UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN POZOS CON
DAÑOS DE FORMACIÓN UTILIZANDO ESTIMULACIÓN
ÁCIDA U ORGÁNICA EN LOS CAMPOS MADUROS DEL
ORIENTE ECUATORIANO.”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA EN PETRÓLEOS
GABRIELA MARCELA HARO BUÑAY
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ
QUITO, MARZO 2016
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016 Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo Gabriela Marcela Haro Buñay, declaro que el trabajo aquí descrito es
de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondiente a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa Institucional vigente.
GABRIELA MARCELA HARO BUÑAY
171845478-6
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “OPTIMIZACIÓN DE LA
PRODUCCIÓN EN POZOS CON DAÑOS DE FORMACIÓN UTILIZANDO
ACIDIFICACIÓN ÁCIDA Y ORGÁNICA EN LOS CAMPOS MADUROS DEL
ORIENTE ECUATORIANO”, que, para aspirar al título de Ingeniera de
Petróleos, fue desarrollado por Gabriela Marcela Haro Buñay, bajo mi
dirección con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de
Titulación artículos 18 y 25.
Ing. Raúl Darío Baldeón López
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1708042534
DEDICATORIA
A Dios y a la Virgen a quienes agradezco por cada día de vida, por permitir
disfrutar de mis logros y fracasos, gracias por a cada oportunidad que se
presenta en este trayecto de vida, Infinitas gracias por todo lo que tengo.
Dedico a mis pilares de vida que son mis padres, gracias a su amor
incondicional, sus consejos, paciencia, empuje, valor, esfuerzo, tenacidad
sus ejemplos hoy doy un paso más en la vida. Los Amo mucho con todo mi
ser.
A mi novio quien ha sido una gran influencia en mi vida, gracias por siempre
apoyarme en las buenas y en las malas, gracias por ser un ser humano
maravilloso.
A mi gran amiga Amanda Díaz por su amistad sincera y su apoyo
incondicional gracias por estar siempre pendientes te quiero mucho.
A mis profesores gracias por todos los conocimientos compartidos día a día
en toda mi etapa universitaria, en especial a mi tutor Ingeniero Raúl Baldeón
y mis calificadores Ingeniero Fausto Ramos e Ingeniero Edwin Plúas, por su
ayuda, paciencia y su tiempo, Gracias por todos sus consejos y su apoyo
incondicional. Los quiero mucho.
i
ÍNDICE
DECLARACIÓN ...............................................................................................
CERTIFICACIÓN .............................................................................................
DEDICATORIA ................................................................................................
ÍNDICE ........................................................................................................... i
ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................. viii
ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................... x
ÍNDICE ECUACIONES ................................................................................. xi
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................... xii
RESUMEN................................................................................................... xiii
ABSTRACT ................................................................................................. xv
CAPÍTULO I ................................................................................................... 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................... 1
1.2 JUSTIFICACIÓN ................................................................................... 2
1.3 OBJETIVO GENERAL........................................................................... 3
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................. 3
CAPÍTULO II .................................................................................................. 4
2. MARCO TEÓRICO .............................................................................. 4
2.1 DESCRIPCIÓN GEOGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE ................ 4
2.1.1 TIPOS DE CAMPO ............................................................................... 6
2.1.1.1 Campo maduro ................................................................................. 6
2.1.1.2 Campo marginal ................................................................................ 7
2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO PALO AZUL ...................... 7
2.2.1 CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO PALO AZUL . 8
2.2.2 ESTRUCTURA LITOLÓGICA Y FORMACIONES PRODUCTORAS
DEL CAMPO PALO AZUL ........................................................................... 11
ii
2.2.2.1 Bombeo electrosumergible .............................................................. 12
2.2.2.2 Formación Hollín ............................................................................. 13
2.2.2.3 Formación Basal Tena .................................................................... 14
2.2.3 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO .......................... 14
2.2.3.1 Porosidad ........................................................................................ 15
2.2.3.2 Permeabilidad ................................................................................. 16
2.2.3.2.1 Saturación de fluidos ................................................................ 17
2.2.4 RESERVAS ......................................................................................... 18
2.2.4.1 Petróleo original in situ (POES) ....................................................... 18
2.2.4.2 Reservas probadas ......................................................................... 18
2.2.4.3 Reservas probables ........................................................................ 18
2.2.4.4 Reservas posibles ........................................................................... 19
2.2.4.5 Reservas remanente ....................................................................... 19
2.2.4.6 Reservas totales originales ............................................................. 19
2.3 DAÑOS DE FORMACIÓN EN ARENAS ............................................ 20
2.3.1 EFICIENCIA DE FLUJO (FE) .............................................................. 24
2.3.2 LOS DAÑOS DE FORMACIÓN POR OPERACIONES ....................... 25
2.3.2.1 Daño durante la perforación ............................................................ 26
2.3.2.2 Daño durante la cementación.......................................................... 27
2.3.2.3 Daño durante el cañoneo ................................................................ 28
2.3.2.4 Daño de formación por estimulación ............................................... 28
2.3.3 TIPOS DE DAÑOS DE FORMACIÓN ................................................. 29
2.3.3.1 Daño por invasión de fluidos ........................................................... 29
2.3.3.2 Daño por arcilla ............................................................................... 29
2.3.3.3 Daño por el bloqueo de emulsiones ................................................ 30
2.3.3.4 Daño por precipitación secundaria .................................................. 31
2.3.3.5 Daño asociado por la producción .................................................... 31
iii
2.3.4 MECANISMOS DE DAÑO DE FORMACIÓN ...................................... 31
2.3.4.1 Invasión de partículas ..................................................................... 32
2.3.4.2 Hinchamiento y migración de arcilla ................................................ 32
2.3.4.3 Efecto del pH .................................................................................. 33
2.3.4.4 Aumento de la viscosidad de los fluidos .......................................... 34
2.3.4.5 Bloqueo por agua ............................................................................ 34
2.3.4.6 Depositación orgánica ..................................................................... 35
2.3.4.7 Bacterias ......................................................................................... 35
2.3.5 PREVENCIÓN DEL DAÑO ................................................................. 35
2.3.6 DIAGNÓSTICO DE UN DAÑO DE FORMACIÓN ................................ 37
2.3.7 EFECTO DEL FACTOR DE DAÑO ..................................................... 38
2.3.8 ANÁLISIS DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ................................... 38
2.3.9 PRUEBAS DE RESTAURACION DE PRESION PRESIÓN ................ 39
2.3.10 INDICADORES DE PRESENCIA DE DAÑO DE FORMACIÓN ... 41
2.4 ESTIMULACIÓN MATRICIAL DE POZOS ......................................... 41
2.4.1 REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR LOS POZOS PARA EFECTUAR
UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL ............................................................. 43
2.4.2 MÉTODOS DE ESTIMULACIÓN ......................................................... 44
2.4.2.1 Estimulación por fracturamiento hidráulico ...................................... 46
2.4.2.1.1 Ventajas ................................................................................... 47
2.4.2.1.2 Desventajas ............................................................................. 47
2.4.2.2 Estimulación por fracturamiento ácido ............................................. 47
2.4.2.2.1 Ventajas ................................................................................... 48
2.4.2.2.2 Desventajas ............................................................................. 49
2.4.2.3 Estimulación matricial química ........................................................ 49
2.4.2.3.1 Reactivas ................................................................................. 49
2.4.2.3.1.1 Tipos de ácidos ..................................................................... 49
iv
2.4.2.3.2 No reactivas ............................................................................. 49
2.4.2.3.2.1 Tipos de ácidos ..................................................................... 50
2.4.3 ESTIMULACIÓN REACTIVA ............................................................... 50
2.4.3.1 Tipo de ácido .................................................................................. 52
2.4.3.2 Tiempo de contacto ......................................................................... 53
2.4.3.3 Utilización de ácidos reactivos ........................................................ 53
2.4.3.3.1 Ácido clorhídrico ....................................................................... 54
2.4.3.3.2 Ácido fluorhídrico ..................................................................... 55
2.4.3.3.3 Ácido acético ............................................................................ 56
2.4.3.3.4 Ácido fórmico ........................................................................... 57
2.4.4 COMBINACIONES Y FORMULACIONES ESPECIALES .................... 57
2.4.4.1 Ácido fluorhídrico (CLAYACID) ....................................................... 58
2.4.4.2 Ácido fórmico-fluorhídrico ................................................................ 58
2.4.4.3 Ácido sulfámico y cloroacético ........................................................ 58
2.4.4.4 Ácido clorhídrico-ácido fórmico clorhídrico ...................................... 58
2.4.5 ADITIVOS ........................................................................................... 58
2.4.5.1 Tipos de aditivos ............................................................................. 59
2.4.5.1.1 Fluidos base de aceite vs fluidos base de agua ....................... 60
2.4.5.1.2 Agentes de control de pH ......................................................... 60
2.4.5.1.3 Espumas y emulsiones ............................................................ 61
2.4.5.1.4 Aditivos de control de perdida de filtrado .................................. 62
2.4.5.1.5 Surfactantes ............................................................................. 62
2.4.5.1.6 Breakers y estabilizadores ....................................................... 62
2.4.5.1.7 Secuestrantes de hierro ........................................................... 63
2.4.5.1.8 Inhibidores de corrosión ........................................................... 63
2.4.5.1.9 Agentes divergentes ................................................................. 64
2.4.5.1.10 Solventes mutuales .................................................................. 64
v
2.4.5.1.11 Inhibidores de arcillas ............................................................... 64
2.4.5.1.12 Agente gelificante de petróleo .................................................. 65
2.4.5.1.13 Agentes para el control de bacterias ........................................ 65
2.4.6 EQUIPOS QUE SE UTILIZA DURANTE EL PROCESO ................. 65
2.4.6.1.1 Unidad de Coiled Tubing .......................................................... 66
2.4.6.1.2 Tubería flexible ........................................................................ 66
2.4.6.1.2.1 Bombeo sin tubería flexible ................................................... 67
2.4.6.1.2.2 Preventores........................................................................... 69
2.4.6.1.2.3 Principales componentes del Coiled Tubing .......................... 69
2.4.6.1.3 Camión cisternas ..................................................................... 72
2.4.6.1.4 Bombeador............................................................................... 72
2.4.7 SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS (DAS)................................. 73
2.4.7.1 CT Win ............................................................................................ 74
2.4.7.2 Cerberus CT modeling software suite ............................................. 74
CAPÍTULO III ............................................................................................... 75
3. METODOLOGÍA (PARTE EXPERIMENTAL) ..................................... 75
3.1 EVALUACIÓN DEL POZO PLAN N-56 .............................................. 75
3.1.1 HISTORIA DEL POZO PALO AZUL N56 ............................................ 75
3.1.2 UBICACIÓN DEL POZO PLAN N56 .................................................... 76
3.1.3 ESTADO ACTUAL DEL POZO PALO AZUL N56 ................................ 77
3.1.4 REGISTRO DE CONTROL LITOLÓGICO ........................................... 77
3.1.5 EVALUACIÓN PETROFÍSICA ............................................................. 79
3.1.6 REGISTRO DE EVALUACIÓN DEL CEMENTO ................................. 80
3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PALO AZUL N56 .......... 81
3.2.1 ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE LA ARENA HOLLÍN PARA EL
POZO PLAN N56......................................................................................... 85
vi
3.2.2 DESARROLLO DEL CÁLCULO PARA LA APLICACIÓN DEL MÉTODO
DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL ÁCIDA .................................................... 88
3.3 CÁLCULOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN LA ARENA
“HOLLÍN” ..................................................................................................... 88
3.3.1 DAÑO DE LA FORMACIÓN ........................................................... 88
3.3.2 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO A SER INYECTADO EN LA
FORMACIÓN ............................................................................................... 90
3.3.3 CÁLCULO PARA LA PRESIÓN MÁXIMA DE BOMBEO ..................... 92
3.4 APLICACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL ........................... 94
3.4.1 MEDIANTE LOS PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES EN LA
ARENA HOLLÍN EN EL POZO PLAN N56 .................................................. 96
3.4.2 PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DEL PROYECTO ........................... 96
3.4.2.1 Notas generales de operación......................................................... 96
3.4.2.2 Pre planificación general ................................................................. 98
3.4.3 PROCEDIMIENTO DEL REACONDICIONAMIENTO .......................... 99
3.4.3.1 Objetivo del trabajo ...................................................................... 99
3.4.3.2 Procedimiento ............................................................................. 99
3.4.4 INICIO DE OPERACIONES DE LA ESTIMULACIÓN ........................ 104
3.4.5 PROCESO DE ESTIMULACIÓN ....................................................... 105
3.5 ASPECTOS DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE ...................... 110
3.5.1 ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Y AMBIENTE .............. 111
CAPÍTULO IV ............................................................................................ 114
4. ANÁLISIS RESULTADOS ................................................................ 114
4.1 RESULTADOS DEL REACONDICIONAMIENTO ........................... 114
4.1.1 PROCESO DE LA ESTIMUALCIÓN ............................................. 114
4.1.1.1 Primera corrida intervalo 10 325 pies- 10 330 pies .................... 114
4.1.1.2 Segunda corrida intervalos 10 280 pies – 10 309 pies ............... 116
vii
4.1.1.3 Recuperación del equipo BES....................................................... 118
4.1.1.4 Desarme del Y-TOOL.................................................................... 119
4.1.1.5 Desarme del equipo BES .............................................................. 119
4.1.1.6 Operaciones de recuperación de BY-PASS TUBING .................... 120
4.1.1.7 Recuperación de la completación de fondo ................................... 123
4.1.1.8 BHA de limpieza con herramientas ............................................... 125
4.1.1.9 Pruebas de BOP ........................................................................... 126
4.1.1.10 Operaciones de re-disparos ...................................................... 127
4.1.1.11 BHA de limpieza con herramientas de WCU ............................. 127
4.1.1.12 Registros eléctricos de evaluación de cemento y corrosión ....... 129
4.1.1.13 Disparos con TCP mas las evaluación con unidad MTU ........... 129
4.1.1.14 Packer mecánico ....................................................................... 132
4.1.1.15 Material utilizado........................................................................ 133
4.1.1.16 Megada del equipo BES ............................................................ 134
4.1.1.17 Entrega del pozo de producción ................................................ 135
4.1.2 CÁLCULO DEL DAÑO DESPUES DE LA ESTIMULACIÓN .............. 135
4.2 ANÁLISIS DE COSTOS Y BENEFICIOS DE LA ESTIMULACIÓN... 136
4.2.1 PRECIO DEL PETRÓLEO ................................................................ 137
4.2.2 INGRESOS ....................................................................................... 138
4.2.5 DISCUSIÓN ...................................................................................... 140
CAPÍTULO V ............................................................................................. 141
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................... 141
5.1 CONCLUSIONES ............................................................................ 141
5.2 RECOMENDACIONES .................................................................... 142
ABREVIATURAS ....................................................................................... 143
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 144
ANEXOS ................................................................................................... 146
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Cuenca Oriente Ecuatoriana .......................................................... 6
Figura 2: Campo Maduro .............................................................................. 7
Figura 3: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente ............................... 10
Figura 4: Zona Fluvial ................................................................................. 11
Figura 5: Sistema BES ............................................................................... 13
Figura 6: Reservas del Campo Palo Azul ................................................... 19
Figura 7: Diagrama de un sistema típico del flujo de un pozo ..................... 21
Figura 8: Esquema del flujo Darcy .............................................................. 22
Figura 9: Daño de formación ....................................................................... 26
Figura 10: Daño de la formación durante la perforación ............................. 27
Figura 11: Daño de formación por cañoneo ................................................ 28
Figura 12: Minerales que constituyen las rocas .......................................... 30
Figura 13: Representación esquemática de partículas taponando las grietas
de la roca ..................................................................................................... 32
Figura 14: Prevención de daño de formación .............................................. 37
Figura 15: Daño de formación..................................................................... 39
Figura 16: Regiones de una restauración de presión .................................. 40
Figura 17: Estimulación matricial de pozos .................................................. 42
Figura 18: Parámetros para la aplicación de la estimulación matricial ........ 44
Figura 19: Detalles para la correcta selección del tipo de estimulación....... 45
Figura 20: Fracturamiento Hidráulico .......................................................... 46
Figura 21: Fracturamiento ........................................................................... 48
Figura 22: Estimulación Matricial ................................................................. 51
Figura 23: Aditivos ...................................................................................... 59
Figura 24: Unidad de Coiled Tubing ........................................................... 66
Figura 25: Tubería flexible .......................................................................... 68
Figura 26: Carrete de almacenamiento ....................................................... 70
Figura 27: Cabezal inyector ........................................................................ 71
Figura 28: Tanque con tres secciones ......................................................... 72
ix
Figura 29: Bombeador ................................................................................ 73
Figura 30: Coordenadas del pozo Palo Azul N56 ....................................... 76
Figura 31: Registro litológico de la formación Hollín ................................... 79
Figura 32: Registro Petrofísico.................................................................... 80
Figura 33: Registro de Evaluación del Cemento ......................................... 81
Figura 34: Historia de las Pruebas de Producción ...................................... 84
Figura 35: Historial de producción 2015 ....................................................... 85
Figura 36: Pronósticos en condiciones actuales, con el trabajo propuesto . 87
Figura 37: Diagrama de completación de Palo Azul-N56 ............................ 95
Figura 38: Diagrama del BHA ..................................................................... 97
Figura 39: Tubería flexible .......................................................................... 98
Figura 40: Gráfica del CTU ....................................................................... 115
Figura 41: Mezcla química ........................................................................ 116
Figura 42: Mezcla química 2 ..................................................................... 117
Figura 43: Muestras de crudo del pozo Palo Azul N56 ............................ 118
Figura 44: Skin después del tratamiento ................................................... 136
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Coordenadas del Campo Palo Azul ................................................. 8
Tabla 2: Estado de los pozos del Campo Palo Azul ....................................... 8
Tabla 3: Parámetros Petrofísicos Promedio ................................................. 15
Tabla 4: Valores para identificar el tipo de daños de formación ................... 24
Tabla 5: Arcillas comunes de una roca ........................................................ 33
Tabla 6: Métodos para evitar precipitados ................................................... 56
Tabla 7: Agentes de control de pH ............................................................... 61
Tabla 8: BUFFERS ...................................................................................... 61
Tabla 9: Coordenadas del Pozo Palo Azul N56 ........................................... 75
Tabla 10: Secciones del Casing en el Pozo Palo Azul N56.......................... 77
Tabla 11: Historial de producción PLAN N56 ............................................... 82
Tabla 12: Cronograma ................................................................................. 88
Tabla 13: Parámetros petrofísicos ............................................................... 89
Tabla 14: Resultados de volumen ................................................................ 92
Tabla 15: Datos ........................................................................................... 93
Tabla 16: Resultados de la presión máxima de bombeo .............................. 94
Tabla 17: Estimulación matricial ................................................................ 107
Tabla 18: Estimulación matricial ácida ....................................................... 109
Tabla 19: Plan de contingencia .................................................................. 112
Tabla 20: Magada de equipo BES ............................................................. 134
Tabla 21: Precio del crudo 2015 ................................................................ 137
Tabla 22: Ingresos ..................................................................................... 138
Tabla 23: Egresos...................................................................................... 139
Tabla 24: Producción económica total ....................................................... 139
Tabla 25: Estimación de reservas .............................................................. 140
xi
ÍNDICE ECUACIONES
[1. 1] ................................................................................................................. 16
[1. 2 ] ................................................................................................................ 16
[1. 3] ................................................................................................................. 17
[1. 4] ................................................................................................................. 18
[1. 5] ................................................................................................................. 21
[1. 6] ................................................................................................................. 23
[1. 7] ................................................................................................................. 23
[1. 8] ................................................................................................................. 24
[1. 9] ................................................................................................................. 25
[1. 10] ............................................................................................................... 53
[1. 11] ............................................................................................................... 53
[1. 12] ............................................................................................................... 89
[1. 13] ............................................................................................................... 89
[1. 14 ] .............................................................................................................. 90
[1. 15] ............................................................................................................... 92
[1. 16] ............................................................................................................... 92
[1. 17] ............................................................................................................... 92
[1. 18] ............................................................................................................... 92
[1. 19] ............................................................................................................. 135
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1: Receta Química .......................................................................... 146
Anexo 2: Receta química en I intervalo ...................................................... 146
Anexo 3: Receta química II intervalo ......................................................... 147
xiii
RESUMEN
Hoy en día existen muchos tratamientos de estimulación matricial entre ellos
los procesos más conocidos son: fracturamiento hidráulico, fracturamiento
ácido, estimulación matricial ácida, la misma q han sido efectuados en pozos
con diversos problemas.
El proceso de estimulación matricial ácida ha sido recientemente muy
aplicado por su eficiencia y efectividad del proceso. Obviamente para tener
éxito es necesario conocer la cantidad y calidad del químico a utilizarse,
además de las características petrofísicas del reservorio así como también
las presiones del pozo. Para que de esta manera el proyecto sea rentable y
cumplan satisfactoriamente las exigencias del cliente.
El presente proyecto de investigación determina el análisis para la ejecución
del tratamiento de Estimulación Matricial a través de la unidad de Coiled
tubing de 1.5 pulgadas, con la finalidad de optimizar la producción del Pozo
Palo Azul N56, ubicado en el Campo Palo Azul, bloque 18.
Este proyecto se enfoca en el objetivo general: realizar un análisis del
programa de estimulación matricial efectuado en el Pozo Palo Azul N56, el
mismo que presentó presencia de hidrocarburo en el reservorio Hollin. Este
pozo fue perforado desde la plataforma Norte entre el 13 de enero y el 05 de
febrero del 2 015, la tasa de producción promedio del pozo mencionado fue
de 1 600 bppd, con un 0.020 de BSW, y 26.0 ºAPI.
Este pozo presentó una grave declinación de producción con un promedio
de 97% anual, debido al acarreo de finos de un 49.22% y taponamiento por
agua 9.84% que obstruyó los punzados y vecindades del pozo, por tal efecto
bajo la producción de 1 600 bppd a 257 bppd, y el BSW aumento de 0.020 a
0.048.
xiv
En el mes de julio del 2 015 se desarrolló la estimulación matricial ácida en
los intervalos 10 280 – 10 309 pies (29 pies) y 10 325 – 10 330 pies (5 pies).
Se pudo determinar posterior a la estimulación que el daño tuvo una
reducción de 3.49 a 0.7, además la producción tuvo un aumento de 542
bppd, 270 bfpd, y 0.08 BSW. En conclusión, este tratamiento fue todo un
éxito.
xv
ABSTRACT
Nowadays there are many treatments of matrix stimulation, among them the
best known processes are: hydraulic fracturing, acid fracturing, acid matrix
stimulation, this has been carried out in wells with various problems.
Acid matrix stimulation process has recently been applied by their efficiency
and effectiveness of the process. Obviously to be successful it is necessary
to know the quantity and quality of the chemical to be used, as well as
Petrophysical characteristics of the reservoir also the pressures of the well.
So that in this way the project is profitable and successfully meet the
demands of the customer.
The present research project determines the analysis for the implementation
of the matrix stimulation treatment through the Coiled tubing of 1.5 inch, in
order to optimize the production of the well Palo Azul N56, located at Palo
Azul field, block 18.
This project focuses on the general objective: Analysis of matrix stimulation
program carried out in well Palo Azul N56, where we found presence of
hydrocarbon in the Hollin reservoir. This well was drilled from the North
platform between January 13 and February 05, of the 2 015, the mentioned
well average production rate was 1 600 bopd, with a 0.002 of BSW and 26.0
° API.
This well presented a serious decline in production with an average of 97%
annually, due to carrying fines of a 49.22% and plugging water 9.84% which
obstructed the retentions and neighborhoods from the well for this purpose
under the production of 1 600 bopd to 257 bopd, and the BSW increased
0.002 to 0.048.
xvi
In the month of July of the 2 015 developed acid matrix stimulation at
intervals 10 280 -10 309 feet (29 feet) and 10 325-10 330 feet (5 feet). It
could be determined subsequent to stimulation that the damage was a
reduction of 3.49 to 0.7; also the production had an increase of 542 bopd,
270 bfpd and 0.008 BSW. In conclusion, this treatment was a success.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El petróleo por ser una de las principales fuentes económicas del mundo, ha
sido objeto de estudio e innovación tecnológica. El Ecuador al ser
dependiente de este recurso no renovable ha tenido que ir implementando
nuevas tecnologías para mejorar su producción hidrocarburífero, por lo que
ha invertido recursos para reacondicionar campos maduros como son Lago
Agrio, Sacha, Guanta, Auca, Shushufindi, Palo Azul, entre otros.
