acidificacion

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

Proyecto Previo la Obtención del Título de Tecnólogo en Petróleos

PROGRAMA DE ESTIMULACIÓN A LA FORMACIÓN BASAL TENA DEL

POZO REVENTADOR 01 EN LA CUENCA ORIENTAL

AUTOR: MARCELO RUIZ

DIRECTOR: ING. MARCO CORRALES PALMA

Quito, Julio 2006

III

DECLARACIÓN

Declaro que el presente trabajo es de absoluta responsabilidad del autor, haciéndome

responsable por los criterios vertidos en la misma.

Marcelo Ruiz.

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el trabajo de “Programa de Estimulación a la Formación Basal Tena del

Pozo Reventador 01 en la Cuenca Oriental” fue desarrollada por Marcelo Ruiz, bajo mi

supervisión.

Ing. Marco Corrales Palma

DIRECTOR DE PROYECTO

V

DEDICATORIA

Este pequeño esfuerzo esta dedicado primero a mis padres, que cumplieron a cabalidad

su deber, fueron siempre un estímulo y razón de vida productiva cultivada con el afecto

y sentimientos que solo pueden ofrecer los seres queridos por los que se lucha por la

superación humana y material. A mis hermanos, que con su ejemplo, cariño,

comprensión supieron ayudarme moral y económicamente para lograr mi objetivo.

A ellos dedico este esfuerzo en homenaje de admiración y cariño.

Gracias por todo el apoyo brindado.

Marcelo Ruiz.

VI

AGRADECIMIENTO

Hago extensible mi agradecimiento a todos los señores profesores de la Escuela de

Tecnología de petróleos, por los valiosos conocimientos que nos impartieron durante el

periodo de estudio. Un agradecimiento especial al Ing. Jorge Viteri Moya, Decano de la

Facultad de Ciencias de la Ingeniería.

Mi sincero y eterno agradecimiento, al profesor y amigo, señor Ing. Marco Corrales,

director de tesis, por transmitir sus sabios conocimientos y por su desinteresada ayuda

para la culminación del presente trabajo.

Así mismo, para todas las personas que me brindaron su ayuda, tiempo y dedicación

para la culminación de este trabajo.

Marcelo Ruiz

VII

RESUMEN

La estimulación matricial es uno de los más efectivos métodos para mejorar la

productividad del pozo y mejorar el recobro de hidrocarburos. El estudio de flujo en

núcleos, investigaciones mineralógicos y geológicos, análisis de reacciones cinéticas,

modelación físico-química de la propagación de flujo en muestras; ensayos de

solubilidad y reacción de productos, y sub productos son algunos de los muchos

aspectos de la acidificación matricial.

BJ SERVICES (4) determina que si el tipo de daño es tratable con soluciones ácidas

como invasión de sólidos, migración de finos, hinchamiento de arcillas, y algunas

precipitaciones químicas; se debe considerar la respuesta de la formación o la inyección

del ácido; así como los factores de litología y mineralogía de la formación, partiendo de

esta premisa, el análisis del tratamiento al daño de formación se divide entre areniscas y

carbonatos.

Según ARLINGTON (2) los materiales que causan daño físico a la permeabilidad

frecuentemente no son disueltos por el ácido, el daño se remueve según dos

mecanismos distintos que pueden actuar concurrentemente:

a. El ácido agranda los espacios porales y libera los sólidos que taponan la

permeabilidad.

VIII

b. El ácido crea canales de flujo alternativos, relativamente grandes y que

se extienden más allá de la zona dañada y que ofrecen una derivación al

flujo de fluidos.

BJ SERVICES (4) específica que la influencia de la permeabilidad del tratamiento

ácido, por la posibilidad que los subproductos de las reacciones ácidas reduzcan la

permeabilidad, es mucho mayor, cuando el tamaño de los poros intercomunicados son

menores. También, cuando la permeabilidad es menor que 10 md, se recomienda

reducir las concentraciones para reducir la agresividad de los ácidos y el potencial de

taponamiento de la permeabilidad; Entre el rango de (10 – 100)md se recomienda

emplear concentraciones de ácidos intermedios.

La selección de un apropiado diseño de ácido para formaciones de areniscas es más una

materia incierta. Parte de la raíz del problema es la compleja y natural heterogeneidad

de la mayoría de matrices de areniscas; las interacciones entre los diferentes tipos

minerales como arcillas, feldespatos, cloritas, montmorillonita, mica moscovita,

caolinita y la inyección del ácido, depende no solo de la composición química de

ambos, si no también de la temperatura, presión, superficie morfológica, distribución de

tamaño del poro y composición de los fluidos en los poros.

EL Capítulo III esta compuesto de a) cálculo de volúmenes, donde se registran los

cálculos del diseño del tratamiento, aquí se registran los volúmenes de fluido a ser

utilizados, desglosados por formulación química y tanque; (c) Cálculo de variación de

IX

productos, este anexo se registra al terminar la operación; (d) reporte de control de

ácido, este anexo también se registra al terminar la operación.

En el reporte de estimulación matricial se registra el tiempo de bombeo y la presión

registrada por los manómetros, los tipos de fluido bombeado y comentarios a cada

operación.

En el Capítulo IV, se ofrece una Evaluación del tratamiento de estimulación. (Post –

Job) y finalmente se cierra con las conclusiones y recomendaciones.

X

SUMMARY

The matrix stimulation is one of the most effective methods to improve the productivity

of the well and to improve the retrieval of hydrocarbons. The study of flow in nuclei,

mineralogical and geologic investigations, analysis of kinetic reactions, physical-

chemical modeling of the propagation of flow in samples; rehearsals of solubility and

reaction of products, and sub products are some of the many aspects of the matrix

acidification.

BJ SERVICES (4) determines that if the type of damage is friendly with sour solutions

as invasion of solids, migration of fine, clays swelling, and some chemical

precipitations; it should be considered the answer of the formation or the injection of the

acid; as well as the litology factors and mineralogy of the formation, leaving of this

premise, the analysis of the treatment to the formation damage is divided among sand

and carbonates.

According to ARLINGTON (2) the materials that frequently cause bodily injury to the

permeability are not dissolved by the acid, the damage is removed according to two

different mechanisms that can act concurrently:

a. The acid enlarges the pore spaces and it liberates the solids that cork the

permeability.

b. The acid believes alternative, relatively big channels of flow and that they extend

beyond the damaged area and that they offer a derivation to the flow of fluids.

XI

BJ SERVICES (4) specifies that the influence of the permeability of the acid treatment,

for the possibility that the by-products of the acid reactions reduce the permeability, is

much bigger, when the size of the intercommunicated pores is smaller; According to BJ

SERVICES (9) when the permeability is smaller than 10 md, it is recommended to

reduce the concentrations to reduce the aggressiveness of the acids and the potential of

plugging of the permeability; Among the range of (10 - 100)md are recommended to

use concentrations of intermediate acids.

The selection of an appropriate acid design for formations of sand is more an uncertain

matter. It leaves of the root of the problem it is the complex and natural heterogeneity of

most of matrix of sands; the interactions among the different mineral types as clays,

moonstones, chlorites, montmorillonite, Muscovite mica, caolinite and the injection of

the acid, not depend alone of the chemical composition of both, if not also of the

temperature, pressure, morphological surface, distribution of size of the pore and

composition of the fluids in the pores.

Chapter III speaks up to about calculation of volumes, where they register the

calculations of the design of the treatment, here they register the volumes of fluid to be

used, removed by chemical formulation and tank; (c) Calculation of variation of

products, this annex registers when finishing the operation; (d) report of acid control,

this annex also registers when finishing the operation.

In the report of matrix stimulation it registers the time of pumping and the pressure

registered by the gauges, the types of pumped fluid and comments to each operation.

XII

In Chapter IV, it offers an Evaluation of the stimulation treatment. (Post - Job) and

finally it closes with the summations and recommendations.

XIII

ÍNDICE

Pág.

DECLARACIÓN ............................................................................................................III

CERTIFICACIÓN ..........................................................................................................IV

DEDICATORIA ..............................................................................................................V

AGRADECIMIENTO ....................................................................................................VI

RESUMEN.................................................................................................................... VII

SUMMARY .....................................................................................................................X

ÍNDICE ......................................................................................................................... XII

CAPÍTULO I ...................................................................................................................1

1. GENERALIDADES .....................................................................................................1

1.1. IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN ..............................................................................3

1.2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN...........................................................................4

OBJETIVO GENERAL ...............................................................................................4

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.........................................................................................4

1.3. HIPÓTESIS ...............................................................................................................4

CAPÍTULO II .................................................................................................................5

2. REVISIÓN DE LITERATURA....................................................................................5

XIV

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO. .....................................................................5

2.1.1. Características Petrofísicas .............................................................................6

2.1.1.1. Porosidad..................................................................................................6

2.1.1.2. Permeabilidad...........................................................................................7

2.1.1.3. Relación entre la Porosidad y Permeabilidad...........................................8

2.1.2. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS ....................................................................8

2.1.2.1. Temperatura .............................................................................................8

2.1.2.2. Presión......................................................................................................9

2.1.3. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS.......................................................10

2.1.3.1. Cuencas de Sedimentación.....................................................................10

2.1.3.2. Formación ..............................................................................................10

2.2. PROPIEDADES DE LAS ROCAS RESERVORIO ............................................10

2.2.1. Rocas Sedimentarias .....................................................................................10

2.2.1.1. Composición Química............................................................................12

2.2.1.1.1. Arenisca Cuarcífera. (Si O2).........................................................12

2.2.1.1.2. Arenisca de cuarzo glaucónico(Si2 . 2H2O) ..................................12

2.2.1.1.3. Arenisca feldespática. (K2O . Al2O3 . 6SiO2)................................12

2.2.1.1.4. Arcosa. (K2O . 3Al2O3 . 6SiO2 . 2H2O) ........................................13

2.2.1.1.5. Grauvaca. (Mg6 . Al SiO4O10(OH)8) .............................................13

2.2.1.1.6. Sub-grauvaca.................................................................................13

2.2.1.2. Porosidad y Permeabilidad de Areniscas ...............................................13

2.2.2. Rocas Carbonatadas ......................................................................................14


2.2.2.1.1. Caliza. (CaCo3) .............................................................................15

XV

2.2.2.1.2. Dolomita. (CaMg . Co3)2...............................................................15

2.2.2.2. Porosidad y Permeabilidad de Carbonatos.............................................15

2.2.3. Arcillas y Esquistos.......................................................................................16


2.2.3.1.1. Caolinita. (Al2O3 . 2SiO2 . 2H2O)..................................................17

2.2.3.1.2. Montmorillonita. (Al2O3 . 5SiO2 . 5 - 7H2O).................................18

2.2.3.1.3. Illita ...............................................................................................18

2.2.3.1.4. Clorita............................................................................................18

2.3. DEFINICIÓN DE DAÑO DE FORMACIÓN ...................................................................18

2.3.1. Mecanismos de daño.....................................................................................19

2.3.1.1. Daño durante la Perforación...................................................................20

2.3.1.1.1. Daño por filtrado ...........................................................................21

2.3.1.1.2. Daño por sólidos del fluido de perforación...................................21

2.3.1.2. Daño durante la cementación .................................................................21

2.3.1.3. Daño durante el Punzonado ...................................................................22

2.3.1.3.1. Daño del cañoneo..........................................................................22

2.3.1.3.2. Daño por la densidad de disparos .................................................23

2.3.1.4. Daño durante la producción ...................................................................23

2.3.1.4.1. Deposición de escalas inorgánicas ................................................24

2.3.1.4.2. Deposición de escalas orgánicas ...................................................24

2.3.1.4.3. Problemas de corrosión.................................................................25

2.3.1.4.4. Problemas de agua ........................................................................26

2.3.1.5. Daño durante el reacondicionamiento....................................................27

2.3.1.5.1. Daño durante la acidificación........................................................27

XVI

2.3.1.5.2. Daño por incompatibilidad química..............................................28

2.3.1.5.3. Daño durante el fracturamiento hidráulico ...................................28

2.3.1.5.4. Daño durante el control de arenas.................................................29

2.3.1.6. Otros daños de formación ......................................................................29

2.3.1.6.1. Bloqueo por agua ..........................................................................30

2.3.1.6.2. Bloqueo por Emulsiones ...............................................................30

2.3.1.6.3. Cambios de Humectación .............................................................30

2.3.2. Detección del daño de formación..................................................................31

2.3.2.1. Análisis del sistema de Producción........................................................32

2.3.2.1.1. Comportamiento del reservorio.....................................................33

2.3.2.1.1.1. Reservorio homogéneo .....................................................33

2.3.2.1.1.2. Reservorio de doble Porosidad .........................................33

2.3.2.1.1.3. Reservorio de doble Permeabilidad ..................................34

2.3.2.1.1.3.1. Acumulación del Pozo ..........................................34

2.3.2.1.1.3.2. Efecto de daño Superficial ....................................34

2.3.2.1.2. Análisis del sistema.......................................................................35

2.3.2.2. DETERMINACIÓN DEL DAÑO .........................................................35

2.3.2.2.1. Curvas de producción....................................................................35

2.3.2.2.1.1. Curva de producción diaria ...............................................35

2.3.2.2.1.2. Curva de caída...................................................................36

2.3.2.2.1.3. Curva de producción – presión .........................................36

2.3.2.2.1.4. Ensayo de restauración de Presión....................................37

2.3.2.2.1.5. Ensayo de Inyección .........................................................38

2.3.3. Cuantificación del daño ................................................................................38

XVII

2.3.3.1. Análisis de laboratorio ...........................................................................39

2.3.3.1.1. Análisis químico elemental ...........................................................39

2.3.3.1.1.1. Análisis Químico elemental de rocas................................39

2.3.3.1.1.2. Análisis para identificación de escalas inorgánicas ..........40

2.3.3.1.1.3. Análisis para identificación de escalas Orgánicas ............41

2.3.3.1.1.4. Análisis para identificación de corrosión..........................43

2.3.3.1.2. Análisis Mineralógico ...................................................................43

2.3.3.1.2.1. Microscopia Petrográfica ..................................................44

2.3.3.1.2.2. Otros procedimientos analíticos........................................44

2.3.3.2. Modelos matemáticos.............................................................................45

2.3.3.2.1. Método de Horner .........................................................................47

2.4. Definición de estimulación matricial ....................................................................47

2.4.1. Fluidos de tratamiento ácido .........................................................................47

2.4.1.1. Ácidos inorgánicos.................................................................................48

2.4.1.1.1. Ácido Clorhídrico (HCL)..............................................................48

2.4.1.1.2. Ácido fluorhídrico (Hf) .................................................................49

2.4.1.2. Ácidos Orgánicos ...................................................................................49

2.4.1.2.1. Ácido Acético (CH3COOH) ; (Z.1) ..............................................50

2.4.1.2.2. Ácido Fórmico (CHOOH) ; (Z-5). ................................................50

2.4.2. Propiedades de los fluidos de tratamiento.....................................................51

2.4.2.1. Potencial de Hidrógeno..........................................................................51

2.4.2.2. Velocidad de reacción............................................................................52

2.4.2.3. Fuerza del ácido .....................................................................................52

2.4.2.4. Viscosidad..............................................................................................53

XVIII

2.4.2.5. Penetración del ácido .............................................................................53

2.4.2.6. Corrosión................................................................................................54

2.4.3. Aditivos para los fluidos de tratamiento .......................................................54

2.4.3.1. Agentes Tensoactivos ............................................................................55

2.4.3.1.1. Agentes Surfactantes.....................................................................55

2.4.3.1.1.1. Agentes Surfactantes de tipo aniónico ..............................56

2.4.3.1.1.2. Agentes Surfactantes de tipo Cationico ............................56

2.4.3.1.1.3. Agentes Surfactantes de tipo no iónico.............................56

2.4.3.1.1.4. Agentes surfactantes de tipo Amphoteric .........................57

2.4.3.2. Agentes Inhibidores de corrosión...........................................................57

2.4.3.3. Agentes Secuestrantes............................................................................57

2.4.3.3.1. Agentes Secuestrantes Orgánicos .................................................58

2.4.3.3.2. Agentes Secuestrantes reductores .................................................58

2.4.3.3.3. Agentes Secuestrantes Quelantes..................................................58

2.4.3.4. Agentes reductores de fricción...............................................................59

2.4.3.5. Agentes de Suspensión...........................................................................59

2.4.3.6. Agentes de control de pérdida de fluido ................................................59

2.4.4. Sistemas de ácidos Energizados....................................................................60

2.4.4.1. Características del Nitrógeno .................................................................60

2.4.4.1.1. Acidificaciones con Nitrógeno......................................................61

2.4.4.1.1.1. Desplazamiento por circulación........................................61

2.4.4.1.1.2. Desplazamiento por inyección ..........................................61

2.4.4.2. Sistemas de Ácidos. ...............................................................................62

2.4.4.2.1. Ácidos fluorhídrico y clorhídrico (HCL: Hf)................................62

XIX

2.4.4.2.2. Ácidos Orgánicos y Clorhídricos ..................................................62

2.5. TRATAMIENTO AL DAÑO DE FORMACIÓN...............................................63

2.5.1. Preparación del pozo .....................................................................................64

2.5.1.1. Colocación del Ácido y Cobertura........................................................64

2.5.1.1.1. Tipos de Completación .................................................................65

2.5.1.1.1.1. Completación en Hueco Abierto.......................................65

2.5.1.1.1.2. Completación con Liner Ranurado ...................................65

2.5.1.1.1.3. Completaciones con empaquetamiento de grava ..............66

2.5.1.1.1.4. Completación con revestimiento perforado ......................66

2.5.2. TRATAMIENTOS CON ACIDO ................................................................66

2.5.2.1. Lavado-Agitación...................................................................................67

2.5.3. Estimulación Matricial de Areniscas ............................................................68

2.5.3.1. Preflujo con Ácido Clorhídrico..............................................................69

2.5.3.2. Tratamiento Principal con Sistema de Ácido HCI – Hf.........................69

2.5.3.2.1. Temperatura ..................................................................................70

2.5.3.2.2. Concentración del Ácido...............................................................70

2.5.3.2.3. Composición Química de la Roca.................................................71

2.5.3.2.4. Presión...........................................................................................71

2.5.3.3. Postflujo .................................................................................................71

2.5.4. Estimulación Matricial de Carbonatos ..........................................................72

2.5.5. Tratamientos de reacondicionamiento ..........................................................72

2.5.6. Diseño de la estimulación matricial ..............................................................76

2.6. EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y PERSONAL DE ESTIMULACIÓN..............77

2.6.1. Equipos de Estimulación...............................................................................77

XX

2.6.2. Unidad de Acidificación ...............................................................................78

2.6.3. Unidad de bombeo ........................................................................................79

2.6.3.1. Equipo Adicional ...................................................................................80

2.6.3.2. Herramientas ..........................................................................................80

2.6.3.2.1. Conexiones en Superficie..............................................................81

2.6.3.2.2. Líneas de Alta Presión ..................................................................82

2.6.3.2.3 Líneas de baja Presión....................................................................82

2.6.3.3. Herramientas en Superficie ....................................................................83

2.6.3.3.1. Uniones .........................................................................................84

2.6.3.3.1.1. Uniones giratorias .............................................................84

2.6.3.3.1.2. Codos ................................................................................84

2.6.3.3.1.3. Chiksan..............................................................................84

2.6.3.3.1.4. Tijeras................................................................................85

2.6.3.3.2. Válvulas.........................................................................................86

2.6.3.3.2.1. Alta Presión.......................................................................86

2.6.3.3.2.1.1 Tipo Tapón..........................................................86

2.6.3.3.2.1.2 Tipo Aguja ..........................................................86

2.6.3.3.2.1.3. Tipo Retención...................................................87

2.6.3.3.2.2 Válvulas de baja presión ....................................................87

2.6.3.3.2.2.1. Tipo Mariposa ....................................................87

2.6.3.3.2.2.2. Tipo Esférica ......................................................87

2.6.3.3.3. Sensores Electrónicos ...................................................................88

2.6.4. PERSONAL DE ESTIMULACIÓN.............................................................88

2.6.4.1. Funciones del Personal de Estimulación................................................88

XXI

2.6.4.1.1. Ingeniero de Servicios...................................................................88

2.6.4.1.2. Supervisor de Operaciones............................................................89

2.6.4.1.3. Operadores Múltiples ....................................................................90

2.6.4.1.3.1. Operadores de la Unidad Acidificadora............................91

2.6.4.1.3.2. Unidad de transporte de Ácido..........................................92

2.6.4.2. SEGURIDAD EN LA OPERACIÓN ....................................................93

2.6.4.2.1. Equipo de Protección Personal......................................................94

2.6.4.2.1.1. Ojos ...................................................................................94

2.6.4.2.1.2. Oídos .................................................................................94

2.6.4.2.1.3. Pies ....................................................................................94

2.6.4.2.1.4. Cabeza ...............................................................................95

2.6.4.2.1.5. Protección Respiratoria .....................................................95

2.6.4.2.1.6. Manos................................................................................95

2.6.4.2.2. Transporte y manipulación de ácido .............................................95

2.6.4.2.2.1. Transporte de Ácido en Canecas.......................................96

2.6.4.2.2.2. Transporte en Unidad de Ácido ........................................96

CAPÍTULO III ..............................................................................................................98

3.1. CASO PRÁCTICO ....................................................................................................98

3.1.1. Información del Pozo ....................................................................................98

3.1.2. Mineralogía de la formación .........................................................................98

3.1.2.1. Petrofísica de la formación.....................................................................99

3.1.2.2. Historia de Reacondicionamiento ..........................................................99

XXII

3.1.2.3. Análisis de laboratorio .........................................................................100

3.1.2.4. Diseño de la estimulación ....................................................................101

3.1.2.4.1. Datos del pozo.............................................................................101

3.1.2.4.2. Planificación de la Estimulación.................................................104

3.1.2.4.2.1. Equipos y Materiales Necesarios ....................................104

3.1.2.4.2.1.1. Materiales Adicionales.....................................104

3.1.2.4.2.1.2. Químicos Requeridos.......................................104

3.1.2.4.2.2. EQUIPOS........................................................................106

3.1.2.4.2.2.1. LISTADO DE EQUIPOS ................................106

3.1.2.4.2.2.2 PROCEDIMIENTO OPERATIVO ..................107

3.1.3. RESULTADOS DESPUÉS DEL TRABAJO............................................109

3.1.4. COSTOS DEL TRABAJO..........................................................................110

3.1.4.1. Pronósticos del Resultado de Estimulación. ........................................111

3.1.4.2. Procedimiento después del bombeo.....................................................112

CAPÍTULO IV ............................................................................................................114

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ..............................................................................114

4.1. OPERACIONES EN LA EJECUCIÓN DEL PROGRAMA...............................................114

4.1.2. Resumen de la operación. ...........................................................................114

4.2. EVALUACIÓN DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN. (POST – JOB) ....................115

4.2.1. Evaluación de la operación .........................................................................116

4.2.2. Evaluación de los procedimientos...............................................................116

4.3. RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN ....................................................................117

XXIII

4.3.1. Resultados del Tratamiento.........................................................................117

4.4. PROCESO DE LA INFORMACIÓN............................................................................118

4.4.1. Reporte de Estimulación Matricial .............................................................118

4.4.2. Reporte de control de calidad del ácido ......................................................118

4.5. DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN .............121

CAPÍTULO V..............................................................................................................123

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................123

5.1 CONCLUSIONES ..............................................................................................123

5.2 RECOMENDACIONES.................................................................................126

CITAS BIBLIOGRÁFICAS .........................................................................................128

GLOSARIO GENERAL ...............................................................................................133

XXIV

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Evaluación de la porosidad 6

Tabla 2. Evaluación de la permeabilidad 7

Tabla 3. Escala de Wenworth 11

Tabla 4. Clasificación potencial de hidrógeno 51

Tabla 5. Formación: Basal Tena 97

Tabla 6. Petrofísica de la formación 98

Tabla 7. Formación: Basal Tena 98

Tabla 8. Datos de las Perforaciones 100

Tabla 9. Well Data 101

Tabla 10. Perforaciones 102

Tabla 11. Fluidos de Sistemas 105

Tabla 12. Costo 109

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1. Flujo en el espacio poral 19

Gráfico 2. Curva de Producción 36

Gráfico 3. Carta de Presentación de Trabajo 108

XXV

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Daño provocado por los disparos 23

Figura 2. Laboratorio de estimulación 40

Figura 3. Reacción del ácido en la formación 54

Figura 4. Tanque para ácido 77

Figura 5. Unidad de Acidificación 78

Figura 6. Unidad de Acidificación 79

Figura 7. Tablero de control 80

Figura 8. Líneas de Alta Presión 81

Figura 9. Herramientas en Superficie 83

Figura 10. Herramientas en Superficie 83

Figura 11. Configuraciones Chiksan 85

Figura 12. Diseño Tijeras 85

Figura 13. Supervisor 90

Figura 14. Operador Múltiple 91

Figura 15. Operador 92

XXVI

ÍNDICE DE ANEXOS

Pág.

