Thesis Writing Meth

8/17/2019 Thesis Writing Meth

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO, GAS

NATURAL Y PETROQUIMICA

“METODOLOGÍA DE ANALISIS DE FACTOR DE DAÑO DEFORMACION Y DISEÑO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL PARA

INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS EN LOSCAMPOS DEL LOTE Z2B”

TITULACIÓN POR TESIS PARA OPTAR ELTÍTULO DE PROFESIONAL DE INGENIERO DE

PETRÓLEO Y GAS NATURAL

TESIS

ELABORADO POR:

JULIO CESAR FERNANDEZ ESTELAPROMOCIÓN 2013-II

LIMA - PERU

2015


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METODOLOGÍA DE ANALISIS DE FACTOR DE DAÑO DEFORMACION Y DISEÑO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL PARA

INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS EN LOS

CAMPOS DEL LOTE Z2B

SUMARIOEn l !"# l$% % l & '()* %+ l( (.( +")(l+)( , + +!$ l&+n"+ +n l( ! & ( %+L("+ /2B %+ l !#+n! T l ) , +n +l N()(+ "+ %+l P+) , )+ +n" n #n ) n ! n"$% %%+ )( l+& #+ +n+) n l 4 )(%#!!$ n ' +l !$+))+ %+ l( (.( , +n6)+n" %( *! % %* n#+7( )+"( "+!n(l $!( ) & n"+n+) + $n!)+&+n" ) l +8 l(" !$ n %+ l(9$%)(! ) #)( !()%+ l( ( 4+"$7( + " l+!$%( ' l )+ +)7 %$ (n$ l+

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1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA L )+ ")$!!$(n+ %+ 6l#4( ( % ;( %+ 6()& !$ n )+ +n"+ +n l( )+ +)7()$( $& $%+n l

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1.! JUSTIFICACIÓN DEL PLAN DE TESIS

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CAPITULO I

1. PLANTEAMIENTO DE LA INVESTIGACION1.1 A*&%0%3%*&% 3% P+)4%0&)1.2 F)+56 ,0'7* 3% P+)# %5,1.! J6 &' '0,0'7* 3% P ,* 3% T% '1." O#$%&'() 3% P+)4%0&)

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1.8 F)+56 ,0'7* 3% , 9'/7&% '

CAPITULO II

2. MARCO TEORICO

CAPITULO III

!. METODOLOGIA DEL PROYECTO


8/23

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9/23

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14/23

CAPITULO IV". >>>>>>>>>>

CAPITULO V

8. >>>>>>>>>>

CAPITULO VI

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CAPITULO VII

@. RESULTADOS

CAPITULO VIII

. EVALUACION ECONOMICA

CAPITULO I>

. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CAPITULO >

1 . BIBLIOGRAFIA


15/23

CAPITULO >I

11. APENDICE

ANE>O


16/23

2.5 Origen, diagnóstico y estrategia de tratamiento de daño de formación

La reducción de la capacidad de producción o inyección de un pozo se debe

gran porcentaje al daño de formación, y la eliminación de este es uno de los principales

objetivos de los ingenieros de petróleo. Es por ello que la clasificación de los daños

formación correctamente requiere de experiencia en la química o la física de los daños.

n conocimiento profundo de las condiciones de operación de campo es esencial, y la

identificación correcta es fundamental para lograr la remoción satisfactoria.

El daño puede ser cualquier cosa que obstruye el flujo normal de los fluidos a la

superficie! puede ser en la formación, perforaciones, sistema de elevación, tubulares o

restricciones a lo largo de la trayectoria del flujo. El daño de formación se refiere

específicamente a las obstrucciones que se producen en la región cercana al pozo de la

matriz de la roca. "tros tipos de daños pueden ser identificados por ubicación. La

figura 14-1 muestra algunos tipos comunes de daño.

2.5.1 Descripción de daño de formación


17/23

na vez identificado los efectos mec#nicos de pseudos$in, los efectos positivos

pueden ser atribuidos al daño de formación. El daño de formación puede ser natural o

inducido. Los daños naturales son aquellos que ocurren principalmente como resultado

de la producción de los fluidos del reservorio. %or otro lado los daños inducidos son

resultados de operaciones externas realizados en el pozo durante la perforación,

completación, reparación, tratamiento de estimulación u operaciones inyección.

En la tabla siguiente nos muestra una clasificación general de daños de

formación.

