ecopetrol un lodono es siempre una embarrada

237CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro - Vol. 3 Núm. 5 Dic. 2009

2009INSTITUTO COLOMBIANO DEL PETRÓLEO

PROYECCIONES A LA INDUSTRIA

CONTENIDO

238 Nafta virgen para transporte de pesados

240 Un lodo no siempre es una embarrada

242Fluidos bases agua para

fracturamientos óptimos

Colaboración: Diana Carolina Castañeda Monsalve, Alberto Mendoza Rojas, Javier Durán Serrano, Luz Edelmira Afanador, Edgar Nicolás Ramírez y Leila Tovar Aguirre.

238 CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro - Vol. 3 Núm. 5 Dic. 2009

PROYECCIÓN A LA INDUSTRIA 2009INSTITUTO COLOMBIANO DEL PETRÓLEO

Transportar crudos pesados a través de los oleo-ductos es una tarea difícil de realizar, debido a que estos crudos tienen una alta viscosidad, es

decir, presentan una resistencia a fluir debido a la fuerte interacción entre sus moléculas.

Los expertos del Instituto Colombiano del Petróleo debían resolver esta situación, y de paso aprovechar la red de oleoductos del país que recorren grandes distancias entre los campos de producción, las refi-nerías y los puertos, sin afectar la calidad de los cru-dos livianos e intermedios que también se transpor-tan por el mismo sistema.

Para concretar estos propósitos se evaluaron dife-rentes alternativas, entre ellas la utilización de emul-siones inversas y diversos diluyentes disponibles como crudos livianos (Cusiana), condensados del piedemonte y otros productos blancos excedentes de refinería. La opción más rentable para la dilución y transporte segregado del crudo Castilla fue la de nafta virgen.

Nafta virgen, para óptimo Crudo de castilla por oleductos

En cerca de 35 mil barriles de petróleo por día (KBPD) se incrementó la producción del crudo pesado Castilla en un período de cinco años, con la utilización de nafta como diluyente. Las exportaciones del Castilla Blend promediaron 2.5 millones de barriles por mes en el 2008, con-virtiéndose en el primer producto de exportación de Colombia.

Gerardo Santos, Guillermo Latorre y Oscar Javier Culman forman parte del equipo de investigación ICP y Vicepresidencia de

Transporte que desarrolló esta propuesta.

Por Lucia Ramírez Carreño

transporte de pesados

Con base en esta premisa, se diseñó e implementó un esquema de transporte en baches separados don-de se llevó la mezcla de baja viscosidad de los llanos junto a la mezcla de alta viscosidad de crudo Castilla y nafta denominada Castilla Blend, un crudo pesado de 18,8°API con un 1,97% S (azufre), que resulta de combinar el crudo Castilla con otros pesados pro-ducidos en campos de los llanos. A estos se les adi-ciona nafta virgen como diluyente para su transporte por el sistema de oleoductos.

Este diseño abrió las puertas a la exportación del cru-do Castilla Blend, y sobrepasó los obstáculos que en materia de transporte se presentaban en el proceso, al poder trasladar el crudo pesado Castilla por oleo-ducto, atravesando la cordillera de los Andes, hasta llegar al puerto caribeño de Coveñas en Colombia.

Adicionalmente y utilizando las ecuaciones básicas de la mecánica de fluidos, se estableció una me-todología que permite estimar la relación entre el máximo caudal de fluido y su viscosidad para un

PROYECCIÓN A LA INDUSTRIA



Los crudos pesados hacen parte de la estrategia de Ecopetrol por mantener la autosuficiencia petrolera del país. Poner

a producir el potencial de estos crudos en los llanos requirió resolver el problema

del transporte.

oleoducto en particular, la cual determinó la viscosi-dad óptima de operación, con el fin de minimizar el requerimiento de nafta que permitiera el transporte del crudo Castilla.

Todos estos esfuerzos se enmarcan dentro de las tres estrategias de Ecopetrol para mantener la autosufi-ciencia petrolera del país como son incrementar el factor de recobro en campos maduros, aprovechar los campos descubiertos no desarrollados y explotar el potencial de los crudos pesados. Como resultado de ello, Colombia ha logrado prolongar su auto-suficiencia por varios años, monetizando al mismo tiempo las considerables reservas de crudos pesados existentes en el país.

El incremento de las reservas y producción de crudos en la cuenca Llanos, en el oriente colombiano, trajo consigo la necesidad de enfrentar una serie de retos en las diferentes etapas de producción, transporte, refinación y comercialización.