A medida que pasa el tiempo de producción de un pozo petrolero, diversos
problemas se van generando, entre los que más afectan el factor de recobro
se tiene: daño de formación, pérdida de energía del propio yacimiento,
conificación, problemas mecánicos, etc., los cuales causan una declinación o
caída drástica en la producción generando gastos y pérdidas no deseados.
Las soluciones a estos problemas se han ido desarrollando con la aplicación
de nuevas tecnologías entre las cuales se presentan: fracturamiento
hidráulico, estimulación matricial, acidificación ácida y acidificación orgánica.
En el presente proyecto se procederá a analizar: la optimización de
producción mediante el estudio del historial de producción, el daño de
formación que causa la declinación de la producción y el método tecnológico
a utilizarse en un pozo del campo Shushufindi pudiendo ser acidificación
ácida o acidificación orgánica.
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
¿De qué manera el método de la estimulación ácida permite optimizar la
producción en campos maduros, los cuales presentan pozos afectados el
factor de recobro?
2
Una vez finalizado el periodo de producción de un pozo mediante flujo
natural consecuentemente debido a la perdida de energía del yacimiento se
genera la necesidad de implementar métodos que mejoren la recuperación
de petróleo y de esta manera aprovechar al máximo las reservas que podría
presentar dicho pozo.
Entre estos métodos se presentan: levantamiento artificial, recuperación
mejorada y estimulación de pozos. El propósito del presente proyecto es
analizar una de las técnicas de estimulación siendo así objeto de estudio el
método de estimulación orgánica y ácida. Determinando mediante el
análisis de qué manera el método de acidificación permite optimizar la
producción en pozos con daño de formación.
1.2 JUSTIFICACIÓN
En el Ecuador, la producción de petróleo proviene en gran parte de campos
maduros que llevan operando algunos años y muestran una declinación
constante en la producción.
Por lo general a medida que transcurre el tiempo un reservorio con empuje
hidráulico (mecanismo presente en la mayoría de yacimientos) produce más
agua que petróleo por esta razón los costos de producción aumentan hasta
que llega un momento en que la producción del pozo no satisface las
necesidades económicas para mantenerlo abierto.
La estimulación de un reservorio es importante para restablecer y mejorar la
producción de un pozo; en la actualidad gracias al desarrollo de la industria
petrolera, las compañías especializadas en estimulación disponen tecnología
de punta y productos de última generación para generar soluciones a los
problemas que se presentan en un pozo de un campo maduro; para así
lograr recuperar la mayor cantidad de reservas que existen en el campo.
3
Para el cumplimiento de los objetivos de este trabajo teórico-práctico,
recurrimos al estudio de un pozo del campo Palo Azul localizado en el
Oriente Ecuatoriano,
Este proyecto se basa en el estudio de la estimulación ácida y orgánica
debido a que es un proceso que permitirá aumentar el rendimiento del
yacimiento y por tanto mejorar la producción en pozos de campos maduros
con daños de formación.
Se considera que este trabajo de grado será un aporte teórico-práctico y
metodológico ya que servirá de base para la realización de nuevos proyectos
encaminados al estudio de la optimización de la producción de pozos
petroleros ubicados en campos maduros del oriente ecuatoriano.
1.3 OBJETIVO GENERAL
Análisis del proceso del tratamiento ácido para la optimización de
producción mediante la implementación de una estimulación ácida en
el pozo Plan 056 del Campo Palo Azul.
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Seleccionar el pozo con baja producción y daño de formación en la
cara del reservorio determinando sus principales causas y efectos.
Analizar las características petrofísicas y los problemas mecánicos en
el pozo seleccionado que permita escoger el tratamiento adecuado
de estimulación ácido u orgánico.
Analizar los resultados obtenidos del tratamiento de estimulación
ácida u orgánica con datos del incremento de producción, y realizar
un análisis económico costo beneficio.
4
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
En el presente proyecto se muestra generalidades y descripción físicas,
químicas del Campo; y definiciones específicas para el desarrollo de la
investigación.
2.1 DESCRIPCIÓN GEOGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE
En el Ecuador, la producción de petróleo casi en su totalidad procede de
campos maduros, que llevan operando muchos años y día a día presentan
una declinación invariable en la producción.
Este proyecto se encamina en la Cuenca Oriente Ecuatoriana, la cual
presenta una secuencia sedimentaria y volcánica, de edades de Paleozoico
al Cuaternario, con una potencia que oscila de los 8 000 a 12 000 metros,
que descansan sobre un substrato precámbrico, el Oriente Ecuatoriano es
una atracción subandina más encantador del país desde el punto de vista
científico y económico. Dentro de esta región posee millones de barriles de
petróleo en sitio.
El Oriente consiste de dos zonas estructurales y provincias fisiográficas
distintas: la cuenca oriental y la zona subandina. Fisiográficamente la zona
subandina consiste de colinas de piedemonte que alcanzan elevaciones de
hasta 2 000 metros. Las precipitaciones son altas en toda la región, como
consecuencia, las tasas de meteorización son generalmente altas. Las
litologías Paleozoicas incluyen lutitas y areniscas cuarcitas de la formación
Devoniana Pumbuiza y calizas de la formación carbonífera Macuma. Tres
eventos tectónicos ocurridos durante el mesozoico y el terciario tardío
tuvieron poco efecto tectónico en el oriente.
5
La sedimentación de cuencas termino en la depositación de litologías
continentales y de agua dulce. Los grupos de roca asociados con el grupo
Hollín, Napo, Tena incluyen areniscas (formación Hollín), las cuales son las
rocas reservorio para el petróleo en el nororiente ecuatoriano. La sobre
yacente formación Napo consiste de lutitas, calizas y areniscas, todas de
origen marino. Las areniscas también pueden ser consideradas como rocas
repertorios, la formación Tena también está compuesta de lutítas. Algunas
areniscas y arcillas representan una fase de deposición durante el
Cenozoico temprano.
Con todas las características mencionadas de la Cuenca Oriente que se
muestra en la Figura 1 y las diversas formas que han sido explotados cada
uno de los pozos, por los diferentes procesos, mecanismos de producción de
petróleo, el factor de recobro ha sido afectado al punto de cerrar el pozo en
algunos casos, pero en la actualidad se ha implementado nuevas
tecnologías para el mejoramiento de producción y que los pozos continúen
siendo rentables.
Por ende, este proyecto de investigación permite describir el uso del método
de estimulación ácida u orgánica en el Campo Palo Azul, determinando
resultados positivos.
6
Figura 1: Cuenca Oriente Ecuatoriana
(EP, 2015)
2.1.1 TIPOS DE CAMPO
Campo es un área de uno o varios yacimientos, los cuales se encuentran
relacionados de acuerdo a similares características geológicas estructurales
o condiciones estratigráficas. Pueden existir varios yacimientos separados
verticalmente por una capa de roca o lateralmente por barreras geológicas.
2.1.1.1 Campo maduro
Un campo maduro se define cuando se lo ha explotado más del 50% de las
reservas probadas, posee una línea base como muestra la figura 2, por lo
cual permite utilizar un tratamiento preciso y único rigiéndose a las
7
características que presenta el yacimiento. Cabe recalcar que el Campo Palo
Azul es un campo maduro.
Figura 2: Campo Maduro
(Cabrera , 2014)
2.1.1.2 Campo marginal
Es aquel que produce menos del 1% de sus reservas probadas, este campo
no posee línea base y por ello puede emplear todo tipo de tecnologías.
2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO PALO AZUL
El campo Palo Azul se encuentra en el Bloque 18 el cual está limitado al
Norte por el bloque 11, al Sur por los bloques 7 y 21, al este los bloques 44
,48 y 47 y al Oeste por el Parque Nacional Zumaco. Como muestra las
coordenadas en la Tabla 1, su latitud y longitud.
8
Tabla 1: Coordenadas del Campo Palo Azul
Latitud 00º 05’ 11.28” S 00º 13’ 19.54” S
Longitud 76º 59’ 20.74” W 76º 55’ 45.19” W
(Petroamazonas, 2015)
El Campo Palo Azul el cual fue descubierto por Cayman International
Exploration Company S.A y Petromanabi, en enero de 1 999, se localizó
formaciones productoras como Hollín y Basal Tena con un total de 1 894
bppd con un API de 24.1º.
En el año 2 000 se confirmó la existencia de la formación Hollín y Napo T en
el Pozo Palo Azul 2. En la tabla 2 muestra la información del estado de los
pozos ubicados en el Campo Azul.
Tabla 2: Estado de los pozos del Campo Palo Azul
Estado del pozo Número de los pozos
Abandonados 9
Perforados 49
Reinyección 2
Productores 38
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
2.2.1 CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO PALO
AZUL
La Cuenca Oriente posee una secuencia estratigráfica como se muestra en
la figura 3, el cual se encuentra depositado en el basamento cristalino
correspondiente al margen occidental del Escudo Guayanés precámbrico.
Se sub-divide en tres secuencias con distintas características tectónicas,
sedimentológicas, y magmáticas presentando una conste evolución. La parte
9
principal de la formación Hollín se caracteriza por una sucesión de
sedimentos marinos, depositados en un amiente continental a transicional,
variando desde llanura costera a estuario con rangos de manera micro a
meso-mareal. Este se caracteriza por presentar sucesiones constituidas casi
exclusivas por niveles de areniscas limpias, con finas intercalaciones de
niveles limoliticos.
El centro de interés de la producción o acumulación de crudo se presenta en
la arenisca de la formación Hollín, cuyo espesor promedio es de 300 pies, y
como orden secundaria muestra la arenisca en la formación Basal Tena
finalizando con las areniscas U y T de la formación Napo, tomando en
cuenta que todos los pozos alcanzan una profundidad de alrededor de 10
423 pies oscilando entre 25 y 30 días de perforación.
10
Figura 3: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente
(Petroamazonas, 2015)
11
2.2.2 ESTRUCTURA LITOLÓGICA Y FORMACIONES PRODUCTORAS
DEL CAMPO PALO AZUL
De acuerdo a los estudios realizados a las arenas productoras y ripios de
perforación, se ha desarrollado un ambiente fluvial como muestra la figura 4,
por su modelo establecido en la depositación, donde la caliza C es la
formación que cierra la secuencia del depósito.
El mapa estructural en profundidad para el tope Hollín Reservorio, muestra
un cierre estructural, que abarca el contacto agua-petróleo, original
identificado en el pozo Palo Azul 2 a 9 045 pies TVD.
En la formación Hollín que es el principal reservorio del Campo Palo Azul se
ha dividido en cuatro zonas como muestra la figura 4:
Figura 4: Zona Fluvial
Fuente: Gabriela Haro
FORMACIÓN HOLLÍN
ZON
A 1
ZON
A 3
ZON
A 2
ZON
A 4
Con sedimentos de más abierto caracterizado por la
presencia de depósitos calcáreos y asociados a la caliza C
Bajas porosidades y permeabilidades las propiedades del
reservorio son pobres, consta de areniscas cuarzosas de
finas a muy finas.
Presenta sucesiones constituidas casi exclusivamente por
niveles de areniscas limpias, con finas intercalaciones de
niveles de limoliticos y lutíticos.
Areniscas limpias y masivas, depositadas en un sistema
fluvial posiblemente de tipo meandriforme, como
consecuencia de point bar y relleno de canal.
12
Las formaciones productoras del campo Palo Azul está constituido de la
formación Basal Tena y Hollín. El levantamiento artificial más utilizado en
estos campos para la producción el Bombeo Electrosumergible.
2.2.2.1 Bombeo electrosumergible
El bombeo electrosumergible es un levantamiento artificial, mediante el cual
es utilizado en la mayor parte de campos y pozos en especial el Campo Palo
Azul, el cual suministra energía a un motor de fondo acoplado a una bomba
centrífuga multietapas, la cual permite bombear altos caudales de flujo como
muestra en la figura 5, la cual indica las partes del bombeo
electrosumergible.
El principio es levantar fluido desde el yacimiento hasta la superficie, por
medio de la rotación centrifuga de los impulsores y llegue a la superficie con
suficiente energía hasta la estación de control.
Para el uso de este tipo de bombeo es importante enfocar a altas
productividad del pozo, alta presión de fondo, alta relación agua-petróleo,
requerimiento de alta energía, los rangos de aplicación se determina en el
caudal entre 200 a 25 000 bpd, su gravedad API entre 8.5 a 40.0 y su
viscosidad es de 1 a 5 000 cP.
Ventajas
Fácil de operar
Agiliza la recuperación de crudo
No presenta problemas con hoyos desviados
Se puede controlar y monitorear parámetros de operación desde el
fondo del pozo.
Fácil para aplicar tratamientos contra la corrosión y formación de
escamas.
13
Desventajas
Requiere un fuente de corriente eléctrica
Se necesitan altos voltajes, mayor a 1 000 voltios.
No es adecuado en pozos someros de baja profundidad
Existen limitación en revestidor menor a 5 ½ pulgadas.
Figura 5: Sistema BES
(SHE S. d., 2015)
2.2.2.2 Formación Hollín
La formación Hollín se encuentra constituida por dos tipos de areniscas con
acumulación de hidrocarburos e intercalaciones de lutítas y caolinitas. Están
son.
14
Base Caliza C: esta base se encuentra al tope de 9 978 pies TVD, 11 173
pies MD, y a -8 928 pies TVDSS. Esta base se encuentra constituida por
areniscas con características físicas como : crema monteada con gris claro,
con café claro, su dureza varia de rígido a suave con mezclas de caolinita
con sus características físicas que se encuentra de color café, café claro,
textura terrosa, sin reacción calcárea y corte irregular.
Estuario Fluvial: esta base se encuentra al tope de 10 033 pies TVD, 11 490
pies MD, y a -8 983 pies TVDSS. Esta formación se encuentra constituida
por arenisca café claro, hialina, es translucida a transparente, friable a
suelta, su tamaño de grano es de medio a grueso, cuarzosa, con finas
combinaciones de lulita café, gris.
2.2.2.3 Formación Basal Tena
La formación Basal Tena comprende de arenisca con combinación de arcilla,
sus características son similares con aparentes diferencias de color café,
café claro, café rojizo, gris claro, su dureza es desde suave a
moderadamente rígida, el tamaño de grano es de mediano a fino.
A través de registros eléctricos son considerados como métodos indirectos,
que evalúa los parámetros petrofísicos del yacimiento, tomando en cuenta
que son métodos rápidos, económicos y precisos. De esta manera podemos
especificar las características petrofísicas del campo.
2.2.3 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO
De acuerdo al análisis del conjunto de registro que ha realizado la operadora
de Ep-Petroamazonas, en los pozos del campo Palo Azul, se han obtenido
los siguientes parámetros petrofísicos promedios que fueron utilizados para
el cálculo del POES, que presenta en la tabla 3.
15
Tabla 3: Parámetros Petrofísicos Promedio
FORMACIÓN Φ (%) K (mD) Sw (%) So (%) Ho (pies) Pi (psi)
Hollín 15.3 800 19 81 70 4340
(Petroamazonas, 2015)
Mediante las variables que emite el yacimiento y el fluido como son: la tasa
de producción, el índice de productividad, las condiciones iniciales del
petróleo (POES), factor volumétrico, presión de burbuja, presión de fondo
fluyente, presión estática, presión de cabezal, compresibilidad, solubilidad,
los reportes de producción del Campo Palo Azul, se manifestó un valor
promedio de la producción acumulada de hidrocarburo y las propiedades
petroquímicas de los fluidos proporcionados de la formación Hollín.
Los 38 pozos productores que funcionan en el Campo Palo Azul, los 34 de
38 pozos presenta la presencia de acumulación de hidrocarburos en la
formación Hollín, mientras que en la formación Basal tena y las areniscas U
y T de la formación Napo son las que producen un mínimo porcentaje de
crudo.
A continuación se describe las características de las rocas que forman los
yacimientos.
2.2.3.1 Porosidad
La porosidad es una propiedad física de la roca la cual representa el
porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases, la
cual determina la acumulación o de depósito de la arena y generalmente se
expresa por porcentaje. Este parámetro se obtiene a través de las
interpretaciones de los registros eléctricos en este caso se desarrolla en el
registro neutrón. La fórmula se expresa en la Ecuación 1.1.
16
2.2.3.2 Permeabilidad
La permeabilidad permite que los fluidos se muevan a través de la pared
porosa los cuales se encuentran interconectados, caso contrario si los poros
no se encuentran interconectados no existe permeabilidad. La unidad de la
permeabilidad es expresada en miliDarcy.
El valor de la permeabilidad en el campo Palo Azul se encuentra cargada en
el modelo de simulación la cual fue procesada en el modelo estático y fue
obtenida de la relación de los datos de las coronas de los pozos. La fórmula
se expresa como se muestra en la Ecuación 1.2.
Donde:
K= permeabilidad [md]
Q= rata de flujo [cm3/seg]
L= longitud [cm]
U= viscosidad [cP.]
A= área [cm2]
∆𝑷= presión [atm]
𝜑 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑟𝑜
[1. 1]
𝑘 =𝑞 𝑢 𝐿
𝐴 ∆𝑃
[1. 2 ]
17
2.2.3.2.1 Saturación de fluidos
A través del análisis de las muestras o núcleos de la formación de Hollín y
con recepción de datos verídicos a través de los registros eléctricos en este
caso el registro de resistividad, permite cuantificar el agua de formación y
petróleo conjunto a los exponentes de saturación y cementación.
Ahora la saturación de agua es una propiedad importante para determinar el
índice de producción aplicando la ecuación de Archie la que visualiza la
cantidad de fluido que satura en un medio poroso, cuantificando el fluido que
existe dentro de la roca, esto se realiza mediante la Ecuación 1.3.
𝑆𝑤 = (𝑏 ∗ 𝑅𝑤
𝑅𝑡 ∗ 𝜑𝑚)
1𝑛
[1. 3]
Donde:
Sw= saturación de agua
B= constante de valor igual a 1
Rt= resistividad verdadera del agua de formación
Φ= porosidad
M= exponente de cementación
N= exponente de saturación
Los datos se distribuyen desde la corona mostrando cuatro valores b= 1 siendo una
constante, para el exponente de cementación tienen un rango de variación que es
de 1.80-1.98, el cual posee un valor promedio de 1.92, y los datos de corona son de
17 mediciones para el exponente de saturación.
La sumatoria de todos los fluidos que se encuentran entre los espacios porosos es
1, tomando en cuenta que se desarrolle en un medio poroso saturado por crudo,
agua y gas, es decir como se muestra en la ecuación 1.4.
18
𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1
[1. 4]
2.2.4 RESERVAS
Las reservas son cantidades de petróleo las cuales se consideran
comercialmente recuperables, posee un grado relativo de incertidumbre las
cuales se clasifican en probadas y no probadas y se sub-clasifican en
probables y posibles, estos datos se encuentran en función económico,
político, geológico e ingeniería.
2.2.4.1 Petróleo original in situ (POES)
El petróleo original en sitio, es el volumen inicial u original de petróleo
existente en las acumulaciones naturales, es decir, en el medio poroso del
yacimiento. Tomando en cuenta el factor de petróleo que equivale al factor
que muestra la cantidad de petróleo que puede ser obtenido.
2.2.4.2 Reservas probadas
Es el volumen de petróleo que ha sido probado con la perforación de pozo,
estimando la factibilidad de producir comercialmente esta verificad por las
pruebas de producción y formación permitiendo recuperar hasta el límite de
rentabilidad.
2.2.4.3 Reservas probables
Es el volumen de petróleo que no han sido probadas y que se encuentran en
áreas aledañas a las reservas probadas de una misma o cercana estructura
de la formación.
19
2.2.4.4 Reservas posibles
Son aquellas reservas no probadas que de acuerdo aún análisis parecen
menos recuperables que las probables.
2.2.4.5 Reservas remanente
Son reservas recuperables, las cuales permanecen el volumen de petróleo
en el yacimiento
2.2.4.6 Reservas totales originales
Esto consecutivamente es la suma entre las reservas probadas y posibles de
nuestro reservorio como muestra en la figura 6, las reservas del Campo Palo
Azul con un subtotal de 348 675 342 bls (POES), reservas probadas un valor
total de 112 726 379 bls, con una densidad e 26.0 API.
Figura 6: Reservas del Campo Palo Azul
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
20
2.3 DAÑOS DE FORMACIÓN EN ARENAS
El daño de formación es una alteración natural o inducida, la cual sus
propiedades petrofísicos de la roca de formación que caracteriza el flujo del
fluido a través de la misma.
Los daños y pseudodaños de formación pueden surgir por diferentes
manipulaciones a través de procesos, sea de perforación, cementación,
estimulación, entre otras operaciones que permite producir al pozo. Estos
procesos también pueden inducir un daño en las paredes de los pozos
aledaños, por ende en este proyecto se va analizar los factores que causa
la caída de presión, ya que esta presión controla el caudal de entrada al
pozo.
Para este análisis se considera el flujo de los fluidos desde el radio de drene,
pasando a través de la zona virgen y de la zona vecina al pozo, resaltando
en el intervalo de perforación a través de los túneles de disparos, como
muestra en la figura 7.
21
Figura 7: Diagrama de un sistema típico del flujo de un pozo
(Petroamazonas, 2015)
La explicación de la fórmula que muestra en el diagrama se desglosa en la
ecuación 1.5.
𝛥𝑃𝑟 = 𝛥𝑃𝑓𝑚 + 𝛥𝑃𝑓𝑑 + 𝛥𝑃𝑝𝑐 + 𝛥𝑃𝑝𝑒𝑟𝑓 + 𝛥𝑃𝑡𝑝 + 𝛥𝑃𝑡
[1. 5]
Donde:
ΔPfm= Caída de presión requerida para mover los fluidos a través de la
formación en la zona no alterada.
ΔPfd: Caída de presión requerida para mover los fluidos a través de la zona
alterada.
22
ΔPpc: Caída de presión asociada con la penetración parcial de la zona
productora y el efecto de inclinación relativa de la formación con el eje del
pozo.
ΔPperf: Caída de presión asociada con la perforación (penetración y
densidad)
ΔPtp: Caída de presión asociada con el flujo de fluidos a través de los
túneles de las perforaciones.
ΔPt: Caída de presión causada por la turbulencia del fluido al entrar al pozo.
Para determinar la caída de presión ΔPr, se necesita registrar la Pw y su
variación de tiempo. El análisis de variación de presión permite calcular y
determinar la PWF real, siendo que la PWF ideal se considera una
terminación en producción abierta o presencia de alteraciones en las zonas
aledañas del pozo. El cálculo se muestra en la ecuación 1.6. Y gráficamente
en la figura 8.
Figura 8: Esquema del flujo Darcy
(EP, 2015)
23
Hurst y Van Everdingen relacionaron las variaciones de presión
nombrándolo como Skin representado con la letra S, como se establece en
la ecuación 7.
S=𝐾∗ℎ
141.2∗𝑞∗𝛽∗𝜇∗ 𝑃𝑠
[1. 7]
Donde
S= Daño de la formación
k= Permeabilidad de la formación
h= Profundidad del pozo
Ps= Presión estática del reservorio
q= Caudal de producción
B= Factor volumétrico del petróleo
u= Viscosidad
De acuerdo al análisis de las pruebas de presión permiten obtener el Skin o
factor de daño total, este valor está afectado por el factor de daño verdadero
a la formación, mediante estos valores podemos relacionar el daño que se
efectúa dentro de la formación siendo positivo, negativo o simplemente ser
nulos. Como muestra la tabla 4.
Tomando en cuenta que la estimulación de pozos solo se puede realizar con
el daño verídico de la formación, por ende, es importante cuantificar los
componentes del daño y así considerar el efecto de una estimulación
enviada a la remoción de daño permitiendo eliminar la restricción en los
túneles de perforación.
ΔPr = Pws − Pwf [1. 6]
24
Tabla 4: Valores para identificar el tipo de daños de formación
CONDICIÓN DEL POZO
VALOR Skin
DAÑADO
S > 0 ; rw’ < rw
SIN DAÑO
S = 0; rw’ = rw
ACIDIFICADO
-1 ≤ S ≤ -3
FRACTURADO
S < 0 ; rw’ > rw
(Valencia, Prueba de Pozos, 2015)
2.3.1 EFICIENCIA DE FLUJO (FE)
La eficiencia de flujo como muestra la ecuación 8, es una medida
cuantitativa de la condición del daño (sea dañado o estimulado). Se
encuentra relacionado entre el índice de productividad real y el índice de
productividad ideal, ahora bien la ΔPs no da a conocer como está afectando
en la productividad del pozo, lo cual FE permite la caracterización física
mucho más significativa del daño.
