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i

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“DESARROLLO DEL CÁLCULO Y APLICACIÓN DE LA

ESTIMULACIÓN MATRICIAL PARA OPTIMIZAR LA

PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS MADUROS DEL ORIENTE

ECUATORIANO, COMO EL CAMPO SHUSHUFINDI”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

JUAN CARLOS SÁNCHEZ SÁNCHEZ

DIRECTOR: MGT. RAÚL BALDEÓN

Quito, Marzo del 2015

ii

DERECHOS DE AUTOR

© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

iii

DECLARACIÓN

Yo JUAN CARLOS SÁNCHEZ SÁNCHEZ, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

Juan Carlos Sánchez Sánchez

C.I. 0704923374

iv

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Desarrollo del cálculo

y aplicación de la Estimulación Matricial para optimizar la producción

de los campos maduros del oriente ecuatoriano, como el campo

Shushufindi” , que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue

desarrollado por Juan Carlos Sánchez Sánchez, bajo mi dirección y

supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos

18 y 25.

MGT. Raúl Baldeón

DIRECTOR DEL TRABAJO

v

CARTA DE LA INSTITUCIÓN

vi

DEDICATORIA

Dedico el presente trabajo principalmente a Dios, por haberme dado la vida y

permitirme el haber llegado hasta este momento tan importante de mi

formación profesional.

A mi padre Efraín y mi madre Lolita, por haber sido pilares fundamentales en

mi vida y que han estado conmigo en todo momento. Gracias por todo papi y

mami por darme una carrera para mi futuro y por creer en mí, aunque hemos

pasado momentos difíciles siempre han estado apoyándome y brindándome

todo su amor, por todo esto les agradezco de todo corazón el que siempre

estén conmigo a mi lado.

A mis hermanos Pauly y Byron, gracias por estar conmigo y apoyarme

siempre, los quiero mucho.

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

vii

AGRADECIMIENTO

En el camino de la superación profesional, el ingeniero debe estudiar

permanentemente los objetos y fenómenos que maneja en su cotidiana

labor; en este esfuerzo la oportunidad de perfeccionamiento ha sido gracias

a la Universidad Tecnológica Equinoccial y su modalidad de formación

profesional.

Durante mi vida universitaria he tenido la enorme suerte y satisfacción de

conocer personas que me han ayudado de una forma u otra en la

culminación de esta tesis y a las que estoy profundamente agradecido.

Este trabajo fue estructurado con ayuda del Ingeniero Raúl Baldeón y la

Ingeniera María Loroña, excepcionales profesionales a quienes expreso mi

profunda gratitud.

viii

ÍNDICE DE CONTENIDO

DERECHOS DE AUTOR ................................................................................ ii

DECLARACIÓN ............................................................................................. iii

CERTIFICACIÓN ........................................................................................... iv

CARTA DE LA INSTITUCIÓN ......................................................................... v

DEDICATORIA .............................................................................................. vi

AGRADECIMIENTO ..................................................................................... vii

ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................ viii

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................... xv

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................... xvi

RESUMEN .................................................................................................. xvii

ABSTRACT .................................................................................................xviii

CAPÍTULO 1 .................................................................................................. 1

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 2

1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 3

1.2. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 4

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

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

1.3. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 5

CAPÍTULO 2 .................................................................................................. 6

2. MARCO TEÓRICO ................................................................................. 7

ix

2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINFI .................................. 7

2.2. DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA ................................................. 9

2.2.1. FORMACIÓN ORTEGUAZA .................................................... 11

2.2.2. FORMACIÓN TIYUYACU ........................................................ 11

2.2.3. FORMACIÓN TENA ................................................................. 11

2.2.4. FORMACIÓN NAPO ................................................................ 11

2.2.5. FORMACIÓN HOLLÍN ............................................................. 12

2.2.6. BASAMENTO CRISTALINO .................................................... 12

2.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS ................................................... 12

2.3.1. BASAL TENA ........................................................................... 12

2.3.2. U. SUPERIOR .......................................................................... 12

2.3.3. U. INFERIOR............................................................................ 13

2.3.4. T. SUPERIOR .......................................................................... 13

2.3.5. T. INFERIOR ............................................................................ 13

2.3.6. HOLLÍN SUPERIOR ................................................................. 13

2.3.7. HOLLÍN INFERIOR .................................................................. 13

2.4. DEFINICIÓN DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL ............................. 14

2.5. IMPORTANCIA DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL .................... 14

2.6. TIPOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL ....................................... 15

2.6.1. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ......................... 16

2.6.1.1. Tratamientos reactivos no ácidos ...................................... 17

2.6.2. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA................................ 18

2.7. TIPOS DE ÁCIDOS ........................................................................ 19

2.7.1. ÁCIDOS INORGÁNICOS ......................................................... 19

2.7.1.1. Ácido clorhídrico (HCl) ....................................................... 19

2.7.1.2. Ácido fluorhídrico (FH) ....................................................... 20

x

2.7.1.3. Otros ácidos inorgánicos ................................................... 20

2.7.2. ÁCIDOS ORGÁNICOS ............................................................. 21

2.7.2.1. Ácido acético ......................................................................... 21

2.7.2.2. Ácido acético anhídrido ..................................................... 22

2.7.2.3. Ácido fórmico ..................................................................... 23

2.8. TIPOS DE ESTIMULACIONES ÁCIDAS ........................................ 23

2.8.1. FRACTURAMIENTO ÁCIDO.................................................... 24

2.8.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ......................................... 24

2.9. TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIÓN POR COMBINACIONES DE

ÁCIDOS (REACTIVAS) ............................................................................ 25

2.9.1. MUD ACID................................................................................ 25

2.9.2. ÁCIDO FLUOROBÓRICO (HBF4) ........................................... 26

2.10. TRATAMIENTOS NO REACTIVOS............................................. 26

CAPÍTULO 3 ................................................................................................ 28

3. DAÑO DEL POZO ................................................................................ 29

3.1. CÁLCULO DEL DAÑO DEL POZO ................................................. 30

3.1.1. ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE FLUJO RADIAL .................. 32

3.1.2. ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE FLUJO SEUDOESTABLE .. 32

3.2. CAUSAS QUE PROVOCAN DAÑO DE FORMACIÓN ................... 33

3.2.1. HINCHAMIENTO DE ARCILLA ................................................ 35

3.2.2. PRECIPITACIÓN DE ORGÁNICOS E INORGÁNICOS ........... 35

3.2.3. ESCALA ................................................................................... 36

3.2.4. DAÑO CAUSADO POR PARTÍCULAS CEMENTANTES ........ 37

3.2.5. DAÑO EN EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO .................. 38

3.2.6. DAÑO POR BLOQUEO POR EMULSIÓN O AGUA ................ 38

xi

3.2.7. DAÑO POR PRODUCCIÓN ..................................................... 38

3.2.8. CAMBIO DE MOJABILIDAD .................................................... 39

3.2.9. DAÑO POR PUNZAMIENTO (CAÑONEO) .............................. 40

3.2.10. DAÑO POR LODO DE PERFORACIÓN ............................... 41

3.2.11. DAÑO CAUSADO POR LA CEMENTACIÓN ....................... 41

3.3. PREVENCIÓN DEL DAÑO ............................................................. 41

3.4. EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DEL POZO................................. 42

3.5. IDENTIFICACIÓN DEL DAÑO ........................................................ 43

CAPÍTULO 4 ................................................................................................ 44

4. DESARROLLO DEL CÁLCULO PARA LA APLICACIÓN DE LA

ESTIMULACIÓN MATRICIAL A LOS POZOS SELECCIONADOS DEL

CAMPO SHUSHUFINDI .............................................................................. 45

4.1. POZO SHUSHUFINDI – 136D, ARENA “T INFERIOR” .................. 46

4.1.1. ANÁLISIS DEL HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ...................... 46

4.1.2. CORRELACIÓN DE POZO EN UN MAPA ESTRUCTURAL ... 47

4.1.3. CÁLCULO DE RESERVAS ...................................................... 49

4.1.4. PARÁMETROS PETROFÍSICOS ............................................. 51

4.1.5. DESARROLLO DEL CÁLCULO PARA LA ESTIMULACIÓN

MATRICIAL DE LA ARENA “T INFERIOR” .......................................... 52

4.1.5.1. Cálculo del volumen del fluido a penetrar en la formación. 52

4.1.5.2. Cálculo de la presión máxima de bombeo ......................... 54

4.2. POZO DRAGO NORTE 027 ........................................................... 56





xii


MATRICIAL DE LA ARENA “U INFERIOR” .......................................... 61



4.3. POZO SHUSHUFINDI – 141D, ARENA “U INFERIOR” ................. 66









4.4. POZO SHUSHUFINDI – 113D, ARENA “U INFERIOR” ................. 76


4.4.2. CORRELACIÓN DE POZO EN UN MAPA ESTRUCTURAL ....... 77







CAPÍTULO 5 ................................................................................................ 87

5. APLICACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL A LOS POZOS

SELECCIONADOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI ....................................... 88

5.1. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “TI” DEL POZO SSF – 136D ...... 89

xiii

5.1.1. BHA DE ESTIMULACIÓN ........................................................ 89

5.1.2. BOMBEO DE NITRÓGENO CON COILED TUBING (CT) ....... 90

5.1.3. PRUEBA DE INYECTIVIDAD................................................... 91

5.1.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “TI” ....................................... 91

5.1.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LUEGO DE ESTIMULACIÓN

ÁCIDA 92

5.2. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “UI” DEL POZO DRCC – 027..... 93

5.2.1. BHA DE ESTIMULACIÓN ........................................................ 94

5.2.2. BOMBEO DE NITRÓGENO CON COILED TUBING (CT) ....... 95

5.2.3. PRUEBA DE INYECTIVIDAD................................................... 95

5.2.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “UI” ...................................... 96

5.2.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LUEGO DE ESTIMULACIÓN

ÁCIDA.. ................................................................................................. 96

5.3. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ARENA “UI” DEL POZO SSF –

141D. ........................................................................................................ 98

5.3.1. LIMPIEZA EN TANDEM PARA CSG DE 9 5/8’’ Y LINER DE

7’’…….. ................................................................................................. 98

5.3.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE ARENA “UI” ............... 99

5.3.3. EVALUACIÓN DE LA ARENA “UI” ..........................................100

5.3.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LUEGO DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ....................................................101

5.4. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ARENA “UI” DEL POZO SSF –

113D. .......................................................................................................102

5.4.1. BHA DE LIMPIEZA ..................................................................102

5.4.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE ARENA “UI” ..............103

5.4.3. EVALUACIÓN DE LA ARENA “UI” ..........................................104

xiv

5.4.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ....................................................104

CAPÍTULO 6 ...............................................................................................106

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................107

6.1. CONCLUSIONES ..........................................................................107

6.2. RECOMENDACIONES ..................................................................108

BIBLIOGRAFÍA ...........................................................................................110

GLOSARIO .................................................................................................112

ANEXOS .....................................................................................................115

xv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Ubicación del campo Shushufindi .................................................. 8

Figura 2: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ................................ 9

Figura 3: Mapa estructural del campo Shushufindi ..................................... 10

Figura 4: Distribución de presión en un reservorio con daño ...................... 29

Figura 5: Daño de formación, vista microscópica ....................................... 34

Figura 6: Hinchamiento de arcillas .............................................................. 35

Figura 7: Escala .......................................................................................... 36

Figura 8: Solubilidad del carbonato de calcio en HCl .................................. 37

Figura 9: Daño de formación por punzamiento ........................................... 40

Figura 10: Corte estratigráfico del pozo SSF – 136D .................................. 48

Figura 11: Corte estratigráfico del pozo DRCC - 027 .................................. 58



xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Datos de las Propiedades Petrofísicas de las Formaciones .......... 14

Tabla 2: Pozos seleccionados para el análisis ............................................ 45

Tabla 3: Historial de producción del Pozo SSF – 136D, arena “T inferior” .. 46

Tabla 4: Cálculo de Reservas, pozo SSF – 136D ....................................... 50

Tabla 5: Parámetros petrofísicos de la arena “U inferior” ............................ 51

Tabla 6: Parámetros petrofísicos de la arena “T inferior” ............................ 51

Tabla 7: Tabla de resultados ....................................................................... 54

Tabla 8: Tabla de resultados ....................................................................... 56

Tabla 9: Historial de producción del pozo DRCC - 027 ............................... 57

Tabla 10: Cálculo de reservas, pozo DRCC - 027 ....................................... 60

Tabla 11: Parámetros petrofísicos, arena “U inferior” .................................. 61

Tabla 12: Tabla de resultados ..................................................................... 63


Tabla 14: Historial de Producción del pozo SSF – 141D ............................. 67

Tabla 15: Cálculo de reservas, pozo SSF – 141D ....................................... 70




Tabla 19: Historial de producción, arena “U inferior” ................................... 77

Tabla 20: Cálculo de reservas, pozo SSF – 113D ....................................... 80




Tabla 24: Historial de producción luego de estimulación matricial .............. 92

Tabla 25: Historial de producción luego de estimulación matricial .............. 97

Tabla 26: Historial de producción luego del fracturamiento hidráulico .......101

Tabla 27: Historial de producción después del fracturamiento hidráulico ...105

xvii

RESUMEN

El presente trabajo de investigación titulado: “Desarrollo del cálculo y

aplicación de la Estimulación Matricial para optimizar la producción de los

campos maduros del oriente ecuatoriano, como el campo Shushufindi”, está

enfocado principalmente a la importancia de optimizar la producción de los

pozos del campo Shushufindi, utilizando la estimulación matricial, con el

objetivo de incrementar su producción.

Entre los más importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la

Ingeniería Petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es la

importancia de la estimulación de pozos que se puede asegurar que no

existe pozo en el mundo en el que no se haya aplicado uno o más de estos

procedimientos; aun más, muchos pozos existen como productores

comerciales debidos precisamente a la estimulación de su productividad.

Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y

tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación

cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La

estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación,

sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para

mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo.

El estudio se va a enfocar en campos maduros, donde se realizará estudios

y cálculos entre los tratamientos de estimulación matricial y luego

compararlos, para optimizar la producción de estos campos del oriente

ecuatoriano y así identificar el método de estimulación más efectivo.

xviii

ABSTRACT

This research paper entitled "Development of the calculation and application

of Matrix Stimulation to optimize production from mature fields of eastern

Ecuador, as Shushufindi field " focuses primarily on the importance of

optimizing production of Shushufindi field wells using matrix stimulation, in

order to increase production.

Among the most important technological developments available to the

Petroleum Engineering methods are Well Stimulation. Such is the importance

of well stimulation that can ensure that there is no hole in the world that has

not implemented one or more of the following; further, there are many wells

as commercial producers precisely due to the stimulation of productivity.

Matrix stimulation treatments include acid, solvent and chemical treatments

to enhance the permeability of the formation surrounding the well, which

increases the productivity of a well. Matrix stimulation is a process of injecting

fluid into the formation, either acid or solvent and pressure below the fracture

pressure, to improve production or flow capacity of a well.

The study will focus on which are recently formed, where studies and

calculations between treatments matrix stimulation was performed and then

compare them to optimize production from these fields of eastern Ecuador

mature fields and identify the method more effective stimulation.

CAPÍTULO 1

2

1. INTRODUCCIÓN

El primer método de estimulación de la productividad de un pozo que fue

aplicado, se remonta al inicio de la explotación industrial de petróleo,

aproximadamente en 1860. Este proceso fue a través del uso de

nitroglicerina que se hacía explotar. El método se llamó fracturamiento con

explosivos y llegó a ser popular en 1920.

Entre los más importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la

Ingeniería Petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es la

importancia de la estimulación de pozos que se puede asegurar que no

existe pozo en el mundo en el que no se haya aplicado uno o más de estos

procedimientos; aun más, muchos pozos existen como productores

comerciales debidos precisamente a la estimulación de su productividad.

Algunos campos maduros del Oriente Ecuatoriano, producen con un corte de

agua de más del 90% y las incrustaciones de carbonato de calcio (CaCO3)

constituyen un problema común. La acumulación de incrustaciones afecta

adversamente la producción, así como el rendimiento y la vida operativa de

las bombas electro sumergible (ESP).

La presencia de escala, parafina, asfalteno y otros materiales, son algunos

de los problemas más comunes que ocasionan el cierre de pozos. Se puede

extender la vida útil de los pozos al utilizar técnicas correctas de limpieza e

inhibición con herramientas y/o productos químicos que no dañen la

formación. Siendo el enfoque de la presente investigación la estimulación

matricial como solución a los problemas de daño de formación que inciden

negativamente en la producción de petróleo y la búsqueda de un

procedimiento eficaz y económico para remover e inhibir dichos problemas.

Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y

tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación

cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La

3

estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación,

sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para

mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo.

Dado que la estimulación de pozos concierne directamente con el

mejoramiento de su productividad, o en su caso de su inyectabilidad, su

éxito depende básicamente de las condiciones en que se encuentren los

pozos. Esto obliga a conocer con precisión los parámetros que controlan la

productividad de los pozos antes de decidir si es conveniente o no realizar

una estimulación para mejorar la producción.

El estudio se va a enfocar en campos maduros, donde se realizará estudios

y cálculos entre los tratamientos de estimulación matricial y luego

compararlos, para optimizar la producción de estos campos del oriente

ecuatoriano y así identificar el método de estimulación más efectivo.

