ft y un grado

de tubería N-80 asentado a una profundidad de 10637´ la cual es la profundidad total

medida a la cual se perforó el pozo.

49

En su completación en cambio tenemos una tubería de producción de 3 ½”, usando 334

juntas equivalente a una profundidad de 10305.02´, un packer de 7”x 2 7/8” el cual se

encuentra aislando Hollín principal de la arena U asentado a una profundidad de

10398.51´, una camisa deslizable se 3 ½ ”x 2.81” asentada 10326.44´ desde la

superficie, y un NO-GO de 3 ½ ” x 2.75” a 10359,25´, además como parte de la

completación encontramos en este pozo un sistema de levantamiento artificial

hidráulico tipo Jet para ayudar a la producción del petróleo hasta la superficie.

FIGURA 9

DIAGRAMA DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO.


Realizado por: Diego Muñoz.

50

4.1 GENERALIDADESDE LA FORMACIÓN HOLLÍN PRINCIPAL DE LA

CUAL PRODUCE EL POZO MONO-09 SOMETIDO AL ESTUDIO

La zona de la cual produce el pozo seleccionado para el estudio es la zona de Hollín

principal la cual según Marco Rivadeneira y otros en su libro: La cuenca oriente:

Geología y petróleo “Pertenece a la edad cretácica y está compuesta principalmente por

arenisca y lutita fluvial entrelazada depositada sobre una superficie erosionada de

material volcánico del jurásico y sobrepuesta por una sección de origen marino de la

arena adyacente Hollín Superior” (47). Esta formación se encuentra formada por tres

secciones que son: Relleno de valle, planicie entrelazada y planicie de costa.

La sección de relleno de valle es la parte más inferior de esta formación la cual tiene un

espesor variable de entre 0 a 125 pies, conformada por una mezcla de depósitos de

lutitas y arenas apiladas de ríos y deltas los cuales rellenan la superficie volcnicas del

período jurásico.

La sección de planicie entrelazada conforma la mayor parte de la formación Hollín

principal, la cual tiene un espesor de 25 a 450 pies y se encuentra formada por

apilamientos de arena y arenisca de canales entrelazados con poca presencia de lutitas,

además posee restos carbonaceos diseminados los cuales causan graves daños de la

formación la provocar escala en la misma además que causan alteraciones en las

respuestas del rayo gamma al registrar una arena relativamente arcillosa en vez de la

típica de alta porosidad que generalmente posee Hollín principal.

51

La sección de planicie de costa puede alcanzar hasta un espesor de hasta 50 pies, sin

embargo esta sección no siempre se encuentra presente, además cabe recalcar que posee

depósitos de baja energía como por ejemplo restos de arenas fluviales sinuosa y deltaica

y looditas, además de existir mayor presencia de lutitas que en la planicie entrelazada.

FIGURA 10

GEOLOGÍA DE LA FORMACIÓN HOLLIN



4.2 PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SELECCIONADO

El pozo sometido a estudio tiene un daño de formación de tipo penetración moderada

ya que se encuentra a 7,5 pies desde la matriz de la formación hasta las paredes del

pozo, siendo este daño según el manual de estimulación de BjServicesconsiderado

como de penetración moderada, ocasionado a causa de la presencia de escalas de

carbonato (CaCO3) presente en la formación, por el gran contenido de restos

carbonaceos acumulados y a la gran cantidad de agua de tipo salina presente en la

formación Hollín principal y por consiguiente no solo presenta taponamiento solamente

52

en la formación sino también presenta problemas de taponamiento a nivel de las

perforación y tubing lo cual ha causado una caída de la producción muy notable del

pozo.

A continuación se presenta la curva de declinación de producción del pozo:

GRÁFICA 2

CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN



De igual manera a continuación se presentan los datos de producción del pozo donde se

puede apreciar cuantitativamente la caída de producción que experimenta el pozo, desde