El proyecto responde también al declive en la pro-ducción de los crudos livianos utilizados tradicional-mente como diluyentes, teniendo en cuenta los altos precios del crudo a nivel mundial registrados en es-tos últimos años, y al resultado de la evaluación in-tegral técnica y económica, realizada por un equipo multidisciplinario de profesionales de los diferentes negocios de Ecopetrol.

La aplicación oportuna de este esquema de trans-porte segregado del crudo pesado Castilla, utilizan-do nafta como diluyente, ha permitido que Ecopetrol incremente la producción de crudo Castilla de 40 a 75 mil barriles por día (KBPD) en un período de 5 años. Las exportaciones del Castilla Blend promedia-ron 2.5 millones de barriles por mes en el 2008, convirtiéndose en el primer producto de exportación de Colombia.



Un lodo no siempre es una embarrada. Este ele-mento viscoso y de apariencia desagradable se constituye en la herramienta fundamental a la

hora de perforar un pozo petrolero, y del cual se des-prende el éxito o el pobre desempeño del mismo.

Teniendo en cuenta esta última situación, el equipo conformado por Rocio Rincón, Pedro Galvis, Carlos Medina y Alberto Mendoza de Ecopetrol, se dieron a la tarea de evaluar toda la información de una perforación y del completamiento, para determinar las causas que llevan a un pobre desempeño de un pozo.

Mediante el análisis y pruebas de laboratorio los in-vestigadores definieron un tratamiento que permitiera remediar el daño causado. El resultado: la produc-ción del pozo mejoró después de aplicar el tratamien-to que el equipo de expertos diseñó.

Cómo lo lograron?

En la etapa de perforación del pozo Santos 113 ubi-cado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, entre los ríos Lebrija y Sogamoso, se utilizó un lodo

Seleccionar un lodo de perforación apropiado ayuda a minimizar el daño a la formación, pero cuando el daño se genera, la selección y aplicación de tratamien-tos adecuados lo remueve.

El equipo de trabajo de Ingeniería, Operaciones e ICP de Eco-petrol, encontró cuáles eran las causas del pobre desempeño de algunos pozos recién perforados, y las soluciones para alcanzar

las metas de producción.

Por Lucia Ramírez Carreño

base carbonato. Desafortunadamente la operación generó un daño en la cara de formación del pozo, enmascarando el verdadero potencial de producción del mismo.

El análisis de producción y de la información de per-foración y completamiento del pozo permitió eviden-ciar la presencia de daño de formación, generado en gran medida por el lodo utilizado para perforar el pozo (base carbonato). Luego se pudo establecer en el laboratorio que la presencia de daño por invasión de sólidos y fluidos del lodo impactó negativamente la producción del pozo.

Esto permitió evidenciar la importancia de seleccionar el lodo de perforación apropiado, que, en caso de generar daño a la formación, pudiera contrarrestar-se su efecto a través del bombeo de un tratamiento seleccionado adecuadamente mediante pruebas de laboratorio.

Una vez definidos los posibles tratamientos remedia-les, en los laboratorios de Química de Producción, Daños a la Formación y Reología del Instituto Colom-biano del Petróleo, ICP, se realizaron todas las pruebas para evaluar el procedimiento que eliminara el daño.

Un lodo no siempreEn pozos recién perforados

es una embarrada




El lodo de perforación fue llevado a un filtro prensa a condiciones de presión y temperatura de fondo, de manera que se pudiera generar una retorta, o cake, que fue expuesta posteriormente a pruebas de solubili-dad en sistemas orgánicos, ácidos, enzimáticos y com-binados (acido-enzimático).

Adicionalmente, y considerando un posible efecto ne-gativo del fluido de completamiento y con el fin de es-tablecer cuál es el más adecuado para futuros trabajos, se evaluó la respuesta del yacimiento a salmueras de cloruro de sodio, NaCl, y cloruro de potasio, KCl, y con diferentes concentraciones de sal.

El proceso incluyó la definición de un sistema de diso-lución para verificar la compatibilidad fluido-fluido, la mojabilidad visual (de acuerdo con la Norma API RP 42(2)) y la tensión interfacial, que fueron ajustados has-ta lograr los resultados esperados. Otros análisis de laboratorio desarrollados alrededor de esta propues-ta, incluyeron pruebas de fluido-roca (coreflooding) para asegurar y garantizar la selección del tratamiento adecuado.

