I
UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
OPTIMIZAR LA ADMISION DE FLUIDOS EN LAS FORMACIONES
ORTEGUAZA Y TIYUYACU DEL POZO JAGUAR 12
Previo la obtención del título de Inge
Director de Tesis:
UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE PETRÓLEOS
OPTIMIZAR LA ADMISION DE FLUIDOS EN LAS FORMACIONES
ORTEGUAZA Y TIYUYACU DEL POZO JAGUAR 12
TESIS GRADO
Previo la obtención del título de Ingeniero de Petróleos
Autor: Ronald Jarrin
Director de Tesis: Ing. Carlos Jácome
QUITO - ECUADOR
2011
UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
OPTIMIZAR LA ADMISION DE FLUIDOS EN LAS FORMACIONES
ORTEGUAZA Y TIYUYACU DEL POZO JAGUAR 12
niero de Petróleos
III
DECLARACIÓN
Del contenido de la presente investigación se responsabiliza el autor.
________________________ Ronald Jarrin
Autor C.I. 1500687387
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo “OPTIMIZAR LA ADMISION DE FLUIDOS
EN LA FORMACIONES ORTEGUAZA, TIYUYACU DEL POZO JAGUAR
12” fue desarrollado por Ronald Jarrin, bajo mi supervisión.
______________________ Ing. Carlos Jácome
DIRECTOR DE PROYECTO
VI
DEDICATORIA
A mis padres quienes con su cariño y enseñanzas fueron ejemplo a
seguir, supieron sembrar en mi sus principios y el respeto y solidaridad
hacia los demás.
A mis familiares por la confianza y el cariño que me demuestran
siempre.
Ronald Jarrin
VII
AGRADECIMIENTO
A mi Dios, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, por el
espacio que se me ha brindado en la realización de mis anhelos
investigativos y de conocimiento técnico.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todos los Profesores,
al Decano Ing. Jorge Viteri, al Subdecano Ing. Bolívar Haro, que
con sus enseñanzas, forman profesionales que aportan al
desarrollo del país.
A mi Director de Tesis Ing. Carlos Jácome
Al Ing. Marco Corrales Palma que con su aporte intelectual
impulsó y compartió conmigo la realización de esta Tesis.
Ronald Jarrin
VIII
INDICE GENERAL
DECLARACIÓN ................................................................................................... III
CERTIFICACIÓN ................................................................................................. IV
CARTA DE LA EMPRESA .................................................................................... V
DEDICATORIA .................................................................................................... VI
AGRADECIMIENTO ........................................................................................... VII
ÍNDICE GENERAL ............................................................................................ VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO .................................................................................... IX
ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................ XX
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................... XXI
ÍNDICE DE ANEXOS ....................................................................................... XXII
RESUMEN ....................................................................................................... XXIII
SUMMARY ....................................................................................................... XXV
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I .......................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 1
1.1 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN ........................................................... 1
1.2 LIMITACIONES DE ESTUDIO .................................................................... 2
1.3 OBJETIVO GENERAL .................................................................................. 2
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................... 3
1.5 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO ................................................................. 3
1.5.1 IMPACTO ACADÉMICO ....................................................................... 3
1.5.2 IMPACTO AMBIENTAL ...................................................................... 4
1.6 HIPÓTESIS .................................................................................................... 4
CAPÍTULO II ........................................................................................................ 6
2. CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN6
2.1 DUREZA DEL AGUA ................................................................................... 6
2.2 COMPOSICIÓN DE LOS SÓLIDOS EN SUSPENSION ............................... 7
2.2.1 LA TURBIDEZ ....................................................................................... 7
2.2.2 LA CALIDAD DEL AGUA .................................................................... 8
2.3 COMPONENTES EN LAS AGUAS DE FORMACION ................................ 9
2.3.1 CATIONES ............................................................................................. 9
2.3.2 ANIONES ............................................................................................. 10
2.4 IMPORTANCIA DEL pH ............................................................................ 11
X
2.5 CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO ................................................ 12
2.6 FORMACION TIYUYACU ......................................................................... 13
2.7 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN .................... 14
2.7.1 TIYUYACU SUPERIOR ....................................................................... 14
2.7.2 TIYUYACU INFERIOR ....................................................................... 15
2.8 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS ...................................................... 15
2.8.1 POROSIDAD Y PERMEABILIDAD .................................................... 15
2.8.2 SATURACIÓN ..................................................................................... 15
CAPÍTULO III ..................................................................................................... 17
3. DAÑO DE FORMACIÓN ................................................................................ 17
3.1 COMPONENTES DE DAÑO ...................................................................... 19
3.2 OTROS DAÑOS DE FORMACIÓN ............................................................ 19
3.2.1 BLOQUEO POR AGUA ....................................................................... 19
3.2.2 BLOQUEO POR EMULSIONES .......................................................... 20
3.3 DETECCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN............................................. 20
3.4 PREDICCIONES DE DAÑO MEDIANTE PRUEBAS DE INYECCIÓN .... 21
3.5 CAMBIOS DE HUMECTACIÓN ................................................................ 21
CAPÍTULO IV ..................................................................................................... 22
4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL .................................................................... 22
4.1 DEFINICIÓN ............................................................................................... 22
4.2 GENERALIDADES ..................................................................................... 22
XI
4.3 FLUIDOS DE TRATAMIENTO ÁCIDO ..................................................... 23
4.3.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS .................................................................... 24
4.3.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO (HCL) ..................................................... 24
4.3.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO .................................................................... 25
4.3.3 ÁCIDOS ORGÁNICOS ........................................................................ 25
4.3.3.1 ÁCIDO ACÉTICO .......................................................................... 25
4.3.3.2 ÁCIDO FÓRMICO ......................................................................... 26
4.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO......................... 26
4.4.1 POTENCIAL DE HIDROGENO ........................................................... 26
4.4.2 VELOCIDAD DE REACCIÓN ENTRE UN ÁCIDO Y UNA
FORMACIÓN SOLUBLE.............................................................................. 27
4.4.3 CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO USADO EN ESTIMULACIÓN ...... 28
4.4.4 VISCOSIDAD ....................................................................................... 28
4.4.5 PRESIÓN DE FRICCIÓN ..................................................................... 28
4.4.6 DISTANCIA DE PENETRACIÓN DEL ÁCIDO .................................. 29
4.4.7 TENSIÓN SUPERFICIAL .................................................................... 29
4.4.8 CORROSIÓN ........................................................................................ 30
4.5 ADITIVOS PARA LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO ........................... 30
4.5.1 AGENTES TENSOACTIVOS ............................................................... 30
4.5.2 AGENTES SURFACTANTES .............................................................. 31
4.5.2.1 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO ANIÓNICO .................... 31
4.5.2.2 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO CATIONICO .................. 32
4.5.2.3 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO NO IÓNICO ................... 32
4.5.2.4 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO AMPHOTERIC .............. 32
XII
4.5.2.5 AGENTES INHIBIDORES DE CORROSIÓN ............................... 33
4.6 TIPOS DE INHIBIDORES ........................................................................... 33
4.6.1 INHIBIDORES ORGÁNICOS .............................................................. 33
4.6.2 INHIBIDORES INORGÁNICOS .......................................................... 33
4.6.3 INHIBIDORES INTENSIFIERS ........................................................... 34
4.7 AGENTES SECUESTRANTES ................................................................... 34
4.7.1 CLASIFICACION DE LOS AGENTES SECUESTRANTES................ 34
4.7.1.1 AGENTES SECUESTRANTES ORGÁNICOS .............................. 34
4.7.1.2 AGENTES SECUESTRANTES REDUCTORES ........................... 35
4.7.1.3 AGENTES SECUESTRANTES QUELANTES .............................. 35
4.7.1.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN ................................... 36
4.7.1.5 AGENTES DE SUSPENSIÓN ........................................................ 37
4.7.1.6 AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FLUIDO ................ 37
4.8 ÁCIDOS ENERGIZADOS ........................................................................... 37
4.8.1 CARACTERÍSTICAS DEL N2 ............................................................. 38
4.8.2 MANERAS PARA REALIZAR LOS ÁCIDOS ENERGIZADOS ......... 38
4.8.3 ACIDIFICACIONES CON NITRÓGENO ............................................ 39
4.8.3.1 FORMAS PARA DESPLAZAR LOS FLUIDOS DEL POZO CON
N2 .............................................................................................................. 39
4.8.3.1.1 DESPLAZAMIENTO POR CIRCULACIÓN .......................... 39
4.8.3.1.2 DESPLAZAMIENTO POR INYECCIÓN ................................ 39
4.8.4 ACIDIFICACIÓN CON ESPUMA ........................................................ 40
4.9 TIPOS DE ÁCIDOS ..................................................................................... 40
4.9.1 ÁCIDO NORMAL ................................................................................ 41
XIII
4.9.2 ÁCIDO LIMPIADOR ............................................................................ 41
4.9.3 ÁCIDO RETARDADO ......................................................................... 41
4.9.3.1 ÁCIDO RETARDADO GELATINOSO ......................................... 41
4.9.3.2 ÁCIDO RETARDADO EMULSIFICADO ..................................... 41
4.9.3.3 ÁCIDO QUÍMICAMENTE RETARDADO .................................... 42
4.9.4 ÁCIDO EMULSIFICADO .................................................................... 42
4.9.5 SISTEMAS DE ÁCIDOS ...................................................................... 42
4.9.5.1 ÁCIDOS FLUORHÍDRICO Y CLORHÍDRICO ............................. 42
4.9.5.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS .................................................................. 43
4.9.5.3 ÁCIDO CLORHÍDRICO Y METANOL ......................................... 43
CAPÍTULO V....................................................................................................... 44
5. TRATAMIENTO QUÍMICO PARA CONTROLAR LA INYECCIÓN ....... 44
5.1 INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN ......................................................... 44
5.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN ............................................................... 44
5.2.1 TIPOS DE INHIBIDORES.- Anódico, Catódico, Ohmico, Orgánico . 44
5.3 FILTRACIÓN .............................................................................................. 45
CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 46
6. TRATAMIENTO AL DAÑO DE FORMACIÓN .......................................... 46
6.1 PREPARACIÓN DEL POZO ....................................................................... 47
6.2 COLOCACIÓN DEL ÁCIDO Y COBERTURA ......................................... 48
6.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO ................................................................. 48
XIV
6.4 DISEÑO DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL....................................... 48
6.4.1 PROGRAMA DE ESTIMULACIÓN..................................................... 48
6.4.1.1 DATOS DEL POZO ....................................................................... 49
6.5 OBJETIVOS DE LA ESTIMULACION ...................................................... 51
6.6 TRATAMIENTO DE LOS RESIDUOS DE LODO ..................................... 56
6.7 DATOS DE MINERALÓGIA ...................................................................... 57
6.7.1 FLUIDOS DE ESTIMULACION .......................................................... 59
6.7.1.1 FORMACIONES: ORTEGUAZA, TIYUYACO SUPERIOR E
INFERIOR ................................................................................................. 60
6.7.1.2 TRATAMIENTO DE ESTIMULACION PRICIPAL ...................... 61
6.8 ANÁLISIS DE REGISTROS DE CEMENTO DE LOS INTERVALOS
PERFORADOS .................................................................................................. 62
6.8.1 TIYUYACO SUPERIOR ....................................................................... 62
6.8.2 TIYUYACO INFERIOR ....................................................................... 62
6.8.3 FUENTE DE AGUA ............................................................................. 63
6.9 EJECUCIÓN DEL TRATAMIENTO ........................................................... 63
6.9.1 QUIMICOS ........................................................................................ 63
6.9.1.1 ENJUAGUE DE LA TUBERIA ...................................................... 63
6.9.1.2 TRATAMIENTO PRINCIPAL ....................................................... 66
6.9.1.3 POSFLUJO ..................................................................................... 67
6.9.1.4 PRODUCTOS ................................................................................. 68
6.10 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL ....................................................... 68
6.11 DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO DE
ESTIMULACIÓN .............................................................................................. 72
XV
6.12 EVALUACIÓN DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN ................. 73
6.12.1 RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN ......................................... 73
6.12.2 PROCESO DE LA INFORMACIÓN ................................................... 75
6.12.3 BALANCE DE LA EJECUCIÓN DE LA OPERACIÓN ..................... 75
6.13 COSTOS DEL TRABAJO .......................................................................... 75
6.13.1 COSTO POR SERVICIOS Y EQUIPOS ............................................. 76
CAPÍTULO VII.................................................................................................... 78
7. EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y PERSONAL DE ESTIMULACIÓN ........ 78
7.1 SELECCIÓN DE EQUIPOS ........................................................................ 78
7.1.1 EQUIPOS ........................................................................................... 78
7.1.1.1 UNIDAD DE ACIDIFICACIÓN .................................................... 78
7.1.1.1.1 MISCELANEOS DE LA UNIDAD DE ACIDIFICACION ...... 79
7.1.1.2 UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO ..................................... 79
7.1.1.3 CONEXIONES EN SUPERFICIE .................................................. 80
7.1.1.3.1 LÍNEAS DE BAJA PRESIÓN ................................................. 81
7.1.1.4 ACCESORIOS ................................................................................ 81
7.1.1.4.1 UNIONES ................................................................................ 81
7.1.1.4.2 UNIONES GIRATORIAS ........................................................ 82
7.1.1.4.3 CODOS .................................................................................... 82
7.1.1.4.4 CHIKSANS.............................................................................. 83
7.1.1.4.5 VÁLVULAS ............................................................................ 84
7.1.1.4.5.1 VÁLVULAS ALTA PRESIÓN ......................................... 84
XVI
7.1.1.4.5.2 TIPO ESCLUSA ............................................................... 84
7.1.1.4.5.3 TIPO TAPÓN .................................................................... 84
7.1.1.4.5.4 TIPO AGUJA .................................................................... 85
7.1.1.4.5.5 TIPO RETENCIÓN ........................................................... 85
7.1.1.4.5.6 VÁLVULAS DE BAJA PRESIÓN .................................... 85
7.1.1.4.5.7 TIPO MARIPOSA ............................................................. 85
7.1.1.4.5.8 TIPO ESFÉRICA .............................................................. 86
7.1.1.5 SENSORES ELECTRÓNICOS ...................................................... 86
7.1.2 CONEXIONES: EQUIPO DE BOMBEO - CABEZAL DEL POZO ...... 86
7.1.3 HERRAMIENTAS DE PRUEBAS ........................................................ 87
7.1.3.1 LOS PACKERS O EMPAQUETADORES ..................................... 87
7.1.3.2 TAPONES ...................................................................................... 89
7.1.3.3 TUBING ......................................................................................... 90
7.2 PERSONAL ................................................................................................. 92
7.2.1 INGENIERO DE SERVICIOS .............................................................. 93
7.2.2 SUPERVISOR ....................................................................................... 93
7.2.3 OPERADORES ..................................................................................... 93
7.2.4 OPERADOR DE UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO ................ 94
CAPÍTULO VIII .................................................................................................. 95
8. SEGURIDAD EN LAS OPERACIÓNES DE BOMBEO DE
ESTIMULACION ................................................................................................ 95
8.1 EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP) ......................................... 96
XVII
8.1.1 OJOS .................................................................................................. 96
8.1.2 OÍDOS ................................................................................................ 96
8.1.3 PIES ................................................................................................... 96
8.1.4 CABEZA ............................................................................................ 96
8.1.5 PROTECCIÓN RESPIRATORIA ....................................................... 97
8.1.6 MANOS ............................................................................................. 97
8.2 TRANSPORTE Y MANIPULACIÓN DE ÁCIDO ...................................... 97
8.2.1 TRANSPORTE DE ÁCIDO EN CANECAS ......................................... 97
8.2.2 TRANSPORTE EN UNIDAD DE ÁCIDO ............................................ 98
8.3 MEZCLA Y BOMBEO DE ÁCIDO ............................................................. 98
8.4 PROTECCIÓN RESPIRATORIA .............................................................. 100
8.4.1 DEFINICIONES .................................................................................. 100
8.4.2 ATMÓSFERAS PELIGROSAS........................................................... 101
8.4.3 TIPOS DE PROTECCIÓN RESPIRATORIA ...................................... 103
8.5 NORMAS DE SALUD, SEGURIDAD Y AMBIENTE .............................. 104
8.5.1 ATMÓSFERAS PELIGROSAS Y PROTECCIÓN RESPIRATORIA . 104
8.5.2 PROTECCIÓN RESPIRATORIA........................................................ 104
8.5.3 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA LAS VÍAS RESPIRATORIAS
..................................................................................................................... 104
8.5.4 EL EFECTO DE LOS CONTAMINANTES ........................................ 105
8.5.5 SELECCIÓN DE PROTECCIÓN ADECUADA ................................. 105
8.5.5.1 CLASIFICACIÓN DE LOS RESPIRADORES ............................ 106
XVIII
CAPÍTULO IX ................................................................................................... 109
9. SISTEMAS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ......... 109
9.1 EQUIPOS PARA BOMBEO DE REINYECCIÓN ..................................... 109
9.1.1 SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL........................................... 109
9.1.2 RANGO DE TRABAJO DEL SISTEMA BHT .................................... 112
9.1.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES................................. 112
9.1.2.1.1 SKID ..................................................................................... 112
9.1.2.1.2 MOTOR. ............................................................................... 113
9.1.2.1.3 CÁMARA DE EMPUJE ....................................................... 113
9.1.2.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN ........................ 114
9.1.2.1.4 BOMBA ALIMENTADORA ................................................. 115
9.1.2.1.5 BOMBA ................................................................................. 115
9.1.2.1.6 ACOPLE MOTOR - CÁMARA DE EMPUJE ....................... 115
9.1.2.1.7 VARIADOR .......................................................................... 116
9.1.2.1.8 MISCELÁNEOS .................................................................... 116
9.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS B.H.T. .................................. 117
9.3 INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO (HPS) ............................. 117
9.4 MANTENIMIENTO .................................................................................. 118
CAPÍTULO X..................................................................................................... 119
10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 119
10.1 CONCLUSIONES .................................................................................... 119
10.2 RECOMENDACIONES ........................................................................... 123
XIX
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 125
GLOSARIO ........................................................................................................ 127
ANEXOS............................................................................................................. 134
XX
ÍNDICE DE FIGURAS FIG. N° 1 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE .............................. 14
FIG. N° 2 MATRIZ DE LA ARENISCA ......................................................................... 23
FIG. N° 3 ESQUEMA DEL POZO ......................................................................... 52
FIG. N° 4 JAGUAR 12-1WD .................................................................................. 54
FIG. N° 5 GRANOS CUBIERTOS POR ARCILLA Y CEMENTADO CON CALCITA ............... 58
FIG. N° 6 MATRIZ DE LA ROCA.- ZEOLITA .............................................................. 59
FIG. N° 7 ARRANQUE - PRUEBA DE BOMBEO DE INYECCIÓN .................................... 74
FIG. N° 8 EQUIPO DE ACIDIFICACIÓN ...................................................................... 78
FIG. N° 9 UNIDAD PARA TRANSPORTE DE ÁCIDO .................................................... 79
FIG. N° 10 LÍNEA DE ALTA PRESIÓN........................................................................ 80
FIG. N° 11 UNIONES GIRATORIAS ........................................................................... 82
FIG. N° 12 SET DE CODOS SPM .............................................................................. 83
FIG. N° 13 CONFIGURACIONES CHIKSAN ................................................................. 83
FIG. N° 14 TUBINGS ............................................................................................... 90
FIG. N° 15 SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL BHT ........................................... 111
FIG. N° 16 CÁMARA DE EMPUJE (THRUST CHAMBER) ........................................... 114
FIG. N° 17 ACOPLAMIENTO TIPO REJILLA ............................................................ 115
FIG. N° 18 SWITCH DE VIBRACIÓN ........................................................................ 116
FIG. N° 19 V-11 BASE DE HORMIGÓN .................................................................. 118
XXI
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA N° 1 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACION ....... 8
TABLA N° 2 TIPOS DE ÁCIDOS ........................................................................ 24
TABLA N° 3 CLASIFICACIÓN POTENCIAL DE HIDROGENO PH ................ 27
TABLA N° 4 DATOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 50
TABLA N° 5 DATOS DE DESVIACIÓN DEL POZO ........................................ 50
TABLA N° 6 POZO: JAGUAR 12-1WD ............................................................. 53
TABLA N° 7 FLUIDO ACONDICIONADOR PARA EL TUBING AL 7.5%
HCL ............................................................................................................... 56
TABLA N° 8 ANÁLISIS MINERALÓGICO CON RAYOS X ............................ 57
TABLA N° 9 SOLUBILIDAD AL ACIDO .......................................................... 57
TABLA N° 10 10% HCL S3 ACID ...................................................................... 61
TABLA N° 11 ACETIC REGULAR STRENGTH SANDSTONE ACIDTM ......... 61
TABLA N° 12 SOLUCIÓN CLORURO DE AMONIO AL 3% ............................ 62
TABLA N° 13 ENJUAGUE DE LA TUBERIA .................................................... 64
TABLA N° 14 QUÍMICOS REQUERIDOS PARA TIYUYACU INFERIOR ...... 64
TABLA N° 15 QUÍMICOS REQUERIDOS PARA TIYUYACU SUPERIOR ...... 65
TABLA N° 16 QUÍMICOS REQUERIDOS PARA ORTEGUASA ...................... 65
TABLA N° 17 PREFLUJO ................................................................................... 66
TABLA N° 18 TRATAMIENTO PRINCIPAL .................................................... 66
TABLA N° 19 POSFLUJO ................................................................................... 67
TABLA N° 20 SOBREFLUJO .............................................................................. 67
TABLA N° 21 PRODUCTOS ............................................................................... 68
XXII
TABLA N° 22 ETAPAS DEL TRATAMIENTO ............................................... 72
TABLA N° 23 RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN .................................. 73
TABLA N° 24 SERVICIO DE EQUIPOS ............................................................. 76
TABLA N° 25 PRODUCTOS ............................................................................... 76
TABLA N° 26 COSTO TOTAL DEL PERSONAL .............................................. 77
TABLA N° 27 COSTO TOTAL DEL TRABAJO .................................................. 77
TABLA N° 28 ÍNDICE CLASIFICACIÓN DEL RIESGO ................................... 99
TABLA N° 29 CLASIFICACIÓN DE LOS RESPIRADORES ........................... 106
TABLA N° 30 TIEMPO DE EXPOSICIÓN PERMISIBLE ................................ 107
TABLA N° 31 EL RANGO DE TRABAJO DEL SISTEMA BHT...................... 112
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N° 1 SISTEMAS ACIDOS Y CONCENTRACIONES ........................... 134
XXIII
RESUMEN
El Jaguar 12 fue perforado entre el 28 de mayo de 2001 y 16 de junio de 2001. En la
actualidad AEC ha estado inyectando agua de producción desde mediados de octubre
con un patrón de inyección inestable; los ingenieros observando el desempeño diario
y examinando las repuestas a los cambios en los procesos de re-inyección, pudieron
registrar los eventos para ayudar al diagnóstico y monitoreo de problemas, además
de brindar acciones preventivas, de la misma manera en que lo hacen los monitores
que se encuentran en las salas de control.
