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I UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA ESCUELA DE PETRÓLEOS TEMA: ACIDIFICACIÓN MATRICIAL A LA ARENISCA “T” DE LA FORMACIÓN NAPO DEL POZO SACHA 09 PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS Autor: CESAR ANTONIO LLORI BUSTOS Director: Ing. MARCO CORRALES 2008 II DECLARACIÓN Yo, CESAR ANTONIO LLORI BUSTOS, declaro que el contenido de la presente tesis es de mi absoluta autoría, revisada y aprobada por mi tutor. ------------------------------------Cesar A. Llori. B III CERTIFICACIÓN Yo, ING. MARCO CORRALES PALMA, certifico que la presente tesis ha sido dirigida y revisada bajo mi tutoría. ------------------------------------Marco. A. Corrales. P. IV CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA V DEDICATORIA A Dios, por darme la vida, los mejores padres y una bella familia, por cuidarme y bendecirme. A mí amada esposa Denisse y a mí querido hijo Gabriel por brindarme todo su apoyo y su amor incondicional, por la paciencia y la dedicación que tuvieron en mi carrera académica. A mis queridos padres Segundo y Hulda, por brindarme todo su amor y su apoyo económico en mis estudios y a mi familia, por la confianza que me ofrecieron para que en el futuro sea un profesional y un hombre de bien. A mis queridos hermanos, Víctor, Cristhian y Simón, que supieron ayudarme y apoyarme siempre anímicamente para lograr culminar mi carrera profesional. A mis buenos amigos, Michael, Eduardo, quienes me brindaron su amistad y me apoyaron en las situaciones buenas y en las malas de mi carrera profesional. A mis queridos suegros, Edgar y María, por brindarme su cariño y su apoyo incondicional para este nuevo logro en mi vida. VI A mis queridos cuñados, Fabián, Bryan y Ariana, por darme su amistad y su apoyo incondicional. A mis maestros y amigos, Ing. Marco Corrales, Ing. Raúl Baldeón, Ing. Jaime Guerra, por la paciencia y la dedicación por enseñarnos a tener unos buenos valores como personas y como profesionales. VII AGRADECIMIENTO A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por haberme acogido y darme la oportunidad de seguir y culminar una carrera profesional, a PETROCAPACITACIÓN Y PETROPRODUCCIÓN, por haberme dado todas las facilidades para la elaboración de mi tesis. ------------------------------------Cesar A. Llori. B VIII RESUMEN Una Acidificación Matricial es una técnica muy utilizada en la industria petrolera cuyo objetivo primordial es lograr una recuperación o un incremento en la productividad de un pozo petrolero, cuya arena productora presente daño de formación, la operación consiste en inyectar fluidos de tratamiento, tales como ácidos e inhibidores diseñados de acuerdo a las condiciones, propiedades petrofísicas y mineralogía de la formación, a una presión inferior a la de fractura de la misma. En el capítulo I se hace una breve reseña histórica del campo, el estado actual del campo en reservas, acumulados de producción y el estado de los pozos, además los parámetros PVT de los fluidos y propiedades físicas, la mineralogía de los reservorios, principalmente de la arenisca T en la cual está basada el estudio de acidificación, para lo cual es importante conocer los datos ya mencionados para elaborar el diseño ácido adecuado y lograr recuperar la producción y la inversión del trabajo. En el capítulo II se encuentra la información teórica y técnica de los daños de formación más relevantes en el campo, que se utilizó para determinar el tipo de daño que sufrió la arenisca T, cuando y en que momento fue dañada la misma, conocer esta información es clave para la elaboración del diseño ácido que removerá el daño, ya que si no se conoce el tipo de daño que sufrió la arenisca, un mal diseño puede dañar aún más la misma. En el capítulo III se realiza el diseño del tratamiento, primero se elabora un análisis nodal con curvas IPR antes y después del trabajo de reacondicionamiento en el cual la IX arenisca T sufrió daño de formación, utilizando los datos registrados por una prueba de restauración de presión (Built Up), se pudo determinar la magnitud del daño y el incremento posible de producción luego del tratamiento ácido. En el capítulo IV se menciona el programa de acidificación, los preflujos y postflujos inyectados a diferentes presiones y caudales, las operaciones realizadas por el personal vinculado al tratamiento ácido, los resultados antes y después del tratamiento y el costo del tratamiento ácido. En el capítulo V se encuentran las conclusiones y recomendaciones basadas en el diseño del tratamiento ácido y en las operaciones realizadas en el mismo. X SUMMARY A Matrix Acidity is a very popular technique in the oil industry which main objective is achieving productivity recovery or increase in an oil well which producing sand presents formation damage, the operation consists in injecting treatment fluids, such as acids and inhibitors designed according to conditions, petro-physical properties, and formation mineralogy, at a pressure lower than the fracture of it. In Chapter I, a brief history of the field is done, the