el período 2008.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

14

-11

-20

07

1-6

-20

08

18

-12

-20

08

6-7

-20

09

22

-1-2

01

0

10

-8-2

01

0

26

-2-2

01

1

DECLINACION DE PRODUCCION POZO MONO 09 bfpd

53

TABLA 2

DATOS DE DECLINACIÓN PRODUCCIÓN PROMEDIA MENSUAL DEL

POZO EN EL PERÍODO 2008-2010

FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES

18/06/2008 1208 266

24/06/2008 1210 266

31/07/2008 1194 263

13/08/2008 1211 266

17/08/2008 1200 264

22/08/2008 1194 263

30/08/2008 1193 262

06/09/2008 1193 262

29/09/2008 1150 253

02/10/2008 1149 253

07/10/2008 1135 250

21/10/2008 1145 252

25/12/2008 1087 239

27/12/2008 1082 238

04/01/2009 1092 240

08/01/2009 1097 241

14/01/2009 1086 239

19/01/2009 1090 240

25/01/2009 1085 239

09/02/2009 1102 242

18/02/2009 1102 242

27/02/2009 1099 242

09/03/2009 1080 238

13/03/2009 1059 233

21/03/2009 1080 227

26/03/2009 1086 228

05/04/2009 1080 227

26/04/2009 1083 211

25/06/2009 1044 204

03/07/2009 1042 203

07/07/2009 1040 203

10/07/2009 1042 203

22/07/2009 1038 175



54

CONTINUACIÓN TABLA 2




04/10/2009 977 176

10/10/2009 995 179

19/10/2009 984 177

23/10/2009 982 177

30/10/2009 984 177

04/11/2009 988 178

10/11/2009 976 176

20/11/2009 986 177

24/11/2009 984 177

01/12/2009 994 179

05/12/2009 964 176

09/12/2009 980 177

21/12/2009 970 175

02/01/2010 964 174

14/01/2010 973 175

08/02/2010 969 174 En estos intervalos se realizo

02/03/2010 925 26 un build up el cual dio como

03/03/2010 753 80 resultado la precencia de escala

04/03/2010 794 105

05/03/2010 823 123

06/03/2010 829 135

07/03/2010 846 135

21/03/2010 890 133

28/03/2010 896 134

04/04/2010 910 136

10/04/2010 898 135

23/04/2010 883 132

30/04/2010 885 133

03/05/2010 888 133

10/05/2010 893 134

23/05/2010 875 131

04/06/2010 864 130

12/06/2010 861 129



55

CONTINUACIÓN TABLA 2



FECHA BFPD BPPD OBSERVACIONES.

12/06/2010 861 129

25/06/2010 843 126

04/07/2010 846 127

14/07/2010 837 126

20/07/2010 824 124

05/08/2010 831 124

19/08/2010 838 129

02/09/2010 817 124

24/09/2010 834 123

02/10/2010 817 120

12/10/2010 826 121

22/10/2010 825 120

26/10/2010 824 126

16/11/2010 828 122

25/11/2010 836 122

03/12/2010 830 121

06/12/2010 824 120

11/12/2010 804 117

15/12/2010 802 116

01/01/2011 824 108



4.3. APLICACIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO

MONO-09

El tratamiento consiste básicamente en una limpieza ácida utilizando un sistema

coiledtubing junto con una bomba tipo jet, con el fin de remover eficazmente el

taponamiento en las perforaciones del casing y los taponamientos en el tubing, y

posteriormente de la formación.

56

Cabe recalcar que con el fin de evitar posibles daños en la matriz de la formación, luego

de realizar las pruebas de inyectivilidad se determinó que durante la estumulación se

deberá comenzar a forzar a la formación a un caudal de 0.5 BPM a 2000 Psi de presión,

además estos resultados demuestran que la formación efectivamente se encuentra

taponada y que ha perdido su permeabilidad debido a la alta resistencia que presenta la

formación a la inyección de fluidos.

4.4. EXPLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO.

A continuación se detalla el procedimiento realizado y las mezclas aplicadas de

químicos y ácidos.

4.4.1- PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DEL EQUIPO.

1. Mover Unidad de CoiledTubing, Unidad de bombeo, tanque para mezcla y químicos

a la locación del pozo.

2. Determinar el programa de trabajo, el cual consiste en revisar el volumen de mezcla

del sistema y los químicos y fluidos a bombear.

3. Realizar reunión de seguridad con todo el personal en locación.

4. Preparar pozo para ser intervenido con unidad de CoiledTubing:

a. Reversar Bomba jet

b. Mantener la camisa de circulación abierta.

57

5. Armar unidad de CoiledTubing y probar realizando pruebas de presión a líneas de

superficie con 6,000 psi y PT-1 con 3,000 psi

6. Armar el siguiente BHA 1-11/16”: Conector Cuñas Internas, Doble válvula check,

desconector hidráulico y JetBLASTER (Driftslimy dos jets laterales de 0.125”).

RealizarPull Test al conector con 15,000 lbs.

7. Acoplar Cabeza Inyectora sobre BOP y realizar prueba de presión PT-2 con 3,000

psi.

8. Cambiar de fluido del CoiledTubing en superficie por Diesel proporcionado por el

cliente (capacidad CoiledTubing = 22.9 bbl). Realizar el set-up del sistema de

adquisición y activar el sistema de seguridad Coil SABER.

9. Iniciar a bajar lentamente el CoiledTubing hasta pasar las restricciones del cabezal

del pozo a una velocidad no mayor a 20 ft/min.

10. Bajar el CoiledTubing hasta 10,322.5 ft (camisa deslizable) a una velocidad no

mayor a 80 ft/min realizando pull test y romper circulación cada 3,000 ft.

4.4.2- LIMPIEZA DEL TUBING Y DE LAS PERFORACIONES DEL CASING.

11. Preparación de la siguiente mezcla para la limpieza del Tubing y de los perforados:

58

TABLA 3

MEZCLA PARA LIMPIEZA DE TIBING Y PERFORACIONES (ADEMAS DE

REMOVER POSIBLES INCRUSTACIONES EN LA CAMISA DESLIZABLE Y

NOGO).