1.1. PROBLEMA

Tradicionalmente los operadores se basan en programas de perforación

para obtener la productividad de un pozo petrolero, obtener los niveles de

producción deseados y optimizar la recuperación de hidrocarburos. Sin

embargo, a medida que se desarrolla la explotación de un campo este

declina junto a su producción y a través de la recuperación de sus reservas

remanentes y el agotamiento de los yacimientos de petróleo reduce la

productividad de los campos.

En varios reservorios se pasan por alto algunas zonas productivas durante

las fases iniciales de desarrollo del campo y se centran solamente en los

horizontes más prolíficos. En total, estos intervalos de producción marginal

contienen importantes volúmenes de hidrocarburos que se pueden producir,

especialmente de formaciones laminadas y de yacimientos de baja

permeabilidad. El acceso a las zonas productivas dejadas de lado es

4

económicamente atractivo para mejorar la producción y recuperar la

recuperación de reservas remanente, pero plantea varios desafíos.

Por lo general, las zonas pasadas por alto de los yacimientos presentan

menores permeabilidades y requieren tratamientos de estimulación para

lograr una producción comercial sustentable. La estimulación matricial es un

tratamiento diseñado para mejorar las permeabilidades de los campos que

no se han desarrollado en su totalidad, realizando estudios de zonas y

revisando los historiales de producción, se podría utilizar un método de

estimulación adecuado para aprovechar al máximo la producción de los

campos.

1.2. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.2.1. OBJETIVO GENERAL

Optimizar la producción del campo Shushufindi, utilizando la estimulación

matricial más efectiva, previo a estudios de campo.

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar los historiales de producción y de reacondicionamiento de los

pozos del campo Shushufindi.

Determinar y calcular un tratamiento de estimulación matricial para los

pozos del campo Shushufindi.

Proponer un tratamiento de estimulación matricial que mejore la

producción de los pozos del campo Shushufindi.

5

1.3. JUSTIFICACIÓN

La difícil extracción de petróleo, ha llevado a la industria del petróleo a

desarrollar e innovar tecnología que permita recuperar el mayor volumen de

hidrocarburos. Es por ello la importancia de que las estimulaciones

matriciales nos permitan lograr mayor recuperación de hidrocarburos, a

través de la reducción del daño y la penetración necesaria a la formación.

La importancia de tener bien claros los conceptos de productividad de pozos,

nos permitirá tener un mejor panorama acerca de consideraciones que

debemos tomar en cuenta para ver si nuestro pozo es un candidato para

llevarle a cabo una estimulación matricial; la importancia de conocer su

historial de producción, así como su historial de reacondicionamiento que se

le han realizado, nos permitirán realizar una evaluación y así seleccionar el

método de estimulación adecuado para el pozo.

El éxito de la estimulación no consiste en tener sólo un producto que permita

llegar al objetivo, sino tener toda la información necesaria de nuestro

yacimiento. La caracterización del yacimiento nos permitirá tener los

fundamentos necesarios para poder inyectar un tipo de fluido que sea

compatible con la formación y los fluidos de ésta.

CAPÍTULO 2

.

7

2. MARCO TEÓRICO

El campo Shushufindi fue descubierto en 1969 con el pozo Shushufindi 1,

cuya perforación arrancó el 4 de diciembre de 1968 y alcanzó una

profundidad de 9.772 pies. Las pruebas efectuadas a partir del 10 de enero

de 1969, arrojaron 2.621 bpd (barriles de petróleo/día) de 32,5° API 2.469

bpd de 26,6° API de los reservorios “T” y “U” respectivamente.

En la recomendación de perforación realizada por los geólogos de Texaco

(1968), se establece como principal objetivo a la formación cretácica Hollín,

basados en los resultados del pozo Lago Agrio 1 y, solo como “objetivos

atractivos secundarios”, las Arsénicas “U” y “T”. Además sobre la base de un

significativo “draping” de los sedimentos Tiyuyacu del Eoceno sobre la falla

oriental de la estructura, deducen un origen pre-eocénico de la misma.

La producción del campo arrancó en agosto de 1972, alcanzando su pico en

agosto de 1986 un promedio diario en ese mes de 126.400 barriles. Se han

perforado alrededor de 120 pozos.

El 2006 produjo el campo Shushufindi 47.523 bpd en promedio, mientras

Aguarico 1.388 bpd.

2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINFI

En este campo se han perforado alrededor de 120 pozos, doce de los cuales

han acumulado una producción individual de más de 20 millones de barriles,

estando entre ellos el pozo estrella de toda la cuenca Oriente: el Shushufindi

- 20 que cuenta con una producción acumulada de alrededor de 35 millones

de barriles. La productividad de este pozo es tan extraordinaria que el solo

tiene mayor producción que la mayoría de campos pequeños y medianos de

EP PETROECUADOR.

8

Este campo tuvo reservas iniciales probadas de 1590 millones de barriles,

que representan el 121,5 % de todas las reservas de la Cuenca Oriente,

restando aún alrededor de 600 millones de barril es por ser producidos. Su

producción total equivale a 13 5 % del total producido en el país. Este campo

ha entrado ya en su etapa de madurez, y está ya envejeciendo, tras

producir como un reloj perfectamente engranado sobre los 100 mil barriles

diarios hasta abril del año 94, cuando inicia un descenso sostenido hasta

que al presente se encuentra con una producción de alrededor de 50000

bpd.

Históricamente este campo no ha dado mayores problemas en su operación,

gracias a la nobleza de los reservorios y a la perfección de su sistema

hidrodinámico. Sin embargo en la actualidad plantea un reto mayor, que es

el de determinar el régimen óptimo de producción en su etapa de

depletación final.

Figura 1: Ubicación del campo Shushufindi

Fuente: PETROECUADOR

9

2.2. DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA

Figura 2: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

10

Figura 3: Mapa estructural del campo Shushufindi


11

2.2.1. FORMACIÓN ORTEGUAZA

Esta formación presenta un espesor promedio de 582 pies. Litológicamente

está constituida por lutitas de color verde al techo y a la base; presentando

en su parte central intercalaciones de areniscas finas de color gris verdoso y

limolitas de color verde.

2.2.2. FORMACIÓN TIYUYACU

Esta formación presenta dos miembros bien definidos denominados superior

e inferior. El miembro Tiyuyacu inferior está constituido principalmente de

conglomerado de chert y en menor proporción por areniscas con

intercalaciones de arcillolitas de color rojo ladrillo. El miembro Tiyuyacu

superior está formado por areniscas comglomeráticas, dentro de una matriz

arcillosa. Esta formación presenta una potencia de 1684 pies.

2.2.3. FORMACIÓN TENA

Con un espesor de 352 pies, se caracteriza por la presencia de arcillolitas y

limolitas color rojo ladrillo, café chocolate, café rojizo, café claro, en parte

gris verdosa, firme a moderadamente dura, en parte suave, de origen

continental. Hacia la base presenta una zona de arenisca cuarzosa,

denominada Basal Tena, de color crema a café clara, transparente,

translúcida, grano fino a muy fino, sub-redondeado a sub-angular, suelta, en

parte moderadamente consolidada, regular sección, en parte matriz arcillosa,

cemento ligeramente calcáreo. Con presencia de hidrocarburo.

2.2.4. FORMACIÓN NAPO

Se compone principalmente de lutita gris oscura a negra, con intercalaciones

de calizas de color crema a blanco crema y areniscas de grano fino a medio.

Esta formación tiene un espesor de 751 pies y se encuentra en contacto

12

concordante con la infrayascente formación Hollín y discordante con la

formación Tena.

2.2.5. FORMACIÓN HOLLÍN

Arenisca cuarzosa, blanca, transparente, translúcida, ocasionalmente

hialina, suelta, en menor cantidad moderadamente consolidada, friable,

grano medio, en menor cantidad grano fino, con ocasionales granos

gruesos, sub – redondeados a sub – angulares, en casos matriz arcillosa,

cemento ligeramente calcáreo, con inclusiones de glauconita.

2.2.6. BASAMENTO CRISTALINO

El crudo de los ciclos arenosos “T” y “U” tiene una gravedad promedio de

29.4º y 24.5º API, respectivamente; variación que se refleja directamente en

el contenido de azufre, cuyo porcentaje en peso varía entre 0.84 y 1.03%

(tres análisis) para la arena “T” y, 0.86 y 1.48% (4 análisis) para la arena “U”.

2.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS

A continuación se describen las propiedades petrofísicas de las principales

formaciones.

2.3.1. BASAL TENA

Esta arena está compuesta principalmente por areniscas, la cual posee

valores de porosidad de 17.09%. Un espesor neto de petróleo de 13.68 pies

y un Sw de 26.59%.

2.3.2. U. SUPERIOR

Esta arena está compuesta por areniscas con intercalaciones de lutitas, la

cual posee valores de porosidad de 11.38%. Un espesor neto de petróleo de

6.87 pies y un Sw de 30.16%.

13

2.3.3. U. INFERIOR

Esta arena está compuesta por areniscas arcillosas con intercalaciones de

lutitas, la cual posee valores de porosidad de 15.65%. Un espesor neto de

petróleo de 23.4 pies y un Sw de 16.16%.

2.3.4. T. SUPERIOR

Esta arena está compuesta por areniscas con intercalaciones de lutitas, la

cual posee valores de porosidad de 11.35%. Un espesor neto de petróleo de

12.39 pies y un Sw de 39.24%. Un espesor neto de petróleo de 12.39 pies y

un Sw de 39.24%.

2.3.5. T. INFERIOR

Esta arena está compuesta por areniscas cuarzosas con intercalaciones

lutitas, la cual posee valores de porosidad de 13.32%. Un espesor neto de

petróleo de 24.5 pies y un Sw de 25.59%.

2.3.6. HOLLÍN SUPERIOR

Esta arena está compuesta por areniscas cuarzosas limpias con

intercalaciones de arcillas, la cual posee valores de porosidad de 12.54%.

Un espesor neto de petróleo de 17.08 pies y un Sw de 37.06%.

2.3.7. HOLLÍN INFERIOR

Esta arena está compuesta por areniscas cuarzosas limpias con ciertas

intercalaciones de arcillas, la cual posee valores de porosidad de 15.15%.

Un espesor neto de petróleo de 25.52 pies y un Sw de 29.86%. En la tabla 1

se muestra los datos de las formaciones:

14

Tabla 1: Datos de las Propiedades Petrofísicas de las Formaciones

FORMACIÓN POROSIDAD (%) Ho (pies) Sw (%)

Basal Tena 17.09 13.68 26.59

U Superior 11.38 6.87 30.16

U Inferior 15.65 23.4 16.16

T Superior 11.35 12.39 39.24

T Inferior 13.32 24.5 25.59

Hollín Superior 12.54 17.08 37.06

Hollín Inferior 15.15 25.52 29.86


2.4. DEFINICIÓN DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL

Una estimulación de un pozo se define como el proceso mediante el cual se

restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de

un yacimiento que sirve para facilitar el flujo de fluidos de la formación al

pozo, o de éste a la formación.

Los objetivos de la estimulación son:

Para pozos productores: Incrementar la producción de hidrocarburos.

Para pozos inyectores: Aumentar la inyección de fluidos como agua,

gas o vapor.

Para procesos de recuperación secundaria y mejorada: Optimizar los

patrones de flujo.

2.5. IMPORTANCIA DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL

A través de la Estimulación de Pozos ha sido posible mejorar la producción

de petróleo y gas e inclusive, incrementar las reservas recuperables.

15

La estimulación ha llegado a ser una práctica estándar, y se puede asegurar

que actualmente que no existe pozo productor o inyector que no haya sido

estimulado cuando menos una vez, pudiéndose considerar que la mayoría

de los pozos perforados en este siglo han sido estimulados. Aun más,

considerable porcentaje de reservas de hidrocarburos, ha sido posible

producirlas económicamente a través de una estimulación.

La estimulación ha sido aplicada a todo tipo formaciones y profundidades de

los pozos petroleros y se ha extendido a pozos de agua, de vapor, de

desecho, etcétera. A través de los años la tecnología asociada con la

estimulación se ha enriquecido significativamente, desarrollándose métodos,

materiales y equipos para estimular todo tipo de yacimientos.

Los avances tecnológicos son consecuencia de la experiencia e

investigación llevada a cabo desde finales del siglo pasado; sin embrago, los

conocimientos sobre la estimulación de pozos aún no han sido del todo

desarrollados. Consecuentemente, la aplicación del conocimiento actual

para optimizar técnica y económicamente los diseños de estimulación, es

algunas veces incierta y puede conducir a fracasos, por lo que la

investigación en el campo de la estimulación de pozos continúa

ininterrumpidamente.

2.6. TIPOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL

Dependiendo de la interacción entre las soluciones y el tipo de daño

presente en la roca, la estimulación matricial se divide en dos grandes

grupos:

a. Estimulación Matricial No Reactiva (o no Ácida), en la cual los fluidos

de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales o

sólidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente soluciones

oleosas acuosas, alcoholes o solventes mutuos, con aditivos,

16

principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones comúnmente se

emplean para remover daños por bloqueos de agua, petróleo o

emulsión; daños por perdida de lodo, por depósitos orgánicos,

etcétera.

b. Estimulación Matricial Reactiva, en la cual los fluidos de tratamiento

reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la

formación y los propios sólidos de la roca. En este caso se utilizan los

sistemas ácidos. Esta estimulación se emplea para remover algunos

tipos de daño como los daños ocasionados por partículas sólidas

(arcillas), precipitaciones inorgánicas, etc. En algunos casos,

principalmente en formaciones de alta productividad, la estimulación

matricial reactiva se utiliza no sólo para remover el daño, sino también

para estimular la productividad natural del pozo, a través del

mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del

pozo. En este caso se tienen técnicas de acidificación matricial en

arenas, areniscas y en rocas calcáreas.

2.6.1. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

Se usa para remediar daños a la formación causados por fenómenos

interfaciales tales como bloqueo de emulsión, pérdidas de circulación de

lodo, depósitos orgánicos y/o inorgánicos, etc.

Los fluidos se inyectan dentro de la matriz y no reaccionan químicamente

con los materiales o minerales de la roca. Se utilizan soluciones de

surfactantes, base de hidrocarburos o acuosas, con aditivos químicos que

actúan en la interface o en la superficie del medio modificando la tensión

superficial e interfacial.

Los aditivos químicos orgánicos incluyen demulsificante,

inhibidores/dispersantes de parafina y asfáltenos, inhibidor de incrustación,

inhibidores de corrosión, reductores de viscosidad, bioproductos,

17

secuestrantes de H2S, estabilizadores de arcilla, etc.

2.6.1.1. Tratamientos reactivos no ácidos

En algunos casos, el tratamiento que debe realizarse en un pozo no debe

contener ácido, por lo menos en su fase inicial. Así, aquellos pozos que

presenten daño por deposición de asfáltenos o parafinas, se trataran con

mezclas de solventes aromáticos, surfactantes y solventes mutuos, que en

algunos casos podrán contener ácidos acético anhídrido, para reducir el

agua presente en los alrededores del pozo.

Un tratamiento especial a los pozos inyectores de agua que presentan

taponamiento por bacterias sulfato reductoras consiste en inyectar al pozo

una solución concentrada de hipoclorito de sodio con hidróxido de sodio. El

ácido clorhídrico puede ser necesario, pero solo después de haber inyectado

un volumen de agua para evitar el contacto del hipoclorito con el ácido, lo

cual puede generar cloro gaseoso, con grave peligro para la seguridad.

Es importante realizar pruebas de laboratorio para determinar la posible

reacción del hipoclorito u otro oxidante fuerte con los minerales, en general

se recomienda que los oxidantes no penetren mucho en el medio poroso,

sino que solo limpien la cara de la formación. Algunas formaciones muy

sensibles al HCl (por ejemplo: las que contienen clorita), pueden tratarse con

soluciones acuosas no ácidas de cloruro de amonio, solvente mutuo y

estabilizadores de arcilla.

Merece especial atención el tratamiento específico para remediar los daños

causados por el filtrado de lodos de emulsión inversa, causantes de

formación de emulsiones y cambios de mojabilidad en el medio poroso. Los

bloqueos por agua pueden tratarse también con mezclas de solventes y

surfactantes para reducir al mínimo la tensión interfacial.

18

2.6.2. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA

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 roca, para ubicar el ácido activo a mayor profundidad.

La acidificación se basa en las propiedades, de algunos ácidos que

disuelven la roca, de este modo agranda los canales existentes y abre

nuevos canales en la roca por las reacciones químicas entre el ácido y el

componente mineralógico de la matriz; con el propósito de restituir la

permeabilidad original de la formación mejorando con ello el flujo de fluidos

en el borde del pozo.

La estimulación que resulta de una acidificación a una formación que

permanece no fracturada durante el tratamiento, da como resultado el

mejoramiento de la permeabilidad alterada en la matriz; debido a que el

ácido penetra la roca matriz, y reacciona con la roca hasta que el ácido sea

totalmente gastado. La matriz puede ser acidificada solamente cuando la

presión del tratamiento permanezca por debajo de la presión de fractura de

la formación.

Antes de comenzar un trabajo de acidificación se requiere tener

conocimiento del tipo de formación, donde se realizará el trabajo, la

profundidad de la misma y la presión de fractura de la roca; antes de inyectar

el químico a presión se debe realizar una prueba de inyectabilidad, para

comprobar si la formación admite el flujo de ácido o no, y así evitar que se

produzca la fractura de la misma.