current field status in accumulated production stocks and wells state, besides PVT parameters of fluids and physical properties, reservoir mineralogy, mainly T lime on which the acidifying study is based, to which it is important to know the already mentioned data in order to elaborate an adequate acid design and achieve the production and work investment recovery. In Chapter II the theoretical and technical information of most relevant field formation damages is found, which was utilized to determining the type of damage suffered in T lime, when and what time it got damaged. Knowing this information is essential for elaborating the acid design which will remove the damage, since if the type of damage suffered by lime is not known, a bad design may damage it even more. In Chapter III the treatment design is made, first a nodal analysis with IPR curves is elaborated before and after the reconditioning work in which T lime suffered formation damage, by utilizing date recorded by a pressure restoring test (Built up) it could be determined the damage extent and possible increase of production after acid treatment. XI In Chapter IV, the acidification program is mentioned, pre and post flows injected at different pressures and volumes, the operations performed by the people linked to acid treatment, results before and after treatment and cost of acid treatment. In Chapter V are the conclusions and recommendations based on the design of acid treatment and operations carried out in it. XII ÍNDICE DE CONTENIDOS HOJA EN BLANCO CARÁTULA I II DECLARACIÓN ............................................................................................................III CERTIFICACIÓN ..........................................................................................................IV CARTA DE LA EMPRESA ...........................................................................................IV DEDICATORIA .............................................................................................................VI AGRADECIMIENTO ................................................................................................. VIII RESUMEN......................................................................................................................IX SUMMARY ....................................................................................................................XI ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................... XIII ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XVIII ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................................. XX ÍNDICE DE ANEXOS............................................................................................... XXII ÍNDICE DE ECUACIONES .................................................................................... XXIII ABREVIATURAS..................................................................................................... XXV INTRODUCCIÓN ............................................................................................................2 CAPÍTULO I.....................................................................................................................2 OBJETIVOS .....................................................................................................................3 OBJETIVO GENERAL.................................................................................................3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................3 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA..........................................................................3 IDEA A DEFENDER ....................................................................................................5 XIII 1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA ........................................................6 1.2. UBICACIÓN E HISTORIA ...................................................................................6 1.2.1. INTRODUCCIÓN............................................................................................6 1.2.2. ESTRUCTURA................................................................................................8 1.2.3. GEOLOGÍA .....................................................................................................8 1.2.4. PRESIONES HISTÓRICAS DEL CAMPO .................................................10 1.2.5. PRODUCCIÓN ACTUAL Y ACUMULADA DE PETRÓLEO AGUA Y GAS ..........................................................................................................................11 1.3. CARACTERIZACIÓN DE LA FORMACIÓN NAPO .......................................14 1.3.1. POZO SACHA 09 ..........................................................................................14 1.3.2. FORMACIÓN NAPO (ARENISCA T) .........................................................14 1.4. PARÁMETROS PETROFÍSICOS DEL YACIMIENTO....................................16 1.4.1. POROSIDAD .................................................................................................16 