Luego de ires y venires en el laboratorio, se pensó que los mejores tratamientos, de acuerdo con las prue-bas preliminares, estarían relacionados con el sistema base ácido clorhídrico, HCl, y el combinado conocido como BDF 325, pero se rechazó debido a su menor capacidad de disolución y mayor tensión interfacial.

Al final, los investigadores determinaron que el HCl al 7,5% p/v era la solución más efectiva, porque el áci-do logró la mayor disolución de la muestra sin gene-rar reacciones secundarias o indeseadas.

Ya en campo, el tratamiento se inyectó utilizando un equipo de coiled tubing, acondicionado con un jet de alto impacto (Vortex Nozzle) para ayudar en la remoción del revoque del lodo mediante el impacto mecánico que genera.

Utilizando coiled tubing se realizó la limpieza interna de la tubería para remover los óxidos de hierro y gra-sas. Después se hizo prelavado de los perforados para mejorar la penetración del ácido a lo largo del inter-valo perforado.

Luego se aplicó un lavado ácido selectivo de los per-forados con el fin de garantizar la limpieza de cada uno de ellos antes de inyectar el tratamiento ácido, así como también garantizar que el fluido inyectado fuera 100% ácido. Finalmente el radio de penetración del ácido a la formación fue de 1ft (pie), el cual fue retor-nado mediante desplazamiento con Nitrógeno.

Como resultado del trabajo de estimulación ácida ejecutado en el pozo Santos 113, se logró remover el daño y se mejoró la producción del pozo. De igual manera la estimulación selectiva a través del Coiled Tubing logró optimizar los fluidos de bombeo (HCl 7,5%) minimizando costos, cantidades de fluidos a neutralizar y la disposición de los mismos.

Los excelentes resultados de este procedimiento fueron replicados en los pozos Santos 115 y Conde 16, con logros similares.



El endurecimiento, estrechamiento u obstrucción de las paredes de las arterias a causa de acu-mulación de colesterol provoca una disminución

del flujo sanguíneo por el sistema circulatorio del ser humano; una situación similar ocurre en los pozos petroleros, en donde con alguna frecuencia se pre-sentan obstáculos que impiden el tránsito libre del crudo desde el subsuelo hacia la superficie.

Para sortear estas barreras en el yacimiento, se crean o abren canales de flujo aplicando presión hidráu-lica a una roca o reservorio hasta producir una falla o fractura de la misma, para ampliar el conducto a través del cual circula el flujo, metodología que se conoce con el nombre de fracturamiento hidráulico.

Es una de las técnicas de estimulación más utilizada y efectiva en la industria petrolera, porque aumenta la producción de los pozos que contienen crudo o gas, o los dos componentes, mejorando las propie-dades de permeabilidad del pozo, entre otras.

En el ámbito internacional, específicamente en Esta-dos Unidos, se realizan cada año entre 20 mil y 30

Fluidos base agua para

El fracturamiento hidráulico es una de las técnicas de estimulación más utilizada y efectiva en la industria petrolera, porque aumenta la producción mejorando las propiedades de permeabilidad del pozo.

Un polímero biodegradable, compatible con el medio ambiente, fue el material estrella para el fracturamiento hidráulico exitoso

en el campo Yariguí-Cantagallo.

Por Lucia Ramírez Carreño Fotografías Jaime Del Río /Archivo Ecopetrol

fracturamientos óptimos

mil trabajos de fracturamiento hidráulico, seguido por Rusia con 15 mil por año. En Latinoamérica, Ar-gentina lidera la técnica con unas 6 mil fracturas por año; México, con 5 mil, y Venezuela con 2 mil.

En Colombia, Hocol, recientemente adquirida por Ecopetrol, fractura el 80% de sus pozos, Petrobras el 95% en el campo Yaguará y el 100% en Guando y BP el 80%. En Ecopetrol, entre 1997 y 2006 se realizaron 29 trabajos de fracturamiento. Sin embar-go, la evolución ha sido evidente, pues entre 2007 y 2008 se realizaron 113 trabajos y se espera que entre 2009 y 2014 se ejecuten 1000 operaciones, es decir, cerca de 200 por año.

La técnica

El fluido de fractura es el elemento clave en esta técnica. Debe poseer ciertas propiedades para que cumpla con sus funciones de manera adecuada. Dentro de las más importantes están: ser compatible con la formación y sus fluidos, presentar tendencia a mojar las arenas de la formación por agua, ser




estable a la temperatura a la que se va utilizar, tener suficiente viscosidad para transportar el material propante hasta la profundidad deseada sin ocasio-nar asentamiento prematuro de la misma, y ser de preparación simple y fácil remoción después de su utilización para lo cual el fluido debe poseer muy baja viscosidad.