Los daños naturales presentes generalmente son&

• 'igración de finos• (rcillas expandibles• )epósitos org#nicos como parafinas o asfaltenos• )epósitos org#nicos*inorg#nicos mixtos• Emulsiones

Los daños inducidos presentes generalmente son&

• +aponamiento por partículas arrastradas tales como solidos o polímeros

en los fluidos inyectados.• ambios de mojabilidad causados por la inyección de fluidos o fluidos

de perforación base aceite.• -eacción de #cidos• ub productos de #cidos• %recipitación de /ierro• edimentos de /ierro catalizado• 0acterias• 0loqueo de agua• 1ncompatibilidad con los fluidos de perforación

2.5.1.1 Migración de finos

El daño de formación puede ocurrir como un resultado de la migración de

partículas durante la producción de fluidos del reservorio. Estas partículas pueden

obstruir o bloquear las gargantas de los poros en la región cercana al pozo reduciendo la

productividad del pozo. uando las partículas dañinas son provenientes de la roca de

reservorio generalmente se conocen como finos. La migración de finos puede ser una


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variedad de diferentes materiales, incluyendo arcillas 2filosilicatos con un tamaño típico

menor a 3 µ m4 y limos 2silicatos y aluminosilicatos con tamaños que van de 3 a 53 µ m4.

e cree que las plaquetas de caolinita son algunas de las arcillas migratorias m#s

comunes . !er figura 14-4 "

#n la $a%la 14-1 se enumeran los principales componentes de varias arcillas y

partículas finas. La tabla tambi6n muestra el #rea superficial de las arcillas, uno de los

indicadores de la rapidez con la arcilla puede reaccionar con un fluido reactivo

2)avies, 789:4. El daño de los finos se encuentra en la zona cercana al pozo, en un radio

de ; a < pies. El daño tambi6n puede ocurrir en un empaque de grava 2por ejemplo,

silicatos y aluminosilicatos en la =ig. 3>74.

La distinción entre los tipos de arcillas depende mayormente de la disposición de

los #tomos en su estructura cristalina que en su fórmula química. Estas diferencias

estructurales determinan el #rea de superficie expuesta a los fluidos del yacimiento para

cada arcilla. La reactividad de la arcilla es una función de esta superficie. La ubicación

de la arcilla tambi6n es fundamental para su reactividad.


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'icroscopía electrónica de barrido 2 canning electron microscopy4 2 E'4 se

usa generalmente para determinar el tipo de arcilla! sin embargo, el reconocimiento del

tipo de arcilla no debe ser apostada por completo en un an#lisis E'. El an#lisis de

rayos ? de dispersión es muc/o m#s preciso. 1ncluso despu6s de la identificación de la

arcilla, las pruebas de flujo del n@cleo de laboratorio suelen ser necesarios para

determinar si las arcillas dentro de los canales de flujo son reactivas con un fluido dado.

Las arcillas comunes que dan cuenta de la mayor parte de los problemas reales y

percibidos de arcilla son caolinita, esmectita 2montmorillonita4, illita y clorita. Lasestructuras de la caolinita, esmectita, illita y clorita se muestran en la =ig. 73>3.

2.5.1.2 &rcillas e'pandi%les

Las arcillas pueden cambiar de volumen como la salinidad del fluido que fluye

a trav6s de los cambios de formación. Los cambios en la permeabilidad de la formación

resultantes de la alteración de la arcilla se deben a la cantidad, ubicación y tipo deminerales de arcilla dentro de la formación. La cantidad total de arcilla dentro de la


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formación es una indicación engañosa de los posibles cambios en la permeabilidad. Es

la disposición de la arcilla, su estado químico en el momento de contacto y la ubicación

de la arcilla con respecto a los fluidos que fluyen que son responsables de los cambios.

Las arcillas de /inc/amiento m#s comunes son mezclas de esmectita y

esmectita. Las esmectita se /inc/an adoptando agua en su estructura. Este puede

aumentar su volumen /asta un 5AAB, lo que reduce significativamente la

permeabilidad. i la arcilla esmectita ocupa sólo las gargantas y pasajes de poro m#s

pequeños, no va a ser un problema serio! sin embargo, si ocupa los poros m#s grandes y

especialmente las gargantas de poros, entonces es capaz de crear una barrera

impermeable a fluir en el caso que se /inc/e.

(rcillas u otros sólidos de perforación, terminación o reparación de pozos

fluidos pueden invadir la formación cuando estas partículas son m#s pequeñas que las

aberturas de los poros de la garganta. ualquier aumento posterior en la velocidad de

flujo a trav6s de la zona invadida obligar# a una alta concentración de partículas en la

matriz de la roca.