19

2.7. TIPOS DE ÁCIDOS

Existen varios tipos de ácidos disponibles para la industria petrolera, pero los

siguientes son los más comunes:

Ácidos inorgánicos: Clorhídrico (HCl), Fluorhídrico (HF)

Ácidos orgánicos: Acético, Cítrico, Fórmico.

2.7.1. ÁCIDOS INORGÁNICOS

A continuación de describen los principales ácidos inorgánicos utilizados

para la estimulación matricial.

2.7.1.1. Ácido clorhídrico (HCl)

El ácido clorhídrico es el ácido inorgánico más ampliamente usado en la

industria petrolera, ya que es un producto químico de bajo costo, alta

disponibilidad y eficiencia para aumentar la permeabilidad de la mayoría de

las formaciones, ya que por lo general no forma precipitados insolubles.

Es bombeado en soluciones cuya concentración varía de un 3.0% a un

28.0% y debe ser químicamente inhibido para limitar su acción corrosiva

sobre el tubing y casing.

Los usos generales para el ácido clorhídrico, en formaciones de arenisca

son:

Acidificación matricial.

Preflujo para mezclas de HCl y HF

Postflujo para mezclas de HCl y HF

Acidificación de areniscas con 15% a 20% de contenido de carbonato.

20

Limpieza de escala.

Lavado de punzados.

Los ácidos orgánicos tales como el acido acético y acido fórmico, son a

veces usados en lugar de HCl, o en combinación con éste, especialmente en

aplicaciones de alta temperatura, donde la corrosión con HCl puede ser

severa.

2.7.1.2. Ácido fluorhídrico (FH)

El ácido fluorhídrico (HF), es un acido inorgánico que disuelve

apreciablemente los minerales silíceos, por lo tanto, las formulaciones

convencionales de estimulaciones ácidas, en areniscas, incluyen HF o un

precursor de éste. La mezcla comúnmente usada es las de HCl y HF, que es

conocida como mud cid; en concentraciones que pueden variar desde bajas,

como por ejemplo, 3% de HCl con 0.5% HF; hasta concentraciones altas,

como por ejemplo, de 12% a 15% de HCl con 3% a 5% de HF, o más. Sin

embargo, para areniscas con alto contenido de mineral carbonato (>15%-

20%), estas mezclas deben ser evitadas. El HF no debe ser bombeado solo,

debe ser usado en combinación con HCl o ácidos orgánicos. No obstante,

como indicaré más adelante, el HF es el protagonista en la formación de

varias clases de precipitados indeseados durante la aplicación de un

tratamiento ácido, que pueden hacer del resultado de la operación de

estimulación un fracaso.

2.7.1.3. Otros ácidos inorgánicos

Se han hecho algunas consideraciones para usar ácido Sulfúrico y Nítrico;

sin embargo estos aún no son usados en la industria hoy en día. El poco uso

se debe a que el ácido Sulfúrico forma precipitados insolubles, y el ácido

21

Nítrico a menudo forma gases peligrosos durante la reacción con ciertos

minerales.

2.7.2. ÁCIDOS ORGÁNICOS

Estos ácidos se utilizan en la estimulación de pozos básicamente porque

tienen una velocidad de corrosión menor, y son más fáciles de inhibir a altas

temperaturas. Aunque las mezclas de ácidos orgánicos se consideran

corrosivas para la mayoría de los metales, la velocidad de corrosión es

mucho menor que la del ácido Clorhídrico o Fluorhídrico.

También se puede usar un ácido orgánico cuando va a haber contacto con

superficies metálicas de Aluminio, Magnesio y Cromo, o cuando se tratan de

remover incrustaciones solubles en ácido en pozos sensibles a ácidos

inorgánicos, como por ejemplo la arenisca Hollin. Los ácidos orgánicos se

pueden usar también como agentes de control de hierro en los sistemas de

ácidos.

Actualmente hay muchos ácidos orgánicos, pero los tres más comúnmente

utilizados en la estimulación de pozos son:

Ácido Acético

Ácido Acético Anhídrido

Ácido Fórmico

2.7.2.1. Ácido acético

Este ácido orgánico incoloro es soluble en agua, en cualquier proporción,

aunque mezclado de esta forma (tal como se usa en la estimulación de

pozos) es considerado corrosivo; sin embargo la velocidad de corrosión es

mucho menor que la de los ácidos HCl y HF. En consecuencia, el ácido

22

acético es empleado donde las superficies de aluminio, magnesio o cromo

deben ser protegidas.

Normalmente el ácido Acético es usado en pequeñas cantidades con el

ácido Clorhídrico, como un retardador de reacción. Los usos generales y

propiedades del ácido Acético son los siguientes:

Ácido Acético es relativamente débil

Concentraciones comunes del 7.5% al 10%

Usado con mezclas en ácido Clorhídrico

Como aditivo controlador de los iones hierro

Acidificación de carbonatos

Ácidos retardados en formaciones sensibles como por ejemplo Hollín.

Preflujos y posflujos de mezclas HCl:HF

El ácido Acético comercialmente disponible tiene un 99% de pureza y es

llamado ácido Acético glacial, porque en él se forman cristales parecidos al

hielo a temperaturas aproximadas de 60 °F (16 °C), y se solidifica a 48 °F

(9°C) aproximadamente.

2.7.2.2. Ácido acético anhídrido

El ácido Acético anhidro es una versión para clima frío que se puede usar en

lugar del ácido Acético glacial, debido a que su punto de congelamiento es

menor. El punto de congelamiento del ácido Acético anhidro ocurre a 2 °F (-

17 °C). Las propiedades de este ácido son iguales a las del ácido Acético

glacial.

23

2.7.2.3. Ácido fórmico

Siendo el más simple de los ácidos orgánicos, el ácido fórmico es

completamente miscible con agua. En solución forma un ácido más

poderoso que el acético, aunque comparte las propiedades de éste. En la

estimulación de pozos petrolíferos es más frecuentemente utilizado en

combinación con HCl como un retardador ácido para pozos de alta

temperatura.

La acidificación de areniscas puede ser un método de estimulación de pozos

muy exitoso. Sin embargo, el riesgo de error es de moderado a alto. Aunque,

hay un número limitado de razones por la cuales los tratamientos ácidos

fallan en areniscas, entre las cuales se puede mencionar:

El uso de un tipo incorrecto de ácido.

Inadecuados volúmenes y concentraciones ácidas.

El excesivo o mal uso de aditivos.

El bombear el ácido sobre la presión de fractura.

Tiempo de remojo muy largo.

La explicación a cada uno de estos condicionantes del éxito de esta

operación de estimulación será desarrollada pertinentemente cuando se

describa el procedimiento para diseñar adecuadamente un tratamiento de

acidificación matricial.

2.8. TIPOS DE ESTIMULACIONES ÁCIDAS

Se conoce como estimulación a una serie de tratamientos que tienen por

objeto eliminar el daño a la formación y restaurar la capacidad natural de

producción del pozo, o según el caso, incrementarla por encima de su

capacidad natural.

24

Si la inyección del tratamiento se realiza a tasas y presiones inferiores a las

necesarias para vencer la resistencia mecánica de la roca, el tratamiento

será matricial, si se excede la resistencia mecánica de la roca, será un

tratamiento de fracturamiento.

2.8.1. FRACTURAMIENTO ÁCIDO

Consiste en estimular el pozo más allá de su capacidad natural de

producción, eliminando el daño y parte de la matriz de roca calcárea. En el

fracturamiento ácido, los fluidos se inyectan a presiones por encima de la

presión de fracturamiento de la formación, con el objeto de crear canales de

alta permeabilidad por medio de la disolución química de parte de la matriz.

En este caso la permeabilidad creada es mayor que la original de la

formación.

2.8.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Un fracturamiento hidráulico es la superposición de una estructura de muy

alta conductividad en el yacimiento, de modo que exista un gran contraste

entre la permeabilidad de éste y la de la fractura, y el aporte de fluidos sea

desde el yacimiento a la fractura y de ésta al pozo. En general se fracturan

yacimientos de arenisca de baja permeabilidad natural, o aquellos que han

sufrido daño que no puede ser eliminado por medios químicos.

Aunque los sistemas de ácido son diferentes para cada uno de estos tipos

de roca, los principios que rigen son los mismos; así, si no hubiese daño, el

volumen de ácido requerido para mejorar la permeabilidad de la formación

en la vecindad del pozo sería muy grande, especialmente en areniscas, y no

podría justificarse el gasto con el pequeño aumento en la producción.

25

En rocas carbonáticas, el ácido pasa a través del daño, formando túneles.

Así, el incremento en la permeabilidad será mucho mayor en carbonatos que

en areniscas.

2.9. TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIÓN POR

COMBINACIONES DE ÁCIDOS (REACTIVAS)

En este puto de detallan las combinaciones ácidas que se pueden formar en

los tratamientos de estimulación.

2.9.1. MUD ACID

Su nombre se debe a su uso durante muchos años para eliminar el daño

causado por lodos de perforación. Consiste en una mezcla de ácido

clorhídrico y ácido fluorhídrico, siendo la más usual 12% HCl - 3% HF a la

cual se conoce RMA o Regular Mud Acid. Esta clase de ácido reacciona

rápidamente con los minerales arcillosos y lentamente con los feldespáticos

y cuarzo. Las reacciones pueden dar lugar a la precipitación de productos

insolubles y a la pérdida de la resistencia mecánica de la matriz de la

arenisca, por lo que se recomienda hacer pruebas previas de laboratorio

para determinar la concentración óptima del HF.

Recientes investigaciones han demostrado que, para evitar la precipitación

de compuestos de aluminio durante la estimulación con este tipo de ácido se

requiere que la relación HCl sea de un mínimo de 6-1, y de un máximo 9-1,

de modo que se mantenga el pH ácido al máximo mientras se gasta el HF.

26

2.9.2. ÁCIDO FLUOROBÓRICO (HBF4)

Es un tratamiento de estimulación para los reservorios formados por

areniscas que generalmente están compuestos de cuarzo con varios

materiales de arcilla, incluso feldespato, carbonatos y otros. Surge de la

necesidad de generar lentamente el HF a condiciones de yacimientos, dada

a la rápida reacción del HF puro con las arcillas lo cual hace que tenga poca

penetración antes de gastarse.

Tiene la propiedad de estabilizar las partículas finas y se lo conoce

comercialmente como Clay Acid o Sandstone Acid. Es un tipo de ácido que

surgió como una alternativa del Mud Acid y genera HF por hidrólisis a

medida que se consume en su reacción con las arcillas y en algunos casos

se puede inyectar como una etapa del tratamiento después del Mud Acid

para penetrar profundamente.

Se recomienda especialmente en arenas con alto contenido de caolinita,

porque la estabiliza, igualmente, es adecuado en arenas con contenido de

minerales potásicos, ya que evita la precipitación de compuestos dañinos.

2.10. TRATAMIENTOS NO REACTIVOS

Son utilizados en aquellos pozos que presentan daño de deposición de

asfáltenos o parafinas, se trataran con mezclas de solventes aromáticos,

surfactantes y solventes mutuos que en algunos casos podrán contar con

ácido anhídrido (glacial), para reducir el agua presente en los alrededores

del pozo, por ejemplo un tratamiento especial a los pozos inyectores de agua

que presentan taponamiento por bacterias sulfato reductoras; este consiste

en inyectar al pozo una solución concentrada de HIPOCLORITO DE SODIO,

pero antes es necesario realizar pruebas de laboratorio para determinar la

posible reacción del hipoclorito u otro oxidante fuerte con los minerales, en

27

general, se recomienda que los oxidantes no penetren mucho en el medio

poroso, sino que sólo limpien la cara de la formación.

Las soluciones acuosas, solventes mutuos y estabilizadores de arcillas

pueden ser utilizadas en formaciones muy sensibles al HCl (contenido de

clorita), este puede ser usado pero solo después de haber inyectado un

volumen de agua para evitar el contacto con el hipoclorito con el ácido, lo

cual genera cloro gaseoso con grave peligro para la seguridad. Los daños

ocasionados por el bloqueo de agua se pueden tratar también con solventes

y surfactantes para así poder reducir en lo más mínimo la tensión interfacial.

CAPÍTULO 3

29

3. DAÑO DEL POZO

Cuando se perfora un pozo la invasión de los fluidos hacia la formación,

utilizados para controlar el filtrado y la producción, causan disminución de

permeabilidad en la zona aledaña al pozo. Entre otros factores, esto se hace

que se genere una caída de presión adicional a la que se debería obtener en

condiciones normales. A continuación se ilustra la distribución de presión de

un reservorio con daño.

Figura 4: Distribución de presión en un reservorio con daño

Fuente: HALLIBURTON

30

3.1. CÁLCULO DEL DAÑO DEL POZO

La caída o ganancia de presión adicional causada por el daño o factor skin,

S, el cual se calcula mediante las siguientes ecuaciones:

S

hK

Bq o2,141Pr Ecuación [1]

Donde:

Bo = Factor volumétrico, RB/STB

h = Espesor de la formación, ft

K = Permeabilidad, md

q = Caudal de producción, bl/día

S = Daño (efecto skin), adimensional

µ = Viscosidad del fluido, cp

ΔPr = Caída de presión por daño

Con base a lo anterior, la Ley de Darcy incluyendo efectos de daño resulta

ser:

we

rwfr

rr

PPPkhq

/ln

08.7

Ecuación [2]

Donde:

Pr = Presión del reservorio, psi

Pwf = Presión de fondo fluyente, psi

re = Radio de drenaje, ft

31

rw = Radio del pozo, ft

ΔPr = Caída de presión por daño

w

eo

wfrr

r

hK

BqPP ln

2.141

Ecuación [3]

Sr

r

hK

BqPP

w

eo

wfr

ln

2.141 Ecuación [4]

Entonces la ecuación de Darcy puede escribirse también como:

Srr

PPPKhq

we

rwfr

/ln

08.7

Ecuación [5]

El daño también se puede estimar mediante:

w

s

s r

r

K

KS ln1

Ecuación [6]

Donde:


Ks = Permeabilidad de la zona dañada, md/ft

32

3.1.1. ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE FLUJO RADIAL

El daño también se puede obtener de las siguientes ecuaciones de flujo

radial.

Ecuación para calcular skin, flujo radial drawdown

ri

o

PPBq

hkS

00708.0 Ecuación [7]

Donde:


Pi = Presión inicial, psi

Ecuación para calcular skin, flujo radial build up

wfr

o

PPBq

hkS

00708.0 Ecuación [8]

3.1.2. ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE FLUJO SEUDOESTABLE

Las ecuaciones para determinar el daño de formación mediante flujo seudo

radial se presentan a continuación.

33

Ecuación para calcular skin, flujo seudoestable drawdown

23.3log151.1

210

1

wr

hri

rc

k

m

PPS

Ecuación [9]

Donde:


P1hr = Presión a 1 hora, psi

Cr = Compresibilidad de la roca

m = Pendiente

ɵ = Porosidad, %

Ecuación para calcular skin, flujo seudoestable build up

23.3log151.1

210

1

wr

wfhr

rc

k

m

PPS

Ecuación [10]

3.2. CAUSAS QUE PROVOCAN DAÑO DE FORMACIÓN

Varios tipos de daño pueden ser identificados en distintos lugares de un

pozo en producción, como puede ser el pozo mismo, el equipo de

producción y la formación. Tal distinción usualmente no se hace porque

34

raras veces la caída de la producción tiene que ver con sólo una parte del

sistema de flujo.

Para el diseño del remedio correcto para la producción del pozo es

necesario determinar no sólo la naturaleza del daño sino también el

conocimiento del lugar del pozo donde está el daño que más afecta a la

producción. Pueden usarse para la estimulación del pozo fluidos similares a

los que se utilizan en la limpieza del mismo, de acuerdo a la naturaleza del

daño, la elección del método a utilizar depende pura y exclusivamente del

lugar en el pozo donde se encuentra el daño. Una muestra microscópica de

daño se presenta en la figura 5.

Figura 5: Daño de formación, vista microscópica

Fuente: HALLIBURTON

35

Otras actividades que se efectúan durante la vida del pozo, tales como la

acidificación pueden causar también daño. Este daño puede producirse por

varias razones, algunas de las cuales se describen a continuación:

3.2.1. HINCHAMIENTO DE ARCILLA

El daño de la permeabilidad en areniscas (sandstone) es a menudo causado

por la interacción de los minerales arcillosos de la formación con los fluidos

de perforación o completación. El hinchamiento o migración puede ocurrir,

dado que las arcillas tienen la habilidad de alterar el número y tipo de iones a

lo largo de la superficie de las láminas de las arcillas (capacidad de

intercambio iónico) como se muestra en la figura 6.

Figura 6: Hinchamiento de arcillas

Fuente: HALLIBURTON

3.2.2. PRECIPITACIÓN DE ORGÁNICOS E INORGÁNICOS

El enfriamiento termodinámico donde los fluidos de formación llegan al punto

de rocío con insuficiente temperatura de fondo pueden generar la

precipitación de escala y un lodo base hidrocarburo puede generar la

36

precipitación de asfaltenos, los filtrados de alto potencial de hidrógeno (pH)

pueden alterar el electrolito de doble ligadura que estabiliza a los asfaltenos

y salmueras con alto contenido de cloro y producir ramificación de parafinas

y asfaltenos.

Un caso especial es el de las parafinas que no se pueden controlar mediante

un ácido, ya que resisten a la presencia del ácido, bases y agentes

oxidantes; y por lo tanto precipitar en el pozo, cerca de la cara del borde de

pozo, o en los espacios porosos de la formación; además de acumularse en

tuberías de producción, líneas superficiales de flujo y equipos de

almacenamiento.