𝐹. 𝐸 =𝐼𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙
𝐼𝑃𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙
𝐼𝑃 =𝑄
∆𝑃
[1. 8]
Donde:
ΔP: diferencial de presión
Q: Caudal
IP: Índice de productividad resultado de Horner
25
Para un análisis más rápido en una prueba de Build Up o Fall off test se
puede utilizar la eficacia de flujo FE en forma aproximada como muestra en
la ecuación 1.9.:
𝐸𝐹 =𝑃+ − 𝑃𝑤𝑓 + 𝛥𝑃𝑠
𝑃∗ − 𝑃𝑤𝑓
𝐸𝐹 =Ṗ − 𝑃𝑤𝑓 + 𝛥𝑃𝑠
Ṗ − 𝑃𝑤𝑓
[1. 9]
Donde la P* se obtiene con la extrapolación en el grafico Horner cuando
(tp+Δt)/ Δt=1.
2.3.2 LOS DAÑOS DE FORMACIÓN POR OPERACIONES
Durante el proceso natural de producción de los pozos, pueden originarse
también el daño como muestra la figura 9, con alteraciones de las
características originales de los fluidos del yacimiento o características
petrofísica de la roca.
El objetivo de esta investigación es mostrar que la construcción de un pozo
requiere de una serie de procesos tales como: perforación, cementación,
cañoneo y estimulación, durante estas operaciones existen el movimiento de
fluido desde y hacia la formación dando lugar al daño de formación.
26
Figura 9: Daño de formación
(Valencia, Recuperacion Mejorada, 2015)
2.3.2.1 Daño durante la perforación
Este daño es más común en las formaciones porque altera las condiciones
de equilibrio físico-químico, termodinámicos y esfuerzos que existen entre
las rocas. Es decir, en la figura 10 son partículas de sólidos del fluido de
perforación obstruyen físicamente los trayectos de flujo de la zona porosa.
Cuando presenta contacto el agua con algunos minerales de la formación se
altera la composición de manera que la arcilla se dilata e incrementa su
volumen dando lugar a disminuir el volumen de los poros. Químicamente los
fluidos de perforación y la roca de formación precipitan los sólidos los cuales
taponan los espacios porosos.
27
Figura 10: Daño de la formación durante la perforación
(Schlumberger, Daños de formación, 2013)
2.3.2.2 Daño durante la cementación
El daño de cementación es similar al daño que causa la perforación, ya que
los líquidos usados para el pre-lavado pueden contener sólidos o
substancias químicas que a veces resultan no ser compatibles con la
formación, y solidos que también invaden dentro de la misma.
El mal cálculo del volumen del cemento puede ocasionar un taponamiento
severo en el espacio poroso, en la cementación forzada puede verse
invadida por las partículas de cemento por su mayor magnitud del poro de la
formación, o por la presencia de pérdida de circulación durante la
cementación primaria, existe el riesgo de forzar sólidos hacia la formación
en forma de fractura.
28
2.3.2.3 Daño durante el cañoneo
El trabajo por cañoneo como muestra en la figura 11 es muy extensa, por los
residuos de cargas explosivas y los fluidos de reacondicionamiento,
formando un taponamiento sobre los canales realizado por las mismas
cargas explosivas, este daño se reducirá mediante un cañoneo con presión
diferencial a favor de la formación.
Figura 11: Daño de formación por cañoneo
(Valencia, Recuperacion Mejorada, 2015)
2.3.2.4 Daño de formación por estimulación
La estimulación debe ser escrupulosamente diseñada para evitar que los
fluidos de tratamiento inyectados contra formación, ya que esto puede dejar
residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos
29
de la formación siendo que estos daños son difíciles de remover y quedaran
permanentes.
Los fluidos ácidos de estimulación si existe una improcedente selección
pueden producir corrosión y abrasión en los equipos, ocasionan el cambio
austero de la mojabilidad de la roca, origina precipitaciones indeseables,
etc., dando lugar al daño de la formación y disminuyendo la producción.
2.3.3 TIPOS DE DAÑOS DE FORMACIÓN
Los tipos de daños de formación se basan en cada factor que se presenta
dentro o fuera de la formación a continuación se menciona los ejemplos de
daños que frecuentemente se puede encontrar en el yacimiento.
2.3.3.1 Daño por invasión de fluidos
La invasión de extraños fluidos que se realiza mediante la perforación,
estimulación, cementación entre otros, son fuentes principales de daño para
la formación.
De acuerdo a las propiedades del yacimiento como son el volumen, la
porosidad, permeabilidad y las interacciones de fluidos de los yacimientos
son propiedades para formar una radio de invasión en la roca.
Para un análisis del daño de formación dependerá de la composición y
sensibilidad de la formación.
2.3.3.2 Daño por arcilla
La composición de la naturaleza representada en la figura 12, está formada
por infinidades de minerales que forman las rocas, la mayor parte de ellas
están formadas por minerales comunes.
30
De los tres tipos de rocas que son ígneas, sedimentarias y metamórficas las
seleccionadas son las sedimentarias ya que son productoras por su
composición físico-químico.
Figura 12: Minerales que constituyen las rocas
(Hughes B. , Clasificación de Rocas, 2012)
2.3.3.3 Daño por el bloqueo de emulsiones
Las emulsiones pueden formase por la mezcla entre los fluidos que contiene
la formación y los fluidos filtrados de lechada de cemento, lodo de
perforación , fluidos presentes en la estimulación etc., los cuales alteran la
31
permeabilidad, porosidad del yacimiento, de acuerdo a los valores de
presión, temperatura, volumen presentes en el pozo también pueden formar
una emulsión, a la vez puede interferir el filtrado de una lechada o lodo de
cemento aún más los fluidos ácidos pueden formar un bloqueo en la
formación.
2.3.3.4 Daño por precipitación secundaria
Significa la irrupción de fluidos incompatibles que tienen iones solubles,
reaccionan y precipitan sólidos, cuando existe una mezcla con agua de
formación, transportan al obturamiento de los conductos porosos por
partículas sólidas precipitadas que logran llegar a ser característico si las
concentraciones son mayores.
En la precipitación secundaria se puede componer al contacto de ácidos y
varios aceites de formación con un mayor contenido de asfaltico. Por los cual
el material es muy viscoso y experimentadamente no es removible,
causando un daño definitivo a la formación.
2.3.3.5 Daño asociado por la producción
En el yacimiento por varios factores existe la presencias de diversos
cambios en presión, temperatura, volumen cerca de la pared del pozo,
generando un desbalance de agua y petróleos ya que forma precipitaciones
de solidos inorgánicos y orgánicos. El factor más relevante es el bloqueo de
agua y gas por la conificación en los conductos dando lugar, a la reducción
de producción de crudo e incluso al cierre del pozo.
2.3.4 MECANISMOS DE DAÑO DE FORMACIÓN
El tipo y la cantidad de depósitos presentes en la formación tienden a formar
los siguientes mecanismos de daño.
32
2.3.4.1 Invasión de partículas
La invasión de partículas como se observa en la figura 13, se produce por el
tamaño crítico de las mismas, el cual su diámetro normal varía entre 0.330
pies y 0.143 pies, pero al variar el tamaño están produciendo una
contaminación de sólidos, es decir, estos tienden a llenar los espacio
porosos, de manera que la permeabilidad de la roca varía entre las
partículas menores a mayor.
Figura 13: Representación esquemática de partículas taponando las grietas de la roca
(Valencia, Prueba de Pozos, 2015)
2.3.4.2 Hinchamiento y migración de arcilla
Los minerales como las arcillas poseen una estructura de cristales en forma
de hoja las cuales son hidratados de aluminosilicatos formados también por
la hidratación de otros silicatos como se observa en la tabla 5.
33
En la matriz están presentes algunas arcillas cementantes las cuales por su
composición mineral revisten los poros dando lugar a la unión de granos de
arena, formando lentes de arcilla.
Existen dos categorías de arcillas que son:
Arcillas detríticas
Arcillas diagenéticas
Los principales grupos de arcillas encontradas en la formación son.
Tabla 5: Arcillas comunes de una roca
Montmorilonita Al2Si4O10 (OH)2. H2O
Ilita KAl2(AlSi3O10) (OH)2
Kaolinita AlSi4O10(OH)8
Clorita (Fe Mg)5Al(AlSi3O10) (OH)8
Capas de arcillas mezcladas COMBINACIÓN DE TODAS
(EP, 2015)
Cuando existe un equilibrio iónico dentro de la formación, todo tipo de arcilla
puede migrar fácilmente por los canales porosos.
El efecto del comportamiento de un fluido acuoso con las arcilla depende de
los siguiente factores.
La estructura química de la arcilla
La diferencia química entre la composición del fluido de formación y
del inyectado
El arreglo de la arcilla en la matriz
La abundancia de las arcillas presentes.
2.3.4.3 Efecto del pH
El control de los niveles de pH es muy importante en cualquier proceso u
operación industrial, el registro de los productos que se utiliza para la
34
elaboración puede ayudar como perjudicar a la producción, por ende se
realiza el previo análisis de los minerales que posee la roca y de acuerdo a
ello realizar la mezcla del ácido evitando así, que dé lugar aún factor de
deterioro dentro de la matriz del yacimiento.
Un pH muy alto disolverá los minerales silícicos, liberando partículas muy
finas las cuales llegan a flocularse y dan lugar al taponamiento de las grietas
porosas y a la vez fomentando un bloqueo poroso.
2.3.4.4 Aumento de la viscosidad de los fluidos
La declinación productiva del pozo se ve afectada por el aumento de la
viscosidad por efecto de la emulsión. Las emulsiones de agua en petróleo
tienden a estabilizarse mediante surfactante catiónicos.
Existen dos grandes diferencias cuando se trata de rocas óleo -humectadas,
cada una de ellas tienden a generar emulsiones de mayor estabilidad y
viscosidad y acuo-humectadas tienden a reducir la estabilidad de la
emulsión.
2.3.4.5 Bloqueo por agua
Cuando existe una variación de permeabilidad relativa en el reservorio,
existe un incremento de saturación de agua por ende, las presiones
capilares aumentan a través de la tensión interracial entre el agua y el
petróleo.
Formando bloqueos en los canales porosos y permeables evitando el paso
de los hidrocarburos.
35
2.3.4.6 Depositación orgánica
En el yacimiento es muy importante identificar los problemas que se
presentar durante la producción y el transporte del crudo, ya que existen dos
tipos de solidos orgánicos que se pueden depositar durante la producción,
estos son las parafinas y los asfáltenos, de esta manera se puede aplicar el
adecuado tratamiento.
2.3.4.7 Bacterias
Durante las diferentes actividades que se realizan en la formación como al
transportar los fluidos de perforación, completación, los fluidos de fractura y
la inyección de agua, da lugar a ser transportadores de bacterias.
Estos problemas es necesario manipular bactericidas para combatir el daño
en la formación y contaminación en la misma.
Las bacterias que ocasionan problemas son:
- Bacterias formados de barro y limo
- Bacterias de hierro
- Bacterias de sulfato reductoras.
2.3.5 PREVENCIÓN DEL DAÑO
El daño es provocado por diferentes procesos como muestra en la figura 14,
que se desarrolla para la producción de crudo, por ende, para cualquier
actividad debe realizarse provocando el mínimo daño dentro de la formación
analizando topes y bases dentro del pozo, evitando que la misma sea
afectada.
Si bien es cierto, existe remediación a todos los daños pero preexisten dos
factores que afectan a la industria que son: tiempo y costos.
36
Para la prevención del daño se realiza el siguiente listado:
Durante la perforación: se debe controlar la presión diferencial o sobre
balance de la columna hidrostática del fluido en contra de la presión del
yacimiento. Para esto se requiere base de datos actualizados del yacimiento,
minimizar la invasión del filtrado, caracterización mineralógica de la roca,
realizar pruebas de núcleos de la formación, uso de desemulsificantes o
solventes y bombeo a tasas muy altas para conducir el fluido.
Durante la cementación: evitar la pérdida de filtrado por medio de aditivos
(ocasiona desestabilización de arcillas, migración de partículas), facilitando
la remoción de lodo y del revoque, se bombea lavadores químicos por
delante del cemento ya que separa físicamente el cemento del lodo.
Durante la completación: usar un control de filtración, limpieza en el
transporte, fijarse en la compatibilidad de los fluidos con el de la formación
evitando de esta manera la invasión del filtrado y sólidos.
Durante el cañoneo: se debe cañonear con la variación de presión este a
favor del tiempo, para permitir que el flujo limpie el canal, evitando la
invasión de residuos.
Durante la estimulación ácida: se debe tener conocimiento de la
compatibilidad del ácido con el crudo (mezcla de solventes, aromáticos, y
surfactantes), de este modo se garantiza la remoción del volumen que se
vaya a tratar, todas estas prevenciones permite remediar daños causados
por fenómenos interfaciales, bloqueos, intervalos perforados etc., ya que
ciertos productos o componentes pueden precipitar.
Control en depósitos orgánicos.
Control en la taza de producción.
37
Figura 14: Prevención de daño de formación
(Valencia, Prueba de Pozos, 2015)
2.3.6 DIAGNÓSTICO DE UN DAÑO DE FORMACIÓN
Es importante evaluar y diagnosticar el pozo si posee daño, permitiendo
reducir los efectos nocivos en la producción. En la actualidad existen varios
métodos para verificar presencia de daño entre ellos son:
Revisión histórica de terminación, perforación, cementación, reparación del
pozo.
- Comparación con pozos aledaños.
- Registros de producción.
- Análisis de núcleos.
- Registro de resistividad
- Pruebas Build up
38
- Análisis de pruebas de presión
- Análisis nodal
- Pruebas DST
- Análisis de estimulaciones previas.
2.3.7 EFECTO DEL FACTOR DE DAÑO
El factor de daño o Skin es definido cuando existe una alteración en la
permeabilidad en la formación, estos resultados se obtiene mediante las
pruebas de restauración de presión en el pozo.
Esto representa la caída de presión por ende se da una declinación de
producción, el Skin se puede presentar como variable adimensional en
ciertos casos dando como resultado un Skin positivo o negativo.
- Invasión de fluidos (+)
- Fracturas hidráulicas (-)
- Mini fracturas (-)
- Pozos horizontales (-)
- Fluido de inyección (+)
- Flujo turbulento (+)
- Producción de tres fases (+)
- Pozos inclinados (-)
- Disparos parciales (+)
- Perforación parcial (+)
- Pe – pwf > 1000 psi (+)
- Cuando se cañonea < de 4TPP (+)
2.3.8 ANÁLISIS DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
Es una medida potencial que tiene el pozo durante su vida útil de producción
se lo puede representar mediante J o IP.
39
El índice de productividad real es directamente proporcional a la tasa de
producción e inversamente proporcional entre el espesor de la formación
menos la caída de presión.
La presencia de una zona permeable afectada alrededor del pozo, minimiza
el índice de producción como muestra en la figura 15.
Figura 15: Daño de formación
(Hughes B. , 2015)
2.3.9 PRUEBAS DE RESTAURACION DE PRESION PRESIÓN
La restauración de presión consiste en realizar diversas mediciones de
presión de fondo, después de cerrar el pozo, con el objetivo de restaurar la
presión a su valor cercano a lo original con la condición que el caudal debe
ser constante hasta antes del cierre.
40
Esta prueba permite el cálculo de la presión estática de un yacimiento las
cuales intervienen los siguientes factores:
- Permeabilidad
- Capacidad de flujo
- Existencia de daño de formación
- Índice de productividad
Para el cálculo de la presión estática del yacimiento es una consideración
que se toma al realizar una prueba de presión, se realiza una prueba de
corto tiempo, en yacimiento infinitos (drenaje limitado y efecto de
interferencia entre pozo.
Una prueba de restauración de presiones, se puede diferenciar en tres
regiones básicas de acuerdo a la curva de Horner, como muestra en la figura
16.
Figura 16: Regiones de una restauración de presión
(Valencia, Prueba de Pozos, 2015)
41
2.3.10 INDICADORES DE PRESENCIA DE DAÑO EN LA FORMACIÓN
Cuando se requiera de manera rápida y exacta solo con datos de producción
es necesario tomar en cuenta los siguientes indicadores.
- Presencia de arcilla susceptible de migración.
- Durante la perforación mezcla de fluidos de lodo.
- Los espacios porosos han aumentado pero la producción ha
disminuido
- Aumento de saturación de agua.
- Llegar a una óptima presión de fondo pero sin aumento de
productividad.
- Problemas de fluidos de cementación durante la producción.
- Baja resistividad, permeabilidad, taponamiento de poros.
2.4 ESTIMULACIÓN MATRICIAL DE POZOS
La estimulación matricial como se muestra en la figura 17, es un tratamiento,
el cual se realiza mediante un proceso de inyección, el compuesto para
insertar dentro del yacimiento posee ácido, solventes, tratamientos químicos
entre otros.
Esta técnica permite mejorar la permeabilidad natural cercana al pozo, se
efectúa en presiones inferiores a la presión de fracturamiento del pozo,
obviamente las actividades se diversifican en el tipo de roca que posee el
yacimiento por ejemplo en arenas de areniscas o carbonatos.
El trabajo que se efectúa en las areniscas para la selección de los
tratamientos es necesario tener en cuenta los siguientes factores: la
extensión del pozo, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del
yacimiento, salinidad, y la compatibilidad del fluido del tratamiento con el
fluido de la formación.
42
Ahora cuando se trabaja en carbonatos es necesario tomar en cuenta
temperatura del yacimiento, tasa de bombeo de solventes, tipos de flujo ya
que si falla uno de estos factores afectaría a la reactividad del fluido del
tratamiento con la roca del yacimiento.
Determinando las prioridades de la estimulación matricial del pozo, como
resultado se obtendrá que aumente la productividad.
El objetivo de la estimulación varía dependiendo del pozo a proceso que se
vaya a efectuar.
- Pozo productor: incrementa la producción de hidrocarburos.
- Pozo inyector: aumenta la inyección de fluidos como agua, gas y vapor.
- Recuperación secundaria y mejorada: permite optimizar los patrones de
flujo.
En la actualidad la estimulación ha sido una técnica efectuada en pozos
productores e inyectores, que ha permitido recuperar y aumentar la
producción siendo económicamente rentable.
Figura 17: Estimulación matricial de pozos
(Villamil, 2012)
43
2.4.1 REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR LOS POZOS PARA
EFECTUAR UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL
- Ser claro conciso en las posibles causas de la baja producción de un
pozo, ya que se produce problemas mecánicos por los cuales
requieren de un tipo diferente de estimulación como se observa en la
figura 18.
- En completación de pozos se presentan problemas como, un mal
funcionamiento del sistema de levantamiento, daños en tuberías y
equipos, incorrectos análisis de diámetros de tubería de producción.
- Analizar los componentes de los fluidos que existen dentro del
yacimiento ya que es necesario mostrar compatibilidad de los fluidos
inyectados y los fluidos del pozo.
- Analizar el núcleo que grado de porosidad y cuanta permeabilidad
presenta el yacimiento.
- La implementación de tratamiento a la roca incluyendo divergencia,
tasa de producción, bombeo de solventes realizando una simulación
del tratamiento de estimulación.
- Cuando el pozo presenta daño en la cercanía del mismo.
- Verificar las arenas presentes dentro de la formación, es decir tomar
en cuenta los tipos porque cada uno presenta en la figura 18,
diferentes factores que pueden ayudar o dañar la formación como
consecuencia disminuye la productividad.
44
Figura 18: Parámetros para la aplicación de la estimulación matricial
(Schlumberger S. , 2014)
2.4.2 MÉTODOS DE ESTIMULACIÓN
Para aplicar una estimulación matricial en el yacimiento se debe considerar
cada factor que da lugar a la declinación de la productividad del pozo.
Es decir, tener información detallada para usar el tratamiento adecuado, se
detalla en la figura 19.
45
Figura 19: Detalles para la correcta selección del tipo de estimulación
(Petrobras, 2012)
En el presente proyectos se determinan los siguientes métodos de
estimulación.
- Estimulación por fracturamiento hidráulico
- Estimulación por fracturamiento ácido
- Estimulación matricial química
Detalles para la correcta
selección del tipo de
estimulación
Limitaciones físicas del equipo del
pozo Compatibilidad del fluido de
tratamiento con los
contaminantes.
Tipo de daño y magnitud
Tipo de formaciones y composición mineral de la
formación
Intervalos de tiempo de contacto
disponible para el
tratamiento químico
Contanantes posibles:
agua, lodo, bacterias, cemento.
Presión y temperatura existente en el fondo del
pozo
Propiedades de la
formación: solubilidad en
ácido, permeabilidad, porosidad.
Fluidos disponibles
46
2.4.2.1 Estimulación por fracturamiento hidráulico
El fracturamiento hidráulico como muestra en la figura 20, se ha usado por
más de 50 años, cuyo objetivo es aumentar la productividad del pozo
mediante la inyección de un fluido que genera fracturas, el cual genera en
ella canales de flujo, aplicando presión para extenderla, permitiendo que el
pozo logre aumentar su tasa de producción.
El proceso para realizar una estimulación de fracturamiento hidráulico se
basa en dos sustancias principales que son: apuntalantes y fluidos de
fracturamiento, estos fluidos tienen partículas que mantienen abiertas las
fracturas y por ende los fluidos participantes deben ser muy viscosos.
El fracturamiento hidráulico se realiza en un pozo, sea por desviar el flujo
evitando el daño en zonas aledañas al pozo y volver a la productividad
normal, también se efectúa extender una ruta de conducto en la formación,
permitiendo aumentar la productividad a sus niveles máximos, tomando en
cuenta si se alteran los fluidos de la formación.
Figura 20: Fracturamiento Hidráulico
(Schlumberger, Fracturamiento Hidraúlico, 2004)
47
2.4.2.1.1 Ventajas
- Aumento de la conductividad
- Disminución de daño de formación
- Mejoramiento de la producción
- Mayor área de flujo
2.4.2.1.2 Desventajas
- Utiliza gran cantidad de agua, dependiendo del tipo de suelo que se
esté aplicando el método.
- La realizar la preparación de los químicos con el agua para la
inyección, se generan diversas emisiones de contaminantes a la
atmosfera.
- Al realizar la técnica de fracturamiento hidráulico se recupera un 15%
al 80% su restante queda en el yacimiento.
- Existe la migración de fluidos peligrosos y contaminantes a través de
corrientes subterráneas.
- El agua recuperable no es reutilizable.
2.4.2.2 Estimulación por fracturamiento ácido
El fracturamiento ácido como se muestra en la figura 21, se usa
comúnmente en formaciones de calizas y dolomitas, donde se inyecta ácido
dentro de la fractura con una presión alta para abrir fracturas de la
formación.
Las condiciones que presenta éste método, es que el caudal de inyección
tiene que ser muy alto y la permeabilidad relativamente baja, para que al
48
perder fluido no sea de manera excesiva, de esta manera la presión se
incrementa para fracturar la formación.
Las características PVT y propiedad petrofísicas del yacimiento son
importantes al momento de aplicar este método, ya que dependerá la
penetración, el diámetro de fractura y la canalización por el cual permitirá el
paso de los fluidos del yacimiento.
Figura 21: Fracturamiento
(Katalox, 2013)
2.4.2.2.1 Ventajas
- Bajos costos
- Se pueden usar polímeros solubles en agua
- Fácil manejo en superficie
- Alto desempeño
- Minimizar la fricción tubular
49
- Crea fracturamiento multidireccionales
2.4.2.2.2 Desventajas
- Altos valores de viscosidad
- No lleva el agente de sostén dentro de la fractura fácilmente
- Transporta arenas a bajas concentraciones
- Impacto ambiental severo
2.4.2.3 Estimulación matricial química
La estimulación química se subdivide en dos partes:
2.4.2.3.1 Reactivas
Esta técnica consiste en la inyección de fluidos a través de las tuberías de
producción, perforación y Coiled Tubing a una presión por debajo de la
presión de fractura de la formación. Estas soluciones contienen ácidos
inorgánicos y orgánicos
2.4.2.3.1.1 Tipos de ácidos
- Ácido clorhídrico
- Ácido fluorhídrico
- Mezcla de ácido clorhídrico con ácido fluorhídrico
2.4.2.3.2 No reactivas
Esta técnica se utilizar para remover daños por bloqueo como son por
bloqueo de agua, aceite, pérdidas de lodo, depósito orgánico, bloqueo por
emulsiones. Este tratamiento no contiene ácidos.