Uno de los graves problemas que perturban a la compañía es el exceso de producción
de agua de formación, que continua en aumento y consecuentemente se necesitan
enormes cantidades de dinero para hacer frente a dicho problema, mediante el
procesamiento y la reinyección para producir el menor impacto ambiental.
De acuerdo a los datos de inyección y de muestras obtenidas que existe presencia de
residuos de barro que da a entender, que se debe realizar la estimulación selectiva de
los diferentes intervalos de acuerdo con el análisis de núcleos y recomendaciones
del laboratorio de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu Superior y la Inferior.
Varios núcleos han sido tomados de todas las formaciones y pruebas de solubilidad
al ácido y de compatibilidad se ejecutaron a diferentes concentraciones y sistemas.
De acuerdo con este estudio realizado, las mejores estimulaciones fueron elegidas
para cada intervalo.
XXIV
Con el fin de tratar cualquier residuo de barro en la formación un sistema oxidante
ha sido elegido a fin de eliminar y evitar cualquier reacción negativa con el ácido.
Un registro de inyección se corrió en este pozo mostrando que la mayor parte del
fluido inyectado va a la formación Orteguaza (aprox. 60%). Otro 25% se va en las
perforaciones superiores de Tiyuyacu inferior. Otro 10 % adicional va a la
formación Tiyuyacu superior. El 5% que falta va al interior de las perforaciones
medias de la formación Tiyuyacu Inferior.
Es muy importante mencionar que el 12% de todas las perforaciones se encuentran
en Orteguaza y formación está tomando casi el 60% del fluido (Esta formación fue
reportada como la menos permeable, 40 md).
El Tiyuyaco Inferior, parece ser la formación más permeable y teniendo casi el 70%
de todas las perforaciones está tomando sólo el 31% del fluido inyectado.
Se espera un gran daño en esta zona y todos los tratamientos se enfocaran en esta
arena preferentemente.
XXV
SUMMARY
Jaguar 12 WDW#1 was drilled between 28 May 2001 and 16 June 2001. At present
AEC has been injecting production water since middle of October with a pattern of
unstable injection; engineers watching the daily function and examining the
responses to changes in the processes of reinjection well, they could register events
to assist in the diagnosis and monitoring of problems, in addition to preventive
action, in the same way they do the monitors in the control rooms. One of the serious
problems that trouble the company is the excess of production formation water,
which continues to increase and consequently huge amounts of money are needed to
address this problem through processing and re-injecting to produce the least
environmental impact. According to the injection data and samples there are
presence of residues of clay which she hints, that intervals should be selective
according to the analysis of cores of the Orteguaza, Tiyuyacu Upper and lower
formations and recommendations of the laboratory.
Different cores were taken from all formations and acid solubility and compatibility
test were run at different systems and concentrations. According to this study
performed, the best stimulations were chosen for each interval.
In order to treat any PHPA mud residue in the formation a oxidizing system has been
chosen in order to eliminate and avoid any negative reaction with the acid.
An injection log was run in this well showing that most of the injected fluid is going
into Orteguaza formation (aprox. 60%). Another 25% is going into the 2 upper
XXVI
perforations of the lower Tiyuyacu. Another additional10% is going into Upper
Tiyuyacu formation. The 5% missing is going into the middle perforations of the
lower Tiyuyacu.
It is very important to mention that 12% of all perforations are located in Orteguaza
and this formation is taking almost 60 % of the fluid (This formation was reported as
the less permeable – 40 md-). The lower Tiyuyacu seems to be the more permeable
formation and having almost 70% of all perforations is taking only 31% of the
injected fluid.
A big damage is expected in this zone and all treatments will be focus on this sand
preferably.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El proceso de reinyección conduce riesgos, contrariedades y problemas por
taponamientos a las perforaciones y daños a la matriz, que significan gastos en la
implementación de una operación de workover y otros equipos misceláneos para el
reacondicionamiento, en este específico caso el pozo re inyector Jaguar 12.
El término re-inyección es la inyección del agua formación producida por pozos
productores de petróleo y que hay que reinyectar este desecho al subsuelo en
proyectos de protección ambiental. El propósito final es confinar a las aguas en
estratos o zonas que no sean productoras de petróleo, para lo cual, se debe
reacondicionar el pozo para mejorar la admisión.
En el país se han hecho varios estudios y se han implementado varios para efectuar
la re-inyección adecuada de la totalidad de las aguas de formación producidas en el
campo, de manera que minimicen los impactos ambientales, se preserve el entorno,
la integridad física de la población, fauna y flora de la amazonía ecuatoriana.
1.1 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN
El tratamiento de agua de formación está tomando una atención preponderante en
los campos de producción de petróleo, tanto en las empresas estatales como en las
privadas; conjuntamente a esta concientización de protección al medio ambiente,
2
existe el compromiso de adopción de políticas corporativas ambientales para su
desempeño en esta actividad.
Las empresas de servicios expertos en técnicas de estimulación de pozos están para
generar soluciones a los problemas que se presentan a los pozos petroleros; en
consecuencia, la acidificación es importante para restablecer y mejorar la producción
o reinyección de un pozo.
El resultado del problema y del diseño del programa de estimulación, tiene una
aplicación concreta y puede mostrar resultados positivos a las complicaciones
ocasionadas en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia del tratamiento.
1.2 LIMITACIONES DE ESTUDIO
El presente trabajo, serán dirigido especialmente a los técnicos del área petrolera, ya
sean éstas privadas o estatales, pues este trabajo se refiere a un programa de
ingeniería de servicios, y de los beneficios que éste puede presentar si es
correctamente ejecutado.
La información de este trabajo estará disponible para todas las personas que se
desempeñen en el área petrolera.
1.3 OBJETIVO GENERAL
Corregir la admisión de fluidos en las formaciones receptoras mediante el diseño de
fluidos de estimulación para remover los daños que se cree estar presentes tanto en
3
la matriz de las formaciones como también en la cara de la formación y en las
perforaciones.
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Examinar los datos del pozo con el objeto de diseñar un tratamiento de limpieza
adecuada.
1. Limpiar la completación del pozo y la cara de los perforados con la acción
química del sistema acido diseñado.
2. Tratar los residuos de barro y bombear un tratamiento oxidante, antes del
tratamiento de estimulación acida.
3. Realizar la estimulación selectiva de los diferentes intervalos de acuerdo con el
análisis de núcleos y recomendaciones del laboratorio de las formaciones
Orteguaza, Tiyuyacu superior y la inferior.
4. Uso del packer de prueba R3 y el tapón Retreivable Bridge Plug (RBP) para
tratar selectivamente cada intervalo perforado.
5. Dimensionar el o los equipos de la estación de bombeo con equipos de
transferencia BHT para la re inyección en el pozo.
6. Establecer los costos de la operación de estimulación y de los equipos de la
estación de bombeo BHT y otros accesorios.
1.5 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO
1.5.1 IMPACTO ACADÉMICO
Este documento podría ser una Guía de Consulta para los estudiantes de Petróleos,
que deseen ahondar sus conocimientos en el mencionado tema.
4
1.5.2 IMPACTO AMBIENTAL
Las empresas que se dedican a la explotación hidrocarburiferas prioritariamente
ejecutan el control ambiental, para ello tienen departamentos especializados de
Seguridad y Medio Ambiente bien establecidos para desarrollar la política ambiental
ya que es la preocupación de las gerencias y todo el personal que labora en estas
actividades, la protección del medio ambiente cumpliendo con el reglamento
ambiental vigente en el país.
1.6 HIPÓTESIS
Si la formulación química para las estimulaciones acidas es la adecuada y una buena
operación de bombeo de estimulación acida a las formaciónes es ejecutada;
consecuentemente, se logrará remover las materiales taponantés que obstruyen el
flujo y de de este modo, mejorar grandemente la inyección en el pozo.
DIAGNOSTICO
Los problemas de reinyección se han incrementando con el tiempo y es necesario la
remoción del o los daños de formación con sistemas acidos, luego de ello también se
requiere el rediseño y montaje de nuevosequipos de superficie para la reinyecciòn de
agua de formación. El aporte del agua de formación aumenta a la capacidad de
bombeo instalada en el campo que ocasiona algunos problemas cuando se trabaja
altas presiones para reiyecciòn.
5
PRONÓSTICO
La produccion de agua en el campo esta en incremento y la capacidad de inyecciòn
es manejable si se realiza adecuadamente las operaciones de reacondicionamiemnto
necesarias para optimixzar la reinyecion. También se presentan los problemas de
daño a los equipos, manejo de mayor cantidad de químicos para evitar la corrosión
en tuberías y accesorios de la estación de bombeo.
CONTROL DEL PRONÓSTICO
Se plantea dos alternativas viables para mitigar el problema o al menos reducirlo al
mínimo; El primero, seria la de implementar nuevos equipos de superficies con la
suficiente capacidad a futuro para reinyectar el agua de formación producto de la
producción y separación crudo-agua en el proceso. La segunda seria la de realizar
estimulaciones acidas a las formaciónes para mejorar la admisión del fluido
inyectado.
CAPÍTULO II
6
CAPÍTULO II
2. CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN
El agua es el principal producto residual del petróleo, durante la vida de casi todos
los pozos y campos de petróleo este subproducto es conocido como “agua de
formación”. Cada día deben de manipularse miles de barriles de agua que contienen
grandes cantidades de sales disueltas, sólidos en suspensión, metales pesados e
hidrocarburos dispersos y disueltos.
Todos los pozos producen cierta cantidad de agua, conforme continúa la producción,
la presión en el reservorio y en los alrededores de los pozos de producción
disminuye. Hay movimiento de fluidos dentro del reservorio y el contacto
establecido entre el petróleo y el agua es perturbado. El agua que se agita en el
reservorio tarde o temprano llegara al pozo y será producida conjuntamente con el
petróleo.
El agua de formación que se obtiene después del proceso de deshidratación del crudo
en superficie tiene las siguientes características, luego del análisis que se realizó en
los laboratorios de Petroproducción.
2.1 DUREZA DEL AGUA
En química, se denomina dureza del agua, a la concentración de compuestos
minerales que hay en una determinada cantidad de agua, en particular sales de
magnesio y calcio. Son éstas las causantes de la dureza del agua, y el grado de dureza
es directamente proporcional a la concentración de sales metálicas.
7
2.2 COMPOSICIÓN DE LOS SÓLIDOS EN SUSPENSION
El conocimiento de su composición química es importante desde el punto de vista de
un procedimiento de limpieza para evitar taponamiento. En lo posible sirve para
averiguar el origen de dichos sólidos (productos de corrosión, partículas de
incrustación, arena de formación, etc.) y de esta manera SE puede ser tomada una
acción de remediación1.
La cantidad de sólidos suspendidos presentes en un volumen de agua se puede filtrar
usando un filtro de membrana y es básica para estimar la tendencia de taponamiento
del agua. Se usa comúnmente un filtro de 0.45 µm de tamaño del poro.
Es posible estimar la distribución del tamaño de las partículas de los sólidos
suspendidos en una muestra de agua por varias técnicas.
El conocimiento de la distribución del tamaño de las partículas puede ser muy útil
para determinar la necesidad de filtración y para la selección del filtro. Es también
útil para monitorear el comportamiento del filtro.
2.2.1 LA TURBIDEZ
Significa que el agua no está clara y que contiene materia insoluble tal como sólidos
suspendidos, petróleo dispersado, o burbujas de gas. Es una medida del grado de
transparencia del agua. La turbidez indica la posibilidad del taponamiento de la
1 Análisis de los sistemas de tratamiento y reinyección de aguas de formación en las facilidades de producción de los campos Aguarico y Guanta. Flores Muñoz Luis Alfonso “Escuela Politécnica Nacional” 2000, Tesis de grado. Quito, Ecuador.
8
formación en operaciones de reinyección. Las medidas de turbidez son a menudo
usadas para monitorear el comportamiento del filtro.
2.2.2 LA CALIDAD DEL AGUA
Es una medida del grado de taponamiento relativo, el cual ocurre cuando un volumen
de agua pasa a través de un filtro de membrana de un tamaño de poro dado. Se usa
más frecuentemente un tamaño de poro de 0.45 µm. La utilidad de la prueba de
calidad del agua consiste principalmente en usarla como una medida comparativa.
Tabla N° 1 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACION
PARÁMETRO UNIDAD VALOR PH pH 6.3 Temperatura °C 75 Alcalinidad Total ppm CaCO3 230 Alcalinidad - Bicarbonatos Ppm HCO3 50.6 Dureza Total ppm CaCO3 350 Dureza Cálcica ppm CaCO3 300 Dureza Magnésica ppm CaCO3 50 Calcio ppm Ca 120 Magnesio ppm Mg 12 Cloruros ppm Cl- 850
Salinidad - Cloruro de sodio ppm ClNa 950
Sulfatos ppm SO4 1 Hierro ppm Fe 0.73 CO2 ppm CO2 Presión de cabeza (SP) PSI 3000 Presión de fondo (BHP) PSI NA Temperatura de cabeza (ST) °C 190 Temperatura de fondo (BHT) °C NA
Fuente: Cuenca Oriente Geología y Petróleo.
Elaborado por: Ronald Jarrin
9
2.3 COMPONENTES EN LAS AGUAS DE FORMACION
2.3.1 CATIONES
El sodio es el mayor constituyente en las aguas de formación de los campos
petroleros, pero normalmente no causa problemas.
El ion calcio es uno de los mayores constituyentes de las salmueras de los campos
petroleros y puede llegar tan alto como a 30,000 mg/l aunque su concentración
normalmente es más baja. El ion calcio es de mayor importancia porque fácilmente
se combina con los iones bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar
incrustaciones adherentes o sólidos suspendidos.
Los iones magnesio están usualmente presentes en concentraciones más bajas que las
de calcio. Ellos tienden a aumentar los problemas de incrustaciones de carbonato de
calcio por co precipitación con el ion calcio. Es muy coman encontrar magnesio en
incrustaciones de carbonato de calcio. Los iones magnesio disminuyen la cantidad de
incrustaciones de CaSO4, BaSO4 y SrSO4. Ellos forman “pares de iones” con el ion
sulfato. Esencialmente, el ion magnesio tiene la habilidad para formar un compuesto
el cual permanece en solución. Los iones sulfato los cuales son enlazados con el
magnesio no son disponibles para formar incrustaciones de sulfato.
El contenido de hierro natural en aguas de formación normalmente es más bajo y su
presencia es usualmente un indicador de corrosión. Puede estar presente en solución
como iones férrico (Fe+++) o ferroso (Fe++), o puede estar en suspensión como un
compuesto de hierro precipitado. Las “cantidades de hierro” son a menudo usadas
10
para detectar y monitorear la corrosión en un sistema de agua. La presencia de
compuestos de hierro precipitados es una de las mayores causas del taponamiento de
la formación.
El bario es de principal importancia a causa de su habilidad para combinarse con el
ion sulfato y así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aún
cantidades pequeñas pueden presentar serios problemas”.2
El estroncio, como el bario y el calcio, puede combinarse con el ion sulfato para
formar sulfato de estroncio insoluble que es a menudo encontrado en incrustaciones
mezcladas con el propio sulfato de bario.
2.3.2 ANIONES
El cloruro es casi siempre el mayor anión presente en aguas de formación (salmueras
producidas) y está usualmente presente como un constituyente menor en aguas
dulces. La mayor fuente del ion cloruro es el NaCl, así es como la concentración del
ion cloruro es usada como una medida de la salinidad del agua. Aunque el depósito
de sal puede ser un problema, esto es una pequeña consecuencia. El principal
problema asociado con el ion cloruro es que la corrosividad del agua se incrementa al
aumentar la concentración de este ion. Por lo tanto, las concentraciones altas de
cloruro hacen que la corrosión sea más probable. También, el ion cloruro es un
constituyente estable y su concentración es una de las maneras más fáciles de
identificar un agua.
2 Análisis de los sistemas de tratamiento y reinyección de aguas de formación en las facilidades de producción de los campos Aguarico y Guanta. Flores Muñoz Luis Alfonso “Escuela Politécnica Nacional” 2000, Tesis de grado. Quito, Ecuador.
11
El ion sulfato es un problema causado por su habilidad para reaccionar con el calcio,
bario o estroncio para formar incrustaciones insolubles; también sirve como una
sustancia de alimento para las bacterias reductoras de sulfato.
El ion bicarbonato puede reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y
estroncio para formar incrustaciones insolubles. Está presente virtualmente en todas
las aguas. La concentración del ion bicarbonato es algunas veces llamada alcalinidad
al anaranjado de metilo”.3
Como el ion bicarbonato, el ion carbonato puede también reaccionar con los iones
calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. Los
iones carbonato están rara vez presentes en aguas producidas porque el pH es
usualmente muy bajo (<8.3). La concentración del ion carbonato es a veces llamada
alcalinidad a la fenolftaleína.
2.4 IMPORTANCIA DEL pH
EL PH es extremadamente importante por varias razones. La solubilidad del CaCO3
‘y de los compuestos de hierro es altamente dependiente del pH. Al aumentar el pH,
aumenta la tendencia para la precipitación.
El punto medio en la escala del pH es 7; una solución con este pH es neutra. Un pH
menor a 7 (entre 0 y 7) indica solución ácida, mientras que un pH mayor a 7 (entre 7
y 14) indica solución alcalina.
3 Análisis de los sistemas de tratamiento y reinyección de aguas de formación en las facilidades de producción de los campos Aguarico y Guanta. Flores Muñoz Luis Alfonso “Escuela Politécnica Nacional” 2000, Tesis de grado. Quito, Ecuador.
12
Como el pH decrece (llega a ser más ácido) la tendencia de incrustación del agua
decrece, pero su corrosividad se incrementa. Muchas aguas de formación tienen un
pH entre 4 y 8.
El H2S y el CO2 son gases “ácidos” que tienden a bajar el pH del agua cuando ellos
se disuelven en la misma. Ellos se ionizan parcialmente cuando se disuelven y el
grado de ionización se refleja por el pH. Este es importante para predecir su efecto
sobre la corrosión y los sólidos suspendidos. Puesto que los valores de pH
usualmente cambian rápidamente después que una muestra es retirada del sistema
presurizado (debido al escape de” gases ácidos disueltos), los valores de pH deberían
ser medidos inmediatamente después que la muestra sea tomada”. 4
La presencia de bacterias puede dar por resultado la corrosión y/o el taponamiento
del espacio poral o las perforaciones.
2.5 CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO
Reservorio es un cuerpo de roca porosa y permeable conteniendo petróleo y gas, a
través del cual los fluidos pueden moverse hacia las aberturas de recuperación, bajo
la presión existente o la que pueda ser aplicada.
Todos los espacios porales comunicantes dentro de la formación productiva son
propiamente una parte de la roca, que puede incluir varios estratos individuales de
roca; y pueden encerrar cuerpos de esquistos impermeables e improductivos, la
4 Análisis de los sistemas de tratamiento y reinyección de aguas de formación en las facilidades de producción de los campos Aguarico y Guanta. Flores Muñoz Luis Alfonso “Escuela Politécnica Nacional” 2000, Tesis de grado. Quito, Ecuador.
13
expansión lateral del reservorio depende solo de la continuidad del espacio poral a
través de los poros de la roca, bajo la presión obtenible.5
Por petrografía toda roca que contenga espacios porosos interconectados entre sí,
puede constituirse en una roca reservorio
Las rocas reservorios pueden clasificarse en
(a) Detríticas, como las arenas y areniscas.
(b) Carbonatadas, como las calizas y las dolomitas
(c) Otras rocas, como evaporizas, esquistos, y rocas ígneas.
2.6 FORMACION TIYUYACU
Esta formación está compuesta principalmente por arcillolita intercalada con
limolita, arenisca y dos cuerpos de conglomerados. Desde el tope de esta formación
hasta su primer conglomerado (Conglomerado Superior Tiyuyacu), la arcillolita es
predominante e intercalada con limolita y arenisca.
La arenisca es cuarzosa, el tamaño de su grano va de fino a medio. Bajo el
conglomerado Superior Tiyuyacu aparece arcillolita intercalada con limolita y
arenisca.
5 UREN, Et All, Geología del petróleo, México, Mc. Graw Hill, 1993, p.p. 12, 13, 14, 17, 29.
Fig. N°
2.7 CARACTERÍSTICA
2.7.1 TIYUYACU SUPERIOR
Este conglomerado está asociado con arenisca, limolita y arcillolita.
El mensionado conglomerado presenta las siguientes características: colores blanco
lechoso, amarillento, gris claro gris obscuro:
redondeados, asociados con cherts.