DESCRIPCIÓN. VOLUMEN.

Agua fresca 585 gal

Cloruro de amonio 54 libras

Inhibidor de corrosión 2 gal

Ácido acético 56 gal

Agente quelante 42 libras

Surfactante 1 gal

Demulsificante 3 gal

Total: 646,8 galones = 15,4 barriles



12. Con retornos abiertos, bombear 15.4 bbl para limpieza del tubing y perforaciones de

Ácido Acético hacia la punta del CoiledTubing, desplazándolo con diesel.

13. Con el CoiledTubing frente a la camisa 10,322.52 ft (o en el tope de las

obstrucciones), iniciar el bombeo a un caudal de 0.8 BPM. En caso de encontrar grandes

obstrucciones bombear 1 bbl de ácido y esperar 10 minutos para que reaccione.

Nota: No aplicar más de 1,500 lbf de peso sobre la herramienta mientras se bombea y

no más de 3,000 lbf sin bombear.

59

14. En caso de no encontrar obstrucciones, mover el CoiledTubing a lo largo del tubing

realizando 2 pasadas desde 10,322.5 ft (camisa deslizable) a 10,410.1 ft (Bell Nipple)

moviéndolo a una velocidad de 15 ft/min a 0.8 BPM. (Volumen a bombearse = 9.4

bbls). Procurar limpiar depósitos de las camisas y NO-GO.

15. Terminada esta etapa de limpieza del tubing, continuar con la limpieza de la

Formación “Hollin principal”

16. Bajar el CoiledTubing hasta 10,490 ft. (Hasta el fin de las perforaciones) y bombear

la siguiente secuencia de fluidos conlos retornos abiertos en superficie.

17. Realizar 2 pasadas desde 10,490 ft. hasta 10,434 ft (comienzo de las perforaciones)

bombeando a 0.8 BPM y moviendo el CoiledTubing a 15 fpm. La cantidad de ácido

acético necesario para tal efecto es igual a 6 bbls.

18. Bajar nuevamente el CoiledTubing hasta 10,490 ft y realizar fondos arriba

bombeando diesel a 1 bpmmientras se inyecta en reversa fluido motriz del

sistemaPowerOil a un caudal de 3 bpmcon la finalidad de mejorar la circulación de

sólidos en suspensión. Bombear en total 28 bbl de diesel por el CoiledTubing y 84 bbl

de fluido motriz.

60

4.4.3- ESTIMULACIÓN DE LA FORMACIÓN

19. Una vez removidas las impurezas de la tubería y perforaciones y luego de circular

todos los sólidos removidos se procede a la estimulación de la formación, para lo cual

se realizan las siguientes mezclas:

TABLA 4

MEZCLA DEL COLCHÓN LIMPIADOR

DESCRIPCIÓN VOLUMEN

Xileno 240 gal

Solvente mutual 30gal


Total: 210galones = 5 barriles



61

TABLA 5

MEZCLA PARA LA REMOCIÓN DE ESCALA EN LA MATRIZ DE LA

FORMACIÓN (ÁCIDO ACÉTICO)

DESCRIPCIÓN VOLUMEN

Agua fresca 378gal

Cloruro de amónio 37lbs

Inhibidor de corrosión 1 gal


Agente quelante 29 lbs

Surfactante 1 gal

Demulsificante 2 gal

Total: 450 gal = 10,7 barriles



20. Colocar el CoiledTubing en el último perforado el cual se encuentra a 10,490 ft y

bombear la siguiente secuencia de fluidos con los retornos abiertos en superficie:

TABLA 6

SECUENCIA DE BOMBEO DE FLUIDOS EN LA ESTIMULACIÓN

ETAPA FLUIDO SISTEMA VOLUM

EN(Bls)

CAUDAL

(Bls/min)

1 Preflujo de ácido Colchón limpiado 5.0 0.50

2 Tratamiento

principal

Ácido acético 10.7 0.50

3 Desplazamiento Agua de

formación

22.9 0.50



62

21. Cuando el CleanSweep llegue a la punta del CoiledTubing, parar el bombeo, cerrar

retornos e iniciar a forzar a la formación los 5 bls de Colchon limpiador y 10.7 bbl de

AcidoAcetico bombeando a un caudal de 0.5 bpm. Presión máxima de cabeza 2,000 psi

(presión a ser discutida con el cliente en locación). Esto mientras se mueve el

CoiledTubing entre la zona perforada de 10,434 ft a 10,490 ft a una velocidad de 5

ft/min.

22. Continuar reciprocando el CoiledTubing moviéndolo desde 10,434 ft a 10,490 ft a

una velocidad de 5 ft/min

NOTA: No sobrepasar 2,000 psi en cabeza. Durante el bombeo, si la presión tiende a

sobrepasar los 2,000 psi, parar el bombeo y dejar caer la presión hasta 600 psi antes de

reanudar el bombeo, repetir este procedimiento hasta completar los 22.9 bbl de Agua de

Producción correspondientes a la capacidad del CoiledTubing.