1.4.2. PERMEABILIDAD .......................................................................................19 1.4.3. RELACIÓN ENTRE LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD............25 1.4.4. POROSIDAD Y PERMEABILIDAD ARTIFICIALES................................26 1.4.5. CONDICIONES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE LA ARENISCA T ..................................................................................................................................27 1.4.6. MECANISMO DE PRODUCCIÓN ..............................................................30 1.4.7. RESERVAS AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2007 .........................................30 1.4.8. MINERALOGÍA DE LA ARENISCA ..........................................................31 CAPÍTULO II .................................................................................................................36 2.1. DAÑO DE FORMACIÓN O SKIN .....................................................................36 XIV 2.1.1. DEFINICIÓN .................................................................................................36 2.2. MECANISMOS DE DAÑO DE FORMACIÓN .................................................37 2.2.1. ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN ....................................................37 2.2.2. CAUSAS PRINCIPALES DEL DAÑO DE FORMACIÓN .........................43 2.2.3. TIPOS DE DAÑO DE FORMACIÓN...........................................................44 CAPÍTULO III ................................................................................................................47 3.1. METODOLOGÍA Y DISEÑO ACIDO................................................................47 3.1.1. SELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO .....................................................47 3.1.2. CURVA IPR DEL POZO SAC 09 ANTES DEL REACONDICIONAMIENTO .................................................................................50 3.1.3. DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 ...............................................................................................................54 3.1.4. CURVA IPR DEL POZO SAC-9 LUEGO DEL REACONDICIONAMIENTO .................................................................................59 3.1.5. VALIDACIÓN DE LAS CONDICIONES DEL POZO Y DEL YACIMIENTO.........................................................................................................65 3.1.6. HISTORIA DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILT UP)............................................................................................................................70 3.1.7. COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA ARTIFICIAL ................................72 3.1.8. ANÁLISIS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILT UP) ..................77 3.1.9. CUANTIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL DAÑO ......................82 CAPÍTULO IV................................................................................................................91 XV 4.1. OPERACIONES DE ACIDIFICACIÓN .............................................................91 4.2. PROGRAMA DE ACIDIFICACIÓN ..................................................................93 4.2.1. SOLVENTE – PREFLUJO ............................................................................94 4.3. ÁCIDOS MINERALES......................................................................................102 4.3.1. ÁCIDO CLORHÍDRICO .............................................................................102 4.3.2. ÁCIDO FLUORHÍDRICO...........................................................................104 4.3.3. ÁCIDO CLORHÍDRICO - FLUORHÍDRICO ............................................106 4.3.4. ÁCIDO ACÉTICO .......................................................................................108 4.4. ÁCIDOS ESPECIALES .....................................................................................109 4.4.1. ACH-4 / ACIDO CÍTRICO .........................................................................109 4.4.2. ACIDO FÓRMICO ......................................................................................109 4.5. PROGRAMA DE OPERACIONES...................................................................111 4.5.1. PERSONAL TÉCNICO ...............................................................................111 4.6. OPERACIONES.................................................................................................112 4.6.1. SE RETORNA A SUPERFICIE LA BOMBA HIDRÁULICA JET CLAW DEL POZO.............................................................................................................113 4.6.2. SE REALIZA LA PRUEBA DEL STANDING VALVE ...........................114 4.6.3. EXTRACCIÓN DE LA BOMBA ...................................................................115 4.6.4. SE REALIZA LA PRUEBA DE INYECTIVIDAD ....................................116 4.6.5. SE REALIZA LA PRUEBA DE ADMISIÓN.............................................117 4.7. SECUENCIA DEL TRATAMIENTO ...............................................................117 4.7.1. SE INSTALA EL CABEZAL DE INYECC. Y TENDIDO DE LÍNEAS...117 4.7.2. DOSIFICACIÓN Y PREPARACIÓN DE LAS MEZCLAS.......................117 4.7.3. LAVADO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.....................................119 XVI 4.7.4. SE BAJA EL BLANKING O BOMBA FALSA .........................................120 4.8. EQUIPOS Y UNIDADES UTILIZADAS EN EL TRATAMIENTO ...............121 4.8.1. BOMBEADOR ............................................................................................121 4.8.2. CEMENTADOR ..........................................................................................123 4.8.3. CAMIÓN CISTERNA .................................................................................125 4.8.4. FILTRADOR DE AGUA.............................................................................126 4.9. RESULTADOS DEL TRATAMIENTO............................................................127 4.9.1. PRUEBA DEL POZO ANTES DEL TRATAMIENTO..............................127 4.9.2. PRUEBA DEL POZO DESPUÉS DEL TRATAMIENTO .........................128 4.9.3. COSTOS DEL TRATAMIENTO ................................................................128 CAPÍTULO V ...............................................................................................................130 5.1. CONCLUSIONES ..............................................................................................130 5.2. RECOMENDACIONES.....................................................................................131 CITAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................................132 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................133 ANEXOS ...................................................................................................................134 XVII ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: ESTADO DEL CAMPO...................................................................................10 Tabla 2: PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO..............................................11 Tabla 3: MODELO DEL RESERVORIO T ...................................................................16 Tabla 4: POROSIDADES ...............................................................................................18 Tabla 5: PERMEABILIDADES .....................................................................................23 Tabla 6: PARÁMETROS PETROFÍSICOS PROMEDIO .............................................26 Tabla 7: PARÁMETROS PVT DE LOS FLUIDOS ......................................................29 Tabla 8: RESERVAS DEL CAMPO ..............................................................................30 Tabla 9: PRUEBA DE DIFRACCIÓN DE RAYOS X ..................................................31 Tabla 10: DATOS DEL POZO .......................................................................................47 Tabla 11 DATOS DEL RESERVORIO .........................................................................48 Tabla 12: DATOS DEL POZO .......................................................................................50 Tabla 13: DATOS DEL RESERVORIO ........................................................................50 Tabla 14: VALORES DE CAUDAL VERSUS PRESIÓN DINÁMICA.......................54 Tabla 15: TUBERÍA DIÁMETRO 2 7/8” ......................................................................58 Tabla 16: TUBERÍA DIÁMETRO 3 1 / 2” ....................................................................58 Tabla 17: VALORES DE CAUDAL VERSUS PRESIÓN DINÁMICA.......................63 Tabla 18: HISTORIA DE PRODUCCIÓN ....................................................................66 Tabla 19: HISTORIA DE INTERVENCIONES DEL POZO SACHA 09 ....................70 Tabla 20: HISTORIA DE INTERVENCIÓN No. 2.......................................................71 Tabla 21: HISTORIA DE INTERVENCIÓN No. 3.......................................................71 Tabla 22: PARÁMETROS DEL POZO Y YACIMIENTO ...........................................77 Tabla 23: DATOS DEL POZO .......................................................................................83 XVIII Tabla 24: DATOS DEL RESERVORIO ........................................................................83 Tabla 25: VALORES DE CAUDAL VERSUS PRESIÓN DINÁMICA.......................86 Tabla 26: VALORES DE IP (J) PARA DIFERENTES FACTORES SKIN .................87 Tabla 27: VALORES DE CAUDALES A DIFERENTES FACTORES SKIN.............88 Tabla 28: PROGRAMA DE ACIDIFICACIÓN.............................................................93 Tabla 29: PROPIEDADES FÍSICAS .............................................................................96 Tabla 30: PROPIEDADES FÍSICAS .............................................................................97 Tabla 