3.2.3. ESCALA

Son incrustaciones inorgánicas compuestas de sales cristalinas que se

depositan en la superficie metálica. La figura 7 muestra la reducción del

diámetro de la tubería, lo que implica que la producción del pozo disminuya.

Figura 7: Escala

Fuente: HALLIBURTON

37

3.2.4. DAÑO CAUSADO POR PARTÍCULAS CEMENTANTES

Como el provocado por materiales cementantes tales como carbonatos y

minerales arcillosos. Esta disolución puede provocar la liberación de los

granos finos o llegar a inconsolidar la formación.

Un caso muy particular es la concha que se compone de carbonato de

calcio, en la que se realizó una prueba de solubilidad en ácido clorhídrico

para verificar la solubilidad tal como se muestra en la figura 8, donde se nota

que el carbonato de calcio reacciona en el ácido clorhídrico.

Figura 8: Solubilidad del carbonato de calcio en HCl

Fuente: HALLIBURTON

Los cementos más estables y menos reactivos son los depósitos

secundarios de cuarzo y feldespatos. Una moderada cantidad de este

cemento ayudará a mantener la formación junta y es usualmente el material

cementante preferido para las estimulaciones, el conocimiento del material

cementante normalmente es un aspecto muy importante. Sin embargo, un

examen geológico de los ripios o un análisis por difracción de Rayos X de

una muestra puede dar una indicación. Las fracciones de carbonatos o

minerales arcillosos entre el 25 y el 30%, pueden ser el mineral cementante

en esta arena.

38

3.2.5. DAÑO EN EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Mientras se realiza un fracturamiento hidráulico, se puede tener un daño

potencial, debido al taponamiento de los canales de flujo por la presión que

se genera para fracturar la formación al utilizar el agente de sostén o

propelente con el propósito de incrementar la producción

3.2.6. DAÑO POR BLOQUEO POR EMULSIÓN O AGUA

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 dispersa y la viscosidad de

la fase externa; mientras mayor sea la viscosidad de la emulsión se puede

bloquear el flujo de fluidos en la zona permeable.

3.2.7. DAÑO POR PRODUCCIÓN

Los fangos nativos y las arcillas sueltas entrampadas en la pared poral,

pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en

que dos fluidos inmiscibles están pueden bloquear el poro a través de su

interconexión con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la

viscosidad del fluido en producción hacia el pozo. El drawdown excesivo

hace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a

la fuerza compresiva de la roca. Este fenómeno es mucho más complejo en

arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce

en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones

del pozo.

39

La reducción de presión poral durante la producción, y muchas veces el

enfriamiento provocado por la expansión del gas, resulta en un taponamiento

por precipitación orgánica o inorgánica. La mayor parte de las veces, éstos

depósitos afectan solamente a la cadena de producción y al equipo de

superficie; sin embargo, hay casos en que pueden reducir la permeabilidad

de la formación. Hay arcillas específicas que pueden promover la deposición

de materiales orgánicos en el sistema poroso o la precipitación de

soluciones salinas muy saturadas como el CO3Ca, SO4Ca.

La deposición de asfaltenos en las paredes de los poros puede no afectar a

la porosidad y a la permeabilidad absoluta en forma significativa; sin

embargo, la roca pasa a estar mojada por petróleo y no por agua, como

sucede normalmente, lo que reduce en forma significativa la permeabilidad

al petróleo, y, bajo ciertas condiciones, favorece el bloqueo por emulsión

(emulsion block) cuando el reservorio produce petróleo y agua

simultáneamente.

3.2.8. CAMBIO DE MOJABILIDAD

La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad

relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través

de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser

remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la fase

de hidrocarburos que está mojando a la roca. La solución es agregar un

tenso activo fuerte, que aumente la mojabilidad del agua en la roca con el

consecuente riesgo de provocar un bloqueo por emulsión. Sin embargo, un

tenso activo por sí solo no puede hacer el trabajo, puesto que normalmente

la fase de petróleo que moja la roca está compuesta de hidrocarburos

pesados como asfaltenos o parafinas, por lo que deben ser removidos

primero, antes de ser desplazadas mediante un solvente.

40

3.2.9. DAÑO POR PUNZAMIENTO (CAÑONEO)

En la operación de punzado siempre se ocasiona daños adicionales en la

formación, puesto que cualquiera sea el método de punzado que se utilice,

éste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil,

aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la

misma hasta en un 80% como lo muestra la figura 9.

Hay muchos otros factores que tienden a reducir la productividad al perforar

la formación:

Compactación de la roca alrededor de los agujeros con la

consecuente reducción en la permeabilidad local.

La sobrepresión introduce restos de formación y de las carcasas en la

formación; además introduce fluidos con sólidos en la formación.

Penetración insuficiente, está afectada por la resistencia de la roca, y

puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-

pass. La figura 9 muestra el daño que produce la bala de perforación.

Figura 9: Daño de formación por punzamiento

Fuente: HALLIBURTON

41

3.2.10. DAÑO POR LODO DE PERFORACIÓN

Mientras se perfora el pozo la formación se expone a varios fluidos, entre

estos están los lodos de perforación; el motivo del daño se identifica por el

tamaño del poro antes que por el de la partícula de los sólidos del fluido de

perforación, estas partículas pueden penetrar una cierta longitud, el fluido de

perforación generará una costra o revoque por la presión a la que está

sometido.

3.2.11. DAÑO CAUSADO POR LA CEMENTACIÓN

Al realizar la cementación, la lechada queda en contacto con la formación al

igual que con los otros fluidos que a lo largo de la perforación estuvieron

sometidos a la presión hidrostática y tienden a filtrarse. La lechada de

cemento es algo particular por la composición química del cemento, y los

minerales típicos que la lechada genera son silicatos de calcio y otros

componentes cementantes.

3.3. PREVENCIÓN DEL DAÑO

Un profundo entendimiento de los beneficios y daños que pueden ocurrir

durante la estimulación ácida de la matriz, debe ser la guía del diseño para

minimizar el daño e incrementar la producción.

Las precauciones que deberían tomarse en cuenta son las siguientes:

Evaluar toda la información de la formación.

Limpiar el pozo (wellbore).

Ensayo de emulsión y de compatibilidad.

Control de calidad de los fluidos de tratamiento.

42

Retorno de los fluidos de tratamiento.

3.4. EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DEL POZO

Para determinar adecuadamente la cantidad de daño, debe tenerse alguna

idea del potencial del pozo. Usualmente esto se consigue con la ecuación de

Darcy para el flujo radial. La tasa (gasto) ideal de flujo esperado para un

pozo de petróleo está dada en la ecuación.

Sr

rB

PPhkq

w

eo

wfavgs

472.0ln

00708.0

Ecuación [11]

Donde:

Bo = Factor volumétrico, RB/STB

h = Espesor de la formación, ft

ks = Permeabilidad de la zona dañada, md/ft

Pavg = Presión de reservorio promedio, psi

re = Radio de drenaje, ft

rw = Radio del pozo, ft


µ = Viscosidad del fluido, cp

43

Cuando la permeabilidad de la zona dañada (ks) es aproximadamente cero,

el daño tenderá a infinito. Independiente de la profundidad, un daño severo

de la permeabilidad puede reducir drásticamente la producción de un pozo.

3.5. IDENTIFICACIÓN DEL DAÑO

Para la ejecución de un tratamiento exitoso de estimulación, debemos

conocer la composición de la formación a ser tratada. La mineralogía y la

temperatura de la formación a estimular, para determinar el sistema más

efectivo de acondicionamiento de la formación.

La presencia de feldespato de potasio, feldespato de sodio, ilitas, carbonatos

y zeolitas es una información fundamental dado que estos compuestos

pueden formar significativa cantidad de precipitados que bloquearán la

matriz, tales como fluosilicatos de sodio o potasio y fluoruro de aluminio. Las

arcillas sensibles al agua también requieren consideraciones especiales

porque pueden hincharse, obstruyendo la matriz de la formación. Los

precipitados e hinchamiento pueden ser controlados o eliminado con una

efectiva planificación del tratamiento.

CAPÍTULO 4

45

4. DESARROLLO DEL CÁLCULO PARA LA

APLICACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL A

LOS POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO

SHUSHUFINDI

Tomando como referencia los historiales de producción de los pozos, a fin

de optimizar la producción de petróleo en los reservorios existentes y

recuperar la mayor cantidad de reservas remanentes del campo, se observa

el comportamiento de la producción y su declinación.

Se analiza los historiales de producción, ubicación de los pozos en el mapa

estructural, reservas remanentes, parámetros petrofísicos, cálculos para

encontrar el volumen de fluido que puede penetrar a la formación y para

encontrar la presión máxima de inyección. Los pozos seleccionados para

este análisis son los que se muestran en la tabla 2.

Tabla 2: Pozos seleccionados para el análisis

POZO ARENA PRODUCCIÓN

(BPPD)

PR

(PSI)

SSF – 136D Ti 192 2300

DRCC – 027 Ui 223 1100

SSF – 141D Ui 182 2550

SSF – 113D Ui 20 1010

Fuente: PETROAMAZONAS EP

46

4.1. POZO SHUSHUFINDI – 136D, ARENA “T INFERIOR”

La completación y las pruebas iniciales se realizan en abril del 2012 en la

arena “U inferior” y en mayo del 2012 para el reservorio “T inferior”, con un

BSW de 0.3 y 0.1 respectivamente; se empieza a explotar el reservorio “T

inferior”, produciendo estos 1308 BPPD.

En diciembre del 2013 se realiza el primer trabajo de reacondicionamiento

de pozo (WO # 1), cuyo objetivo fue producir de “U inferior” y “T inferior” de

manera conjunta y controlada, produciendo este 203 BPPD.

4.1.1. ANÁLISIS DEL HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

Los historiales de producción permiten visualizar el comportamiento de la

producción del fluido (petróleo, agua y gas) durante la vida productiva del

pozo. Se toma como referencia la información de producción del campo

desde enero del 2014 a marzo del 2014; en la Tabla 3 se detalla las pruebas

de producción realizadas en este periodo de tiempo.

Tabla 3: Historial de producción del Pozo SSF – 136D, arena “T inferior”

FECHA ZONA BFPD BPPD BAPD BSW PWF

P Inyección Hz

BIPD

21-ene-14 FINALIZA WO#02 Bomba: DN1800, Serie 400. Motor: 90Hp, 1516V, 38.7A. 27-ene-14 TI 406 203 203 50 379 46

13-feb-14 TI 222 111 111 50 339 46

14-feb-14 TI 111 56 56 50 339 46

15-feb-14 TI 246.4 99 148 60 321 47

26-feb-14 TI 309 124 185 60 310 48

01-mar-14 TI 302.4 121 181 60 305 48

02-mar-14 TI 255.36 102 153 60 309 48

04-mar-14 TI 300.16 120 180 60 312 48

10-mar-14 TI 293.44 117 176 60 312 48

23-mar-14 TI 286.72 115 172 60 296 48

31-mar-14 INICIA WO#03 Objetivo: ARMAR Y BAJAR CT PARA ESTIMULAR TI Fuente: PETROAMAZONAS EP

47

En base a los parámetros de pozo, la producción petróleo diario, después

del WO #2, es de 203 BPPD con un BSW de 50 %, el cual fue declinando su

producción a 115 BPPD con un BSW de 60 %. Por lo cual se decide realizar

un WO para estimular la arena Ti e incrementar su producción diaria de

petróleo.

4.1.2. CORRELACIÓN DE POZO EN UN MAPA ESTRUCTURAL

La correlación en donde se encuentra graficada la columna estratigráfica y

donde se muestra la profundidad verdadera del pozo (TD), se muestra en la

figura 10.

48

Figura 10: Corte estratigráfico del pozo SSF – 136D


49

4.1.3. CÁLCULO DE RESERVAS

Para realizar el cálculo de reservas utilizamos las siguientes ecuaciones:

Boi

SoHoAN

7758 Ecuación [12]

acresR

A4046.856

2

Ecuación [13]

Donde:

N = Petróleo original en situ

A = Área del yacimiento (acres)

Ho = Espesor neto de petróleo (ft)

So = Saturación de petróleo

ϕ = Porosidad (%)

Boi = Factor volumétrico inicial del petróleo (Bl/BF)

R = Radio del yacimiento (ft)

El cálculo de petróleo in situ, de las reservas iniciales y las reservas

remanentes, se muestran en la tabla 4.

50

Tabla 4: Cálculo de Reservas, pozo SSF – 136D


CALCULO DE RESERVAS

CAMPO : SHUSHUFINDI

POZO : SHUSHUFINDI 136D

CALCULO DE PETROLEO EN SITIO, RESERVAS INICIALES Y REMANENTES

ARENA AREA Ho So POROSIDAD. Boi. VOLUMEN IN SITU FR RESERVAS NP RESERVAS

(ACRES) (Pies) % % (BR/BS) STB INICIALES BBLS. BARRILES REMANENTES BBLS.

U INFERIOR 7,758 70 40 0.80 0.14 1.297 1,872,248 0.51 954,847 81,725 873,122

T INFERIOR 7,758 70 50 0.78 0.15 1.248 2,540,778 0.53 1,346,612 462,770 883,842

TOTAL 4,413,026 2,301,459 544,495 1,756,964

FACTOR DE

CONVERSION BBLS

51

Del análisis de reservas se calcula la cantidad de 1,756.964 barriles de

reservas remanentes, que aun son recuperables a través de la vida

productiva del pozo.

4.1.4. PARÁMETROS PETROFÍSICOS

En base al análisis de los parámetros petrofísicos, se observa que el pozo

produce de dos arenas, “U inferior” y “T inferior”, como se detalla en la tabla

5 y 6.

Tabla 5: Parámetros petrofísicos de la arena “U inferior”

Pr Pwf Pb Porosidad Permeabilidad Viscosidad

Psi Psi Psi % md Cp

1600 1000 1135 15 250 0.8149

Fuente: PETROAMAZONAS EP.

Tabla 6: Parámetros petrofísicos de la arena “T inferior”


Psi Psi Psi % md cp

2300 1100 1050 16 300 0.856

Fuente: PETROAMAZONAS EP.

Como podemos observar en las tablas 5 y 6, los parámetros petrofísicos de

las arenas “Ui” y “Ti” son similares, no obstante, la arena “Ti” tiene

parámetros superiores, los cuales favorecen para la producción de petróleo.

52


MATRICIAL DE LA ARENA “T INFERIOR”

En este punto se va a calcular la cantidad de fluido que se permita bombear

a la formación, el volumen de desplazamiento y la presión máxima de

bombeo hacia la formación sin dañar o fracturar el yacimiento.

4.1.5.1. Cálculo del volumen del fluido a penetrar en la formación

El volumen por pie de espesor que se necesita para llenar radialmente el

volumen poroso de los pozos se obtiene tomando los datos básicos del

pozo, mediante la siguiente ecuación:

fchRpVp 2

Ecuación [14]

Donde:

Vp = Volumen de fluido de penetración (bls)

ϕ = Porosidad (%)

h = Espesor del intervalo perforado de la arena (ft)

Rp = Radio de penetración (ft)

fc = Factor de conversión (bls/ft3)

El volumen de ácido y el volumen de desplazamiento se calculan también

con la ecuación 14, lo que varia es el radio de penetración dependiendo el

53

espesor de la arena, si la arena tiene un espesor muy grande se calcula con

1 o 2 pies por debajo para disminuir costos.

Datos:

ϕ = 0,16

h = 50 ft

Rp = 2 ft

fc = 0,178 bls/ft3

Sustituyendo en la ecuación 14, tenemos:

32 /178,05016,0)2( ftblsftftVp

Vp = 18 bls

Para calcular el volumen de ácido lo realizamos con la misma ecuación pero

con 1,5 ft de radio de penetración, quedando de la siguiente manera:

32 /178,05016,0)5,1( ftblsftftVa

Va = 10 bls

Para calcular el volumen de desplazamiento lo realizamos con 3 ft de radio

de penetración, con esto se busca sobre desplazar cualquier fluido que

pueda quedar en la formación y provocar reacciones secundarias y daños a

la misma; queda así:

32 /178,05016,0)3( ftblsftftVd

Vd = 40 bls

En la tabla 7 se detalla los resultados del cálculo realizado anteriormente.