Anexo 1. Columna Estratégica de Cuenca Oriental 135

Anexo 2 Tipos de Roca Sedimentaria 136

Anexo 3. División Textural de las Areniscas 137

Anexo 4. Descripciones Mineralógicas 138

Anexo 5. Dilución para el ácido clorhídrico 140

1

CAPÍTULO I

1. GENERALIDADES

Los daños ocasionados en el pozo por el influjo de lodos de perforación, los originados

con las pruebas de producción y programas de cañoneo; por otra parte un acelerado

índice de recuperación, mal uso del equipo de producción, origina una producción

temprana de agua de formación; así como el depósito de parafinas y finos en fondo del

pozo, por el arrastre de las partículas en los fluidos desplazantes, el cual genera una

alteración en las condiciones petrofísicas del yacimiento.

En las formaciones petrolíferas pueden producirse daños, tanto superficiales como

profundos que afectan la producción; con las soluciones ácidas en la mayoría de casos

mejoran la permeabilidad original, optimizando el flujo de fluidos a la zona productora.

Una disminución del espacio poral por la obstrucción de las partículas desplazadas a lo

largo de los canales existentes, disminuye la permeabilidad; por el taponamiento de los

espacios porosos intercomunicados entre sí; además de los depósitos de parafinas y

acumulación de finos en las perforaciones, en la tubería de producción, y en el cabezal

del pozo, crea la escala, que afecta a los sistemas de levantamiento artificial tales como

bombeo electro-sumergible, bombeo hidráulico entre otros.

Los trabajos de estimulación como parte de las operaciones de reacondicionamiento,

tiene el propósito de mejorar las condiciones, de las formaciones productoras cuya

2

producción es deficiente; para mejorar estas propiedades, un método de estimulación de

pozos, es la acidificación de la formación; basado fundamentalmente en las propiedades

de diversos ácidos que atacan y limpian la formación.

El propósito principal de un trabajo de estimulación con ácido es limpiar la roca, de esta

manera, agrandar los canales existentes y crear nuevos por las reacciones químicas entre

el ácido y los elementos constituidos de la roca.

Las rocas yacimiento de piedra caliza o dolomitas frecuentemente necesitan un

tratamiento con ácidos hidroclóricos, por reaccionar con el material calcáreo, para rocas

compuestas de areniscas, sedimentos, arcillas y fluidos de perforación, se usa ácidos

flourídicos por reaccionar con los silicatos.

Las concentraciones de soluciones ácidas, se agregan al agua en las proporciones

necesarias para obtener las concentraciones adecuadas, además se agrega inhibidores de

corrosión, agentes desmulsificantes, y otros productos químicos para controlar los

problemas de escala y deposición de parafinas.

El equipo utilizado para el proceso consiste en unidades de bombeo, tanques de mezcla

para soluciones ácidas y demás fluidos; en algunos casos se usa equipo auxiliar como

mezcladores para la preparación de geles o emulsiones.

3

La aplicación de la tecnología del nitrógeno en condiciones controladas en conjunto con

el equipo de CTU o tubería flexible, optimiza las operaciones para el bombeo de las

soluciones a la formación, permitiendo limpiar las impurezas adecuadamente.

1.1. Importancia y Justificación

Las empresas de servicios disponen de líneas de investigación para generar soluciones a

los problemas que se presentan en pozo; mediante análisis de laboratorio y modelos

matemáticos, al profundizar los conocimientos básicos de la tecnología y los conceptos

formales; aplicándolos a las operaciones y situaciones prácticas, se podrá encontrar

soluciones a los problemas ocasionados en el pozo.

La estimulación de una formación es importante para restablecer y mejorar la

producción de un pozo, cuando este ha declinado su índice de producción, por los

motivos tratados anteriormente; el uso de la tecnología criogénica, permite optimizar la

limpieza de la formación; en razón que el nitrógeno no reacciona con ningún fluido de

tratamiento o de formación y es levemente soluble en agua o petróleo; por eso es

utilizado en operaciones de perforación, completación y reacondicionamiento de pozos.

El resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del programa de

estimulación, tiene una aplicación concreta y puede mostrar resultados a los problemas

ocasionados en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia del tratamiento.

4

1.2. Objetivos de la Investigación

Objetivo General

Diseñar, planificar y ejecutar un programa de estimulación a la formación Basal Tena

del pozo Reventador 01, en la cuenca oriental ecuatoriana, y tomando en cuenta los

aspectos técnico-económicos sugeridos por el cliente, enmarcados en las normas y

estándares de la ingeniería.

Objetivos Específicos

- Recopilar información del pozo, para determinar la situación actual del mismo.

- Realizar análisis de laboratorio para:

- Analizar los datos del pozo con el objeto de diseñar un tratamiento de estimulación

adecuada.

- Desarrollar el programa de estimulación

- Pronosticar el resultado del tratamiento de estimulación de forma tal que se pueda

tomar una decisión en el aspecto económico.

- Evaluar el resultado del tratamiento de estimulación para verificar que las

suposiciones efectuadas y los modelos utilizados fueron los correctos.

1.3. Hipótesis

Si efectuamos un trabajo de estimulación matricial, por las reacciones químicas entre el

ácido y los elementos constituidos de la roca, se optimizará la limpieza de la formación

al agrandar los canales existentes y crear nuevos, mejorando la permeabilidad para una

mejor inyección del fluido gas disponible en superficie.

5

CAPÍTULO II

2. REVISIÓN DE LITERATURA

2.1. Características del Reservorio.

UREN (45) define un yacimiento o reservorio como un cuerpo de roca porosa y

permeable conteniendo petróleo y gas, a través del cual los fluidos pueden moverse

hacia las aberturas de recuperación, bajo la presión existente o la que pueda ser

aplicada. Todos los espacios porales comunicantes dentro de la formación productiva

son propiamente una parte de la roca que puede incluir varios estratos individuales de

roca; y pueden encerrar cuerpos de esquistos impermeables e improductivos, la

expansión lateral del reservorio depende solo de la continuidad del espacio poral a

través de los poros de la roca, bajo la presión obtenible.

La mayoría de reservorios son encontrados en rocas de areniscas o carbonatos; aunque

menciona ARLINGTON (2) ha habido una muy limitada producción en esquistos y

rocas ígneas. El estudio del reservorio para este trabajo se limita a sus características

físicas relacionadas a la constitución de las mismas y sus relaciones con los fluidos que

las impregnan.

6

2.1.1. Características Petrofísicas

2.1.1.1. Porosidad

POMEROL (35) define la porosidad como la razón entre el volumen total de espacios

porosos sobre el volumen total de la roca; También denominada porosidad absoluta o

total, expresada generalmente como una fracción o porcentaje; sin embargo la medida

de porosidad absoluta o total, expresada generalmente como una fracción o porcentaje;

sin embargo la medida de porosidad usada en la industria petrolera, es la razón entre los

espacios que ocupa los poros intercomunicados sobre el volumen total de la roca,

denominada porosidad efectiva.

NIND (33) afirma que la porosidad no puede permanecer constante en toda la extensión

de la formación debido a las diferencias de tamaño de granos, grado de cementación;

entre otras variables, en toda la extensión del estrato dará lugar a una porosidad

variable.

Tabla 1. Evaluación de la porosidad

POROSIDAD (ø)(K)

GRADO DE POROSIDAD

0 – 5 5 – 10 10 – 15 15 – 20

> 20

Descartable Pobre

Regular Bueno

Muy Bueno

Fuente: BJ Services

Elaborado por: Marcelo Ruiz

7

La porosidad puede ser determinada por análisis de corona, mediante análisis eléctricos,

de radiaciones o de perfiles sonicos; y se debe tener en cuenta la variación en los

cálculos; se debe usar un promedio de varias muestras de una extensión del yacimiento.

2.1.1.2. Permeabilidad

POMEROL (35) describe la permeabilidad como la propiedad que permite la

conductividad de un fluido a través de los poros interconectados de la roca, o su

porosidad efectiva; sin que se dañen, ni se desplacen las partículas de la misma, cuando

el fluido satura en su totalidad los espacios porosos de la roca, se denomina

permeabilidad absoluta; sin embargo en la naturaleza los espacios porales no satura por

completo la roca; así la capacidad de la roca para conducir un fluido en presencia de

otros fluidos se denomina permeabilidad efectiva a ese fluido; la relación entre la

permeabilidad absoluta y efectiva a un fluido determinado es la permeabilidad relativa

al agua, petróleo y gas.

La permeabilidad esta expresada en Darcys; en la industria petrolera se usa los

milidarcys para los cálculos;

Tabla 2. Evaluación de la permeabilidad

PERMEABILIDAD (K) (md)

GRADO DE PERMEABILIDAD

1,0 – 10 10 – 100

100 – 1.000 > 1.000

Pobre

Regular Bueno

Muy Bueno

Fuente: BJ Services


8

La permeabilidad puede ser determinada en análisis de laboratorio a partir de los

testigos o coronas, por correlación de perfiles de saturación de fluidos y en

correlaciones usando los resultados de las pruebas de producción.

2.1.1.3. Relación entre la Porosidad y Permeabilidad Son características esenciales de la roca reservorio, la permeabilidad es más importante

que la porosidad, porque existen rocas porosas y no permeables como las areniscas de

matriz arcillosa; QUIROGA (39) afirma que existe una relación de porosidad que

corresponde a valores altos de permeabilidad como en la arcilla, que posee alta

porosidad y es impermeable por el tamaño de sus granos, creándose una tensión

superficial impidiendo que los fluidos se muevan.

En la práctica no existe relación directa entre la porosidad y la permeabilidad; en la

industria petrolera, se considera cuando la porosidad aumenta, también aumenta la

permeabilidad; esta relación, según SEGURA (21) es exclusivamente en estratos

arenosos y conglomerados, es posible obtener una correlación que es lineal entre el

logaritmo de la permeabilidad y la porosidad.

2.1.2. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

2.1.2.1. Temperatura

La temperatura del reservorio, depende del gradiente geométrico existente en el área o

el cambio de temperatura bajo las estratificaciones, todo proceso en un reservorio será

9

isotérmico lo que significa que permanecerá constante durante el periodo productivo del

reservorio, El gradiente geotérmico varía de un lugar a otro pero un valor medio esta

aproximadamente en dos grados Fahrenheit o un grado centrifugado por cien pies de

profundidad. Cabe indicar que las temperaturas de reservorio se encuentran entre (80 –

300)ºf grados Fahrenheit. SEGURA (42).

2.1.2.2. Presión

La presión del yacimiento está determinada por la profundidad del estrato productor,

por el peso de los sedimentos de las capas superiores, dando origen a una presión inicial

de reservorio; la cual es la presión antes de producir algún fluido; debido que para que

fluya los fluidos a través de los poros de la roca debe haber diferencia de presión; según

NIND (33) la presión en el borde de pozo debe ser menor a la presión de formación en

cualquier punto.

La presión en el borde pozo es conocida como presión de flujo en fondo de pozo (Pwf);

si todos los pozos fueran cerrados luego de estar produciendo el reservorio por la

igualación de presiones; Esta igualación, es causada por el flujo de fluidos de las áreas

de alta presión es conocido como presión estática de yacimiento.

10

2.1.3. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS

2.1.3.1. Cuencas de Sedimentación

UREN (45) define una cuenca como, depresiones extensivas donde admiten la

deposición de sedimentos en superficie; las cuales pueden alojar grandes espesores de

sedimentos; los sedimentos son fragmentos de roca disgregada en pequeños fragmentos

de roca clásticos por efectos mecánicos, como el viento o el agua y químicos por

minerales solubles; transportados a la cuenca por efecto de la gravedad, agua o viento;

los cuales se sientan en el piso de la cuenca formando lechos de agua saturada de arena

y arcilla.

2.1.3.2. Formación

SEGURA (42) define a una formación como, una secuencia lateral continua de

sedimentos que son inconfundibles y pueden mapearse; según GALEAS (1) en la

Cuenca Oriental Ecuatoriana, tenemos las siguientes formaciones por importancia:

Orteguaza, Tiyuyacu, Basal Tena, Napo y Hollín.

2.2. PROPIEDADES DE LAS ROCAS RESERVORIO

2.2.1. Rocas Sedimentarias

También llamadas rocas detríticas, POMEROL (35) define que están formadas por la

alteración de otras rocas, en la superficie y la deposición de estos fragmentos en las

cuencas, sedimentarias; la acumulación de los elementos proveniente por erosión;

cementadas o no luego de su deposición; pueden ser muy diferentes unas de otras,

11

distinguiéndose en función de la naturaleza mineralógica ó petrográfica de los

componentes constitutivos.

Según POMEROL (35) en relación con el grado de consolidación que estos minerales

sufren con posterioridad a su deposición se los puede dividir en dos grupos generales;

(a) sedimentos que se han consolidado y adquieren un grado de dureza notable como la

caliza, arenisca y pizarras arcillosas; (b) formaciones no consolidadas como arena, limo,

arcilla o mezcla de estos componentes.

Según LEVORSEN (28) las areniscas las podemos clasificar según la escala de

Wenworth, la cual las describe de acuerdo al diámetro de los granos, así:

Tabla 3. Escala de Wenworth

DIÁMETRO ARENISCA (mm)

TIPO ARENISCA

1 – 2 0,5 – 1

0,25 – 0,5 0,125 – 0,25 0,625 – 0,125

Muy Gruesa Gruesa Media Fina

Muy fina

Fuente: BJ Services


12

2.2.1.1. Composición Química

ARLINGTON (2) detalla que los tipos de areniscas pueden estar organizados según sus

composiciones químicas, (ver gráfica 1). Las arenas puras están compuestas casi en su

totalidad por granos de cuarzo∗; definiéndolas químicamente así:

2.2.1.1.1. Arenisca Cuarcífera. (Si O2)

Son mineralógicamente simples conteniendo el noventa por ciento de granos de cuarzo

detrítico, son de granos parejo y bien redondo, el término arena se usa para la arenisca

de cuarzo puro con un contenido del noventa y cinco por ciento o más, de granos de

cuarzo.

2.2.1.1.2. Arenisca de cuarzo glaucónico(Si2 . 2H2O)

Esencialmente es un silicato hídrico* de mineral de hierro y potasio, que se encuentran

distribuidos con los granos de cuarzo.

2.2.1.1.3. Arenisca feldespática. (K2O . Al2O3 . 6SiO2)

Contiene aproximadamente un diez por ciento de feldespato de potasio* u ortoclasa

detrítico.

∗ Ver Anexo 4. Descripciones Mineralógicas

13

2.2.1.1.4. Arcosa. (K2O . 3Al2O3 . 6SiO2 . 2H2O)

Compuesta principalmente por feldespato y cuarzo, contenido del cinco al quince por

ciento de otros minerales como la mica y la arcilla, son de granos angulares y la matriz

consiste en óxidos de hierro, minerales arcillosos y limos fijos.

2.2.1.1.5. Grauvaca. (Mg6 . Al SiO4O10(OH)8)

Compuesta de fragmentos de todas las medidas entre la arena y la grava fina, son

granos agudamente angulares, grises o verdosos, la matriz consiste en óxidos de hierro,

mica y clorita∗.

2.2.1.1.6. Sub-grauvaca

Es intermedia entre la grauvaca y las areniscas Cuarcíferas, contiene además del

feldespato, escamas de moscovita; generalmente están interestratificadas con los

esquistos, la limonita y la caliza formando cuerpos de arenas filiformes.

2.2.1.2. Porosidad y Permeabilidad de Areniscas

GUERRA (21) determina que la porosidad de una arenisca depende de varios factores

como; empaquetamiento de los granos, forma de los mismos, medio en que se realiza la

sedimentación, compactación, uniformidad del tamaño de los granos, influencia del

material cementante; la variación de alguno de los parámetros anteriores disminuye la

porosidad significante.


14

2.2.2. Rocas Carbonatadas

POMEROL (35) señala que son perteneciente a la serie carbonatada, son rocas de

sedimentación mecánica, o de origen químico; constituidas fundamentalmente por

carbonatos, siendo los principales la calcita∗; formadas por la mezcla de restos calcáreos

y detritos con abundantes restos de invertebrados marinos y fitoplanton; la matriz es

delgada y usualmente de lodo calcáreo; el color puede variar de blanco o negro

dependiendo del contenido de óxidos de hierro y silicio.

Según ARLINGTON (2) algunos reservorios de carbonatos, son casi caliza pura y

algunos son casi dolomitas puras; pero la mayoría son mezclas variables de las dos.

“Los reservorios de rocas carbonatadas proporcionan mayor producción que los

reservorios de rocas areniscas por su abundante contenido de materia orgánica”

ARLINGTON (2).


Según LUZURIAGA (30) el aspecto, la textura y la composición de las rocas

carbonatadas son muy variables; existen distintos términos haciéndose difícil establecer

un clasificación; esto proviene del hecho que su formación resulta de procesos variados,

susceptibles de superponerse unos a otros como: Precipitación química, precipitación

bioquímica, modificaciones mineralógicas, fenómenos de disolución y destrucción de

rocas calcáreas preexistentes. TASSBENDER (43) cita las siguientes:


15

2.2.2.1.1. Caliza. (CaCo3)

Constituida por carbonato de calcio∗ de pureza variable; roca compacta y densa, pero

suave, se disuelve con facilidad; entre las calizas tenemos las calcarenitas, eolíticas,

calizas, bioclásticas, calizas cristalizadas y las calizas arrecífales. Sus principales

impurezas son; óxidos de hierro, óxidos de silicio, arcilla al precipitarse como

bicarbonato de calcio es muy soluble y deja como residuo impurezas.

2.2.2.1.2. Dolomita. (CaMg . Co3)2

Originada por la precipitación química del magnesio, denominada dolomitización o

reemplazo mineralógico; constituido esencialmente por un carbonato doble de calcio; al

igual que la caliza posee las mismas impurezas, presenta mayor dureza que la caliza y se

descompone con mayor dificultad; se solubiliza más lentamente convirtiéndose en

bicarbonatos de calcio y magnesio, dejando residuo impurezas.

2.2.2.2. Porosidad y Permeabilidad de Carbonatos

Es posible encontrar en las rocas calcáreas diferentes tipos de poros, y el

comportamiento de cada uno de ellos influye sobre el flujo de fluidos de manera

distinta.

Según GUERRA (21) la porosidad y permeabilidad primaria pueden deberse a:

a. Poros entre las partículas detríticas, conglomerados y arenas de los elementos

calcáreos, como en las calcarenitas o calciduritas. ∗ Ver Anexo 4. Descripciones Mineralógicas

16

b. Poros entre los cristales individuales y siguiendo los planos de los clivajes de los

cristales en las calizas cristalinas.

c. Poros a lo largo de los planos de estratificación, debido a la diferencia en el material

depositado.

d. Poros en la estructura de los esqueletos de los invertebrados o en los tejidos de las

algas.

La porosidad y permeabilidad secundaria que presentan las rocas carbonatadas pueden

agruparse en tres categorías como:

a. Poros y cavernas de disolución, debidas a la circulación de agua.

b. Poros intergranulares producidos por modificaciones mineralógicas.

c. Fracturas y fisuras, cualquiera que sea su origen.

Según ARLINGTON (2) la fracturación de las rocas es un elemento importante en

las rocas reservorios, permitiendo la producción a partir de las rocas prácticamente

impermeables. La productividad de un yacimiento fracturado es en general más

elevado que la de los que poseen solamente porosidad matricial.

2.2.3. Arcillas y Esquistos

Las arcillas no se consideran como roca reservorio, están presentes en las rocas

reservorio en diferente cantidad; forman parte de numerosos problemas relacionados

con la porosidad y permeabilidad del reservorio; LEVORSEN (28) sostiene que estos

minerales aparecen como pequeñas partículas dispersas a través de las rocas arenosas,

17

sirviendo como material aglutinante, o puede estar en láminas delgadas

interestratificadas con capas de arena o carbonatos.

Los Esquistos son lodos y arcillas cementadas o consolidadas que generalmente son

frágiles y se deslizan fácilmente en la dirección de la estratificación; los esquistos que

contienen cantidades considerables de arena mezclada con arcilla son conocidos como

esquistos arenosos; así mismo, cantidades de caliza con arcilla son llamados esquistos

calcáreos.


Los minerales arcillos comunes son silicatos de aluminio hidratados, los cationes de

hierro y magnesio son sustitutos por algo de aluminio; según TASSBENDER (43) los

más importantes son:

2.2.3.1.1. Caolinita. (Al2O3 . 2SiO2 . 2H2O)

Derivada por la alteración química de rocas aluminosas y por lo tanto es

exclusivamente silicoaluminosa, la estructura del cristal consiste en capas alternadas de

sílice y gibosita; el enlace del hidrógeno es relativamente débil, permite que el cristal de

la caolinita sea dividido en plaquetas extremadamente delgadas. Las plaquetas tienen

cargas electromagnéticas negativas, sobre sus superficies planas que atraen las capas

gruesas del agua absorbida generando así la plasticidad; una marcada plasticidad

formará un bloqueo entre los poros y disminuirá la producción.

18

2.2.3.1.2. Montmorillonita. (Al2O3 . 5SiO2 . 5 - 7H2O)

Conocido también como smectite, es un silicato de aluminio hidratado∗ que además

contiene calcio, magnesio, sodio y hierro; cada capa de gibbsita se ubica entre medio de

las dos capas de sílice, separándose de las superficies de contacto entre las capas de

sílice.

2.2.3.1.3. Illita

Es un silicato de aluminio hidratado, similar a la montmorilonita, excepto que las capas

de sílice, adyacentes están unidas con iones de potasio en lugar de agua; los iones llevan

carga positiva que unen las dos superficies negativas de las capas de sílice.