31: PROPIEDADES FÍSICAS ...........................................................................109 Tabla 32: PROPIEDADES FÍSICAS ...........................................................................111 Tabla 33: SECUENCIA DE INYECCIÓN...................................................................120 Tabla 34: PRUEBA DEL POZO ANTES DEL TRATAMIENTO ..............................127 Tabla 35: PRUEBA DEL POZO DESPUÉS DEL TRATAMIENTO .........................128 Tabla 36: COSTOS DEL TRATAMIENTO ................................................................128 XIX ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE..........................................12 Figura 2: DESCRIPCIÓN Y SIMBOLOGÍA .................................................................13 Figura 3: REPRESENTACIÓN DE UNA ROCA Y SU POROSIDAD ........................19 Figura 4: ESQUEMA DE UNA ROCA DE PERMEABILIDAD DE UN DARCY......21 Figura 5: REPRESENTACIÓN DE UNA ROCA Y SU PERMEABILIDAD .............24 Figura 6: REPRESENTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE LA PRESIÓN EN EL POZO ..............................................................................................................................29 Figura 7: SMECTITA .....................................................................................................32 Figura 8: ILLITA ............................................................................................................33 Figura 9: CAOLINITA ...................................................................................................33 Figura 10: CLORITA......................................................................................................34 Figura 11: REPRESENTACIÓN DE UN DISPARO Y LOS RESIDUOS...................41 Figura 12: REPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN ...............................45 Figura 13: COMPLETACIÓN DEL POZO SAC-09 .....................................................49 Figura 14: CURVA DE DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN TUBERÍA 2 7/8 ..................57 Figura 15: CURVAS IPR DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 ANTES DEL REACONDICIONAMIENTO........................................................................................59 Figura 16: CURVAS IPR DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 DESPUÉS DEL REACONDICIONAMIENTO........................................................................................64 Figura 17: CURVAS IPR DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 ANTES Y DESPUÉS DEL REACONDICIONAMIENTO.............................................................65 Figura 18: HISTORIA DE PRODUCCIÓN ...................................................................69 Figura 19: COMPORTAMIENTO DEL ACEITE - AGUA DEL POZO SACHA 09...69 XX Figura 20: COMPORTAMIENTO DEL BSW DEL POZO SACHA 09 .......................70 Figura 21: REPORTE DEL IPR .....................................................................................72 Figura 22: SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW.................................................73 Figura 23: ANÁLISIS NODAL CON JET CLAW ........................................................74 Figura 24: SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW.................................................75 Figura 25: ANÁLISIS NODAL CON JET CLAW ........................................................76 Figura 26: CURVA DE LA PRESIÓN DE CIERRE .....................................................81 Figura 27: CURVA PARA DETERMINAR EL FLUJO DE LOS FLUIDOS...............81 Figura 28: CURVA IPR DEL POZO..............................................................................82 Figura 29: ANÁLISIS NODAL DE CURVAS IPR CON DIFERENTE FACTOR SKIN .........................................................................................................................................89 Figura 30: CURVAS IPR SIN DAÑO, CON DAÑO Y ESTIMULACIÓN..................89 Figura 31: FORMACIÓN CON DAÑO .........................................................................91 Figura 32: FORMACIÓN ACIDIFICADA CON DAÑO REMOVIDO........................92 Figura 33: ESQUEMA DE UNA ACIDIFICACIÓN MATRICIAL............................111 Figura 34: BOMBEADOR............................................................................................122 Figura 35: CEMENTADOR .........................................................................................124 Figura 36: CAMIÓN CISTERNA ................................................................................125 Figura 37: FILTRADOR DE AGUA............................................................................126 XXI ÍNDICE DE ANEXOS Anexo 1: CAMIÓN CISTERNA Y CAMIÓN CON JP-1 ...........................................135 Anexo 2: UNIDADES DE BOMBEO, FILTRADOR Y CAMIÓN CISTERNA ........135 Anexo 3: INSTALANDO UNIDADES Y ARMANDO LÍNEAS HACIA EL CABEZAL .....................................................................................................136 