2.5.1.( #scalas

Las escalas son productos químicos solubles en agua que precipitan fuera de la

solución en respuesta a cambios en las condiciones o la mezcla de aguas incompatibles.

%ueden estar presentes en las tuberías, perforaciones y formación )ig. 14-1". Las

escalas de campos petroleros m#s comunes son el carbonato de calcio, sulfato de calcio

y sulfato de bario.

Las escalas por lo general consiste de precipitados formados a partir de la

mezcla de aguas incompatibles o alterar el equilibrio de la solución de las aguas

producidas. n agua que puede ser estable en condiciones de reservorio puede llegar a

ser sobresaturada con un ion cuando la presión disminuye, lo que permite que el dióxido

de carbono 2 " C4 se d6 gasifique, o cambia de temperatura. Las soluciones

sobresaturadas reaccionan por precipitación de un compuesto de la solución. La

deposición de incrustaciones se ve influenciada por la caída de presión, temperatura,

gases disueltos, la viscosidad de flujo, sitios de nucleación y el tipo metal.


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Las siguientes escalas m#s problem#ticos son&

• arbonato de calcio o calcita 2 a " ; 4• Deso• ulfato de bario 20a " 34• Escalas de /ierro• Escalas de cloruro• Escalas de sílice

2.5.1.4 Depósitos org*nicos

Los depósitos org#nicos son los /idrocarburos pesados 2parafinas o asfaltenos4

que precipitan cuando la presión o la temperatura se reducen.

%or lo general se encuentran en las tuberías, perforaciones o formación )ig. 14-

1". (unque los mecanismos de formación de depósitos org#nicos son numerosos y

complejos 2 ouc/in y udson, 78:54, el mecanismo principal se debe a un cambio en

la temperatura o la presión en el sistema de flujo. El enfriamiento de la pared del pozo o

de la inyección de fluidos de tratamiento en frío tiene un efecto muc/o m#s

pronunciado.

Los depósitos org#nicos no deben ser confundidos con otro tipo de depósito

llamado lodos. Los lodos son emulsiones viscosas producidas por las reacciones entre

ciertos aceites crudos y #cidos inorg#nicos fuertes o algunas salmueras. Los lodos no se

pueden disolver f#cilmente.

+arafinas

Las parafinas se encuentran normalmente en la tubería cerca de la superficie,

donde las caídas de temperatura y presión son m#s altas. +ambi6n en casos de

reservorios depletados que agotan muy r#pidamente la presión de reservorio o

formaciones que /an experimentado una recirculación de gas seco 2eliminando los

/idrocarburos ligeros4, las parafinas se pueden formar en las perforaciones o en la

formación. Las parafinas tambi6n se pueden precipitar por la inyección de un fluido


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frío. (unque no es típicamente considerado, esta @ltima causa puede ser la razón de la

lenta limpieza de muc/os pozos despu6s de la estimulación.

&sfaltenos

Los asfaltenos se encuentran generalmente en una de tres formas distintas&

> ustancia dura como el carbón

> Emulsión de película rígida 2por lo general provocada por el /ierro en solución4

> En combinación con las parafinas.

La precipitación de asfaltenos puede ser influenciada por la caída de presión,

cizallamiento 2turbulencia4, #cidos, solución de " C 2disminuye el valor del p 4, la

desgasificación de " C y otros gases 2turbulencia4, inyección de condensado, gas,

mezclas de otros aceites 2incompatibles4 2)anes/ et al, 78::!. 'onger y +rujillo, 7887!.

FaGana$a et al, 887! 'onger y =u, 78:9!. %ittaGay et al, 78:94.

&l uitr*n

El alquitr#n son simplemente asfaltenos u otro depósito de petróleo pesado. Ho

se puede eliminar mediante disolventes #cidos o mutuos. La eliminación requiere la

dispersión de un disolvente arom#tico, y la energía típicamente necesaria para lograr la

eliminación .

2.5.1.5 Depósitos mi'tos

Los depósitos org#nicos * inorg#nicos mixtos son una mezcla de compuestos

org#nicos y, o bien escalas o finos y arcillas. (l migrar, lo finos asociados con un

aumento en la producción de agua en un depósito de arenisca se convierten en aceite>en

/@medo, y que act@an como un sitio de nucleación para los depósitos org#nicos

2 ouc/in y udson, 78:54.

(l migrar, los finos asociados a un aumento en la producción de agua del

reservorio de arenisca se convierten en aceite>en /@medo, y que act@an como un sitio denucleación para los depósitos org#nicos 2 ouc/in y udson, 78:54.


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