N° 1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente
Fuente: Cuenca Oriente Geología y Petróleo. Elaborado por: Ronald Jarrin
CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN
TIYUYACU SUPERIOR
Este conglomerado está asociado con arenisca, limolita y arcillolita.
conglomerado presenta las siguientes características: colores blanco
lechoso, amarillento, gris claro gris obscuro: fragmentos de forma sub angular a sub
redondeados, asociados con cherts.
Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente
S GEOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN
conglomerado presenta las siguientes características: colores blanco
fragmentos de forma sub angular a sub
15
2.7.2 TIYUYACU INFERIOR
Este conglomerado está asociado con arenisca, limolita y arcillolita. Presenta las
siguientes características, varios colores, así negro,, gris claro en menor cantidad,
gris obscuro, blanco amarillento y café rojizo, la dureza va de duro a muy duro.
La arenisca es cuarzosa, sub transparente, en menor cantidad blanca amarillenta y
negra. El tamaño de a su grano va de fino a medio.
La limolita va de color gris claro, gradando de a arenisca muy fina y no calcárea.
La arcillolita se presenta de varios colore, como de color café rojiza, rojo ladrillo.
2.8 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS
2.8.1 POROSIDAD Y PERMEABILIDAD.- La arena Tiyuyacu es donde se
introduce la mayor cantidad de agua producida por las diferentes compañías
petroleras se la conoce con el nombre de Tiyuyacu esta una profundidad de 7000 a
7500 Ft. Esta roca tiene altísima porosidad y permeabilidad, y por su naturaleza no se
consolida, facilita la admisión de grandes volúmenes de agua de condiciones
aceptables principalmente en el contenido de sólidos suspendidos totales.
2.8.2 SATURACIÓN.- La saturación de agua es la más considerada dentro de los
cálculos de ingeniería de petróleo, y es la fracción del espacio ocupado por agua de
formación. Se la expresa en porcentaje o decimal, expondremos la fórmula de
Archie, quien determinò experimentalmente que la saturación de agua de una
formación puede ser expresada en términos de su resistividad verdadera, Rt,
16
(Sw)ª = F Rw/Rt
Sw = saturación de agua de la formación
F = factor de formación en función de la resistividad de una formación no arcillosa
(Ro), saturada totalmente con una solución salina de resistividad Rw
F = Ro/Rw
Rw = resistividad del agua de la formación
a = n = exponente de saturación, generalmente considerado como 2.
CAPÍTULO III
17
CAPÍTULO III
3. DAÑO DE FORMACIÓN
Generalmente los potenciales orígenes de daño a la productividad del pozo o a la
inyección de fluidos en pozos inyectores, son las operaciones de campo, como:
perforación, completación, reacondicionamiento, producción, estimulación y otros.
El diagnostico de los problemas de daño, están usualmente asociados con cada
movimiento y taponamiento de los finos sólidos, reacciones químicas y
consideraciones termodinámicas.
El control del daño de formación, requiere apropiados diseños de fluidos de
tratamiento por compatibilidad química y estricto control de calidad, de las
propiedades físicas y químicas del fluido durante el tratamiento.
Varios especialistas puntualizan que primero hay que describir la condición de la
formación cerca del borde de pozo, aunque el radio de drenaje puede ser varios
cientos de pies; la permeabilidad efectiva cerca del borde de pozo; cuando hay un
daño de formación se altera la porosidad y por ende la permeabilidad, conocida como
zona de permeabilidad reducida cerca del borde de pozo, esta puede fluctuar de unas
pocas pulgadas a unos pocos pies.
Una zona de permeabilidad reducida de unas pocas pulgadas, es llamada como poco
daño o pozo dañado, y es originado durante la perforación de pozos nuevos, u
18
operaciones de reacondicionamiento; de igual manera una zona de permeabilidad
reducida de algunos pocos pies, es llamado como daño moderado o daño profundo, y
es originado por la invasión de fluidos durante la cementación o completación; la
zona de permeabilidad alterada o reducida es comúnmente referida como factor de
skin. Para efecto de cálculos de daño de formación.
Como consecuencia de una reducción de la permeabilidad en los bordes del pozo,
origina una baja presión de flujo en el fondo del pozo e incluye (a) baja
permeabilidad natural alrededor del intervalo considerado (b) caminos de
comunicación inadecuados desde el interior de las paredes del pozo a la formación
productora; (c) obstrucciones por sólidos insolubles; (d) baja permeabilidad efectiva
debido a bloques de agua o bloque de emulsión y (e) baja permeabilidad absoluta
debido a la presencia de material precipitado cementador dentro del espacio poral.
Para el diagnostico del daño, debemos entender la naturaleza del sistema de flujo en
la formación, en la ruta que los fluidos de formación deben tomar. Los fluidos se
desplazan a través de los poros intercomunicados de la roca, encontrando algunas
condiciones adversas, como rugosidad de las paredes de los poros con largas áreas
superficiales, y una variedad de minerales reactivos como las arcillas, feldespatos,
micas y compuestos de hierro; esas condiciones porales, provee un medio ideal para
el entrampamiento físico de sólidos y reacciones químicas entre los fluidos
invadidos, con arcillas u otros minerales que forran los poros u otros materiales
aglutinantes.
19
La invasión de agua fresca, ocasiona cambios de salinidad, además del movimiento
del agua por los poros, puede liberar el débil vínculo de las arcillas, micas,
feldespatos y otros minerales en las paredes de los poros, dando la liberación de las
partículas que fluirán con el agua; obstruyendo los canales de flujo en los poros de la
roca.
3.1 COMPONENTES DE DAÑO
Hay cuatro componentes o mecanismos de daño en general que reducen el flujo de
fluidos:
(a) taponamiento de sólidos
(b) bloqueo de agua
(c) Hinchazón de las arcillas y
(d) migración de finos
Estos mecanismos de daño, pueden presentarse solos o combinados y se pueden
originar en distintas formas.
3.2 OTROS DAÑOS DE FORMACIÓN
Los más representativos son los siguientes:
3.2.1 BLOQUEO POR AGUA
Debido a la elevada tensión superficial del agua y puede ser muy difícil de romper,
se presenta en formaciones de baja permeabilidad en donde el flujo de fluidos es
restringido; estos bloqueos ocurren cerca del borde de pozo y solo se extienden a
unas pocas pulgadas en la formación.
20
3.2.2 BLOQUEO POR EMULSIONES
Es una mezcla forzada de dos líquidos inmiscibles, en el cual un líquido permanece
disperso en el otro.
La viscosidad de la emulsión está determinada por el porcentaje reactivo de la fase
dispersada y la viscosidad de la fase externa; a la mayor viscosidad de la emulsión
puede bloquear el flujo de fluidos en la zona permeable.
3.3 DETECCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
La primera indicación que un pozonecesita atención se refleja en la producción diaria
del mismo. Una caída de la rata de producción indica que se presenta un problema en
pozo.
Los síntomas más comunes son:
• Disminución en la producción de petróleo, la disminución es más
significativa si es repentina y substancial.
• Presencia de parafinas o incrustaciones de carbonaros en la tubería de
producción, el cabezal del pozo y la línea de flujo hacia la estación.
• El aumento de la producción de gas con respecto al volumen de petróleo
producido (GOR)
• El aumento de la relación agua – petróleo (WOR)
• Cambio de la gravedad específica del petróleo. (SG)
• Producción de cantidades grandes de arena en el petróleo:
21
Nuevos síntomas son detectados por trabajos de mediciones de las presiones estáticas
y fluyentes y el desarrollo de métodos de análisis de pruebas de presión, que
permiten determinar el comportamiento del índice de productividad y si existe o no
daño en la formación productora.
El pozo puede tener baja presión fluyente (pwf) en el fondo de pozo, debido a la
caída de presión, ocurrida cuando hay una reducción de la permeabilidad de la arena
productora, alrededor del borde de pozo.
3.4 PREDICCIONES DE DAÑO MEDIANTE PRUEBAS DE INYECCIÓN
Los parámetros de bombeo (caudales y presiones) se pueden expresar como una
función del factor skin o de la relación de daño; este método ofrece información del
daño de formación por medio de un ensayo de inyectabilidad, los parámetros de
bombeo se pueden predecir al comienzo y durante la estimulación.
3.5 CAMBIOS DE HUMECTACIÓN
Cuando un fluido filtra los poros de la roca, uno de los líquidos ocupa
preferencialmente la superficie de la roca.
Cuando la superficie sólida esta completamente cubierto por una película de petróleo
esta óleo humectada, la formación sufre un calentamiento.
Cuando esta cubierto por una película de agua esta acuohumectada o también
humidificada, permite fluir más rápidamente al fluido impregnante.
CAPÍTULO IV
22
CAPÍTULO IV
4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
4.1 DEFINICIÓN
Estimulación Matricial es el tratamiento efectuado a la formación mediante ácidos y
otros compuestos químicos, a presiones moderadas de admisión. Cuando son
bombeados a altas presiones para ubicar el ácido activo a mayor profundidad pueden
fracturar hidráulicamente la formación, en este caso seconoce como un
fracturamiento.
4.2 GENERALIDADES
La acidificación se basa en las propiedades, de algunos ácidos que disuelven la roca,
de este modo agranda los canales existentes y abre nuevos canales en la roca por las
reacciones químicas entre el ácido y el componente mineralógico de la matriz; con el
propósito de restituir la permeabilidad original de la formación mejorando con ello el
flujo de fluidos en el borde del pozo.
23
Fig. N° 2 Matriz de la arenisca
Fuente: BJ Services Elaborado por: Ronald Jarrin
BJ. SERVICES determina que para obtener una máxima penetración del ácido, en la
acidificación a la matriz, el ácido debe tener baja viscosidad y baja tensión
superficial; los geles y emulsiones de ácido no deben ser usados, ya que la viscosidad
y la tensión interfacial de ellos incrementan la presión de inyección. Tambien señala
que para comenzar un trabajo de acidificación se requiere tener conocimiento del
tipo de formación, donde se realizará el trabajo, la profundidad de la misma y la
presión de fractura de la formación; antes de inyectar el químico a presión se debe
realizar una prueba de inyectabilidad, comprobando si la formación admite el flujo
de ácido, evitando que se produzca la fractura de la misma.
4.3 FLUIDOS DE TRATAMIENTO ÁCIDO
Compuestos químicos y ácidos, que están disponibles como soluciones líquidas, o
sólidas, con marcadas diferencias entre sus propiedades.
24
Tabla N° 2 Tipos de Ácidos
NOMBRE DEL ÁCIDO FÓRMULA TIPO PODER REACTIVO
Fluorhídrico
Clorhídrico
Acético
Fórmico
HF
HCL
CH3COOH
CHOOH
Inorgánico
Inorgánico
Orgánico
Orgánico
Fuerte
Fuerte
Débil
Débil
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
4.3.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS
Compuestos que son imposibles obtener un estado libre, aunque pueden obtenerse
disoluciones concentradas de los mismos, se obtiene quemando hidrogeno en
atmósfera de cloro o fluor ó destilándolos con ácido sulfúrico (H2SO4) concentrado,
teniendo:
4.3.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO (HCL)
El Ácido Clorhídrico es muy ácido, de olor irritante y muy soluble en agua; aunque
el gas seco de ácido clorhídrico no es corrosivo, la solución acuosa del mismo
reacciona con todos los metales comunes y compuestos de hierro, compuestos de
carbonato de calcio y magnesio; el ácido clorhídrico se torna en un tono amarillento
cuando se contamina con compuestos de hierro o sustancias orgánicas.
BJ SERVICES asegura que entre sus características posee una alta velocidad de
reacción en formaciones de caliza y dolomita; no forma precipitaciones insolubles.
25
4.3.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO (HF)
El ácido fluorhídrico, ataca al silice y silicatos, tales como vidrio y concreto, también
ataca caucho, cuero, ciertos metales tales como hierro fundido y varios materiales
orgánicos.
En la estimulación de pozos, el ácido fluorhídrico es comúnmente usado en
combinación con el ácido clorhídrico; las mezclas de los dos ácidos pueden ser
preparados diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua o agregando
sales de fluor al ácido clorhídrico. Las concentraciones de ácido fluorhídrico en
soluciones de ácido clorhídrico, pueden variar del 0,5% al 9%; el ácido fluorhídrico
es venenoso, solo o mezclado debe ser manejado con sumo cuidado.
4.3.3 ÁCIDOS ORGÁNICOS
Compuesto de carbono, hidrogeno y oxigeno en donde el hidrogeno presenta
propiedades ácidas, obteniendo por la oxidación aldehídos (-CHO), al sustituir el
hidrogeno por el grupo oxidrilo (OH),
4.3.3.1 ÁCIDO ACÉTICO (CH3COOH)
Este ácido orgánico incoloro y soluble en agua en cualquier proporción y en la
mayoría de los solventes orgánicos, la velocidad de corrosión es mucho menor que la
de ácidos clorhídrico y fluorhídrico (HCL: HF.
BJ SERVICES recomienda su uso cuando el ácido debe permanecer con la tubería de
revestimiento por varias horas, como cuando el ácido se utiliza como fluido de
26
desplazamiento en un trabajo de cementación; el ácido acético puro, conteniendo
menos del 1% de agua es conocido como ácido acético glacial, debido a la apariencia
de hielo de los cristales ácidos.
4.3.3.2 ÁCIDO FÓRMICO (CHOOH)
El ácido fórmico es completamente miscible en agua; en solución forma un ácido
más poderoso que el ácido acético. En la estimulación de pozos petroleros, es mas
frecuente usarlo en combinación con el ácido clorhídrico, como un ácido retardador
para pozos de alta temperatura; el porcentaje de ácido fórmico usado en tales
aplicaciones normalmente es del 8% al 10% debido a que el ácido fórmico es
versificante, debe ser manipulado con cuidado.
4.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO
4.4.1 POTENCIAL DE HIDROGENO
Cuando se estimula un pozo, es importante mantener el grado de acidez o pH bajo
para evitar los precipitados de sedimentos orgánicos insolubles. Contrariamente, al
mantener un pH bajo genera un ataque corrosivo, por esta razón el diseño del sistema
de ácido, debe ser controlado el grado de acidez según el trabajo a realizar y la
condición del pozo.
27
Tabla N° 3 Clasificación potencial de hidrogeno pH
Concentración Hidrogenioníca
pH Zona
∅ - 3 4 – 6
7 8 – 10 11 – 14
Fuertemente ácida Débilmente ácida Neutra Débilmente básica Fuertemente básica
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
4.4.2 VELOCIDAD DE REACCIÓN ENTRE UN ÁCIDO Y UNA
FORMACIÓN SOLUBLE
La velocidad de reacción, depende de la temperatura, presión, tipo y concentración
del ácido, clase de formación con la que reaccióna. Altas velocidades de reacción
pueden ser empleadas para eliminar daños del borde de pozo, Reacciones lentas son
empleadas para fracturas ácidas.
BJ SERVICES señala que la velocidad de reacción significa el tiempo que debe
transcurrir para que la reacción química se haya completado. Se considera completa
la reacción cuando se debe por una parte a que la reacción progresa muy lentamente
cuando la concentración llega a un grado muy bajo, y por otra porque es deseable
que la solución se mantenga con un pH bajo.
La temperatura y la presión son factores que afectan la velocidad de reacción, la
velocidad aumenta con la temperatura y disminuye con la presión, excepto con el
ácido fluorhídrico, en que la velocidad de reacción aumenta con la presión.
28
4.4.3 CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO USADO EN ESTIMULACIÓN
La fuerza del ácido varía del 3% al 28% por peso de agua. La fuerza del ácido
concentrado, puede ser exactamente conocida en comparación con la concentración
de otros ácidos preparados; usualmente el ácido clorhídrico esta disponible a veinte
grados Baume, otros ácidos están disponibles en concentraciones sobre los veinte y
tres grados Baume.
4.4.4 VISCOSIDAD
Se define como la propiedad de un fluido para resistir la fuerza tendiente a causar el
movimiento del fluido, debido a que los sistemas de ácido son a base de agua, su
viscosidad es generalmente un centi – poise y su comportamiento reológico es como
fluidos Newtonianos, con propiedades de flujo fáciles de predecir; cuando son
alterados por el agregado de aditivos gelificantes o polímeros, además de
combinaciones con hidrocarburos para formar emulsiones viscosas, con el fin de
retardar la velocidad de reacción, se transforman en fluidos no – newtonianos cuyo
comportamiento reológico es más complejo.
4.4.5 PRESIÓN DE FRICCIÓN
Se define como la perdida de presión o carga por el flujo de agua u otro fluido de
tratamiento como resultado de la fricción entre el fluido en movimiento y las paredes
del conducto.
La presión de fricción (Pfa) de un ácido base agua, como su viscosidad es
aproximada a la del agua, se corrige la desviación con respecto al agua en
29
tratamiento ácidos, un factor igual al peso específico (SWa) del ácido y la presión de
fricción (Pfw) del agua.
Pfa = Swa * Pfw
4.4.6 DISTANCIA DE PENETRACIÓN DEL ÁCIDO
La distancia que penetra el ácido en la formación, esta determinada por la velocidad
del flujo del ácido, el régimen de perdida de fluido en la formación y el régimen de
reacción del ácido con la formación.
La máxima penetración del ácido activo se logra cuando el primer incremento del
ácido inyectado ha sido completamente consumido o deja de reaccionar a medida
que posteriores incrementos de ácido activo continúan su reacción con la formación
no penetra más allá, desde el borde del pozo que el primer incremento de ácido.
4.4.7 TENSIÓN SUPERFICIAL
Todas las moléculas de un líquido, excepto las que están en la superficie, son
atraídas entre si por atracción molecular, desde todos los costados, las moléculas de
superficie, estando en contacto con aire, gas, vapor, u otros líquidos, están solo
parcialmente rodeados por las moléculas del líquido; por lo tanto son atraídos por
una sola dirección, hacia el líquido. En la estimulación es importante debido a la
influencia en la formación de emulsiones agua – petróleo, en la remoción de bloques
por agua, en la penetración del ácido en materiales porosos como incrustaciones en
la dispersión y sus pensión de fluidos y en la resistencia de la recuperación del ácido
gastado.
30
La Tensión Superficial puede ser modificada por moléculas de algunos productos
químicos orgánicos o agentes tensoactivos, los cuales reducen la tensión superficial.
4.4.8 CORROSIÓN
La corrosión de metales de pozo, es un fenómeno que se origina durante el
tratamiento ácido, el cual es aceptado siempre y cuando se controle para que no pase
de los valores mínimos estándar (0,05 Lb/ff2) por día; en la estimulación con ácido
clorhídrico no inhibido es el más corrosivo, y solo unos pocos metales comerciales
son resistentes a la acción del ácido; para controlar este problema se efectúa mezclas
con inhibidores de corrosión.
4.5 ADITIVOS PARA LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO
Los fluidos para un tratamiento ácido son modificados mediante otros compuestos
químicos que le dan alta viscosidad, baja pEerdida de filtrado, baja tensión
interfacial, prevención de emulsiones, acciones de retardo, control de las
precipitaciones, y otras características que les permite cumplir con ciertas
condiciones especiales del pozo en tratamiento.
4.5.1 AGENTES TENSOACTIVOS
Cuando se unen los líquidos inmiscibles como el agua y el petróleo, se crea una
interfase que actúa como una película que previene la mezcla de los líquidos. La
fuerza necesaria para romper esta película molecular es una medida de la resistencia
de la interfase o tensión interfacial; generando una emulsión de elevada viscosidad.
31
Cuando se inyecta una solución ácida en una formación, el movimiento de un fluido
a través del otro, hace posible una emulsión, en donde la viscosidad reduce la
posibilidad de fluir la solución a la formación. En función de la permeabilidad de la
roca, para que esto no ocurra se debe añadir reductores de tensión superficial a la
solución ácida el cual disminuye la estabilidad de la emulsión; estos productos
reductores de la tensión según BJ SERVICES se pueden nombrar:
4.5.2 AGENTES SURFACTANTES
Son productos químicos que tienen la propiedad de disminuir la tensión superficial o
interfacial y permite controlar la formación de emulsiones o destruir las que están
formadas. La mayoría de surfactantes pueden estar constituidos en dos partes una
parte está hecha de hidrocarburos solubles e insolubles en agua, la otra parte es un
grupo soluble en agua; al seleccionarse el tipo y la cantidad del agente surfactante.
En general los surfactantes se dividen en:
4.5.2.1 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO ANIÓNICO
Son químicos orgánicos cuyas moléculas se ionizan al contacto con el agua, estos
surfactantes están siempre en solución acuosa con un ion positivo como, sodio (Na+),
calcio (Ca2+), o potasio (K+), en donde desempeña el fenomeno de tensión
superficial. La partícula cargada negativamente es la parte que se orienta a la
superficie del líquido o a la interfase entre el agua y el petróleo. Con una terminación
soluble en agua.
32
4.5.2.2 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO CATIONICO
Son químicos orgánicos cuyas moléculas se ionizan en contacto con el agua, sin
embargo los cambios son vertidos; la parte cargada negativamente se encuentra
dentro de la solución acuosa con un ion negativo como, cloro (Cl-), grupos oxidrilos
(OH-), yodo (I-), la partícula cargada positivamente consiste de una parte soluble de
petróleo en agua, conteniendo la superficie activa, orientado a la superficie de la
interfase.
4.5.2.3 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO NO IÓNICO
Son químicos orgánicos, cuyas moléculas no ionizan en contacto con el agua, estos
surfactantes no poseen carga, por lo tanto tienen terminaciones solubles en agua y
solubles en petróleo, obteniendo su solubilidad en agua por la ramificación de una
cadena larga de hidrocarburos y adicionada a una molécula soluble como el
polihídrico de alcohol.
4.5.2.4 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO AMPHOTERIC
Este Surfactante actúa como un surfactante cationico, si la solución es básica, el
surfactante actúa como un surfactante aniónico.