23. Parar el bombeo y monitorear la caída de presión hasta tener cero (0) psi en el

casing y tubing o hasta tener una presión constante (<100 psi) por más de 30 minutos.

24. Sacar CoiledTubing a superficie y dar por terminadas las operaciones.

25. Poner a producir el pozo.

63

4.5. RESULTADOS DEL PROCEDIMIENTO

La estimulación de la formación mediante limpieza ácida resulto exitoso y factible ya

que el daño de la formación fue removido con éxito ya que las presiones del pozo y la

producción incremento luego de haber sido aplicado el proceso, para esto a

continuación se presenta una tabla de resultados donde se pueden comparar los datos de

producción antes y después de la estimulación, de la misma manera se presentará la

curva de producción del pozo donde se nota claramente el incremento de la misma y

finalmente tendremos la tabla de datos de producción donde se aprecia

cuantitativamente el incremento de la producción.

TABLA 7

RESULTADOS DEL ESTUDIO (DATOS DE PRODUCCIÓN)

ULTIMA PRODUCCIÓN TOTAL (BFPD) 824 Bls

ULTIMA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD) 108 Bls

API 27,7


PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pwf) 450 Psi

PRESIÓN DE CABEZA (Pc) 100 Psi

PRODUCCIÓN PROMEDIA TOTAL ACTUAL

(BFPD)

1305 Bls

PRODUCCIÓN ACTUAL DE PETRÓLEO

(BPPD)

184Bls

API 27,7


PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pfw) 713 Psi



DATOS DE PRODUCCIÓN ANTES DE LA ACIDIFICACIÓN.

DATOS DE PRODUCCION DESPUES DE LA ACIDIFICACIÓN

64

GRÁFICA 3

CURVA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

10

/08

/20

10

29

/09

/20

10

18

/11

/20

10

07

/01

/20

11

26

/02

/20

11

17

/04

/20

11

06

/06

/20

11

26

/07

/20

11

CURVA DE PRODUCCIÓN POZO MONO 09

BFPD BPPD

65

TABLA 8

DATOS DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SOMETIDO AL

ESTUDIO


02/09/2010 817 124

24/09/2010 834 123

02/10/2010 817 120

12/10/2010 826 121

22/10/2010 825 120

26/10/2010 824 126

16/11/2010 828 122

25/11/2010 836 122

03/12/2010 830 121

06/12/2010 824 120

11/12/2010 804 117

15/12/2010 802 116 En este intervalo se

01/01/2011 765 108 realizó la limpieza ácida

01/02/2011 620 41

25/02/2011 1119 146

26/02/2011 1157 148

27/02/2011 1174 150

02/03/2011 1207 172

04/03/2011 1376 191

05/03/2011 1317 228

18/03/2011 1324 216

27/03/2011 1350 203

28/03/2011 1335 201

04/04/2011 1333 202

28/04/2011 1310 197

21/06/2011 1306 195

01/07/2011 1296 181

10/07/2011 1305 184



En esta tabla se pueden apreciar los datos de producción del pozo donde luego de la

estimulación en el primer mes del año 2011 la producción incrementa rápidamente hasta

66

que se estabiliza en una producción similar a la que tenía antes de que se comience a

generarse el daño de formación.

4.6. CARACTERISTICAS DEL POZO SACHA-123

El pozo Sacha-123 el cual pertenece al campo Sacha, ubicado en la provincia de

Orellana en el cantón Joya de los Sachas, el cual fue descubierto y perforado en el año

de 1891 por la compañía Texaco y actualmente se encuentra operado por la compañía

de economía mixta Río Napo.

Este pozo fue sometido a una operación similar al pozo Mono-09 (sujeto de estudio),

por lo que se realizará una comparación de los resultados de los procesos en los dos

pozos.

FIGURA 11

UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA.

Fuente: BjServices

Realizad por: Diego Muñoz R.

67

Este pozo produce un petróleo de 27,7º API, siendo este considerado como un crudo

mediano, un corte de agua del 1%, una porosidad del 18% y una permeabilidad

estimada de aproximadamente 145 milidarcys, a continuación además se muestran

losdatos más importantes de producción del pozo como son sus presiones y los últimos

datos de producción que produjo el pozo antes de la estimulación.

TABLA 9

DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO.

ULTIMA PROD. DE FLUIDO 216 BFPD

ULTIMA PROD. DE PETRÓLEO 214 BOPD

PRESION ESTÁTICA (Ps) 1001 Psi

PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE

(PWF)

736 Psi

Fuente: BjServices.


En su configuración se tiene un casing superficial de 10 ¾ de pulgada, el cual se

encuentra asentado a una profundidad de 2494 ft y un casing de producción de 7

pulgadas asentado a una profundidad de 9950 ft, siendo la profundidad total del pozo de

9980 ft.