50
2.4.2.3.2.1 Tipos de ácidos
- Solvente mutual
- Solventes aromáticos
- Surfactantes
- Otros
2.4.3 ESTIMULACIÓN REACTIVA
La estimulación ácida u orgánica permite el incremento de la producción
cuando el pozo presenta problemas de declinación de producción, para
realizar la aplicación de este método, se basa respectivamente en el
tratamiento y la técnica a usar, estos dos factores están constituidos de tres
parámetros fundamentales para seleccionar el producto los cuales son:
estequiometria que es un cálculo cuantitativo el cual permite la relación de
reactivos y productos formando una reacción química, el equilibrio
termodinámico es aquel que permite experimentar algún cambio en el estado
de la reacción y para finalizar es la velocidad de reacción, es la unidad de
tiempo que demora en reaccionar una cierta cantidad de sustancias.
La estimulación ácida se lleva a cabo cuando existe la presencia de
caudales de inyección baja, generalmente su efecto limita a remover el daño
somero de la formación.
Para ello se considera las siguientes condiciones.
Temperatura
Fluidos de formación
Mineralogía
Completación
Reactividad
Características de daño
Corrosión de tubulares
51
Precipitación de hierros
Cambios de permeabilidad
Emulsiones
Parafinas y asfáltenos
Incompatibilidad del agua de formación
Problema de la formación
Figura 22: Estimulación Matricial
(Hidrocarburos, 2015)
De acuerdo a la figura 22, se observa cómo surge el tratamiento, esto es en
base de la presión de fondo de pozo sea menor a la presión de fractura, el
objetivo de este tratamiento es aumentar la permeabilidad del reservorio
productor, además el área de contacto entre el fluido y reservorio es amplio
52
por lo que la presión por fricción se incrementa rápidamente a medida que el
caudal de bombeo aumenta.
Tomar en cuenta que la acidificación se realiza a caudales de inyección
bajos, generalmente su efecto se limita a remover daños someros. Una vez
realizado el tratamiento los canales se han agrandado el cual se removerá
fácilmente el daño. Sin perder el grado de penetración que depende de una
viscosidad baja y menor tensión superficial, considerando que no se debe
usar ácidos gelificados ni emulsionados por que la tensión superficial y
viscosidad aumentarían considerablemente las presiones de inyección.
2.4.3.1 Tipo de ácido
Es muy importante el tipo de ácido que se va a utilizar dentro de la
formación. Los ácidos químicamente retardados son muy eficientes, cuando
va precedidos de preflujo solventes con agentes surfactantes oleo
humectantes.
De acuerdo a la composición de la roca, el surfactante que se encuentran en
una interface petróleo – agua, estas permiten la estabilización o
desestabilización de una dispersión, espumas, y ayuda a modificar la
tensión interfacial o la mojabilidad de la roca, tomando en cuenta que el
ácido ataca de una forma irregular, modificando el diseño irregular al
labrado de los canales.
Por otro lado el ácido emulsionado depende de la velocidad con la cual el
ácido penetra fuera de la fase de crudo de la emulsión y reacciona con la
cara de la formación.
Ahora con los sistemas de ácido gelificado y reticulado ayuda a un mejor
control de filtrado y por deducción de la extensión de fractura.
53
2.4.3.2 Tiempo de contacto
El tiempo de contacto del ácido con la cara de la fractura se determinar a
partir del caudal de bombeo y el volumen total del ácido bombeado.
El tiempo puede determinarse a partir del volumen del post flujo y del preflujo
como muestra en la ecuación 1.10 y 1.11.
𝑡1 =𝑣1
𝑞𝑚𝑎𝑥
[1. 10]
𝑡1 =0.23805 ∗ 𝑣2
𝑞𝑚𝑎𝑥
[1. 11]
Donde:
T1: volumen de penetración del preflujo
T2: volumen de penetración del postflujo
Qmáx: rata de producción
2.4.3.3 Utilización de ácidos reactivos
De acuerdo a las especificaciones de ácidos son considerados el HFl y HCl
como ácidos minerales, y el ácido fórmico y acético son ácidos orgánicos.
Tomando en cuenta los ácidos gelificados, ácidos químicamente retardados
y ácidos emulsionados forman el conjunto de ácidos retardados.
54
Es importante mantener la compatibilidad entre los fluidos del yacimiento y la
solución del tratamiento, para no incrementar el daño de la formación o
aumentar algún otro problema dentro del reservorio.
Los ácidos que podemos encontrar son:
2.4.3.3.1 Ácido clorhídrico
El ácido clorhídrico es un ácido inorgánico y mineral, también conocido con
los nombres comerciales SuperX Acid, y regular Acid One Acid, el cual se
usa en formaciones de areniscas y carbono, permita la deshidratación de las
arcillas expandidas por agua, además posee un inhibidor de corrosión
mezclado en una solución con una concentración de 20% por peso o mas
El ácido clorhídrico posee limitaciones como son: reacciona rápido y causa
un desgaste muy rápido en algunas formaciones, la velocidad de reacción
permite determinar la selección de aditivos y estos son dosificados en
función del tiempo de desgaste del ácido. Este acido puede ser bombeado a
concentraciones de hasta el 33% pero el más generalizado es al 15% por su
menor costo por unidad de volumen e inhibición, no es peligros para
manipula, y permite la retención cuantitativo de sales disueltas en solución
después del desgaste.
Ventajas
- Bajo costo
- Facilidad de inhibición el ataque de tuberías
- La tensión superficial es controlado con aditivos
- Es emulsionado para una reacción lenta
- Facilidad de soluble en agua y fáciles de limpiar porque tendrá mayor
viscosidad y densidad. .
- Entre concentraciones mayores de ácido tendrán mayor densidad y
viscosidad.
55
- Es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por
taponamiento de la formación causado por todos de perforación como
arcilla y otros silicatos excepto barita.
- Se utiliza a temperaturas menos de 210º F.
Desventaja
- Por las propiedades corrosivas que posee este acido, se convierte en
una amenaza para el metal de las válvulas, bombas, y tubería del
pozo.
- Este control de equipos y afectados por corrosión y abrasión puede
generar altos costos y control de temperaturas por encima de 250ºF.
2HCl + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2
2.4.3.3.2 Ácido fluorhídrico
El ácido fluorhídrico es inorgánico usado en formaciones de areniscas, este
acido permite intensificar la velocidad de reacción química del sistema y
solubilidad en formaciones de areniscas, tomando en cuenta que ataca al
sílice y silicatos, el hierro fundido y varios materiales orgánicos,
El HFl en algunos casos se presenta en forma líquida, en forma anhídrida o
en solución acuosa. Permitiendo la remoción de finos insolubles de HCl.
Las mezclas de HCl y HFl pueden ser preparados por dilución de mezclas
concentradas con agua, como muestra en la tabla 6, o por adición de
fluoruro como por ejemplo el Bifloruro de Amonio, por ende todas las
empresas usan el ABF (Bifloruro de amonio).
56
Tabla 6: Métodos para evitar precipitados
MINERAL
PRECIPITADO
PREVENCIÓN
CaCO3
CaF2
Preflujo de HCL
CaMg(CO3)2
CaF2 y MgF2
Preflujo de HCl
Cuarzo y/o salmuera de Na
NaSi2F6
Preflujo de HCl y NH4Cl
Salmuera de K
KSi2F6
Igual a la anterior
Salmuera de Ca
CaF2
Igual a la anterior
Arcillas limpias, caolinita o montomorillonita
Si(OH)412H2O
Sobredesplazar y llevar lejos
Feldespatos Potásicos
KSi2F6
Bajar HF al 1.5 %
Feldespatos (Abita)
Na2SiF6
Bajar HF al 1.5%
Arcillas sucias Ilinita
---------
Comenzar con HF al 1% subir gradualmente al 3% y Sobredesplazar
Arcillas sucias Clorita
Fe(OH)3
Estabilizador de hierro
(SHE S. d., 2015)
2.4.3.3.3 Ácido acético
El ácido acético es orgánico utilizado a temperaturas mayores a 210ºF, es
un ácido débil, el cual reacciona violentamente con oxidantes fuertes, dando
lugar a un incendio o explosión. En algunos casos este acido es un
controlados de pH, ataca algunos tipos de plástico, caucho y revestimientos.
CH3 – COOH
Ventajas
- El ácido acético es usado en mezclas con HCl en ácidos híbridos.
57
- Tiene la capacidad de disolver incrustaciones de Carbono, calcio y
magnesio permitiendo beneficial las condiciones de flujo de la
formación.
- Permite despegar y disolver la suciedad.
- Posee efectos bactericidas porque cambia el pH, alterando la medida
de acidez o alcalinidad de las sustancias.
Desventajas
- Sus costos son muy altos por unidad de disolución por ello su
consumo es limitado.
2.4.3.3.4 Ácido fórmico
Este acido es más fuerte que el ácido acético pero más débil que el ácido
clorhídrico. Se puede utilizar hasta temperaturas de 350ºF, es incoloro y de
olor picante, este ácido se puede encontrar en algunas secreciones de
insectos principalmente en hormigas.
Este ácido tiene el peso molecular más bajo y correspondiente el costo por
volumen más bajo por roca disuelta. Es sustancialmente masa fuerte que el
ácido acético, sin embargo, es más débil que el ácido clorhídrico.
HCOOH
2.4.4 COMBINACIONES Y FORMULACIONES ESPECIALES
Las combinaciones se pueden desarrollar de acuerdo al daño y su pH de
concentración.
58
2.4.4.1 Ácido fluorhídrico (CLAYACID)
Es un sistema de acidificación que se deteriora rápidamente sobre el
material de la formación, permitiendo tener una penetración profunda, sin
convertir en una zona no consolidada a la región adyacente del pozo.
La mezcla de 12% HCl – 3% HF es efectiva para remover el daño por
silicatos en un radio de 1 pie en velocidad del pozo. Esta combinación de
ácidos por su efecto retardado ha permitido remover los finos que causan el
daño antes que migren y dañen la formación
2.4.4.2 Ácido fórmico-fluorhídrico
Es una mezcla utilizada en arenas, es empleada para temperaturas altas, es
menos corrosiva que la mezcla de ácido inorgánico.
2.4.4.3 Ácido sulfámico y cloroacético
Posee una aplicación limitada, estos ácidos se comercializan en forma de
polvo, son más costosos que el HCl, este acido es el más estable y fuerte en
comparación con el ácido sulfámico. Se descompone a temperaturas de
180ºF y su uso es hasta una temperatura de 160ºF.
2.4.4.4 Ácido clorhídrico-ácido fórmico clorhídrico
Esta mezcla es utilizado en carbonatos, su aplicación es en formaciones con
altas temperaturas ya que esas condiciones favorecen la corrosión, este
acido disminuye la corrosión en los metales.
2.4.5 ADITIVOS
Un aditivo es un material agregado a otro compuesto para mejorar o
incrementar sus propiedades, o modificar el comportamiento para ajustar a
59
las condiciones del reservorio. Encontramos diversos aditivos disponibles
para ácidos los cuales ayudan a controlar la mojabilidad del yacimiento, los
inhibidores de corrosión es necesario para las tuberías del contacto con el
ácido. Pero los más utilizados se muestra en la figura 23:
Figura 23: Aditivos
(Hidrocarburos, 2015)
2.4.5.1 Tipos de aditivos
Los tipos de aditivos se conceptualizan mediante la consideración de las
propiedades de las formaciones rocosas, propiedades de los fluidos de la
60
formación, propiedades de fricción, propiedades de la perdida de fluido,
transporte de sólidos.
2.4.5.1.1 Fluidos base de aceite vs fluidos base de agua
Los dos fluidos son necesarios en el campo petrolero, las ventajas que se
obtienen en base aceite es que no permite dañar a las arcillas, baja la
tensión superficial, es compatible con los fluidos de formación, bache o
mezcla continua. Mientras que las ventajas de base agua es disponible,
segura, económica, posee bache o mezcla continúa, genera un control de
tiempo de para, amplio rango de temperatura y medio ambiente.
2.4.5.1.2 Agentes de control de pH
El agente de control de pH o buffers expresa el grado de acidez o basicidad
de una solución determinada a partir de la escala como muestra la tabla 7,
que se extiende desde 0 hasta 14 la cual el 0 es un valor neutro, mientras
que una solución ácida es menor a 7 y básica mayor a 7. Una solución al
0.1% de HCl equivale un pH de 1, mientras que una solución al 1% de sosa
caustica tendrá un pH básico, tomando en cuenta que la fuerza de mayores
concentraciones de HCl o caustica se expresan como porcentajes en lugar
de pH.
En el tratamiento de estimulación el pH de un fluido es un factor importante,
ya que controla la función variable de la estabilidad de temperatura,
crosslinker, los problemas de control de arcillas, la compactibilidad de fluidos
de estimulación entre otras. Los más utilizados para este aditivo es el
bicarbonato de sodio, ácido fumárico, ácido acético, ácido fórmico, diacetato
de sodio, fosfato monosódico, carbonato de sodio, hidróxido de sodio.
61
Tabla 7: Agentes de control de pH
ACIDOS FUERTE
Ácido hidroclórico
Ácido hidroflórico
pH
0-2
0.2
ÁCIDO DEBIL
HYG-3 Ácido fumárico
FE-14 Ácido acético
pH
3.5-4
2-4
BASE DEBIL
K-34 bicarbonato de sodio
K-35 carbonato de sodio
pH
8.5-4
10.5
BASE FUERTE
NaOH Sosa caustica
pH
14
(Halliburton, 2015)
Los buffers son mezclas de ácidos y sales de los mismos como se muestra
en la tabla 8 y son muy resistentes al cambio de Ph.
Tabla 8: BUFFERS
BUFFER pH
BA-2 1.5-3
BA-20 6-8.5
BA-40/BA-40L 7-11
(Halliburton, 2015)
2.4.5.1.3 Espumas y emulsiones
Una emulsión es una suspensión de pequeños glóbulos de un líquido en un
segundo liquido con el primero que no se mezcla, como agua y crudo,
siendo una suspensión de burbujas de gas dentro del líquido, la cual permite
que las propiedades de perdida de los fluidos en la reducción de contacto
con el agua a la K natural de la formación.
62
2.4.5.1.4 Aditivos de control de perdida de filtrado
Son agentes que reducen las pérdidas de fluido hacia las formaciones
productoras, este se puede aplicar en reservorios con múltiples
permeabilidades.
Este está constituido por dos agentes que son: inerte el cual está formado
por partículas sólidas las cuales se limitan en la superficie de fisuras y gel
que tapona los poros en el material granular sólido.
2.4.5.1.5 Surfactantes
Se han desarrollado para reducir la retención de líquidos en la formación, se
utiliza cuando existe una infiltración de agua en el crudo de soporte de
formación, permitiendo que el agua reduzca la permeabilidad efectiva de la
arena de aceite, lo que resulta en un bloqueo parcial o completo.
El uso del surfactante ayuda a prevenir los bloques de agua, a evitar la
creación de emulsiones entre el fluido inyectado y el fluido de formación,
permite estabilizar las emulsiones cuando existe el uso de un fluido de
tratamiento emulsionado, y permite la recuperación del fluido.
La composición del surfactante se muestra en los grupos hidrófilo y lipófilo,
estas sustancias reducen la tensión superficial de un líquido mediante la
adsorción en la interface de líquido y gas, permitiendo que los tensioactivos
se dividan en cuatro grupos como son: aniónicos, catiónicos, no iónico,
anfótero.
2.4.5.1.6 Breakers y estabilizadores
Los breaker son interruptores de agente gelificante, la cual disminuye la
viscosidad del fluido. La viscosidad puede aumentar por usar para transporte
y colocar un agente sostén, es importante esta diminución ya que permite
63
reducir al mínimo retorno del agente de sostén, y maximizar el retorno de
fluidos de estimulación a superficie, tomando en cuenta que el grado de
viscosidad es controlada por el tipo de breaker, pH, concentración de gel y
concentración del breaker el tiempo y la temperatura.
Tipos de breaker
- Breaker enzimático
- Breakers comburentes
- Breakers ácidos
2.4.5.1.7 Secuestrantes de hierro
Es una sustancia química cuya estructura molecular puede envolver y
contener un tipo de ion determinado en un complejo estable y soluble.
Hay que tener cuidado en el uso de los secuestrante de hierro ya que la
precipitación del hierro disuelto en un tratamiento acido es un problema
cuando esta ocurra en un medio poroso, puesto que dañara la permeabilidad
de la roca.
Para controlar las precipitaciones se puede realizar mediante agentes
Secuestrantes o quelantes, agentes de reducción, agentes de control de pH.
2.4.5.1.8 Inhibidores de corrosión
Son productos químicos que retardan la acción del ácido con los iones de
hierro, impidiendo o reduciendo el proceso de corrosión, este cubre fijamente
la superficie metálica, la cual fomenta una película protectora que prevé la
reacción corrosiva
64
2.4.5.1.9 Agentes divergentes
Este agente garantiza una inyección uniforme el cual se utiliza en la
estimulación, conocidos también como divergente químico, su desarrollo es
a través de un efecto de bloque que limpia luego del tratamiento, lo que
permite incrementar la productividad del intervalo tratado, con la diferencia
que en pozos productores se usa se usan resinas solubles y en pozo
inyector se usa ácido benzoico. Estos se disuelven con inyección de
petróleo o agua.
2.4.5.1.10 Solventes mutuales
Son químicos utilizados para la estimulación, siendo solubles para petróleo,
agua y fluidos de tratamiento con base acida. Las aplicaciones de este
solvente se realiza para la remoción de depósitos de crudo pesado, control
de humedad de la superficie antes, durante y después del tratamiento, y
prevención o descomposición de emulsiones.
Se utiliza en preflujo o postflujo de concentración de un 10% de volumen, el
cual permite reducir la saturación de agua en las vecindades del pozo,
evitando los bloqueos por agua. Los tipos de solvente mutuales son el etilen
glicol monobutil ether, dietilen glicol monobutil ether, etheres glicoles
modificados.
2.4.5.1.11 Inhibidores de arcillas
Los inhibidores de arcilla su función es evitar que reduzca la permeabilidad
por el efecto del hinchamiento de arcillas, el cual fomenta el taponamiento de
los canales existentes en el sistema poroso por la existencia de arenas
ajenas a la formación.
Existen la migración de arcillas, la hidratación de las arcillas, y finalizando
con los estabilizadores de arcillas los más conocidos son cloruro de amonio,
65
salmuera sintetizada, polímeros orgánicos, hidróxido de potasio, iones de
hidróxido de aluminio.
Los químicos más utilizados son el HCl, HF, solventes mutuales.
2.4.5.1.12 Agente gelificante de petróleo
Este agente aumenta la viscosidad, reduciendo la fricción y controlando la
perdida de fluido, esto se realiza en fluidos con base de agua y base de
crudo.
Los agentes gelificante son polímeros de alto peso molecular, los cuales son
solubles en agua y los más utilizados en campo son Guar y sus derivados,
Celulosa y sus derivados, Xantana, pero también existen varios factores que
afectan la velocidad de hidratación de los mismo como el pH del sistema,
cantidad de fuerza mecánica aplicado a la fase inicial del mezclado, la
salinidad, contiene 10 – 13% en peso residuo entre otros.
2.4.5.1.13 Agentes para el control de bacterias
Permite el control de desarrollo de bacterias existentes en la formación,
estos aditivos permiten la eliminación o evitar el crecimiento de las mismas,
estas bacterias pueden causar un taponamiento en pozos inyectores
tomando en cuenta que se aplica directamente en el tratamiento acido antes
de la acidificación todo esto se controla con un bactericida.
2.4.6 EQUIPOS QUE SE UTILIZA DURANTE EL PROCESO
Para efectuar el método de estimulación ácida u orgánica es necesario
determinar los equipos que se utilizaran en la actividad como son:
66
2.4.6.1.1 Unidad de Coiled Tubing
Esta unidad como muestra en la figura 24, es un tubería continua que posee
diámetros pequeños y es conectada a una serie de equipos en superficie,
permitiendo desarrollar algunas actividades como son: perforación,
reparación, limpieza, completación de pozo etc., la cual permite utilizarse
tanto en off-shore como en on-shore.
Está constituido de una aleación de carbono acero permitiendo gran
flexibilidad dentro del pozo.
Figura 24: Unidad de Coiled Tubing
(Hughes B. , 2015)
2.4.6.1.2 Tubería flexible
La tubería flexible o Coiled Tubing como muestra en la figura 25, permiten
mejorar e incrementar la productividad en campos maduros y campos
67
nuevos, sin remover los tubulares de los pozos. Esta tubería por su
flexibilidad facilita las operaciones de limpieza de pozo, los tratamientos de
estimulación ácida o de estimulación por fracturamiento hidráulico, los
tratamientos de consolidación o de control de la producción de arena, las
operaciones de cementación, pesca o fresado y las operaciones de
perforación direccional tanto como las de perforación de pozos en
condiciones de bajo balance. La instalación de líneas eléctricas, cables de
transmisión de datos, o cables de alimentación en el interior de la sarta de
tubería flexible. El monitoreo y control de fondo de pozo es en tiempo real y
la adquisición de la perforación y las operaciones de bomba
electrosumergible.
2.4.6.1.2.1 Bombeo sin tubería flexible
Al realizar este proceso sin tubería flexible abarca dos problemas
importantes; es analizar que otro método se podría utilizar para cumplir el
objetivo de aumentar la productividad del pozo sin retirar ninguna tubería
que están dentro del mismo, y cuál sería la forma de inyectar el ácido dentro
del yacimiento sin que aumente o provoque un daño, por otra parte es el
problema de las impurezas adheridas a las paredes del pozo sin esta
herramienta sería casi imposible realizar una limpieza.
Obviamente existen algunas técnicas como son: técnicas mecánicas y
agentes desviadores de resinas, para resolver este tipo de problemas lo que
conlleva a mayores costos en equipos y aumento de tiempo siendo eficiente
pero no eficaz.
68
Figura 25: Tubería flexible
(Boumali, 2014)
Cabe recalcar que durante las actividades realizadas en campo, desde el
punto de vista de la salud, la seguridad, el costo y el cuidado del medio
ambiente este proceso ha resultado muy exitoso, recuperando y remediando
la productividad del yacimiento.
Esta tubería puede tener una longitud más de 31 000 pies, dependiendo del
tamaño del carrete y diámetro de la tubería.
69
2.4.6.1.2.2 Preventores
BOP trabajan como un sistema de seguridad para la inyección dentro de un
pozo, este se utiliza en pruebas y trabajos de reacondicionamiento no es tan
grande como el que se utiliza en las labores de perforación, pero presta
suficiente seguridad durante las operaciones de riesgo, tanto al personal de
la torre como a las instalaciones de la misma, es parte integrante con un
acumulador de presión y juntos, posee un equipo completo de un sistema de
conexiones de tuberías delgadas.
2.4.6.1.2.3 Principales componentes del Coiled Tubing
La unidad Coiled tubing como muestra la figura 26, posee 6 herramientas
principales para realizar diversas actividades de operación de perforación,
cementación, reacondicionamiento de pozos, acidificación, fracturamiento,
limpieza entre otros.
Carrete de almacenamiento: es un medio de almacenamiento de la
tubería flexible, durante el transporte y permite el uso como
dispositivo de enrollamiento en diversas operaciones como muestra
en la figura 26.
Sus componentes son: tambor grande de acero con diámetro entre
60-72 pulgadas. El diámetro de su borde externo puede ser hasta 9
pies.
Dependiendo de las profundidades se utiliza los siguientes diámetros:
25 000 pies longitud de 1 ¼ pulgada de diámetro, 20 000 pies de
longitud de 1 ½ pulgada de diámetro, 15 000 pies de longitud de 1 ¾
pulgadas de diámetro.
70
Figura 26: Carrete de almacenamiento
(Schlumberger, Estimulacion Matricial, 2015)
Cabina de control: área donde se encuentra todos los controles que
componen la unidad Coiled tubing, permitiendo operar el equipo en
diferentes parámetros que son: presión interna del CT, presión anular,
presión anular tubing-casing, peso de la tubería flexible, velocidad de
viaje de la tubería dentro del pozo, profundidad de la tubería dentro
del pozo, volumen de fluido inyectado, caudal de inyección.
Camión bomba: este camión permite el uso tanques para realizar
diferentes mezclas cuyo objetivo es permitir realizar la estimulación
matricial.
Camión tanque: el camión tanque es utilizado para almacenar y
transportar el fluido, tomando en cuenta que algunas veces los
tanques son separados para realizar mezclas de químicos.
71
Cabezal inyector: en la figura 27 se muestra el cabezal inyector que
es utilizado para agarrar la tubería continua y ejercer fuerza para
desarrollar y recuperar la tubería del pozo.