2.2.3.1.4. Clorita

Forma una serie isomorfa dilatada con un alto grado de sustitución atómica; en la

fórmula general, (Mg, fe, Al)6 O10(OH)8, el magnesio y hierro son mutuamente

reemplazables, son sensibles al ácido y al agua oxigenada.

2.3. Definición de daño de formación

Generalmente las operaciones de campo, como perforación, completación,

reacondicionamiento, producción y estimulación; son potenciales orígenes de daño a la

productividad del pozo; el diagnostico de los problemas de daño, están usualmente

asociados con cada movimiento y taponamiento de los finos sólidos, reacciones

∗ Ver Anexo 4. Descripciones mineralógicas.

19

químicas y consideraciones termodinámicas; el control del daño de formación, requiere

apropiados diseños de fluidos de tratamiento por compatibilidad química y estricto

control de calidad, de las propiedades físicas y químicas del fluido durante el

tratamiento.

Según CORRALES (19) Una zona de permeabilidad reducida de unas pocas pulgadas,

es llamada como poco daño o pozo dañado, y es originado durante la perforación de

pozos nuevos, u operaciones de reacondicionamiento; de igual manera una zona de

permeabilidad reducida de algunos pocos pies, es llamado como daño moderado o daño

profundo, y es originado por la invasión de fluidos durante la cementación o

completación; la zona de permeabilidad alterada o reducida es comúnmente referida

como factor de skin.

Gráfico 1. Flujo en el espacio poral

Fuente KRUEGER (27)


2.3.1. Mecanismos de daño

Según JAWORS (24) hay cuatro mecanismos de daño en general que reducen el flujo

de fluidos: (a) taponamiento de sólidos; (b) bloqueo de agua; (c) Hinchazón de las

Flujo

Flujo Fluj

Finos

Granos de Arena Granos de Arena Taponado

20

arcillas; y (d) migración de finos; estos mecanismos de daño, pueden presentarse solos o

combinados; y se pueden originar en distintas formas.

El primer paso es la identificación de la causa del problema, el tratamiento es más

simple, y menos costoso, cuando el problema en pozo es claramente entendido, antes de

comenzar el diseño de la estimulación para garantizar la efectividad del tratamiento;

además es vital diagnosticar que mecanismos de daño son más frecuentes para prevenir

el daño de la permeabilidad en la formación durante las operaciones de campo.

KRUEGER (27) Cita los Principales mecanismos de daño:

2.3.1.1. Daño durante la Perforación

Durante la perforación, las formaciones están expuestas a una serie de fluidos y

operaciones que afectara fuertemente la capacidad de producción del pozo; cuando

perforamos hasta la zona de interés, la calidad del fluido de perforación y la presión

diferencial son de suma importancia.

Cuando la broca perfora la zona de interés, y el fluido de perforación posee agua

contaminada o un alto contenido de arcilla bentonitita; además de una lata presión en la

columna del fluido perforación; ocasiona una excesiva filtración del agua del fluido de

perforación que puede tener dos efectos según CORRALES (19).

21

2.3.1.1.1. Daño por filtrado

Puede aumentar la saturación del agua alrededor del borde de pozo, ocasionando

bloques por agua, que impide el paso de otros fluidos; cuando se usa fluidos de

perforación base agua, contiene iones divalentes de calcio (Ca++) y magnesio (Mg++) los

cuales precipitan como carbonatos de calcio. (CaHCO3), taponando los espacios

porales.

2.3.1.1.2. Daño por sólidos del fluido de perforación

La penetración de sólidos del fluido de perforación dentro de los poros de la formación

es usualmente menos profundo que la penetración por filtrado; el daño por sólidos del

fluido de perforación depende de la distribución del tamaño del poro en la formación, la

distribución del tamaño de las partículas en el fluido de perforación, y a la sobre presión

en el borde del pozo; las partículas del fluido de perforación pueden penetrar algunas

pulgadas dentro de los espacios porales y la permeabilidad pueden ser dañada una.

Fracción de su valor.

2.3.1.2. Daño durante la cementación

Al ingresar la parte acuosa de la lechada se origina un daño por filtrado del cemento, la

cual puede afectar la permeabilidad por dos vías; (a) hidratación del cemento a la

supersaturación de cal seguida por recristalización, depositándose en los espacios

porosos; (b) reacción de la cal en los filtrados con silicio en la formación, precipitando

como hidróxido de calcio o formas de silicato de calcio, un componente cementante.

22

2.3.1.3. Daño durante el Punzonado

También llamado cañoneo, el cual provoca la apertura de la roca de la formación al

reservorio; el uso de un cañón débil para cañonear un intervalo productor, puede

resultar un fracaso en el intento de la apertura de la zona productiva.

Si el disparo es hecho es un fluido conteniendo sólidos, como los fluidos de perforación;

o con una presión alta en el borde de pozo que la presión de formación, debido al fluido

de matado, los cuales ingresarán y taponarán los punzonados; según KRUEGER (27)

podemos diferenciar dos formas de originarse el daño:

2.3.1.3.1. Daño del cañoneo

Un punzonado hecho a alta temperatura y presión bajo fluido de perforación; puede

tener una penetración aproximada de cuatro pulgadas, en donde el área dentro del

punzonado es un tapón compactado duro de sólidos deshidratados.

El área fuera del punzonado es una zona de rosa pulverizada con permeabilidad

reducida (ver Gráfico 4); también tenemos obstrucción del flujo por sólidos

introducidos por el fluido de perforación; parcialmente creado por los procesos de

punzonado y filtración del fluido en la cara de los punzonados; inmediatamente

después del cañoneo la roca pulverizada y compactada, bloquea los espacios porosos en

la formación.

23

2.3.1.3.2. Daño por la densidad de disparos

La densidad de disparos, es el número de punzonados por pie de arena productora; los

efectos de penetración y densidad de disparo en la formación, son a una baja densidad

de disparo tiene pocos punzonados, pero profundos, ocasionando una zona de daño de

unas pocas pulgadas; por otra parte una alta densidad tiene mayor punzonados, poco

profundos o superficial disminuyendo la zona de daño.

Figura 1. Daño provocado por los disparos

Fuente: Schlumberger


2.3.1.4. Daño durante la producción

CORRALES (18) detalla que aunque las tasas de producción, normalmente declinan

con la depletación natural del yacimiento; la declinación acelerada por taponamiento de

la formación durante la producción, puede ocurrir cuando se utiliza sistemas de

levantamiento artificial como el bombeo electro-sumergible donde podemos

incrementar la tasa de recuperación; una alta tasa de producción produce daño porque la

movilidad de los fluidos arrastra los finos taponando el espacio poral.

24

Según MACLEOD (31) Otros problemas ocasionados debido a las características del

fluido producido y condiciones adicionales del yacimiento pueden ser:

2.3.1.4.1. Deposición de escalas inorgánicas

BJ SERVICES (13) describe que las restricciones de la productividad del pozo por

deposición de escala puede ocurrir en los poros de la formación, en el borde del pozo o

en el equipo de producción; cuando dos fluidos contienen varios aniones y cationes

mezclados, pueden vincular juntamente sustancias que son insolubles resultando en un

precipitado sólido que cae fuera de la solución, ocurrido en los espacios porales.

Cuando los depósitos de escalas inorgánicas ocurre en la cara de la formación no solo

reduce la producción, pierden su eficiencia y eventualmente determinan sus fallas; las

incrustaciones se forman en la tubería de producción, cabezal de pozo y líneas de flujo;

reduciendo considerablemente el diámetro interior de la tubería de producción.

2.3.1.4.2. Deposición de escalas orgánicas

BJ SERVICES (5) menciona, también llamados depósitos de parafina (CnHzn+ z), las

cuales son mezclas de hidrocarburos saturados de alto peso molecular; normalmente

consiste de la mezcla de hidrocarburos saturados de alto peso molecular. Las parafinas

no son solubles ni despersables por la mayoría de hidrocarburos crudos, y son

resistentes al ataque de los ácidos, bases y agentes oxidantes; estas pueden precipitar

en el pozo, cerca de la cara del borde de pozo, o en los espacios poro, o en los espacios

porosos de la formación; además de acumularse en tuberías de producción, líneas

superficiales de flujo y equipos de almacenamiento.

25

Según HOUCHIN (22) las causas para el daño orgánico insoluble en ácido, son: (a) El

enfriamiento termodinámico donde los fluidos de formación llegan al punto de rocío

con insuficiente temperatura de fondo; (b) el uso de fluidos de perforación a base de

hidrocarburos alifáticos. Pueden producir precipitación de asfáltenos; (c) los filtrados de

alto potencial de hidrógeno (Ph) pueden alterar el electrolito de doble ligadura que

estabiliza a los asfáltenos; (d) las salmueras con alto contenido de cloro pueden

producir ramificación de parafinas y asfáltenos.

Bajo las condiciones de presión, temperatura y composición del crudo, la parafina

permanece en solución, pero a medida que el crudo se dirige a la superficie, Puede

disminuir la solubilidad de la parafina, debido al cambio de temperatura del crudo; su

punto de escurrimiento sube y continua así hasta el limite de la capacidad de solución

del crudo; cuando el crudo se enfría más bajo que el punto de fusión de la parafina, esta

se cristaliza y forma una cera sólida; este cambio ocurre a una temperatura aproximada

de (124º f) grados Fahrenheit; aunque puede variar con amplitud en diferentes

yacimientos.

2.3.1.4.3. Problemas de corrosión

BJ SERVICES (17) Dice que en la producción de algunos pozos de petróleo, presentan

características corrosivas; que no se debe solo a la composición química de los fluidos

producidos, sino también a los trabajos de reacondicionamiento en los que intervienen

ácidos, agua salada; que contribuyen a corroer o acelerar el deterioro de tuberías,

además de la oxidación ambiental a la que están sometidas. La velocidad de corrosión

26

del ácido, hacia los metales esta determinada mayormente por la temperatura, la

concentración del ácido y la composición del metal que contactan; existen diferentes

formas de corrosión como; corrosión localizada, corrosión o picaduras, corrosión por

fricción, corrosión intergranular, corrosión galvánica, por corrientes parásitas, por

bacterias.

2.3.1.4.4. Problemas de agua

RIVERA(39) describe que la rata con la cual el agua fluirá hacia el yacimiento de

petróleo esta gobernado por algunos factores; (a) diferencia de presión entre yacimiento

y el acuífero; (b) espesor y permeabilidad de arena; (c) fracción del yacimiento que esta

a la entrada del agua.

Si el caudal del yacimiento es más grande que la rata de avance del agua, la presión del

yacimiento disminuye; creando caídas de presión en la arena uniforme, ocasiona

conificaciones del agua hacia el intervalo de completación, en arenas estratificadas, en

la entrada de agua a través de las fajas de alta permeabilidad hacia el pozo, aunque este

lejos del contacto agua-petróleo, entonces la producción del agua continua por la

reducida permeabilidad relativa al petróleo creada por la saturación de agua.

BJ SERVICES (4) indica que si la rata de producción de agua es disminuida, se reduce

la caída de presión alrededor del pozo.

27

BJ SERVICES (14) detalla que el uso de aditivos químicos a base de polímeros puede

reducir efectivamente la permeabilidad al agua, mientras la permeabilidad relativa al

petróleo es aumentada, restringiendo el flujo de agua en cualquier tipo de formación.

2.3.1.5. Daño durante el reacondicionamiento

Los trabajos de reacondicionamiento según BAKER (3) tienen el propósito de

rehabilitar y mejorar las condiciones de las formaciones productoras, cuando estas han

dejado de producir o su producción es escasa; estos trabajos se clasifican en (a) trabajos

de estimulación, como la codificación matricial y el fracturamiento hidráulico; (b)

trabajos de reparación, como cementaciones forzadas, empaques de grava, recañoneó;

(c) trabajos mecánicos, como operaciones de pesca, pistoneó, y completaciones; en

ocasiones pueden incluir la combinación de los tres tipos de trabajo.

Los orígenes de daño más comunes según MACLEOD (31) son:

2.3.1.5.1. Daño durante la acidificación

El taponamiento de los poros de las areniscas al acidificarlas con productos a base de

fluor, reaccionan con los minerales producto de calcio y sodio, en forma de precipitados

insolubles, además la reacción con las arcillas y el sílice del material cementante

después de la disolución por la acidificación tiende a precipitar en los espacios porales;

se debe usar preflujos para remover el calcio y otras sales que son solubles al ácido a

base de fluor, con ácidos a base de cloruros; de similar forma al final del tratamiento se

debe fluir similar fluido de ácido para mantener un potencial de hidrogeno (Ph) bajo,

para prevenir la precipitación.

28

La liberación de sólidos durante la acidificación puede originar dos potenciales daños de

formación, (a) movimiento de los finos desprendidos en las paredes del pozo y su

posterior taponamiento en la formación; (b) estabilización de las emulsiones agua-

petróleo mediante un post-flujo, que limpie solo los hidrocarburos; la estabilización de

los finos se lo realiza con agentes químicos que puedan ser usados después del

tratamiento para ayudar al retorno de los finos liberados.

2.3.1.5.2. Daño por incompatibilidad química

KRUEGER (27) determina que las precipitaciones causadas por incompatibilidad

química, es un origen de daño, si colocamos en un tratamiento de acidificación un

aditivo para inhibir la corrosión cationica; y un aditivo retardador aniónico, combinado

con un ácido a base de cloruros, los cuales reaccionan y forman unas gomas,

precipitando y acumulándose en los espacios porales.

2.3.1.5.3. Daño durante el fracturamiento hidráulico

La teoría del fracturamiento hidráulico, es forzar un fluido denso a presión superior del

punto de fractura de la roca, con el propósito de crear fisuras o fracturas para

incrementar la producción; en las fisuras se coloca un material de sostén, el cual evita

que la fisura se cierre; podemos tener un potencial daño, si se descuida la calidad del

fluido de fracturamiento; debido a los sólidos y sedimentos suspendidos en el fluido;

para fluidos a base de agua-gel, el flujo de residuos de gel, aditivos químicos, finos

desprendidos por la fractura, se pueden depositar en el espacio intersticial del agente de

sostén, taponando los canales de flujo. Mc DANIEL (32)

29

2.3.1.5.4. Daño durante el control de arenas

CORRALES (19) describe un problema ocasionado por la falta de compactación y

cementación entre los granos de arena existentes en la formación; producida por el paso

del fluido a través de ellos, se pueden considerar las siguientes causas; (a) fluido

altamente viscoso y con elevadas tasas de flujo; (b) disolución del cemento intersticial

entre los granos de la matriz; (c) reducción de la fuerza capilar; todas las causas están

relacionadas con daños ocasionados a la permeabilidad original.

Estas arenas producen problemas específicos como llenado del pozo, taponando el

hueco completamente, reduciendo los espacios porosos y la migración de granos de

arena que pueden taponar los poros de la formación, reduciendo la permeabilidad

efectiva.

2.3.1.6. Otros daños de formación

Determinado por BJ SERVICES (4) como el daño que no tapona, el cual se genera por

el cambio de permeabilidad relativa o por cambio de las condiciones entre las interfaces

entre dos fluidos; este tipo de daño puede estar a varios pies del borde del pozo, y

usualmente es menos grave que el daño por taponamiento de sólidos, por lo tanto los

productos químicos de tratamiento pueden alcanzar fácilmente la zona afectada. Según

BJ SERVICES (14) cita como los más representativos:

30

2.3.1.6.1. Bloqueo por agua

También denominado como bloqueo acuoso, debido a la elevada tensión superficial del

agua y puede ser muy difícil de romper, se presenta en formaciones de baja

permeabilidad en donde el flujo de fluidos es restringido; estos bloqueos ocurren cerca

del borde de pozo y solo se extienden a unas pocas pulgadas en la formación.

2.3.1.6.2. Bloqueo por Emulsiones

Es una mezcla forzada de dos líquidos inmiscibles, en el cual un líquido permanece

disperso en el otro; la viscosidad de la emulsión está determinada por el porcentaje

reactivo de la fase dispersada y la viscosidad de la fase externa; a la mayor viscosidad

de la emulsión puede bloquear el flujo de fluidos en la zona permeable.

2.3.1.6.3. Cambios de Humectación

Cuando un fluido filtra los poros de la roca uno de los líquidos ocupa preferencialmente

la superficie de la roca; cuando la superficie sólida esta completamente cubierto por una

película de petróleo o esta óleo humectada, la formación sufre un calentamiento; cuando

esta cubierto por una película de agua o esta acuohumectada o también humidificada,

permite fluir más rápidamente al fluido impregnante.

Para corregir estos problemas se realiza un empaque con grava, las cuales tienen

propiedades coladoras, como un agente de sostén; la permeabilidad del empaque puede

variar de cien a mil mili-dareys dependiendo del tamaño de la grava; se puede generar

31

un daño cuando se descuida la calidad del fluido de tratamiento, o se bombea fluidos

altamente viscosos, que obstaculicen los espacios interfaciales. KRUEGER (27)

Según BJ SERVICES (4)

Para minimizar el daño por los fluidos de reacondicionamiento, se debe, limpiar los

fluidos en superficie por filtración de partículas, minimizar la pérdida de fluido por

estabilización de una pequeña presión diferencial entre el borde de pozo y la formación,

limpiar las tuberías de tratamiento con mezclas de ácidos y solventes con raspadores

mecánicos, usar filtros en fondo de pozo, si es necesario en combinación de filtros en

superficie, y diseñar fluidos de tratamiento con agentes para control de pérdida de fluido

con compatibilidad química con los fluidos de la formación.

2.3.2. Detección del daño de formación

Según CORRALES (19), la primera indicación de que un pozo necesita atención se

refleja en la producción diaria del mismo; una caída de la rata de producción diaria del

mismo; una caída de la rata de producción indica que se presenta un problema en pozo,

una determinación de la naturaleza del problema debe tomarse después de haber

estudiado los registros de pozo y realizado los análisis de laboratorio;

HOUCHIN (22) cita los síntomas más comunes:

a. Disminución en la producción de petróleo crudo, la disminución es más

significativa si es repentina y substancial.

b. Presencia de parafinas o incrustaciones de carbonaros en la tubería de

producción, el cabezal del pozo y la línea de flujo hacia la estación.

32

c. El aumento de la producción de gas con respecto al volumen de petróleo

producido (GOR)

d. El aumento de la relación agua – petróleo (WOR)

e. Cambio de la gravedad específica del petróleo. (SG)

f. Producción de cantidades grandes de arena en el petróleo:

Otros síntomas son detectados por trabajos de mediciones de las presiones estáticas y

fluyentes; y el desarrollo de métodos de análisis de pruebas de presión que permiten

determinar el comportamiento del índice de productividad y si existe o no daño en la

formación productora; reporta REYNOLDS (41) que los dos factores que causan que la

presión fluyente caiga son la permeabilidad de la arena y la rata de producción.

El pozo puede tener baja presión fluyente (pwf) en el fondo de pozo, debido a la caída

de presión, ocurrida cuando hay una reducción de la permeabilidad de la arena

productora, alrededor del borde de pozo.

2.3.2.1. Análisis del sistema de Producción

El análisis del sistema productivo real se completa con al descripción de caída de

presión desde el fondo de pozo, hasta la superficie, el propósito es interpretar los datos

del pozo y efectuar un pronóstico del potencial del mismo con el fin de diseñar un

tratamiento de estimulación adecuado; para esto se involucra el uso de técnicas de

análisis de presión transitoria.

33

2.3.2.1.1. Comportamiento del reservorio

PERALTA (38) sostienen que aunque todos los reservorios son diferentes, los ensayos

de presiones en muchos reservorios indica que el comportamiento de los mismos, es

limitado durante un ensayo; significando que el análisis del ensayo de presión solo

requiere de un número limitado de modelos de interpretación; el comportamiento de

todos los reservorios pueden ser clasificados de tres formas diferentes:

2.3.2.1.1.1. Reservorio homogéneo

El comportamiento homogéneo del reservorio significa que hay solamente un medio

poroso que produce; (ver gráfico 5). Esta es una identificación matemática, y se requiere

al perfil específico de los cambios de presión de reservorio a un cambio de régimen de

producción, esto no significa que el reservorio posea propiedades homogéneas reales en

toda su extensión.

2.3.2.1.1.2. Reservorio de doble Porosidad

El comportamiento de doble porosidad, significa que existen dos medios de distinta

porosidad y permeabilidad que están activos simultáneamente; Pueden estar

uniformemente distribuidos o pueden estar separados, pero solo uno de los dos puede

producir el fluido al pozo, el otro medio actúa como fuente: (ver gráfico 6); El

comportamiento de doble porosidad puede describir los siguientes sistemas:

a. Reservorios figurados o naturalmente fracturados

b. Reservorios multicapas con un alto contraste de permeabilidad entre las capas.

34

c. Reservorio de una sola capa con altas variaciones de permeabilidad a lo largo

del espesor del reservorio.

d. Penetración Parcial

2.3.2.1.1.3. Reservorio de doble Permeabilidad

Este comportamiento se refiere a la resistencia de dos medios distintos, cada uno de los

cuales puede producir fluido al pozo (ver Gráfico 7.),

La doble permeabilidad puede describir los siguientes sistemas:

a. Reservorio multicapa con bajo contraste de permeabilidad.

b. Zonas múltiples separadas pro capas impermeables.

c. Terminación parcial.

2.3.2.1.1.3.1. Acumulación del Pozo

Caracteriza la capacidad del borde del pozo para acumular o descargar fluido; cuando

el pozo se abre por primera vez para producción, se debe principalmente a la

expansión del fluido acumulado en la sarta del pozo y a la contracción de la misma.

2.3.2.1.1.3.2. Efecto de daño Superficial

El daño superficial factor Skin es definido a la zona de permeabilidad alterada en la

formación; el efecto de daño superficial Skin es la combinación de un Skin mecánico y

un Seudo – Skin; el valor del Skin total se obtiene directamente en el ensayo de pozo.

35

2.3.2.1.2. Análisis del sistema

Los parámetros calculados a partir de un ensayo de flujo se pueden utilizar para

pronosticar la producción de un pozo; los pronósticos son útiles para demostrar la

diferencia entre el pozo original o dañado y pozos estimulados con diferentes skins.

2.3.2.2. DETERMINACIÓN DEL DAÑO

2.3.2.2.1. Curvas de producción

El historial de producción de un pozo, Según CORRALES (18) puede mostrar que se ha

producido un daño, de igual manera, las curvas de producción pueden indicar si una

simulación fue exitosa; además de la comparación de pozos cercanos de la misma

estructura geológica de los historiales de producción, suelen dar indicios para

caracterizar la existencia de daño.

NIND (33) Sostiene que se utiliza la historia durante un tiempo determinado; tomando

en cuenta la declinación acumulada normal del pozo y se aplica estos datos en diferentes

formas (ver gráfico 14).

Las cuales son curvas de fluencia transitorias.

2.3.2.2.1.1. Curva de producción diaria

Se toma la producción de treinta días y se la compara a un año de producción

acumulada, esta cifra se multiplica por el factor de recobro y la tasa de decrecimiento

36

acumulada, obteniendo una producción estimada; observando un cambio significativo

de la pendiente, el cual indica posible daño.

2.3.2.2.1.2. Curva de caída

Se gráfica la curva de producción del pozo, y se proyecta basándose en otras curvas,

existentes de producción de pozos similares del mismo campo, dará una producción

estimada; observando una declinación gradual de la curva.