Anexo 4: ARMADO DEL BOP DE INYECCIÓN EN EL CABEZAL DEL POZO ..136 Anexo 5: CASETA DE LA VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO (VRF) ..........137 Anexo 6: TENDIDO DE LÍNEAS DE 2” DIÁMETRO PARA ALTA PRESIÓN .....137 Anexo 7: ÁRBOL DE NAVIDAD DEL POZO SACHA 09........................................138 Anexo 8: CAMIÓN GRÚA CON LOS QUÍMICOS DEL TRATAMIENTO .............138 Anexo 9: UNIDAD DE BOMBEO...............................................................................139 Anexo 10: BOMBA TRIPLEX.....................................................................................139 Anexo 11: CURVA IPR CON SKIN=0........................................................................140 Anexo 12: CURVA IPR CON SKIN=1.37...................................................................140 Anexo 13: CURVA IPR CON SKIN=2........................................................................141 Anexo 14: CURVA IPR CON SKIN=4........................................................................141 Anexo 15: CURVA IPR CON SKIN=6........................................................................142 Anexo 16: CURVA IPR CON SKIN=10......................................................................142 Anexo 17: CURVA IPR CON SKIN=14......................................................................143 Anexo 18: CURVA IPR CON SKIN=-1 ......................................................................143 XXII ÍNDICE DE ECUACIONES Ecuación 1: POROSIDAD..............................................................................................16 Ecuación 2: LEY DE DARCY........................................................................................20 Ecuación 3: DAÑO DE FORMACIÓN..........................................................................37 Ecuación 4: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP ..........................................................51 Ecuación 5: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP COMPUESTO .................................51 Ecuación 6: CAUDAL NETO ........................................................................................51 Ecuación 7: CAUDAL TOTAL A LA PRESIÓN BURBUJA.......................................52 Ecuación 8: CAUDAL NETO A LA PRESIÓN BURBUJA .........................................52 Ecuación 9: CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN BURBUJA...................................52 Ecuación 10: CAUDAL MÁXIMO (Qmax)...................................................................53 Ecuación 11: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN DINÁMICA ....................................53 Ecuación 12: PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE .......................................................56 Ecuación 13: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP ........................................................59 Ecuación 14: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP COMPUESTO ...............................60 Ecuación 15: CAUDAL NETO ......................................................................................60 Ecuación 16: CAUDAL TOTAL A LA PRESIÓN BURBUJA.....................................61 Ecuación 17: CAUDAL NETO A LA PRESIÓN BURBUJA .......................................61 Ecuación 18: CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN BURBUJA.................................61 Ecuación 19: CAUDAL MÁXIMO (Qmax)...................................................................62 Ecuación 20: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN BURBUJA.......................................62 Ecuación 21: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN BURBUJA.......................................78 Ecuación 22: CONDUCTIVIDAD .................................................................................78 Ecuación 23: PERMEABILIDAD ..................................................................................78 XXIII Ecuación 24: FACTOR SKIN.........................................................................................79 Ecuación 25: IP ACTUAL ..............................................................................................79 Ecuación 26: IP IDEAL ..................................................................................................80 Ecuación 27: EFICIENCIA ............................................................................................80 Ecuación 28: FACTOR SKIN.........................................................................................84 Ecuación 29: IP (J) CON FACTOR SKIN .....................................................................84 Ecuación 30: CAUDAL CON FACTOR SKIN .............................................................84 Ecuación 31: CAUDAL NETO A LA PRESIÓN BURBUJA .......................................85 Ecuación 32: CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN BURBUJA.................................85 Ecuación 33: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN BURBUJA.......................................86 XXIV ABREVIATURAS BPPD BAPD BH BSW BIPH BRPH Boi cp re rw k h Pr Pwf q u S Pb ln IP IPR Barriles de petróleo por día Barriles de agua por día Bombeo Hidráulico Basic Sediment and Water Barriles inyectados por hora Barriles recuperados por hora Factor volumétrico de formación Centipoise Radio de drenaje Radio del pozo Permeabilidad de la formación Espesor de la formación Presión estática Presión de fondo fluyente Caudal de producción Viscosidad Skin total Presión al punto de burbuja Logaritmo natural Índice de Productividad Inflow Performance Relationship XXV HCL HF md Ácido clorhídrico Ácido fluorhídrico Milidarcies XXVI CAPÍTULO I 1 CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN La acidificación matricial de pozos de petróleo es una de las operaciones de campo más importante que se realizan para mantener, recuperar e incrementar la producción de un pozo, que ha declinado su producción debido al desgaste de energía natural que sufren los yacimientos por la perdida de presión, por el mal manejo en las operaciones de perforación, al utilizar un lodo inadecuado para atravesar las zonas productoras que son porosas y permeables y las cuales son gravemente dañadas, en la operación de terminación de pozos, pero en la operación donde mas se puede provocar daños de formación es en la reparación de pozos, donde se produce la invasión de fluidos de matado a las arenas productoras, causando un daño en las propiedades petrofísicas mas importantes de la roca como la porosidad efectiva y la permeabilidad y que provocan un incremento de la presión en la cara de la arena por la acumulación de finos, o bloqueos por agua y que reducen el caudal de petróleo hacia el fondo del pozo. La acidificación matricial consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, la selección del sistema de fluidos de tratamiento dependen del tipo de daño, de la composición mineralógica y de las condiciones del yacimiento, del conocimiento de estos factores depende el éxito de la operación de estimulación. 2 Es muy importante elaborar un estudio previo de las condiciones del yacimiento y de las propiedades físicas del mismo, para determinar la magnitud del daño, utilizando varios métodos como las ecuaciones para flujo radial de Darcy, el método de horner, realizando curvas IPR utilizando las ecuaciones de Vogel, con toda esta información podemos obtener un correcto diseño para el tratamiento ácido y determinar si es rentable la acidificación. OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Mejorar la producción del pozo que tiene una perdida de producción debido a daños de formación. OBJETIVOS ESPECÍFICOS - Ofrecer un proyecto de Acidificación Matricial a la arena con daño. Análisis de parámetros petrofísicos de la arena. Programación de la Operación de Estimulación. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA La utilización de ácidos, aditivos e inhibidores en la estimulación matricial de un pozo es muy importante, ya que debido a una ineficiente explotación del pozo, al desgaste 3 natural que sufre la formación productora en el transcurso de su producción, a los problemas en los reacondicionamientos, por estas causas la arena petrolífera tiene una acelerada declinación en su producción de fluidos por serios daños en sus propiedades petrofísicas mas importantes tales como su porosidad, su permeabilidad, su presión que determinan el volumen de producción de un pozo. 4 IDEA A DEFENDER Debido al continuo desgaste natural y a las varias operaciones de reacondicionamiento realizadas, provocaron serios daños a la permeabilidad, porosidad y la caída de presión de la arena productora causando una declinación brusca en la producción original del pozo Sacha 09, que se puede recuperar y mejorar con una acidificación matricial inyectando a una presión inferior a la de fractura, mejorando las propiedades físicas de la formación y obteniendo así una mayor producción de la arena petrolífera después de la estimulación. 5 1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA En los pozos del Campo Sacha, a los cuales se hace referencia, en su totalidad son pozos verticales, que fueron perforados desde el 21 de enero de 1969 completados en febrero de 1969, puestos en producción en la misma fecha, estos pozos producen de la formación Hollín, Napo y Tena. La producción de petróleo de cada arena ha bajado poco a poco, lo que se ha decidido producir de dos o más zonas simultáneamente. 1.2. UBICACIÓN E HISTORIA El campo Sacha se encuentra ubicado en la provincia de Francisco de Orellana al Nororiente de la región Amazónica ecuatoriana, delimitado al Norte por las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista, al Sur por los Campos Culebra – Yulebra, al Este por los Campos Mauro Dávalos Cordero y Shushufindi – Aguarico mientras que al Oeste por los Campos Pucuna, Paraíso y Huachito. 