Figura 27: Cabezal inyector
(Schlumberger, Estimulacion Matricial, 2015)
Unidad de potencia: cuenta con un motor a diésel interno, permite
acoplar bombas hidráulicas que suministra la potencia hidráulica
mediante mangueras de alta presión para operar los equipos de la
tubería flexible, posteriormente posee válvulas de control de presión,
filtros, intercambiadores de calor y controles de emergencia.
Esta unidad favorece a un generador de corriente alterna
suministrando energía a las partes eléctricas.
72
2.4.6.1.3 Camión cisternas
Este camión posee un tanque de tres cisternas secciones aisladas unas con
otras, realiza diferentes mezclas químicas, cada cisterna tiene cierta
capacidad de galonaje como se muestra en la figura 28.
Figura 28: Tanque con tres secciones
(Halliburton, 2015)
2.4.6.1.4 Bombeador
Es un equipo que forma parte para efectuar la actividad de estimulación
como muestra en la figura 29, su función principal es bombardear todos sus
fluidos, controlando la presión el caudal entre otros, su característica
principal es que se encuentra sobre un tráiler con grandes equipos como
son: un sistema de bombeo de alta presión, un sistema de
sobrealimentación, con un sistema de sobrealimentación, un sistema,
bombas centrifugas, motores hidráulicos y un sistema de monitoreo de
caudal y presión.
73
Figura 29: Bombeador
(Halliburton, 2015)
2.4.7 SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS (DAS)
Este sistema permite monitorear información del trabajo con tubería flexible.
Este es un software diseñado específicamente para ser manipulado
fácilmente y por ente entregar información crítica necesaria para las
operaciones con seguridad y siendo eficiente y eficaz.
Posee sensores los cuales trasmiten información presiones, fatiga de
tubería, las mezclas de los fluidos respectivamente.
74
2.4.7.1 CT Win
Este sistema trabaja la empresa de Halliburton la cual fue diseñada para
medir información en tiempo real sea de las presiones, gastos en unidades
volumétricas.
2.4.7.2 Cerberus CT modeling software suite
Es una versión completa del software, es un modelo diseñado para realizar
una variedad de cálculos y visualiza simulaciones previas al trabajo. Puede
calcular la vida de la tubería, es decir el grado de fatiga de la misma.
75
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA (PARTE EXPERIMENTAL)
3.1 EVALUACIÓN DEL POZO PLAN N-56
En esta parte del proyecto se analiza todo los parámetros, factores,
antecedentes que presenta el pozo seleccionado.
3.1.1 HISTORIA DEL POZO PALO AZUL N56
El pozo Palo Azul – N56 fue perforado desde la Plataforma Norte entre el 13
de enero y el 05 de febrero del 2 015. Se encuentra ubicado en la provincia
Francisco de Orellana de la Región Amazónica del Ecuador y localizado al
Norte de la estructura Palo Azul, en las coordenadas que se detallan en la
Tabla 9.
Tabla 9: Coordenadas del Pozo Palo Azul N56
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
COORDENADAS DE PALO AZUL-N56
LATITUD LONGITUD
00º 08’ 07.19” S 76º 56’ 39.89” W
9 985 033.1 283 585.54
COORDENADAS DE SUPERFICIE
00º 08’ 19.04” S 76º 56’ 26.78” W
9 984 668.97 283 997.08
EMR (PIES) 1 044
PT (PIES) 10 510 MD /10 224,7
TVD
76
3.1.2 UBICACIÓN DEL POZO PLAN N56
En la figura 30, se presenta el mapa estructural al tope de Hollín Principal,
donde se observa que el pozo Palo Azul N56 se encuentra ubicado en la
zona Norte del Campo Palo Azul.
Figura 30: Coordenadas del pozo Palo Azul N56
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
-8910-8920
-8950-8960
-9030
-9030
-903
0
-903
0
-90
30
-9030
-9030
-903
0
-903
0
-9030
-9020
-9020
-9010
-9010
-9000-8990-9040
-9040
-904
0
-904
0
-904
0
-9040
-9040
-9040
-904
0
-9040
-9050
-9050
-905
0
-905
0
-905
0
-9050
-9050
-905
0
-905
0
-905
0-9
060
-9060
-9060
-906
0
-9060
-906
0
-9060
-906
0
-906
0
-90
60
-9100
-910
0
-910
0
-9100
-910
0
-9100
-9100
-9100
-9100
-9120
-9120
-912
0
-914
0
-9140
-9140
-915
0
-9150
-916
0
-9160
-918
0
-9180
-9200
-9210
-9230
-9240
-9260
-8930-8940
-8980 -907
0
-9070
-907
0
-907
0
-9070
-9070
-9070
-9070
-908
0
-9080
-908
0
-9080
-9080
-9080
-9080
-9080
-909
0
-9090
-909
0
-909
0
-9090
-9090
-9090-9090
-9110
-9110
-911
0
-913
0
-9130
-9130
-917
0
-9170
-9190
-9220
-9250
-9060
-8970
-9150
-892
0-8
900
-894
0
-894
0-893
0
-891
0
-916
0
-8940
-8950
-8940
-9070
-906
0
-9070
-9070
-908
0 -893
0
-8960
-8960
-896
0
-896
0
-896
0
-8970
-897
0
-897
0
-897
0
-897
0
-8950
-895
0
-8950
-8950-8950
-8940
-912
0
-9010
-9010
-9010
-901
0
-9010
-9010
-901
0
-901
0
-911
0
-9060
-9000
-9000
-900
0
-9000
-9000
-900
0
-900
0
-9000
-899
0
-8990
-899
0
-899
0
-8990
-899
0
-899
0
-8990
-9050 -8980
-8980
-898
0
-898
0
-8980
-898
0
-898
0
-8980
-902
0
-9020
-902
0
-9020
-9020 -9020
-9020
-902
0
-9020
-9110 -9110
-9110
-9110
-9110
-9110
-9110
-9120
-9120
-912
0
-9120
-9120
-9130
-9130
-913
0-9140
-9140
-9150
-9160-9130 -9140
PLAA-001
PLAA-003I
PLAA-016
PLAB-002
PLAB-003
PLAB-005
PLAB-006S1
PLAB-007PLAB-008
PLAB-009
PLAB-010S1
PLAB-021
PLAB-025PLAB-026
PLAB036HST1
PLAB-043
PLAC-004
PLAC-013S1
PLAC-014
PLAC-017
PLAC-020
PLAC-037
PLAC-037RE PLAC-038
PLAC-039
PLAC-040
PLAC-046
PLAD-012
PLAD-015PLAD-019
PLAD-023
PLAD-024
PLAD-031
PLAD-032
PLAD-033H
PLAD-028H
PLAD-034H
PLAD-044PLAD-042A
PLAN-029
PLRA-001
PLAC048 ST1
PLAN-049HST1
PLAN-050H
PLAN-051H
PLAA-030
PLAA-018I
PLAA-027I
PLAC-011I
PLAA-035I
PLAC-022I
PLAN-052
PLAN053RE
PLAN057
PLAN056
PLAN055
PLAN058
PLAN059
PLAN060
PLAN054
WPA WPB
WPC
WPD
WP-C
WP-A
WP-B
WPN
WP-D
278000 279000 280000 281000 282000 283000 284000 285000 286000
278000 279000 280000 281000 282000 283000 284000 285000 286000
99
78
00
09
97
90
00
99
80
00
09
98
10
00
99
82
00
09
98
30
00
99
84
00
09
98
50
00
99
86
00
09
98
70
00
99
78
00
09
97
90
00
99
80
00
09
98
10
00
99
82
00
09
98
30
00
99
84
00
09
98
50
00
99
86
00
09
98
70
00
0 0.5 1 1.5 2km
1:25000
-9240.00
-9200.00
-9160.00
-9120.00
-9080.00
-9040.00
-9000.00
-8960.00
-8920.00
Elevation depth [ft]
Symbol legend
Marino-Estuario-9045
Fallas Palo Azul
Oil
Injection water
Dry
Proposed
MAPA ESTRUCTURAL TOPE HOLLIN PRINCIPAL CAMPO PALO AZUL
Surface name
PA_Mapa Estructural Top Hollin Principal (Marino-Estuario)Country
ECUADOR
Datum
MSLBlock
BLOQUE 18Projection
UTM56-18SArea
ZONA OESTE
Geographic datum
GCS_Provisional_S_American_1956Field
PALO AZUL
Date
11/11/2014Contour inc
10User name
roserojaScale
1:25000Pozo Reinyector
Pozo
Palo Azul-N56
77
El objetivo principal del pozo fue encontrar acumulaciones económicas de
Hidrocarburos en la arena Hollín, que se le atravesó a 10 240 pies MD (9
958 pies TVD). Se instalaron tuberías de revestimiento de acuerdo a como
se detalla en la tabla 10.
Tabla 10: Secciones del Casing en el Pozo Palo Azul N56
SECCIÓN TIPO PROFUNDIDAD MD (pies)
Casing conductor 20”, k-55, 94 lbs/ft, BTC 0 – 266
Casing de superficie 13 3/8”, K-55, 54,5/68 lbs/ft, BTC 0 – 6 172
Casing intermedio 5/8”, L-80/P-110, 47/53,5 lbs/ft 0 – 10 245.2
Liner de producción 7”, P-110, 26 lbs/ft 9 956.4 – 10 506
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.1.3 ESTADO ACTUAL DEL POZO PALO AZUL N56
El pozo se encuentra produciendo de Hollín con un severo daño de
formación que declina la producción en el 97 % anual. Conforme al reporte
de producción, el 30 de septiembre del 2 015, produjo 373 bfpd con el 0.680
de BSW, 119 bppd, 254 bapd y presión al intake de la BES de 611 psi. Su
acumulado de producción es de 150 mil barriles de petróleo y 9 mil barriles
de agua.
3.1.4 REGISTRO DE CONTROL LITOLÓGICO
En el registro de control litológico se identificó el tope de Hollín a la
profundidad de 10 240 pies MD (9 958 pies TVD). En esta parte glauconita
se observan tres intervalos de arena de aproximadamente 18 pies MD de
espesor, con regular saturación de petróleo y buenas muestras de gas.
78
El tope estuario fluvial se lo atravesó a la profundidad de 10 282 pies MD,
(10 000 pies TVD). Se observa aproximadamente 61 pies de arena con
saturación de hidrocarburo y buenas muestras de gas.
El contacto agua-petróleo (CAP) se lo encontró a 10 361 pies MD, 10 078
pies TVD, -9 034 pies de profundidad.
En la Figura 31, se presenta la sección del registro de control litológico de la
arena Hollín. Donde se describe: Tope tentativo de la arenisca Hollín
superior 10 282 pies MD /10 000 pies TVD. Arenisca café clara, gris clara,
traslucida, friable asuelta, grano fino a medio, cuarzosa subredondeada a
redondeada, moderado sorteo, matriz caolinita, cemento no visible,
moderada porosidad inferida.
Descripción del petróleo: muestra de hidrocarburo de 10 a 20 % de la
muestra, muestra de hidrocarburo en parches de color café obscuro a café,
con fluorescencia natural amarillo dorado, corte con fluorescencia natural
moderadamente rápido, torrentoso, blanco lechoso. Con luz natural anillo
delgado y verdoso, con fluorescencia natural anillo residual con luz
fluorescente grueso amarrillo verdoso.
Descripción de Hollín inferior: 10 361 pies MD y 10 078 pies TVD, ese es el
contacto agua petróleo. Arenisca café claro, gris a gris obscura, translucida
friable a suelta, grano medio a grueso, cuarzosa subredondeada a
redondeada, moderado sorteo, matriz y cemento no visible, moderada
porosidad inferida, asociada con pirita. Muestra de hidrocarburo: de trazas al
10 % de la muestra, muestra de hidrocarburo café obscura a negra.
Hidrocarburo en forma de puntos con luz natural amarrillo verdoso. Corte
con fluorescencia moderadamente rápido, torrentoso blanco lechoso, con luz
natural anillo verdoso delgado, con luz fluorescente amarillo verdoso.
79
Figura 31: Registro litológico de la formación Hollín
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.1.5 EVALUACIÓN PETROFÍSICA
En la Figura 32 se presenta gráficamente la evaluación petrofísica de la
arena Hollín, de donde se obtuvieron los siguientes parámetros promedios:
Espesor Neto 50 pies,
Porosidad de 14,3 %, y
Saturación de petróleo de 71,6 %.
CAP = -9034 pies
80
Además se observan los intervalos abiertos con la tecnología Hydra Jet a
cuatro disparos por pie (4 dpp).
Figura 32: Registro Petrofísico
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.1.6 REGISTRO DE EVALUACIÓN DEL CEMENTO
En la Figura 33, se presenta el registro de evaluación de cemento de la
sección de Hollín, tomado el 06 de febrero del 2 015 durante la completación
10280 pies
10309 pies
10325 pies
10330 pies
(29) pies
(05) pies
CAP = 10356 pies MD = 10073 pies TVD = -9029 pies
81
del pozo. Se puede observar buena calidad de cemento sobre y bajo los
intervalos punzados.
Figura 33: Registro de Evaluación del Cemento
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PALO AZUL
N56
El pozo Palo Azul-N56 inició producción de Hollín de los intervalos: 10 280
pies - 10 309 pies (29 pies) y 10 325 pies -10 330 pies (05) pies MD y fue
10280 pies
10309 pies
10325 pies
10330 pies
(29) pies
(05) pies
CAP = 10356 pies MD = 10073 pies TVD = -9029 pies
06-feb-2015
82
completado con sistema de bombeo eléctrico sumergible, BES Hall 538 2
600, 148 etapas, 180 hp a la profundidad de 8 696 pies MD.
El pozo comenzó a fluir desde el 25 de febrero del 2 015. Desde el 12 al 22
de marzo del 2 015 tuvo un promedio de producción de 1 713 bfpd con el
0.020 de BSW, 1 710 bppd, 3 bapd, presión al intake de 1 256 psi y un
índice de productividad de 0.71 bppd/psi.
Desde abril del 2 015 sufrió una fuerte y agresiva declinación, posiblemente
por el acarreo de material fino que obstruyó los punzados y vecindades del
pozo, razón por la que, en junio del 2 015, se realizó el WO donde se efectuó
un trabajo de tratamiento de EAM mediante CTU y sin taladro de
reacondicionamiento, mejorando la producción de 250 a 540 bppd.
Desde principio de julio del 2 015 provocó una declinación del 97% anual
de producción, llegando a producir el 30 de septiembre del 2 015: 373 bfpd
con el 0.680 de BSW, 119 bppd, 254 bapd y presión al intake de la BES de
611 psi. El acumulado fue de 149 991 barriles de petróleo y 9 001 barriles de
agua. Como se muestra en la tabla 11.
Tabla 11: Historial de producción PLAN N56
DATE POZO FORMACIÓN bppd bfpd bapd BSW
%
12/03/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1710 1713 3 0
04/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1538 1541 3 0
07/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1552 1555 3 0
10/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1524 1527 3 0
19/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1443 1446 3 0
27/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1073 1075 2 0
28/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 1060 1065 5 1
30/04/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 976 981 5 1
01/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 918 923 5 1
06/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 619 622 3 1
07/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 556 559 3 1
09/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 555 558 3 1
10/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 583 587 4 1
83
Tabla 11.1: Continúa
16/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 493 496 3 1
30/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 491 506 15 3
31/05/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 415 428 13 3
07/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 362 380 18 5
08/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 360 378 18 5
09/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 294 309 15 5
10/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 257 270 13 5
14/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 0 450 450 100
15/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 403 537 134 25
16/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 509 542 33 6
17/06/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 528 544 16 3
13/07/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 433 470 38 8
31/07/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 387 430 43 10
24/08/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 207 288 81 28
27/08/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 179 289 110 38
28/08/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 198 320 122 38
01/09/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 161 260 99 38
25/09/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 52 162 110 68
29/09/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 119 373 254 68
01/10/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 32 101 69 68
30/10/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 26 89 63 71
02/11/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 29 100 71 71
06/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 14 341 327 96
07/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 85 355 270 76
14/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 0 550 550 100
20/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 146 406 260 64
21/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 160 420 260 62
22/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 149 415 266 64
26/12/2015 PALO AZUL-N56 HOLLIN 138 382 244 64
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
En la Figura 34, se presenta gráficamente el historial de producción del
Yacimiento Hollín del pozo Palo Azul-N56, donde se observa la producción
de petróleo, agua y fluido, la presión al intake de la BES y su acumulado de
producción de petróleo.
84
Figura 34: Historia de las Pruebas de Producción
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
Conforme al historial de producción mensual, desde el 04 de abril del 2 015,
la producción fue de 250 a 540 bppd, observando también que ha existido
cambios en la producción después de la fecha estimada como se observa en
la figura 35.
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
15-Feb-15 6-Apr-15 26-May-15 15-Jul-15 3-Sep-15
POZO PALO AZUL-N56HISTORIA DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
PETRÓLEO(BPPD)
AGUA(BAPD)
FLUIDO(BFPD)
P Intk(PSI)
PETRÓLEO(BN)
1720 BPPD
85
Figura 35: Historial de producción 2015
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.2.1 ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE LA ARENA HOLLÍN PARA EL
POZO PLAN N56
Si se considera mantener las condiciones actuales de producción del pozo,
es decir continuar produciendo 373 bfpd con el 0.680 de BSW, 119 bppd,
con declinación del 97% anual, tomada como promedio del historial
productivo del pozo, y una tasa de abandono de 50 bppd, se obtendría un
acumulado o reservas remanentes de 7 187 barriles de petróleo hasta
diciembre del 2 015.
Se estima que después de realizar el trabajo propuesto, se obtendría una
tasa de producción de 300 bppd, que con una declinación anual de
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Historial de producción mensual 2015
BPPD BFPD BAPD
86
producción del 35%, tomado como promedio del yacimiento Hollín del
Campo Palo Azul, y tasa de abandono de 50 bppd, se podría recuperar 212
mil barriles de petróleo hasta diciembre del año 2 019.
En la figura 36, se observa el pronóstico de producción para las condiciones
actuales y para el caso de realizar el trabajo propuesto para continuar
produciendo el yacimiento Hollín.
87
Figura 36: Pronósticos en condiciones actuales, con el trabajo propuesto
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
88
3.2.2 DESARROLLO DEL CÁLCULO PARA LA APLICACIÓN DEL
MÉTODO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL ÁCIDA
Tabla 12: Cronograma
CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO
W.O FECHA DESCRIPCIÓN RESULTADOS
1
11/06/2 015 Estimulación Ácido Matricial (EAM) a los intervalos productores de Hollín a través de la Y-Tool y completación de fondo con unidad de Coiled Tubing, sin torre
Satisfactorio
2
17/11/2 015
Recuperar equipo BES. Realizar limpieza de pozo con herramientas modulares. Realizar Estimulación Acida Matricial (EAM) a Hollín en los intervalos 10 280 pies -10 309 pies (29 pies) y 10 325 pies– 10 330 pies (5 pies) por separado con Unidad de Coiled Tubing. Bajar equipo BES rediseñado. .Alt # 01: Redisparos con Wire Line con cargas de alta penetración en los intervalos productores de Hollin 10 325 pies – 10 330 pies (5 pies) y 10 296 pies – 10 309 pies (13 pies).
Poco
satisfactorio
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.3 CÁLCULOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN LA
ARENA “HOLLÍN”
Los cálculos son necesarios obtener ya que permite realizar y verificar el
daño de la formación y cuantificar el tratamiento que se requiera para
aumentar la producción en el pozo Palo Azul N56.
3.3.1 DAÑO DE LA FORMACIÓN
Se calcula el diferencial de presión con los datos emitidos de la tabla 13.
89
Tabla 13: Parámetros petrofísicos
K (mD) h (pies) q (bppd) Bo Uo (cP) Pwf (psi)
Pwf’ (psi)
159 34 257 1 254 1.45 1 500 1 100
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
𝛥𝑃𝑠 = 𝑃𝑤𝑓′ − 𝑃𝑤𝑓
[1. 12]
Donde
ΔPs= Diferencial de presión (psi)
Pwf= Presión de fondo fluyente con daño (psi)
Pwf’= Presión de fondo fluyente sin daño (psi)
Se reemplaza valores
ΔPs= Pwf’- Pwf
ΔPs= 1 500-1 100
ΔPs= 400 psi
Mediante la siguiente ecuación 1.13 se determina el valor de daño de
formación mediante datos obtenidos de pruebas de presión y análisis de
PVT.
𝑆 =𝑘∗ℎ
141.2∗𝑞∗𝐵𝑜∗ µ 𝛥𝑃𝑠
[1. 13]
Donde
S= Factor de daño o Skin
K= Permeabilidad
90
H= Espesor de intervalo perforado (pies)
Q= Caudal
Bo= Factor volumétrico
µ= Viscosidad
Utilizando la ecuación 1.13, calculamos el valor del daño de formación
𝑆 =𝑘 ∗ ℎ
141.2 ∗ 𝑞 ∗ 𝐵𝑜 ∗ µ𝛥𝑃𝑠
𝑆 =15.9 ∗ 34
141.2 ∗ 257 ∗ 1.254 ∗ 1.45∗ 400
𝑺 = 𝟑. 𝟐𝟖 (𝒑𝒐𝒛𝒐 𝒄𝒐𝒏 𝒅𝒂ñ𝒐)
3.3.2 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO A SER INYECTADO EN LA
FORMACIÓN
El volumen poroso de los pozos se obtiene mediante la siguiente ecuación
1.14, tomando en cuenta los datos básicos del mismo.
Donde:
Vp= Volumen de fluido de penetración (bls)
Φ= Porosidad (%)
H= Espesor del intervalo perforado (pies)
Rp= Radio de penetración (pies)
Fc= Factor de conversión (0.178 bls/pies2)
𝑽𝒑 = 𝜋 ∗ (𝑅𝑝)2 ∗ ∅ ∗ ℎ ∗ 𝑓𝑐
[1. 14 ]
91
Remplazando los valores en la ecuación 1.14, se obtiene:
Para calcular el volumen de fluido de penetración, si la arena tiene un
espesor muy grande se calculó con 1 o 2 pies por debajo, para disminuir
costos.
𝑽𝒑 = 𝜋 ∗ (𝑅𝑝)2 ∗ ∅ ∗ ℎ ∗ 𝑓𝑐
Vp= 3.1416 * (2)2 * 0.14 * 34 * 0.178
Vp= 10.65 bls
Para calcular el volumen del ácido se calcula con 1.5 pies de radio de
penetración, determinando así:
𝑽𝒂 = 𝜋 ∗ (𝑅𝑝)2 ∗ ∅ ∗ ℎ ∗ 𝑓𝑐
Va= 3.1416 * (1.5)2 * 0.14 * 34 * 0.178
Va= 5.99 bls
Para calcular el volumen de desplazamiento se calcula con 3 pies de radio
de penetración, con esto lo que se desea es desplazar cualquier tipo de
fluido que pueda quedar en la formación y así evitar reacciones secundarios
y daños a la misma obteniendo los resultados mostrados en la tabla 14.
𝑽𝒅 = 𝜋 ∗ (𝑅𝑝)2 ∗ ∅ ∗ ℎ ∗ 𝑓𝑐
Vd= 3.1416 * (3)2 * 0.14 * 34 * 0.178
Vd= 23.96 bls
92
Tabla 14: Resultados de volumen
VOLUMEN RESULTADOS
FLUIDO DE PENETRACIÒN ÁCIDO DESPLAZAMIENTO
10.65 bls 5.99 bls 23.96 bls
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
3.3.3 CÁLCULO PARA LA PRESIÓN MÁXIMA DE BOMBEO
La presión de bombeo es inyectar el fluido a la formación sin dañar o
fracturar el mismo, el cálculo se desarrolla mediante la ecuación 1.15-1.18.
La presión de fractura (Pf), es la presión utilizada para inyectar un fluido a un
yacimiento como se detalla en la ecuación 16.
La presión hidráulica (Ph), es la presión ejercida por los fluidos confinados
dentro de los poros de una formación como muestra en la ecuación 1.17. Y
a continuación determinar la densidad específica con el API de la formación
como detalla en la ecuación 1.18.