2.3.2.2.1.3. Curva de producción – presión

Consiste en graficar la producción acumulada del pozo en función de la caída de presión

del yacimiento, y tomando en cuenta la tasa de decrecimiento; si se observa una

declinación brusca de la curva es un indicativo que hay un problema.

Gráfico 2. Curva de Producción

Fuente: NIND (33)


PendientePico

Declinación

P

0 q

37

2.3.2.2.1.4. Ensayo de restauración de Presión

Son ensayos donde el pozo fluye a un caudal determinado por un tiempo determinado y

luego se cierra por otro tiempo específico; se bajan dentro del pozo en Tanden dos

registradores de presión; RIVERA, NARVÁEZ (39) describe el procedimiento para el

ensayo de restauración de presión son:

a. Primer flujo por cinco minutos, debe ser tomado desde que empieza a fluir hasta

que se cierra la válvula de prueba.

b. Primer cierre por sesenta minutos, al cierre de la válvula de pruebas se obtiene

una presión de cierre y se determina la presión inicial de reservorio (Pr).

c. Segundo flujo por ocho horas, se abre la válvula de pruebas, alcanzando el

fluido a superficie, después de tres a cuatro horas se estabiliza las condiciones de

flujo y determinadas las presiones de fondo fluyente (Pwf).

d. Segundo cierre por una y media (1,5) veces el segundo período de flujo, cerrar

la válvula de prueba y registrar la presión de cierre.

e. Tercer flujo, es tentativo y únicamente se realiza cuando el pozo ha producido

agua en el segundo flujo, se abre la válvula de prueba, y se registra.

Después de este ensayo el pozo no se debe abrir hasta haber inspeccionado el gráfico o

haber completado el análisis; el tamaño del estrangulador no se debe modificar previo al

ensayo de restauración de presión, (ver Anexo 7.)

38

2.3.2.2.1.5. Ensayo de Inyección

Según PACCALONI (36) menciona que normalmente, para operaciones de

reacondicionamiento como cementaciones a presión, estimulaciones se realizan ensayos

de inyectabilidad, estos ensayos pueden evaluar un daño de formación; un ensayo de

inyectabilidad, estos ensayos pueden evaluar un daño de correspondientes a valores de

presión de bombeo o presión de inyección en superficie.

Al inyectar un caudal a una presión de bombeo dad se determina un valor de admisión

de fluido a la formación; donde elaboramos una tabla y podemos comparar los distintos

caudales y determinar al mayor o menor valor de admisión de fluido si hay existencia

de daño; debido que se registra una variación de la presión; los ensayos de

inyectabilidad son los inversos del ensayo de restauración de presión.

(Ver Anexo 8)

2.3.3. Cuantificación del daño

Según BJ SERVICES (4), el conocimiento de la permeabilidad promedio en la zona

dañada, y el espesor de la arena, permitiría cuantificar la magnitud del daño y su efecto

sobre la productividad del pozo; sin embargo no existen métodos directos para evaluar

ambos parámetros, la permeabilidad y el espesor dañados.

En un pozo con un daño producido durante la perforación, en suma solo es posible

estimar la profundidad de la invasión por medio de métodos como registros de

resistividad a hueco abierto; cálculo de pérdidas de fluido de perforación por filtrado;

39

pero no se puede identificar si el espesor efectivamente dañado corresponde a la

profundidad de invasión. KRUEGER (27).

2.3.3.1. Análisis de laboratorio

Según CASTRO (20) los análisis de laboratorio son análisis cualitativos y cuantitativos

de la composición de una muestra, permite su descripción y caracterización, así como

para la identificación de sus propiedades. Podemos citar los siguientes análisis:

2.3.3.1.1. Análisis químico elemental

El análisis químico elemental se practica a fin de caracterizar químicamente una roca;

para calcular cantidades totales de elementos; de manera general se determina en el

análisis químico total los siguientes elementos o valores; Óxido de silicio (SiO2), Óxido

de Aluminio (Al2O3); Óxido de Calcio (CaCo); óxido de Potasio (K2O); Óxido de Sodio

(Na2O).

2.3.3.1.1.1. Análisis Químico elemental de rocas

Según TASSBENDER (43) los valores se calculan referidos generalmente a una

muestra seca, no incluye humedad (H2O)-, n? agua de constitución (H2O)+.

40

Figura 2. Laboratorio de estimulación

Fuente: BJ Services


El método clásico es la fusión de la muestra con carbonato de sodio (Na2CO3) ó con

carbonato de potasio (K2CO3) ó una mezcla de ambos a (1200)0f grados Fahrenheit en

cápsulas de platino por aproximadamente treinta minutos, hasta que la fusión este

cristalina; casi todos los componentes de las areniscas son silicatos insolubles y a través

de su fusión con el carbonato forman silicatos solubles de sodio y/o potasio lo que

factible la determinación de cada uno de los elementos de la muestra.

2.3.3.1.1.2. Análisis para identificación de escalas inorgánicas

Según BJ SERVICES (13) el análisis químico a base de una solución se ácido

hidroclórico (HCL) donde se coloca la muestra, y la escala es descompuesta y disuelta

41

con una reacción efervescente∗, luego puede ser determinado por métodos de titrimetría

o precipitación, sin embargo este análisis es para cada componente químico específico.

Según CASTRO (20), el mejor método es la medida de las propiedades del agua

inmediatamente después de la muestra; para determinar la súper saturación del

carbonato de calcio (CaCO3), iones de bicarbonato (- HCO3) en el agua, si la saturación

es mayor que el diez por ciento del bicarbonato, entonces el agua tendrá una tendencia a

formar escala.

Según TASSBENDER (43) el método más rápido de identificación es la difracción de

rayos X, donde una emisión de rayos X sobre la muestra y cada componente químico en

la muestra refracta el rayo., lo que permita calcular la distancia entre los planos

atómicos; la cual es una manera característica de la cual permite la identificación de la

deposición inorgánica.

2.3.3.1.1.3. Análisis para identificación de escalas Orgánicas

BJ SERVICES (5) determina que el análisis se realiza para determinar el contenido de

asfáltenos, resinas asfálticas y concentraciones de parafinas; para la identificación de

muestras de campo, una corriente de flujo de crudo la cual deposita el 0,001% de su

volumen como un sólido puede rápidamente, taponar la tubería de producción, los

ensayos de laboratorio en el petróleo crudo no pueden detectar confiablemente esta

inestabilidad.

∗ La muestra no debe contener sulfito de hierro (Fes) o carbonato de hierro (feCO3)

42

Sin embargo la examinación de los depósitos, inmediatamente identifica el problema

como ceras, asfáltenos; usualmente dos ensayos son suficientes para hacer una

identificación positiva del depósito orgánico; según BJ SERVICES (4), Estos son el

ensayo de ignición sobre una llama abierta, el ensayo de solubilidad, el ensayo de

ignición es usualmente el mejor de los dos métodos.

En el ensayo de ignición, se coloca sobre una placa de porcelana una muestra del

depósito, la placa se coloca bajo el mechero, se ajusta la llama a una pequeña flama

suave y azul, luego se pasa la flama atravesando una vez la parte superior de la muestra

rápidamente; si la muestra es predominante cera, instantáneamente se disolveré y

rápidamente se re-solidificará; si la muestra es predominantemente asfáltenos retenido

juntamente con crudo pesado, habrá mucho menos escurrimiento, en los bordes de la

muestra se disolverá y se re-solidificará a una superficie pulida como un espejo de color

negro.

En el ensayo de solubilidad, se coloca una muestra del depósito en un solvente como

Clorito de metileno ó xileno, si la muestra va dentro de la solución rápidamente, no es

cera; si el solvente oscurece su color, con un pequeño cambio que es visto en la muestra,

se debe intentar una segunda prueba en kerosene, al calentarla debe dar una disolución

entonces la muestra es cera.

43

2.3.3.1.1.4. Análisis para identificación de corrosión

BJ SERVICES (17) trata el análisis para determinar el grado de corrosión en la tubería

de producción, el revestimiento u otro equipo, se lo realiza, cortando una parte de la

tubería o equipo, como muestra, la cual podemos determinar sus medidas, para realizar

el análisis del grado de corrosión mantenida por ácidos u otros fluidos, según CASTRO

(20) podemos realizar una prueba colocando la muestra en el fluido corrosivo presente

en el pozo como Dióxido de carbono (CO2) o sulfito de hidrógeno (H2S), preferible

trabajar con el dióxido de carbono, ya que el sulfito de hidrógeno es altamente

peligroso; o el sistema de ácido a ser usado es un tratamiento, junto con un inhibidor de

corrosión.

2.3.3.1.2. Análisis Mineralógico

CASTRO (20) nos dice que permite la identificación de los minerales que constituyen

una roca, se acostumbra a hacer en las diferentes fracciones que lo constituyen; las

partículas que en forma arbitraria se las ha dividido en los grupos arena, arcilla,

carbonato y limo, de acuerdo a las escalas establecidas∗; la separación de estas

fracciones se lo realiza por sedimentación; las muestras a analizarse se preparan a base

de separación de sales solubles, carbonatos, óxidos de hierro, para determinar estas

características según TASSBENDER (43) podemos describir.

∗ USDA (Atterberg, Sociedad Internacional de las Ciencias del Suelo)

44

2.3.3.1.2.1. Microscopia Petrográfica

El microscopio permute una observación directa por un analista sin cálculos, sin

embargo la interpretación y evaluación, requiere experiencia personal; el microscopio

petrográfico o de luz polarizada se puede hacer estudios de; (a) identificación, tamaño,

forma de ciertos minerales; (b) la distribución e interrelación de los minerales en el

corte microscopio; las muestras que se toman se impregnan con sustancias de un índice

de refracción conocido, llenando todas las cavidades para mantener así la estructura de

la muestra.

En el microscopio se puede observar, el color, forma cristalina, índice de refracción,

birrefringencia y la figura de interferencia.

Con la microscopia electrónica permite el estudio de; (a) estructura de partículas de

tamaño muy pequeño, (b) identificación de arcillas, (c) estudio de algunos procesos; en

la microscopia electrónica se identifica a base de observación de formas y tamaños, así

puede identificarse minerales arcillosos.

2.3.3.1.2.2. Otros procedimientos analíticos

BJ SERVICES (4) indica que dependiendo de las condiciones del pozo, y los sistemas

de recolección de información de las empresas de servicios, se pueden realizar

numerosos ensayos los cuales serán usados como herramientas de diseño para la

identificación de las opciones de tratamientos; según HOUCHIN (22) los ensayos

requeridos pueden ser:

45

a. Análisis de agua

b. Ensayo de compatibilidad de agua

c. Análisis de fluido

d. Análisis de núcleos

e. Estudio de flujo en núcleos

f. Análisis de tendencias incrustantes

g. Sensibilidad al agua dulce

h. Registros de inyección

i. Análisis de sólidos

j. Solubilidad en ácidos

k. Conteo de bacterias

l. Ensayo de ruptura de emulsión

m. Ensayo de prevención de emulsión

n. Solubilidad en solventes

o. Sensibilidad de inmersión

p. Modelos termodinámicos

q. Ensayo de dispersabilidad en agua

Los diversos tipos de ensayos de laboratorio, se pueden realizar para verificar o

descartar probables causas de daño.

2.3.3.2. Modelos matemáticos

El objetivo de un análisis matemático según SALAZAR (42) es obtener información en

el régimen de flujo radial infinito a partir de los datos tomados de un ensayo de pozo,

46

que permita calcular los valores de permeabilidad y de factor de daño Skin, para

determinar si hay o no daño de la formación.

Existen algunos métodos para análisis, REYNOLDS (41) dice que podemos utilizar los

métodos de Horner, Hasan, Mc Kinley Strelsova, los cuales se obtienen similares

resultados; además se puede realizar el análisis con la ecuación de flujo radial infinitivo

por realizarse el ensayo de pozo en este régimen de flujo; para el análisis por cualquier

método requiere de datos del ensayo de pozo, datos del pozo, de la formación y datos

del fluido, como:

a. Datos del ensayo de pozo

Presiones registradas (Pwf)

Caudales registrados (q)

Tiempo de transición (At)

b. Datos del pozo y formación

Dimensión de la tubería (Tbg)

Espesor de la formación (h)

Profundidad de los punzonados (ppp)

Fracción de porosidad (∅)

Temperatura de la formación (ºF)

c. Datos del fluido

Gravedad específica del petróleo (º API)

Presión en Punto de burbuja (Pb)

47

Factor volumétrico del petróleo (Boi)

Compresibilidad del petróleo (Co)

Viscosidad (u)

2.3.3.2.1. Método de Horner

Luego de obtener la información necesaria según QUIROGA (39) interpretado y

leyendo las cartas de presión sacadas del fondo de pozo, se desarrollan los cálculos e

interpretaciones matemáticas, de acuerdo a los procedimientos del método; este método

permite realizar un análisis del ensayo de restauración de presión y permite obtener

curvas de fluencia (JPR) con un factor de daño determinado.

2.4. Definición de estimulación matricial

QUIROGA (39) se refiere como estimulación, a los tratamientos efectuados a la

formación mediante ácidos y otros compuestos químicos, a presiones moderadas de

admisión; o que bombeados a altas presiones pueden fracturar hidráulicamente la

formación, para ubicar el ácido activo a mayor profundidad; en el primer caso se conoce

como una acidificación, y en el segundo como un fracturamiento; para este estudio se

tratara la acidificación a la matriz.

2.4.1. Fluidos de tratamiento ácido

Algunos compuestos de químicos y ácidos, que están disponibles como soluciones

líquidas, o sólidas, con marcadas diferencias entre sus propiedades; un ácido tiene una

48

tendencia a perder un protón y siempre actúa un par ácido – base, una base tiene una

tendencia a incorporar un protón.

Se debe mantener la compatibilidad entre la solución de tratamiento y los fluidos de

formación, para no generar más daño a la misma, hay que comprobar la solubilidad del

ácido en la formación para determinar se efectividad, según BJ SERVICES (9) los

ácidos se pueden clasificar en (ver cuadro 7)

2.4.1.1. Ácidos inorgánicos

Compuestos que son imposibles obtener un estado libre, aunque pueden obtenerse

disoluciones concentradas de los mismos, se obtiene quemando hidrogeno en atmósfera

de cloro o fluor ó destilándolos con ácido sulfúrico (H2SO4) concentrado, teniendo:

2.4.1.1.1. Ácido Clorhídrico (HCL)

También llamado ácido muriático, gas incoloro, muy ácido, de olor irritante y muy

soluble en agua; aunque el gas seco de ácido clorhídrico no es corrosivo, la solución

acuosa del mismo reacciona con todos los metales comunes y compuestos de hierro,

compuestos de carbonato de calcio y magnesio; el ácido clorhídrico se torna en un tono

amarillento cuando se contamina con compuestos de hierro o sustancias orgánicas.

BJ SERVICES (9) determina que las soluciones acuosas de ácido clorhídrico son

obtenibles en concentraciones de hasta 23,5 grados Baume o 38,7% en peso de gas

ácido clorhídrico; es usado en mayores volúmenes que otros ácidos debido a su bajo

49

costo; es fácil de manipular y debe tenerse cuidado, sus vapores son irritantes de la piel

y las membranas mucosas, en soluciones concentradas puede causar quemaduras graves.

BJ SERVICES (4) afirma que entre sus características posee una alta velocidad de

reacción en formaciones de caliza y dolomita; no forma precipitaciones insolubles;

debido a su forma de obtención puede derivar en otros dos ácidos que raramente son

usados, el ácido sulfúrico (H2SO4) que precipita sulfatos insolubles y ácido nítrico

(HNO3) que forma gases venenosos durante la reacción.

2.4.1.1.2. Ácido fluorhídrico (Hf)

Según QUIROGA (39) El ácido fluorhídrico, ataca salice y silicatos, tales como vidrio y

concreto, también ataca caucho, cuero, ciertos metales tales como hierro fundido y

varios materiales orgánicos. En la estimulación de pozos, el ácido fluorhídrico es

comúnmente usado en combinación con el ácido clorhídrico; las mezclas de los dos

ácidos pueden ser preparados diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua o

agregando sales de fluor al ácido clorhídrico, las sales de fluor dejan libre el ácido

fluorhídrico cuando son disueltas en ácido clorhídrico. Las concentraciones de ácido

fluorhídrico en soluciones de ácido clorhídrico, pueden variar del 0,5% al 9%.

2.4.1.2. Ácidos Orgánicos

Compuesto de carbono, hidrogeno y oxigeno en donde el hidrogeno presenta

propiedades ácidas, obteniendo por la oxidación aldehídos (-CHO), al sustituir el

50

hidrogeno por el grupo oxidrilo (OH), obteniendo el grupo carboxilo (COOH),

teniendo.

2.4.1.2.1. Ácido Acético (CH3COOH) ; (Z.1)

Este ácido orgánico incoloro y soluble en agua en cualquier proporción y en la mayoría

de los solventes orgánicos, aunque mezclas de ácido acético con agua son corrosivas

para la mayoría de los metales, la velocidad de corrosión es mucho menor que la de

ácidos clorhídrico y fluorhídrico (HCL: HF); considerablemente el ácido acético es

usado en superficies de aluminio, magnesio o cromo deben ser protegidas.

También BJ SERVICES (4) recomienda su uso cuando el ácido debe permanecer con la

tubería de revestimiento por varias horas, como cuando el ácido se utiliza como fluido

de desplazamiento en un trabajo de cementación; el ácido acético puro, conteniendo

menos del 1% de agua es conocido como ácido acético glacial, debido a la apariencia de

hielo de los cristales ácidos.

2.4.1.2.2. Ácido Fórmico (CHOOH) ; (Z-5).

Siendo el más simple de los ácidos orgánicos, el ácido fórmico es completamente

miscible en agua; en solución forma un ácido más poderoso que el ácido acético. En la

estimulación de pozos petroleros, es mas frecuente usarlo en combinación con el ácido

clorhídrico, como un ácido retardador para pozos de alta temperatura; el porcentaje de

ácido fórmico usado en tales aplicaciones normalmente es del 8% al 10% debido a que

el ácido fórmico es versificante, debe ser manipulado con cuidado.

51

2.4.2. Propiedades de los fluidos de tratamiento

2.4.2.1. Potencial de Hidrógeno

Según TASSBENDER (43) el potencial de hidrogeno (pH) es una medida del grado de

acidez de un líquido en solución acuosa, permite medir la concentración de los protones

transferidos desde el ácido al agua (base); el equilibrio de una reacción depende de la

temperatura, a cada temperatura le corresponde un grado de disociación o diferentes

concentraciones de protones, por ende diferente valor de pH.

Según BJ SERVICES (4) en la estimulación de pozos, es importante mantener el grado

de acidez o pH bajo para evitar los precipitados de sedimentos orgánicos insolubles,

además inversamente al mantener un pH bajo genera un ataque corrosivo; por esta razón

el diseño del sistema de ácido, debe ser controlado el grado de acidez o basicidad según

el trabajo a realizar y la condición del pozo. TASSBENDER (43) clasifica el potencial

de hidrogeno como:

Tabla 4. Clasificación potencial de hidrógeno Ph

Concentración Hidrogenioníca

pH

Zona

∅ - 3 4 – 6

7 8 – 10 11 – 14

Fuertemente ácida

Débilmente ácida Neutra

Débilmente básica

Fuertemente básica

Fuente: BJ Services


52

2.4.2.2. Velocidad de reacción

La velocidad de reacción entre un ácido y una formación soluble, depende de la

temperatura, presión, tipo y concentración del ácido, clase de formación con la que

reacciona; altas velocidades de reacción pueden ser empleadas para eliminar daños del

borde de pozo, en reacciones lentas son empleadas para fracturas ácidas.

2.4.2.3. Fuerza del ácido

Según QUIROGA (39) la concentración del ácido usado en estimulación varía del 3% al

28% por peso de agua; significa la fracción en peso de material activo en solución,

expresado como un porcentaje, los solventes usualmente son agua, las concentraciones

son determinadas en laboratorio y dependiendo del ácido a usar o factores como; (a)

tiempo de reacción; (b) solubilidad de la formación; (c) efecto de los productos de

reacción.

Según BJ SERVICES (9) la fuerza del ácido concentrado, puede ser exactamente

conocida en comparación con la concentración de otros ácidos preparados; usualmente

el ácido clorhídrico esta disponible a veinte grados Baume, otros ácidos están

disponibles en concentraciones cobre los veinte y tres grados Baume. La gravedad

Baume es un sistema de medida en peso de un fluido sobre la gravedad especifica; la

gravedad específica (SG) puede ser transformada a grados Baume (Beº).

53

2.4.2.4. Viscosidad

BJ SERVICES (10) define la viscosidad como la propiedad de un fluido para resistir la

fuerza tendiente a causar el movimiento del fluido, debido a que los sistemas de ácido

son a base de agua, su viscosidad es generalmente un centi – poise y su comportamiento

reológico es como fluidos Newtonianos, con propiedades de flujo fáciles de predecir;

cuando son alterados por el agregado de aditivos gelificantes o polímeros, además de

combinaciones con hidrocarburos para formar emulsiones viscosas, con el fin de

retardar la velocidad de reacción, se transforman en fluidos no – newtonianos cuyo

comportamiento reológico es más complejo.

Según BJ SERVICES (10) los ácidos newtonianos de baja viscosidad se utilizan para

acidificar la matriz, mientras las soluciones de ácidos viscosos no – newtonianos son

usados para acidificar fracturas naturales y en fracturas ácidas.

2.4.2.5. Penetración del ácido

Según ARLINGTÓN (2) la distancia que penetra el ácido en la formación, esta

determinada por la velocidad del flujo del ácido, el régimen de perdida de fluido en la

formación y el régimen de reacción del ácido con la formación; la máxima penetración

del ácido activo se logra cuando el primer incremento del ácido inyectado ha sido

completamente consumido o deja de reaccionar a medida que posteriores incrementos

de ácido activo continúan su reacción con la formación no penetra más allá, desde el

borde del pozo que el primer incremento de ácido.

54

ACID

Figura 3. Reacción del ácido en la formación

Fuente: Propia


2.4.2.6. Corrosión

BJ SERVICES (17) Señala que la corrosión de metales de pozo, es un fenómeno que se

origina durante el tratamiento ácido, el cual es aceptado siempre y cuando se controle

para que no pase de los valores mínimos estándar (0,05 Lb/ff2) por día; en la

estimulación con ácido clorhídrico no inhibido es el más corrosivo, y solo unos pocos

metales comerciales son resistentes a la acción del ácido; para controlar este problema

se efectúa mezclas con inhibidores de corrosión.

2.4.3. Aditivos para los fluidos de tratamiento

Usualmente los fluidos para un tratamiento ácido son modificados mediante otros

compuestos químicos que le dan alta viscosidad, baja perdida de filtrado, baja tensión

interfacial, prevención de emulsiones, acciones de retardo, control de las

precipitaciones, y otras características que les permite cumplir con ciertas condiciones

especiales del pozo en tratamiento. (ver anexo 10)

55

2.4.3.1. Agentes Tensoactivos

Cuando se unen los líquidos inmiscibles como el agua y el petróleo, según QUIROGA

(39) se crea una interfase que actúa como una película que previene la mezcla de los

líquidos; la fuerza necesaria para romper esta película molecular es una medida de la

resistencia de la interfase o tensión interfacial; generando un emulsión de elevada

viscosidad.