Estas propiedades son derivadas de la naturaleza del surfactante principal, teniendo
dos grupos de carga opuesta; el uso de este tipo de surfactantes son limitados a
inhibidores de corrosión.
33
4.5.2.5 AGENTES INHIBIDORES DE CORROSIÓN
En un tratamiento de estimulación ácida se diseña usando un inhibidor químico que
proteja la tubería.
Los inhibidores retardan la velocidad de reacción del ácido con el acero. Los
inhibidores actúan interfiriendo la producción de hidrogeno en la región catódica, en
vez de ejercer una acción directa con la solución del metal.
4.6 TIPOS DE INHIBIDORES
4.6.1 INHIBIDORES ORGÁNICOS
Estos permiten un efectivo punto para controlar la corrosión en pozos con petróleo
agrio y en acidificación en pozos de petróleo y gas. Los inhibidores son largas
cadenas de componentes de nitrógeno, que forman una película en las superficies de
metal, creando una barrera para la corrosión. La eficiencia de la película depende de
la concentración de inhibidor y el tiempo de contacto de la superficie con el metal.
4.6.2 INHIBIDORES INORGÁNICOS
Estos inhibidores son usados en sistemas de enfriamiento cerrado; solamente un
inhibidor inorgánico puede ser usado en la acidificación para humectar la superficie
del hierro, una pequeña cantidad de metal de arsénico es depositado como una
película porosa, reemplazando a la cantidad de hierro correspondiente que va
mezclado en la solución, por lo tanto la superficie del arsénico concentra la reacción
y produce el hidrogeno.
34
4.6.3 INHIBIDORES INTENSIFIERS
Estos son aditivos que trabajan con ciertos inhibidores de corrosión ácida, para
permitir la protección de las superficies de metal por largos periodos de tiempo a
altas temperaturas; permite operar con temperaturas entre [250–350] ºF y puede
proteger todo tipo de metales como aleaciones de aceros de cromo o aceros al
carbón.
4.7 AGENTES SECUESTRANTES
Los tratamientos ácidos pueden precipitar hidróxidos de hierros insolubles al agua,
producidos a partir de las incrustaciones de sulfuro, hierro, carbonato de hierro, y
óxido de hierro, que se encuentran en la tubería de producción y revestimientos.
Al inyectar una solución ácida, disuelve en parte cualquiera de las incrustaciones y
las transporta a la formación como nuevos compuestos o minerales de hierro.
Los agentes secuestrantes son usados para controlar la precipitación de depósitos de
hierro a partir de la solución del ácido gastado; los secuestrantes previenen la
reacción por un determinado periodo de tiempo.
4.7.1 CLASIFICACION DE LOS AGENTES SECUESTRANTES
4.7.1.1 AGENTES SECUESTRANTES ORGÁNICOS
Son compuestos de iones de hierro ferroso y hierro ferritico, los cuales son estables y
solubles en agua, por composición del hierro, la reacción hierro – ácido es reducida y
su precipitado normal insoluble son inhibidos en la solución del ácido gastado,
35
previniendo la formación de hidróxido ferrico sobre los valores de pH aproximados a
siete.
Los ácidos orgánicos usualmente son ácidos cítricos, ácidos acéticos, ácidos lácticos,
o la mezcla de estos ácidos.
4.7.1.2 AGENTES SECUESTRANTES REDUCTORES
La función es convertir el hierro ferrico en solución a hierro ferroso y mantenerlo en
estado de oxidación, la eliminación de los iones de hierro previene la precipitación
de los hidróxidos ferricos. Estos materiales actúan para mantener el pH bajo y
retardar la precipitación de componentes de hierro insolubles.
4.7.1.3 AGENTES SECUESTRANTES QUELANTES
Son químicos estables y solubles en agua, con mezclas complejas de iones de hierro
ferroso, y hierro ferrico, su reactividad es reducida y sus productos insolubles en este
estado son inhibidos; los agentes quelantes utilizan los siguientes ácidos:
a) Ácido Etilen – diamin – tetra acético (EDTA), posee baja solubilidad en agua y
muy lenta rata de disolución en ácido o condiciones de superficie.
b) Tetra – Sodio EDTA y/o di – sodio EDTA, este material no es recomendado en el
uso de ácidos que contengan ácido fluorhídrico o ácido clorhídrico en
concentraciones mayores que el 15% HCL.
c) Ácido Nitrilo – Acético (NTA), este ácido es soluble levemente en aguay debe
ser mezclado solamente en el ácido, se usa en sistemas HCL: Hf en
36
concentraciones desde 3% hasta 28% de HCL; el NTA reacciona con el ion de
calcio (Ca+) para formar sales que son solubles en agua o ácido gastado.
d) Tri – sodio NTA, este producto no es recomendado para sistemas de ácido
fluorhídrico por el alto contenido de sodio.
e) Ácido cítrico, es el más común agente quelante, esta compuesto una solución
acuosa al 50% contiene cinco libras de ácido cítrico por galón; puede ser usado
en todas las soluciones ácidas incluyendo HCL al 28% y sistemas HCL: HF.
4.7.1.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN
Estos químicos actúan minimizando la cantidad de turbulencias de los fluidos que se
desplazan por la tubería.
Todos los reductores de fricción, son polímeros naturales o sintéticos de cadena
larga; cuando los polímeros están en estado seco se asemejan a espirales
comprimidos, cuando se humectan los espirales se estiran, entonces los polímeros en
la solución ácida actúan como una multitud de capas elásticas que suprimen la
turbulencia.
La clasificación de los reductores de fricción se lo realiza por su fluido base usados
en la estimulación; (a) hidrocarburos, como kerosene, diesel o petróleos crudos, son
polímeros no iónicos y geles jabonosos formados en el lugar; (b) los acuosos, como
agua, salmuera, o soluciones de ácido clorhídrico.
37
4.7.1.5 AGENTES DE SUSPENSIÓN
Mantienen las partículas finas de arcillas y compuestos silicios, que luego de
permanecer taponando la permeabilidad de la formación, han sido removidos
después de un trabajo de estimulación ácido, efectuado en calizas y dolomitas con
impurezas, para posteriormente ser eliminadas de la formación mediante flujo de
pozo, pistoneó o por expansión de nitrógeno.
Estos aditivos pueden ser agregados a la mayoría de los tratamientos de solución
ácida.
4.7.1.6 AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FLUIDO
En un tratamiento ácido matricial posee una baja viscosidad y un alto régimen de
reacción con la mayoría de las formaciones productivas, el ácido por si solo es un
fluido muy poco eficaz para obtener una penetración profunda, un aditivo que
controla la pérdida de fluido; confina el ácido activo en los canales de flujo,
reduciendo su pérdida por filtrado, esto resulta en una penetración más profunda en
la formación con un determinado volumen de solución de tratamiento.
4.8 ÁCIDOS ENERGIZADOS
El uso del nitrógeno (N2) en acidificaciones especialmente en reservorios de baja
presión reduce la necesidad del pistoneó para recuperar las soluciones ácidas,
inyectadas. El N2 comprimido ayuda a empujar los fluidos del tratamiento hacia
fuera de la formación cuando se abre el pozo, además, cuando se usa nitrógeno como
38
fluido de cabeza, ayuda a limpiar el pozo sin hacer una carrera de limpieza con el
tubing.
Debido a que el N2 aumenta la velocidad de los fluidos que retornan, puede retirar
los precipitados que se forman durante los tratamientos de acidificación, y los finos
insolubles que pueden dañar la formación, por este motivo MCLEOD los denomino
“ácidos energizados”. Cada trabajo de acidificación usando nitrógeno debe ser
diseñado individualmente, las variables de pozo, peso específico de diferentes
fluidos se debe considerar y combinar con los datos de retorno de flujo, datos de
bombeo para determinar la relación nitrógeno – ácido más apropiado.
4.8.1 CARACTERÍSTICAS DEL N2
El nitrógeno es un gas incoloro, inodoro, y no tóxico que compone el 78% de la
atmósfera terrestre.
El nitrógeno se transporta a la locación en su estado líquido y luego se convierte en
gas a un régimen controlado; al ser completamente inerte en su estado gaseoso no
reacciona adversamente con ningún fluido de tratamiento o de la formación, es
levemente soluble en agua, petróleo y otros líquidos.
4.8.2 MANERAS PARA REALIZAR LOS ÁCIDOS ENERGIZADOS
BJ Services describe dos maneras para realizar los sistemas de ácidos energizados,
las cuales son:
39
4.8.3 ACIDIFICACIONES CON NITRÓGENO
Durante una acidificación con N2, este ayuda a aumentar la penetración de los
fluidos en la formación, las burbujas del nitrógeno reducen la perdida por filtrado
bloqueando temporalmente los espacios porales, la capacidad de flujo del N2,
incorporado al fluido de acidificación es útil por si falta una bomba durante el
bombeo, se abre el pozo y se deja salir el fluido antes que se gaste; la operación se
reanuda luego de superar el problema presentado.
4.8.3.1 FORMAS PARA DESPLAZAR LOS FLUIDOS DEL POZO CON N2
Existen dos formas:
4.8.3.1.1 DESPLAZAMIENTO POR CIRCULACIÓN
El N2 se bombea a través del CTU y los fluidos son circulados desde el pozo a
superficie, entonces el nitrógeno no puede ser purgado y el pozo evaluado, o puesto
en producción.
4.8.3.1.2 DESPLAZAMIENTO POR INYECCIÓN
El fluido es forzado dentro de la formación en lugar de ser circulado fuera del anillo,
esta técnica se usa para desplazar los fluidos de estimulación dentro de la formación,
en este procedimiento se conecta la línea de nitrógeno a la cabeza de pozo y se
espera la caída de presión cuando el nitrógeno llega a la formación.
40
4.8.4 ACIDIFICACIÓN CON ESPUMA
La espuma se usa para limpiar rápidamente el ácido, además ayuda a transportar los
finos liberados hacia la superficie; el ácido con espuma puede usarse para desviarse
el ácido desde una formación hacia otra.
La espuma es una emulsión gas – agua con aproximadamente el 1% de surfactante
actuando como emulsificante, se obtiene una espuma estable con baja perdida por
filtrado cuando la espuma en condiciones de fondo de pozo esta compuesta de 52 –
95% de nitrógeno, siendo líquido el volumen restante; el líquido es la fase continua y
puede ser ácido, metanol, agua gelcificada o hidrocarburos.
Los ácidos espumados, no requieren caudales de bombeo elevados; para los
tratamientos de matriz se usa una espuma de calidad del 60 – 70% la cual brinda un
control adecuado de la viscosidad; normalmente el ácido con espuma es precedido
por un ácido nitrogenado, debido a la baja viscosidad del ácido nitrogenado, permite
una mejor penetración. Inmediatamente de obtener la penetración inicial de la
formación, la espuma se bombea con una calidad del 65 – 80% para lograr una
mayor penetración debido a la baja pérdida por filtrado.
4.9 TIPOS DE ÁCIDOS
BJ SERVICES clasifica a los ácidos de acuerdo a su aplicación, concentración, así
tenemos las acidos: noemal, limpiador y retardado.
41
4.9.1 ÁCIDO NORMAL
Está constituido por un 15% de ácido clorhídrico y un agente inhibidor, utilizado en
calizas y dolomitas.
4.9.2 ÁCIDO LIMPIADOR
Sirve para limpiar el pozo después de haber terminado la perforación para remover
los fluidos de perforación o, después de acidificar el pozo limpiarlo de los ácidos
utilizados; usualmente son ácidos clorhídricos o sistemas de ácidos HCL: HF.
4.9.3 ÁCIDO RETARDADO
Son aquellos en que la reacción del ácido demora un tiempo prudencial en la
formación, para aumentar la penetración del ácido no gastado, es recomendado para
el tratamiento de formaciones altamente soluble; existen varios tipos de ácidos
retardados como:
4.9.3.1 ÁCIDO RETARDADO GELATINOSO
Este ácido tiene una alta viscosidad, debido a esto se necesita mayor presión de
inyección, además de mayor tiempo de operación.
4.9.3.2 ÁCIDO RETARDADO EMULSIFICADO
Este tipo de ácido se emulsiona con el agua de inyección o con el agua de formación,
permitiendo de esta forma una mayor penetración del ácido en la formación.
42
4.9.3.3 ÁCIDO QUÍMICAMENTE RETARDADO
Es una mezcla de diesel o kerosene, ácido clorhídrico al 15% y un hinhibidor de
corrosión. Este ácido utiliza químicos, que hace que la reacción del ácido se retarde
un tiempo específico, usado en acidificaciones matriciales en donde el volumen del
tratamiento es grande.
4.9.4 ÁCIDO EMULSIFICADO
Los ácidos emulsificados son utilizados para que el tiempo de reacción supere al
tiempo de desplazamiento debido a su alta viscosidad el régimen reflujo es
turbulento y su comportamiento es No – Newtoniano, por este razon necesita mayor
presión de inyección, entre estos está el ácido de lata viscosidad, el cual tiene una
baja pérdida de fluido y permite la penetración del ácido no gastado.
4.9.5 SISTEMAS DE ÁCIDOS
Son mezclas especiales de ácidos requeridos para estimular formaciones y se realiza
para modificar algunas propiedades de los fluidos de tratamiento; según BJ
SERVICES los sistemas de ácidos más importantes son:
4.9.5.1 ÁCIDOS FLUORHÍDRICO Y CLORHÍDRICO (HF y HCL)
El ácido fluorhídrico reacciona con areniscas, arcillas, limos y fluidos de
perforación.
El ácido clorhídrico en estas formulaciones segúntiene tres propósitos:
a) Actuar como un convertidor para producir ácido fluorhídrico del cloruro de
amonio.
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b) Disolver el material del ácido hidroclorhídrico soluble y prevenir el desgaste
prematuro del ácido fluorhídrico.
c) Prevenir la precipitación del cloruro de calcio.
4.9.5.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS
Los ácidos acético y fórmico con el ácido clorhídrico, se utiliza como alternativa por
la gran capacidad de disolución del ácido con una acción retardada.
El ácido acético es utilizado en concentraciones del 5 al 20%.
El ácido fórmico, normalmente se usa en concentraciones menores del 10%; se
dispone en cuatro formulaciones, DR 9:1, DR 8:2, DR 7:3 y DR 5:5.
Estas formulaciones se usan a altas temperaturas por su bajo grado de reacción.
4.9.5.3 ÁCIDO CLORHÍDRICO Y METANOL
Es una mezcla de baja tensión superficial, esto permite al ácido empleado limpiar la
matriz de la formación en una forma rápida y completa en la mayoría de los casos,
que cuando son usados agentes activos de superficie convencional.
La técnica alcohol–ácido es específicamente recomendada para formaciones
productoras de gas y para lagunas áreas problema en formaciones productoras de
aceite.
CAPÍTULO V
44
CAPÍTULO V
5. TRATAMIENTO QUÍMICO PARA CONTROLAR LA INYECCIÓN
En este se utiliza los químicos requeridos para solucionar los problemas que se
presentan en el campo y para poder controlar la inyección del mismo en cantidades
apropiadas.
5.1 INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN
Los inhibidores de incrustación son químicos los cuales retardan, reducen o
previenen la formación de incrustación cuando se añaden en pequeñas cantidades a
un agua normalmente incrustante tubería o los recipientes. 6 Los inhibidores de
incrustación usados comúnmente son: Esteres fosfatos, Fosfonatos, Polímeros, etc.
5.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN
Los inhibidores de corrosión son materiales que, cuando están presentes en un
sistema en cantidades relativamente pequeñas, reducen la pérdida del metal ya que
atacan la corrosión. Estos inhibidores forman una barrera protectora en la superficie
del metal contra los agentes corrosivos7.
5.2.1 TIPOS DE INHIBIDORES.- Anódico, Catódico, Ohmico, Orgánico
6 Problemas Iniciados por el Agua en las Operaciones de Producción.- Howard J. EnDean, Raymond D. Shelton “Champion Technologies, INC”. Houston, Texas. 7 Tratamiento de Aguas de Formación , Álvarez Corrales Cléber.- Fidel “Universidad Tecnológica Equinoccial” 1997, Tesis de grado, Quito.
45
APLICACIÓN
Los inhibidores orgánicos son suministrados en forma de líquido y son inyectados
con bombas de químico. El químico es a menudo diluido para una fácil aplicación.
En climas fríos el químico debe ser preservado (usualmente con alcohol) o guardado
en un cuarto térmico. Si el químico es preservado, este debe ser compatible con el
alcohol. El alcohol causará que algunos inhibidores en solución precipiten.
Los inhibidores son inyectados dentro de los sistemas de agua sobre una base
continua. Un buen inhibidor debería ser efectivo a una concentración de 5-25 ppm.
5.3 FILTRACIÓN
La filtración es el principal método empleado para clarificar el agua en operaciones
de campo. Los medios filtrantes más comúnmente usados son arena, carbón de
antracita y carbón (grafito).
Los diferentes tamaños del medio filtrante son colocados en un recipiente en forma
de capas. En el fondo se colocan las partículas más grandes del medio filtrante, y las
sucesivas capas se componen de partículas de diámetro más pequeño” 8.
8 Problemas Iniciados por El Agua en las Operaciones de Producción, Howard J. EnDean, Raymond D. Shelton “Champion
Technologies , INC”. Houston, Texas.
CAPÍTULO VI
46
CAPÍTULO VI
6. TRATAMIENTO AL DAÑO DE FORMACIÓN
Los técnicos de BJ establecen que, si el tipo de daño es tratable con soluciones
ácidas como invasión de sólidos, migración de finos, hinchamiento de arcillas, y
algunas precipitaciones químicas, se debe considerar la inyección del ácido. Los
materiales que causan daño físico a la permeabilidad frecuentemente no son disueltos
por el ácido, el daño se remueve según dos mecanismos distintos que pueden actuar
concurrentemente.
El ácido agranda los espacios porales y libera los sólidos que taponan la
permeabilidad.
El ácido crea canales de flujo alternativos, relativamente grandes y que se extienden
más allá de la zona dañada y que ofrecen una derivación al flujo de fluidos.
El tratamiento ácido al daño de formación pude reducir varias clases de resistencia al
flujo como:
(a) baja permeabilidad natural de la formación puede reducir varias clases de
resistencia al flujo como.
(b) conductividad ilimitada de fisuras naturales o inducidas.
(c) daños a la formación debido a fluidos de perforación, completación o por arcillas
desestabilizadas.
(d) permeabilidad reducida en el borde del pozo a causa de incrustaciones.
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(e) reducción del diámetro efectivo de la tubería de producción por acumulación de
escala.
En el tratamiento ácido al daño de formación puede estar influenciado por:
La temperatura de la formación.
La velocidad de reacción del ácido se incrementa con la temperatura, según BJ
recomienda reducir las concentraciones de los ácidos empleados.
6.1 PREPARACIÓN DEL POZO
Los fluidos deben salir de superficie viajar a través de los punzonados hacia la
formación, en forma que la solución ácida pueda reaccionar con los sólidos que
ocasionan el daño.Cada componente como tuberías, tanques de almacenamiento de
ácido, bombas,etc, deben estar completamente limpios antes de bombear el ácido a la
formación a tratarse. El bombeo de ácido a través de la tubería remueve los sólidos
depositados en la superficie de la tubería. Los sólidos insolubles en ácido como la
grasa de tubería, parafina, incrustaciones de yeso o baritina pueden taponar los
punzonados9. Los sólidos solubles al ácido como el carbonato de calcio puede gastar
el ácido.
Para yacimientos de alta presión se puede bombear el ácido por tubería hasta el
fondo y luego reversar a superficie.
En yacimientos de baja presión, donde la columna hidrostática del ácido es mayor, se
puede usar ácido espumado y luego reversar a superficie.
9 MACLEOD, Harry, Acidificación matricial, Society Petroleum Engineering Publishing, mayo 1992, p.p 2 – 6; 11 – 21.
48
6.2 COLOCACIÓN DEL ÁCIDO Y COBERTURA
Los fluidos bombeados a la formación, toman el camino de menor resistencia, en el
tratamiento normal el ácido penetra a la formación por los punzonados menos o no
dañados, cuando esto sucede la acidificación no obtiene buenos resultados; un
tratamiento ácido bien diseñado no será efectivo a menos que se lo coloque
apropiadamente.
6.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO
Los resultados de los análisis de laboratorio, nos permite encontrar las posibles
causas del problema; los depósitos de lodo de perforación complicaron con el
contacto con el agua de formacion; otro motivo son los cambios de temperatura en
fondo de pozo o el cambio de presión en la cara de la formación, la cual es lo más
probable.
6.4 DISEÑO DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL
El diseño y planificación de un tratamiento matricial debe especificar no solo los
volúmenes y tipos de fluidos a inyectar, sino también el caudal de inyección
admisible y la presión de tratamiento para evitar la fracturación; además, se debe
especificar la secuencia administrativa y operativa para el desarrollo del tratamiento.
6.4.1 PROGRAMA DE ESTIMULACIÓN
En el programa de estimulación estuvo dirigido a realizar una estimulación selectiva
de matriz mediante Packer R3 de Pruebas, Tapon Recuperable y Tapon Puente
49
Recuperable (RBP) a las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu Superior e Inferior del
pozo Jaguar 12 del Campo Jaguar.
6.4.1.1 DATOS DEL POZO
Nota: Las profundidades medidas son con referencia al bushing del Kelly del rig.