54

Tabla 7: Tabla de resultados

Volumen de fluido de penetración 18 bls

Volumen de ácido 10 bls

Volumen de desplazamiento 40 bls

Elaborado por: Juan Carlos Sánchez

4.1.5.2. Cálculo de la presión máxima de bombeo

La presión máxima de bombeo permite inyectar el producto a la formación

sin dañar o fracturar el yacimiento. El cálculo de la presión máxima de

bombeo se determina mediante la siguiente ecuación:

PhPfP max Ecuación [15]

La presión de fractura (Pf) es la presión necesaria para inyectar un fluido a

un yacimiento, fracturándolo, se determino mediante la siguiente ecuación:

PpPf 66,0 Ecuación [16]

La presión hidráulica del yacimiento (Ph), también conocida como presión de

poro, es la presión ejercida por los fluidos confinados dentro de los poros de

una formación, se calcula mediante la siguiente ecuación:

PpePh 433,0 Ecuación [17]

Donde:

Pmax = Presión máxima de bombeo (psi)

55

Pf = Presión de fractura (psi)

Ph = Presión hidráulica (psi)

0,66 = Factor para formaciones consolidadas (psi/ft)

Pp = Profundidad promedio de la arena (ft)

0,433 = Gradiente para el agua salada

ρe = Densidad especifica del crudo

Datos:

Pp = 6420 ft

API = 28,6


ftftpsiPf 6420/66,0

Pf = 4237 psi


88,0

5,1316,285,141

e

e

ftPh 642088,0433,0

Ph = 2446 psi

Sustituyendo los resultados de las ecuaciones 16 y 17 en la ecuación 15,

tenemos que:

psipsiP 24464237max

Pmax = 1791 psi

56

Esta presión máxima la multiplicamos por 0,7 que es un factor de seguridad

para no llegar a la presión de fractura del yacimiento,

7,01791max psiP

Pmax = 1254 psi



Presión de fractura 4237 psi

Presión hidráulica 2446 psi

Presión máxima de bombeo 1254 psi


4.2. POZO DRAGO NORTE 027

La completación y las pruebas iniciales se realizan en enero del 2013 en la

arena “U inferior”, con un BSW del 20%; se empieza a explotar la arena “U

inferior”, produciendo esta 127 BPPD.

En abril del 2014 el pozo se cierra para realizar el WO # 1, quedando con

una salinidad de 6750 ppm y un API de 26.2 o.





57

desde enero del 2013 hasta abril del 2014; en la Tabla 9 se detalla las

pruebas de producción realizadas en este periodo de tiempo.

Tabla 9: Historial de producción del pozo DRCC - 027


FECHA ZONA BFPD BPPD BAPD BSWPWF

P Inyección

Hz

BIPD

20-Jan-13

24-feb-13

24-feb-13

08-mar-13 TP 24 0 24 100 3500 1632

08-mar-13

11-mar-13

15-mar-13 Ui 160 127 33 20 3500 1584

04-abr-13 Ui 182 180 2 1 3500 1584

30-abr-13 Ui 182 180 2 1 3500 1584

07-may-13 Ui 228 226 2 1 3500 1680

10-may-13 Ui 228 226 2 1 3500 1680

11-may-13

21-may-13 Ui 228 226 2 1 3500 1680

07-jun-13 Ui 228 226 2 1 3500 1680

09-jun-13

15-jun-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

16-jun-13

24-jun-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

25-jun-13

26-jun-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

05-jul-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

30-jul-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

18-ago-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

31-ago-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

09-sep-13 Ui 216 214 2 1 3500 1680

25-sep-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

08-oct-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

25-oct-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

30-oct-13 Ui 240 238 2 1 3500 1680

05-nov-13 Ui 264 261 3 1 3500 1680

28-nov-13 Ui 264 261 3 1 3500 1704

03-dic-13 Ui 264 261 3 1 3500 1704

20-dic-13 Ui 264 261 3 1 3500 1680

21-dic-13

05-ene-14 Ui 264 261 3 1 3500 1680

26-ene-14 Ui 264 261 3 1 3500 1680

11-feb-14 Ui 251 248 3 1 3500 1680

24-feb-14 Ui 264 261 3 1 3500 1680

05-mar-14 Ui 245 243 2 1 3500 1680

31-mar-14 Ui 240 238 2 1 3500 1656

01-abr-14 Ui 235 233 2 1 3500 1656

21-abr-14 Ui 240 238 2 1 3500 1656

21-abr-14

22-abr-14

TREC=44740, THE=4121 HRS, SALINIDAD=6750 ppmCl, API=26.2 °

INICIA WO # 1. Estimular Arena “Ui” Con CTU, Sacar BHA de Evaluación +

Finaliza B'UP obteniendo los siguientes resultados @ 9699': Pwf=971.51Psi, Pr=1383.28Psi,

Mantenimiento preventivo de MTU

Ajuste de esparragos de la sección A y B

Suspende evaluacion por reubicación de lineas de flujo para ubicacion de RIG de

Mantenimiento preventivo de MTU

Inicia Perforación.

Finaliza Perforación

Inicia completacion y pruebas iniciales.

Se suspende evaluacion de TP por bajo aporte

Finaliza operaciones de completación y pruebas iniciales, queda evaluando sin torre de

58


La correlación en donde se encuentra graficada la columna estratigráfica y donde se muestra la profundidad verdadera del

pozo (TD), se muestra en la figura 11.

Figura 11: Corte estratigráfico del pozo DRCC - 027


59



Boi

SoHoAN

7758 Ecuación [12]

acresR

A4046.856

2

Ecuación [13]

Donde:





ϕ = Porosidad (%)





60

Tabla 10: Cálculo de reservas, pozo DRCC - 027


CALCULO DE RESERVAS

CAMPO : DRAGO NORTE

POZO : DRAGO NORTE 27D




U INFERIOR 7,758 70 24 0.70 0.14 1.130 1,087,903 0.30 326,371 132,247 194,124

T INFERIOR 7,758 70 17 0.80 0.10 1.220 604,233 0.30 181,270 181,270

TOTAL 1,692,136 507,641 132,247 375,394

FACTOR DE

CONVERSION BBLS

61

Del análisis de reservas se calcula la cantidad de 375.394 barriles de




En base al análisis de los parámetros petrofísicos detallados en la tabla 11,

se observa que el pozo tiene una presión de reservorio de 1100 psi, una

presión de fondo fluyente de 750 psi, una porosidad del 16% y la viscosidad

del petróleo es de 1.13 cp.

Tabla 11: Parámetros petrofísicos, arena “U inferior”


Psi Psi Psi % md cp

1100 750 420 16 300 1.13



MATRICIAL DE LA ARENA “U INFERIOR”

En esta parte se va a calcular la cantidad de fluido que la formación permite

alojar, el volumen de desplazamiento y la presión máxima de bombeo hacia

la formación sin dañar o fracturar el yacimiento.

62





fchRpVp 2

Ecuación [14]

Donde:


ϕ = Porosidad (%)








Datos:

ϕ = 0,16

h = 24 ft

Rp = 2 ft

fc = 0,178 bls/ft3

63


32 /178,02416,0)2( ftblsftftVp

Vp = 9 bls



32 /178,02416,0)5,1( ftblsftftVa

Va = 5 bls





32 /178,02416,0)3( ftblsftftVd

Vd = 19 bls







64













Donde:






65



Datos:

Pp = 6540 ft

API = 26,7


ftftpsiPf 6540/66,0

Pf = 4316 psi


89,0

5,1317,265,141

e

e

ftPh 654089,0433,0

Ph = 2520 psi


tenemos que:

psipsiP 25204316max

Pmax = 1796 psi



7,01796max psiP

Pmax = 1257 psi

66







4.3. POZO SHUSHUFINDI – 141D, ARENA “U INFERIOR”

La completación y las pruebas iniciales se realizan en febrero del 2013 en la



En mayo del 2014 el pozo se cierra para realizar el WO # 1, el cual tiene por

objetivo cañonear la arena “Ui” y realizar una fractura a la misma.





desde marzo del 2013 a mayo del 2014; en la Tabla 14 se detalla las

pruebas de producción realizadas en este periodo de tiempo.

67

Tabla 14: Historial de Producción del pozo SSF – 141D


FECHA ZONA BFPD BPPD BAPD BSWPWF

P Inyección

Hz

BIPD

24-dic-12

17-ene-13

09-feb-13

09-mar-13

9-Mar-13 Ui 840 84 756 90 1033 52

15-Mar-13 Ui 262 191 71 27 580 49

31-Mar-13 Ui 148 108 40 27 463 49

2-Apr-13 Ui 118 86 32 0 419 49

9-Apr-13 Ui 242 177 65 27 438 49

18-Apr-13 Ui 120 88 32 27 430 49

5-May-13 Ui 239 174 65 27 439 49

24-May-13 Ui 192 140 52 27 454 49

3-Jun-13 Ui 198 145 53 27 453 49

21-Jun-13 Ui 250 183 68 27 476 49

27-Jun-13 Ui 234 171 63 27 509 49

8-Jul-13 Ui 234 171 63 27 510 49

31-Jul-13 Ui 312 243 69 22 510 49

1-Aug-13 Ui 268 209 59 22 513 49

9-Aug-13 Ui 306 239 67 22 400 49

21-Aug-13 Ui 232 181 51 22 452 49

31-Aug-13 Ui 312 243 69 22 570 49

5-Sep-13 Ui 216 168 48 22 455 49

9-Sep-13

22-Sep-13 Ui 408 318 90 22 659 49

30-Sep-13 Ui 432 337 95 22 672 49

10-Oct-13 Ui 324 253 71 22 710 49

17-Oct-13 Ui 212 165 47 22 563 49

26-Oct-13 Ui 420 328 92 22 334 53

3-Nov-13 Ui 324 253 71 22 451 53

12-Nov-13 Ui 264 206 58 22 295 53.2

25-Nov-13 Ui 288 225 63 22 276 53

1-Dec-13 Ui 246 192 54 22 274 53.2

11-Dec-13 Ui 316 246 70 22 224 53.2

22-Dec-13 Ui 18 14 4 22 577 45

26-Dec-13

22-Jan-14 Ui 438 26 412 94 231 51

24-Jan-14 Ui 258 103 155 60 218 51

30-Jan-14 Ui 174 70 104 60 219 51

4-Feb-14 Ui 258 103 155 60 219 20

18-Feb-14 Ui 240 96 144 60 221 51

26-Feb-14 Ui 288 115 173 60 219 51

7-Mar-14 Ui 240 96 144 60 218 51

16-Mar-14 Ui 306 122 184 60 218 51

25-Mar-14 Ui 168 67 101 60 220 51

28-Mar-14 Ui 246 98 148 60 221 51

29-Mar-14 Ui 246 98 148 60 221 51

2-Apr-14 Ui 264 106 158 60 222 51

7-Apr-14 Ui 268 107 161 60 218 51

9-Apr-14

17-Apr-14 Ui 304 122 182 60 219 51

30-Apr-14 Ui 274 110 164 60 219 51

2-May-14

3-May-14

Apagado manual OFF por bajo aporte. E.W.O. para operación CAPEX.

Sobrecarga

Inicia WO#02. Objetivo: Cañonera arena Us y realizar fractura a la misma.

BES OFF por fases desbalanceadas y bajo aislamiento E.W.O.

Finaliza Completacion y Pruebas Iniciales, Bomba D800N

Inicia Perforación

Setean BES a modo presión, set point de PIP 680 psi, rango de frecuencia 50 a 54.

Finaliza Perforación

Inicia Completacion y Pruebas Iniciales

68


La correlación en donde se encuentra graficada la columna estratigráfica y donde se muestra la profundidad verdadera del

pozo (TD), se muestra en la figura 12.



69



Boi

SoHoAN

7758 Ecuación [12]

acresR

A4046.856

2

Ecuación [13]

Donde:





ϕ = Porosidad (%)




remanentes, se muestra en la tabla 15.

70

Tabla 15: Cálculo de reservas, pozo SSF – 141D


CALCULO DE RESERVAS

CAMPO : SHUSHUFINDI





U SUPERIOR 7,758 70 10 0.70 0.11 1.289 323,790 0.25 80,947 0 80,947

U INFERIOR 7,758 70 37 0.71 0.12 1.297 1,317,428 0.51 671,888 69,845 602,043

TOTAL 1,317,428 671,888 69,845 602,043

FACTOR DE

CONVERSION BBLS

71











Psi Psi Psi % md cp

2550 1000 960 13 200 1.532







72





fchRpVp 2

Ecuación [14]

Donde:


ϕ = Porosidad (%)








Datos básicos del pozo SSF – 141D:

ϕ = 0.13

h = 37 ft

Rp = 2 ft

fc = 0,178 bls/ft3

73


32 /178,03713,0)2( ftblsftftVp

Vp = 11 bls



32 /178,03713,0)5,1( ftblsftftVa

Va = 6 bls





32 /178,03713,0)3( ftblsftftVd

Vd = 24 bls







74













Donde:






75



Datos:

Pp = 6350 ft

API = 24,1


ftftpsiPf 6350/66,0

Pf = 4191 psi


90,0

5,1311,245,141

e

e

ftPh 635090,0433,0

Ph = 2475 psi


tenemos que:

psipsiP 24754191max

Pmax = 1716 psi



7,01716max psiP

Pmax = 1201 psi

76







4.4. POZO SHUSHUFINDI – 113D, ARENA “U INFERIOR”

La completación y las pruebas iniciales se realizan en mayo del 2014 en la



En julio del 2014 el pozo se cierra para realizar el WO # 1, el cual tiene por

objetivo cañonear la arena “Ui” y realizar una fractura a la misma.





desde mayo del 2014 a julio del 2014; en la Tabla 19 se detalla las pruebas

de producción realizadas en este periodo de tiempo.

77

Tabla 19: Historial de producción, arena “U inferior”


P Inyección Hz

BIPD

20-may-14 Inician Operaciones de C&Pl

07-jun-14 Finalizan Operaciones de C&PI, Bajó equipo BES SN-2600 en tbg de 3 ½’’

07-jun-14 UI 1598 16 1582 99 1350 55

08-jun-14 UI 1235 12 1223 99 1172 55

09-jun-14 UI 1198 12 1186 99 1154 55

11-jun-14 UI 1198 24 1174 98 1172 55

13-jun-14 UI 1016 20 996 98 1096 55

18-jun-14 UI 988 20 968 98 1040 55

19-jun-14 Se cierra pozo por alto corte de agua

07-jul-14 Inicia WO-01. RIG CSSFD-01


En base a los parámetros de pozo, la producción petróleo diario, después de

las pruebas de completación y pruebas iniciales, es de 16 BPPD con un

BSW del 99%, el cual declino a 98%. Por lo cual se decide realizar un WO

para fracturar la arena “Ui” e incrementar su producción diaria de petróleo.

4.4.2. CORRELACIÓN DE POZO EN UN MAPA

ESTRUCTURAL

La correlación en donde se encuentra graficada la columna estratigráfica y

donde se muestra la profundidad verdadera del pozo (TD), se muestra en la

figura 13.

78



79



Boi

SoHoAN

7758 Ecuación [12]

acresR

A4046.856

2

Ecuación [13]

Donde:





ϕ = Porosidad (%)





80

Tabla 20: Cálculo de reservas, pozo SSF – 113D


CALCULO DE RESERVAS

CAMPO : SHUSHUFINDI



ARENA AREA Ho So POROSIDAD Boi. VOLUMEN IN SITU FR RESERVAS NP RESERVAS


U INFERIOR 7,758 70 9 0.80 0.14 1.130 466,244 0.30 139,873 132,247 7,626

T INFERIOR 7,758 70 22 0.80 0.14 1.220 1,094,728 0.30 328,418 328,418

TOTAL 1,560,972 468,292 132,247 336,045

FACTOR DE

CONVERSION BBLS

81











Psi Psi Psi % md cp

1600 1100 1000 14 180 0.822







82





fchRpVp 2

Ecuación [14]

Donde:


ϕ = Porosidad (%)








Datos:

ϕ = 0.14

h = 9 ft

Rp = 2 ft

fc = 0,178 bls/ft3


83

32 /178,0914,0)2( ftblsftftVp

Vp = 3 bls



32 /178,0914,0)5,1( ftblsftftVa

Va = 2 bls





32 /178,0914,0)3( ftblsftftVd

Vd = 6 bls







84













Donde:






85



Datos:

Pp = 6250 ft

API = 26,4


ftftpsiPf 6250/66,0

Pf = 4125 psi


89,0

5,1314,265,141

e

e

ftPh 625089,0433,0

Ph = 2409 psi


tenemos que:

psipsiP 24094125max

Pmax = 1716 psi



7,01716max psiP

Pmax = 1201 psi

86







CAPÍTULO 5

88

5. APLICACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL A

LOS POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO

SHUSHUFINDI

Una estimulación de un pozo se define como el proceso mediante el cual se

restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de

un yacimiento que sirve para facilitar el flujo de fluidos de la formación al

pozo, o de éste a la formación.






En este capítulo se van a analizar los trabajos de estimulación matricial

realizados a los pozos seleccionados para este estudio, mostrando luego el

resultado de los trabajos realizados en cada uno de los pozos.

En los pozos Shushufindi – 136D y en el pozo Drago Norte - 027 se van a

realizar trabajos de Estimulación Ácida, ya que las condiciones de fondo de

los pozos son preferibles para este trabajo. En el punto 5.1 y 5.2, se describe

el BHA y el tipo de químico con el cual se realizo la estimulación. También

se describen las pruebas de inyectividad y como quedo produciendo el pozo

luego de realizada la estimulación. En el Anexo #1 y Anexo #2, se muestra el

sumario de reacondicionamiento de cada uno de estos pozos.

En los pozos Shushufindi – 141D y Shushufindi – 113D se va a realizar un

trabajo de Fracturamiento Hidráulico para incrementar la producción. Este

tipo de estimulación matricial se la realiza en estos pozos ya que las

condiciones de fondo son preferenciales para el fracturamiento, sin dañar la

formación. Para realizar el fracturamiento se utiliza un BHA de limpieza de

89

formación para luego evaluar la arena y proceder con el trabajo como se

describe en los puntos 5.3 y 5.4 de cada uno de los pozos. En el Anexo #3 y

Anexo #4, se muestra el sumario de reacondicionamiento de cada uno de

estos pozos.