Cuando se inyecta una solución ácida en un formación el movimiento de un fluido a

través del otro, hace posible una emulsión, en donde la viscosidad reduce la posibilidad

de fluir la solución a la formación, en función de la permeabilidad de la roca, para que

esto no suceda se debe agregar reductores se la tensión superficial a la solución ácida el

cual disminuye la estabilidad de la emulsión; incrementa la separación entre los fluidos,

con ello se reduce la viscosidad a los valores originales; estos productos reductores de la

tensión según BJ SERVICES (4) se pueden nombrar:

2.4.3.1.1. Agentes Surfactantes

Son productos químicos que tienen la propiedad de disminuir la tensión superficial o

interfacial y permite controlar la formación de emulsiones o destruir las que están

formadas. La mayoría de surfactantes pueden estar constituidos en dos partes una parte

está hecha de hidrocarburos solubles e insolubles en agua, la otra parte es un grupo

soluble en agua; al seleccionarse el tipo y la cantidad del agente surfactante.

56

Está determinado para cada caso en particular, por que su acción depende de las

características de cada petróleo crudo; en general los surfactantes se dividen en:

2.4.3.1.1.1. Agentes Surfactantes de tipo aniónico

Son químicos orgánicos cuyas moléculas se ionizan al contacto con el agua, estos

surfactantes están siempre en solución acuosa con un ion positivo como, sodio (Na+),

calcio (Ca2+), o potasio (K+); en donde desempeña la función del fenómeno de tensión

superficial; la partícula cargada negativamente o superficie activa es la parte que se

orienta a la superficie del líquido o a la interfase entre el agua y el petróleo. Con una

terminación soluble en agua.

2.4.3.1.1.2. Agentes Surfactantes de tipo Cationico

Son químicos orgánicos cuyas moléculas se ionizan en contacto con el agua, sin

embargo los cambios son vertidos; la parte cargada negativamente se encuentra dentro

de la solución acuosa con un ion negativo como, cloro (Cl-), grupos oxidrilos (OH-),

yodo (I-), la partícula cargada positivamente consiste de una parte soluble de petróleo en

agua, conteniendo la superficie activa, orientado a la superficie de la interfase.

2.4.3.1.1.3. Agentes Surfactantes de tipo no iónico

Son químicos orgánicos, cuyas moléculas no ionizan en contacto con el agua, estos

surfactantes no poseen carga, por lo tanto tienen terminaciones solubles en agua y

solubles en petróleo, obteniendo su solubilidad en agua por la ramificación de una

57

cadena larga de hidrocarburos y adicionada a una molécula soluble como el polihídrico

de alcohol.

2.4.3.1.1.4. Agentes surfactantes de tipo Amphoteric

Este tipo de surfactante puede tener cambios de cationicos, a no iónicos o aniónicos,

con incremento del pH, si la solución es ácida, el Surfactante actúa como un surfactante

cationico, si la solución es básica, el surfactante actúa como un surfactante aniónico.

Estas propiedades son derivadas de la naturaleza del surfactante principal, teniendo dos

grupos de carga opuesta; el uso de este tipo de surfactantes son limitados a inhibidores

de corrosión.

2.4.3.2. Agentes Inhibidores de corrosión

En un tratamiento de estimulación ácida se diseña usando un inhibidor químico que

proteja la tubería; los inhibidores retardan la velocidad de reacción del ácido con el

acero, determinándola en los límites permisibles, los inhibidores actúan interfiriendo la

producción de hidrogeno en la región catódica, en vez de ejercer una acción directa con

la solución del metal; según BJ SERVICES (16) existen los siguientes tipos de

inhibidores. (ver anexo 10).

2.4.3.3. Agentes Secuestrantes

BJ SERVICES (16) indica que los tratamientos ácidos pueden precipitar hidróxidos de

hierro insolubles al agua, producidos a partir de las incrustaciones de sulfuro, hierro,

58

carbonato de hierro, y óxido de hierro, que se encuentran en la tubería de producción y

revestimientos; cuando se inyecta una solución ácida disuelve parcialmente las

incrustaciones y las transporta a la formación como nuevos compuestos de hierro.

2.4.3.3.1. Agentes Secuestrantes Orgánicos

Son compuestos de iones de hierro ferroso y hierro ferritico, los cuales son estables y

solubles en agua, por composición del hierro, la reacción hierro – ácido es reducida y su

precipitado normal insoluble son inhibidos en la solución del ácido gastado, previniendo

la formación de hidróxido ferrico sobre los valores de pH aproximados a siete.

2.4.3.3.2. Agentes Secuestrantes reductores

La función de los agentes secuestrantes reductores es convertir el hierro ferrico en

solución a hierro ferroso y mantenerlo en estado de oxidación, la eliminación de los

iones de hierro previene la precipitación de los hidróxidos ferricos; removiendo los

iones de hierro, se reduce el riesgo de la floculación y precipitación de asfáltenos. Estos

materiales actúan para mantener el pH bajo y retardar la precipitación de componentes

de hierro insolubles.

2.4.3.3.3. Agentes Secuestrantes Quelantes

a) Según BJ SERVICES (16) los agentes quelantes son químicos estables y solubles en

agua, con mezclas complejas de iones de hierro ferroso, y hierro ferrico, su

reactividad es reducida y sus productos insolubles en este estado son inhibidos.

59

2.4.3.4. Agentes reductores de fricción

Estos químicos actúan según QUIROGA (39) minimizando la cantidad de turbulencias

de los fluidos que se desplazan por la tubería; todos los reductores de fricción, son

polímeros naturales o sintéticos de cadena larga; cuando los polímeros están en estado

seco se asemejan a espirales comprimidos, cuando se humectan los espirales se estiran,

entonces los polímeros en la solución ácida actúan como una multitud de capas elásticas

que suprimen la turbulencia.

2.4.3.5. Agentes de Suspensión

Estos químicos según BJ SERVICES (12) mantienen las partículas finas de arcillas y

compuestos silicios, que luego de permanecer taponando la permeabilidad de la

formación, han sido removidos después de un trabajo de estimulación ácido, efectuado

en calizas y dolomitas con impurezas, para posteriormente ser eliminadas de la

formación mediante flujo de pozo, pistoneó o por expansión de nitrógeno.

2.4.3.6. Agentes de control de pérdida de fluido

BJ SERVICES (12) y BJ SERVICES (4), detallan que en un tratamiento ácido matricial

posee una baja viscosidad y un alto régimen de reacción con la mayoría de las

formaciones productivas, el ácido por si solo es un fluido muy poco eficaz para obtener

una penetración profunda, un aditivo que controla la pérdida de fluido; confina el ácido

activo en los canales de flujo, reduciendo su pérdida por filtrado, esto resulta en una

penetración más profunda en la formación con un determinado volumen de solución de

tratamiento. Ver anexo 10. Guía de productos para la estimulación.

60

2.4.4. Sistemas de ácidos Energizados

BJ SERVICES (15) especifica que el uso del nitrógeno en acidificaciones especialmente

en reservorios de baja presión o repletados; reduce la necesidad del pistoneó para

recuperar las soluciones ácidas, inyectadas; el nitrógeno comprimido ayuda a empujar

los fluidos del tratamiento hacia fuera de la formación, cuando se abre el pozo, además

según CORRALES (18) cuando se usa nitrógeno como fluido de cabeza, ayuda a

limpiar el pozo sin hacer una carrera de limpieza con el tubing.

BJ HUGHES (7) afirma que debido a que el nitrógeno aumenta la velocidad de los

fluidos que retornan, puede retirar los precipitados que se forman durante los

tratamientos de acidificación, y los finos insolubles que pueden dañar la formación; por

este motivo MCLEOD (31) los denomino “ácidos energizados”.

2.4.4.1. Características del Nitrógeno

BJ HUGHES (7) define al nitrógeno como un gas incoloro, inodoro, y no tóxico que

compone el 78% de la atmósfera terrestre. El nitrógeno se transporta a la locación en su

estado líquido y luego se convierte en gas a un régimen controlado; al ser

completamente inerte en su estado gaseoso no reacciona adversamente con ningún

fluido de tratamiento o de la formación, es levemente soluble en agua, petróleo y otros

líquidos.

BJ HUGHES (7) describe dos formas de realizar los sistemas de ácidos energizados, los

cuales son:

61

2.4.4.1.1. Acidificaciones con Nitrógeno

Durante una acidificación con nitrógeno, este ayuda a aumentar la penetración de los

fluidos en la formación, las burbujas del nitrógeno reducen la perdida por filtrado

bloqueando temporalmente los espacios porales, la capacidad de flujo del nitrógeno,

incorporado al fluido de acidificación es útil por si falta una bomba durante el bombeo,

se abre el pozo y se deja salir el fluido antes que se gaste; la operación se reanuda luego

de superar el problema presentado.

El nitrógeno puede sustituir al pistoneó, existiendo dos formas para desplazar los fluidos

del pozo con nitrógeno, según BJ SERVICES (15) son:

2.4.4.1.1.1. Desplazamiento por circulación

El nitrógeno se bombea a través del coiled tubing o del anillo y los fluidos son

circulados desde el pozo a superficie, entonces el nitrógeno no puede ser purgado y el

pozo evaluado, o puesto en producción.

2.4.4.1.1.2. Desplazamiento por inyección

El fluido es forzado dentro de la formación en lugar de ser circulado fuera del anillo,

esta técnica se usa para desplazar los fluidos de estimulación dentro de la formación, en

este procedimiento se conecta la línea de nitrógeno a la cabeza de pozo y se espera la

caída de presión cuando el nitrógeno llega a la formación.

62

2.4.4.2. Sistemas de Ácidos

Los sistemas de ácidos, son mezclas especiales de ácidos requeridos para estimular

formaciones; se lo realiza para modificar algunas propiedades de los fluidos de

tratamiento; según BJ SERVICES (4) los sistemas de ácidos más importantes son:

2.4.4.2.1. Ácidos fluorhídrico y clorhídrico (HCL: Hf)

Los ácidos son preparados por mezclas de diluentes de los ácidos concentrados con

agua o añadiéndoles sales de fluor al ácido clorhídrico; el ácido fluorhídrico reacciona

con areniscas, arcillas, limos y fluidos de perforación, el ácido clorhídrico en estas

formulaciones según ROSS (40) tiene tres propósitos:

a) Actuar como un convertidor para producir ácido fluorhídrico del cloruro de amonio.

b) Disolver el material del ácido hidroclorhídrico soluble y prevenir el desgaste

prematuro del ácido fluorhídrico.

c) Prevenir la precipitación del cloruro de calcio.

2.4.4.2.2. Ácidos Orgánicos y Clorhídricos

Los ácidos acético (Z –1) y fórmico (Z– 5) con el ácido clorhídrico, se utiliza como

alternativa entre la gran capacidad de disolución del ácido como una acción retardada

(DR); el ácido acético es utilizado en concentraciones del 5 al 20% el ácido fórmico se

encuentra entre los ácidos acético y clorhídrico, normalmente se usa en concentraciones

menores del 10%.

63

Este sistema de ácido se dispone en cuatro formulaciones, DR 9:1, DR 8:2, DR 7:3 y

DR 5:5; Estas formulaciones se usan a altas temperaturas por su bajo grado de reacción.

2.5. TRATAMIENTO AL DAÑO DE FORMACIÓN

BJ SERVICES (4) determina que si el tipo de daño es tratable con soluciones ácidas

como invasión de sólidos, migración de finos, hinchamiento de arcillas, y algunas

precipitaciones químicas.

Se debe considerar la respuesta de la formación o la inyección del ácido; así como los

factores de litología y mineralogía de la formación, partiendo de esta premisa, el análisis

del tratamiento al daño de formación se divide entre areniscas y carbonatos.

Según ARLINGTON (2) los materiales que causan daño físico a la permeabilidad

frecuentemente no son disueltos por el ácido, el daño se remueve según dos

mecanismos distintos que pueden actuar concurrentemente:

c. El ácido agranda los espacios porales y libera los sólidos que taponan la

permeabilidad.

d. El ácido crea canales de flujo alternativos, relativamente grandes y que

se extienden más allá de la zona dañada y que ofrecen una derivación al

flujo de fluidos.

BJ SERVICES (4) especifica que la influencia de la permeabilidad del tratamiento

ácido, por la posibilidad que los subproductos de las reacciones ácidas reduzcan la

64

permeabilidad, es mucho mayor, cuando el tamaño de los poros intercomunicados son

menores; Según BJ SERVICES (9) cuando la permeabilidad es menor que 10 md, se

recomienda reducir las concentraciones para reducir la agresividad de los ácidos y el

potencial de taponamiento de la permeabilidad; Entre el rango de (10 – 100)md se

recomienda emplear concentraciones de ácidos intermedios. Según ARLINGTON (2)

los pozos son permeabilidades muy bajas no se aconseja acidificarlos (ver anexo 12).

2.5.1. Preparación del pozo

BJ SERVICES (8) determina que los contenedores de ácido en superficie, las líneas de

superficie y la tubería se pueden bombear una pequeña cantidad de ácido para la

limpieza de la misma antes de la conexión final; El bombeo de ácido a través de la

tubería remueve los sólidos depositados en la superficie de la tubería.

Según SEGURA (42) los sólidos insolubles en ácido como la grasa de tubería, parafina,

incrustaciones de yeso o baritina pueden taponar los punzonados; los sólidos solubles al

ácido como el carbonato de calcio puede gastar el ácido, además el ácido de hierro y

sulfuro de hierro pueden precipitar en la formación a medida que el ácido se gasta en

otros minerales. Por este motivo se debe realizar una limpieza ácida luego reversando a

la pileta de tierra para completar la limpieza.

2.5.1.1. Colocación del Ácido y Cobertura

SEGURA (42) menciona como una causa de fracaso en la acidificación, la falta de

contacto del ácido con la zona dañada; los fluidos bombeados a la formación, toman el

65

camino de menor resistencia, en el tratamiento normal el ácido penetra a la formación

por los punzonados menos o no dañados, cuando esto sucede la acidificación no obtiene

buenos resultados; un tratamiento ácido bien diseñado no será efectivo a menos que se

lo coloque apropiadamente.

2.5.1.1.1. Tipos de Completación

JAWORSKY (24) Sostiene que es importante identificar el tipo de completación a ser

estimulada antes de diseñar un tratamiento, el tipo de completación determina la

geometría del borde de pozo y como el tratamiento será colocado, ayuda a una precisa

colocación y desviación del ácido de estimulación; los más comunes según HILTS (23)

son:

2.5.1.1.1.1. Completación en Hueco Abierto

Ofrece un mínimo control de flujo en borde de pozo, las superficies son irregulares,

dificulta hacer corridas con herramientas de estimulación; para este tipo de

completación es necesaria técnicas de desviación del ácido, además de la utilización de

empaquetaduras o tapones puente para la aislamiento de la zona a tratar.

2.5.1.1.1.2. Completación con Liner Ranurado

No ofrece una aislamiento entre el revestimiento y borde de pozo, las empaquetaduras

en liners ranurados no provee un control de flujo del ácido, debido a que el ácido sale

66

liner ranurado y busca las zonas de más baja presión; en este tipo de completación es

necesario técnicas de colocación y divergentes fluidizados del ácido.

2.5.1.1.1.3. Completaciones con empaquetamiento de grava

También ofrece mínimo control del flujo de colocación del ácido, las empaquetaduras

son poco efectivas por daño en el empaquetamiento o directamente por el flujo del ácido

dentro de la formación; por la comunicación de la base de la tubería y la grava

empaquetada: en este tipo de completación es frecuentemente usado técnicas de

divergencia con espuma.

2.5.1.1.1.4. Completación con revestimiento perforado

Con una adecuada aislamiento de cemento son completaciones para un adecuado

control del flujo del ácido con algunas divergentes mecánicos o fluidizados, las

empaquetaduras transportables del Coiled Tubing pueden ser usados para la aislamiento

de las perforaciones, para un máximo control del ácido dentro de la formación;

mecánicamente aislada las perforaciones con intervalos mayores que diez pies (10 ft),

requiere usar desviaciones adicionales.

2.5.2. TRATAMIENTOS CON ACIDO

Los tratamientos con ácido se aplican mediante una de las tres técnicas siguientes:

lavado-agitación, fracturas ácidas y acidificaciones matriciales.

67

2.5.2.1. Lavado-Agitación

El número de aplicaciones de la técnica de lavado-agitación depende de la cantidad de

daño que haya ocurrido en los orificios de las perforaciones (punzados, cañoneos,

baleos) o en el área inmediata al borde pozo. Las soluciones ácidas que se diseñan para

suspensión, dispersiones solvente-ácido o las de tipo de limpieza son las que se utilizan

normalmente en la acción de lavados. Dicha acción de remojo permite que el ácido

actúe sobre los materiales solubles en ácido y remueva el filtrado de lodo, lima, finos y

demás residuos que podrían tapar la formación.

El lavado ácido se puede realizar mediante uno de los tres métodos siguientes: Uno, el

ácido se puede colocar en los orificios de punzados para reaccionar durante un corto

período de tiempo y luego se puede lavar por el espacio anular subiendo y bajando la

sarta de trabajo por la zona de interés. Otro método de agitación consiste en presurizar

el ácido contra los orificios de cañoneo sin exceder la presión de fractura del pozo

(BHFP), y luego aliviar esta presión muy rápidamente por la válvula de purga del

camión. A esta acción se le denomina a veces “backsurging” de los orificios de

cañoneo. El tercer método consiste en colocar el ácido en los orificios de cañoneo;

dejar remojando en ácido durante algunos minutos, y luego suavear de nuevo los

orificios de cañoneo ya sea a través de la tubería de revestimiento o a través de la

tubería de producción. Con cualquiera de estos métodos quizá se tenga que aplicar el

ácido varias veces antes de que la formación se abra para dejar entrar el fluido. Usar

varias aplicaciones permite llevar a cabo un trabajo de acidificación normal sin miedo a

empujar material indeseable a la permeabilidad natural o a los canales de flujo de la

formación.

68

Se aplican tratamientos de químicos no acidos a los depósitos de incrustaciones,

bloqueos por agua, bacterias, parafinas, daños causados por arcillas, o sistemas de

control de agua ya sea inyectando en la formación o remojando durante un tiempo

determinado (hasta 24 horas).

2.5.3. Estimulación Matricial de Areniscas

En acidificación matricial, el flujo de ácido es confinado a los poros naturales de la

formación y los canales de flujo a una presión de fondo del pozo que es menor a la

presión de fracturamiento. El propósito es incrementar la permeabilidad y porosidad de

la formación productora.

En acidificación matricial, el área de contacto entre el fluido y la formación es muy

grande; por lo tanto, la presión por fricción se incrementa rápidamente a medida que el

caudal de bombeo aumenta.

Como la acidificación matricial se debe llevar a cabo a caudales de inyección bajos,

generalmente su efecto se limita a remover daños someros de la formación (trabajos de

lavado). Una vez que se han agrandado los canales de flujo, los materiales que crearon

el daño se pueden remover de la formación. Al tratar el daño de la formación, como por

ejemplo un revoque o incrustaciones, se debe tener cuidado de realizar el tratamiento

con presiones menores que las presiones de fractura para evitar que la fractura atraviese

el área dañada.

69

Para lograr una penetración máxima con acidificación matricial, el ácido debe tener una

viscosidad baja así como una baja tensión superficial. No se deben usar ácidos

gelificados ni emulsionados porque su viscosidad y tensión interfacial aumentan

considerablemente las presiones de inyección.

2.5.3.1. Preflujo con Ácido Clorhídrico

MCDANIEL (32) señal que el preflujo es usualmente ácido clorhídrico en

concentraciones del 5 – 15% además posee un inhibidor de corrosión y otros aditivos,

según los requerimientos del pozo; El preflujo separa la mezcla Hf : HCI del agua de

formación de la región cercana al borde del pozo, minimizando el contacto entre los

iones de sodio y potasio que están presentes en la misma.

BJ SERVICES (4) asevera que el preflujo evita el desperdicio e ácido fluorhídrico y

evita el desperdicio de ácido fluorhídrico y evita la formación de fluoruro de calcio, al

cual puede precipitar de la mezcla Hf:HCI gastada; de la misma manera extrae cationes

alcalinos de las arcillas por intercambio iónico y genera un ambiente ácido con bajo pH

que dificulta la deposición de diversos solo productos.

2.5.3.2. Tratamiento Principal con Sistema de Ácido HCI – Hf

Según HOUCHIN (22) el tratamiento de areniscas es usualmente una mezcla HCL : Hf,

en concentraciones de HCL 12% - Hf 3% que es inyectada luego del preflujo; el ácido

fluorhídrico reacciona con las arcillas, arena, fluido de perforación o filtrados de

cemento para mejorar la permeabilidad; el ácido clorhídrico no reacciona y su función

70

es mantener bajo el pH evitando la precipitación de los subproductos de reacción del

ácido fluorhídrico.

BJ SERVICES (4) determina que varios minerales forman inmediatamente precipitados

de compuestos de fluor cuando reaccionan con latas concentraciones de ácido

fluorhídrico; la regla general para evitar estos problemas es no superar del 3% de ácido

fluorhídrico y mantener un exceso de ácido clorhídrico.

2.5.3.2.1. Temperatura

La temperatura afecta considerablemente la velocidad de reacción del ácido fluorhídrico

con la arena o arcilla, la reacción se duplica por cada 50°f (28°C) de aumento de

temperatura entre los (100 – 200) ° f

2.5.3.2.2. Concentración del Ácido

La reacción del ácido con un material dado, está limitado por la transferencia de masa; a

medida que aumente el número de moléculas de ácido fluorhídrico en solución,

aumentará la velocidad a la cual una de las moléculas alcanzará la superficie del mineral

para reaccionar. Al aumentar la concentración del ácido clorhídrico en la mezcla

provoca que aumente la velocidad de reacción del ácido fluorhídrico manteniendo el PH

del sistema bajo y manteniendo los subproductos disueltos en solución.

71

2.5.3.2.3. Composición Química de la Roca

La cantidad de diversos minerales presentes en cualquier formación, ocasiona que el

ácido fluorhídrico reacciona a diferentes velocidades, debido a que cada mineral

reacciona de distinta manera al ácido fluorhídrico. Según WILLIAMS (46) las

formaciones que poseen arcillas o carbonatos en los poros reacciona con el ácido mucho

más rápido que con las arenas limpias.

2.5.3.2.4. Presión

La velocidad de reacción aumenta con la presión, pero en la mayoría de reacciones

donde se libera gas como en la reacción de silicatos con el ácido fluorhídrico sufre

retardo con la presión.

2.5.3.3. Postflujo

BJ SERVICES (4) dice que toda acidificación con ácido fluorhídrico debe completarse

con un postflujo adecuado para desplazar el tratamiento principal entre 3 y 5 pies lejos

del pozo, donde la precipitación de subproductos afecte menos a la productividad.

Además detalla que se requiere el postflujo para aislar el ácido fluorhídrico reactivo del

agua que se use para lavar el tubing y para restaurar la acuohumectabilidad de la

formación y los productos de reacción del ácido insoluble; cuando se usa nitrógeno o

gas como el postflujo los aditivos de limpieza se agregan en la etapa HCI – Hf del

tratamiento.