Pozo: Jaguar 12.- Inyector de Agua de Formación
CASING SUPERFICIAL: 13-3/8”, K-55 BTC 61 #/ft, 12.515” I.D., 0.1521 bbl/ft Asentamiento (tope) a: 4,931 ft MD
LINER DE PRODUCCIÓN: 9-5/8”, 47 #/ft, N-80
BTC, 8.681” I.D., 0.0732 bbl/ft Tope del Liner: 4,628 ft MD 4,622 ft TVD Fondo del Liner: 7,236 ft MD 7,087 ft TVD PBTD: 7186 ft MD
SARTA DE TUBERIA (Workstring) 3 1/2", 9.3 #/ft, 2.992”
I.D., 0.00870 bbl/ft Gradiente de Temperatura 1.45 0F / 100 ft
50
Tabla N° 4 Datos de Perforación
Formación
Intervalos Perforados /ft
Profundidad a mitad de las Perforaciones
TVD
BHST/
0F
BHP psi
Perm. (md)
Orteguaza
5,148 – 5,158 (10) 5,175 – 5,195 (20)
5,137
155
40 md
Tiyuyacu Superior
5,942 – 5,948 (06) 5,954 – 5,992 (38)
5,891
165
2,400
130 md
Tiyuyacu Inferior
6,971 – 7,022 (51) 7,033 – 7,058 (25) 7,062 – 7,100 (38) 7,106 – 7,145 (39) 7,150 – 7,166 (16)
6,909
180
3,000
150 md
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
Tabla N° 5 Datos de Desviación del Pozo
PROFUNDIDAD
DE ESTUDIO (FT)
PROF. VERTICAL
VERDADERA
(FT)
INCLINACIÓN
(GRAD)
3044 3043.95 00.21
4466 4464.14 10.03
4854 4837.36 19.40
6086 6003.62 18.49
7240 7090.82 20.65
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
51
6.5 OBJETIVOS DE LA ESTIMULACION
Jaguar 12 WDW # 1 es un pozo sumidero de agua. Los objetivos del tratamiento son:
Tratar los residuos de barro PHPA y tratamiento oxidante antes de un tratamiento de
estimulación acida.
Realizar la estimulación selectiva de los diferentes intervalos de acuerdo con el
análisis de núcleos y recomendaciones del laboratorio de las formaciones Orteguaza,
Tiyuyacu Superior y la Inferior.
Uso del packer de prueba R3 y del tapón Retreivable Bridge Plug (RBP) para tratar
selectivamente cada intervalo perforado.
52
Fig. N° 3 ESQUEMA DEL POZO
UBICACIÓN EN SUPERFICIE 347,074.360 mE
Desviacion maáxima del pozo : 20.65 deg. @ 7240' MD (7095' TVD)
"A" Seccion del cabezal.
ABB, 13 3/8" x 5 1/2" Tbg. Hgr., CWCT-FGH.
(A 3 1/2" section "B" & 5 1/2" section "C" )
KOP at 3917' MD (3917' TVD)
K-55, 61 ppf, BTC.
Perforaciones
Guia de Entrada 5 1/2" @ 5019' MD
PBTD @ 7186'MD
Liner de Produccion @ 7236' MD / 7087' TVD9 5/8" N-80, 47 ppf, BTC
TDMD: 7240' / 7095' TVD
POZO: JAGUAR 12 WDW #1 LOCACION:
RT ELEV: 790.30 FT 9,982,494.780 mN
9 5/8" Packer Baker F-1 Top @ 4988'MD
GL ELEV: 760.30 FT
RT: 30 FT
5146’- 5156’, 5175' - 5196'
(31 ft)
Upper Tiyuyacu5942’- 5948’, 5954' - 5992'
Orteguaza
(169 ft)
(44 ft)
Lower Tiyuyacu6,971’- 7,022’, 7,033' - 7,058', 7,062' - 7,100'
7,106’- 7,145’, 7,150' - 7,166'
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
53
Tabla N° 6 POZO: JAGUAR 12-1WD INYECCION DIARIA DE AGUA Fecha Inyección Presión Diaria
Diaria de Agua en el Cabezal bbl Psia
19-oct-10 1476 1000
20-oct-10 2474 1000 21-oct-10 2976 1500 22-oct-10 2700 1500 23-oct-10 3022 1850 24-oct-10 3997 1860 25-oct-10 4190 1860 26-oct-10 2095 1860 27-oct-10 0,1 0,1 28-oct-10 0,1 0,1 29-oct-10 0,1 0,1 30-oct-10 0,1 0,1 31-oct-10 11210 1900
01-nov-10 9950 1800 02-nov-10 10256 1820 03-nov-10 9707 1830 04-nov-10 14651 1910 05-nov-10 11399 1740 06-nov-10 12180 1850 07-nov-10 12617 1850 08-nov-10 11319 1860 09-nov-10 10620 1850 10-nov-10 10253 1850 11-nov-10 9998 1860 12-nov-10 10314 1870 13-nov-10 8074 1800 14-nov-10 10085 1820 15-nov-10 4243 1780 16-nov-10 9718 1810 17-nov-10 7490 1800 18-nov-10 4269 1700 19-nov-10 9821 1700 20-nov-10 0,1 0,1 21-nov-10 0,1 0,1 22-nov-10 0,1 0,1 23-nov-10 0,1 0,1 24-nov-10 7650 1960 25-nov-10 16035 1840 26-nov-10 7474 1300 27-nov-10 8700 1520 28-nov-10 8705 1540 29-nov-10 11138 1870 30-nov-10 13746 1900
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
HISTORIA DE LA INYECCION DE AGUA
Varios núcleos fueron tomados de todas las
pruebas de compatibilidad se ejecutaron a diferentes concentraciones y sistemas.
De acuerdo con este estudio realizado, las mejores estimulaciones fueron elegidas
para cada intervalo.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
19-O
ct-10
21-O
ct-10
23-O
ct-10
25-O
ct-10
Inyección Diaria de agua bbl
Fig. N° 4 JAGUAR 12-1WD
HISTORIA DE LA INYECCION DE AGUA
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
Varios núcleos fueron tomados de todas las formaciones, solubilidad al ácido y
pruebas de compatibilidad se ejecutaron a diferentes concentraciones y sistemas.
De acuerdo con este estudio realizado, las mejores estimulaciones fueron elegidas
27-O
ct-10
29-O
ct-10
31-O
ct-10
02-N
ov-10
04-N
ov-10
06-N
ov-10
08-N
ov-10
10-N
ov-10
12-N
ov-10
14-N
ov-10
16-N
ov-10
18-N
ov-10
20-N
ov-10
Inyección Diaria de agua bbl Presión diaria en Cabezal psia
formaciones, solubilidad al ácido y
pruebas de compatibilidad se ejecutaron a diferentes concentraciones y sistemas.
De acuerdo con este estudio realizado, las mejores estimulaciones fueron elegidas
22-N
ov-10
24-N
ov-10
26-N
ov-10
28-N
ov-10
30-N
ov-10
Presión diaria en Cabezal psia
55
Con el fin de tratar cualquier residuo de barro en la formación un sistema oxidante
ha sido elegido a fin de eliminar y evitar cualquier reacción negativa con el ácido.
Previo a las operaciones de reacondicionamiento del pozo Jaguar, un registro de
inyección se corrió en este pozo, mostrando que la mayor parte del fluido inyectado
va a la formación Orteguaza (aprox. 60%). Otro 25% se va en las perforaciones
superiores de Tiyuyaco inferior. Otro 10 % adicional va a la formación Tiyuyaco
superior. El 5% que falta va a dentro de las perforaciones en medias de la Tiyuyaco
inferior.
Es muy importante mencionar que el 12% de todas las perforaciones se encuentran
en Orteguaza y formación está tomando casi el 60% del fluido (Esta formación fue
reportada como la menos permeable, 40 md).
El Tiyuyaco Inferior, parece ser la formación más permeable y teniendo casi el 70%
de todas las perforaciones está tomando sólo el 31% del fluido inyectado. Se espera
un gran daño en esta zona y todos los tratamientos se orientaran a esta arena
preferentemente.
La tabla siguiente muestra composición fluido.
56
Tabla N° 7 Fluido Acondicionador para el tubing al 7.5% HCl
Producto Descripción Ingredientes para 1000 gal
Agua Agua 803 gal
HCl 34% Acido Clorhídrico al 35% 195 gal
CI-25 Inhibidor de Corrosión 2 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
6.6 TRATAMIENTO DE LOS RESIDUOS DE LODO
(PHPA Mud Residues Treatment)
A pesar de que un sistema de barro PHPA ha demostrado ser bueno en la
estabilización de la pizarra, ahí utilice, es aún más polimerizado por tratamiento con
ácidos fuertes, formando un precipitado gelatinoso gomoso. Por lo tanto, no es
recomendado bombear directamente los acidos fuertes para tratar sistemas de barro
PHPA.
En razón de que hubo algunas pérdidas de barro experimentados durante la fase de
toma de nucleos de este pozo, se recomienda realizar un tratamiento con
hyperchlorito de sodio. Este tratamiento limpiara cualquier residuo en la formación y
también limpiara las perforaciones.
Adicionalmente a este efecto químico se recomienda utilizar el RotoJet para limpiar
las perforaciones y aprovechar las ventajas de su efecto mecánico, ya demostrado en
otros pozos.
57
No se puede olvidar que se debe sacar el tratamiento de Hyperchlorito de sodio
bombeado al pozo antes de llevar a cabo cualquier tratamiento de estimulación ácida
6.7 DATOS DE MINERALÓGIA
Estudios preliminares sobre los núcleos de estas formaciones revelaron los siguientes
resultados:
Tabla N° 8 Análisis Mineralógico con Rayos X
Phase Orteguaza Upper Tiyuyacu Lower Tiyuyacu
Quartz 74 87 88
Plagioclase 10 tr nd
K-feldspar tr nd nd
Pyrite nd 1 nd
Illite (and/or) Mica 3 2 tr
Kaolinite 6 6 3
Chlorite 6 3 2
Illite90/Smectite10 tr nd 6
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
Tabla N° 9 Solubilidad al Acido
Formación HCl%
7.5 15 28
Orteguaza 2.4 2.7 3.0
Tiyuyacu Superior 1.6 1.7 2.3
Tiyuyacu Inferior 2.1 2.9 3.5
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
58
Las muestras han restringido la solubilidad en ácido clorhidrico HCl, y ya no hay la
posibilidad de escala de carbonato, entonces poco beneficio se espera con el uso del
HCl.
La única reacción puede ser con el cemento.
Fig. N° 5 Granos cubiertos por arcilla y cementado con calcita
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
El ácido orgánico, ácido acético, ha demostrado ser el mejor ácido para utilizar en
presencia de clorita. La caolinita es abundante, 6%. El potencial de finos móviles es,
por tanto, de consideración. La presencia de zeolitas requiere evitar el HCl.
59
Fig. N° 6 Matriz de la Roca.- Zeolita
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
Al contacto con la Zeolita, el HCL deja como reciduo un gel de sílice (daño
secundario).
El tratamiento de estimulación ácido recomendada es un “Regular Strength BJ
Sandstone acid”. Este sistema también es recomendado para desplazar el tratamiento
ácido profundamente en la formación (5 a 10 pies), antes de detener el bombeo.
6.7.1 FLUIDOS DE ESTIMULACION
Por referencias de pruebas de flujo realizadas en núcleos, se recomienda el
tratamiento para estimular las formaciones siguientes.
60
6.7.1.1 FORMACIONES: ORTEGUAZA, TIYUYACO SUPERIOR E
INFERIOR
Volúmenes:
BJ recomienda un mínimo de 75 gal/ft para el preflujo y para el tratamiento de
posflujo. El tratamiento principal debe ser bombeado a 50 gal/ft.
El sobreflujo debe ser de 100 gal/ft y el desplazamiento tal que el tratamiento total se
coloca alrededor de 5 a 10 pies dentro del reservorio antes de parar el bombeo.
PREFLUJO 10% Acido HCl S3
TRATAMIENTO PRINCIPAL Acetic Half Strength Sandstone Acid TM
POSFLUJO 10% Acido HCl S3
SOBRE FLUJO 3% Solución de cloruro de Amonio.
PREFLUJO/POSFLUJO:
Nombre: 10% de HCl S3
Fluido Base: Agua fresco filtrada a 2 microns
61
Tabla N° 10 10% HCl S3 Acid
PRODUCTO DESCRIPCIÓN INGREDIENTES
PARA 1000 GAL
Agua Agua 688 gal
HCl (34%) Acido clorhídrico 263 gal
HV AcidTM Acido marca registrada 8 gal
CI-25 Inhibidor de corrosión 5 gal
Claymaster 5C Estabilizador de Arcillas 2 gal
F-300L Agente controlador de
hierro
10 gal
US-40 Solvente 20 gal
NE-118 Surfactante 2 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
6.7.1.2 TRATAMIENTO DE ESTIMULACION PRICIPAL: Nombre: Acetic Half Strength Sandstone Acid™
Fluido Base: Agua Fresca Filtrada a 2 micrones
Tabla N° 11 Acetic Regular Strength Sandstone AcidTM
PRODUCTO DESCRIPCION Ingrediente por 1000 gal
Agua Aguar 880 gal
Acido Acético Acido Orgánico 45 gal
ABF Bifloruro de Amonio 200 lbs
HV AcidTM Acido Marca Registrada 15 gal
CI-11 Inhibidor de Corrosión 5 gal
Claymaster 5C Estabilizador de Arcillas 2 gal
F-300L Agente controlador de hierro 10 gal
NE-118 Surfactante 2 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
62
SOBRE FLUJO
Nombre: 3% Solución Cloruro de Amonio
Fluido Base : Agua Fresca, filtrada a 2 micrones
Tabla N° 12 Solución Cloruro de Amonio al 3%
PRODUCTO DESCRIPCION Ingredientes por 1000 gal
Agua Fresca Agua 990 gal
NH4Cl Cloruro de Amonio 252 lbs
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
6.8 ANÁLISIS DE REGISTROS DE CEMENTO DE LOS INTERVALOS
PERFORADOS
El registro de cemento fue leído en cada intervalo con los siguientes comentarios:
ORTEGUAZA: el registro de cemento de Orteguaza muestra cemento de mala
calidad. Según el registro no muestra buen aislamiento.
6.8.1 TIYUYACO SUPERIOR:
De los intervalos perforados superiores el cemento es bueno. Delante del menor
intervalo perforado el cemento está mostrando una calidad regular de cemento, de
todos modos, hay buen aislamiento de anillos de cemento arriba y abajo el intervalo.
6.8.2 TIYUYACO INFERIOR:
Todo el cemento delante de todos los intervalos perforados en esta formación puede
ser calificado como un cemento regular. No hay buen cemento delante o incluso el
63
anillo de cemento entre cada intervalo perforado. El promedio de lectura en el
registro de CBL es de alrededor de 25 +.
6.8.3 FUENTE DE AGUA:
Agua dulce será suministro para preparar el ácido para el preflujo y posflujo. Es muy
importante utilizar agua limpia, fresca y filtrado para preparar todos los fluidos de
estimulación.
6.9 EJECUCIÓN DEL TRATAMIENTO:
Cada intervalo será selectivamente estimulado mediante un packer de prueba
(retreivable) y un RBP proporcionados por BJ Services.
Procedimientos operacionales y detalles de herramienta y funcionamiento se incluye
a continuación.
Los líquidos deben ser bombeados tan rápido como sea posible durante su estadía
bajo presiones de fracturamiento esperados.
6.9.1 QUIMICOS
6.9.1.1 ENJUAGUE DE LA TUBERIA (Tubing Pickle Acid)
Nombre: HCl al 7.5%
Fluido Base: Agua fresca
Volumen: 210 gal (5 bbls)
64
Tabla N° 13 Enjuague de la Tuberia
Concentracion
Descripcion
Cantidad
Per 1000 Gals Total
195 gal 34% Acido HCl Concentrado 41 gal
803 gal Agua Fresca 169 gal
2 gal CI-25 Inhibidor de Corrosión 0.5 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
Tabla N° 14 Químicos Requeridos para Tiyuyacu Inferior
ETAPA INTERVALOS PERFORADOS TOTAL
16ft
gal (bbl)
39 ft
gal (bbl)
38 ft
gal (bbl)
25 ft 51 ft
gal (bbl)
Gal (bbl)
Hipoclorito
de Sodio
840 (20 )
Preflujo 1200
(28.6)
2925
(69.6)
2850
(67.9)
1875
(44.6)
3825 (91) 12675
(301.8 )
HS SSA 800 (19) 1950
(46.4)
1900
(45.2)
1250
(29.8)
2550
(60.7)
8450
(201.2)
Posflujo 1200
(28.6)
2925
(69.6)
2850
(67.9)
1875
(44.6)
3825 (91) 12675
(301.8)
Sobreflujo 1600 (38) 3900
(92.9)
3800
(90.5)
2500
(59.5)
5100
(121.4)
16900
(402.4)
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
65
Tabla N° 15 Químicos Requeridos para Tiyuyacu Superior
ETAPA INTERVALOS PERFORADOS TOTAL
6 ft 38 ft Gal (bbl)
gal (bbl) gal (bbl)
Hipoclorito de Sodio
630 (15 )
Preflujo 450 (10.7) 2850 (67.9) 3300 (78.6 )
HS SSA 300 (7.1) 1900 (45.2) 2200 (52.3)
Posflujo 450 (10.7) 2850 (67.9) 3300 (78.6 )
Sobreflujo 600 (14.3) 3800 (90.5) 4400 (104.8)
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
Tabla N° 16 Químicos Requeridos para Orteguasa
ETAPA INTERVALOS PERFORADOS TOTAL
10 ft
gal (bbl)
20 ft
gal (bbl) Gal (bbl)
Hipoclorito de Sodio 630 (15 )
Preflujo 750 (17.9) 1500 (35.7) 2250 (53.6 )
HS SSA 500 (11.9) 1000 (23.8) 1500 (35.7)
Posflujo 750 (17.9) 1500 (35.7) 2250 (53.6 )
Sobreflujo 1000 (23.8) 2000 (47.6) 3000 (71.4)
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
PREFLUJO
Name: 10% HCl S3 Acid
Fluido Base: Agua Fresca filtrada a 2 micrones
Volumen: 18,225 gals (433.9 bbls)
66
Tabla N° 17 Preflujo
CONCENTRACION
POR 1000 GALS
DESCRIPCION ´CANTIDAD
TOTAL
688 gal Water 12539 gal
263 gal 34% Hydrochloric Acid 4793 gal
8 gal HV AcidTM 146 gal
5 gal CI-25 91 gal
2 gal Claymaster 5C 36 gal
10 gal F-300L 182 gal
20 gal US-40 365 gal
2 gal NE-118 36 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
6.9.1.2 TRATAMIENTO PRINCIPAL
Nombre: Acetic Half Strength Sandstone AcidTM
Fluido Base: Agua Fresca filtrada a 2 micrones
Volumen: 12,150 gals (289 bbls)
Tabla N° 18 Tratamiento Principal
CONCENTRATION
POR 1000 GALS
DESCRIPTION TOTAL
QUANTITY
880 gal Fresh water 10692 gal
45 gal Acetic Acid 547 gal
200 lb ABF 2430 lb
15 gal HV AcidTM 182 gal
5 gal CI-11 61 gal
2 gal Claymaster 5C 24 gal
10 gal F-300L 122 gal
2 gal NE-118 24 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
67
6.9.1.3 POSFLUJO
Nombre: 10% HCl S3 Acid
Fluido Base: Agua Fresca filtrada a 2 micrones
Volumen: 18,225 gals (433.9 bbls)
Tabla N° 19 Posflujo
CONCENTRACION POR 1000 GALS
DESCRIPCION CANTIDAD TOTAL
688 gal Agua 12539 gal
263 gal Acido Hipoclorito al 34% 4793 gal
8 gal HV AcidTM 146 gal
5 gal CI-25 91 gal
2 gal Claymaster 5C 36 gal
10 gal F-300L 182 gal
20 gal US-40 365 gal
2 gal NE-118 36 gal
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
SOBREFLUJO
Nombre: Solución de Cloruro de Amonio al 3%
Fluido Base: Agua fresca, filtrada a 2 micrones
Volumen: 24,300 gals (578.6 bbls)
Tabla N° 20 Sobreflujo
CONCENTRACIÓN
POR 1000GALS
DESCRIPCION CANTIDAD
TOTAL
990 gal Agua fresca 24057 gal
252 lbs NH4Cl 6080 lbs
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
68
6.9.1.4 PRODUCTOS
Tabla N° 21 Productos
CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCION
59996 gals Agua filtrada a 2 micrones
2100 gals Hipoclorito de Sodio
9586 gals Acido 34% HCl
547 gals Acido Acético
474 gals HV AcidTM
2430 lbs ABF Bifloruro de Amonio
61 gals CI-11 Inhibidor de Corrosion
183 gals CI-25 Inhibidor de Corrosion
72 gals Claymaster 5C Estabilizador de Arcillas
486 gals F-300L Iron Chelating
730 gals US-40 Solvente Mutual
72 gals Surfactante
6080 lbs NH4Cl Cloruro de Amonio
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
6.10 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL
El programa fue elaborado por BJ Services Company S.A. y aprobado por la
compañía dueña del pozo, son los siguientes:
• Asesorar y revisar las actividades planeadas con el jefe de Produccion.
• Mover la torre de reacondicionamiento a la locación y proceder a levantarlo,
armar equipos asociados. Estar seguros que los tanques de la torre de
reacondicionamiento estén limpios.
• Preparar el cabezal de pozo y el BOP y hacer pruebas
69
• Mantener una reunion de seguridad con todo el personal involucrado en las
operaciones
• Desarmar y sacar del pozo el ensamblaje de inyección
• Desarrollar los preparativos para las operaciones en el pozo
• Bajar al pozo con el siguiente ensamblaje con drill pipe de 3 ½” para pruebas
selectivas y estimular los intervalos perforados.
� 9-5/8” Retrievable Bridge Plug.
� 9-5/8” RBP Retrieving Tool
� 10 ft Pup Joint 3-1/2” EUE
� 9-5/8” Test Packer
� 1 joint 3-1/2” EUE
� Crossover 3-1/2” EUE Pin x 3-1/2” IF Box
• Ubicar los equipos de BJ en la locación. Acordar la ubicación de los tanques que
contienen Hipoclorito de Sodio y el Acido Clorhídrico.