𝝆𝒆 =141.5
𝐴𝑃𝐼+131.5 [1. 18]
Donde:
Pmax= Presión máxima de bombeo (psi)
𝑷𝒎𝒂𝒙 = 𝑃𝑓 − 𝑃ℎ [1. 15]
𝑷𝒇 = 0.66 ∗ 𝑃 [1. 16]
𝑷𝒉 = 0.433 ∗ 𝜌𝑒 ∗ 𝑃𝑝 [1. 17]
93
Pf= Presión de fractura (psi)
Ph= Presión hidráulica del yacimiento (psi)
Ρe= densidad especifica del crudo
Ρp= profundidad promedio de la arena (pies)
0.433= Gradiente específico del crudo
0.66= Factor para formaciones consolidadas (psi/pies)
Tabla 15: Datos
Pp (pies) API Gradiente Factor (psi/pies)
10 305 25.6 0.433 0.66
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
Solución para obtener la presión máxima de bombeo
𝑷𝒎𝒂𝒙 = 𝑃𝑓 − 𝑃h
Pmax= 6 801- 4 020.32
Pmax= 2 780.68 psi
Pmax= 2 787.71 psi se multiplica por el factor de seguridad 0.7, para no
llegar a la presión de fractura del yacimiento,
Pmax= 2 787.71 psi * 0.7
Pmax= 1 946.48
𝑷𝒇 = 0.66 ∗ 𝑃𝑝
Pf= 0.66 * 10 305 psi
Pf= 6 801 psi
94
𝑷𝒉 = 0.433 ∗ 𝜌𝑒 ∗ 𝑃𝑝
Ph= 0.433 * 0.901 * 10 305
Ph= 4 020.32 psi
𝝆𝒆 =141.5
𝐴𝑃𝐼 + 131.5
Ρe= 141.5
25.6+131.5
Ρe = 0.901
A continuación se muestran los resultados de la presión en la tabla 16.
Tabla 16: Resultados de la presión máxima de bombeo
PRESIÓN (psi)
FRACTURA HIDRÁULICA MAX. DE BOMBEO
6 801 4 020.32 1 946.48
Fuente: Gabriela Haro
3.4 APLICACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL
Del 05 al 18 de febrero del 2 015 se bajó la completación con sistema de
bombeo eléctrico sumergible (BES HALL 538 2 600 de 148 etapas, 180 hp,
asentada a 8 696 pies MD), para producir la arena Hollín de los intervalos:
10 280-10 309 pies (29 pies) y 10 325 pies-10 330 pies (05) pies MD.
Del 11 al 14 de junio del 2 015 se realizó WO para efectuar un tratamiento
de estimulación ácida matricial (EAM) mediante unidad de Coiled Tubing
(UCT) y sin emplear taladro de reacondicionamiento. En la Figura 37 se
presenta el diagrama de la completación del pozo.
95
Figura 37: Diagrama de completación de Palo Azul-N56
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
-1400 -1200 -1000 -800 -600 -400 -200 0
PR
OFU
ND
IDA
D (
pie
s TV
D)
POZO PALO AZUL-N56CONFIGURACIÓN DEL POZO
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL (pies)
NORTESUR
HALL538 2600 / 148 Etapas / 180 HP / 8696 pies
96
3.4.1 MEDIANTE LOS PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES EN LA
ARENA HOLLÍN EN EL POZO PLAN N56
Para desarrollar este proyecto de estimulación matricial es importante, para
recuperar la productividad del reservorio Hollín del pozo Palo Azul-N56, que
tiene potencial para producir más de 1 000 bfpd, como lo muestra su historial
de producción, se realizará con equipo de reacondicionamiento un trabajo de
Estimulación Ácida Matricial (EAM) con el objeto de remover el material fino
que se encuentra obstruyendo los punzados y las cercanías del pozo. Para
un mejor control de remoción de daño y eficiencia de desplazamiento, el
tratamiento se realizará por separado, primero para los 5 pies inferiores y
luego para los 29 pies superiores.
3.4.2 PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DEL PROYECTO
3.4.2.1 Notas generales de operación
El alcance del trabajo y revisión del programa deberán ser
confirmados con el representante del cliente.
Antes de empezar alguna tarea de operación, deberá ser revisado
con el equipo de trabajo; los peligros y cualquier actualización de los
controles establecidos para condiciones ambientales/locales.
El máximo número de personas en la cabina de Coiled Tubing será de
4, incluido al supervisor y al operador.
Asegurar que todas las conexiones hidráulicas estén propiamente
hechas, ajustadas y aseguradas.
Agua y glicol deberá ser usado en las pruebas de presión.
El montaje del BHA deberá ser aprobado por el representante de
Petroamazonas EP, registrar la medida en la longitud y diámetro
externo de la herramienta como muestra en la figura 38.
97
Figura 38: Diagrama del BHA
(EP, 2015)
98
Delimitar con cinta de seguridad el área entre el Coiled Tubing,
bombas, tanques, conectores, etc. Esto es clasificado como área de
trabajo de production solutions. Cuando se apropiado, deberá
implementar señales de acceso en la área de tránsito
3.4.2.2 Pre planificación general
La fatiga en tiempo real será registrada usando un software. El
reporte de trabajo y la actualización de la figura 39 de la fatiga de la
tubería flexible será enviadas, después de cada corrida.
El BOP deberá ser probado según las regulaciones del cliente.
Las pruebas de BOP cada 7 días
Figura 39: Tubería flexible
(Halliburton, 2015)
99
3.4.3 PROCEDIMIENTO DEL REACONDICIONAMIENTO
3.4.3.1 Objetivo del trabajo
Recuperar equipo BES.
Recuperar completación selectiva de fondo.
Limpiar pozo con herramientas modulares.
Realizar Estimulación Ácido Matricial (EAM) con CT en los intervalos:
10 280 pies – 10 309 pies (29 pies)
10 325 pies – 10 330 pies (5 pies)
Bajar completación con equipo BES.
3.4.3.2 Procedimiento
MOVIMIENTO DE TORRE Y CONTROL DE POZO
1. Movilizar el equipo de reacondicionamiento a la locación.
2. Realizar Check List e inspección de Seguridad al taladro.
Registrar y reportar resultados.
Reportar toda la información sobre el sistema de seguridad (válvulas,
manifold, líneas, acumuladores, otros).
3. Llenar los tanques del sistema con agua fresca y filtrar la misma (< 30
NTU).
4. Preparar fluido de reacondicionamiento de acuerdo a la siguiente receta:
Salmuera 8.6 libra por galón + Claytreat 3C (4 libras por galón) +
Claymaster 5C (4 libras por galón) + Intemusol (40 libras por galón) +
Magnacide 575 (0.2 libras por galón) + NE-118 (6 libras por galón).
NOTA: Utilizar estrictamente los químicos y las concentraciones de la
receta.
5. Con Slick Line abrir camisa de circulación ssd 3 ½ pulgadas TSH (ID:
2.81 pulgadas) para control de pozo ubicada a +/- 8619 pies.
6. Controlar el pozo en reversa csg - tbg con fluido de control de 8.6 lpg.
7. Instalar BPV en Tubing hanger, retirar líneas de flujo y retirar cabezal.
100
8. Instalar BOP 13 5/8 pulgadas x 5 000 psi. Retirar BPV. Verificar
compatibilidad del cabezal y tubing hanger con respecto al equipo que se
bajará al final de esta intervención.
9. Probar BOP’s solo funcionamiento.
RETIRO DE EQUIPO BES Y PRUEBA DE BOP
10. Desasentar Tubing hanger, tomar pesos de la sarta y registrar.
11. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar.
12. Preparar spooler y equipo de Cía. Halliburton, sacar Tubing utilizando las
normas recomendadas para desenroscar tubería cromada, observar
tubería por presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosión, escala
o impurezas y reportar, y con unidad Spooler enrollar el cable en el
carrete; sacar con cuidado los zunchos, evitando su caída en el pozo.
13. Desarmar BHA de producción, Y-Tool y equipo electrosumergible y
reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo, chequear el mismo.
Notas:
Verificar compatibilidad del colgador de 11 pulgadas x 3 ½ pulgadas con el
tamaño de las BOP´s.
Inspeccionar visualmente cada componente del equipo BES y reportar su
condición con su número de serie respectivo.
Cuantificar el número y la posición de los zunchos que se hayan perdido o
que se encuentren dañados.
Inspeccionar visualmente todo el Tubing (de ser posible se usará la misma
tubería en cuanto esta esté operativa).
Pedir una cuadrilla de Inspección de tubería para realizar la inspección en
locación a medida que vaya saliendo la sarta con el objetivo de re-utilizar la
tubería.
Enviar conjunto BES al campamento de la compañía de servicio de
electrosumergible para su posterior Tear Down.
101
14. Instalar tapón de prueba y probar BOP’s, arietes de tubería y ciegos con
300/2 000 psi por 10 minutos cada prueba. Anular con 300/1 500 psi
durante 10 minutos. Realizar primero pruebas con baja presión en cada
parte del equipo. Recuperar el tapón de prueba.
RECUPERAR COMPLETACIÓN SELECTIVA DE FONDO
15. En tubería drill pipe armar BHA de pesca con on-off tool PIN 4 140, 7
000 X 3 500 de Halliburton y bajar hasta +/- 10 175 pies.
16. Con asistencia del técnico de Halliburton (HCT), realizar maniobrar para
enganchar en la on off tool Campana 41 407 x 3 ½ pulgadas en base a
los procedimientos de la contratista.
17. Sacar BHA de pesca con completación de fondo, sacando el drill pipe en
paradas. Reportar el estado de la completación de fondo.
LIMPIEZA DE POZO
18. En tubería drill pipe armar BHA de limpieza en tándem para 9 5/8
pulgadas y 7 pulgadas, ingresar con cuidado en Liner 7 pulgadas @ +/- 9
956 pies, continuar hasta +/- 10 423 pies (Landing Collar @ 10 423 pies).
Circular pozo hasta retornos limpios y sacar sarta a superficie en paradas
y desarmar.
BAJAR BHA PARA ESTIMULACIÓN
19. Armar y bajar en 3 ½ pulgadas DP empacadura Rt-matic 7 pulgadas x 2
7/8 pulgadas y RBP 7 pulgadas x 3 ½ pulgadas, asentar RBP a +/- 10
400 pies, levantar sarta y asentar empacadura Rt-matic a +/- 10 317 pies.
102
REALIZAR ESTIMULACIÓN AL INTERVALO: 10 325 pies – 10 330 pies
(5 pies)
20. Realizar Rig Up de los equipos de Coiled tubing y bajar CTU hasta
posicionarse frente a los punzados.
21. Proceder con el EAM de acuerdo a la propuesta técnica y procedimiento
descrito en el Anexo 06 de la contratista.
22. Una vez terminado el tratamiento, sacar CT a superficie y desmontar
cabeza inyectora más BOP de CTU.
POSICIONAR BHA PARA ESTIMULACIÓN EN EL INTERVALO
SUPERIOR
23. Con asistencia del técnico de Baker Hughes (BOT), desasentar Rt-matic
7 pulgadas x 2 7/8 pulgadas a +/-10 317 pies, bajar a pescar RBP 7
pulgadas x 3 ½ pulgadas a +/- 10 400 pies.
24. Subir la sarta, asentar RBP 7 pulgadas x 3 ½ pulgadas a +/- 10 317 pies,
levantar la sarta y asentar empacadura Rt-Matic a +/- 10 200 pies.
REALIZAR ESTIMULACIÓN AL INTERVALO: 10 280 pies – 10 309 pies
(29 pies)
25. Realizar Rig Up de los equipos de Coiled tubing y bajar CTU hasta
posicionarse frente a los punzados.
26. Proceder con el EAM de acuerdo a la propuesta técnica y procedimiento
descrito en el Anexo 06 de la contratista.
27. Una vez terminado el tratamiento, sacar CTU a superficie y desmontar
cabeza inyectora más BOP de CTU.
28. Realizar Rig Down de los equipo de CTU.
103
RECUPERAR BHA PARA ESTIMULACIÓN
29. Con asistencia del técnico de Baker Hughes (BOT), desasentar Rt-matic
7 pulgadas x 2 7/8 pulgadas a +/- 10 200 pies, bajar a pescar RBP 7
pulgadas x 3 ½ pulgadas +/- 10 317 pies.
30. Sacar BHA para estimulación a superficie quebrando el drill pipe a la
planchada.
CORRIDA DE EQUIPO BES
31. Armar y bajar equipo BES seleccionado de acuerdo al anexo 04, en
tubería 3 ½ pulgadas TSH Blue, 9.2 lpp, 3% Cr.
32. Bajar el equipo BES manteniendo una velocidad reducida de
aproximadamente 300 pies/hora. Probar hermeticidad con 2 000 psi
cada 1 000 pies, verificar continuidad eléctrica cada 2 000 pies y
registrar peso de la sarta. Verificar la aplicación del torque adecuado para
tubería 3 ½ pulgadas TSH Blue, 9.2 lpp, 3% Cr.
TORQUES PARA USAR CON TUBING DE 3 ½ PULGADAS THS BLUE, L-
80, 9.2 lpp, Cr 3%, NUEVA.
- Torque Mínimo: 3 400 lbsf-pies
- Torque Óptimo: 3 780 lbsf-pies
- Torque Máximo: 4 160 lbsf-pies
El Supervisor de la contratista del equipo BES debe estar presente en
locación durante toda la operación de armar, bajar y probar la BES.
Verificar físicamente los materiales solicitados, calibrar y medir cada
accesorio que va ingresar al pozo.
104
El torque computarizado lo ejecutará Weatherford de acuerdo a
procedimientos y estándares usados para esta tubería y bajo la Supervisión
del personal de Nabor, Halliburton y QAQC de PAM EP.
33. Luego de armar el colgador del tubing de 11 pulgadas x 3 ½ pulgadas
TSH BLUE en la sección “B” del cabezal, realizar corte de cable de poder
bajo el tubing hanger y realizar instalación del conector.
34. Asentar sarta con tubing hanger en sección “B”.
35. Instalar BPV. Retirar BOP’s.
Nota: Tener especial cuidado al momento de asentar la sarta con el
colgador en la sección B para evitar daños en el conector de superficie.
36. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los
sellos respectivos.
37. Recuperar y retirar BPV.
38. Realizar las conexiones finales en superficie, tanto en el cable, como en
el capilar.
39. Armar líneas de producción.
40. Alinear pozo y dejar en producción.
41. Fin de operaciones.
3.4.4 INICIO DE OPERACIONES DE LA ESTIMULACIÓN
Recuperar equipo BES realizar limpieza de pozo con herramientas
modulares. Realizar la estimulación ácida matricial EAM a Hollín en los
intervalos 10 280 pies -10 309 pies (29 pies) y 10 325 pies-10 330 pies (5
pies) por separado con Unidad de Coiled tubing. Bajar equipo BES
rediseñado.
Redisparos con wire line con cargas de alta penetración en los intervalos
productores de Hollín 10 325 pies -10 330 pies (5 pies) y 10 298 pies – 10
309 pies (13 pies).
105
Inicia evento de workover del pozo PLAN-56 el 16 de noviembre del 2 015 a
la 18:00 con el Rig Geopetsa 04.
Se movilizo el Geopetsa 04 desde la plataforma PLAC, pozo Plac 22 hasta el
pozo Plan 56.
Despresuriza líneas, desarma bayonetas y líneas de flujo en el cabezal,
ubica unidad de slick line y recupera blanking Plug de 2.76 pulgadas a 8 667
pies.
3.4.5 PROCESO DE ESTIMULACIÓN
1 Una vez que unidades de CTU y bombeo estén en locación, ubicar los
mismos en locación, tratar de ubicar los equipos viento arriba y a una
distancia que permita el movimiento seguro del personal. Realizar
inventario de químicos
3. Realizar reunión de seguridad y operacional con el personal de
Petroamazonas y personal involucrado en el trabajo, llenar, discutir y
analizar el documento de análisis de riesgos en el sitio de trabajo, hacer la
asignación de actividades vs. Personal con el objetivo de realizar el
trabajo de la forma más segura y con adicional, obtener y realizar el
respectivo permiso de trabajo.
4. Verificar las condiciones del pozo: Presión de cabeza, presión de línea,
condiciones de la mesa del rig (si es que se aplica). Verificar si hay
alguna fuga de fluido, en caso de haber se comunicara al cliente.
5. Realizar rig up de los equipos de CTU y de bombeo
6. Test de funcionamiento de los RAMs del BOP, verificar que los mismos
funcionen normalmente y no existan perdidas en el sistema hidráulico.
7. Conectar la línea de bombeo desde la unidad de bombeo hasta el
carrete del Coiled Tubing y probar las mismas contra la válvula del
carrete con 200 psi durante 5 min. Luego probar con 500 psi, durante 10
min. Chequear la junta rotaria por fugas. Registrar y reportar.
106
8. Chequear estado físico del rollón conector en punta CTU, espesor de
pared 0.109 pulgadas. Rehacer si es necesario y probar con 20 000 lbs
durante 10 min. Registrar y reportar.
9. Probar string de CTU, con 200 psi durante 5 min y 5 000 psi durante 10
min.
10. Armar BHA: colocar conector externo, MHA 1 11/16 pulgadas y Jet
Vortex 1 11/16 pulgadas. Probar herramienta en superficie con fluido
base agua @ 1.2 BMP. Colocar filtro en superficie.
11. Instalar BOP y cabeza Inyectora en cabezal del pozo.
12. Hacer el 0 de la celda de peso, corregir profundidades con respecto a la
elevación de la mesa rotatoria. Reportar la profundidad corregida.
I ETAPA DE ESTIMULACIÓN (INTERVALOS 10 330 pies – 10 325 pies)
13. RIH CTU
Abrir válvula máster contabilizando el número de vueltas y registrar.
RIH: a 10 pies/ min bombeando fluido de completación a caudal mínimo 0,3
bpm hasta los 100 pies.
RIH: a 80 pies/min bombeando fluido de completación hasta los 8 000 pies.
RIH: a 30 pies/min bombeando fluido de completación desde los 8 000 pies
hasta 10 330 pies (confirmar con PAM), controlar pérdida de peso por
posible asentamiento o atrapamiento de tubería.
Correlacionar profundidades y verificar con simulación CIRCA.
NOTA 1: Realizar Pull Test cada 3 000 pies hasta los 9 000 pies, y luego
cada 200 pies. Tomar en cuenta grafica de CYCLE.
NOTA 2: Usar en todo momento la gráfica de circa, cualquier variación en
los parámetros deberá ser informado a personal de BHI y PAM.
14. Con autorización de Company Man o Representante de Petroamazonas,
se procederá a realizar las mezclas descritas en la hoja de volúmenes.
Usar el EPP adecuado para cada una de las mezclas.
107
NOTA 3: El agua de mezcla deberá tener una turbidez máximo de 10 NTU,
en el caso de ser mayor se filtrara. Verificar que los tanques se encuentren
limpios.
I I ETAPA DE ESTIMULACIÓN (INTERVALOS 10 309 pies – 10 280 pies)
15. Con CTU en profundidad de 10 330 pies (frente a las perforaciones), con
el pozo lleno con fluido de control realizar una prueba de inyectividad a
diferentes caudales considerando la presión máxima en cabeza indicada por
el representante de PAM. Definido el caudal de bombeo solicitar
autorizaciones al representante de Pam para la preparación de las mezclas
para el tratamiento.
Efectuar la estimulación matricial bombeando el tratamiento descrito en la
tabla 17. Durante este proceso se mantendrá presurizado el anular si es
posible (verificar con PAM). Durante el proceso de bombeo efectuar repaso
frente a las perforaciones.
El bombeo de todo el tratamiento se efectuara frente a las perforaciones
(efectuar repasos), en todo el proceso se mantendrá el anula TBG-CTU
presurizado. Considerar el tiempo de remojo del tratamiento en la formación
es de 6 horas.
Tabla 17: Estimulación matricial
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
Etapa
Tipo de fluido
Q
bpm
N2
SCF
VOL.
bls
VOL. total
bls
Observación
1 Solvente orgánico 1 0 5 5 En formación
2 Preflujo HCl 7.5 % 1 0 5 10 En formación
3 4.5% BJS Sandstone
acid org-HCl
1 0 5 15 En formación
4 Postflujo HCl ácido
acético 10%
1 0 5 20 En formación
5 Fluido de sobrdplz. 1 0 10 30 En formación
108
16. POH
Bombeado el fluido de desplazamiento subir tubería a superficie a 80
pies/min.
A 300 pies de superficie reducir la velocidad a 30 pies/min.
A 150 pies de superficie reducir la velocidad a 15 pies/min.
A 75 pies de superficie reducir la velocidad a 8 pies/min, hasta que el
conector contacte el stripper.
17. Ubicado el Coiled Tubing en superficie, cerrar válvula de máster
(contar las válvulas) y asegurar la cabeza inyectora, equipo de Coiled
Tubing en superficie.
18. RIH CTU
Abrir válvula máster contabilizando el número de vueltas y registrar.
RIH. A 10 pies/min bombeando fluido de completación a caudal mínimo 0.3
bpm hasta los 100 pies.
RIH. A 80 pies/min bombeando fluido de completación hasta los 8 000 pies.
RIH. A 30 pies/min bombeando fluido de completación desde los 8 000 pies
hasta 10 309 pies (confirmar con PAM), controlar pérdida de peso por
posible asentamiento o atrapamiento de tubería.
Correlacionar profundidades y verificar con simulaciones CIRCA.
NOTA 1: realizar Pull test cada 300 pies hasta los 9 000 pies, y luego cada
200 pies. Tomar en cuenta grafica de Cycle.
NOTA 2: Usar en todo momento grafica de Circa, cualquier variación en los
parámetros deberá ser informado a personal de BHI y Petroamazonas.
19. Con autorización de Company Man o representante de Petroamazonas,
se procederá a realizar las mezclas descritas en la hoja de volúmenes.
Usar EP adecuado para cada una de las mezclas.
NOTA 3: el agua de mezcla deberá tener una turbidez máximo de 10 NTU,
en el caso de ser mayor se filtrara. Verificar que los tanques se encuentren
limpios.
109
20. Con el CT en profundidad de 10 309 pies (frente a las perforaciones),
con el pozo con fluido de control realizar una prueba de inyectividad a
diferentes caudales considerando la presión máxima en cabeza indicada por
el coman o representante de PAM.
Definido el caudal de bombeo solicitar autorización al representante de PAM
para la preparación de las mezclas para el tratamiento.
Efectuar la estimulación matricial bombeando el tratamiento descrito en la
Tabla 18.
Durante este proceso se mantendrá presurizado el anular si es posible
(verificar con PAM). Durante el proceso de bombeo efectuar repaso frente a
las perforaciones.
El bombeo de todo el tratamiento se efectuara frente a las perforaciones
(efectuar repasos), en todo el proceso se mantendrá el anular TBG-CTU
presurizado. Considerar el tiempo de remojo del tratamiento en la formación
es de 6 horas.
Tabla 18: Estimulación matricial ácida
Etap
a
Tipo de fluido
Q
bpm
N2 scf
VOL. bbls
VOL. total
bls
Observación
1
Solvente orgánico 1 0 15 15 En formación
2
Preflujo HCl 7.5 % 1 0 15 30 En formación
3
4.5% BJS Sandstone acid org-HCl
1 0 20 50 En formación
4
Postflujo HCl ácido acético 10%
1 0 15 65 En formación
5
Fluido de sobredesplzamiento
1 0 20 85 En formación
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
21. POH
Bombeando el fluido de desplazamiento subir tubería a superficie a 80
pies/min.
110
A 300 pies de superficie reducir la velocidad a 30 pies/min.
A 150 pies de superficie reducir la velocidad a 15 pies /min.
A 75 pies de superficie reducir la velocidad a 8 pies /min, hasta que el
conector el stripper.
22. Ubicado el Coiled Tubing en superficie, cerrar válvulas de máster
(contar las vueltas) y asegurar la cabeza inyectora, equipo de Coiled
Tubing es superficie.
23. CTU en superficie, alinear a los tanques de retorno y desplazamiento
el fluido con inhibidor de corrosión para protección de la tubería por el
empleo de ácidos.
24. RIG DOWN DE LOS EQUIPOS
Ubicado el Coiled Tubing en superficie, cerrar válvula de máster (contar las
vueltas) y desvestir la cabeza inyectora, equipo de Coiled Tubing.
3.5 ASPECTOS DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE
Esta sección se relaciona con todos los trabajos de Coiled Tubing (PS).
Debe tenerse en cuenta que dependiendo con cual cliente se realice el
trabajo se requerirá procedimientos y documentos adicionales. En este caso
el personal involucrado en la operación deberá consultar y estar
familiarizado con la interfaz del documento que dé a lugar.
Los análisis de riesgos deben completarse, documentarse y divulgarse
para todas las tareas.
Cuando se realice una evaluación de un riesgo genérico debe ser revisado
y hacerlo especifico al trabajo y ambiente antes de iniciar el objetivo de la
operación.
111
3.5.1 ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Y AMBIENTE
1.- Asegurar de realizar el análisis de riesgo operacional.
2.- Chequear que se cuenta con todos los permisos para la ejecución del
trabajo antes de iniciar las actividades.
3.- Demarque con cinta de seguridad la zona de trabajo.