72

BJ SERVICES (4) una vez completado el postflujo todos los fluidos deben ser

retornados inmediatamente, con el fin de eliminar los precipitados que aún no se hayan

adherido a la matriz.

2.5.4. Estimulación Matricial de Carbonatos

ARLINGTON (2) define que los carbonatos poseen porosidad primaria intergranular

muy reducida o nula y en cambio es frecuente que presenten porosidad y permeabilidad

secundaria importante; a través de las fisuras o de otra forma de permeabilidad

secundaria, los sólidos que invaden la formación pueden penetrar varios pies o más.

WILLINS (46) describe que los ácidos clorhídricos o ácidos orgánicos, reaccionan muy

rápidamente con los carbonatos, por lo que la velocidad de ataque esta controlada por la

difusión del ácido no gastado hacia la superficie de la roca, el ataque se realiza en las

fisuras y oquedades, donde la reacción se concentra en puntos originando agujeros de

gusano (wormholes).

2.5.5. Tratamientos de reacondicionamiento

BJ SERVICES (4) menciona que la selección del sistema de ácido, se determina con la

incorporación de otros aditivos de acuerdo a las condiciones a tratar; siempre se debe

incorporar un inhibidor de corrosión adecuado, de acuerdo a la temperatura y duración

del tratamiento.

73

Se necesita asegurar la compatibilidad de los fluidos de tratamiento con el petróleo de

formación, debido al uso de surfactantes, se debe verificar el potencial de formación de

sedimentos para incorporar los inhibidores adecuados; otros aditivos y productos

deberán incorporarse para situaciones específicas como secuestrantes de hierro,

inhibidores de arcilla, divergentes, siempre debe verificar la mutua compatibilidad de la

formulación final.

• Remoción de escalas Orgánicas

Los productos usados por BJ SERVICES (11) para los tratamientos de parafina son:

a. Producto: Paravan – 18

Principio activo: hidrocarburos orgánicos líquidos.

b. Producto: Paravan – 19.

Principio activo: surfactantes de base aromática.

c. Producto: Paravan – 22

Principio activo: surfactantes de base aromática

Tipo: solvente de asfaltenos y sedimentos (aniónico)

d. Producto: Paravan – 24.

Principio activo: hidrocarburos aromáticos y sulfonatos.

Tipo: dispersante y detergente de parafina con propiedades no emulsificantes.

74

• Remoción de escalas inorgánicas.

Los productos de BJ SERVICES (11) para la remoción e inhibición de escalas

inorgánicas son:

a. Producto: GUPSOL I – IV.

Principio Activo: Tratamiento no-ácido usando agentes quelantes.

b. Producto: NE – 1, NE – 2, NE – 6, NE –7, NE – 9.

Principio activo: surfactante de tipo cationico.

c. Producto: scaterol – 2

Principio activo: inhibidor químico

• Control de agua.

Los productos usados por BJ SERVICES (11) para el control de producción de agua

son:

a. Producto: Acuatrol I

Principio Activo: Químico polímero líquido. (2% KCL)

• Control de Corrosión.

Los productos usados por BJ SERVICES (11) para el control de corrosión son:

a. Producto: Cl – 15, Cl – 12, Cl – 21, Cl – 23, Cl – 25

Principio activo: Inhibidor orgánico.

b. Producto: Cl – 8

Principio activo: Inhibidor inorgánico

c. Producto: Hy – Temp. O, Hy – Temp. I.

75

Principio activo: Inhibidor intensifiers.

• Adición de agentes surfactantes.

Los surfactantes usados por BJ SERVICES (11) en las estimulaciones matriciales son:

a. Producto: Inflo – 40, EGMBE, A – Sol, A – 28, Checkersol.

Principio activo: Solvente natural.

b. Producto: Inflo – 45. Inflo – 100.

Principio activo: Solvente mutual.

• Desmulsificadores.

a. Producto: NE – 10, NE – 32

Principio activo: Surfactante reductor de tensión superficial.

• Suspensión de finos.

a. Producto: Inflo – 40

Principio activo: Solvente mutual.

• Bactericidas.

a. Producto: Biocida

Principio activo: Surfactante aniónico.

• Estabilización de arcillas.

a. Producto: Clatrol


76

• Control de sedimentos

a. Producto: NE – 32


• Agentes de control de hierro.

Los productos para control de hierro durante la acidificación usados por BJ SERVICES

(11) son:

a. Producto: Ferrotrol 300 – 300L

Principio Activo: Ácido cítrico.

b. Producto: Ferrotrol 200, 210, 260 L, 271L.

Principio activo: Ácido erythorbico.

c. Producto: SAPP

Principio activo: ácido pirofosfato.

d. Producto: Ferrotrol HS – A, HS – B.

Principio activo: Scavenger sulfuro.

2.5.6. Diseño de la estimulación matricial

PACCALONI (36) determina que el diseño y planificación de un tratamiento matricial

debe especificar no solo los volúmenes y tipos de fluidos a inyectar, sino también el

caudal de inyección admisible y la presión de tratamiento para evitar la fracturación;

además se debe especificar la secuencia administrativa y operativa para el desarrollo del

tratamiento.

77

2.6. EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y PERSONAL DE ESTIMULACIÓN

2.6.1. Equipos de Estimulación

Después de realizar el diseño de una estimulación, se programa los equipos a utilizar de

acuerdo a los recursos que necesitamos para la operación. Según BJ SERVICES (10) el

principio fundamental en que se basa la estimulación, es la presión ejercida por potentes

bombas en superficie, las cuales son accionadas por motores a diesel potentes.

Figura 4. Tanque para ácido

Fuente: BJ Services


Los tanques para almacenar están diseñados para una máxima seguridad para

transportar el nitrógeno licuado, esta construido con una primera capa de acero

inoxidable, separada por una capa al vacío de 28 pulgadas, de una segunda capa de

acero al carbono.

78

2.6.2. Unidad de Acidificación

El equipo de acidificación consta de un camión bombeador con dos tanques donde se

preparan los químicos que se van a inyectar al pozo, los tanques están diseñados para

resistir al ácido y los solventes, cuya capacidad puede ser:

a) Twin 750 gl (2,8 m3)

b) 1.500 gl (5,7 m3)

c) Trailer 5.000 gl (20 m3)

Para la preparación del ácido se disponen sistemas de mezcla que recirculan los fluidos

y no se decanten por diferencia de densidades, según la configuración de la unidad

podemos tener distintos sistemas de mezcla como:

a) Tobera manual

b) Tobera automática

c) Mezcla en Jet

d) Agitadores en tanque

Figura 5. Unidad de Acidificación

Fuente: BJ Services


79

2.6.3. Unidad de bombeo

Esta unidad esta compuesta por dos motores a diesel que accionan dos bombas de tres

pistones cada una que pueden dar hasta 15.000 P sig cada una, sin embargo en BJ

SERVICES ECUADOR, se usa las unidades PSM (mezcla de lechada a presión) que es

una unidad dual que permite realizar trabajos de cementación / acidificación.

Figura 6. Unidad de Acidificación

Fuente: BJ Services


Para los trabajos de estimulación se usa bombas de flujo intermitente que permite corto

tiempo de operación con bajos caudales y altas presiones, las unidades de bombeo se

identifican según normas internacionales

80

2.6.3.1. Equipo Adicional

En este caso la unidad acidificadora, tiene un panel de controles con los medidores

necesarios pare el desarrollo de la operación; esta unidad dispone de lo siguiente:

a) Registrador de presión desde 1.000 hasta 15.000 Psi

b) Contador de barriles

c) Medidor de presión de centrífuga, bomba de aceite, de aire, aceite.

d) Medidor de temperatura desde 60° C hasta 120° C.

Figura 7. Tablero de control

Fuente: BJ Services


2.6.3.2. Herramientas

BJ SERVICES (8) indica que los programas de operación y armado del equipo en

superficie los realiza el departamento de ingeniería y cada programa es diferente puesto

que se realizan trabajos diferentes, el objetivo de las herramientas para realizar una

81

estimulación es armar confiablemente y seguro el equipo que se utiliza en este tipo de

trabajo.

2.6.3.2.1. Conexiones en Superficie

JAMES (26) determina que todos los trabajos que se realizan en pozo se necesita

conexiones hidráulicas de baja presión o de lata presión; estas conexiones se hacen por

medio de mangueras o tuberías y son para unir hidráulicamente tanques y bombas o

bombas entre si o con el pozo.

Figura 8. Líneas de Alta Presión

Fuente: BJ Services


82

2.6.3.2.2. Líneas de Alta Presión

BJ SERVICES (8) especifica que las líneas de alta presión son aquellas que van de

4.000 - 20.000 Psig. Las conexiones mas comunes de alta presión se pueden identificar

por el grosor de sus paredes, estas usualmente son de acero y la medida del diámetro

interno son:

2 pulgadas, 2 ½ pulgadas, 3 pulgadas y 4 pulgadas

2.6.3.2.3 Líneas de baja Presión

BJ SERVICES (8) establece que las líneas de baja presión son aquellas menores de 500

Psig, también son identificadas por su diámetro interno y generalmente son:

a) 3 Pulgadas

b) 4 Pulgadas.

Estas líneas están generalmente asociadas con la unión para la alimentación de los

mezcladores, transporte de químicos o ácidos; usualmente son mangueras de goma o

plástico o materiales combinados y reforzados a veces con una estructura de metal en

forma y mantener la resistencia, en este tipo de líneas se debe tener cuidado de no sobre

presurizar las mangueras.

83

2.6.3.3. Herramientas en Superficie

Figura 9. Herramientas en Superficie

Fuente: BJ Services


Figura 10. Herramientas en Superficie

Fuente: BJ Services


84

2.6.3.3.1. Uniones

BJ SERVICES (8) establece que las uniones son las conexiones entre tuberías, las

cuales pueden ser de alta presión entre 4.000 – 20.000 Psig y de baja presión hasta 500

Psig, estas conexiones son rígidas y se lo realiza a través de:

a) Niple, extremos macho – macho

b) Cuplas, extremos hembra – hembra

c) Uniones, extremos hembra – macho

2.6.3.3.1.1. Uniones giratorias

Son uniones de alta presión que permite girar la unión en 360 grados, constan

básicamente de tres pistas donde hay rodamientos en cada una, tiene sellos de alta

presión.

2.6.3.3.1.2. Codos

Son cañerías de alta presión con uniones macho – hembra, macho – macho, o hembra –

hembra que permite direccionar el flujo en un ángulo generalmente de 90 grados.

2.6.3.3.1.3. Chiksan

Son uniones giratorias especiales de alta presión combinadas con codos y con medias

uniones en cada extremo, combinaciones de una o más secciones que permite el giro de

la tubería bajo la presión de operación; existen varias configuraciones de uniones.

85

Figura 11. Configuraciones Chiksan

Fuente: BJ Services


2.6.3.3.1.4. Tijeras

Se emplean como norma en los camiones bombeadores y son conjuntos ya armados de

tubos y uniones constituidas de cuatro codos, cuatro uniones y una unión doble

integrados en una sola unidad que permite conectar líneas.

Figura 12 . Diseño Tijeras

Fuente: BJ Services


86

2.6.3.3.2. Válvulas

Según BJ SERVICES (10) son los mecanismos que permiten o no el paso de un fluido

en una cañería, estas se clasifican de acuerdo al uso y características, en BJ SERVICES

ECUADOR se utilizan las válvulas de acuerdo a la presión.

2.6.3.3.2.1. Alta Presión

Válvulas que están instaladas en las líneas de alta presión y venteo, BJ SERVICES (8)

enumera las siguientes:

2.6.3.3.2.1.1 Tipo Tapón

Son las más usuales en los casos que haya que trabajar con alta presión, se usan en todas

las líneas de estimulación y cementación, en todo servicio en el cual intervenga una

bomba de alta presión; Acciona con un cuarto de vuelta, el tapón cilindro o cónico tiene

un agujero central de un diámetro igual al del paso del cuerpo de la válvula.

2.6.3.3.2.1.2 Tipo Aguja

Es una válvula de bajo caudal y alta resistencia a la presión, utilizada en las líneas de

venteo para descargar la presión contenida en un determinado volumen de línea, acciona

con un cuarto de vuelta y consta de un macho cónico que obtura el fluido.

87

2.6.3.3.2.1.3. Tipo Retención

Son válvulas que permiten el flujo en un único sentido, retienen el flujo en sentido

contrario al indicado, el sentido del flujo esta indicado con una flecha grabada en el

cuerpo de la válvula, estas válvulas se colocan en todas las líneas de alta presión o baja

presión.

2.6.3.3.2.2 Válvulas de baja presión

Válvulas que están instaladas en las líneas de baja presión o en mangueras de servicio,

BJ SERVICES (8) enumera las siguientes:

2.6.3.3.2.2.1. Tipo Mariposa

Válvula de baja presión más empleada, genera hermeticidad con un elastómetro que da

el cierre, su mecanismo de obturación es una circunferencia que gira por diámetro

accionado por un eje, son accionadas por un cuarto de vuelta y se usan en las líneas de

cemento y estimulación de los tanques, en los manifolds de los camiones mezcladores.

2.6.3.3.2.2.2. Tipo Esférica

Igual que con la válvula mariposa la esférica se utiliza en los mismos servicios, su

mecanismo de obturación es una esfera con un agujero central de igual diámetro del

cuerpo de la válvula, se acciona con un cuarto de vuelta.

88

2.6.3.3.3. Sensores Electrónicos

Los sensores que se utilizan dependen de la operación que estamos realizando y los

parámetros que queramos conocer, en trabajos de estimulación se instalan transductores

de presión, los cuales se ubican en las líneas de alta presión, aguas debajo de las

válvulas de retención, además se puede instalar densímetros de alta presión, para

controlar la densidad del fluido, estos además son colocados en las líneas de tratamiento

a las salidas de las bombas.

2.6.4. PERSONAL DE ESTIMULACIÓN

2.6.4.1. Funciones del Personal de Estimulación

JAWORSKY (25) establece que el equipo humano está directamente relacionado con

los programas y operación de una de una estimulación, es la parte más importante del

proceso del proceso, puesto que son los que planifican y elaboran los programas;

compuesto por un grupo de ingenieros en petróleos, técnicos y personal de campo

quienes ejecutan los programas, siendo los elementos de apoyo en una operación. Las

funciones son:

2.6.4.1.1. Ingeniero de Servicios

Funciones:

a. Cumplir y hacer cumplir los trabajos programados, y someter a consideración

del jefe inmediato los cambios fundamentales técnico – operativo en los

programas; será el responsable directo de los resultados.

89

b. Coordinar con el personal técnico asignado a las operaciones, las órdenes de

trabajo y su procedimiento de las mismas.

2.6.4.1.2. Supervisor de Operaciones

Funciones:

a. Ayudar en las funciones asignadas al ingeniero de servicios y en su ausencia

asumirlos.

b. Organizar, orientar y controlar las diversas actividades técnico – operativas en la

locación y en campamento

c. Coordinar con las dependencias responsables para la provisión de transporte,

combustible, herramientas y otros para la ejecución del trabajo de manera

eficiente.

90

Figura 13. Supervisor

Fuente: BJ Services


d. Llevar el control de la asistencia y disciplina haciendo cumplir los reglamentos

internos, evaluar el rendimiento del personal operativo a su cargo.

e. Cumplir con las demás funciones compatibles con su actividad que le sean

asignadas.

2.6.4.1.3. Operadores Múltiples

Funciones:

a. Cumplir con las normas de trabajo y seguridad de la empresa operadora.

b. Cumplir las órdenes emanadas por el supervisor o el ingeniero de servicios.

c. Mantener en buen estado de funcionamiento y seguridad los equipos a su cargo.

d. Dirigir y controlar al personal subalterno bajo su mando.

91

e. Notificar cualquier anormalidad que se presente durante las operaciones al

supervisar.

Figura 14. Operador Múltiple

Fuente: BJ Services


f. Cumplir con las demás funciones que le sean asignadas.

2.6.4.1.3.1. Operadores de la Unidad Acidificadora

Funciones:

a. Controlar y supervisar las operaciones de carga de las bombas y prueba de líneas

de presión.

b. Monitoreo del funcionamiento de las bombas durante la operación y notificar

resultados.

92

c. Control de la calidad del ácido o fluidos energizados antes y durante la

operación.

Figura 15. Operador

Fuente: BJ Services


2.6.4.1.3.2. Unidad de transporte de Ácido

Funciones:

a. Desplazar el fluido necesario para la operación entre locaciones o locación y

campamento.

b. Monitorear y revisar el suministro de fluido para una operación caso contrario

notificar cualquier anormalidad.

93

2.6.4.2. SEGURIDAD EN LA OPERACIÓN

JAWORSKY (25) y JAMES (26) determinan que el objetivo de los procedimientos de

seguridad es minimizar los actos inseguros y condiciones peligrosas, en las operaciones

de manejo, bombeo, mezcla y transporte de productos químicos (secos o líquidos) o

sustancias especiales; ejecutados en las instalaciones o en las locaciones.

JAWORSKY (25) indica que se debe hacer un reconocimiento de riesgos de seguridad

y control ambiental, previa inspección a la locación donde se realizará la operación

determinando:

a. Análisis de riesgos por personal de HSE.

b. Reducir, eliminar o tratar de minimizar el riesgo.

c. Conocer los puntos de mitigación ambiental.

Antes de ejecutar cualquier operación se realizará una reunión de seguridad, con todo el

personal involucrado en la operación con el fin de comentar los riesgos de seguridad y

medio ambiente asociados con la operación en las cuales se tratará:

a. Identificación de áreas de riesgo.

b. Puestos y responsabilidades dentro de la operación.

c. Rutas de evacuación.

d. Punto de reunión.

e. Configuración de brigadas para la atención de emergencias.

f. Acción de contingencias contra incendio, derrame de ácido, primeros auxilios.

g. Procedimiento de la operación con ácido.

94

2.6.4.2.1. Equipo de Protección Personal

Durante la preparación y ejecución de una operación de ácido el personal involucrado

utilizará el equipo de protección personal, adecuado para la operación que se ejecutará

y de las características fijadas por el producto; en las respectivas M.S.D.S (Hoja de

datos de seguridad de productos químicos)

2.6.4.2.1.1. Ojos

Se debe usar gafas de seguridad con protectores a los lados durante todo el tiempo

mientras se este trabajando en el campo, locaciones, plantas, lugares de mantenimiento.

2.6.4.2.1.2. Oídos

Se debe usar tapones u orejeras en lugares de alto ruido o lugares que estén rotulados

como lugares de alto ruido, los servicios de bombeo están considerados de alto ruido.

2.6.4.2.1.3. Pies

Se debe usar botas o zapatos con punta de acero con suela resistente a Químicos, guante

todo el tiempo mientras este trabajando en el campo, locación, plantas, lugares de

mantenimiento.

95

2.6.4.2.1.4. Cabeza

Se debe usar cascos de fibra de asbesto y no cascos de metal, en todas las locaciones de

campo, lugares de mantenimiento, pozos, plantas.

2.6.4.2.1.5. Protección Respiratoria

Se debe usar respiradores en lugares donde la atmósfera contenga polvo, neblina, gases,

aerosoles, humo, sprays o vapores presentes.

2.6.4.2.1.6. Manos

Se debe usar guantes resistentes a los químicos, y deben ser usados cuando manipulen

ácidos o cualquier otro producto que tenga marcado como material peligroso.

2.6.4.2.2. Transporte y manipulación de ácido

El ácido se puede transportar en polvo a través de sacos de químicos de 40 kg

dependiendo de la casa comercial; para mezclar en el pozo, otra forma de transporte es

de manera líquida por canecas o unidades de transporte de ácido, en todos los casos los

conductores de los vehículos utilizamos en el transporte de ácido deben cumplir las

siguientes condiciones. Según JAMES (26):

a. Instruido o informado del producto que transporta, riesgos característicos,

peligros del ácido.

b. La velocidad permitida para el transporte del ácido

96

c. Procedimiento ante un derrame, fuga, accidente de transito, o emergencia

durante el desplazamiento.

d. Entrega de los M.S.D.S. correspondiente al ácido transportable en su lengua

natal.

2.6.4.2.2.1. Transporte de Ácido en Canecas

Las canecas transportan ácido líquido las cuales se las desplazan en camiones; las

cuales deben ir organizadas de acuerdo a sus características, se colocan sobre estilos

asegurados con zunchos metálicos, marcando el contenido de las canecas con etiquetas

autoadhesivas; el transporte debe disponer según JAMES (26) de:

a. Transporte debe ser en camiones carrozados.

b. Disponer de neutralizante para el ácido.

c. Disponer de un kit de control y atención de derrames o fugas (palas, PPE,

baldes).

d. Disponer de elementos de seguridad del vehículo.

e. Herramienta básica para desbare.

f. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.

2.6.4.2.2.2. Transporte en Unidad de Ácido

a. Se debe chequear las válvulas.

b. Disponer Kit de control y atención de derrames o fugas.

c. Marcar el contenido del tanque según símbolos internacionales.

97

d. Inspección del vehículo, la no tenencia de fugas por las válvulas, manifolds y

otros.

e. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.

f. El conductor debe estar certificado por el personal HSE como idóneo para la

operación.

g. Revisar y diligenciar la lista de chequeo para transporte y bombeo de ácidos.

98

CAPÍTULO III

3.1. Caso Práctico

OBJETIVO.- Realizar un tratamiento de estimulación para lograr inyectar gas a un

caudal y presión de acuerdo a las condiciones de los equipos permanentes de inyección

de locación de la compañía Operadora.

3.1.1. Información del Pozo

a) Pozo: Reventador # 1

b) Campo: Bermejo

c) Pozo inyector de gas.

d) Formación: Basal Tena

3.1.2. Mineralogía de la formación

Tabla 5. Formación: Basal Tena

Perfil Porcentaje Litología

Cuarzo 45% Arena cuarzo café, cloro (42%)

Feldespatos de K (3%)

Carbonatos 30% Caliza (29%)

Dolomitas (1%)

Arcillas 25% Illita (20%)

Lutitas (5%) Fuente: B. J. Services

Realizado: El Autor

99

3.1.2.1. Petrofísica de la formación

Tabla 6. Petrofísica de la formación

Profundidad

Prom.

(ft)

Porosidad

(%)

Permeabilidad

(md)

Densidad

(gr/cc)

Resistencia

Compresión

(PSI)

2,793 22,64 5,8 2,45 3089,3

Fuente: BJ Services


3.1.2.2. Historia de Reacondicionamiento

Tabla 7. Formación: Basal Tena

Pozo: Reventador-01

FECHA TRABAJO RESULTADO

15-SEP-01 LIMPIEZA A PERFORACIONES CON

“ONE SHOT ACID” EN HOLLÍN

NO EXITOSO

02-ABR-04 LIMPIEZA PUNZONADOS CON HCL

15% TRATAMIENTO ANTIESCALA

EXITOSO

Fuente: BJ Services


100

3.1.2.3. Análisis de laboratorio

Tomando en cuenta la historia de reacondicionamiento, y los dos últimos trabajos de

estimulación fueron realizados por BJ Services Ecuador, además del éxito del último

tratamiento, Ingeniería y laboratorio de estimulación decidieron utilizar la misma

formulación química para este trabajo.

Los resultados de los ensayos de laboratorio realizados para el desarrollo de la

operación son:

a) Solubilidad de la formación.