En su completaciónencambio se tiene un tubing de 3 ½” hasta una profundidad

aproximada de 9131 ft, luego se encuentra un crossover de 3 ½” x 2 7/8” el cual tiene

como función unir a una cavidad de 2 7/8, luego encontramos una empaquetadura la

cual es de 7”OD y de 2 7/8”ID a uan profundidad de 9248 ft, profundidad en la cual

68

empieza la formación Napo, más abajo tenemos tubing de 2 7/8, seguido de una camisa

deslizable de 2 3/8”, hasta llegar a una empacadora de 7”OD y de 2 7/8”ID la cual aísla

la formación Hollín de la formación Napo.

FIGURA 12

COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA 123

Fuente: BjServices.


69

4.7. GENERALIDADES DE LA FORMACIÓN NAPO DE LA CUAL PRODUCE

EL POZO SACHA-123

La formación Napo contiene las zonas de Arenisca “U” (zona de la cual produce el pozo

Sacha-123) y Arenisca “T” que son importantes horizontes reservorios de petróleo.

Litológicamente comprenden areniscas cuarzosas, saturadas de hidrocarburos, de grano

medio a fino, subangular a subredondeada, intercalada de lutitas y algo de calizas.

4.7.1. ARENIZCA “U”

Es una arenisca predominantemente caolinítica y cemento silíceo, de granos muy finos a

medios sub – redondeados usualmente grises, tiene una porosidad de alrededor de 17%,

con una permeabilidad de 100 mD, una salinidad de 35000 a 65000 ppm de Cl.

Se encuentra ubicada a 8530 ft, y su espesor varía de 20 a 60 ft, teniendo una presión de

saturación de 1050 psia para U Superior y de 1170 psia para U Inferior, un GOR de

producción de 270 y 240 scf/STB respectivamente, un API promedio de 27º para “U”

Superior y 23º para U Inferior, una viscosidad de 1.5 cP a condiciones de presión de

burbuja, 211º F y 218º F de temperatura de yacimiento respectivamente para “U”

Superior y “U” Inferior.

Su parte superior son principalmente glauconíticas y arcillosas, más continuas que las

areniscas de la T y por lo tanto éstas se convierten en una de las más importantes zonas

de producción en menor proporción que la formación Hollín.

70

4.7.2. ARENISCA “T”

Es una arenisca cuarzosa que presenta estratificación cruzada e incrustaciones de lutita

con glauconita, de matriz caolinítica y a veces clorítica y cemento calcáreo, grano fino a

medio bien clasificados sub – angulares y sub – redondeados, tiene una porosidad de

alrededor de 18%, una permeabilidad de 200 mD, una salinidad de 6500 a 25000 ppm

de Cl.

Se encuentra ubicada a 8765 ft, con un espesor que varía de 20 a 44 ft. Una presión de

saturación de 1310 psia, un GOR de producción de 436 scf/STB, un API promedio de

30º, una viscosidad de 0.9cP a condiciones de presión de burbuja y 216º F de

temperatura de yacimiento. Limita inmediatamente a esta arenisca una caliza

denominada Caliza B, con un espesor que varía de 15 a 30 ft., varia de color gris a café

comúnmente arcillosa y glauconítica y por encima de la Caliza B se presenta unalutita

gris oscura a negra, no calcárea.

71

FIGURA 13

ESTRATIGRAFIA DE LA FORMACIÓN NAPO

Fuente: BjServices.

Realizado por: Diego Muñoz.

72

4.8. PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DEL POZO SACHA-123

El pozo Sacha-123 tiene problema de taponamiento de la formación por lo que se ha

producido una caída paulatina de la producción de petróleo ya que este taponamiento se

encuentra a 3 pies desde la matriz de la formación hasta las paredes del pozo, la cual

según Manual de estimulación de BjServices este pozo tiene un daño de tipo

penetración moderada.

A continuación se presenta la curva de producción del pozo Sacha-123, donde se

aprecia la declinación de la misma a causa de la disminución de la permeabilidad, por el

taponamiento de la formación por la acumulación de escalas de carbonatos.

GRÁFICA 04

CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN SACHA-123

Fuente: BjServices.


200

250

300

350

400

450

500

21

-07

-10

10

-08

-10

30

-08

-10

19

-09

-10

09

-10

-10

29

-10

-10

18

-11

-10

08

-12

-10

VO

LUM

EN

FEC

HA

CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO SACHA-123

BBPD

BPPD

73

De la misma manera se presentan los datos de producción donde se puede comparar

numéricamente la caída de producción que experimenta el pozo, tanto de la producción

total de fluido, así como de petróleo producido.