5.1. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “TI” DEL POZO SSF –

136D

La acidificación se basa en las propiedades, de algunos ácidos que

disuelven la roca, de este modo agranda los canales existentes y abre

nuevos canales en la roca por las reacciones químicas entre el ácido y el

componente mineralógico de la matriz; con el propósito de restituir la

permeabilidad original de la formación mejorando con ello el flujo de fluidos

en el borde del pozo. A continuación se analiza el trabajo de estimulación

ácida que se realizó en este pozo.

5.1.1. BHA DE ESTIMULACIÓN

Para el trabajo de estimulación ácida armaron un BHA de estimulación, de la

siguiente manera:

1,016 PIES (16 PARADAS) DE TUBERÍA DE 2-7/8" TSH-BLUE

PUNTA LIBRE

X/O 2-7/8" TSH-BLUE PIN x 2-7/8" EUE BOX

EMPAQUE MECÁNICO DERECHO HD 7", 26#, 2-7/8" EUE

X/O 2-7/8" EUE PIN x 2-7/8" TSH-BLUE BOX

1 JUNTA 2-7/8" TSH-BLUE


90

NO-GO NIPPLE (CON STANDING VALVE 2.25")

EUE 2-7/8"

X/O 2-7/8" EUE PIN x 2-7/8" EUE BOX



CAMISA 2.31" (CERRADA)

EUE 2-7/8"


La longitud del BHA del de estimulación es de 1103,45 ft y se introdujo

probando integridad con 2000 psi 2000 ft, 4000 ft, 6000 ft y 8923 ft durante

10 minutos.

5.1.2. BOMBEO DE NITRÓGENO CON COILED TUBING (CT)

El equipo de CT cuenta con una unidad de bombeo CPS, una unidad de

nitrógeno, una grúa móvil y un camión cisterna de 180 bls. El equipo de

cabeza de pozo se armo de la siguiente manera:

X/O 3-1/2" EUE PIN x 3-1/16" BOWEN BOX

FLOW TEE 3-1/16" x 10 M

SET DE BOP'S "EK" QUAD 3-1/16" x 10 M

El BHA de la unidad de CT se armo de la siguiente manera:

POWER CLEAN 1-11/16'

RUGGED MHA DE 1-11/16"

IBL TOOL DE 1.5" Y LO ACOPLÓ AL CT

91

La compañía que brinda el servicio de CT prepararon 80 bls de cloruro de

amonio (NH4Cl) al 2% y reemplazó el fluido dentro del riel de CT (24.5 bls)

por el NH4Cl. Se calibró el 0 de la herramienta y bajó Power Clean CT a 20

FPM los primeros 200 ft y después a 80 FPM, verificando los parámetros de

operación. Se realizó un Pull Test de 50 ft a 3000 ft, 6000 ft y al final. La unta

de herramienta se quedo en 8900 ft.

5.1.3. PRUEBA DE INYECTIVIDAD

Ubicaron una cantidad de cloruro de amonio en la punta de la herramienta y

se dejó el anular presurizado csg 7’’ - tbg con 500 psi. Se realizó la prueba

de inyectividad iniciando con 6 ciclos de inyección a 0,30 BPM, con una

presión máxima permisible de 700 psi y se inyectó 1,58 bls.

Realizaron 2 ciclos más a 0,30 BPM con presión máxima permisible de 1200

psi y se inyectó otros 0,74 bls con un total inyectado de 2,32 bls.

5.1.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “TI”

Prepararon 21 bls de ácido HCl al 10% y bombearon a 2 BPM. Luego se

desplazó con 3,5 bls de cloruro de amonio quedando el ácido a la punta de

la herramienta. Se cerró el anular tbg - CT y se presurizó el anular csg 7’’ -

tbg con 500 psi.

Inició la inyección a la arena “T inferior” (9957 ft – 9966ft) a 0.30 BPM con

una presión máxima de 1200 psi (volumen entre punta de CT y arena “T” de

11.5 BBLS). Se inyectó 19.5 bls en 50 ciclos de inyección; 3.7 bls de ácido

dentro de la formación (teóricamente). Se observó una disminución en

tiempo de espera en cada ciclo y se aumento la tasa de inyección a 0.40,

92

0.95, 1.1 y 2.0 bls/ciclo. La estimulación terminó con un total inyectado de

21 BBLS de ácido HCL al 10% con una presión final de 1030 psi.

A la arena “T inferior” se la evaluó por un periodo de 8 horas, dando los

siguientes resultados:

Presión N2 = 1000 psi

Tasa de bombeo N2 = 314 SCFPM

Bombeado N2 = 183.366 SCF

Presión de cabeza = 100 psi

Presión del separador = 10 psi

Producción por hora según tanque = 6.48 BL/HR

Producción por día según tanque = 155.52 BL/DIA

Producción acumulada = 174,96 BL

5.1.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LUEGO DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA

Luego de realizada la estimulación ácida, el historial de producción se

muestra en la tabla 24:

Tabla 24: Historial de producción luego de estimulación matricial


P Inyección Hz

BIPD

15-abr-14 FINALIZA WO#03 Bomba: AN1200, Serie 338. Motor: 64.3Hp, 1538V, 30.6A. 17-abr-14 TI 752 301 451 60 411 58

18-abr-14 TI 722 332 390 54 394 58

19-abr-14 TI 668 387 281 42 394 58

21-abr-14 TI 692 401 291 42 401 58

26-abr-14 TI 543.2 304 239 44 757 55

27-abr-14 TI 882.56 671 212 24 688 60

29-abr-14 TI 654.08 497 157 24 680 60

05-may-14 TI 683.2 437 246 36 670 60

08-may-14 TI 654.08 419 235 36 624 60

10-may-14 TI 626.64 401 226 36 623 60

25-may-14 TI 524.16 335 189 36 597 60

93

30-may-14 TI 510.72 327 184 36 583 60

10-jun-14 TI 470.4 301 169 36 560 60

13-jun-14 TI 510 326 184 36 548 60

16-jun-14 TI 504 323 181 36 537 60

25-jun-14 TI 512.96 328 185 36 516 60

07-jul-14 TI 497.28 318 179 36 501 60

10-jul-14 TI 483.84 310 174 36 474 60

20-jul-14 TI 453.6 290 163 36 474 60

07-ago-14 TI 472.64 302 170 36 429 60

19-ago-14 TI 459.2 294 165 36 420 60

02-sep-14 TI 448.56 287 161 36 501 60

05-sep-14 TI 439.04 281 158 36 474 60

09-sep-14 OFF por sobrecarga.

10-sep-14 OFF por estabilización de Bsw.

13-sep-14 TI 439.04 259 180 41 516 60

15-sep-14 TI 432.32 255 177 41 501 60

08-oct-14 TI 497.28 293 204 41 474 60

17-oct-14 TI 412.16 243 169 41 474 60

18-oct-14 TI 405.44 239 166 41 429 60

02-nov-14 TI 387.52 229 159 41 420 60

18-nov-14 TI 365.12 215 150 41 583 60

16-dic-14 TI 344.96 204 141 41 560 60


El trabajo de estimulación ácida realizado a la arena “Ti” dio por resultado un

incremento en la producción diaria de petróleo de aproximadamente 186

barriles los cuales han ido variando con el transcurso de la vida productiva

del pozo.

5.2. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “UI” DEL POZO DRCC –

027






94

5.2.1. BHA DE ESTIMULACIÓN

Para el trabajo de estimulación matricial la empresa Halliburton armo un

BHA de estimulación, de la siguiente manera:


PUNTA LIBRE







EUE 2-7/8"





EUE 2-7/8"


La longitud del BHA del de estimulación es de 1145,47 ft y se introdujo

probando integridad con 2000 psi 2000 ft, 4000 ft, 6000 ft y 8975 ft durante

15 minutos.

95

5.2.2. BOMBEO DE NITRÓGENO CON COILED TUBING (CT)

El equipo de CT cuenta con una unidad de bombeo CPS, una unidad de

nitrógeno, una grúa móvil y un camión cisterna de 180 bls. El equipo de

cabeza de pozo se armo de la siguiente manera:


FLOW TEE 3-1/16" x 10 M

SET DE BOP'S "EK" QUAD 3-1/16" x 10 M

El BHA de la unidad de CT se armo de la siguiente manera:



IBL TOOL DE 1.5" Y LO ACOPLÓ AL CT

La compañía Halliburton encargada de la estimulación baja la unidad de CT

hasta 9833 ft.

5.2.3. PRUEBA DE INYECTIVIDAD

Ubicaron una cantidad de ácido acético en la punta de la herramienta y se

dejó el anular presurizado csg 7’’ - tbg con 500 psi. Se realizó la prueba de

inyectividad iniciando con 5 ciclos de inyección a 0,50 BPM, con una presión

máxima permisible de 1000 psi y se inyectó 3 bls.

Realizaron 2 ciclos más a 1.00 BPM con presión máxima permisible de 1100

psi y se inyectó otros 1,5 bls con un total inyectado de 4,5 bls.

96

5.2.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA ARENA “UI”

Halliburton preparó 18 bls de ácido acético al 15% y bombearon a 3 BPM.

Luego se desplazó con 5 bls de cloruro de amonio quedando el ácido a la

punta de la herramienta. Se cerró el anular tbg - CT y se presurizó el anular

csg 7’’ - tbg con 600 psi.

Inició la inyección a la arena “U inferior” a 0.50 BPM con una presión máxima

de 1000 psi. Se inyectó 17 bls en 50 ciclos de inyección; 4.1 bls de ácido

dentro de la formación. Se observó una disminución en tiempo de espera en

cada ciclo y se aumento la tasa de inyección a 0.30, 0.90, 1.0 y 2.0 bls/ciclo.

La estimulación terminó con un total inyectado de 19 BBLS de ácido HCL al

10% con una presión final de 1050 psi.

A la arena “U inferior” se la evaluó por un periodo de 8 horas, dando los

siguientes resultados:

Presión N2 = 1000 psi

Tasa de bombeo N2 = 320 SCFPM

Bombeado N2 = 180.456 SCF

Presión de cabeza = 100 psi

Presión del separador = 10 psi

Producción por hora según tanque = 4.78 BL/HR

Producción por día según tanque = 105.33 BL/DIA

Producción acumulada = 94,75 BL

5.2.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LUEGO DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA

Luego de realizada la estimulación ácida, el historial de producción se


97

Tabla 25: Historial de producción luego de estimulación matricial


P Inyección

Hz BIPD

16-may-14 FINALIZA WO # 1. BAJAN COMPLETACION HIBRIDA

30-may-14 Ui 180 153 27 15 3500 1296

04-jun-14 Ui 182 168 14 8 3500 1296

25-jun-14 Ui 192 188 4 2 3500 1296

30-jun-14 Ui 240 238 2 1 3500 1296

30-jun-14 Realizan B’UP @ 9699’: Pwf=395.97Psi, Pr=1107.71Psi, Pb=420Psi, Ty=216 F, µo=1.95635Cps, S=0.48

07-jul-14 Ui 240 238 2 1 3500 1416

22-jul-14 Ui 200 198 2 1 3500 1440

29-jul-14 Ui 200 198 2 1 3500 1440

06-ago-14 Ui 216 214 2 1 3500 1440

12-ago-14 Ui 216 214 2 1 3500 1440

15-ago-14 Instalación de Rotaflex, monitoreando producción y BSW

15-ago-14 Ui 183 146 37 20 3500 1440

17-ago-14 Ui 183 181 2 1 3500 1440

20-ago-14 Ui 176 174 2 1 3500 1440

29-ago-14 Ui 175 173 2 1 3500 1440

19-sep-14 Ui 177 175 2 1 3500 1440

27-sep-14 Ui 166 164 2 1 3500 1440

08-oct-14 Ui 181 179 2 1 3500 1440

28-oct-14 Ui 175 173 2 1 3500 1440

12-nov-14 Ui 166 164 2 1 3500 1440

17-nov-14 Ui 169 167 2 1 3500 1440

23-nov-14 Ui 183 181 2 1 3500 1440

30-nov-14 Ui 173 171 2 1 3500 1440

03-dic-14 Ui 156 154 2 1 3500 1440

11-dic-14 Ui 160 158 2 1 3500 1440

12-dic-14 Ui 164 162 2 1 3500 1440


El trabajo de estimulación matricial realizado a la arena “Ui” dio por resultado

un incremento en la producción de petróleo de aproximadamente 95 barriles

los cuales han ido variando con el transcurso de la vida productiva del pozo.

98

5.3. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ARENA “UI” DEL

POZO SSF – 141D

El fracturamiento hidráulico es la superposición de una estructura de muy

alta conductividad en el yacimiento, de modo que exista un gran contraste

entre la permeabilidad de éste y la de la fractura, y el aporte de fluidos sea

desde el yacimiento a la fractura y de ésta al pozo. En general se fracturan

yacimientos de arenisca de baja permeabilidad natural, o aquellos que han

sufrido daño que no puede ser eliminado por medios químicos.

5.3.1. LIMPIEZA EN TANDEM PARA CSG DE 9 5/8’’ Y LINER DE 7’’

La empresa M-I SWCAO arma un BHA de limpieza de la siguiente manera:

BROCA TRICÓNICA 6"

CONEXIÓN 3-1/2" REG

BIT SUB 3-1/2" REG x 3-1/2" IF

RAZOR BACK 7"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

MAGNOSTAR 7"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

4 D.C.'s 4-3/4"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

20 JTS D.P. 3-1/2" IF

X/O 3-1/2" IF PIN x 4-1/2" IF BOX

RAZOR BACK 9-5/8"

CONEXIÓN 4-1/2" IF

MAGNOSTAR 9-5/8"

99

CONEXIÓN 4-1/2" IF

X/O 4-1/2" IF PIN x 3-1/2" IF BOX

La longitud del BHA de limpieza en Tandem es de 808.89 ft. El BHA bajó con

DP de 3 ½’’ IF parando junta por junta desde caballetes, midiendo,

calibrando y aplicando torque con llaves de potencia de 9000 lb-ft hasta

topar fondo duro a 9732 ft con 281 juntas y levantó 3’ para circulación.

Se bombeó 350 BLS de fluido de control (salmuera KCL) a 5 BPM hasta

retornos; también se bombeó tren de píldoras de M-I SWACO a 3 BPM

desplazando con fluido de control a 5 BPM hasta salir a superficie con

retornos limpio. Total bombeado 1200 BLS de fluido.

40 BLS de píldora viscosa

70 BLS de píldora surfactante


5.3.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE ARENA “UI”

Para realizar el fracturamiento hidráulico se arma un BHA de la siguiente

manera:

PATA DE MULA DE 3-1/2" EUE

3 JUNTAS DE 3-1/2" EUE, N-80

X/O 3-1/2" EUE PIN x 3-1/2" IF BOX

EMPAQUE MECÁNICO "OMEGAMATIC STORM" DERECHO PARA

CSG 7", 26#, 3-1/2" IF

X/O 3-1/2" IF PIN x 3-1/2" EUE BOX

100

1 JUNTA 3-1/2" EUE, N-80

NO-GO NIPPLE (2.75") CON S.V. INSTALADA 3-1/2" EUE

1 JUNTA 3-1/2" EUE, N-80

CAMISA TIPO L (2.81") OPEN UP 3-1/2" EUE

X/0 3-1/2" EUE PIN x 3-1/2" TSH-BLUE BOX

El BHA se probó contra standing valve con 2000 psi por 15 min. El BHA bajó

con tubería de 3 ½’’, parando junta por junta desde caballetes y aplicando

torque computarizado de 3 780 lb-ft. Se probó integridad de la sarta cada

2000 ft con 2000 psi por 15 min. Bajó un total de 300 juntas.

CPS asentó empaque OMEGAMATIC a 9266’ con 3 vueltas a la derecha y

37 Klb de peso. El fracturamiento hidráulico de arena “U inferior” se realizó

en el intervalo 9389 ft – 9399 ft.

5.3.3. EVALUACIÓN DE LA ARENA “UI”

M-I SWCAO evaluó la arena “U inferior” en intervalo de 9389 ft – 9399 ft con

bomba JET inyectando agua a 3500 psi con MTU y fluyendo al tanque Bota

y quemadero. Los resultados de la evaluación son los siguientes:

Presión de inyección = 1200 psi

Total inyectado = 1.495 BLS

Tasa de inyección por hora = 65 BPH

Tasa de Inyección por día = 1.560 BPD

BSW de inyección = 100%

Tiempo de evaluación = 23 horas

Total producido = 354 BLS

Tasa de producción por hora = 15 BPH

101

BSW de la formación = 15%

BSW de retorno = 90%

Salinidad de retorno = 8500 PPM

5.3.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO

Luego de realizado el fracturamiento hidráulico, el historial de producción se


Tabla 26: Historial de producción luego del fracturamiento hidráulico


P Inyección

Hz BIPD

19-May-14 Finaliza WO#02 B Equipo: D800N (2) Serie S400

19-May-14 Ui 464 0 464 99.99 1089 50

20-May-14 Ui 408 41 367 90 964 50

19-Jun-14 Ui 414 4 410 99 649 55

20-Jun-14 Ui 414 33 381 92 561 53

27-Jun-14 Ui 44 4 40 92 895 57

1-Jul-14 Ui 120 10 110 92 1057 51

7-Jul-14 Cierra pozo por bajo aporte


El trabajo de fracturamiento hidráulico realizado a la arena “Ui” dio por

resultado un incremento en la producción diaria de fluido de 354 barriles con

un BSW de 100%. El pozo se cierra por bajo aporte EWO (espera workover).