4.- Asegurarse de asignar una zona de evacuación y concentración en caso
de emergencia.
5.- Conecte los equipos de forma que las condiciones de viento le sea
favorable.
6.- Informe a todo el personal que durante la realización de las pruebas de
líneas, se deberán mantener alejada de estas.
7.- Identifique todos los tanques con su contenido y volúmenes acordados.
8.- Discuta previo al trabajo los MSDS de los químicos a usar.
9.- Provea extintores y señale su ubicación durante la reunión de seguridad.
10.- La utilización de la grúa será solamente por personal certificado.
3.5.2 PREVIO A LA EJECUCION DEL TRABAJO
1.- Realizar reunión de seguridad con el supervisor de PETROAMAZONAS
EP y todo el personal involucrado en el trabajo para discutirse los aspectos
operacionales incluyendo terceros antes de iniciar la vestida de los equipos.
2.- Verificar conjuntamente con el supervisor de producción de
PETROAMAZONAS EP donde será posicionado el equipo en la locación.
3.- Antes de ejecutar cualquier actividad solicitar los permisos de trabajo.
4.- PETROAMAZONAS EP será el responsable de manejar los fluidos de
retornos.
5.- Designe la ubicación de personal, firmar la hoja de asistencia a reunión y
anexarla al reporte.
6.- Pozo deberá estar sin standing valves o tapones y camisas abiertas.
7. Riesgos que pueden surgir durante el proceso como muestra la tabla 19.
112
Tabla 19: Plan de contingencia
No. Risk Identification
Risk Impact Mitigation Plan
1 Abatimiento de
la presión
durante la
inyección
Fugas en las tuberías
o conexiones
superficiales
Detenga el bombeo, inspeccione, circule líneas con agua y repare antes de reanudar el tratamiento. Elimine cualquier residuo o derrame.
2
Presión Excesiva
de Bombeo
Intervalo o formación
obstruidos
SIEMPRE pruebe admisión y programe una limpieza/calibración antes de entrar a un tratamiento
Excesivo caudal para
las condiciones de
permeabilidad del
yacimiento
Reduzca el caudal gradualmente y espere a que mejoren las condiciones de admisión para reestablecer el gasto deseado.
3
Incremento
Abrupto de
Presión por
Espacio Anular
Comunicación a través del
BHA (junta, rotura, camisa,
anomalía , etc.) o PACKER
Siempre calcule las máximas presiones diferenciales que soportan los elementos mecánicos del pozo ANTES de iniciar una operación y disponga de una bomba conectada y fluidos suficientes para bombear dual por espacio anular si se presenta este evento
4 Fugas en el árbol
de válvulas.
Vueltas incompletas para
abrir o cerrar.
Antes de acudir a la operación, se verificara con el cliente el estado físico de las válvulas del árbol.
5
Falta de
equipo DME o
equipo no
certificado.
´
Error en la logística.
Supervisor de Servicios revisará el Diseño de Servicio para determinar la cantidad de equipo y material de alta presión necesaria para la operación, así como también solicitará al responsable de las unidades verifiquen la fecha de la certificación.
6
Fuga en Líneas
(perdida de
presión al estar
probando).
Mala instalación de las
líneas.
Supervisor de Servicios realizará la prueba de líneas previo a la operación para verificar que todas las líneas y válvulas estén correctamente instaladas y en óptimas condiciones para realizar el trabajo.
Tubería
atascadas
No se tiene avance en
tubería de CTU
Seguir los procedimientos detallados en el apéndice C del programa de trabajo
113
Tabla 19.1: Continuación
7
Tubería fuera de
control
La fricción y el calor
generado por la tubería
incontrolada puede causar
que el prensa estopas
tenga fugas de fluido y gas.
Si la tubería empieza a moverse sin control a través del bloque de agarre, disminuya la velocidad del inyector a la mitad y active el freno del inyector.
Orificios en CTU
Fugas en la tubería de CTU
Cuando hay una perforación en superficie, alerte al personal para que despeje el área y aleje de ella al personal innecesario. Dependiendo de la situación, use el equipo personal de protección.
8
Roturas mayores
o tuberías
partidas.
REVENT
ONES
1. Cuando la tubería se rompe o parte, alerte al personal y mantenga el personal innecesario fuera del área. Use el equipo de protección apropiado dependiendo de la situación. 2. Si el flujo del pozo no es a una velocidad excesiva, asegure el área dañada lo suficiente para regresar la tubería al carrete.
(Halliburton, 2015)
114
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS RESULTADOS
4.1 RESULTADOS DEL REACONDICIONAMIENTO
El pozo Palo Azul N56 sufrió una fuerte declinación de producción de 250
bppd y con 0.048 BSW, la declinación fue provocado por material fino con
un porcentaje de 49.22 % y por bloqueo de agua un valor de 9.84 %, dado
como resultado un skin de 3.28 de acuerdo a los cálculos realizados en la
ecuación 1.13 del capítulo 3.
En este caso no existe ningún daño mecánico presente ya que fue un éxito
el desarrollo de la estimulación matricial ácida. (EAM).
4.1.1 PROCESO DE LA ESTIMUALCIÓN
4.1.1.1 Primera corrida intervalo 10 325 pies- 10 330 pies
Abrir master valve y contar el número de vueltas; dejarlo reportado en el
reporte de cabina (job log) y realizar RIH de CT a una velocidad no mayor a
50 pies/min cuando se esté pasando restricciones según el estado mecánico
y durante los primeros 50 pies de descenso). Fue exitoso el procedimiento.
Continuar descenso de tubería flexible verificando circulación con bombeo
de 2 bls de clay fix 5 caudal 0.3 bpm y realizando pull test cada 2 500 pies
dependiendo de los puntos de soldadura y fatiga de la tubería.
115
Figura 40: Gráfica del CTU
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
En la figura 40 se muestra de acuerdo a los colores: la línea azul y verde de
la gráfica nos muestra el peso durante RIH y el levantamiento de la sarta de
tubería flexible (POOH). La línea roja indica que de acuerdo a los datos de
desviación del pozo, diámetro de aparejo y T.R.s, no existe problemas del
CTU durante la bajada y levantamiento a superficie, por efecto de
comprensión. La línea café nos indica el límite de las líneas azul y verde sin
correr riesgo de romper la sarta de tubería flexible por peso o tensión.
Teniendo tubería flexible a 10 100 pies, disminuye la velocidad de descenso
hasta detectar cima de on-off tool campana 4 140 pulgadas, 7 pulgadas * 3
½ pulgadas EUE, a 10 175 pies.
Con tubería flexible a profundidad objetivo realizar un chequeo de peso-
tensión adicional e inició el bombeo de sistema Clay Fix 5 hasta asegurar
que el pozo este lleno de fluido.
116
Gracias al pozo que está lleno de fluido, cerramos la válvula lateral e inicia
con el bombeo contra formación de acuerdo a la siguiente cedula de bombeo
del tratamiento descrito en la figura 41, la cual se procedió a la mezcla y
bombeo. La presión máxima de forzamiento no sobrepaso la presión límite
de la BES (1 200 psi de cabeza)
Figura 41: Mezcla química
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
El sistema de tratamiento ha sido inyectado por completo a la formación.
4.1.1.2 Segunda corrida intervalos 10 280 pies – 10 309 pies
Se realizó un cierre de camisa a 10 353 pies y se procedió a realizar corrida
para abrir camisa a 10 247 pies. Se realizó el RIH de CTU a una velocidad
no mayor de 50 pies/min aplicando una lubricación apropiada sobre la
tubería mientras se bajó dentro del pozo. El bombeo de 2 bls de clay fix 5 se
realizó con un caudal 0.3 bpm, no existió fatiga de tubería flexible a 10 100
pies, se bajó la velocidad hasta detectar cima de on-off tool campana 4 140,
7 pulgadas *13 ½ pies EUE, a 10 175 pies y existió un control minucioso de
la presión de circulación en el pozo.
117
Igualmente con pozo lleno de fluido se procedió a la mezcla y bombeo del
tratamiento descrito abajo en la figura 42. La presión máxima de forzamiento
6 801 psi, antes de la estimulación después de la estimulación bajó a menos
de 1 200 psi en superficie.
Figura 42: Mezcla química 2
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
De esta manera se asegura que el sistema de tratamiento ha sido inyectado
por completo a formación.
Toda esta actividad fue realizada tomando una muestra de crudo del pozo
Palo Azul 56, mediante resultados obtenidos, los sistemas no presenta
incompatibilidad con la muestra de crudo, se evidenció una correcta
separación de fases con todos los fluidos como se observa en la figura ,
estos ensayos se realizaron a una temperatura de 200ºF.
118
Figura 43: Muestras de crudo del pozo Palo Azul N56
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
Para que el pozo se encuentre lleno de fluido se preparó 850 bls de fluido de
control especial de 8.4 libras por galón con las siguientes concentraciones.
- 68 gls de inhibidor de arcillas clay master -5c
- 136 gls de agente desemulsificantes NE-118
- 68 gls de controlador de arcilla claytreat -3c
- 680 gls de solventes mutual US-2
- 7 gls de biocida magnacide 575
Alinear pozo a la estación y controla en reversa con fluido de control de 8.4
libras por galón a 2 bpm con una presión de cabeza máxima de 200 psi.
4.1.1.3 Recuperación del equipo BES
Instala BPV de 3 ½ pulgadas en tubing hanger de 11 pulgadas * 3 ½
pulgadas. Desarma líneas de matado y sección c del cabezal. Instala
119
adaptar spool 13 5/8 pulgadas 5m psi y conjunto BOP. Realiza prueba de
funcionamiento. Instala Niple campana y flow line.
Conecta tubo de maniobra y levanta sarta con 112 klbs. Técnico de Cía.
Baker corta y mega cable bajo el tubing hanger.
Saca equipo Bes con Y-Tool en 3 ½ pulgadas, TSH Blue tubing hasta Y-Tool
en superficie.
Quiebra BHA de producción sobre Y-Tool como sigue:
- Camisa de 3 ½ pulgadas TSH blue
- 1 JT 3 ½ pulgadas TSH blue
- X-over 3 ½ pulgadas TSH blue box x 3 ½ pulgadas EUE pin
Materiales retirados del pulling:
- 3 ½ pulgadas TSH blue tubing: 273 JTS
- Protectors grippy: 271 EAS
- MID JOINTS: 273 EAS
- Bandas 1 ¼ pulgadas en tubería: 17 EAS
4.1.1.4 Desarme del Y-TOOL
Técnico de Cía. Halliburton desarma Y-Tool, retira by pass clamp e intenta
instalar safety clamp sin éxito. Coloca faja de seguridad en By- Pass tubing.
Desconecta By- Pass tubing de la Y-Tool y se observa que este cae dentro
del pozo.
4.1.1.5 Desarme del equipo BES
Técnico de Cía. Baker centrilift desarman equipo BES como sigue:
- BOH HAL 538, 3 ½ pulgadas EUE BOX, OK.
- Zenith Dish Sub 3 ½ pulgadas EUE BOX, OK.
120
- Bomba superior serie 538, sin presencia de sólidos y giro del eje libre,
OK.
- Bomba inferior serie 538, sin presencia de sólidos y giro del eje libre
OK.
- Intake, giro del eje libre sin esfuerzo y con caucho en rejilla.
- Sello superior serie 513
- Motor serie 540, giro del eje libere y aceite limpio.
- Sensor serie 450, aceite limpio y condición eléctrica OK.
- Dummy neck 2 3/8 pulgadas EUE PIN.
Materiales retirados del pulling:
- Bandas 1 ¼ pulgadas en el equipo: 13 EAS (total 30 bandas).
- Nota: no se recuperan todas las bandas.
Realiza megado de carretos de cable.
Condiciones eléctricas de cable superior: 3 020 pies.
Condiciones eléctricas de cable inferior: 5 696 pies.
4.1.1.6 Operaciones de recuperación de BY-PASS TUBING
Cía. Petrotech ubica unidad de slick line y baja con bloque impresor de 5.8
pulgadas en línea de 3/16 pulgadas hasta TOF a 9 960 pies, saca bloque a
superficie y evalúa marcas.
Técnico de Cía. Baker arma BHA 1 moledor como sigue:
- 6 1/8 pulgadas taper mil
- 5 pulgadas canasta
- 4 ¾ pulgadas bit sub
- 6 pulgadas magneto
- 4 ¾ pulgadas martillo
- 6*4 ¾ pulgadas drill collars
Longitud total del BHA: 217 pies.
121
Baja BHA 1 moledor con 6 1/8 pulgadas taper mil en 3 ½ pulgadas drill pipe
hasta 9 917 pies. Conecta Kelly swivel y continua bajando BHA 1 de 9 949
pies con 80 rpm, 3.5 bpm, 700 psi, 2/4 klbs de WOB. Peso de la sarta:
subiendo 164 klbs/ bajando: 139 klbs
Observa pozo fluyendo por Drill Pipe. Conecta válvula de seguridad Kelly
Cock a la sarta, cierra BOP y saca burbuja en reversa hasta tanques del
sistema.
Continúa bajando BHA # 01 moledor desde 9 949 pies hasta 10 017 pies con
80 rpm, 3.5 bpm, 700 psi, 2/4 klbs de WOB observando apoyo y trabajando
sarta. Se observa nuevamente pozo fluyendo, saca burbuja en reversa.
Continua bajando libre desde 10 017 pies hasta encontrar tope de by-pass
tubing (TOF) a 10 104 pies. Peso de la sarta: Subiendo: 164 klbs / Bajando:
139 klbs. Circula sobre TOF con 4.4 bpm, 800 psi se observa pozo fluyendo.
Continua circulando sobre tope del pescado (TOF) con 4.4 bpm, 800 psi.
Densifica 900 bls del fluido de control de todo el sistema, de 8.4 libra por
galón a 8.6 libras por galón, quedando con las siguientes concentraciones:
- 956 libras por galón de a gua filtrada con un volumen total de 860 bls.
- 4 libras por galón de inhibidor de arcillas clay master -5C con un
volumen total de 151 gls.
- 6 libras por galón de agente desemulsificantes NE-118 con un volumen
total de 227 gls.
- 4 libras por galón de controlador de arcillas Claytreat -3C con un
volumen total de 151 gls.
- 30 libras por galón de US-2 con un volumen total de 1 134 gls
- 0.2 libras por galón de biocida magnacide con un volumen total de 8 gls.
Saca BHA # 01 a superficie. Evalúa y quiebra BHA.
122
Cía. Petrotech ubica unidad de Slick Line y baja con Bloque impresor de 5.8
pulgadas en línea de 3/16 pulgadas hasta TOF a 10 104 pies, saca bloque a
superficie y evalúa marcas.
Técnico de Cía. Baker arma BHA # 02 moledor como sigue:
- 6 1/8 pulgadas zapata moledora
- Extensión
- 4 7/8 pulgadas metal muncher (inside)
- Rotary sub
- 5 pulgadas canasta
- 4 ¾ pulgadas BIT SUB
- 4 7/8 pulgadas magneto
- 4 ¾ pulgadas Fishing jar
- 6 X 4 ¾ pulgadas DC
Longitud total del BHA: 230 FT
Baja BHA # 02 moledor en 3 ½ pulgadas DP desde superficie hasta 10 104
pies, al ingresar al TOF a 9 960 pies se observa apoyo, gira y trabaja la sarta
moliendo tope de By-Pass Tubing desde 10 104 pies hasta 10 118 pies con
80 rpm, 3.5 bpm, 650 psi, 2/4 klbs de WOB. Pesos de la sarta, Subiendo:
138 klbs / Bajando 114 klbs / Rotando 117 klbs.
Circula sobre TOF con 3.5 bpm, 650 psi. Saca BHA # 02 a superficie, evalúa
y quiebra.
Cía. Petrotech ubica unidad de Slick Line y baja con Bloque impresor de 5.8
pulgadas en línea de 3/16 pulgadas hasta TOF a 10 118 pies, saca bloque a
superficie y evalúa marcas.
Técnico de Cía. Baker arma BHA # 03 de pesca como sigue:
- 5 3/4 pulgadas overshot con grapa 2 7/8 pulgadas
- Extensión
- Bumper sub
123
- 4 ¾ pulgadas Fishing jar
- 6 X 4 3/ pulgadas DC
Longitud total del BHA: 211 pies.
Baja BHA # 03 de pesca de superficie hasta 10 118 pies. Realiza maniobras
de pesca con BHA # 03 con 3.5 bpm, 600 psi levanta sarta y observa
Overpull de 4 klbs.
Saca BHA # 03 de pesca en 3 ½ pulgadas DP de 10 118 pies hasta
superficie. Evalúa y quiebra BHA, recupera 4 JTS de By-Pass Tubing de 2
7/8 pulgadas. Longitud total del pescado: 82.45 pies, queda en el pozo re-
entry guide.
Técnico de Cía. Baker arma BHA # 04 moledor como sigue:
- 6 1/8 pulgadas junk mill.
- 5 pulgadas canasta
- 4 ¾ pulgadas bit sub.
- 4 ¾ pulgadas magneto.
- 4 ¾ pulgadas Fishing jar.
- 6 X 4 ¾ pulgadas DC
Longitud total del BHA: 218 pies.
Baja BHA # 04 moledor en 3 ½ pulgadas DP hasta 10 180 pies, donde
observa apoyo. Conecta Kelly Swivel y muele campana On-Off de 10 180
pies a 10 186 pies con 80 rpm, 4 bpm, 550 psi, 2/3 klbs de WOB. Circula
sobre TOF con 4 bpm, 550 psi.
Saca BHA # 04 a superficie, evalúa y quiebra. Saca 8 lbs de limalla en
canasta y 21 lbs en magneto.
4.1.1.7 Recuperación de la completación de fondo
Técnico de Cía. Baker arma BHA # 05 de Pesca como sigue:
124
- 5 3/4 pulgadas overshot con grapa 3 ½ pulgadas
• Extensión
• Bumper sub
• 4 ¾ pulgadas Fishing Jar
• 6 X 4 ¾ pulgadas DC
• 4 ¾ pulgadas intensificador
Longitud total del BHA: 226 pies.
Baja BHA # 05 de pesca en 3 ½ pulgadas DP de superficie hasta 10 186
pies, trabaja sarta para enganchar completación de fondo con packers
maniobra sarta para desasentar packers. Pesos de la sarta: Subiendo: 124
klbs / Bajando 107 klbs.
Tensiona hasta 168 klbs y observa desasentamiento de packers con 44 klbs
de Overpull.
Saca completación de fondo en liner de 7 pulgadas con 200 klbs de tensión
hasta salir del TOF a 9 956 pies, con un Overpull de 76 klbs. Saca BHA # 05
de pesca con completación de fondo en 3 ½ pulgadas DP de 9 956 pies
hasta superficie. Limpia, evalúa y quiebra BHA # 05 de pesca.
Quiebra completación de fondo como sigue:
• 1 * 3 ½ pulgadas EUE tubing, con malla metálica en el interior.
• 7 pulgadas X 3 ½ pulgadas EUE packer con malla metálica en el interior.
• 1 * 3 ½ pulgadas EUE tubing, con malla metálica en el interior.
• Cross over 3 ½ pulgadas EUE BOX * 2 3/8 pulgadas EUE PIN con malla
metálica en el interior.
• Camisa otis HLB 2 3/8 pulgadas EUE, perfil D, cerrada, con malla
metálica en el interior.
• Cross over 2 3/8 pulgadas EUE BOX * 3 ½ pulgadas EUE PIN, con malla
metálica en el interior.
• 2 * 3 ½ pulgadas EUE tubing, con malla metálica en el interior.
• 7 pulgadas * 3 ½ pulgadas EUE packer, con alambre espiralado en el
cuerpo del packer.
125
• 1 * 3 ½ pulgadas EUE tubing, lleno con arena en el interior.
• Cross over 3 ½ pulgadas EUE BOX * 2 3/8 pulgadas EUE PIN, lleno con
arena en el interior.
• Camisa otis HLB 2 3/8 pulgadas EUE, perfil D, cerrada, lleno con
arena en el interior.
• Cross over 2-3/8 pulgadas EUE BOX * 3 ½ pulgadas EUE PIN, lleno con
arena en el interior.
• 1 * 3 ½ pulgadas EUE tubing, lleno con arena en el interior.
• Tapón ciego 3 ½ pulgadas EUE, lleno con arena en el interior.
Observa completación con presión entrampada al momento de quebrar
los elementos, espera hasta liberar presión.
4.1.1.8 BHA de limpieza con herramientas
Cía. Baker arma BHA # 06 de Wellbore Clean Up en Tandem de limpieza
como sigue:
• 6 1/8 pulgadas broca triconica.
• 7 pulgadas canasta
• Bit sub
• 7 pulgadas scraper
• 7 pulgadas magneto
• 7 pulgadas cepillo
• 6 * 4 ¾ pulgadas DC
• 9 * 3 ½ pulgadas DP
• Rotary sub 3 ½ pulgadas * 4 ½ pulgadas
• 9 5/8 pulgadas canasta
• BIT SUB
• 9 5/8 pulgadas scraper
• 9 5/8 pulgadas magneto
• 9 5/8 pulgadas cepillo
• Rotary sub 4 1/2 pulgadas *3 ½ pulgada.
Longitud total del BHA: 541 pies.
126
Baja BHA # 06 de WBCU en Tandem de 541 pies hasta TOF a 9 956 pies.
Continúa bajando BHA # 06 de WCU dentro de liner reciprocando sarta de 9
965 pies a 10 405 pies donde encuentra apoyo. Conecta Kelly Swivel y
continúa bajando con 3.5 bpm, 550 psi, 60 rpm de 10 405 pies a 10 410 pies,
se observa incremento de torque y levanta.
Arma líneas de control desde tanques del sistema tanque de bota del
equipo.
Prepara 900 bls de nuevo Fluido de control de 8.6 libra por galón con las
siguientes concentraciones:
- 956 libras por galón de a gua filtrada con un volumen total de 860 bls.
- 4 libras por galón de inhibidor de arcillas clay master -5C con un volumen
total de 151 gls.
- 6 libras por galón de agente desemulsificantes NE-118 con un volumen
total de 227 gls.
- 4 libras por galón de controlador de arcillas CLAYTREAT-3C con un
volumen total de 151 gls.
- 30 libras por galón de US-2 con un volumen total de 1 134 gls
- 0.2 libras por galón de biocida magnacide con un volumen total de 8 gls.
Separa 50 bls del fluido de control en tanque de píldoras y prepara píldora
viscosa. Bombea 25 bls de Píldora viscosa y desplaza con nuevo fluido de
control con 4 bpm, 800 psi hasta retornos limpios en zarandas.
Saca BHA # 06 de WBCU hasta superficie. Evalúa y quiebra BHA.
4.1.1.9 Pruebas de BOP
Asienta Test Plug y realiza prueba del BOP como sigue:
- Preventor Anular en baja con 300 psi por 10 min y en alta con 1 500 psi por
10 min.
- Blind Rams en baja con 300 psi por 10 min y en alta con 2 000 psi por 10
min.
127
- Pipe Rams en baja con 300 psi por 10 min y en alta con 2 000 psi por 10
min.
4.1.1.10 Operaciones de re-disparos
Arma ensamblaje de fondo con cañones MAXFORCE de 4 5/8 pulgadas
HSD-GPLT-MCH con herramientas de correlación GR y CCL. Longitud Total:
50.2 pies.
Baja ensamblaje de fondo con cañones y correlaciona registro GR. Re-
dispara formación Hollín en los siguientes intervalos:
- De 10 296 pies a 10 309 pies (13 pies)
- De 10 325 pies a 10 330 pies (5 pies)
Saca cañones a superficie y verifica 100% de cargas detonadas. Quiebra
cañones y poleas.
4.1.1.11 BHA de limpieza con herramientas de WCU
Cía. Weatherford arma BHA # 08 de WBCU en tandem como sigue:
• 6 1/8 pulgadas broca triconica.
• 7 pulgadas canasta
• Bit sub
• 7 pulgadas scraper
• 7 pulgadas magneto
• 7 pulgadas cepillo
• 6 * 4 ¾ pulgadas DC
• 9 * 3 ½ pulgadas DP
• Cross over 4 1/2 pulgadas * 3 ½ pulgada.
Longitud total del BHA: 557 pies.
Prepara 150 bls de nuevo fluido de control con las siguientes
concentraciones:
128
- 956 libras por galón de a gua filtrada con un volumen total de 143 bls.
- 4 libras por galón de inhibidor de arcillas clay master -5C con un volumen
total de 25 gls.
- 6 libras por galón de agente desemulsificantes NE-118 con un volumen
total de 227 gls.