• Armar lineas de BJ y probar las mismas a 3500Psi por 5 minutos.
• Mantener una reunión de seguridad con todo el personal involucrado
• Asentar el packer RBP de 9 5/8” a aproximadamente 7.180ft MD y probar el
packer debajo del intervalo más profundo a ser estimulado (aprox. 7170 ft).
Realizar pruebas de presión entre el packer y el tapón puente a 1000 psi por 5
minutos.
• Antes de realizar cualquier bombeo a la formación, acondicionar la tubería con
acido clorhídrico al 7.5% con 0.2% de CI 25 como sigue:
a) abrir el by-pass por encima del packer R3 y establecer circulación.
70
b) Bombear 5 bbls de ácido acondicionador de tubería a 0,75 de bpm.
c) Reversar el tratamiento. El personal de la compañía neutraliza al acido
en superficie.
• Ubicar la sarta de trabajo en el fondo de las perforaciones. Realizar la
estimulación con Hipoclorito de Sodio ubicando este tratamiento en el espacio
anular frente a las perforaciones. Esto requiere la circulación alternada de
píldoras de Hipoclorito de Sodio y que el agua producida actúe como un
espaciador frente a los intervalos no perforados del casing como sigue:
• Bombear 15 bbls de Hipoclorito de Sodio
• Bombear 30 bbls de agua
• Bombear 15 bbls de Hipoclorito de Sodio
• Bombear 50 bbls de agua
• Bombear 20 bbls de Hipoclorito de Sodio
• Desplazar con 62 bbls de agua
• Detener el bombeo y dejar en remojo durante 8 horas.
• Revertir el tratamiento de Hipoclorito de sodio, recoger en un tanque apropiado
para su eliminación.
• Asentar el Packer Packer de 9-5/8” @ +/7,103 ft MD y realizar la prueba de
inyección utilizando agua de producción antes de estimular este intervalo.
Registrar y reporter los resultados.
• Abrir la valvula By pass ubicada arriba del packer y circular los 5 bbls de
tratamiento acido de estimulacion por el portico de circulacion.
71
• Cerrar las válvulas del by-pass y continuar inyectando el tratamiento en la
formación a máxima velocidad posible. Sobredesplazar de 5 a 10 pies en la
formación bombeando agua de producción. Nota: El tratamiento debe ser
bombeado a las condiciones de la matriz. Supervisar el flujo de anular.
• Desasentar y correr de regreso el packer de prebas de 9 5/8” y enganchar al Tapon
puente Recuperable.
• Subir el ensamblaje de empacaduras y repetir los pasos del 14 a 17,
seleccionando las mejores profundidades de ajuste para ambos el RBP y el Packer
de Pruebas para realizar las pruebas de aislación antes de proceder a las pruebas y
estimular las otros intervalos perforados de forma independiente para asegurarse
de que no haya fugas.
• Correr el Packer en el pozo y enganchar al Packer de PruebasRBP y sacar del
hueco del pozo el mencionado ensamblaje.
• Probar el pozo.
El tratamiento de estimulacion acida a las formaciones esta dividido en cuatro etapas.
En la tabla N° 22 Etapas del tratamiento, se especifica detalladamente las
profundidades de los intervalos a ser intervenidos y la profundidad exacta don las
herramientas de pruebas (RBP y Packer R3) son asentadas.
72
Tabla N° 22 Etapas del tratamiento
Etapas del tratamiento
Intervalo Perforado ft
Profundidad del RBP /ft
Profundidad del Packer R3
/ft
Etapa 1 7166 a 7150 (16) 7145 a 7106 (39)
7180 7103
Etapa 2 7100 a 7062 (38) 7058 a 7033 (25)
7103 7028
Etapa 3 7022 a 6971 (51) 7025 6968
Etapa 4 5992 a 5954 (38) 5948 a 5942 (06)
5995 5940
Etapa 5 5195 a 5175 (20) 5158 a 5148 (10)
5197 5145
Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin
6.11 DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO DE
ESTIMULACIÓN
La composición de las mezclas químicas están indicadas en el programa de fluidos
de tratamiento dado por el laboratorio, la mezcla de los fluidos fueron preparadas
independientemente de acuerdo a las recomendaciones del laboratorio. Este proceso
se ejecuta estrictamente en un orden establecido.
El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, comienza con
la disminución gradual de la presión en superficie y el consecuente aumento del
volumen de inyección de fluido a la formación receptora.
En resumen, se puede considerar que la estimulación fue exitosa, el volumen de
ácido fue el adecuado y la supervisión técnica de la operación de estimulación fue
buena.
73
6.12 EVALUACIÓN DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN
Una vez terminado el trabajo el staff del personal de operaciones (ingeniero se
servicios y personal del departamento de seguridad industrial y medio ambiente), se
reúnen para examinar las operaciones efectuadas y otros asuntos innerentes que se
presentaron en el trabajo.
6.12.1 RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN
Analizando los datos obtenidos de la prueba de inyección posteriores al trabajo de
estimulación y limpieza de las perforaciones se puede decir que se cumplió con el
primer objetivo del tratamiento de estimulación, el cual consiste en eliminar el daño
de las formaciones y recuperar la capacidad inyección del agua de formación, ver
Tabla N° 23 Y Fig. N° 7 se concluye que se cumplió con el objetivo, resultado que
es satisfactorio para la empresa operadora y la de servicios.
Tabla N° 23 Resultados de la Estimulación
POZO: JAGUAR 12-1WD Fecha Inyección Presión
de agua Cabezal Bbl/día psia
26-nov-10 7474 1300 27-nov-10 8700 1520 28-nov-10 8705 1540
29-nov-10 11138 1870 30-nov-10 13746 1900
02-dic-10 15100 1250
Fuente : BJ Services Company
Elaborado por : Ronald Jarrin
74
Fig. N° 7 Arranque - Prueba de Bombeo de Inyección
Fuente : BJ Services Company
Elaborado por : Ronald Jarrin
En suma se puede decir que, el resultado del tratamiento es satisfactorio, por que se
cumplieron los objetivos propuestos para el trabajo de estimulación, además en la
evaluación de la operación, normas y procedimientos dieron resultados positivos,
por lo que podemos afirmar que fue un éxito el trabajo de estimulación.
7474
8700 8705
11138
13746
15100
1300 1520 15401870 1900
1250
Arranque - Prueba de Bombeo de InyecciónDespues de la estimulacion
Inyección Diaria de agua bbl Presión diaria en Cabezal psia
75
6.12.2 PROCESO DE LA INFORMACIÓN
Una vez determinado el trabajo de estimulación, se empieza a procesar la
documentación en donde constan los reportes de operación de las distintas unidades,
así como los análisis de laboratorio, las evaluaciones o comentarios al trabajo
realizado y resultados del mismo; onformando el archivo de pozo para posteriores
trabajos y toma de decisiones en próximos diseños.
6.12.3 BALANCE DE LA EJECUCIÓN DE LA OPERACIÓN
La operación se ejecuto de acuerdo al programa establecido por la compañía de
servicios y que en la practica se cumplió con la secuencia operativa y no se presento
ningún problema durante el trabajo
6.13 COSTOS DEL TRABAJO
El ticket de Servicio es preparado por el Ingeniero de Servicios y consta toda la
secuencia operativa y otro ticket por los materiales usados, estos dos documentos son
abalizados por el representante del pozo y el representante de la compañía de
Servicios que estuvo en la operación.
Los costos del trabajo se realizan en una factura emitida por personal del
departamento financiero de BJ Services Company, donde se desglosan los costos y
los impuestos según las normativas fiscales.
76
6.13.1 COSTO POR SERVICIOS Y EQUIPOS
ESTIMULACIÓN SELECTIVA DE LAS FORMACIONES ORTEGUAZA,
TIYUYACU SUPERIOR E INFERIOR
Tabla N° 24 Servicio de Equipos
Qty. Unidad Descripción Precio Unitario
Precio Total
USD USD 4.425 gals Acido / Bombeo Quimico 0,66 2.902,80
4.425 gals Mezcla de Fluidos y Quimicos 0,10 435,42
3 job Tanque para Acido, 1000 gallons 692,80 2.078,40
600 km Transportación, Tanque para Acidos
2,27 1.363,20
Total Servicio de Equipos US$ 8.474,78 Fuente : BJ Services Company
Elaborado por : Ronald Jarrin
Tabla N° 25 Productos
Qty. Unidad Descripción Precio Unitario
Precio Total
USD USD 183 gals CI-25 61,00 11.163,00 547 gals Acido Acético 28,28 15.469,16 486 gals FERROTROL 300L 18,82 9.144,58 61 CI-11 Inhibidor de Corrosion 21,00 1.281,00
474 gals HV ACID 84,84 40.214,16 9.586 gals HCL, 33% 3,98 38.113,94 2.100 gals Hipoclorito de Sodio 22,68 47.628,00
72 gals NE-118 28,00 2.016,00 72 gals CLAYTREAT 3B 29,68 2.136,96
6.080 lbs NH4Cl Cloruro de Amonio 1,11 6.748,80 730 gals US-40 19,20 14.016,00
2.430 lbs ABF Bifloruro de Amonio 5,13 12.465,90 Total Productos US$ 200.397,49
Fuente : BJ Services Company
Elaborado por : Ronald Jarrin
77
Tabla N° 26 Costo Total del Personal
Qty. Unidad Descripción Precio Unitario
Precio Total
USD USD 6 Día Ayudantes 200,00 1.200,00 1 Día Ingeniero de servicios 875,00 875,00 1 8 hours tecnologo Laboratorista 525,00 525,00
Costo Total US$ 2.600,00 Fuente : BJ Services Company
Elaborado por : Ronald Jarrin
Tabla N° 27 Costo Total del trabajo
Servicio de Equipos 9.144,58 Productos 200.397,49 Personal 2.600,00
Costo Total US$ 209.542,07 Fuente : BJ Services Company
Elaborado por : Ronald Jarrin
CAPÍTULO VII
78
CAPÍTULO VII
7. EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y PERSONAL DE ESTIMULACIÓN
7.1 SELECCIÓN DE EQUIPOS
En concordacia con el diseño de la operación, se programan los equipos a utilizar. El
principio fundamental de la inyección del fluido al pozo, es la presión ejercida por
potentes bombas en superficie, las cuales son accionadas por motores a diesel.
7.1.1 EQUIPOS
7.1.1.1 UNIDAD DE ACIDIFICACIÓN
Esta unidad moderna de última tecnología esta compuesta por dos motores a diesel que
accionan dos bombas triples (de tres pistones cada una) que pueden suministrar hasta
15.000 Psig cada una, con dos tanques donde se preparan los químicos que se van a
inyectar al pozo, los tanques están diseñados para resistir al ácido y los solventes.
Para los trabajos de estimulación BJ utiliza equipos con bombas triplex de flujo
intermitente que desarrollan bajos caudales y altas presiones.
Fig. N° 8 Equipo de Acidificación
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
79
7.1.1.1.1 MISCELANEOS DE LA UNIDAD DE ACIDIFICACION
En este caso la unidad de bombeo, tiene un panel de controles con los instrumentos
medidores necesarios pare el desarrollo de la operación; esta unidad dispone de lo
siguiente:
a) Registrador de presión desde 1.000 hasta 15.000 Psi
b) Contador de barriles
c) Medidor de presión de centrífuga, bomba de aceite, de aire, aceite.
d) Medidor de temperatura desde 60° C hasta 120° C.
7.1.1.2 UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO
Cuando se necesita grandes volúmenes de ácido, se utiliza un carro-tanque diseñado
para transporte de ácido, es un equipo adicional a la unidad bombeadora de ácido.
Fig. N° 9 Unidad para Transporte de Ácido
Fuente: BJ Services Company S.A. Elaborado por: Ronald Jarrin
80
7.1.1.3 CONEXIONES EN SUPERFICIE
Todos los trabajos que se realizan en pozo se necesita conexiones de baja presión o de
alta presión; estas conexiones se hacen por medio de mangueras o tuberías y son para
unir tanques y bombas o bombas entre si o con el pozo.
Fig. N° 10 Línea de alta presión
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
La línea de alta presión al pozo no debe ser rígida y debe tener la libertad de
movimiento en todos los planos, estas líneas son usadas para el bombeo de fluidos
energizados con gases (N2 ó CO2) o fluidos de cementación o fracturamiento.
Las mangueras de alta presión fabricadas de goma o caucho de cubierta externa, son las
que se emplean para el lavado de las líneas de servicio, transferir ácido o fluidos de
desplazamiento, estas mangueras no deben ser usadas para bombeos a presión o como
parte de las líneas de venteo de alta presión, estas mangueras solas pueden ser usadas
para aliviar la presión cuando están fijas a los manifolds de los bombeadores a presión.
81
7.1.1.3.1 LÍNEAS DE BAJA PRESIÓN
BJ SERVICES (8) establece que las líneas de baja presión son aquellas menores de 500
Psig, también son identificadas por su diámetro interno y generalmente son de 2, 3 y 4”.
Estas líneas están generalmente asociadas con la unión para la alimentación de los
mezcladores, transporte de químicos o ácidos; usualmente son mangueras de caucho y
materiales combinados y reforzados con una estructura de metal en forma y mantener la
resistencia, en este tipo de líneas se debe tener cuidado de no sobre presurizar las
mangueras.
7.1.1.4 ACCESORIOS
7.1.1.4.1 UNIONES
BJ SERVICES (8) establece que las uniones son las conexiones entre tuberías, las
cuales pueden ser de alta presión entre 6.000 – 15.000 Psig y de baja presión hasta 500
Psig, estas conexiones son rígidas y se lo realiza a través de:
a) Niple, extremos macho – macho
b) Cuplas, extremos hembra – hembra
c) Uniones, extremos hembra – macho
Las uniones de baja presión en las mangueras tienen los extremos roscados y se aprieta
la manguera con el niple de la unión con abrazaderas y no utilizan sellos de presión.
Las uniones de alta presión son de armado rápido requieren de anillos de goma o
elastómetros en las conexiones que resisten un mínimo de 10.000 Psig. Sus uniones se
ajustan a golpe de maza.
82
La unión se hace ajustando un rosca hembra que tiene tres orejas con una rosca macho
que tiene un extremo cónico convexo que ajusta con la cavidad de la rosca hembra; esta
unión es metal – metal o metal – elastómetro. En las conexiones de alta presión se
utilizan uniones que permitan que la tubería no sea rígida, las más importantes son:
7.1.1.4.2 UNIONES GIRATORIAS
Son uniones giratorias especiales de alta presión combinadas con codos y con medias
uniones en cada extremo, combinaciones de una o más secciones que permite el giro de
la tubería bajo la presión de operación; existen varias configuraciones de uniones.
Constan básicamente de tres pistas, donde hay rodamientos en cada una, tiene sellos de
alta presión y deben ser engrasadas y mantenidas.
Fig. N° 11 Uniones Giratorias
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
7.1.1.4.3 CODOS
Son cañerías de alta presión con uniones macho – hembra, macho – macho, o hembra –
hembra que permite direccionar el flujo en un ángulo generalmente de 90 grados.
83
Fig. N° 12 Set de codos SPM
Fuente: SPM Floe Control Elaborado por: Ronald Jarrin
7.1.1.4.4 CHIKSANS
Se emplean en los camiones bombeadores y son conjuntos ya armados de tubos y
uniones constituidas de cuatro codos, cuatro uniones y una unión doble integrado en una
sola unidad que permite conectar líneas.
Fig. N° 13 Configuraciones Chiksan
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
84
7.1.1.4.5 VÁLVULAS
Son componentes que permiten o no el paso de un fluido en una cañería, estas se
clasifican de acuerdo al uso y características, en BJ SERVICES ECUADOR se utilizan
las válvulas de acuerdo a la presión.
7.1.1.4.5.1 VÁLVULAS ALTA PRESIÓN
Válvulas que están instaladas en las líneas de alta presión y venteo, refiere a las
siguientes:
7.1.1.4.5.2 TIPO ESCLUSA
Consta de un macho cónico que cierra u obtura el flujo del fluido, normalmente se cierra
en sentido horario (a la derecha) y se abren en sentido anti horario (a la izquierda); el
vástago accionado por el volante, sube o baja obturando con el macho cónico el fluido,
unos retenes impiden que el fluido de alta presión pase de un laso al otro de la línea.
7.1.1.4.5.3 TIPO TAPÓN
Son las más usuales en los casos que haya que trabajar con alta presión, se usan en todas
las líneas de estimulación y cementación, en todo servicio en el cual intervenga una
bomba de alta presión; Acciona con un cuarto de vuelta, el tapón cilindro o cónico tiene
un agujero central de un diámetro igual al del paso del cuerpo de la válvula.
85
7.1.1.4.5.4 TIPO AGUJA
Es una válvula de bajo caudal y alta resistencia a la presión, utilizada en las líneas de
venteo para descargar la presión contenida en un determinado volumen de línea, acciona
con un cuarto de vuelta y consta de un macho cónico que obtura el fluido.
7.1.1.4.5.5 TIPO RETENCIÓN
Son válvulas que permiten el flujo en un único sentido, retienen el flujo en sentido
contrario al indicado, el sentido del flujo está indicado con una flecha grabada en el
cuerpo de la válvula, estas válvulas se colocan en todas las líneas de alta presión o baja
presión.
7.1.1.4.5.6 VÁLVULAS DE BAJA PRESIÓN
Válvulas que están instaladas en las líneas de baja presión o en mangueras de servicio,
BJ SERVICES (8) enumera las siguientes:
7.1.1.4.5.7 TIPO MARIPOSA
Válvula de baja presión más empleada, genera hermeticidad con un elastómetro que da
el cierre, su mecanismo de obturación es una circunferencia que gira por diámetro
accionado por un eje, son accionadas por un cuarto de vuelta y se usan en las líneas de
cemento y estimulación de los tanques, en los manifolds de los camiones mezcladores,
en los manifolds de alimentación de los bombeadores.
86
7.1.1.4.5.8 TIPO ESFÉRICA
Igual que con la válvula mariposa la esférica se utiliza en los mismos servicios, su
mecanismo de obturación es una esfera con un agujero central de igual diámetro del
cuerpo de la válvula, se acciona con un cuarto de vuelta.
7.1.1.5 SENSORES ELECTRÓNICOS
En trabajos de estimulación se instalan transductores de presión, los cuales se ubican en
las líneas de alta presión a las salidas de las bombas.
7.1.2 CONEXIONES: EQUIPO DE BOMBEO - CABEZAL DEL POZO
Las líneas de alta presión de 2” para la operación de estimulación deben estar armadas
con la rosca orientada al pozo; igualmente, las válvulas de retención deben ser armadas
revisando dos veces el sentido del flujo. Las líneas de alta presión deben tener dos
válvulas tapón instaladas en serie después de la línea principal; en las líneas de venteo
se deben usar uniones giratorias o codos articulados para cambiar la dirección de la
línea. Las válvulas tapón deben ubicarse en cada línea de alta presión cuando se bombea
fluidos energizados.
Los Chiksan deben ser colocados cerca del camión bombeador y del pozo de manera
que asegure libre movimiento en todos los planos por si la línea vibra o zapatea.
87
7.1.3 HERRAMIENTAS DE PRUEBAS
Herramientas de Pruebas
1. 1 9-5/8” 47# R3 Retreivable Packer
2. 1 9-5/8” 47# RBP (Retrievable Bridge Plug) Tapón
3. Cross overs
Las herramientas llamadas packer y tapón, se emplean en los pozos con varios
propósitos:
• Aislar zonas de otras, para ensayo y o tratamiento.
• Proteger el casing de presiones que en algunas operaciones no resistiría.
• Optimizar condiciones de extracción.
• Permitir el uso de sistemas de extracción que requieren aislar el espacio
anular del tubular de producción.
• Mantener un sistema de control de pozos.
7.1.3.1 LOS PACKERS O EMPAQUETADORES10
Se pueden clasificar de acuerdo a su sistema de fijación:
Mecánicos
• De asiento o compresión.
• De tensión
Hidráulicos
Por sus características de uso:
10 SAN ANTONIO – PRIDE.- Curso para Operadores 2008
88
• De ensayo o tratamiento
• De producción
Por su tipo de fijación:
• Recuperables
• Permanentes
• Semi permanentes.
Los Packers están constituidos por tres elementos primarios.
• Gomas
• Mordazas.
• Mecanismo de accionamiento.
Las gomas son las que proveen de la hermeticidad primaria entre la parte superior del
espacio anular y la inferior conectada con el tubing.
Las mordazas son las que proveen de asiento o sujeción de una parte inferior con
respecto a una superior que se desliza en algún sentido.
El mecanismo de accionamiento es el que permite expandir las mordazas a una
profundidad determinada.
En los Packers mecánicos el mecanismo de accionamiento generalmente esta
constituido por un elemento de arrastre o fricción “drag block”, el cual es solidario con
89
un mandril entallado, sobre el cual se desliza un cursor o “pin” que permite operar con
determinados movimientos el mecanismo.
En los hidráulicos, dicho movimiento es reemplazado por un sistema de accionamiento
hidráulico.
Además, los Packers pueden tener incorporados o se les pueden colocar implementos
como válvulas de circulación, o juntas o uniones de seguridad.
7.1.3.2 TAPONES
Los tapones son herramientas que se bajan a los pozos para aislar una parte inferior y se
pueden emplear conjuntamente con un packer.
Se los clasifica en:
• Recuperables
• Permanentes.
Los permanentes se los puede clasificar por su propósito.
Retenedores de cemento
Tapones puente
También por su sistema de fijación:
• Mecánicos
• Hidráulicos
A cable.
90
7.1.3.3 TUBING
En el diseño de la terminación, ensayo o reparación de cualquier pozo, normalmente
involucra el uso de un tubing, con un packer para facilitar el bombeo de fluidos de
superficie a la formación, o la producción de la formación a la superficie.