102

5.4. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ARENA “UI” DEL

POZO SSF – 113D

Consiste en estimular el pozo más allá de su capacidad natural de

producción, eliminando el daño y parte de la matriz de roca calcárea. En el

fracturamiento ácido, los fluidos se inyectan a presiones por encima de la

presión de fracturamiento de la formación, con el objeto de crear canales de

alta permeabilidad por medio de la disolución química de parte de la matriz.

5.4.1. BHA DE LIMPIEZA

La empresa M-I SWCAO arma un BHA de limpieza de la siguiente manera:

BROCA TRICÓNICA 6"



RAZOR BACK 7"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

MAGNOSTAR 7"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

4 D.C.'s 4-3/4"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

20 JTS D.P. 3-1/2" IF

X/O 3-1/2" IF PIN x 4-1/2" IF BOX

RAZOR BACK 9-5/8"

CONEXIÓN 4-1/2" IF

MAGNOSTAR 9-5/8"

CONEXIÓN 4-1/2" IF

X/O 4-1/2" IF PIN x 3-1/2" IF BOX

103

La longitud del BHA de limpieza en Tandem es de 910.78 ft. El BHA bajó con

DP de 3 ½’’ IF parando junta por junta desde caballetes, midiendo,

calibrando y aplicando torque con llaves de potencia de 9000 lb-ft hasta

topar fondo duro a 9732 ft con 281 juntas y levantó 3’ para circulación.

El personal preparó 40 BLS de píldora viscosa y 30 BLS de píldora

surfactante. Circuló pozo en reversa con 775 BLS de fluido de control a 5.5

BPM, 900 psi en la bomba hasta que las píldoras retornaron a superficie, se

observaron retornos limpios.

5.4.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE ARENA “UI”

Para realizar el fracturamiento hidráulico se arma un BHA de la siguiente

manera:





CSG 7", 26#, 3-1/2" IF


1 JUNTA 3-1/2" EUE, N-80


1 JUNTA 3-1/2" EUE, N-80



El BHA se probó contra standing valve con 2000 psi por 15 min. El BHA bajó

con tubería de 3 ½’’, parando junta por junta desde caballetes y aplicando

torque computarizado de 3780 lb-ft. Se probó integridad de la sarta cada

2000 ft con 2000 psi por 15 min. Bajó un total de 300 juntas.

104

5.4.3. EVALUACIÓN DE LA ARENA “UI”

Se armó unidad CT, subió polea y probó lubricadores con 1500 psi. Bajó

sensores de presión acoplados en standing valve de 2.75’’ hasta No-Go a

10126’. Bajó shifting tool y abrió la camisa a 10091’. Probó circulación,

desarmó equipo y retiró unidad.

Se desplazó bomba JET D7 con unidad MTU hasta camisa de 2.81 ft a 1091

ft. Estabilizó parámetros de MTU. Evaluó arena “U inferior” al tanque bota de

locación y registró data con sensores de presión y temperatura por un

periodo de 20 Hrs. Los resultados de la evaluación son los siguientes:

Presión de inyección = 1200 psi

Total inyectado = 1560 BL

BSW de inyección = 96%

Total recuperado = 102 BL

Producción por hora = 4 BL

Producción por día = 96 BL

BSW de formación = 14%

BSW de retorno = 92%

Salinidad = 7800 PPM

5.4.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO

Luego de realizado el fracturamiento hidráulico, el historial de producción se


105

Tabla 27: Historial de producción después del fracturamiento hidráulico


P Inyección

Hz BIPD

03-ago-14 Finaliza WO # 01, bajan BES D460N EN 3 1/2" TSH BLUE.

04-ago-14 UI 150 0.15 149.85 100 1207 47

07-ago-14 UI 145 5.8 139.2 96 1289 47.31

09-ago-14 UI 90 6.3 83.7 93 1286 47.31

12-ago-14 UI 68 14.47 53.53 79 957 50

17-ago-14 UI 68 5.44 62.56 92 321 57

23-ago-14 UI 68 5.44 62.56 92 283 57

06-oct-14 UI 158 25.28 132.72 84 577 54

10-oct-14 UI 3 0.81 2.19 73 537 54.5

11-oct-14 Cerrado por bajo aporte.


El trabajo de fracturamiento hidráulico realizado a la arena “Ui” dio por

resultado un incremento en la producción diaria de fluido de 102 barriles con

un BSW de 100%. El pozo se cierra por bajo aporte EWO (espera workover).

CAPÍTULO 6

107

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

Mediante el análisis de los historiales de producción se pudo

visualizar el comportamiento de la producción de los pozos durante su

vida productiva.

El análisis de los historiales de reacondicionamiento de los pozos nos

ayudo a conocer los trabajos realizados anteriormente en ellos, con el

fin de poder evaluar esta información para su posterior uso en la

búsqueda de una solución a sus problemas de declinación de su

producción.

Los trabajos de estimulación matricial propuestos para los pozos de

este trabajo son la Estimulación Ácida (SSF – 136D y Drago Norte –

027) y el Fracturamiento Hidráulico (SSF – 141D y SSF – 113D).

El pozo SSF – 136D, SSF – 141D y SSF – 113D tienen una

completación dual, lo cual significa que producen de 2 reservorios al

mismo tiempo por separado.

El análisis de reservas indica que estos pozos tienen aún reservas por

producir si se las explota adecuadamente sin dañar las condiciones

del reservorio.

La presión máxima de bombeo que se permite inyectar, sin dañar o

fracturar la formación, en el pozo SSF – 136D es de 1245 psi.


fracturar la formación, en el pozo DRAGO NORTE - 027 es de 1257

psi.



108



El incremento en la producción después de realizado el trabajo de

estimulación ácida en el pozo SSF – 136D es de aproximadamente

186 barriles los cuales han ido variando con el transcurso de la vida


Luego de realizado el trabajo de estimulación matricial en el pozo

DRAGO NORTE – 027, el incremento de la producción es de 95

barriles los cuales pueden ir variando con el transcurso de la vida


El incremento en la producción después de realizado el trabajo de

fracturamiento hidráulico en el pozo SSF – 141D es de de 354 barriles

con un BSW de 100%, por lo cual se procedió al cierre por bajo

aporte.

Luego de realizado el trabajo de fracturamiento hidráulico en el pozo

SSF – 113D, el incremento de la producción es de 102 barriles con un

BSW de 100%, por lo cual se procedió al cierre por bajo aporte.

6.2. RECOMENDACIONES

Es importante para el análisis y estudio de optimización de la

producción realizar pruebas de Build Up en los pozos de estudio, a fin

de obtener los parámetros petrofísicos del reservorio en cada pozo;

en razón de que los registros de las pruebas de presión no están

actualizados, y se da apertura a cometer un error. Este Build Up es

aconsejable realizar lo por lo menos una vez al año.

El análisis nodal y las pruebas de Build Up, se deben complementar

para los estudios de la optimización de la producción del campo, con

el fin de realizar el seguimiento del comportamiento de los reservorios

109

en el pozo y tomar cualquier medida necesaria para optimizar la

producción si este fuera el caso.

Para los pozos con problemas de incrustaciones el tratamiento

principal de la estimulación matricial es a base de Ácido Clorhídrico

(HCl).

Para los pozos con problemas de finos el tratamiento principal de la

estimulación matricial es a base de Mud-Acid.

Al momento de seleccionar el tipo de estimulación que se va emplear

en los pozos, es recomendable que se obtenga los resultados de los

trabajos en los pozos aledaños, los cuales nos servirán

favorablemente, ya que de esta manera podremos saber las ventajas

y desventajas que se obtuvieron de esas operaciones.

110

BIBLIOGRAFÍA

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MATRICIAL DE POZOS PETROLEROS. Colegio de Ingenieros

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UNA FORMACIÓN EN LA CUENCA ORIENTAL ECUATORIANA

USANDO NITRÓGENO Y UNIDAD DE COILED TUBING. Tesis de

grado previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos,

Universidad Tecnológica Equinoccial, Quito.

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LA ARENISCA “U INFERIOR” EN EL POZO TETETE-10, MEDIANTE

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COMPAÑÍA BJ SERVICES. Tesis de grado previa la obtención del

título de Tecnólogo de Petróleos, Universidad Tecnológica

Equinoccial, Quito.

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TOMÉ. Trabajo de Grado presentado ante la Universidad de Oriente

como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Químico,

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Herrera J., Juan R. (2012). ÁCIDOS DE REACCIÓN LENTA Y

MAYOR PENETRACIÓN PARA LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL

111

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título de Ingeniero Petrolero, Universidad Nacional Autónoma de

México, México D.F.

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ECONÓMICO Y DISEÑO DE ESTIMULACIONES MATRICIALES

PARA INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDAD DEL CAMPO SACHA

EN PETROPRODUCCIÓN. Tesis de grado previa la obtención del

título de Ingeniero en Petróleos, Escuela Superior Politécnica del

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Centro de escritura Javeriano (Ed.). (2013). Normas APA. Cali,

Colombia: Pontificia Universidad Javeriana. Recuperado de:

http://portales.puj.edu.co/ftpcentroescritura/Recursos/Normasapa.pdf

GLOSARIO

ACIDIFICACIÓN: Tratamiento para pozos de petróleo y gas en el que se

inyecta ácido (generalmente clorhídrico) para disolver materiales calcáreos.

API (AMERICAM PETROLEUM INSTITUTE): Es una medida de densidad

que, en comparación con el agua, precisa cuán pesado o liviano es el

petróleo.

ARENISCA: Es una roca sedimentaria de tipo detrítico, de color variable,

que contiene clastos de tamaño arena. Tras las lutitas son las rocas

sedimentarias más comunes en la corteza terrestre. Las areniscas contienen

espacios intersticiales entre sus granos.

BUILD UP: Registro que se corre en los pozos para obtener datos de

reservorio.

CAPILARIDAD: Capacidad para dejar subir, los fluidos entre los poros de

las rocas a las zona s de menor presión.

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA: Es una representación utilizada en

geología y sus subcampos de estratigrafía para describir la ubicación vertical

de unidad es de roca en una área específica.

113

COMPLETACIÓN: Trabajos posteriores a la perforación de un pozo que

tienen como objetivo ponerlo a producir. Preparación de un pozo para

ponerlo en producción económicamente rentable. Próximo a ser entubado

los horizontes productivos son puestos en contacto, permitiendo el flujo de

fluidos del reservorio hacia la superficie por medio de la tubería de

producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo.

CLÁSTICOS: Fragmentos de cualquier tamaño, forma o composición

originad o por desintegración de otras rocas.

DAÑO DE FORMACIÓN: Se define como daño de formación al cambio de

permeabilidad (k) y porosidad (ø) en las zonas aledañas al pozo, existiendo

una zona dañada, que en la bibliografía se la conoce como factor (skin), que

puede tener unos pocos milímetros hasta varios centímetros de profundidad.

ESTIMULACIÓN: Técnica de rehabilitación aplicada a los pozos, para

estimular su capacidad productora, entre esta técnica tenemos:

fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones y frac pack.

FRACTURA: Aplicado en rocas carbonáticas a un tipo de porosidad, no

selectiva de fábrica, creada por procesos de fracturación, tanto de origen

tectónico como diagenético.

PENETRACIÓN: Es la longitud de la perforación realizada por una carga

dada. Usualmente se mide siguiendo el método API (API RP43 Standard

Procedure for Evaluation of Well Perforations).

114

PERMEABILIDAD: Es la capacidad que tiene un material de permitirle a un

flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un

material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable

de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es

despreciable.

PETRÓLEO CRUDO: Petróleo crudo no refinado. Su rango de densidad

varía de liviano a muy pesado y su color de amarillo a negro, puede contener

parafinas, asfaltenos, maltenos.

POROSIDAD: La porosidad se define como el volumen de espacios vacíos

en el volumen total de la roca, y se estima en %. La porosidad puede ser

primaria o secundaria.

RESERVORIO PETROLÍFERO: Un yacimiento, depósito o reservorio

petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo,

contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Los

hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son

retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad.

SALINIDAD: Es el contenido de sales minerales disueltas en un cuerpo de

agua. Dicho de otra manera, es válida la expresión salinidad para referirse al

contenido salino en suelos o en agua.

SATURACIÓN DE LAS ROCAS: La saturación de una formación es la

fracción de su volumen poroso que ocupa el fluido en consideración.

115

ANEXOS

116

ANEXO #1

SUMARIO DE REACONDICIONAMIENTO No. 03

Pozo: SSF 136D

Para: File de pozo SSF 136D

De: Manuel Antonio Pico M. / Jhony Gomez V

Revisado: Guillermo Villanueva

Asunto: Sumario de Work Over N° 03

OBJETIVOS REACONDICIONAMIENTO No. 03

Retirar sistema de levantamiento artificial con BES DN1800.

Bajar BHA de calibración y pesca.

Armar y bajar BHA de estimulación con packer 7”.

Armar y bajar CT para estimular la arena T inferior:

Ti: 9957’- 9966’ (9’).

Completar el pozo con sistema de levantamiento artificial bombeo

electro sumergible BES AN1200.

SACAR COMPLETACIÓN

Instaló equipo de torque de TIW y herramientas de manejo para tubería de 2

7/8’’ TSH-B.

Sacó tubería de 2 7/8’’, N-80, TSH-B en paradas usando la llave de TIW

junto con cable de potencia con 2 capilares integrales con protectores

cannon y mid joints. (214 juntas).

DESARMÓ EQUIPO BES Y BHA

117

Retiró BHA sobre equipo BES de la siguiente manera:

X/O 2-7/8" TSH-BLUE BOX x 2-7/8" EUE PIN

CAMISA DESLIZABLE 2.31", 2-7/8" EUE

FLOW COUPLING 2-7/8" (I.D. = 2.259")

NO-GO NIPPLE 2.125" (CON STANDING VALVE) 2-7/8"

X/O 2-7/8" TSH-BLUEPIN x 2-7/8" EUE BOX


X/O 2-7/8" TSH-BLUE BOX x 2-7/8" EUE PIN

X/O 2-7/8" EUE BOX x 2-3/8" EUE PIN.

Retiró equipo BES:

DESCARGA SERIE 400 + 2-3/8" EUE

BOMBA DN-1800 SERIE 400, 64 ETAPAS




MANEJADOR DE GAS AGH SERIE 400 D5-21

SEPARADOR DE GAS SERIE 400 DRS

PROTECTOR MAXIMUS SERIE 400/456, BPBSL

PROTECTOR MAXIMUS SERIE 400/456, BPBSL

MOTOR MAXIMUS SERIE 456, 90 HP, 1515 V/38.7 A

MOTOR MAXIMUS SERIE 456, 90 HP, 1515 V/38.7 A

SENSOR PHOENIX XT-0 CON CENTRALIZADOR DE 5.5".

Todo el equipo giró suavemente. El protector superior así:

1a. Y 2a. Cámaras con agua

3a. Con aceite trabajado protector inferior así: las tres cámaras con aceite

limpio. Motores salieron con aceite limpio y con 2,000 mohm. Y 2.2 ohm, ok.

El cable con 2,000 ohm, ok.

118

Se recuperaron todos los protectores cannon, mid joints, "low. Profiles" y

bandas.

ESTIMULACIÓN

Armó BHA #02 de estimulación como sigue:


PUNTA LIBRE







EUE 2-7/8"





EUE 2-7/8"

X/O 2-7/8" EUE PIN x 2-7/8" EUE BOX.

LONGITUD DEL BHA #02 = 1,103.45'.

Bajó BHA #02 de estimulación con tubería de 2 7/8’’ TSH-B, probando

integridad con 2000 psi a 2000’, 4000’, 6000’ y 8923’ durante 10 min, Ok.

Bajó un total de 126 paradas de tubería 2 7/8’’ TSH-B, X/O de 2 7/8’’ TSH-B

x 3 ½’’ TSH-B Box. Cambió Pipe RAMS de 2 7/8’’ a 3 ½’’ y bajó 13 paradas

de tubería de 3 ½’’ TSH-B. Punta de la sarta a 8923’ y empaque a 7902’.

119

ASENTAMIENTO DE PACKER HD

R/U unidad de SL. Instaló equipo de presión (BOP, lubricadores, stuffing

box) y probó con 1500 psi, Ok. Bajó con pulling tool JDC de 2.5’’ y recuperó

std valve a 7860’, Ok.

Sacó y realizó R/D.

Técnico de PETROTECH asentó el empaque HD mecánico con 3 vueltas a

la derecha y 18 Klbs de peso. Probó sello de empaque presurizando el

anular con 1000 psi, Ok.

Retiró caballetes, planchada, rampa y herramientas de TIW. Instaló válvula

maestra de 3 ½’’ EUE sobre arbolito y entregó pozo a personal de CT.

BOMBEO DE NITRÓGENO CON CT

R/U equipos de Coiled Tubing: unidad CT, unidad de bombeo CPS, unidad

de N2, grúa móvil y camión cisterna de 180 BBLS.

Armó equipo de cabeza del pozo como sigue:


FLOW TEE 3-1/16" x 10 M

SET DE BOP'S "EK" QUAD 3-1/16" x 10 M.

Levantó la cabeza inyectora y side door stripper de 3 1/6’’ x 10M y lo colocó

a la BOP. Instaló líneas de superficie 1502. Cortó 160 pies CT (por presencia

de corrosión- Pitting antes de armar BHA).

Armó BHA #03 de CT de la siguiente manera:



IBL TOOL DE 1.5" Y LO ACOPLÓ AL CT.