TABLA 10

DATOS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN SACHA-123


09/08/2010 455 448

12/08/2010 440 433

20/08/2010 428 422

04/09/2010 416 410

10/09/2010 399 393

18/09/2010 380 374

20/09/2010 385 379

25/09/2010 380 374

04/10/2010 359 350

09/10/2010 371 363

15/10/2010 370 362

20/10/2010 355 347

01/11/2010 345 337

07/11/2010 331 324

08/11/2010 328 321

09/11/2010 289 282

10/11/2010 285 278

11/11/2010 271 264

12/11/2010 251 244

13/11/2010 245 238

14/11/2010 236 229

15/11/2010 236 229

16/11/2010 234 230

17/11/2010 223 218

18/11/2010 222 217

19/11/2010 216 214

Fuente: BjServices


74

4.9. APLICASIÓN DEL PROCESO DE ACIDIFICACIÓN EN EL POZO

SACHA-123

El tratamiento consiste en una limpieza ácida utilizando un sistema coiledtubing junto

con un camión bomba, con el fin de remover el taponamiento de las perforaciones del

casing y los taponamientos en el tubing y las posibles incrustaciones de la camisa

deslizable, una vez cumplido este primer objetivo se realizara la estimulación de la

formación, la cual según la prueba de inyectabilidad se la empezará a forzarla a un

caudal de 0,5 Bpm a una presión de ±3200 Psi.

4.9.1. EXPLICASIÓN DEL PROCESO

A continuación se explican las actividades que se realizaron durante la estimulación a la

Arena “U” en el pozo Sacha-123.

1.- Arribo a la locación del personal encargado de la operación y del equipo utilizado en

la operación.

2.- Tiempo de espera: Slick line sacando bomba y standing valve.

3.- Reunión de seguridad y operacional.

75

4.- Ubicación de unidades y Rig up de equipos (ensamblaje del equipo el cual consta en

preparar el equipo para la operación por ejemplo: armar y realizar las conexiones de las

tuberías (líneas) del camión bomba al coiledtubing, armar el BHA del coiledtubing, etc).

5.- Pruebas de presión de líneas con 300 Psi y del BOP a 4000 Psi.

6.- Pruebas de tensióncon 10500 a 5 min.

7.- Prueba de herramienta vortex

8.- Preparación de mezclas a ser utilizadas en el preceso, utilizando el camión bomba,

las cuales son las siguientes:

76

9.- Bajando tubería, (bombeando agua tratada).

10.- Se realiza un pull test bajando 10500 lb y subiendo 5200lb, luego se lo repite a

9200lby subiendo a 18000lb y finalmente a 12300lb bajando y subiendo 24000 lb.

11.- Se bombea el solvente a un caudal de 0.5 Bpm a una presión de 3200 Psi.

12.- Se bombea el preflujo ácido a un caudal de 0.7 Bpm a una presión de 2500 Psi.

13.- Posteriormente se bombea el BJ SAND STONE ACID al 4.5%.

14.- Posteriormente se bombea el colchón de ácido orgánico.

15.- Y para terminar se bombea el fluido de desplazamiento NH4CL.

16. Se saca la tubería a la superficie.

17.- Una vez la tubería en la superficie se realiza el RIG DOWN DE EQUIPOS.

77

GRÁFICA 05

SECUENCIA DE BOMBEO

Fuente: Bj Services.


78

4.9.2. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA OPERACIÓN.

UNIDAD COILED TUBING

CAMIÓN BOMBA

PLATAFORMA DE QUIMICOS

FIGURA 14

DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS EN LA LOCACIÓN.

Fuente: BjServices.


A continuación se muestra la configuración del BHA de la unidad coiledtubing la cual

es de tubería flexible de 1 1/2 OD, conector interno roll-onel cual es un conector el cual

QUIMICOS

79

permite una conexión segura entre la tubería flexible del coiledtubing y la flappervalve

la cual tiene las características y la función de una válvula check posteriormente un sub

de circulación, disco de ruptura, y finalmente una bomba tipo jet.

FIGURA 15

DESCRIPCIÓN DEL BHA DE LA UNIDAD COILED TUBING

Fuente: BjServices.


4.9.3. RESULTADOS DEL PROCESO

El proceso aplicado en el pozo Sacha-123 tuvo éxito ya que se produjo un incremento

muy notable en la producción de petróleo y de fluido total producido, además se obtuvo

80

un incremento las presiones del pozo, por lo se concluye en que el daño de formación

que tenía la formación fue removido exitosamente si ocasionar ningún daño secundario

en la misma.

A continuación se presenta un cuadro de tatos de producción donde se muestran los

incrementos en las presiones y en los volúmenes producidos.

TABLA 11

RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN EL POZO SACHA-123

ULTIMA PRODUCCIÓN TOTAL (BFPD) 216Bls

ULTIMA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD) 214Bls


PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pwf) 736 Psi

PRODUCCIÓN PROMEDIA TOTAL ACTUAL

(BFPD)

487Bls

PRODUCCIÓN ACTUAL DE PETRÓLEO

(BPPD)

479Bls


PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pfw) 1659 Psi

Fuente: BjService.


A continuación se presenta la curva de producción del pozo donde se nota claramente el

incremento en la producción después de la estimulación.

DATOS DE PRODUCCION DESPUES DE LA ACIDIFICACIÓN

DATOS DE PRODUCCIÓN ANTES DE LA ACIDIFICACIÓN.