12: 3 HCL: HF ; Solubilidad 40%

b) Análisis de tendencias incrustantes.

Análisis de agua: Salinidad 1.250 P.P.M.

Muestra incrustación: Carbonato de calcio (CaCO3).

c) Probable profundidad del daño.

Ø a 12 pulgadas.

Deposición escala en BHA

Los resultados de los análisis de laboratorio, nos permite encontrar posibles causas del

problema; los depósitos del carbonato de calcio se pudieron originar por mezcla de

aguas incompatibles como agua con salmuera y agua fresca; otro motivo son los

cambios de temperatura en fondo de pozo o el cambio de presión en la cara de la

formación, la cual es lo más probable.

101

3.1.2.4. Diseño de la estimulación

3.1.2.4.1. Datos del pozo

Nota: La profundidad medida es con referencia a la mesa rotaria.

Casing superficial 9-5/8”, H-40, BT&C 36 #/ft, 8.921” I.D., 0.0773 bbl/ft

Asentado a: 749 ft MD

Casing Producción 5 1/2”, N-80, BT&C 17 #/ft, 4.892” I.D., 0.0232 bbl/ft

Asentado a: 4,294 ft MD

Tubería para el Tratamiento (Tubing) 2 7/8", J-55, 6.5 #/ft, 2.441” I.D., 0.00579 bbl/ft

Tabla 8. Datos de las Perforaciones

Formación Intervalo Perforado (pies) Profundidad al medio de las

Perforaciones / TVD

Basal Tena 2,780 – 2,806 pies MD 2,793 pies MD / 2,793 pies TVD

Fuente: BJ Services


102

Tabla 9. Well Data

WELL DATA

DATE 27-abr-04 ENGINEER B Ruiz FIELD Reventador WELL NAME RE-01 COMPLETION TYPE Cased Hole Perforations FORMATION(S) Basal Tena TREATMENT THROUGH Tubing with Packer CASING WEIGHT 17,00 lbs/ft CASING OD 5,500 inch CASING ID 4,892 inch CASING VOLUME FACTOR 0,0232 bbl/ft SCREEN WEIGHT na lbs/ft SCREEN OD na inch SCREEN ID na inch SCREEN VOLUME FACTOR na bbl/ft TUBING WEIGHT 6,50 lbs/ft (assumed) TUBING OD 2,875 inch TUBING ID 2,441 inch (assumed) TUBING VOLUME FACTOR 0,0058 bbl/ft TBG / CSG ANNULUS VOL FACTOR 0,0152 bbl/ft TBG / SCREEN ANNULUS VOL FACTOR na bbl/ft SCREEN / CSG ANNULUS VOL FACTOR na bbl/ft TOTAL VERTICAL DEPTH 2780 feet MEASURED DEPTH 2780 feet PLUG BACK TD - SUMP PACKER 3190 feet MAXIMUM DEVIATION 0,00 degrees TOP OF BLANK na feet BOTTOM OF SCREEN na feet PROD. TBG DEPTH 2720 feet DUAL PACKER (IF REQ'D) na feet SHORT STRING DEPTH (IF REQ'D) na feet PRODUCTION PACKER 2720 feet TUBING VOLUME 15,7 bbl TBG VOL (SHORT STRING) na bbl SCREEN VOLUME na bbl CASING VOLUME 74,2 bbl TBG / SCREEN ANNULUS VOLUME na bbl TBG / CSG ANNULUS VOLUME 41,3 bbl CSG / SCREEN ANNULUS VOLUME na bbl

Fuente: BJ Services


103

Tabla 10. Perforaciones

PERFORATIONS / ZONES TOP BOTTOM NET 2780 2806 26 Basal Tena

0 0 0 TOTAL NET PAY (FEET)

26

TOP PAY ZONE 2780 feet BOTTOM PAY ZONE 2806 feet AVE DEPTH PAY ZONE 2793 feet GROSS PAY INTERVAL 26 feet HOR. SECTION AV. TVD na feet SIBHP 300 psi BHST 110 deg. F (est.) PERMEABILITY 726 md POROSITY 11,4 % GRAVEL PACK SAND na mesh

PRODUCTION INFORMATION LAST FLUID PROD RATE na bfpd LAST OIL PROD RATE na bopd WATER CUT na % PBHT 110 deg. F CSG PRESSURE na psi TBG PRESSURE na psi

Fuente: BJ Services


104

3.1.2.4.2. Planificación de la Estimulación

3.1.2.4.2.1. Equipos y Materiales Necesarios

Los equipos y materiales necesarios para el trabajo, especificados en sus unidades

comerciales para su preparación en bodega y despacho a la locación se realiza de la

siguiente manera.

3.1.2.4.2.1.1. Materiales Adicionales

a) 2 Tanque de 60 BBLS para ácido.

b) 1 Tanque de 60 BBLS para tratamiento anti – escala.

3.1.2.4.2.1.2. Químicos Requeridos

A 7.5% S3 Acid, 1100 Gals (26 Bbls)

Por trabajo

724,5 GPT Agua Fresca 797 Gals

2 GPT Ci-25 (corrosion inhibitor) 2 Gals

13 PPTG Ferrotrol 210c (iron reducing agent) 14 Lbs

8 GPT Ferrotrol 300l (iron chelating agent) 9 Gals

8 GPT Hv acid (hv acid) 9 Gals

211,5 GPT Hcl, 33% (concentrated acid) 233 Gals

4 GPT Inflo-150 (surfactant) 4 Gals

3 GPT Ne-18lb (non-emulsifier) 3 Gals

20 GPT Paravan 25x lb (solvent) 22 Gals

4 GPT Clatrol 7 (clay stabilizer) 4 Gals

105

B RS BJ SANDSTONE ACID, 1100 GALS (26 BBLS)

Por trabajo

891 GPT Agua Fresca 980 Gals

200 PPTG Abf (hf source) 220 Lbs


16 PPTG Ferrotrol 210c (iron reducing agent) 18 Lbs


45 GPT Hcl, 33% (concentrated acid) 49 Gals





C 3% S3 ACID, 1100 GALS (26 BBLS)

Por trabajo

774 GPT Fresh water 851 Gals




195 GPT Hcl, 33% (concentrated acid) 214 Gals




D OVERFLUSH AND DISPLACEMENT, 2020 GALS (48 BBLS)

Por trabajo

986 GPT Fresh water 1.282 Gals



250 PPTG Nh4cl (ammonium chloride) 325 Lbs


106

Tabla 11. Fluidos de Sistemas

ETAPA FLUID SYSTEM PUMP LIQUID VOL TOTAL RATE bbls gals FLUIDO bpm bbls 1 7.5% S3 ACID

PREFLUJO 2 26 1100 26

2 1.5% BJ SANDSTONE ACID

2 26 1100 52

3 7.5% S3 ACID OVERFLUSH

2 26 1100 78

4 3% NH4CL OVERFLUSH

2 31 1300 109

5 DISPLACEMENT 2 17 720 126

Fuente: BJ Services


3.1.2.4.2.2. EQUIPOS

3.1.2.4.2.2.1. LISTADO DE EQUIPOS

Requerimientos:

Qty Item

1 Unidad Acidificadora x 2 bpm

1 Set of 2" Fig 1502 HP Líneas para tratamiento

1 Crossover to Workstring

1 Squeeze Manifold de alta presión

1 Tanques para acido de 26 bbls + bottoms para acido-preflujo

7.5% S3 Acid

1 Acid tanks de 26 bbls + bottoms para HS BJ Sandstone Acid

1 Acid tanks de 26 bbls + bottoms para 3% S3 Acid Overflush

1 Fluid tanks de 48 bbls + bottoms para 3% NH4CL Water

1 Unidad Data Acquisition

107

1 Unidad de Mezcal y Bombeo

1 Mangueras de 4" etc

1 Todo lo necesario, como flow meters, transductores de presion etc +

cables

1 Unidad de Filtracion y Cartridge Filters

3.1.2.4.2.2.2 PROCEDIMIENTO OPERATIVO

Los programas con las secuencias operativas son entregados a todo el personal

involucrado en la operación y a los representantes de la empresa operadora.

En el programa se enuncia paso por paso que se debe realizar en la operación de la

siguiente forma:

20-Abril-2004

10:30 Equipos llegan a la locación de RE # 01.

10:30 - 11:00 Reunión de seguridad

11:00 - 12:30 Realizando colocación y armado de equipos de acuerdo a las normas

estándares de BJ Services.

12:30 – 13:40 Esperando por agua para el tratamiento

13:40 - 14:45 Filtrando agua para tratamiento (3910 gal)

14:45 – 15:40 Equipos y personal en espera.

15:40 – 15:45 Se realiza prueba de líneas y bombas con 4000 psi por 5 minutos, ok.

15:45 – 17:30 Realizando mezcla de volumen de preflujo (1100 gal) y Tratamiento

Principal (1100 gal).

108

17:30 – 19:00 Bombeando lo anterior (columna de pozo se llena con 20 bbls).

10 bbls 0.5 bpm 2000 psi





19:00 – 20:05 Realizando mezcla de postflujo (1100 gal) y fluido de sobreflujo (1300

gal)

20:05 – 20:56 Realizando inyección de lo anterior (nuevamente se llena columna con 20

bbls)






Presión Inicial: 2000 psi

Presión final: 70 psi

20:56 – 21:10 Desplazando fluidos con 17 bbls de agua filtrada y tratada con 3 gal de

NE-118, 3 Gal de Claytrol 7.

21:10 Fin de la operación.

109

Gráfico 3. Carta de Presentación de Trabajo

REVENTADOR # 1

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

5000,00

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00

TIEMPO (minutos)

PRES

ION

(PSI

)

0,00

4,00

8,00

12,00

16,00

20,00

CA

UD

AL

(bpm

)

PRESION RATA

Fuente: BJ Services

Realizado: Elaborado por: Marcelo Ruiz

3.1.3. RESULTADOS DESPUÉS DEL TRABAJO

Antes del tratamiento realizado con el sistema HS BJ Sandstone Acid, el pozo no tenía

admisión.

Inmediatamente después de la operación y hasta 4 días después se tienen los siguientes

parámetros:

Presión de Inyección: 630 psi

Caudal de inyección de gas. 2’300.000,00 pie3/día

Prueba de Líneas

Mezcla Pref y Tratam. Bombeo Pref y Trat.

Mezcla Post y Sobreflujo Bombeo Post y

Sobreflujo

Desplazamiento

110

Este resultado es muy satisfactorio para las necesidades de inyección de gas de

TECPECUADOR.

3.1.4. COSTOS DEL TRABAJO

Los costos del trabajo se realizan en una factura, donde se desglosan los costos y sus

respectivos impuestos según las normativas fiscales, así:

Tabla 12. Costo

Ref. Qty. U/M 1 U/M 2 Descripción Precio Unitario Precio Total USD USD

Equipo de Servicio

F721 1 unit 2 hoursAcid Pumping, 0-2,500 psi, 1st 2 hours 2.825,00 2.825,00

F726 3 unit hour Pump Time, after 2 hours 480,00 1.440,00 J227 1 unit job Standard Job Monitoring 1.155,00 1.155,00

R003 3 tank day Chemical Tank, Hazardous Materials 307,00 921,00

R004 1 tank day Chemical Tank, Non-Hazardous Materials 172,50 172,50

R060 1 unit day Low Pressure Filter Unit 550,00 550,00 499559 0 each U/M 2 Filter Elements, Absolute 45,00 -

J740 65 unit km Delivery of Packaged Goods 4,40 286,00 J390 130 unit km Pump Unit, Data Van Travel 4,40 572,00 J390 130 unit km Transportation, Tanks 4,40 572,00

Equipo de Servicio Subtotal 8.493,50 Descuento 20 % 1.698,70 Total Equipo de Servicio 6.794,80

Personal A131 2 person day Operator de Equipos 755,00 1.510,00 A137 6 person day Ayudante 200,00 1.200,00 K990 1 person 8 hours Técnico de Lab en locación 525,00 525,00

Personnel Total 3.235,00 Discount 20 % 647,00 Personnel Total 2.588,00

Productos 100142 220 lbs ABF 6,13 1.348,60 488052 7 gals CI-25 104,45 731,15 411220 14 gals CLATROL 7 66,92 936,88 424537 32 lbs FERROTROL 210C 28,60 915,20 100091 27 gals FERROTROL 300L 36,63 989,01 100092 497 gals HCL, 33% 3,45 1.714,65

111

Productos 488141 35 gals HV ACID 71,40 2.499,00 488040 15 gals INFLO-150 50,00 750,00 814004 11 gals NE-18LB 53,54 588,94 814084 22 gals PARAVAN 25X LB 33,65 740,30 499559 38 U/M 1 Filter Elements, Absolute 40,00 1.520,00 100113 325 lbs NH4CL 1,11 360,75 100237 200 lbs SODA ASH 1,21 242,00

Productos Total 13.336,48 Descuento 15 % 1.933,79 Productos Total 11.402,69

Trabajo Total Equipo de Servicio 6.794,80 Personal 2.588,00 Productos 11.402,69 TrabajoTotal 20.785,49

Fuente: BJ Services


3.1.4.1. Pronósticos del Resultado de Estimulación.

Una forma de pronosticar el éxito de la operación fue observar la respuesta a la presión

cuando el ácido alcanzó la formación; en el caso de estimulación de las areniscas se

trato de mantener constante el caudal y la presión de inyección por debajo de la presión

de fractura.

Como la presión de superficie disminuyó rápidamente o en forma continua durante

varios barriles de ácido, el ácido estuvo removiendo el daño; en este caso se dio por

terminado la inyección de ácido y lavar el pozo inmediatamente con agua fresca,

además se tomo muestras de ácido y sólidos retornados, enviándose de inmediato al

laboratorio de estimulación para ser analizados.

Entre los aspectos más importantes que se realizó para el éxito del trabajo son:

112

a) Revisar todas las contingencias y procedimientos de seguridad.

b) Contar la remisión de los materiales y la correcta mezcla de los químicos a utilizar.

c) Control de la calidad del agua a utilizar para el fluido de matado de pozo y diluyente

para el ácido.

d) Control de la correcta adición de los aditivos al ácido.

e) Circulación del tanque de almacenamiento de ácido antes de inyectar el ácido al

pozo para evitar la separación por densidad.

f) Verificar las concentraciones de ácido HCl – Hf y tomar muestras de todos los

ácidos y fluidos que se van a bombear para posteriores análisis.

g) Verificar que los instrumentos de presión operen correctamente.

3.1.4.2. Procedimiento después del bombeo

Se tomó muestras de ácido gastado o retornado a superficie, el muestreo se realizó al

comienzo, mitad y cerca del final del bombeo del ácido, estas muestras fueron de ¼ de

galón debidamente rotulado; para realizar análisis de laboratorio como:

a) Cantidad de ácido y tipo de sólidos.

b) Concentración de ácido que retorna.

c) Contenido total de hierro precipitado.

d) Presencia de emulsiones.

e) Formación de precipitados minerales.

113

Con estos análisis y los informes de operación, junto con las cartas de presión se

incorpora al archivo de pozo, donde estos resultados con sus respectivas evaluaciones

sirvan para verificar sus suposiciones efectuadas y confirmar o descartar los modelos

utilizados, igualmente es una referencia para recomendar la aplicación en un trabajo de

estimulación similar al realizado.

114

CAPÍTULO IV

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

4.1. Operaciones en la Ejecución del Programa

En el programa de estimulación estuvo dirigido a realizar una limpieza con ácido a la

formación Tena en el pozo Reventador – 01, en la ejecución del programa se realiza una

comparación entre lo que estaba programado y como realmente se ejecuto, siguiendo los

pasos del programa de estimulación.

Entre la instalación del equipo superficial, líneas, prueba de inyectabilidad, preparación

de las mezclas y la conclusión del trabajo; transcurrieron aproximadamente un total de

11.30 horas.

4.1.2. Resumen de la operación.

Siguiendo los pasos del programa se logro culminar sin contratiempos la operación; el

volumen de tratamiento a la formación ingreso aproximadamente a una rata de 1,8 BPM

y presión de 1.360 PSI, en los últimos seis barriles la presión incremento a 1.500 Psi a

una rata de 1,6 BPM.

La presión durante el trabajo llego máximo a 2.000 PSI, por lo que se mantuvo 600 PSI

en el espacio anular durante toda la operación.

115

Con 49 BBL de crudo se desplazaron 65 BBL de ácido, conociendo la capacidad de

coiled tubing de 45 BBL significa que todo el ácido ingreso a la formación de los cuales

los cuatro barriles se quedaron en el casing. El resumen de operación esta distribuida

así:

06: 00 – 07: 00 Instalación de equipo y líneas superficiales.

07: 00 – 10: 30 Probando líneas superficiales con 4.000 PSI y espacio anular con

800 PSI.

10: 30 – 10: 45 Prueba de inyectabilidad.

10: 45 – 11: 00 Preparación mezcla de químicos en tanques.

11: 00 – 13: 20 Bombeo de químicos a la formación.

13: 20 – 13: 35 Cierre del pozo.

13: 37 – 15: 30 Recuperación del ácido.

4.2. Evaluación del tratamiento de estimulación. (Post – Job)

Una vez terminado el trabajo se realiza una reunión (Post – Job) en donde se exponen

los problemas y fallas que se presentaron en la ejecución del trabajo, esta evaluación

esta precedida por el supervisor de operaciones, el ingeniero se servicios y personal del

departamento de seguridad industrial y medio ambiente.

Si el inconveniente fue por no cumplir una norma ya establecida se procede a realizar

una solicitud de acción preventiva (SAP), en donde se indica a la persona o personas

involucradas en la operación la falla ocasionada y las consecuencias que puede

116

ocasionar esta. Si este inconveniente fue realizado por una persona reincidente se

procede a realizar una solicitud de acción correctiva (SAC), en donde se dispondrá los

recursos para corregir el problema como un nuevo entrenamiento en la operación, u

otros que fueren necesarios.

Si la falla no esta contemplada en las normas, se procede a realizar una solicitud de

acción peligrosa (SP) en donde se describirá la acción y se colocara las posibles

soluciones a ese problema.

4.2.1. Evaluación de la operación

La operación se ejecuto de acuerdo al programa desarrollado por el departamento de

Ingeniería de BJ Services, no se presento ningún problema durante el trabajo y se

cumplió con la secuencia operativa; el operador de la unidad bombeo reporto una falla

en una de las bombas de la unidad acidificadota, que se supero inmediatamente sin

necesidad de parar la operación.

4.2.2. Evaluación de los procedimientos

El Ingeniero de Servicios determinó que los procedimientos seguidos en la operación

fueron correctos, se mantuvo la presión máxima en superficie, los operadores siguieron

sus programas sin objeción concluyendo que la operación fue segura y exitosa.

117

4.3. Resultados de la estimulación

La verdadera evaluación de la estimulación, son los resultados del trabajo, si se

cumplieron los objetivos propuestos, se determina que la operación fue exitosa o el

fracaso de la misma y determinar las causas del fracaso de la operación para su

recomendación en futuros tratamientos.

Existen varias formas de evaluar el resultado de un tratamiento ácido; se pueden realizar

ensayos de restitución de presión (build – up) después de la limpieza del ácido y una

vez que se estabiliza la producción; para determinar el nuevo factor de daño y otros

parámetros de formación como permeabilidad, caudal de producción o inyección, entre

otros.

4.3.1. Resultados del Tratamiento

Analizando los datos obtenidos de la prueba de inyección del gas, determinamos que el

caudal de gas inyectado es de: 2´300.000,00 pie3/día. Este resultado es muy satisfactorio

para las necesidades de inyección de gas de la compañía operadora.

En conclusión se puede decir que el resultado del tratamiento es satisfactorio, por que

se cumplieron los objetivos propuestos para el trabajo de estimulación, además en la

evaluación de la operación, normas y procedimientos dieron resultados positivos, por lo

que podemos afirmar que fue un éxito el trabajo de estimulación.

118

4.4. Proceso de la Información

Una vez determinado el trabajo de estimulación, se empieza a procesar la

documentación en donde constan los reportes de operación de las distintas unidades, así

como los análisis de laboratorio, las evaluaciones o comentarios al trabajo realizado y

resultados del mismo.

4.4.1. Reporte de Estimulación Matricial

Este reporte esta compuesto de: a) cálculo de volúmenes, donde se registran los cálculos

del diseño del tratamiento, aquí se registran los volúmenes de fluido a ser utilizados,

desglosados por formulación química y tanque; (c) Cálculo de variación de productos,

este anexo se registra al terminar la operación; (d) reporte de control de ácido, este

anexo también se registra al terminar la operación.

En el reporte de estimulación matricial se registra el tiempo de bombeo y la presión

registrada por los manómetros, los tipos de fluido bombeado y comentarios a cada

operación así:

4.4.2. Reporte de control de calidad del ácido

Este reporte se realiza antes de iniciar el trabajo, una vez terminada la preparación y

mezcla del ácido, el supervisor de operaciones es el encargado de realizar el control de

calidad del ácido, este reporte se realiza por tanque de almacenamiento y por

formulación química; Este reporte es un anexo del reporte de estimulación matricial,

(ver anexo 21) de la siguiente manera:

119

Tanque N° 1 Pre–Flujo (HCl @ 15% + Aditivos)

N° Valores Obtenidos

1.

2.

3.

4.

5.

Volumen de ácido diluido

Contiene el ácido solvente, alcohol

Reemplazo el solvente, agua dilución

Contiene el ácido salamuera

Temperatura del ácido

Gravedad específica del ácido diluido

Muestra de ¼ gal.

773 Gal

Si

No

No

65° F (18°C)

1,274

Si

N° Ácido con alcohol / solvente

6.

8.

Gravedad específica del ácido concentrado

Volumen real de ácido concentrado

Nombre del solvente & Volumen real

1,074 @ 60°F (16°c) 600

Gal

Xileno & 165 Gal

N° Titulación Ácida

10.

Total acidez (HF)

Peso no corregido % total acidez

Peso corregido % total acidez

4 %

4,5%

Fuente: BJ Services


120

a. Tanque N° 2 Mud acid (3% HF – 12% HCl + Aditivos)

N° Valores Obtenidos

1.

2.

3.

4.

5.

Volumen de ácido diluido

Contiene el ácido solvente, alcohol

Reemplazo el solvente, agua dilución

Contiene el ácido salamuera

Temperatura del ácido diluido

Gravedad específica del ácido diluido

Muestra de ¼ gal.

2525 Gal

Si

No

Si

65° F (20°C)

1,571

Si

N° Ácido con alcohol / solvente

6.

7.

8.

9.

Gravedad específica del ácido concentrado

Volumen real de ácido concentrado

Tipo de sal & cantidad

Nombre del solvente & Volumen real

Tipo salmuera (KCl)

Volumen real de salmuera diluida

1,074 @ 60° F (16° c) 600

2000 Gal

KCl @ 41 Lb

Inflo – 40 & 18 Gal

1,199 @ 60° F (16° C)

500 Gal

N° Titulación Ácida

10.

11.

Total acidez (HF)

Peso no corregido % total acidez

Peso corregido % total acidez

Mezclas HF en (HCl – HF)

Peso % HF

Concentración % HCl

3,5 %

3 %

3 %

12 %

Fuente: BJ Services


121

Al registrar los valores obtenidos por el supervisor de servicios y al compararlos con el

formulario de mezcla de fluidos de tratamiento determino que la mezcla de los fluidos

estaba correcta por lo que procedió a continuar con el programa de estimulación.