El análisis y optimización de los fluidos de fractura se realiza para generar resultados satisfactorios en los trabajos de campo, pues utilizar el fluido co-rrecto aumenta el potencial productor de los pozos, lo cual se ve reflejado directamente en ganancias económicas.

En Ecopetrol el factor de éxito de esta técnica es del 85%, principalmente en los campos Orito (sur del país), Apiay-Suria (Llanos orientales) y Magdale-na Medio (centro). Las compañías de servicios proveedoras de los fluidos de fractura, generalmente basan sus diseños principalmente en el análisis del perfil reológico de los pozos. Los datos arrojados por estos diseños fueron el punto de partida para un estudio realizado en el ICP, para determinar cuál es el fluido más adecuado para el campo Yariguí-Cantagallo, que hace parte de esta estrategia.

En convenio con la Universidad Industrial de Santander se desarrolló la tesis de grado, titulada,

“Determinación y Análisis de un Fluido de Fractura Óptimo para los Trabajos de Fracturamiento Hidráu-lico en el área de Yariguí-Cantagallo”, a cargo de la Ingeniera Química, Diana Carolina Castañeda Mon-salve.

Para trabajar esta técnica se evalúan previamente las propiedades fisicoquímicas y reológicas de los pozos las cuales son importantes porque es-tán referidas al estudio de fluidos y su viscosidad, así como al análisis de suelos que inciden en el proceso. El éxito del fracturamiento depende de este análisis.

Como referencia para todas las pruebas se tomó el fluido de fractura base agua aplicado en el trabajo de Fracturamiento Hidráulico llevado a cabo en el pozo Yariguí-83, en los trabajos operativos de julio de 2007.

En el desarrollo de la tesis se probaron dos pro-ductos como polímero gelificante para el frac-turamiento, ambos con características biodegrada-bles. Se trató de un polímero convencional y uno nuevo, ambos base goma Guar, un polisacárido soluble en agua, de alto peso molecular, proveniente de una semilla de una leguminosa de donde es extraído y

El análisis y optimización de los fluidos de fractura es fundamental para generar

resultados satisfactorios en los trabajos de campo, pues al utilizar el fluido correcto se

aumenta el potencial productor de cual-quier formación y desde luego redunda en beneficios económicos de la operación de

Ecopetrol, aportando a la meta establecida para cumplirse a 2015.



¿Y cómo se fractura?

El procedimiento consiste en bombear desde la superficie una lechada del fluido de aspecto gelatinoso mezclado con una arena sintética, propante o apuntalante. Este fluido gelatinoso forma parte esencial de esta técnica pues debe cumplir con dos funciones importantes: crear geometría de fractura (abrirla y extenderla) y mantener en suspensión el propante para trans-portarlo hasta la fractura creada y distribuirlo a través de la misma.

Dentro del procedimiento es clave que el fluido de fractura cumpla con ciertas propiedades para que trabaje de manera adecuada. Dentro de las más importantes están: ser compatible con la formación y sus fluidos, presentar ten-dencia a mojar por agua, ser estable a la tem-peratura a la que se va utilizar, tener suficiente viscosidad para transportar el propante hasta la profundidad deseada, ser de preparación simple y fácil remoción después de su utiliza-ción sin causar daño de formación.

pulverizado, con aplicaciones no sólo en la indus-tria petrolera, sino también como gelificante, para la preservación y retención de agua de helados, cho-colatinas, galletas y embutidos, jarabes, emulsiones, tintas para estampación y resinas, entre otras.

La característica más importante de estos geles, es que se trata de un biopolímero biodegradable que lo hace ambientalmente amigable, y se alinea con las políticas de Responsabilidad Social de Ecope-trol.

Dentro de la metodología de preparación de los fluidos de fractura para cada una de las pruebas, es necesario seguir las recomendaciones e instruc-ciones de las compañías de servicios proveedoras, teniendo en cuenta el orden en el que se agregan los aditivos, los tiempos y velocidades de agitación.

Luego de varios análisis se estableció que el fluido de fractura considerado óptimo por ser compatible con el crudo del campo, es el que moja las arenas de la formación preferencialmente por agua y que cumple con los requisitos reológicos preestableci-dos: elevada viscosidad inicial, estabilidad durante la primera media hora de prueba y disminución de la viscosidad por debajo de 100 cP (100 veces ma-yor que la viscosidad del agua) en 1 hora 8 minu-tos, aproximadamente.

ecopetrol un lodono es siempre una embarrada

Documents