Todas las herramientas están en alguna medida accionadas por un tubular, el tubing.
Estos tubing o tubería de producción, están construidos bajo estrictas normas de calidad.
El método de unión y la hermeticidad, es por medio de roscas, las cuales pueden ser:
De apriete por torque
De tope.
Con sello de elastómero
Fig. N° 14 Tubings
Fuente: SAN ANTONIO – PRIDE Elaborado por: Ronald Jarrin
A su vez las roscas pueden estar maquinadas macho y hembra en el mismo trozo de
caño, o un caño tener dos machos y la unión ser una cupla con dos roscas hembras.
91
En la zona de las roscas, puede haber un engrosamiento del cuerpo del caño, el cual
puede estar desarrollado:
• Para el lado externo (recalque externo o External Upset End)
• Para el lado interno (recalque interno o Internal Upset End)
• Tanto interna como externamente.
En la figura de la izquierda, se muestran las medidas de un
tubing API, con recalque externo, rosca redonda, cónica, que
es el mas usado en Sudamérica.
Como ejemplo,
El diámetro 2 7/8” o 2,875 “, es siempre el diámetro externo
(D), del cuerpo de la cañería, y el peso de 6,5 lb/pie, define el
diámetro interno (d) de la cañería, de 2,441 “.
Cuando aumenta el peso del cuerpo de la cañería, SIEMPRE
disminuye el diámetro interno.
Fuente: SAN ANTONIO – PRIDE Elaborado por: Ronald Jarrin
Los tubing de la sarta de trabajo o producción, son generalmente construidos bajo
normas API, y mayoritariamente son de diámetro externo 2 7/8” (OD). De diferentes
grados de acero, pero de 6,5 lb./pie de peso.
92
Una vez que el packer es fijado en posición, el tubing esta sometido a distintas
condiciones de presión y temperatura y esfuerzos, tanto por variación de las condiciones
en el interior, como por la variación en el espacio anular.
Esta variación de condiciones, ocasionara en el tubing un esfuerzo y por lo tanto una
deformación, de algún tipo.11
Además de las medidas geométricas del tubing, este se identifica también por una letra
y un número. El numero significa el limite elástico en miles de libras del tipo de acero
con el cual esta hecho el caño. En los caños, se colocan en extremos de fábrica una
banda de pintura para identificar el tipo de acero.
J 55 VERDE
N 80 ROJA
C 90 MARRON
P110 BLANCA
7.2 PERSONAL
El personal de la compañia de servicios está relacionado con los programas y operación
de estimulación. Es el grupo humano más importante del proceso puesto que son los
que planifican y ejecutan la operación. Esta compuesto por un grupo de ingenieros en
petróleos, técnicos y personal de campo. Las funciones del personal son:
11 SAN ANTONIO – PRIDE.- Curso para Operadores 2008
93
7.2.1 INGENIERO DE SERVICIOS
Funciones:
• Hacer un seguimiento a los programas durante las operaciones.
• Coordinar con el personal técnico asignado a las operaciones, las órdenes de
trabajo y su procedimiento de las mismas.
• Reportar diariamente el estado de las operaciones que se realizan y elaborar el
informe tecnico al final de las mismas.
7.2.2 SUPERVISOR
Funciones:
a. Organizarr y supervisar actividades técnico – operativas en la locación y en
campamento.
b. Coordinar con el jefe de pozo para la provisión de transporte, combustible,
herramientas y otros para la ejecución del trabajo de manera eficiente.
c. Cumplir con las demás funciones compatibles con su actividad que le sean
asignadas.
7.2.3 OPERADORES
Funciones:
a. Cumplir con las normas de trabajo y seguridad de la empresa operadora y de
servicios.
b. Cumplir las órdenes emanadas por el supervisor o el ingeniero de servicios.
c. Informar cualquier irregularidad que se presente durante las operaciones al
supervisar.
94
7.2.4 OPERADOR DE UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO
Funciones:
a. Transportar el fluido necesario para la operación en la locación del pozo.
b. Cuidado de los insumos, químicos u otros bajo se responsabilidad.
CAPÍTULO VIII
95
CAPÍTULO VIII
8. SEGURIDAD EN LAS OPERACIÓNES DE BOMBEO DE ESTIMULACION
El objetivo de los procedimientos de seguridad es minimizar los actos inseguros y
condiciones peligrosas, en las operaciones de manejo, bombeo, mezcla y transporte de
productos químicos (secos o líquidos) o sustancias especiales; ejecutados en las
instalaciones o en las locaciones. Además indica que se debe hacer un reconocimiento
de riesgos de seguridad y control ambiental, previa inspección a la locación donde se
realizará la operación determinando:
a. Análisis de riesgos por personal de HSE.
b. Reducir, eliminar o tratar de minimizar el riesgo.
c. Conocer los puntos de mitigación ambiental.
Antes de cualquier operación se realizará una reunión de seguridad, con todo el personal
involucrado en la operación con el fin de comentar los riesgos de seguridad y medio
ambiente asociados con la operación en las cuales se tratará:
a. Identificación de áreas de riesgo.
b. Puestos y responsabilidades dentro de la operación.
c. Rutas de evacuación.
d. Punto de reunión.
e. Configuración de brigadas para la atención de emergencias.
f. Acción de contingencias contra incendio, derrame de ácido, primeros auxilios.
g. Procedimiento de la operación con ácido.
96
8.1 EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP)
Durante la preparación y ejecución de una operación de ácido el personal involucrado
utilizará el equipo de protección personal, adecuado para la operación que se ejecutará
y de las características fijadas por el producto; en las respectivas M.S.D.S (Hoja de
datos de seguridad de productos químicos).
De lo que menciona el Manual de Operaciones de BJ SERVICES COMANY S.A., los
equipos de protección personal indispensables son los siguientes
8.1.1 OJOS.- Se debe usar gafas de seguridad con protectores a los lados durante todo
el tiempo mientras se esté trabajando en el campo, locaciones, plantas, lugares
de mantenimiento.
8.1.2 OÍDOS.- Se debe usar tapones u orejeras en lugares de alto ruido o lugares que
estén rotulados como lugares de alto ruido, los servicios de bombeo están
considerados de alto ruido.
8.1.3 PIES.- Se debe usar botas o zapatos con punta de acero con suela resistente a
Químicos, guante todo el tiempo mientras esté trabajando en el campo, locación,
plantas, lugares de mantenimiento.
8.1.4 CABEZA.- Obligatorio usar cascos de fibra de asbesto y no cascos de metal, en
todas las locaciones de campo, lugares de mantenimiento, pozos, plantas.
97
8.1.5 PROTECCIÓN RESPIRATORIA.- Obligatorio usar respiradores en lugares
donde la atmósfera contenga polvo, neblina, gases, aerosoles, humo, espray o
vapores presentes.
8.1.6 MANOS.- Se debe usar guantes resistentes a los químicos, y deben ser usados
cuando manipulen ácidos o cualquier otro producto que tenga marcado como
material peligroso. Los guantes de algodón sintético deben ser usados cuando se
maniobre con químicos peligrosos como ácidos y cáusticos.
8.2 TRANSPORTE Y MANIPULACIÓN DE ÁCIDO
El ácido se transporta de manera líquida en canecas o unidades de transporte de ácido,
en todos los casos los conductores de los vehículos utilizamos en el transporte de ácido
deben cumplir las siguientes condiciones:
a. Instruido o informado del producto que transporta, riesgos característicos, peligros
del ácido.
b. La velocidad permitida para el transporte del ácido
c. Procedimiento ante un derrame, fuga, accidente de tránsito, o emergencia durante
el desplazamiento.
d. Entrega de los M.S.D.S. correspondiente al ácido transportable en su lengua natal.
e. El conductor deberá tener su equipo de protección personal.
8.2.1 TRANSPORTE DE ÁCIDO EN CANECAS
Las canecas transportan ácido líquido las cuales se las desplazan en camiones; las
cuales deben ir organizadas de acuerdo a sus características, se colocan sobre estilos
98
asegurados con zunchos metálicos, marcando el contenido de las canecas con etiquetas
autoadhesivas; el transporte debe disponer según de:
a. Transporte debe ser en camiones carrozados.
b. Disponer de neutralizante para el ácido.
c. Disponer de un kit de control y atención de derrames o fugas (palas, PPE,
baldes).
d. Disponer de elementos de seguridad del vehículo.
e. Herramienta básica para desvare.
f. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.
8.2.2 TRANSPORTE EN UNIDAD DE ÁCIDO
a. Se debe chequear las válvulas.
b. Disponer Kit de control y atención de derrames o fugas.
c. Marcar el contenido del tanque según símbolos internacionales.
d. Inspección del vehículo, la no tenencia de fugas por las válvulas, manifolds y
otros.
e. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.
f. El conductor debe estar certificado por el personal HSE como idóneo para la
operación.
g. Revisar y diligenciar la lista de chequeo para transporte y bombeo de ácidos.
8.3 MEZCLA Y BOMBEO DE ÁCIDO
Antes de iniciar cualquier manipulación con el ácido en la locación se debe verificar el
tipo de ácido de la etiqueta, así como revisar el índice de clasificación del riesgo.
99
Tabla N° 28 Índice Clasificación del Riesgo
AZUL ROJO AMARILLO BLANCO Salud Inflamabilidad Reactividad Equipo Protección
4 = Extremo toxico 3 = Grave toxico 2 = Moderado toxico 1 = Ligero toxico 0 = Mínimo toxico
4 = Extremo < 73ºf 3 = Grave 73º - 100ºf 2 = Moderado 100º-200ºf 1 = ligero > 200ºf 0 = Mínimo No arde
4= Extremo explosivo 3=Grave puede explotar 2=Moderado inestable 1 = Ligero reacciona 0 = Mínimo estable
A = Gafas B = Gafas, Guantes C = Gafas, Guantes de caudal D = Gafas, Guantes respirador E = Careta, Guantes delantal f = Gafas, guantes, mascarilla k = Traje completo, botas, gafas X = Manejo especial
Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin
La línea que va a ser utilizada en la operación de bombeo del ácido se deberá chequear
antes de ser armada, verificando el estado de la tubería y de los accesorios; la línea de
ácido se asegura con cadena a una superficie fija e independiente, se hará la prueba de
la línea antes del bombeo, comprobando fugas.
El ácido que no se utilice se debe neutralizar según el programa y se disponga la
descarga en las piletas de pozo bajo autorización del jefe de pozo.
Seguidamente después del bombeo se enjuaga la tubería, equipos y accesorios
utilizados. Se realiza una inspección que no tenga residuos de ácido.
100
8.4 PROTECCIÓN RESPIRATORIA
8.4.1 DEFINICIONES:12
POLVOS son creados al romperse materiales sólidos que liberan partículas finas que
flotan en el aire antes de depositarse por acción de la gravedad. Se generan en
operaciones tales como pulido, triturado, perforado, limpieza abrasiva, lijado y
molienda.
NEBLINAS son partículas formadas por materiales líquidos sometidos a procesos de
atomización y condensación. Por ejemplo, las neblinas pueden crearse en operaciones
de atomizado, de tratamiento galvánico y de limpieza o mezclado.
HUMOS son creados cuando los materiales sólidos se evaporan a altas temperaturas. El
vapor del metal se enfría y se condensa en una partícula extremadamente pequeña de un
tamaño generalmente menor a un micrón de diámetro. Los humos pueden provenir de
operaciones tales como soldadura, fundición y colado de metales fundidos.
GASES son sustancias similares al aire en cuanto a su capacidad de difusión y libre
expansión en un recipiente o área. Por ejemplo: oxígeno, monóxido de carbono,
dióxido de carbono, nitrógeno y helio.
VAPORES son el estado gaseoso de sustancias que a temperatura ambiente son liquidas
o sólidas. Se producen cuando se evaporan sólidos o líquidos. La gasolina es un
12 Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997
101
ejemplo de sustancia líquida que se evapora. Otro ejemplo son los diluyentes de pintura
y los solventes desengrasantes.
Al menos unos tres millones de trabajadores utilizan diariamente en su trabajo. Sin
embargo, anualmente ocurren alrededor de 66.500 exposiciones severas a sustancias
peligrosas en el aire. Dichas exposiciones pueden ser causantes de:13
• Irritaciones de la piel.
• Pérdidas de la vista.
• Daños respiratorios permanentes.
• Cáncer.
• Problemas cardíacos.
• Otras enfermedades crónicas.
8.4.2 ATMÓSFERAS PELIGROSAS
Las atmósferas peligrosas se dividen en dos categorías básicas:14
• Las atmósferas deficientes de Oxígeno.
• Las atmósferas Contaminadas.
Cuando una atmósfera contiene menos del 19.5% de Oxígeno, se le considera como una
atmósfera deficiente de Oxígeno.
13 Curso de Perforación II, Ing, Marco corrales, 2003 14
Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997
102
Algunos de los espacios cerrados que son potencialmente deficientes en Oxígeno
incluyen:
• Los silos.
• Las calderas.
• Los tanques.
• Las bóvedas de buques.
• Las alcantarillas.
La inhalación es la forma más rápida en que los contaminantes entran a su corriente
sanguínea. Por esta razón es muy importante proteger su sistema respiratorio si Usted
trabaja o vive en una atmósfera contaminada.
La atmósfera puede estar contaminada con:
• Polvo.
• Aerosoles.
• Gases de tubos de escape.
• Vapores.
• Humo.
• Gases peligrosos.
103
8.4.3 TIPOS DE PROTECCIÓN RESPIRATORIA
Cuando no es posible instalar controles de ingeniería o mientras que estos están siendo
instalados, es posible que tenga que hacer uso de un respirador. El respirador que Usted
va a utilizar dependerá del tipo de peligro al que estará expuesto.15
Existen dos tipos básicos de respiradores:
• Los respiradores purificadores de aire.
• Los respiradores suplidores de aire.
El uso de los respiradores purificadores de aire es aprobado únicamente cuando:
• La atmósfera contiene suficiente Oxígeno para mantener con vida al trabajador.
• La concentración del contaminante es conocida.
• Los niveles de contaminación no exceden las limitaciones de la mascarilla o del
cartucho del respirador.
Hay dos tipos principales de respiradores suplidores de aire:
• Los aparatos de respiración auto-contenidos.
• Los respiradores de línea de aire.
15 Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997
104
8.5 NORMAS DE SALUD, SEGURIDAD Y AMBIENTE16
8.5.1 ATMÓSFERAS PELIGROSAS Y PROTECCIÓN RESPIRATORIA
A aplicarse a todas las operaciones de la Compañía en donde puedan existir
atmósferas peligrosas en el sitio de trabajo.
8.5.2 PROTECCIÓN RESPIRATORIA
MÉTODO DE LOS 4 PASOS. OSHA (Administración de Seguridad e Higiene
Ocupacional)
Identificar los riesgos para las vías respiratorias.
Comprender el efecto de los contaminantes en la salud.
Seleccionar la protección adecuada (control de riesgos).
Capacitar a los trabajadores en el correcto uso de los respiradores.
8.5.3 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA LAS VÍAS RESPIRATORIAS
Los contaminantes del aire se clasifican por su forma en:
Polvos, neblinas, humos, gases y vapores.
El sexto riesgo potencial para la salud es la deficiencia de Oxígeno.
16 Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997
105
Los principales factores que determinan la peligrosidad del riesgo son Concentración,
Tiempo de Exposición, Frecuencia respiratoria, Sensibilidad práctica, mediante el
concepto de C.M.P.
Contaminación Máxima permisible a sus equivalentes.
8.5.4 EL EFECTO DE LOS CONTAMINANTES
Los contaminantes en partículas según su tamaño, los gases y vapores según su
solubilidad pueden penetrar profundamente en los pulmones y causan daños localmente.
(Menores de 10 micras).
Además, los llamados venenos sistémicos pueden ser transportados por la sangre y
dañar otros órganos vitales.
Deben tenerse en cuenta los efectos generales, agudos o inmediatos y crónicos de los
contaminantes.
8.5.5 SELECCIÓN DE PROTECCIÓN ADECUADA (CONTROL DE
RIESGOS)17
Debe darse la preferencia al Control por Ingeniería como método de prevención de la
contaminación, cuando esto no es practicable o suficiente, es necesario la protección
mediante una protección con respiradores.
17 PETROECUADOR. ”Compendio de Normas de Seguridad e Higiene Industrial”. Ecuador, Noviembre de 1995
106
Existen respiradores purificadores de aire (para partículas, para gases o vapores) y
respiradores con suministro de aire.
8.5.5.1 CLASIFICACIÓN DE LOS RESPIRADORES
• sin gotas de Aceite (POLVO)
• pequeña cantidad de aceite en el Ambiente
• presencia de Aceite18
TABLA N° 29 Clasificación de los Respiradores
EFICIENCIA 95% 99% 100%
N *
R
P *
Fuente: Manual De Seguridad Industrial, Petex
Elaborado por: Ronald Jarrin
18 Organización y Funcionamiento de los Comités de Seguridad e Higiene del Trabajo Norma SH-015; Petroecuador
107
FACTORES DE PROTECCIÓN ASIGNADOS TLV
TABLA N° 30 Tiempo de Exposición permisible
PURIFICADORES DE AIRE SUMINISTRADORES DE AIRE
SIN MANTENIMIENTO 10 TLV
FLUJO CONTINUO ½ MASCARA Y MASCARA COMPLETA 1000 X TLV
CON BAJO MANTENIMIENTO 10 X TLV
CON MANTENIMIENTO 10 X TLV
MÁSCARA COMPLETA 100 X TLV
EQUIPO AUTO CONTENIDO 10.000 X TLV
AIRE FORZADO 1000 X TLV CFR (CÓDIGO DE
REGULACIONES FEDERALES)
Fuente: Manual De Seguridad Industrial, Petex Elaborado por: Ronald Jarrin
Hay muchos factores que impiden un ajuste adecuado y hermético:
• Piel Sin Afeitar
• El Cabello Largo
• Lentes De Contacto O Anteojos
• Mantenimiento Del Equipo
• Inspección
• Descontaminación
• Almacenamiento19
19 Organización y Funcionamiento de los Comités de Seguridad e Higiene del Trabajo Norma SH-015; Petroecuador
108
PREVENCIÓN:
• Proporcionar a los Trabajadores el correcto uso de Respiradores.
• Ensayos de ajuste Facial.
• Entrenamiento (Aumento de la aceptación del respirador)
• Inspección, mantenimiento, limpieza y desinfección.
• Evaluación médica periódica.20
20 Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997
CAPÍTULO IX
109
CAPÍTULO IX
9. SISTEMAS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN
Hay dos sistemas para la inyección de agua de formación que son el Sistema Abierto y
Sistema Cerrado. El sistema abierto, el agua al entrar en contacto con el oxígeno del
aire, el oxigeno altera las condiciones iniciales del agua producida, poeesta razon las
compañías productoras de petróleo utilizan el sistema cerrado.
En el sistema cerrado el agua de formación separada en el tanque de lavado, pasa a
través del tanque de lavado, luego por un filtro, de ahí a un tanque de almacenamiento y
mediante bombas de alta presión (bombas horizontales) es inyectdo al pozo.
9.1 EQUIPOS PARA BOMBEO DE REINYECCIÓN
Los equipos ideales para reinyección de agua de formación son las Bombas
Horizontales multi-etapas y/o las Bombas de Desplazamiento positivo tipo pistón, de las
cuales, las primeras son las más comúnmente utilizadas en la reinyección.
9.1.1 SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL (BHT)
Introducción:
La transferencia general de fluidos constituye una de las operaciones industriales de
mayor importancia, no solo por los aspectos tanto económicos como técnicos que ello
involucra, sino también por el grado de utilización de este tipo de operación en todas las
ramas de la industria.
110
La industria petrolera, con más razón, por la preponderancia de parámetros operativos
particularmente severos, como ser grandes caudales, altas presiones, fluidos viscosos o
corrosivos, etc. etc., ha impulsado al diseño de equipos de bombeo para poder satisfacer
dichas necesidades, como así también al mejoramiento de esos diseños día a día.
Por ser el petróleo un elemento "único" para el funcionamiento diario de cualquier país,
es que las empresas dedicadas a la producción han ido modificando sus infra-estructuras
orientándose cada vez más hacia lo funcional, hacia el "servicio", lógicamente en
equilibrio con el aspecto económico.
Desde el punto de vista del bombeo en si, podemos citar que las primeras bombas
fueron del tipo de desplazamiento positivo (bombas de embolo, engranajes, 'etc.), pero a
medida que se fueron requiriendo mayores caudales tuvo que recurrirse a diseñar equipo
de bombeo tipo "dinámico", es decir las bombas centrifugas.
Hasta hace pocos años atrás, existía la idea generalizada de dividir los rangos de
aplicación de los sistemas de bombeo de la siguiente manera:
- Altas presiones: Bombas alternativas
- Altos caudales: Bombas centrifugas
Esta idea estaba sustentada en un solo factor del diseño, en el rendimiento hidráulico
teórico que es superior en las bombas alternativas , pero cuando se ponen en juego todos
los factores que intervienen en los costos de bombeo (confiabilidad operativa, menor
mantenimiento, etc.), la balanza se inclina hacia el bombeo centrifugo, esto queda
demostrado por el hecho que mas del 80% de los caudales de todas las ramas
industriales en el mundo, son
químicas, petroquímica, refinerías, riego, agua potable, etc., etc.
En lo referente a la industria petrolera en nuestro país, podemos decir que en los últimos
años varios proyectos de recuperación
centrifugas con presiones de hasta 3000 Psi, en disposiciones serie
Fig. N°
Los componentes del sistema de
a. Un skid
b. Bomba Buster
c. Un motor eléctrico o de combustión.
d. Cámara de empuje.
e. Bombas centrífuga
f. Controles eléctricos/electrónicos (panel
g. Switches de presión y de v
h. Ensambles.
demostrado por el hecho que mas del 80% de los caudales de todas las ramas
industriales en el mundo, son movilizados por bombas centrifugas, como ser industrias
químicas, petroquímica, refinerías, riego, agua potable, etc., etc.