81

GRÁFICA 06

CURVA DE INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DEL POZO-123 LUEGO DE

SER SOMETIDO A LA ESTIMULACIÓN

Fuente: BjServices.


De la misma manera se puede comparar numérica mente el incremento de producción

que experimento el pozo mediante el análisis de la tabla de datos de producción los

cuales incrementaron su valor justo después de la estimulación presentada a

continuación.

200

250

300

350

400

450

500

21

-7-1

0

10

-8-1

0

30

-8-1

0

19

-9-1

0

9-1

0-1

0

29

-10

-10

18

-11

-10

8-1

2-1

0

28

-12

-10

17

-1-1

1

6-2

-11

VO

LUM

EN

FEC

HA

EVALUACIÓN DEL POZO SACHA-123 DESPUES DE LA ESTIMULACIÓN

BFPD

BPPD

82

TABLA 12

EVALUACIÓN DEL POZO SACHA-123, LUEGO DEL PROCESO DE

ESTIMULACIÓN


09/11/2010 289 282

10/11/2010 285 278

11/11/2010 271 264

12/11/2010 251 244

13/11/2010 245 238

14/11/2010 236 229

15/11/2010 236 229

16/11/2010 234 230

17/11/2010 223 218

18/11/2010 222 217

19/11/2010 216 214

26/11/2010 0 0

26 Nov. Estimulación por

BjServices.

29/11/2010 0 0

30/11/2010 454 450

02/12/2010 459 455

31/12/2010 465 462

10/01/2011 487 480

Fuente: BjService.


4.10. ANÁLISIS COMPARATIVO DE RESULTADOS DE LA OPERACIÓN DE

ACIDIFICACIÓN DEL POZO MONO-09 (OBJETO DE ESTE ESTUDIO) Y

DEL POZO SACHA-123 (SOMETIDO A LA MISMA OPERACIÓN).

Este análisis se lo realiza con el fin de determinar si este proceso fue factible y de igual

manera si es factible aplicarlo en pozos con problemas de baja permeabilidad, por

taponamiento en la matriz de la formacióny de parte del equipo de fondo por diversos

factores tales como, la acumulación de escalas de carbonatos el cual en este caso fue la

83

causa de la caída de producción del pozo sometido al estudio y la misma que fue

removida exitosamente.

TABLA 13

METODO COMPARATIVO DE RESULTADOS ENTRE LA OPERACIÓN DEL

POZO MONO-09 Y EL POZO SACHA-123

PARÁMETROS A SER

COMPARADOS

CASO 1 (OBJETO DE

ESTUDIO)

CASO 2 (OBJETO DE

COMPARACIÓN)

Pozo Mono-09 Pozo Sacha-123

Producción El pozo mostro un

incremento de

aproximadamente 480 bls

La producción incremento

aproximadamente 270 Bls

Presión de reservorio (Pr) La presión del reservorio

incremento

aproximadamente 180 Psi

La Pr incremento

aproximadamente 1255 Psi

Presión de fondo fluyente

(Pwf)

La Pwf incremento unos

260 Psi

La Pwf incremento unos

920 Psi

Fuente: BjServices.


Los datos tanto de producción como de presiones en el proceso de acidificación del

pozo seleccionado para el estudio incrementaron así como también las del pozo

utilizado para el análisis comparativo lo cual demuestra la efectividad del proceso.

COMPARACIÓN ENTRE LOS RESULTADOS

DEL POZO SOMETIDO AL ESTUDIO Y OTRO

POZO SOMETIDO AL MISMO PROCESO

84

4.11. SEGURIDAD PERSONAL Y DE MEDIO AMBIENTE APLICADA EL

LAS OPERACIONES

Con el objetivo de realizar la operación sin incidentes de salud, medio ambiente y

calidad se toman en cuenta lo siguientes parámetros:

4.11.1. MEDIO AMBIENTE

PLASTICO.- Se colocara PLASTICO en el piso de la locación antes de colocar

el transporte de químicos y tanque de mezcla con la finalidad de controlar

fácilmente pequeños derrames evitando así contaminar la locación.

KIT CONTRA DERRAMES.- En locación habrá disponible un Kit Contra

Derrames, con el propósito de mitigar derrames. Este kit esta conformado por:

Palas, tela oleofilica, aserrín, equipo de protección personal (guantes, botas,

mascaras para gases).

NEUTRALIZANTE.- En caso de derrame de ácido, adicional al Kit Contra

derrames, se cuenta con neutralizante (Soda Ash).

4.11.2. SALUD Y SEGURIDAD

En la locación se contó con el siguiente equipo:

1. Equipo de protección personal

Overoles de cuerpo entero

Cobertores impermeables para mezcla dequímicos

85

Guantes de tela y guantes de nitrilo paramezcla de químicos.

Gafas de seguridad

Gafas tipo goggles para mezcla de químicos

Casco de seguridad

Botas puntas de acero.

Botas plásticas punta de acero para mezclade químicos.

