1.1.1.1. Volúmenes y aditivos requeridos para el tratamiento.

En el pozo Yuca Sur 14 se trataran 48 pies de formación, con 16% de porosidad.

Usando la ecuación se determinará el volumen de las mezclas que se necesitan

para el tratamiento.

(a) Tratamiento preflujo.

Este solvente base diesel se lo utiliza para disolver trazas de crudo y eliminarlas

de la zona productora, previo la estimulación ácida.

Volumen de tratamiento:

Volumen Preflujo solvente=3,142∗(r 2x−rw2 )∗H∗∅∗7,4806

Volumen Preflujo solvente=3,142∗(2,822−0,32 )∗48∗0,16∗7,4806Volumen Preflujo solvente=1419,25 galones ≈34bbls

Tiempo de inyección del preflujo solvente:

t 1(min)=0,23805V 1

qmáx

t 1(min)=0,23805×1419,25

4=84,4min

Descripción del tratamiento.

Nombre: Preflujo Solvente

Fluido Base: Diesel

Volumen: 1431,38 gal (34 bbls)

Penetración: 2,82 ft @ (0,708 bbls/ft)

Cuadro 26, Aditivos del preflujo solvente.

PREFLUJO SOLVENTE 34 BBLS

ADITIVO FUNCIÓN CONCENTRACION % CANTIDAD TOTAL

DIESEL Removedor de lodos y parafinas

84,5 1217

PARAVAN 25 Removedor de lodos y parafinas

5,1 73

NE-110W Evita la formación de emulsiones

0,4 6

US-40 Solvente Mutuo 10 144FUENTE: BJ-Backer

Elaborado por: Andrea Corrales

(b) Tratamiento preflujo ácido.

Este preflujo ácido es usado para remover el material calcáreo que pueden

generar precipitados de carbonato.

Volumen de tratamiento:

Volumen Preflujo ácido=3,142∗(r2x−rw2 )∗H∗∅∗7,4806

Volumen Preflujoácido=3,142∗(3,32−0,32 )∗48∗0,16∗7,4806Volumen Preflujoácido=1949,5 galones ≈46bbls

Volumen de HCl al 7,5% en el tratamiento:

V HCl=0,235× XHCl× ( X HCl+2 rw )× (1−∅ )×X HCl

β

V HCl=0,235×1× (1+(2×0,3 ) )× (1−0,16 )×0,075

0,00295=8,02

galft

Se necesitarán 385 gal de HCl al 7,5% en el tratamiento preflujo ácido.

Tiempo de inyección del postflujo:

t 2(min)=0,23805V 1

qmáx

t 2(min)=0,23805×1419,25

4

t 2(min)=84,46min .

El tiempo de bombeo del tratamiento preflujo ácido será de 70 minutos, si el

caudal de bombeo es de 4 BPM.

Descripción del tratamiento.

Nombre: Preflujo Ácido

Fluido Base: Agua fresca filtrada a 2 µm.

Volumen: 1944,53 gal (46 bbls)

Penetración: 3,3 ft @ (0,95 bbls/ft)

Cuadro 27, Aditivos del preflujo solvente.

PREFLUJO ACIDO HCl 7,5% 46 BBLS

ADITIVO FUNCIÓN CONCENTRACION POR 1000 GAL

CANTIDAD TOTAL

AGUA FRESCA Remover comp 77,07 1480

Cl-25 Inhibidor de corrosión

0,50 10

Ferrotrol 210Previene la

fromación de escalas de hierro

0,00 0

FERROTROL 300L Agente reductor de hierro.

1,00 19

HCl 33% Remover materiales calcáreos

20,03 385

NE-118 Evita la formación de emulsiones

0,80 15

CLAY MASTER 5C Inhibidor de arcillas 0,10 2

CLAY TREAT 3C Inhibidor de arcillas 0,10 2

FSA 1 Ácido de limpieza 0,20 4

INFLO 102Ayuda a recuperar el ácido gastado de

las areniscas0,20 4

FUENTE: BJ-BackerElaborado por: Andrea Corrales

(c) Tratamiento BJ Sandstone Acid.

El tratamiento principal base ácido acético elimina el daño presente en los canales

permeables y trata adecuadamente los finos (generados en parte por la formación)

mejorando la permeabilidad de la misma. El uso de FSA-1; estabilizador de finos

soluble en agua dulce reduce la movilidad de los finos generados por las arcillas,

cumpliendo la función de controlar los antes mensionados finos gracias a su

composición.

Volumen de tratamiento:

(a) Penetración en arena limpia Pa: Se obtiene del grafico 24.

Gráfico 24, Penetración del ácido HF en arena limpia.FUENTE: Aplied Acid Engineering Course –BJ Services

Elaborado por: Andrea Corrales

La penetración del tratamiento BJ-SSA en la arena “Ti” @ 210°F es 31.

(b) Corrección de Pa por gasto.

Al valor de Pa se lo corrige usando el gráfico 25.

Gastode inyeccionunitario=qmáxh

= 448

=0,08

Gráfico 25, Efecto del gasto de inyección en la penetración del ácido HF.FUENTE: Aplied Acid Engineering Course –BJ Services

Elaborado por: Andrea Corrales

El factor de corrección por gasto de inyección cq=¿ 0,91

Paq=cq× Pa

Paq=0,91×31=28,21

(c) Corrección de Paq por contenido de silicatos.