Probó:

120

Líneas en superficie con 300 psi y 3000 psi, Ok.

Pull test de IBL Tool con 15 Klbs, Ok.

Cabeza inyectora con 300 psi y 3000 psi, Ok.

Doble flapper check valve del Rugged con 1500 psi, Ok.

Preparó 80 BBLS de cloruro de amonio (NH4Cl) al 2% y reemplazó el fluido

dentro del reel de CT (24.5 BBLS) por el NH4Cl. Calibró el 0 de la

herramienta y bajó Power Clean CT a 20 FPM los primeros 200’ y después a

80 FPM, verificando los parámetros de operación.

Realizó Pull Test de 50’ a 3000’, 6000’ y al final. Punta de herramienta a

8900’.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL T INFERIOR.

Recibieron instrucciones para realizar estimulación matricial en arena T

inferior de acuerdo al programa.

WIS preparó 21 BBLS de ácido HCl al 10% y bombeó a 2 BPM. Desplazó

con 3.5 BBLS de cloruro de amonio quedando el ácido a la punta de la

herramienta. Cerró anular tbg-CT y presurizó anular csg 7’’- tbg con 500 psi.

Inició inyección a la arena T inferior 9957’-9966’ a 0.30 BPM y con presión

máxima de 1200 psi (volumen entre punta de CT y arena “T” de 11.5 BBLS).

Inyectó 19.5 BBLS en 50 ciclos de inyección. 3.7 BBLS de ácido dentro de la

formación (teóricamente). Observó disminución en tiempo de espera en cada

ciclo y aumento tasa de inyección a 0.40, 0.95, 1.1 y 2.0 BBLS/ciclo. La

estimulación terminó con un total inyectado de 21 BBLS de ácido HCL al

10% con presión final de 1.030 psi.

Despresurizó sistema hasta la formación hasta 0 psi.

121

EVALUACIÓN DE ARENA T INFERIOR (9957'-9966")

WI realizó COLDDOWN a unidad de N2. Instaló líneas de unidad de N2 al

CT. Probó con 300 y 5000 psi, Ok.

Abrió anular CT-tbg y sacó herramienta hasta 8865’ mientras personal de

SERTECPET izó líneas de cabeza del pozo al separador y probó con 2000

psi. AL presentarse una fuga en la válvula y choke (choke con desgaste

interno).

Por decisión de WIS y con el objetivo de garantizar que el N2 levante

efectivamente la columna de fluido, sacó herramienta hasta 4000’.

Se decidió usar choke del manifold dl Rig CSSFD-01 dado que SERTECPET

no reparó o cambió choke. Conectó líneas de superficie al choke manifold y

al separador y probó con 2000 psi, Ok.

Realizó COLDDOWN unidad de N2 e inició bombeo de N2 a 260 SCFPM.

Esperó por estabilización de parámetros de bombeo y producción.

Evaluó arena T inferior de por un periodo de 21 Hrs.

CSSFD dispuso terminar la prueba.

WIS suspendió bombeo de N2. Despresurizó líneas de N2 y CT hasta 0 psi.

ANEXO # 2

SUMARIO DE REACONDICIONAMIENTO N°1

Pozo: Drago Norte-027

Para: File de pozo DRRC-027D

De: Jaime Aguirre / Fausto Calderón

Revisado: Patricia Armijos

Asunto: Sumario WO-01

122

OBJETIVO:

REALIZAR ESTIMULACIÓN MATRICIAL A LA ARENA “Ui” Y EVALUAR

CON BUILD-UP. EVALUAR ARENA “Ti” CON BUILD-UP. DEJAR

PRODUCIENDO MEJOR ZONA Y COMPLETAR DE ACUERDO A

RESULTADOS.

ESTIMULACIÓN CON CTU Y NITROGENO A LA FORMACIÓN

Cia. Halliburton baja unidad de Coiled Tubing hasta 9833’. Realizan prueba

de admisión de arena “U inf”:

0.5 BPM CON 1800 PSI

1.0 BPM CON 2100 PSI

Cía. Halliburton realiza estimulación de arena “Uinf” con Ácido Acético

(Orgánico). Recuperan CTU.

EVALUACION CON BOMBA JET

S/L bajan elementos de presión acoplados a STV hasta 9699’.

Desplazan Bomba Jet 9A hasta 9664’. Evalúan arena “U inf” con “MTU” Cía

Sertecpet y elementos de presión al tanque:

TBR=535; BFPD=216; BSWf=26%; BPPD=160; SALINIDAD=24000 ppm Cl;

THE= 5

Cierran pozo para B’Up por 18 Hrs.

Pwf = 386 psi. Pws = 1041 psi

Desplazan Bomba Jet 9A hasta 9664’. Evalúan arena “U inf” con MTU Cia.

Sertecpet sin elementos de presión al tanque:

123

TBR=641; BFPD=192; BSW=20%; BPPD= 154; Salinidad=21500 ppm Cl;

THE=70

Reversan Bomba Jet, sale OK. S/L cierran camisa de 3-1/2”. Recuperan STV

a 9699’. Prueban anular con 600 PSI. Presión se mantiene.

S/L cierra camisa de 2-7/8”. Prueban con 500 PSI. Presión cae 100 PSI/MIN.

Intentan cerrar camisa de 2-7/8”. Sin éxito. Abren camisa de 2-7/8” a 9834’.

S/L Abren camisa de 3-1/2” a 9664’. Desplazan STV hasta 9699’.

Desplazan Bomba Jet 9A hasta 9664’. Evalúan arena “U inf” con “MTU” Cia.

Sertecpet sin elementos de presión al tanque:

TBR=863; BFPD=216; BSWf=20%; BPPD= 173; THE=97

Controlan pozo con fluido especial Cía. Baker.

BAJAN BHA DE LIMPIEZA COMBINADO DE 7” Y 9 5/8”

Bajan BHA de limpieza combinado de 7” y 9-5/8” hasta 10365’. Circulan.

Limpian. Sacan.

Bajan BHA de prueba en tubería de 3-1/2” EUE clase “B” hasta 10112’.

Asientan Packers de 7" x 2 7/8” R-matic a 10012’ y 7” X 2 7/8" C-packer a

9784’, realizan prueba de asentamiento con 600 Psi “OK”.

Realizan prueba de admisión de arena “T inf” con 1200 psi, 1600 psi, 2100 y

2400 psi presión se mantiene; con 2800 psi, presión cae 250 psi/min

BAJADA CONJUNTO TCP PARA REPUNZONAR ARENA “Ti”

Cia. Baker bajan conjunto TCP en tubería de 3-1/2” EUE hasta 10144.18’.

Correlacionan profundidad de marca radioactiva a 9831,49’. Asientan R-

matic a 10026,68' y C-packer a 9664,68. Cia. Baker realiza segunda corrida

para verificar marca radioactiva a 9631,5 OK. Sacan herramienta GR-CCL.

124

Sueltan barra. Detonan cañones. Repunzonan el siguiente intervalo:

Arena “Ti”: 10116’ - 10133’ (17’) a 5 DPP.

Se observa soplo moderado

S/L asienta STV con elementos de presión acoplados en NO-GO. Abren

camisa de circulación a 9765,16’.

EVALUACIÓN CON BOMBA JET

Desplazan bomba Jet 9H. Asientan a 9765,16’

Intentan evaluar arena "Ti" sin éxito. No existe aporte de formación.

Reversan Bomba Jet. Bomba OK. Desplazan Bomba Jet 9H. Intentan

evaluar por segunda ocasión. No existe aporte de formación.

Reversan Bomba Jet. Suspenden evaluación. S/L recuperan elementos de

presión.

Desasientan Packers R-Matic y C-Packer. Sacan conjunto TCP.

Cia Baker bajan tapón CIBP. Correlacionan profundidad con GR-CCL,

asientan a 10026’. Sacan.

BAJADA COMPLETACION DE FONDO HIBRIDA

Bajan Completación Híbrida en tubería de 3-1/2” SEC hasta 9706,82’.

Retiran BOP. Instalan cabezal. Prueban OK.

S/L abren camisa de circulación de 2-7/8” a 9771,12’. Desplazan Bomba Jet

9A.

Evalúan arena “U inf” con “MTU” Cia. Sertecpet sin elementos de presión al

tanque:

125

TBR=63; BFPD=240; BSWf=100%; THE=6

FINALIZAN OPERACIONES EL 16 DE MAYO DE 2014 A LAS 16H00

ANEXO #3

SUMARIO DE REACONDICIONAMIENTO No. 02

Pozo: SSF 141D

Para: File de pozo SSF 141D

De: Manuel Antonio Pico M. / Jhony Gomez V

Revisado: Guillermo Villanueva

Asunto: Sumario de Work Over N° 02

OBJETIVOS REACONDICIONAMIENTO No. 02

Retirar completación actual BES.

Aislar arena U inferior.

Cañonear el intervalo de arena U Superior:

Us: 9389’ – 9399’ (10’)

Realizar fractura en arena U Superior.

Evaluar pozo post fractura.

Completar con bombeo electro sumergible (BES) sencillo.

RETIRA CABEZAL, ARMA SUBESTRUCTURA E INSTALA BOP

126

Retiró bayoneta. Instaló BPV y retiró la sección “C”. Instaló BOP’s con BOP

de arietes nueva marca SHAFFER.

Levantó la sarta, cortó cable y cambió tbg hanger por test plug. Asentó sarta.

Probó equipo de Well Control:

BOP’s en baja/alta con 300 psi, Ok.

Arietes variables de pipe (2 7/8’’ a 5’’), ciego con 4000 psi y anular

con 2000 psi, Ok.

Válvula de seguridad de 4 ½’’ y choke manifold con 4000 psi, Ok.

Probó funcionamiento de acumulador, Ok.

Retiró test plug y BPV.

LIMPIEZA EN TANDEM PARA CSG DE 9 5/8’’ Y LINER DE 7’’.

Armó BHA #01 de limpieza conminado de MI SWACO como sigue:

BROCA TRICÓNICA 6"



RAZOR BACK 7"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

MAGNOSTAR 7"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

4 D.C.'s 4-3/4"

CONEXIÓN 3-1/2" IF

20 JTS D.P. 3-1/2" IF

X/O 3-1/2" IF PIN x 4-1/2" IF BOX

RAZOR BACK 9-5/8"

CONEXIÓN 4-1/2" IF

MAGNOSTAR 9-5/8"

CONEXIÓN 4-1/2" IF

127

X/O 4-1/2" IF PIN x 3-1/2" IF BOX.

Longitud del BHA = 808.89

Bajó BHA #01 con DP de 3 ½’’ IF parando junta por junta desde caballetes,

midiendo, calibrando y aplicando torque con llaves de potencia de 9000lb-ft

hasta topar fondo duro a 9732’ (122’ arriba de L.C) con 281 juntas y levantó

3’ para circulación.

NOTA: A 7450’ se suspendió actividad de bajar el BHA debido a que se

realizó la prueba de carga del motor 2 y se recibió la visita del Gerente del

CSSFD en locación.

Bombeó 350 BLS de fluido de control (salmuera KCL) a 5 BPM hasta

retornos.

Bombeó tren de píldoras de MI SWACO a 3 BPM desplazando con fluido de

control a 5 BPM hasta salir a superficie con retornos limpio. Total bombeado

1200 BLS de fluido.


70 BLS de píldora surfactante


Sacó DP de 3 ½’’ IF quebrando (281 juntas) y retiró BHA #01 con 20 lbs de

limalla en magnostar de 9 5/8’’ y 20 lbs en magnostar de 7’’. Herramientas e

buen estado.

CAÑONEO CON WL, CARGA PJ OMEGA A 5 DPP.

Retiró equipo de presión M3000 y shooting Nipple de 7’’.

Instaló equipo de presión de 7 1/6’’ 5M como sigue:

Brida Adaptadora 11’’ 5M x 7 1/6’’ 5M

Quick Test Sub Asembly con 2’’ 1502 Plug Valve

128

25’ de lubricadores

X/O Assembly Quick Union

Tool Catcher

Dual Pack-OFF Assembly Dual hidraulic Pack Off con cable guía.

Probó equipo de presión con 1500 psi por 15 min, Ok.

WL armó cañón de 4 ½’’ x 10’ PJ OMEGA cargado a 5 DDP. Bajó,

correlacionó y abrió intervalo 9389’ – 9399’ (10’) de arena U superior, sin

manifestación del pozo.

Sacó cañón 100% disparado. Retiró equipo de presión y realizó R/D unidad

de WL.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE ARENA U SUPERIOR

Armó BHA #02 de Fracturamiento de la siguiente manera:





CSG 7", 26#, 3-1/2" IF


1 JUNTA 3-1/2" EUE, N-80


1 JUNTA 3-1/2" EUE, N-80



Longitud del BHA = 177.62'

Probó contra std valve con 2000 psi por 15 min, Ok.

129

Bajó BHA #02 con tubería de 3 ½’’, N-80, TSH-B parando junta por junta

desde caballetes y aplicando torque computarizado e TIW de 3 780 lb-ft.

Probó integridad de la sarta cada 2000’ con 2000 psi por 15 min. Bajó un

total de 300 juntas.

Espació sarta con un X/O 3-1/2" TSH-BLUE PIN x 3-1/2" EUE BOX y 1 PUP

JOINT 3-1/2", N-80 EUE x 10'. La pata de mula quedó a 9,369' y empaque

OMEGAMATIC a 9,266'.

WS instaló líneas de superficie y probó con 9000 psi. Realizó una prueba

final de integridad contra std valve con 5000 psi por 15 min, Ok.

R/U unidad de SL. Instaló equipo de presión (BOP, lubricadores, stuffing box

y probó con 1500 psi. Bajó con pulling tool JDC 3’’ y recuperó la std valve a

9232’. Sacó herramienta y realizó R/D unidad de SL.

CPS asentó empaque OMEGAMATIC a 9266’ con 3 vueltas a la derecha y

37 Klb de peso. Probó sello presurizando el anular con 1500 psi por 15 min,

Ok.

Retiró herramientas de TIW y limpió mesa.

Realizó Fracturamiento hidráulico de arena U superior en el intervalo 9389’-

9399’.

ANEXO # 4

HISTORIAL DE COMPLETACION Y PRUEBAS POZO SSF -113D

Fecha de Completación: 07-Junio-2014

Inician operaciones con taladro de perforación Hilong-15 el 20 de

mayo del 2014.

130

Bajan BHA de limpieza combinado para Liner 7” y CSG 9-5/8”,

muelen cemento hasta 10759’, circulan tren de píldoras, Sacan BHA

Corren registro USIT-CBL-VDL-GR-CCL desde 10760’ hasta 9923’

TOL (cemento buen estado).

Bajan conjunto TCP en DP + BHA de producción en 3 ½’’ TSH-B

Tubería hasta 10678’, correlacionan y cañonean arena T inferior:

10,650' – 10,666' (16')

S/L baja elementos de presión, desplazan Jet D-7 y evalúan arena

“Tinf” + Cierran pozo para Build Up Pws= 2633 psi; Pwf= 2140 psi +

Continúan con evaluación: TREC= 2669 Bls; BFPD= 628; BSW= 77;

SAL= 7650 ppm; THE= 90 Hrs + Sacan BHA de prueba y conjunto

TCP.

Bajan equipo BES SN-2600 con Y-Tool en TBG de 3 ½’’ TSH-B hasta

9817’ + Realizan prueba de rotación giro 1 correcto, inician

producción

Finaliza operaciones el 07-Junio-2014

WO-01: SACAR COMPLETACIÓN, AISLAR Tinf, CAÑONEAR y

FRACTURAR “Uinf”, (03-AGO-2014) EVALUAR Y BAJAR BES

Inician operaciones el 07-Julio- 2014 con Rig CSSFD-01

Sacan equipo BES SN-2600 con Y Tool en tubería de 3.5’’ TSH-B

(equipo en buen estado).

Bajan BHA de limpieza con 6” broca hasta 10746’, bombean píldora

viscosa y surfactante por reversa hasta retornos limpios. Sacan

Asientan CIBP a 10630’ + con Dump Bailer colocan 5’ de cemento

sobre CIBP.

Bajan conjunto TCP en tubería de 3-1/2’’ W533, correlacionan y

cañonean intervalos de arena U inferior: 10330’-10336’ (6’); 10348’-

10355’ (7’); 10374’-10380’ (6’).

131

Bajan BHA de fracturamiento hasta 10155’ + desplazan Jet D-7 y

evalúan “U inf”

Preparan fluido One Step y realizan fracturamiento hidráulico a los

intevalos de “U inf”.

Bajan BHA de limpieza en 3-1/2” TBG P-110 W 533 hasta 10625’.

Circulan y sacan.

Bajan BHA de evaluación desplazan Jet D-7 y evalúan “U inf”: TREC=

359 Bls; BFPD= 240; BSW= 82; THE= 26 hrs + cierran pozo para

Build Up, recuperan elementos Pwf= 940 psi, Pws= 2258 psi.

Bajan equipo BES D460N en 3-1/2’’ Tubería TSH-B hasta 10214’

(Intake) + Realizan prueba de rotación (giro 1 correcto).

Realizó la prueba de producción: 45 Hz; Pi = 1,925 PSI; Pd = 3,965

PSI; Ti = 211 F

Tm = 261 F; Im = 25/24/25 AMP

Finalizan operaciones el 03-Ago-2014

Preparado por: Ingeniería Operaciones SHS

universidad tecnolÓgica...

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