4.5. Discusión de los resultados del tratamiento de estimulación

Al realizar el ensayo de inyectabilidad se registran por lo menos tres caudales

correspondientes a tres valores diferentes de la presión de bombeo y se pudo evaluar la

magnitud del daño de formación; la admisión del fluido fue a una presión constante y a

un caudal fijo, por lo que podemos comprobar que el daño de formación no es profundo,

es un daño a pocas pulgadas del borde de pozo y por la precipitación de sales

inorgánicas según los análisis del laboratorio.

Durante la estimulación matricial se produjo una disminución rápida del caudal de

inyectabilidad de 2 BPM a 1,6 BPM, cuando el ácido clorhídrico siguiendo al crudo

contacto la formación esto se debió principalmente a la diferente movilidad de los

fluidos; y por que el primer contacto del ácido clorhídrico con la formación da como

resultado una caída en la inyectabilidad debido a los finos liberados.

En la formulación química propuesta para este trabajo, se determino en el preflujo con

solventes y alcohol como el xileno y el JP – 1 para evitar la precipitación del hierro, un

anti – emulsionante J – 10 para evitar la emulsión en la interfase entre el preflujo y el

crudo como fluido de desplazamiento.

122

En la mezcla HF – HCl se le aditivo un inhibidor de corrosión como HAI – 50 y para

evitar la relación del ácido con la superficie de metal de la completación de fondo de

pozo y mantener el Ph bajo, un solvente mutual para restaurar la acuohumectabilidad de

los sólidos de formación y de los productos de reacción del ácido precipitado; se le

adiciono bifluoruro amoniaco (ABF) para la generación de ácido fluorhídrico in situ;

cuando el ácido HV o ácido fosfórico se mezcla con una solución de ABF se hidroliza la

sal de fluoruro para formar una molécula de HF.

La composición de las mezclas químicas indicadas en el programa de fluidos de

tratamiento dado por el laboratorio. Este proceso se ejecuto estrictamente en el orden

establecido. El post – flujo se desplaza empezando a tener un retorno a los 15 minutos

del inicio de la inyección del post – flujo empezando a recuperar el petróleo con ácido y

emulsionado, esto puede ser por que el porcentaje en volumen del anti – emulsionante J

– 10 fue insuficiente.

El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, se indica en el

aumento gradual de la presión en superficie. Para concluir se puede considerar que la

estimulación fue exitosa, el volumen de ácido fue el adecuado y la supervisión técnica

de la operación de estimulación fue muy eficiente; por consideración del ingeniero de

servicios es aconsejable planificar otro tratamiento para evitar la deposición continua de

escalas inorgánicas.

123

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

• Las dos características esenciales en la roca reservorio, que influyen en un trabajo de

estimulación son la porosidad efectiva y la permeabilidad relativa, debido que a

estos dos parámetros se diseña la cantidad de ácido para ingresar a la formación.

• Al realizar el ensayo de inyectabilidad al pozo Revetador # 1, se registran por lo

menos tres caudales correspondientes a tres valores diferentes de la presión de

bombeo y se pudo evaluar la magnitud del daño de formación; la admisión del

fluido fue a una presión constante y a un caudal fijo, por lo que podemos comprobar

que el daño de formación no es profundo, es un daño a pocas pulgadas del borde de

pozo y por la precipitación de sales inorgánicas según los análisis del laboratorio.

• Durante la estimulación matricial se produjo una disminución rápida del caudal de

inyectabilidad de 2 BPM a 1,6 BPM, cuando el ácido clorhídrico siguiendo al crudo

contactó la formación, se debió principalmente a la diferente movilidad de los

fluidos; y por que el primer contacto del ácido clorhídrico con la formación da como

resultado una caída en la inyectabilidad debido a los finos liberados.

En la formulación química propuesta para este trabajo, se determino el preflujo con

solventes y alcohol como el xileno y el JP–1 para evitar la precipitación del hierro,

124

un anti- emulsionante J–10 para evitar la emulsión en la interfase entre el preflujo y

el crudo como fluido de desplazamiento. La composición de las mezclas químicas

indicadas en el programa de fluidos de tratamiento dado por el laboratorio. Este

proceso se ejecuto estrictamente en el orden establecido. El post – flujo se desplaza

empezando a tener un retorno a los 15 minutos del inicio de la inyección del post –

flujo empezando a recuperar el petróleo con ácido y emulsionado, esto puede ser por

que el porcentaje en volumen del anti – emulsionante J – 10 fue insuficiente.

• En la mezcla HF – HCl se le aditivo un inhibidor de corrosión como el HAI – 50

para evitar la relación del ácido con la superficie de metal de la completación de

fondo de pozo y mantener el Ph bajo, un solvente mutual para restaurar la

acuohumectabilidad de los sólidos de formación y de los productos de reacción del

ácido precipitado; se le adiciono bifluoruro amoniaco (ABF) para la generación de

ácido fluorhídrico in situ; cuando el ácido HV o ácido fosfórico se mezcla con una

solución de ABF se hidroliza la sal de fluoruro para formar una molécula de HF.

• El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, se indica en

el aumento gradual de la presión en superficie. Para concluir se puede considerar

que la estimulación fue exitosa, el volumen de ácido fue el adecuado y la

supervisión técnica de la operación de estimulación fue muy eficiente; por

consideración del ingeniero de servicios es aconsejable planificar otro tratamiento

para evitar la deposición continua de escalas inorgánicas.

125

• Una rápida declinación del caudal de inyección, usualmente está asociado a

migración de finos o, un problema mecánico en fondo de pozo; por crearse un efecto

de retención de fluido, ocasionando un caudal bajo.

• Las formaciones de alta permeabilidad mayor a 100 md, generalmente están

dominadas por daños de formación debido al taponamiento de sólidos en los

espacios porales.

• El incremento del entendimiento de la química y física del proceso de acidificación

tanto como el mejoramiento de la implementación en el pozo, ha resultado en

mejores trabajos de acidificación. El uso de programas de computadora, que

incluyen el conocimiento de reglas y normas para acidificación de areniscas,

pueden mejorar el éxito de la operación, debido a que se elimina diseños

inapropiados y tratamientos estandarizados.

• El desarrollo de nuevos sistemas de ácidos que son diseñados específicamente para

evitar los muchos problemas inherentes a la acidificación de areniscas y carbonatos,

es la función principal de los laboratorios de estimulación. La acidificación matricial

de una formación, con el apropiado sistema e identificado el problema del pozo es el

método más económico y efectivo para mejorar la producción de petróleo en

reservorios de areniscas y carbonatos.

126

5.2 RECOMENDACIONES

• Antes de iniciar el trabajo de estimulación se debe recomendar revisar los tanques

de agua y ácido no estén sucios, ya que puede ocasionar daños en la formación.

• Se debe filtrar y acondicionar el fluido de completación o matado para evitar que

haya una excesiva columna hidrostática que tapone los poros del borde de pozo por

filtración de fluido.

• Se debe determinar la presión de fractura de fondo de pozo, y la presión máxima de

tratamiento en superficie, comunicar a todo el personal involucrado en la operación

y no superar este valor, sin autorización de un superior.

• La concentración de ácido debe estar en su rango aceptado, un rango menor puede

haber inadecuada remoción del daño, y una concentración mayor resultaría en un

ataque a la formación y la tubería.

• Nunca se debe bombear una solución ácida o de solventes químicos al pozo, hasta

que no se haya definido la causa del daño y el mejor producto químico para

bombearlo.

• La formación de emulsiones se debe evaluar en laboratorio con muestras

representativas de crudo y de los fluidos empleados en el pozo para seleccionar el

surfactante más óptimo.

127

• Cuando la permebealidad promedio de la formación es menor a 120 md, el post-

flujo ácido debe ser diseñado para 30 dinos / cm. de tensión superficial, para evitar

bloqueos por agua.

• Cuando se considere un daño por fluidos de perforación, matado, hinchamiento de

arcillas, dispersión de arcillas, daño por polímeros o incrustaciones los ácidos HCL

y HCL: Hf son los más recomendados.

• Los solventes mutuales y agentes humectantes son los más recomendados para el

daño de formación por alteración química y cambiar la óleo-humectabilidad de la

roca.

• La concentración de aditivos en el tratamiento llega máximo a un 5% del volumen

total, concentraciones mayores, que las necesarias pueden causar problemas de

emulsión y malograr el tratamiento.

• Se recomienda verificar el retorno de ácido midiendo el Ph para analizar posibles

problemas que se puedan ocasionar después del tratamiento como presencia de

sedimentos, emulsiones, formación de precipitados.

• Cuando tenemos altos contenidos de arcillas especialmente Caolinita e Illita se debe

evitar los sistemas de agua dulce y los altos caudales para prevenir finos móviles e

hinchamiento.

128

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

1. A.GALEAS, Adalberto, Petroproducción, Jefe de Ingeniería Quito,

2. ARLINGTON, T. E., Manual de estimulación ácida, 2da. Ed., Houston, Price may,

1995, pp. 6 -16; 18 – 26; 65, 67, 69; 77 – 79.

3. BAKER, Ron, A primer of Oilwell drilling, 6ta Ed., Houston, Petroleum extensión

servicie, University of Texas, 2001, p.p. 47, 50, 52.

4. B J Services, Seminario técnico de estimulación ácida, BJ Services Ecuador, 17

febrero 1993, p.p. 12 – 13; 16 – 23; 29, 30.

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133

GLOSARIO GENERAL

Agua Fresca: Agua tomada de los ríos para fluido de desplazamiento o fluido de

matado.

Adsorción: Adhesión o concentración de sustancias disueltas en la superficie de un

líquido o gas alrededor de los cuerpos.

Absorción: Retener un cuerpo entre sus moléculas, las de otro en estado líquido o

gaseoso.

Anodo: Átomo que posee una carga eléctrica positiva.

Alogénico: Constituyentes de la roca que existían antes de la formación de la misma.

Build-up: Registro que se corre en los pozos para obtener datos de reservorio.

Bactericida: Compuesto químico que destruye los microorganismos que degradan al

petróleo.

BTU: Abreviatura de “British Termal Unit”; una medida d energía calorífica,

equivalente a la cantidad de calor necesario para elevar la temperatura

de 1 Lb de agua en 1º f.

Barita: Sulfato de bario (BaSO4), un mineral frecuentemente usado para

incrementar la densidad del lodo de perforación.

Conglomerado: Roca formada por acumulación de granos primarios de guijarros y

partículas de tamaño grande.

Capilaridad: Capacidad para dejar subir, los fluidos entre los poros de las rocas a las

zonas de menor presión.

Costra de lodo: Revoque de fluido de perforación que protege las paredes de la

formación contra el ingreso de agua.

134

Colchón: Columna de agua o de fluido de perforación que se ubica dentro de la

Tubería para evitar que la presión hidrostática del fluido en el espacio

anular colapse la tubería.

Depletación: Estado donde el reservorio ha perdido su energía natural de producción.

Densidad: Peso de una sustancia por unidad de volumen.

Estratos: Masa mineral en forma de capa que constituye los depósitos

sedimentarios.

Estratigrafía: Describe la estructura de la formaciones en una cuenca sedimentaría.

Filiformes: Formaciones de arena de forma lenticular.

Factor de daño: Relación matemática de la permeabilidad después de daño dividido

por la permeabilidad original.

Fluido de desplazamiento: Usualmente agua salada que se bombea al pozo a

continuación de un fluido de tratamiento para forzarlo fuera del espacio anular.

Fluido de matado: Fluido usado para mantener bajo control el pozo durante las

operaciones de reacondicionamiento.

Gradiente: Cambio a variación en medición de una cantidad física.

Hidrocarburos: Compuesto de hidrógeno y carbono, gas líquido o sólido.

Isotérmico: Condición termodinámica en donde la temperatura permanece constante

durante un proceso.

Ígneas: Roca formada por el enfriamiento de magma fundido.

Intersticio Pequeño espacio vacío que media entre dos masas de roca. (sinónimo de

poro)

Limos: Sedimentos formados por arcilla y restos de materia orgánica.

Limonita: Roca formada por la acumulación de granos minerales de cuarzo.

135

Morfología: Aspecto externo de la constitución de una roca.

Petrofísica: Estudio del espacio poral y de sus características.

Petrografía: Estudio de la composición química, mineralogía, y génses de las rocas.

Plasticidad: Propiedad que presentan algunos minerales, de mantener la deformación

producida por una fuerza exterior.

Presión crítica: Es la presión necesaria para condensar un gas a su temperatura crítica.

Preflujo: Es la cantidad de fluido usada delante de una solución ácida que se

bombea dentro del pozo, también llamado fluido de cabeza.

Punto crítico: Es el punto de presión y temperatura donde no se puede distinguir si un

fluido es gas o líquido.

Saturación: Contenido de fluidos que existen en los espacios porosos de la roca.

Temperatura crítica: Temperatura a la cual un fluido puede existir como líquido o

gas.

Vaporización: Es el proceso para convertir una sustancia en estado gaseoso.

Viscosidad: Es la capacidad de flujo de un fluido.

136

ANEXOS Anexo 1. Columna Estratégica de Cuenca Oriental

Edades Formación Potencia

(ft)

Espesor

(ft)

Presión

(Psi)

Prof

(ft)

Litología

Era Periodo Época

Orteguaza 150 –

200

Areniscas

Tiyuyacu 200 –

250

Areniscas

Bosal Tena 820 –

3280

2300 8.500 Areniscas Mesosoica Cretacio Cretacio

Napo

Arena m1

Caliza m1

Caliza m2

Arena m2

Arena U

inferior

Arena U

superior

Caliza B

Arena T

Caliza C

650 –

1960

20

30

40

50

50

2.400

2.400

2.400

2.500

2.500

9.000 Lutitas

Calizas

Areniscas

Mesosoica Cretacio Cretacio

superior

Cretacio

Albiano

Hollín

Superior

Principal

115 –

650

20

60

2.500

4.000

10.000 Areniscas

Cuarcitas

Mesosoica Cretacio Cretacio

Inferior

Fuente: A. GALEAS (1)


137

Anexo 2 Tipos de Roca Sedimentaria

Grupos

Subgrupos

Conglomerado

Brecha

Arena

Arenisca

Limo

Arcilla

Caliza

Marga

Formadas

Bituminosa

Carbonácea

Arenisca

Bituminosa

Cabonacea

Arcilla

Bituminosa

(Carbonacea)

Caliza

Bituminosa

Mecánica

Química

Aluminoso

Ferruginoso

Conglomerado

Brecha

Ferruginoso

Arenisca

Ferruginoso

Bauxita Mecánica

Orgánica

Silicatado Conglomerado

Brecha

Arenisca

Arcillosa

Arcosa

Grauraca

Caolín

Arcilla

Mecánica

Orgánica

Carbonatado Conglomerado

Brecha

Calcáreos

Arena y

Areniscas

Calcáreas

Arcilla

Margosa

Caliza

Dolomita

Organogera

Mecánica

Química

Orgánica

Salino Arena y

Arenisca

Arcilla

Salina

Mecánica

Química

Fuente: POMEROL (35)


138

Anexo 3. División Textural de las Areniscas

Roca

Sedimentaria

Código

Geológico

Consideración Composición Tamaño

Partícula

Conglomerados

(Rocas Sefiticas)

Normal

Fino

Arenoso

Arcilloso

4 – 64 mm

< 4 mm

> 20% arena

> 20% arcilla

2 - > 256

Areniscas

(Rocas

Semiticas)

Conglomeratico

Guijarros

Normal

Lodoso

Arcilloso

> 20% Guijarro

> 10% Guijarro

> 20% Lodo

> 20% Arcilla

2161−

Esquistos

(Rocas Peliticas)

Limonita arenosa

Limonita

Esquito lodoso

Esquisto

> 20% arena

> 10% lodo

161

2561

−

Fuente: ARLINGTON (2)


139

Anexo 4. Descripciones Mineralógicas

Grupo Nombre Fórmula Simple

Características

Feldespatos Ortoclasa Feldespato de Potasio Albita Feldespato de Sodio Anortita Feldespato de Calcio

K2O.3Al2O3.6SiO2

Na20. Al2O3.6SiO2

CaO.Al2O3.6SiO2

Color crema rosado a gris, se encuentra como componente del granito y del gneiss. Color blanco y forman buena parte de rocas cristalinas como basalto, diorita y mucas lavas. Se descompone con H2O y CO2 formando carbonatos y bicarbonatpos el SiO2 se precipita como ácidos silicios solubles, el Al forma silicatos de aluminio hidratados.

Micas Moscovita Mica blanca

K2O.3Al2O3.6SiO2.2H2O

Color blanco y amarillento, tienen cierta lentitud para descomponerse.

Silicias

Cuarzo Oxido de Silicio Opalo Silicato Hídrico

SiO2

Si2.2H2O

Color blanco y componente de las arenas, permite su transformación a altas temperatura. Forma amorfa del cuarzo con contenido de agua del 3 – 13%.

Carbonatos

Caliza Carbonato de Calcio Dolomita Carbonato de magnesio

CaCo3

(CaMg. Co3)2

Posee un gran contenido de impurezas. Posee un gran contenido de impurezas y gran dureza.

Fuente: Petroproducción


140

Grupo Nombre Fórmula

Simple

Características

Bicarbonato de

calcio

Ca(HCO3)2

Precipitado de la solubilización

de las calizas.

Óxidos

Oxido de

Hierro

fe2O3

Impurezas encontrada en las

rocas carbonatadas.

Silicatos de

Aluminio

Caolinita

Silicato de

Aluminio

hidratado

Smectite

Silicato de

aluminio

hidratado

Clorita

Al2O3.2SiO2.2H2O

Al2O3.5SiO2.5-7H2O

Mg6.AlSi4O10(OH)8

Alteración química de las rocas

aluminosas.

También llamado comúnmente

montmorillonita.

Fuente: Petroproducción


141

Anexo 5. Dilución para el ácido clorhídrico Cantidad (gal.) de ácido y agua para hacer 1000 gal. de Acido patrón ácido diluido a varias concentraciones de ácido Concentración Grav esp 5% ácido 7,5% ácido 10% ácido 15% ácido 20% ácido 28% ácido a °Bé % HCl 60° F Ácido Agua Ácido Agua Ácido Agua Ácido Agua Ácido Agua Ácido Agua 18.0 27.92 1.1417 161 841 244 759 329 674 506 497 690 312 18..1 28.09 1.1426 160 843 242 760 327 676 502 501 686 317 997 3 18.2 28.26 1.1435 159 844 241 762 325 678 499 504 681 322 990 10 18.3 28.44 1.1444 157 845 239 764 323 681 495 508 676 327 983 17 18.4 28.61 1.1453 156 846 237 765 320 683 492 511 672 331 977 23 18.5 28.78 1.1463 155 847 236 767 318 685 489 515 667 336 970 30 18.6 28.95 1.1471 154 848 234 769 316 687 486 518 662 341 964 35 18.7 29..13 1.1480 153 849 233 770 314 690 482 521 658 345 957 43 18.8 29.30 1.1489 152 850 231 772 312 692 479 525 653 349 951 49 18.9 29.48 1.1498 151 851 230 773 310 694 476 528 648 354 944 57 19.0 29.65 1.1508 150 852 228 775 308 696 473 531 645 358 938 63 19.1 29.83 1.1517 149 853 226 777 306 698 469 534 641 363 931 70 19.2 30.00 1.1526 148 854 225 778 304 700 466 538 636 367 925 76 19.3 30.18 1.15351 147 855 223 780 302 702 463 541 632 371 919 82 19.4 31.08 1.1581 142 860 216 787 292 704 460 544 628 375 913 99 19.5 30.53 1.1554 145 857 221 783 298 706 457 537 624 379 907 94 19.6 30.71 1.1563 144 858 219 784 296 708 454 550 620 384 901 100 19.7 30.90 1.1572 143 859 218 785 294 710 451 553 615 388 895 106 19.8 31.08 1.1581 142 860 216 787 292 712 448 556 611 392 889 112 19.9 31.27 1.1590 141 861 215 789 290 714 445 559 607 397 883 119 20.0 31.45 1.1600 140 862 213 790 288 716 442 562 603 401 877 125 20.1 31.64 1.1609 139 863 212 791 286 718 439 565 599 405 871 131 20.2 31.82 1.1619 139 864 210 793 284 720 436 568 595 409 866 136 20.3 32.01 1.1628 138 865 209 794 282 722 433 571 591 413 860 142 20.4 32.19 1.1637 137 866 208 795 280 724 430 574 587 417 854 148 20.5 32.38 1.1647 136 867 206 797 278 726 428 577 584 421 849 153 20.6 32.56 1.1656 135 868 205 798 277 728 425 580 580 424 843 159 20.7 32.75 1.1666 134 868 204 800 275 729 422 583 576 428 838 164 20.8 32.93 1.1675 133 869 202 801 273 731 419 585 572 432 833 170 20.9 33.12 1.1684 132 870 201 803 271 733 417 588 569 436 827 176 21.0 33.31 1.1694 132 871 200 804 270 735 414 591 565 440 821 182 21.1 33.50 1.1703 131 872 198 805 268 737 411 594 561 443 816 187 21.2 33.69 1.1713 130 873 197 806 266 738 409 596 558 447 811 192 21.3 33.88 1.1722 129 874 196 808 264 740 406 599 554 451 806 197 21.4 34.07 1.1732 128 875 195 809 263 742 403 602 550 454 801 202 21.5 34.26 1.1741 127 875 193 810 261 744 401 604 547 458 796 207 21.6 34.45 1.1751 127 876 192 812 259 745 398 607 543 462 790 214 21.7 34.64 1.1760 126 977 191 813 258 747 396 609 540 465 786 218 21.8 34.83 1.1770 125 878 190 814 256 749 393 612 537 468 781 223 21.9 34.02 1.1779 124 879 189 815 255 750 391 615 533 472 776 227 22.0 35.21 1.1789 123 879 187 816 253 752 388 617 530 475 771 233 22.1 35.40 1.1798 123 880 186 818 251 754 386 619 527 479 766 238 22.2 35.59 1.1808 122 881 185 819 250 755 384 622 524 482 761 243 22.3 35.78 1.1817 121 882 184 820 248 757 381 624 520 485 757 247 22.4 35.97 1.1827 120 883 183 821 247 758 379 627 517 480 752 252 22.5 36.16 1.1836 120 883 182 822 245 760 377 629 514 492 748 257 22.6 36.35 1.1846 119 884 181 823 244 761 374 631 511 495 743 262 22.7 36.54 1.1856 118 885 180 824 242 763 372 634 508 493 739 266 22.8 36.73 1.1866 118 885 179 826 241 764 370 636 505 501 734 271 22.9 36.93 1.1875 117 886 177 827 239 766 368 638 502 504 730 275 23.0 37.14 1.1885 116 887 176 828 238 767 365 641 499 508 725 280 23.1 37.36 1.1895 115 888 175 829 236 769 363 643 495 511 720 285 23.2 37.58 1.1904 115 889 174 830 235 771 360 646 492 515 715 291 23.3 37.80 1.1914 114 889 173 832 233 772 358 648 489 518 711 275 23.4 38.03 1.1924 113 890 172 833 232 774 356 651 485 522 706 300 23.5 38.26 1.1934 112 891 170 834 230 776 353 654 482 525 701 305

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Marcelo Ruiz

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