El factor de corrección por contenido de silicatos se lo obtiene del gráfico 26.

Gráfico 26, Efecto del contenido de silicatos.FUENTE: Aplied Acid Engineering Course –BJ Services

Elaborado por: Andrea Corrales

El factor de corrección por contenido de silicatos C s=0,18

Paqs=Paq×C s

Paqs=28,21×0,18=5,08

(d) Volumen del sistema ácido.

Radio de penetración r xp:

r xp=rw+Paqs

r xp=0,3+5,08=5,38

Radio efectivo del factor de penetración ra:

ra=r xp2−rw2

ra=5,382−0,32=28,85

Del grafico 26, se obtiene el volumen unitario de ácido Va.

Gráfico 27, Volumen unitario del fluido de estimulación.FUENTE: Aplied Acid Engineering Course –BJ Services

Elaborado por: Andrea Corrales

V 3=V a×hf

V 3=49,7×48=2385.6 gal .≈57bbls .

Tiempo de inyección del tratamiento BJ-SSA:

t 3(min)=0,23805V 3qmáx

t 3(min)=0,23805×2385,6

4=141,96min .

El tratamiento BJ-SSA será bombeado a la formación en un tiempo de 141,96

minutos; siempre y cuando el caudal de bombeo sea de 4 BPM, por el contrario

este tiempo puede aumentar o disminuir, según parámetros de campo.

Descripción del tratamiento.

Nombre: BJ Sandstone Acid.

Fluido Base: Ácido Acético.

Volumen: 2385,6 gal (57 bbls)

Penetración: 5,38 ft @ (1,19 bbls/ft)

Cuadro 28, Aditivos del preflujo solvente.

BJ SANDSTONE ACID 4,5% 57 BBLS

ADITIVO FUNCIÓN CONCENTRACION POR 1000 GAL

CANTIDAD TOTAL

AGUA FRESCAInhibir

quimicamente incriustaciones

54,31 2026

ABF 35,65 1330

Cl-11 Inhibidor de corrosión

0,39 14

FERROTROL 300L Agente reductor de hierro.

0,64 24

FSA-1 Ácido suspensor 0,51 19

ACIDO ACÉTICO Regulador pH 2,96 110

HV ACID Ácido de limpieza 2,96 110

NE-118 Evita la formación de emulsiones

0,51 19

CLAY TREAT 3C Inhibidor de arcillas 0,06 2

CLAY MASTER 5C Inhibidor de arcillas 0,06 2

HCl 33%Remover materiales

calcáreos 1,93 72

FUENTE: BJ-BackerElaborado por: Andrea Corrales

(d) Tratamiento Post Flujo Acid.

El tratamiento postflujo se lo dividirá en dos partes el postflujo acid y postflujo

desplazamiento. De esta manera se logrará remover los residuos solubles que

generó el tratamiento principal de BJ-SSA.

Volumen de tratamiento:

V S=ID2

1029,4×TVD

V S=2,9922

1029,4×9972=81bbls

Este volumen de postflujo será bombeado de la siguiente manera: 40 bbls de

postflujo acid y 40 bbls de postflujo desplazamiento.

Tiempo de inyección del tratamiento BJ-SSA:

t 4 (min)=0,23805V 4qmáx

t 4 (min)=0,23805×3241,71

4=203,63min

Descripción del tratamiento.

Nombre: Postflujo Acid.

Fluido Base: Agua fresca filtrada a 2 µm.

Volumen: 1689,5 gal (40 bbls)

Penetración: 3,05 ft @ (0,84 bbls/ft)

Cuadro 29, Aditivos del preflujo solvente.

POST FLUJO ACID HCl 7,5% 40 BBLS

ADITIVO FUNCIÓN CONCENTRACION POR 1000 GAL

CANTIDAD TOTAL

AGUA FRESCAInhibir

quimicamente incriustaciones

77 1294

Cl-25 Inhibidor de corrosión

0,5 8

FERROTROL 300L Agente reductor de hierro.

1 17

HCl 33% Remover materiales calcáreos

19,7 330

NE-118 Evita la formación de emulsiones

0,6 10

CLAY TREAT 3C Inhibidor de arcillas 0,1 2

CLAY MASTER 5C Inhibidor de arcillas 0,1 2

FSA1 Ácido suspensor 0,8 13

INFLO 102Ayuda a recuperar el ácido gastado de

las areniscas0,2 3

FUENTE: BJ-BackerElaborado por: Andrea Corrales

(e) Tratamiento Post Flujo Desplazamiento.

Este postflujo base solvente mutual es bombeado porque:

1. Ayuda a reducir la saturación de agua en las inmediaciones del pozo al

disminuir la tensión superficial del agua, evitando así que se formen

bloqueos por agua; y al solubilizar una porción del agua en una fase de

hidrocarburo, reduciendo de esta manera la cantidad de saturación de agua

irreducible.

2. Contribuirá a que la formación se humecte con agua, manteniendo así la

mejor permeabilidad relativa para la producción de petróleo.

3. Evitará que los finos insolubles se humecten con petróleo y estabilicen las

emulsiones.

4. Ayuda a mantener la concentración necesaria de surfactantes e inhibidores

en solución al ayudar a prevenir la adsorción de estos materiales.