Tapones Auditivos en caso de ruido excesivo.

2. Kit de Primeros Auxilios

3. Arnés de seguridad.

4. Cinta de seguridad para delimitar el área de trabajo y restringir acceso a

terceros.

5. Letreros de PELIGRO y ALTA PRESION

6. Extintores contra incendios

7. Vaporimetro para medir la presión de vapor de la mezcla de solventes.

86

CAPÍTULO V

5. CONCLUCIONES

Se concluye en que la limpieza ácida y posterior estimulación de la formación

tuvo factibilidad ya que se logró recuperar la producción de crudo en

aproximadamente un 58%, después de haber sido removidos los taponamientos

que afectaban su permeabilidad y además obstruían parte de su completación de

fondo.

Se concluye, que es de mucha importancia el estudio y conocimiento de los

diferentes métodos de estimulación, con el fin de determinar y seleccionar el

método a aplicarse para así minimizar daños secundarios en la formación.

Se concluye que el proceso de acidificación tuvo resultados positivos y se

demostró su factibilidad ya que después del análisis comparativo realizado, entre

la operación de acidificación en el pozo sometido al estudio y el que se utilizó

como modelo comparativo, se determinó que los datos de producción y las

presiones incrementaron en los dos casos lo que demuestra que los daños de

formación que existían fueron removidos, hasta en un 90%.

87

5.1. RECOMENDACIONES

Se recomienda aplicar procesos de acidificación para estimular pozos con

problemas de perdida de permeabilidad a causa de taponamientos en la

formación por presencia de escalas de carbonatos y/o otras impurezas. Así

también previo a la estimulación, se recomienda una limpieza adecuada de la

completación de fondo, incluyendo la cara de la formación a través de sus

perforaciones.

Se recomienda realizar pruebas de inyectibidad previo a cualquier tratamiento de

estimulación con la finalidad de determinar caudales óptimos de bombeo y

presiones prudentes de inyección, con la finalidad de evitar posibles daños de

formación secundarios como puede ser fracturamientos o inducción de

permeabilidades no deseadas.

Se recomienda al aplicar este tipo de operaciones tomar en cuenta las medidas

de seguridad, tanto personales como medio ambientales necesarias para que se

lleve a cabo sin riesgos y contratiempos.

88

BIBLIOGRAFIA

1. BJServices. (2002). Applied Cementing. Neuquén-Argentina: Training Center.

2. BJServices. (2002). Acidizing Fundamentals. Tomball Texas: Training Center.

3. BJServices. (2009). Electronic Engineering Handbook. Tomball , Texas, USA.

4. BjServices. (2010). Fundamentos de Acidificación. Argentina

5. Dyke, K. V. (1997). A Primer of Oilwell Services, Workover and Completion.

Dallas: Petroleum Extension Service.

6. R, B. (2001). A Primer of Oilwell Drilling. Austin, Texas: Petroleum Extension

Services.

7. Reyes, F. (2005). Petróleo, Amazonía y Capital Natural. Quito: Editrial Pedro

Jorge Vera.

8. Schlumberger. (2006) Curso de reabilitación de pozos. Mexico.

9. Quiroga K. (1991). Pruebas de completación y Reacondicionamiento de Pozos

Petrolíferos. Quito.

10. Rivadeneira, M. (2004). La Cuenca Oriente: Geologia y Petroleo. Quito.

89

GLOSARIO DE TERMINOS

Acidificación: La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico

dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen

aceite, en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación.

Yacimiento: Es un volumen de roca saturada de fluidos ya sean estos

hidrocarburos líquidos, gaseosos o agua.

Ácido: Se define como cualquier compuesto químico que, cuando se disuelve en

agua, produce una solución con una actividad de catión hidronio mayor que el

agua pura, esto es, un pH menor que 7.

Aditivo: Una sustancia química agregada a un producto para mejorar sus

propiedades.

Rocas Areniscas: Roca detrítica compuesta por partículas cuyo tamaño está

comprendido entre 2 mm y 1/16 mm. Estas partículas son mayoritariamente

minerales resistentes a la meteorización (cuarzo principalmente, micas,

feldespatos y óxidos) y fragmentos de rocas. Cuando no están cementadas se

denominan arenas.

90

Rocas Carbonatadas: Roca Carbonatada es aquella que está formada por más

del 50% de minerales carbonatados (aragonito, calcita alta en Mg, calcita baja en

Mg, dolomita, otros).

Cañoneo de Pozos o Perforaciones: El cañoneo es el proceso de crear abertura

a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer

comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas

para hacer este trabajo se llaman cañones.

Estimulación de Pozos: Son aquellos trabajos efectuados en el pozo con el fin

de restaurar o aumentar su producción de hidrocarburos mediante el uso de

algún dispositivo mecánico o mediante el estímulo de la formación que ocasione

el aumento de la permeabilidad, en la misma.

Documents

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL …repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5984/1/44479_1.pdf · estudio de un proceso de acidificaciÓn, en un pozo productor del oriente