En lo referente a la industria petrolera en nuestro país, podemos decir que en los últimos
años varios proyectos de recuperación secundaria han sido implementados con bombas
centrifugas con presiones de hasta 3000 Psi, en disposiciones serie-paralelo.
N° 15 Sistema de Bombeo Horizontal BHT
Fuente: Schlumberger Elaborado por: Ronald Jarrin
sistema de bombeo horizontal BHT son los siguientes
Un motor eléctrico o de combustión.
Cámara de empuje.
centrífugas multi etapas.
Controles eléctricos/electrónicos (panel-arrancador o variador de frecuencia).
Switches de presión y de vibración.
demostrado por el hecho que mas del 80% de los caudales de todas las ramas
movilizados por bombas centrifugas, como ser industrias
En lo referente a la industria petrolera en nuestro país, podemos decir que en los últimos
secundaria han sido implementados con bombas
paralelo.
BHT son los siguientes:
arrancador o variador de frecuencia).
112
Como se mensiona, en la descripción del equipo, el mismo esta compuesto de
elementos totalmente normales como son: el motor eléctrico, de inducción trifásico
tipo jaula de ardilla/ tablero de comandos y/o sistema de arranque/ bomba y cámara
de succión/empuje. Si bien estos elementos existen desde hace mas de 25 años no
fue sino hasta hace algo mas de dos años donde la conjunción de los mismos con un
nuevo concepto de "servicio" que ya venia manifestándose en las compañías
productoras de petróleo.
9.1.2 RANGO DE TRABAJO DEL SISTEMA BHT
Tabla N° 31 El rango de trabajo del sistema BHT
Potencia Caudales Presion de descarga HP BFPD Psi
50 - 1000 400 - 50000 50 - 3500
Fuente: Schlumberger-Brochure
Elaborado por: Ronald Jarrin
9.1.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES
Este sistema de bombeo esta formado por los siguientes elementos, tal como se ven en
la figura N°
9.1.2.1.1 SKID.- El skid está construido con un perfil de viga. Solidarios a los perfiles
están los soportes para la cámara de empuje. Para la bomba, los soportes
disponen de grapas, que permiten hacer girar a la bomba 360°. Para el
acoplamiento del skid, se requiere de una base reforzada de concreto y hierro
113
con un espesor mínimo de 4 a 6” y con un borde mínimo de 1 pie alrededor
del skid.
9.1.2.1.2 MOTOR.- Es del tipo de inducción trifásico, jaula de ardilla, de
refrigeración exterior por ventilador, 100% blindado, de 2950 rpm en 50 Hz.,
0 3550 rpm en 60 Hz.
Se utilizan dos tipos de motores:
a. motores eléctricos trifásicos y
b. de combustión (diesel o gas natural)
9.1.2.1.3 CÁMARA DE EMPUJE (THRUST CHAMBER).- Mitiga el empuje
generado por la bomba; esta acoplada al motor con un acople de acero tipo
FALK.
El eje estándar de la cámara de empuje absorbe un empuje de 10,000 lbs. a 3,600 RPM,
y en unidades de alto rendimiento puede absorber hasta 25,000 lbs.
La cámara de empuje está formada por cojinetes de bolas (rodamientos) de empuje
radial, totalmente lubricados por aceite e incluye en sus extremos sellos del eje que
operan a una misma presión en ambos sentidos, estos sellos mecánicos evitan que
ingrese el aceite u otro fluido al motor.
114
La disposición de los cojinetes (tipo contacto en “TANDEM”), permite manejar el
empuje con baja generación de calor21. La función es absorber las cargas de empuje
generadas por la bomba centrifuga multi-etapas. La cámara del empuje se localiza entre
el motor y la succión de la bomba.
Fig. N° 16 Cámara de Empuje (Thrust Chamber)
Fuente: Schlumberger-Brochure Elaborado por: Ronald Jarrin
9.1.2.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN
a. Las cámaras de empuje se pre-alinean en función de su ensamble al skid.
b. La migración del fluido en la cámara de empuje se previene por un sello mecánico
localizado en el lado de la succión de la cámara de empuje sumergible.
c. Con apropiado mantenimiento, la cámara de empuje puede operar sin fallar
durante muchos años.
d. Temperatura normal máxima del fluido es 200 ºF
e. Las cámaras contienen dos soportes radiales para estabilizar el eje.
f. Los housing tienen o-ring de carbono-lleno de Teflón montado sobre los sellos de
laberinto del fluido. 21 Schlumberger-Brochure, Horizontal Pumping System.
9.1.2.1.4 BOMBA ALIMENTADORA
requieren para su funcionamiento una presión de succión de 20 PSI a lo largo del rango
operativo de caudal, es que puede requerirse l
si las condiciones de presión en la succión no son las adecuadas, esta deberá ser
dimensionada en caudal y altura de acuerdo al caudal total a movilizar. La metalurgia de
la misma deberá ser apta para el fluido a bombe
9.1.2.1.5 BOMBA: La bomba es del tipo estándar de Reda o Centrilift, de la serie 513 o
675, cuyas curvas características se muestran en el catalogo Centrilift.
9.1.2.1.6 ACOPLE MOTOR
Se usan el acoplamientos
eléctricos; tipo espaciador.
Fig
BOMBA ALIMENTADORA (BOOSTER): Dado que estos equipos
requieren para su funcionamiento una presión de succión de 20 PSI a lo largo del rango
operativo de caudal, es que puede requerirse la utilización de una bomba "BOOSTER",
si las condiciones de presión en la succión no son las adecuadas, esta deberá ser
dimensionada en caudal y altura de acuerdo al caudal total a movilizar. La metalurgia de
la misma deberá ser apta para el fluido a bombear.
a bomba es del tipo estándar de Reda o Centrilift, de la serie 513 o
675, cuyas curvas características se muestran en el catalogo Centrilift.
ACOPLE MOTOR - CÁMARA DE EMPUJE
acoplamientos tipo rejilla para los mecanismos de transmisión de motores
eléctricos; tipo espaciador.
Fig. N° 17 Acoplamiento Tipo Rejilla
Fuente: Schlumberger Elaborado por: Ronald Jarrin
Dado que estos equipos
requieren para su funcionamiento una presión de succión de 20 PSI a lo largo del rango
a utilización de una bomba "BOOSTER",
si las condiciones de presión en la succión no son las adecuadas, esta deberá ser
dimensionada en caudal y altura de acuerdo al caudal total a movilizar. La metalurgia de
a bomba es del tipo estándar de Reda o Centrilift, de la serie 513 o
mecanismos de transmisión de motores
116
9.1.2.1.7 VARIADOR.- Se compone del controlador propiamente dicho y el display, y
permite registrar y programar alrededor de 250 eventos. En la actualidad, se utilizan
tableros de velocidad variable
9.1.2.1.8 MISCELÁNEOS
a. Switch de vibración.- Está conectado al circuito del motor, lo que permite cortar la
energía al motor en caso de alta vibración en el sistema. Además este switch es ajustable
por sensibilidad.
Fig. N° 18 Switch de vibración
Fuente: Schlumberger Elaborado por: Ronald Jarrin
b. Switch de presión Murphy.- Tienen puntos de contacto para alta y baja presión para
las presiones de succión y descarga. Son cableados dentro del panel para apagar la
unidad en caso de válvulas cerradas, rompimiento de líneas o baja presión de succión.
d. Mangueras flexibles y juntas de expansión.
Son recomendadas para acoplarse al flange (brida de unión) del intake, para evitar la
vibración y la expansión térmica que provocan las altas temperaturas de los fluidos.
117
e. Bridas de unión para succión y descarga.
Estas bridas pueden ser de tipo RF y RTJ (ver tabla) y están disponibles en diferentes
diámetros.
9.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS B.H.T.
Dado que los rangos de caudal, presión y potencia por equipo de las B.H.T, son
similares a los de las bombas alternativas de desplazamiento positivo.
Las características técnicas que se detallan a continuación sirven para comparar ambos
sistemas.
No tiene caja de engranajes por no tener que reducir velocidades, la B.H.T.
No tiene caja de engranajes, eliminando así:
• Inercias de puesta en marcha
• Fricciones durante la operación
• Mantenimiento de lubricación
9.3 INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO (HPS)
Base de Hormigón.- El equipo de bombeo requiere una base de hormigón para
proporcionar una superficie de apoyo, cuyas dimensiones dependerán del tipo de
terreno, peso del equipo y fuerzas dinámicas que se quieran transmitir al terreno.
9.4 MANTENIMIENTO
BHT se debe realizar
a. El control del nivel de aceite en la cámara de empuje.
b. El control de los puntos de engrase del motor (rodamientos).
c. La limpieza de la bomba y el chequeo de rotación suave.
d. La limpieza de los sistemas de filtros y succión.
e. El mantenimiento de líneas de succión y descarga.
f. La verificación de puntos de liqueo (cambio de sellos u o
g. El chequeo de vibración (cada mes).
h. La verificación de la alineación de los componentes.
Fig. N° 19 V-11 Base de Hormigón
Fuente: Schlumberger Elaborado Por: Ronald Jarrin
MANTENIMIENTO.- Para el mantenimiento del Sistema de Bombeo Horizontal
realizar lo siguiente:ptrabajos:
El control del nivel de aceite en la cámara de empuje.
El control de los puntos de engrase del motor (rodamientos).
La limpieza de la bomba y el chequeo de rotación suave.
La limpieza de los sistemas de filtros y succión.
miento de líneas de succión y descarga.
La verificación de puntos de liqueo (cambio de sellos u o-rings).
El chequeo de vibración (cada mes).
La verificación de la alineación de los componentes.
Sistema de Bombeo Horizontal
rings).
CAPÍTULO X
119
CAPÍTULO X
10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
10.1 CONCLUSIONES
• El propósito principal del trabajo de estimulación con ácido es limpiar la roca
de la formación Tiyuyacu que tiene altísima porosidad y permeabilidad, y por
su naturaleza no se consolida, facilita la admisión de grandes volúmenes de
agua de condiciones aceptables principalmente en el contenido de sólidos
suspendidos totales, por consiguiente con la estimulación se procede a agrandar
los canales existentes y crear nuevos por las reacciones químicas entre el ácido
y los elementos constituidos de la roca, consecuentemente, la composición de
las mezclas químicas que están indicadas en el programa de fluidos de
tratamiento, fue dado por el laboratorio de la Compañía BJ Services y, la
mezcla de los fluidos son preparadas independientemente de acuerdo a las
recomendaciones del laboratorio; este proceso se ejecuta rigurosamente en el
orden establecido. Con el post – flujo se desplaza el fluido.
• Las dos características esenciales en la roca reservorio que influyen en un
trabajo de estimulación son: la porosidad efectiva y a la permeabilidad relativa,
debido que a estos dos parámetros se diseña la cantidad de ácido para ingresar
a la formación.
• Para el acondicionamiento del Tubing el ácido acondicionador es necesario
para la limpieza de la sarta de tubería con la que se realizara las operaciones de
120
reacondicionamiento para las estimulaciones matriciales a las formaciones
Orteguaza y Tiyuyacu Superior e Inferior. La dosificación recomendada fue
HCl al 7,5% mas 2 gptg de CI-25 circulando hacia abajo a 0,5–1,0 bpm y 25
gal//1000 pies de tubería del reacondicionamiento. Para trabajos posteriores, se
recomienda la moderación en el uso de cualquier solución de tubería, si utiliza.
• Una forma de predecir el éxito de la operación es observar la respuesta a la
presión cuando el ácido alcance la formación; en el caso de estimulación a
Tiyuyacu y Orteguaza se mantuvo constante el caudal y la presión de inyección
por debajo de la presión de fractura, al introducir el ácido a la formación la
presión de superficie debe disminuir lentamente, así el caudal permanece
constante. Si la presión de superficie aumenta rápidamente o en forma continua
durante varios barriles de ácido, el ácido no esta removiendo el daño y puede
estar dañando la formación; en este caso se debe terminar la inyección de ácido
y lavar el pozo inmediatamente con agua fresca.
• El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, se indica
en la disminución gradual de la presión de inyeccion en la superficie. Para
concluir se puede considerar que la estimulación fue exitosa, el volumen de
ácido fue el adecuado y la supervisión técnica de la operación de estimulación
fue muy eficiente.
• Una rápida declinación del caudal de reinyección, frecuentemente está
asociado a migración de finos o por un problema mecánico en fondo de pozo;
121
por crearse un efecto de retención de fluido, ocasionando un caudal bajo. El
análisis de agua de formación permite la determinación de las tendencias
incrustantes, debido a las variaciones de salinidad del agua, o la mezcla de
fluidos incompatibles.
• Para minimizar el daño por los fluidos de inyeccion, se debe, limpiar los
fluidos en superficie por filtración de partículas, minimizar la pérdida de fluido
por estabilización de una pequeña presión diferencial entre el borde de pozo y
la formación, limpiar las tuberías de tratamiento con mezclas de ácidos y
solventes con raspadores mecánicos, usar filtros en fondo de pozo, si es
necesario en combinación de filtros en superficie, y diseñar fluidos de
tratamiento con agentes para control de pérdida de fluido con compatibilidad
química con los fluidos de la formación.
• El incremento del entendimiento de la química y física del proceso de
acidificación tanto como el mejoramiento de la implementación en el pozo, ha
resultado en mejores trabajos de acidificación; Por lo que se concluye que, la
acidificación matricial de una formación, con el apropiado sistema e
identificado el problema del pozo es el método más económico y efectivo para
mejorar la producción de petróleo o reinyección de agua de formación en
reservorios de areniscas.
• Toda operación en un pozo tiene una secuencia operativa que cumplirse.
Dentro de la secuencia operativa se encuentran establecidos una serie de
122
operaciones se deben llevar a cabo. Cada operación tiene un cronograma
establecido y un costo aproximado.
• Por ser las B.H.T. bombas centrifugas y su funcionamiento operativo sencillo,
pueden ser reguladas con una simple válvula e incluso operar totalmente
bloqueadas por cortos periodos sin originar problemas a las instalaciones ni al
equipo. R
• Como las B.H.T. no tienen lubricadores que haya que controlar diariamente, ni
empaquetaduras que cambiar o ajustar para mantener el servicio de la unidad.,
solo se procederá al cambio completo del o los cuerpos de bomba que sean
necesarios, como así también de la cámara de succión/empuje, quedando la
unidad en sus condiciones de diseño original esto se realiza cuando se observa
que el caudal inyectado no es adecuado. El cambio del cuerpo de la bomba se
realiza en el término de 2 horas, y no requiere de grúas de gran capacidad de
carga, pues sus partes mas pesadas pueden llegar a pesar 550 Kg. este servicio
de cambio de piezas de equipo esta estimado que se realiza cada 3 años, por
bomba; por lo que se podría concluir que este tipo de bombas están libres de
mantenimiento de campo.
• Como todo equipo de bombeo se requiere que tenga una base de hormigón para
proporcionar una superficie de apoyo, cuyas dimensiones dependerán del tipo
de terreno, peso del equipo y fuerzas dinámicas que se quieran transmitir al
123
terreno, se concluye que las bombas de velocidades de rotación altas (BHT)
requieren bases de menor volumen, y por lo tanto, económicas.
• Las B.H.T. no requieren un estudio especial para la disposición de las mismas,
solamente requieren una presión de succión adecuada de 20 a 35 Psi, que si no
se puede obtener por desnivel, deberá obtenerse con una bomba "Booster". La
bomba Booster es de poca presión y del caudal necesario para alimentar todas
las B.H.T. que funcionan en paralelo para lograr la condición operativa de la
estación de bombeo.
10.2 RECOMENDACIONES
• Se debe determinar la presión de fractura de fondo de pozo, y la presión máxima
de tratamiento en superficie, comunicar a todo el personal involucrado en la
operación y no superar este valor, sin autorización de un superior.
• Antes de iniciar el trabajo de estimulación se debe recomendar revisar los
tanques de agua y ácido no estén sucios, ya que puede ocasionar daños en la
formación.
• Se recomienda verificar el retorno de ácido midiendo el Ph para analizar
posibles problemas que se puedan ocasionar después del tratamiento como
presencia de sedimentos, emulsiones, formación de precipitados.
124
• Los daños ocasionados en el pozo por la acelerada inyección de agua de
formación generan una alteración en las perforaciones que están al frente del
reservorio. Así como el depósito de finos en la matriz de la formacion por el
arrastre de las partículas en los fluidos desplazantes.
• Las concentraciones de soluciones ácidas, se agregan al agua en las proporciones
necesarias para obtener las concentraciones adecuadas, además se agrega
inhibidores de corrosión, agentes desmulsificantes, y otros productos químicos
para controlar los problemas de escala y deposición de parafinas.
• Dado que el flujo en la succión y descarga de las B.H.T. es continuo se
recomienda la operación en paralelo sin interferencias por que no se establecen
ondas perturbadoras que podrían originar problemas de "interferencias" que
dificultan el normal funcionamiento y la vida útil de los equipos de bombeo.
125
BIBLIOGRAFÍA
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12. POMEROL, ch., las rocas sedimentarias, Buenos Aires, Ed. Universitaria, 1974,
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127
GLOSARIO
Agua Fresca
Agua tomada de los ríos para fluido de desplazamiento o fluido de matado.
Adsorción
Adhesión o concentración de sustancias disueltas en la superficie de un líquido o gas
alrededor de los cuerpos.
Absorción:
Retener un cuerpo entre sus moléculas, las de otro en estado líquido o gaseoso.
Anodo:
Átomo que posee una carga eléctrica positiva.
Alkali:
Una base o hidróxido teniendo las siguientes propiedades, (1) Solubilidad en agua, (2)
poder neutralizante de ácidos.
Build-up:
Registro que se corre en los pozos para obtener datos de reservorio.
Bactericida: Compuesto químico que destruye los microorganismos que degradan al
petróleo.
128
Barita:
Sulfato de bario (BaSO4), un mineral frecuentemente usado para incrementar la
densidad del lodo de perforación.
Clásticos:
Fragmentos de cualquier tamaño, forma o composición originados por desintegración de
otras rocas.
Conglomerado:
Roca formada por acumulación de granos primarios de guijarros y partículas de tamaño
grande.
Capilaridad:
Capacidad para dejar subir, los fluidos entre los poros de las rocas a las zonas de menor
presión.
Cátodo:
Átomo que posee una carga eléctrica negativa.
Costra de lodo:
Revoque de fluido de perforación que protege las paredes de la formación contra el
ingreso de agua.
129
Colchón:
Columna de agua o de fluido de perforación que se ubica dentro de la Tubería para
evitar que la presión hidrostática del fluido en el espacio anular colapse la tubería.
Depletación:
Estado donde el reservorio ha perdido su energía natural de producción.
Densidad:
Peso de una sustancia por unidad de volumen.
Estratos:
Masa mineral en forma de capa que constituye los depósitos sedimentarios.
Estratigrafía:
Describe la estructura de la formaciones en una cuenca sedimentaría.
Filiformes:
Formaciones de arena de forma lenticular.
Factor de daño:
Relación matemática de la permeabilidad después de daño dividido por la
permeabilidad original.
130
Fluido de desplazamiento:
Usualmente agua salada que se bombea al pozo a continuación de un fluido de
tratamiento para forzarlo fuera del espacio anular.
Fluido de matado:
Fluido usado para mantener bajo control el pozo durante las operaciones de
reacondicionamiento.
Gradiente:
Cambio a variación en medición de una cantidad física.
Hidrocarburos:
Compuesto de hidrógeno y carbono, gas líquido o sólido.
Isotérmico:
Condición termodinámica en donde la temperatura permanece constante durante un
proceso.
Ígneas:
Roca formada por el enfriamiento de magma fundido.
Ion:
Átomo que posee una carga eléctrica positiva o negativa por haber perdido o ganado
electrones extras.
131
Isomorfo:
Minerales que poseen cuerpos de diferentes composición química e igual forma
cristalina y que pueden cristalizar asociados.
Intersticio
Pequeño espacio vacío que media entre dos masas de roca. (sinónimo de poro)
Litificado:
Fenómeno cuando la arena es comprimida y consolidada por el peso de los sedimentos
superiores.
Limos:
Sedimentos formados por arcilla y restos de materia orgánica.
Limonita:
Roca formada por la acumulación de granos minerales de cuarzo.
Morfología:
Aspecto externo de la constitución de una roca.
Marga.
Roca formada por acumulación de minerales de arcilla y carbonato de calcio.
132
Petrofísica:
Estudio del espacio poral y de sus características.
Petrografía:
Estudio de la composición química, mineralogía, y génses de las rocas.
Plasticidad:
Propiedad que presentan algunos minerales, de mantener la deformación producida por
una fuerza exterior.
Presión crítica:
Es la presión necesaria para condensar un gas a su temperatura crítica.
Preflujo:
Es la cantidad de fluido usada delante de una solución ácida que se bombea dentro del
pozo, también llamado fluido de cabeza.
Punto crítico:
Es el punto de presión y temperatura donde no se puede distinguir si un fluido es gas o
líquido.
Saturación:
Contenido de fluidos que existen en los espacios porosos de la roca.
133
Temperatura crítica:
Temperatura a la cual un fluido puede existir como líquido o gas.
Vaporización:
Es el proceso para convertir una sustancia en estado gaseoso.
Viscosidad:
Es la capacidad de flujo de un fluido.
Zeolitas:
Grupo de silicatos similares a los feldespatos con notable capacidad de intercambio
iónico.
ANEXOS
ANEXO N°
1 SISTEMAS ACIDOS Y CONCENTRACIONESSISTEMAS ACIDOS Y CONCENTRACIONES