- 4 libras por galón de controlador de arcillas CLAYTREAT-3C con un
volumen total de 38 gls.
- 30 libras por galón de US-2 con un volumen total de 189 gls
- 0.2 libras por galón de biocida magnacide con un volumen total de 1 gls.
Baja BHA # 08 de WCU en 3 ½ pulgadas DP desde 557 pies hasta Tope de
Liner a 9 956 pies. Baja BHA # 08 de WCU reciprocando cada parada desde
9 956 pies hasta 10 342 pies donde observa apoyo.
Cía. Baker conecta unidad de bombeo a líneas del equipo. Prepara píldoras,
realiza prueba de presión a líneas de 2 pulgadas con 3 000 PSI.
Baja BHA # 08 de WCU con 3 bpm, 450 psi, 60 rpm, 2/7 klbs de WOB desde
10 342 pies hasta 10 422 pies donde observa apoyo.
Cía. Baker realiza bombeo por directa de tren de píldoras como sigue:
• 25 bls de píldora viscosa
• 30 bls de fluido de control 8.6 libras por galón
• 25 bls de píldora viscosa
• 30 bls de fluido de control 8.6 libras por galón
• 20 bls de píldora viscosa
• 50 bls de fluido de control 8.6 libras por galón
• 25 bls de píldora surfactante
Desplaza píldoras a 7 bpm, 1 700 psi con 719 bls de fluido de control de 8.6
libra por galón. Monitorea retorno de píldoras en zarandas observando
retorno de arena, cauchos, material corroído entre otros. Saca 30 pies BHA
# 08 de WBCU y espera por decantamiento de arena, baja a corroborar
fondo, apoyando a la misma profundidad de 10 422 pies. Saca 4 juntas de 3
129
½ pulgadas DP y realiza prueba de admisión por anular con 800 psi,
manteniendo presión constante. Saca BHA # 08 de WBCU en 3 ½ pulgadas
DP quebrando tubo a tubo a la planchada hasta superficie. Evalúa y quiebra
BHA # 08 de WBCU.
4.1.1.12 Registros eléctricos de evaluación de cemento y corrosión
Técnico Cía. Schlumberger armo herramientas de registros GR-CCL con
canasta calibradora de 5 ¾ pulgadas baja desde superficie hasta 10 410
pies. Sacan herramienta hasta superficie. Técnico Cía. Schlumberger armo y
bajo herramientas de registro USIT - CBL - VDL - GR - CCL, desde
superficie hasta 10 410 pies, saco registrando desde fondo hasta 9 956 pies.
Bajo registros eléctricos hasta 10 410 pies. Realizó sección repetida desde
10 400 pies hasta 10 100 pies. Saco registrando desde 10 100 pies hasta 10
000 pies. Continúo sacando herramienta de registros registrando desde 10
000 pies hasta 9 956 pies. Continúo sacando herramienta de registros sin
registrar desde 9 956 pies hasta Superficie.
4.1.1.13 Disparos con TCP mas las evaluación con unidad MTU
Técnico de Schlumberger armo conjunto TCP con cañones de 4.5 pulgadas
@ 5 y 3.5 DPP con cargas POWER JET NOVA 4 505 HMX + PURE +
packers mecánico FLXP de 7 pulgadas, como sigue:
• 4 ½ pulgadas bull sonose
• 4 ½ pulgadas spacer
• 4 ½ pulgadas cañones con cargas power jet nova 4 505 HMX @ 5 DPP.
• 4 ½ pulgadas cámara pure.
• 4 ½ pulgadas cañones con cargas power jet nova 4 505 HMX @ 3.5
DPP + pure.
• 4 ½ pulgadas espaciador de seguridad.
• 3 ½ pulgadas cabeza de disparo BHF.
130
• 2 7/8 pulgadas PUP JOINT, X-OVER 2 7/8 pulgadas EUE PIN X 3 ½
pulgadas EUE BOX.
• Tubing 3 ½ pulgadas EUE.
• 4 ½ pulgadas válvula de producción.
• Tubing 3 ½ pulgadas EUE.
• Cross over 3 ½ pulgadas EUE PIN * 2 7/8 pulgadas EUE BOX.
• 7 pulgadas * 3 ½ pulgadas PKR FLXP.
• 5 pulgadas junta de seguridad.
• 5 pulgadas marca radioactiva.
• Cross over 3 ½ pulgadas EUE PIN * 3 ½ pulgadas EUE BOX
• Tubing 3 ½ pulgadas EUE.
• 3 ½ pulgadas nogo 2.75 pulgadas.
• Tubing 3 ½ pulgadas EUE
• 3 ½ pulgadas EUE CAMISA 2.81 pulgadas X 3 ½ pulgadas EUE BOX.
• Tubing 3 ½ pulgadas EUE.
Longitud total del BHA: 232.11'.
Continuo bajando conjunto TCP en tubería de 3 ½ pulgadas EUE, L-80,
clase "A” desde 232 pies hasta 5 500 pies, se baja un colchón de 5 222 pies
de fluido de control de 8.6 libras por galón para tener una presión
hidrostática de 2 300 psi. Continúo bajando conjunto TCP en tubería de 3 ½
pulgadas, EUE, L-80, clase "A", hasta 10 331 pies.
Técnico Cía. Schlumberger realizo espaciamiento del TCP con 3 pup joint
con un tubo de 3 ½ pulgadas de 30.50 pies. Wire Line armo herramientas de
correlación con GR-CCL, bajan y correlacionan profundidad de marca
radioactiva @ 10 158 pies. Saco tres pup joint 3 ½ pulgadas EUE y se
remplaza por 1 tubo 3 ½ pulgadas EUE.
Técnico Cía. Schlumberger Wire Line realizo segunda corrida con GR-CCL,
bajan y correlacionan profundidad de marca radioactiva encontrando @10
181 pies con un desfase de 13.83 pies, levanta sarta, pre asienta 7
pulgadas x 3 ½ pulgadas packer @ 10 172 pies. Con 10 000 lbs de peso.
131
Verificó posicionamiento de packer y cañones. Saco cable y
herramientas a superficie. Técnico Cía. Schlumberger completa peso al
packer 20 000 lbs, prueba espacio anular con 600 psi por 10 min, bien.
Suelta barra y detonan cañones re cañonea arena Hollin en los intervalos 10
296 pies-10 309 pies/ 10 325 pies-10 330 pies. Verifica soplo en superficie.
Con slick line bajo standing valve 2.75 pulgadas y asienta en 3 ½ pulgadas
NO-GO @ 10 133 pies. Con slick line arma equipo y bajo abrir camisa de 3
½ pulgadas @ 10 099 pies. Desplazo bomba JET 10-J con unidad MTU @
10 099 pies con 46 bls y estabilizo parámetros en módulo de MTU. Se inicia
evaluación con presión de inyección 3 500 psi, caudal de inyección 1 680
bfpd. Reverso bomba JET 10- J desde 3 ½ pulgadas camisa @ 10 099 pies
con bomba del Rig, Se inicia evaluación con presión de inyección 2 000 psi,
caudal de inyección 1 200 bfpd, producción: 7.3 bfph, 175 bfpd, total bls
recuperados: 0.070, BSW: 1.00. Se incremente la presión de inyección @ 3
500 psi, caudal de inyección 1 632 bfpd, producción: 20 bfph, 480 bfpd, total
bls recuperados: 27, BSW: 1.00.
Presión de inyección 3 500 psi, caudal de inyección 1 632 bfpd, producción:
18.2 bfph, 437 bfpd, Total bls recuperados: 64, BSW: 1.00. Presión de
inyección 3500 PSI, caudal de inyección 1 512 bfpd, producción: 0 bfph, 0
bfpd Total bls recuperados: 138, BSW: 1.00. Finaliza operaciones de
evaluación.
Preparo fluido de control especial (KCl) de 8.6 ppg con 9.5 NTU, 810 bls.
Químicos usados:
136 gal Claymaster 5-C, 136 gal Claytreat 3-C, 204 gal NE-118, 8 gal
magnacide, 1 021 gal Intemusol, 125 sxs KCl. Controlo pozo con fluido de
control especial de 8.6 libras por galón en reversa a través de camisa de 3 ½
pulgadas @ 10 099 pies desplazando al tanque bota. Desasienta packer de
7 pulgadas * 2 7/8 pulgadas @ 10 172 pies libera con 110 000 lbs de
132
tensión. Saco packer RETIREVAMATIC + conjunto TCP en tubería de 3 ½
pulgadas, EUE clase "A" en paradas.
4.1.1.14 Packer mecánico
Armo BHA de estimulación packer mecánico (RETRIEVAMATIC) como
sigue:
• 2 7/8 pulgadas EUE pata de mula.
• 7 pulgadas * 2 7/8 pulgadas EUE PKR RETRIEVAMATIC.
• X-OVER 2 7/8 pulgadas EUE PIN X 3 ½ pulgadas EUE BOX.
• Tubing 3 ½ pulgadas EUE.
• 3 ½ pulgadas no-go con 2,75 pulgadas.
Longitud total de BHA: 40.01 pies.
Bajo BHA de estimulación packer mecánico (RETRIEVAMATIC) en tubing 3
½ pulgadas EUE, midiendo, conejeando, desde superficie hasta 10 206 pies.
Asentó packer mecánico @ 10 206 pies. Prueba asentamiento 7 pulgadas *
2 7/8 pulgadas packer mecánico con 600 psi x 10 min. Ubicó y armo
equipos CTU + bomba con líneas de alta, probo con 200 psi y 4 000 psi,
bien. Acopló cabeza inyectora en boca de pozo. Bajo motor head 1-11/16
pulgadas + filtro magnético 2 1/8 pulgadas + rotor jet 2 1/8 pulgadas en
tubería hasta 10 636 pies. Bombeo 80 bls de fluido de control de 8.6 ppg a
0.5 bpm con 850 psi a través del CT para mantener circulación CT - TBG se
baja hasta 10 412 pies para correlacionar la profundidad, se ubica CT frente
a los punzados 10 288 pies arena Hollin. Con la tubería @ 10 288 pies y
cerrando válvula de recirculación se realiza prueba de admisión, bombeando
10 bls de fluido de control a 0.4 bpm con 1 040 psi.
Preparo fluidos para estimulación a la arena "Hollin" según programa:
• 23 bls de solventes
• 27 bls de ácido acético 10%
133
• 31 bls de 4.5 % organic BJSSA
• 27 bls de post flujo de ácido acético al 12.5 %
• 40 bls sobre desplazamiento
• 30 bls de desplazamiento del CT.
Bombeo llevando con válvula de circulación en superficie abierta 20 bls de
solvente a la punta de CT, capacidad del CT @ 0.8 bpm con 3 400 psi.
Cierra válvula de circulación, verifica presión en anular 500 psi e inicia
estimulación arena "Hollin" según programa, a 0.3 bpm con 3 200 psi presión
inicial a través del CT; presión inicial de cabeza de pozo 2 500 psi, parando
el bombeo y se espera que la presión baje para continuar con forzamiento,
como sigue:
• Solvente 0.3 bpm, 2 500 psi.
• Preflujo ácido acético 10%, 0.4 bpm, 2 500 psi.
• 4,5% BJSSA orgánico 0.7 bpm, 1 770 psi.
• Post flujo ácido acético 12,5%, 0,8 bpm, 1 770 psi.
• Sobre desplazamiento NH4CL 0,8 bpm, 1 725 psi.
Bombea 5 bls de cada mezcla en punzados inferiores (10 316 pies) según
correlación con el CT. Presión final a través del CT 4 200 psi; presión final de
cabeza 1 725 psi a 0.8 bpm.
Termina forzamiento y saca tubería desde 10 280 pies hasta superficie.
Desacopla cabeza inyectora, desarma equipos de Coiled tubing en
superficie.
Desasentó packer mecánico (RETRIEVAMATIC) de 7 pulgadas * 2 7/8
pulgadas @ 10 206 pies, bien. Saco BHA de estimulación (packer mecánico)
en tubería 3 ½ pulgadas, EUE, desde 10 206 pies hasta superficie.
4.1.1.15 Material utilizado
• 232 tubos de 3 ½ pulgadas TSH.
134
• 54 tubos de 3 ½ pulgadas TSH.
• 283 protectores grippy de 3 ½ pulgadas.
• 285 protectores intermedios de 3 ½ pulgadas.
• 45 bandas utilizadas (27 en el equipo, 18 en la tubería).
• 3 protectores UKC en el equipo.
• 1 tubo capilar de ¼ pulgadas para inyección de químico.
Desde el centralizador hasta el segundo capilar de ¼ pulgadas desde el
separador de gas hasta el primer empalme, y un tercer capilar de ¼
pulgadas para inyección de químico desde el sensor well lift hasta la
descarga well lift.
4.1.1.16 Megada del equipo BES
Tabla 20: Magada de equipo BES
Depth (Joints)
Pi (psi)
Pd (psi)
Ti (ºF)
Tm (ºF)
F-F (Ohm)
F-T (M-
Ohm)
28 pies 17 15 88 89 2.5 3 000
2 000 pies 775 758 118.4 116.6 2.6 2 600
4 644 pies antes
del empalme
1 795 1 782 156 156 2.7 1 800
4 644 pies después
del empalme
1 795 1 782 156 156 4.1 1 200
6 100 pies 2 521 2 510 184 184 4.4 700
9 166 pies 3 767 3 666 219 220 4.5 200
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
NOTA:
Standing Valve de 2.25 pulgadas queda instalada en el NO-GO @ 9 015.59
pies.
PROFUNDIDAD (MD)
• INTAKE @ 9 121.43 pies.
135
4.1.1.17 Entrega del pozo de producción
Instalo bayoneta, líneas de flujo. Personal de operaciones conectó
equipo de instrumentación.
Personal de operaciones - Petroamazonas arranco pozo alineado al tanque
de viaje, prueba giro en reversa con 40 HZ, T. Intake: 221.34 °F y T. del
Motor: 231.08 °F, P. Intake: 3 624.2 psi, P. Descarga: 3 887.8 psi. Probó giro
forward con 40 HZ, T. Intake: 235 °F y T. de Motor:
221 °F, P. Intake: 3600 psi, P. descarga: 3 892 psi. Determinando el giro en
forward como el correcto.
4.1.2 CÁLCULO DEL DAÑO DESPUES DE LA ESTIMULACIÓN
𝑆 =𝑘 ∗ ℎ
141.2 ∗ 𝑞 ∗ 𝐵𝑜 ∗ µ𝛥𝑃𝑠
𝑆 =15.9 ∗ 34
141.2 ∗ 542 ∗ 1.254 ∗ 1.45∗ 400
𝑺 = 𝟎. 𝟕 [1. 19]
En conclusión después de la estimulación se obtuvo el siguiente resultado.
El pozo Palo Azul N56, en marzo del 2 015, llegó a producir del reservorio
Hollín un promedio de 1 600 bppd con un 0,020 de BSW, En julio del 2 015
se presenta una drástica declinación de producción con un promedio de 97%
anual, debido posiblemente al acarreo de material fino que obstruye los
punzados y vecindades del pozo.
Con un promedio antes de la estimulación 257 bppd con un 0.0480 BSW,
270 bfpd, presentando un daño mucho más alto ya que se debía a la
136
migración de finos con un valor de 49.22 %, dando lugar al taponamiento de
punzados afectando la permeabilidad del reservorio y por bloqueo de agua
con un valor de 9.84%, el mismo que después de la estimulación se obtuvo
542 bppd con un 0.008 BSW, y 589 bfpd, reduciendo el daño a 0.7 como
muestra en la figura 44 y en los cálculos de la ecuación 1.19, mediante el
tratamiento EAM, que es un resultado satisfactorio.
Figura 44: Skin después del tratamiento
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
4.2 ANÁLISIS DE COSTOS Y BENEFICIOS DE LA
ESTIMULACIÓN
En el presente proyecto se muestra el análisis económico de la operación
determinando los costos estimados del trabajo vs el tiempo de recuperación
de la inversión, determinando ciertos parámetros importantes como el precio
137
del barril de crudo, costos operativos por barril producido, tomando en
cuenta el castigo aplicado al crudo ecuatoriano.
A continuación se detallarán los costos reales para realizar la estimulación
matricial ácida.
El pozo Palo Azul N56 se ha realizado algunas actividades como como son
la perforación, reacondicionamiento, estimulación, la cual ha empezado a
efectuar todo proceso desde 13 de enero hasta 14 de diciembre, el objetivo
del proyecto es al momento que se realizó EAM.
4.2.1 PRECIO DEL PETRÓLEO
El precio del barril del petróleo como se detalla en la tabla 21, es
determinado en base al indicador WTI, el cual corresponde al año 2 015.
Tomando en cuenta que el petróleo Ecuatorianos posee un castigo de 5.760
dólares, que resta en base al WTI con respecto al valor del barril.
Tabla 21: Precio del crudo 2015
(Economía, 2016)
FECHA PETROLEO PRECIO
USD WTI-$ 5,7598
feb-15 640 50,828 45,0682
mar-15 1 606 47,854 42,0942
abr-15 1 399 54,628 48,8682
may-15 569 59,829 54,0692
jun-15 399 54,628 48,8682
jul-15 447 51,191 45,4312
ago-15 291 42,889 37,1292
sep-15 105 45,492 39,7322
oct-15 29 46,29 40,5302
nov-15 22 42,923 37,1632
dic-15 140 39,97 34,2102
138
4.2.2 INGRESOS
En los ingresos como se detalla en la tabla 22, se desarrolla mediante el
cálculo de la producción mensual promedio del petróleo por el precio del
barril conjunto a la resta del castigo al petróleo ecuatoriano, en factor se
suman los valores que muestra la tabla 22.
Tabla 22: Ingresos
FECHA PETRÓLEO PRECIO USD WTI- USD
5,7598 USD
feb-15 640 50,828 45,0682 28843,65
mar-15 1 606 47,854 42,0942 67603,29
abr-15 1 399 54,628 48,8682 68366,61
may-15 569 59,829 54,0692 30765,37
jun-15 399 54,628 48,8682 19498,41
jul-15 447 51,191 45,4312 20307,75
ago-15 291 42,889 37,1292 10804,6
sep-15 105 45,492 39,7322 4171,881
oct-15 29 46,29 40,5302 1175,376
nov-15 22 42,923 37,1632 817,5904
dic-15 140 41,08 34,2102 4789,428
TOTAL 257 144.00
(Departamento de Exploración y Perforación, 2015)
Los ingresos totales que se ha obtenido de acuerdo al cálculo es
aproximadamente de 257 144.00 dólares en 11 meses que el pozo mantuvo
su producción.
4.2.3 EGRESOS
En la tabla 23, se detalla paso a paso los procesos efectuados y su totalidad
de egresos que se ha desarrollado durante el tiempo de operación
139
Tabla 23: Egresos
COMPAÑÍA SERVICIOS GASTOS
USD
HALLIBURTON CORRELACIÓN + DISPAROS $39 200,00
GEOPETSA TRABAJO TORRE $8 559,60
ARCH / SH APROBACION $700,00
CONTINGENTES -------------------------------------- $20 000,00
BAKER HUGHES
ESTIMULACIÓN +CTU+BOMBEO
114 709.92
PAM PRODUCTOS 30 480.13
SERTECPET EVALUACIÓN MTU 15 231.70
TOTAL 228 881.35
(Economía, 2016)
En resumen la producción económica total entre ingresos y egresos se
muestra en la tabla 24.
Tabla 24: Producción económica total
INGRESOS-USD EGRESOS-USD TOTAL USD
257 144.00 228 881.35 28 262.65
(Economía, 2016)
A pesar de la declinación del precio del petróleo, ha sido aparentemente
factible realizar esta estimulación matricial ácida, en efecto se obtuvo como
ganancia $28 262.65 dólares.
140
4.2.4 ESTIMACIÓN ECONÓMICA DE RESERVAS
Se estima que después del trabajo de reacondicionamiento, como se detalla
en la tabla 25, se obtendrá una producción de 300 bppd, reservas remanente
de 212 mil barriles de petróleo, con una declinación del 35% y una tasa de
abandono de 50 bppd.
Tabla 25: Estimación de reservas
Producción de
petróleo
acumulado
inicial (mmbls)
Reservas
remanentes
(mmbls)
Producción de
petróleo
acumulado final
(mmbls)
Declinación
(%)
0.119 0.212 0.300 0.35
(EP, 2015)
4.2.5 DISCUSIÓN
En el año 2 015 en el pozo Palo Azul, se ha realizado una estimulación
matricial ácido cuyo objetivo fue aumentar la producción reduciendo el daño
que afectaba el reservorio, sin embargo, en este pozo se pudo también
realizar un fracturamiento hidráulico pero los costos no beneficiaban al
cliente por ende la decisión fue en optar por estimulación ácida.
En efecto, los resultados que se ha obtenido de este proceso, hoy en día
que el precio del petróleo no solventa algunas actividades por la razón que
su ganancia se obtendrá a largo plazo por ende, no es factible invertir en
este método u otro.
141
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
El método de estimulación matricial ácida se ha utilizado
frecuentemente en los pozos en especial en el Campo Palo Azul,
permitiendo mejorar la producción, este método resultó satisfactorio
en el pozo Palo Azul N56, haciendo una comparación entre antes y
después de la aplicación de la estimulación, en julio del 2 015, con un
promedio antes de la estimulación 257 bppd con un 0.048 BSW, 270
bfpd, presentando un daño alto, el mismo que después de la
estimulación se obtuvo 542 bppd con un 0.008 BSW, y 589 bfpd,
reduciendo el daño a un 0.7, mediante el tratamiento EAM, y una
densidad de 25.6°API, obteniendo un resultado óptimo.
Se procedió a realizar el análisis del pozo Palo Azul N56, el cual se
presentó, una drástica declinación del 97% anual de producción,
debido al daño fomentado por el acarreo de material fino de un 49.22
%, dando lugar al taponamiento de punzados afectando la
permeabilidad del reservorio y por bloqueo de agua con un valor de
9.84%, a su vez presenta un daño mecánico en dispositivos por
deterioro de sensores en el fondo del yacimiento, los cuales no
pueden detectar valores exactos de las variables petrofísicas
presentes en el reservorio.
Una vez realizado el análisis económico del proceso (EAM), se ha
podido concluir que tiempo de recuperación de la inversión de 228
881.35 dólares se produjo al onceavo mes, con una ganancia de $28
262.65 dólares.
142
5.2 RECOMENDACIONES
Se recomienda utilizar los volúmenes y concentraciones adecuadas
de los químicos, sugeridos por el ejecutor del proceso (EAM), ya que
de lo contrario puede generar un mayor daño al yacimiento a
estimularse, Resultando contraproducente el workover.
Se recomienda realizar pruebas de Build Up antes y después del
tratamiento (EAM), para poder determinar con la comparación de los
resultados la efectividad del proceso (EAM).
Se recomienda realizar reuniones de seguridad pre-operacional con el
personal involucrado previo al ejecutar el procedimiento (EAM), e
impartir capacitaciones para el correcto uso, funcionamiento y cuidado
de las herramientas para prevenir posibles averías en las mismas.
Se recomienda aprovechar y optimizar materiales y químicos para
reducir costos manteniendo la calidad, y asegurando así la
satisfacción del cliente.
Los análisis de riesgo deben completarse, documentarse y divulgarse
para todas las tareas que se desarrolle dentro del proceso.
No sobrepasar la presión para obtener un trabajo optimo del bombeo
electrosumergible.
Realizar las mediciones de corrientes y voltajes al cabezal del pozo, al
taladro y cualquier otra estructura con el sistema de aterrizaje del
camión.
Realizar Rig Up de poleas, instalar el equipo de presión necesario de
acuerdo las presiones esperadas durante el trabajo.
143
ABREVIATURAS
NTU Unidad de turbidez del agua
PPG Pound by galón
MTU Unidad móvil de pruebas
BHA Ensamblaje de fondo
BLS Barriles
BPPD Barriles de petróleo por día
BAPD Barriles de agua por día
BES Bombeo electrosumergible
BFPD Barriles de fluido por día
BOP Preventor de reventones
BPM Barriles por minuto
BPV Válvula de presión
BSW Base de agua y sedimentos
EAM Estimulación matricial ácida
EMR Espesor medido desde la mesa rotatoria
GOR Relación gas-petróleo
MD Profundidad medida
PVT Presión, volumen y temperatura
RMP Revoluciones por minuto
144
BIBLIOGRAFÍA
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Villamil, Z. (2012). Estimulación matricial. Quito: Universidad de
Americas.
146
ANEXOS
Anexo 1: Receta Química
Anexo 2: Receta química en I intervalo
(ARCH, 2015)
147
Anexo 3: Receta química II intervalo
(ARCH, 2015)