1.2.1. INTRODUCCIÓN Fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf en 1969 con la perforación del pozo exploratorio Sacha - 01, llegando a alcanzar una profundidad total de 10160 pies (penetrando 39 pies de la Formación Pre-Cretácica CHAPIZA), arrojando una producción inicial de la arena Hollín Inferior de 1328 BPPD de 29.9° API con un corte de agua y sedimentos de 0.1% con estrangulador de ¼”. El contacto agua petróleo (CAP), se encontró en los pozos Sacha 2 y 64 a una profundidad de 9032 pies y en el pozo 58 a 9052 pies, el campo es productivo también 6 de las arenas Basal Tena, Napo U y Napo T. Este pozo continúa en producción, contando a febrero de 1998, con un acumulado de 7.237 mil barriles. El campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1972 a una tasa promedia diaria de 29.269 BPPD, incrementándose a 117.591 BPPD en noviembre de ese mismo año, esta es la producción máxima registrada en la vida del campo. A diciembre del 73 producía 88.024 BPPD, en septiembre de 1974 produjo a una tasa promedio de 52 mil BPPD. Desde entonces la producción se mantuvo cercana a los 60 mil BPPD. En marzo de 1994 produjo por última vez sobre los 60 mil BPPD. Posteriormente y hasta el presente se ha estabilizado entre 54 y 56 mil BPPD. A Septiembre de 1999 el campo produjo con un 33% de agua de formación que representa 26580.82 BAPD. Es el segundo más grande del país, con una producción diaria de 43.000 BPPD de un crudo de grado API de 27.35°. El factor de recobro de este campo es de 33.41 % de los 3.451 millones de barriles de petróleos originales. Hasta junio del 2003 se ha extraído aproximadamente el 18.75% del crudo original insitu, las zonas de interés en Sacha se encuentran en la formación Napo las arenas U y T y la formación Hollín con las arenas Superior e Inferior. 7 1.2.2. ESTRUCTURA Estructuralmente constituye un anticlinal asimétrico de bajo relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial NE – SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional de la cuenca. El Campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el basamento, que posiblemente es reactivo en más de una ocasión y que también controló la deposición de los sedimentos. Esta falla llega hasta la caliza M-2 con un salto de falla al nivel de la Formación Hollín de 10 a 35 pies al Norte, en el centro del Campo 10 pies y al Sur de 20 a 35 pies.1 1.2.3. GEOLOGÍA De edad Albense – Campanense, descansa concordantemente sobre la formación Hollín e infrayace discordantemente a la formación Tena. La formación Napo comprende una secuencia de arcillas, calizas y areniscas. La depositación de los sedimentos Napo, se produjo en un ambiente de Plataformas Continental inundada por efecto de una transgresión marina general proveniente del SSO; dentro de la cual se produjeron al menos cuatro ciclos transgresivos menores, debido posiblemente a pulsaciones tectónicas de menor grado que antecedieron a la emergencia general de la Cuenca en el Campanense Temprano. El ambiente marino durante el tiempo de depositación de la formación Napo, se forma más franca en dirección oeste, lo que se refleja en una disminución de la fracción arenosa, y un incremento del porcentaje de calizas y lutitas. 8 1.2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES Los principales yacimientos productores del Campo son Hollín, Napo T, Napo U y Basal Tena. Una breve descripción litológica de cada reservorio se detalla a continuación: 1.2.3.1.1. YACIMIENTO HOLLÍN INFERIOR.- De edad Cretácica Inferior, esta constituido por una arenisca cuarzosa, parda oscura clara, consolidada, en parte friable, grano fino a medio y muy fino, ocasionalmente grano grueso, subredondeada a subangular, buena selección, matriz y cemento silicio, inclusiones locales de carbón, ámbar y caolín con buena saturación de hidrocarburos. El posible ambiente de depósito para este yacimiento es del tipo fluviátil. 1.2.3.1.2. YACIMIENTO HOLLÍN SUPERIOR.- Se trata de una arenisca cuarzosa parda oscura, gris oscura, gris verdosa, translúcida, consolidada, dura, grano muy fino, subredondeado, subangular, buena selección, matriz arcillosa, cemento silicio, con inclusiones de glauconita y clorita. Buena saturación de hidrocarburos. Este yacimiento hacia la parte Norte del campo se presenta en forma estratigráfica, disminuyendo el espesor neto saturado a cinco pies. El posible ambiente de depósito es del tipo estuarino dominado por mareas. 1.2.3.1.3. YACIMIENTO “U” INFERIOR.- De edad Cenomaniano constituida por una arenisca cuarzosa, marrón, café clara, friable, grano fino a muy fino, ocasionalmente grano medio, regular selección, cemento silicio, buena saturación de hidrocarburos, fluorescencia amarillo-blanquecino, corte lento, residuo café claro. 9 1.2.3.1.4.-YACIMIENTO “BASAL TENA”.- De edad Maestrichtiano, constituida por areniscas cuarzosas, translúcida, grano medio, subangular a subredondeada, regular clasificación, cemento calcáreo, buena saturación de hidrocarburos, fluorescencia amarillo – blanquecino, corte lento, residuo café claro. El desarrollo de esta arena es de forma irregular, dando lugar a la formación de estratos lenticulares o trampas estratigráficas a lo largo del campo. 1.2.4. PRESIONES HISTÓRICAS DEL CAMPO Las presiones históricas se detallan a continuación: 1.2.4.1. PRESIONES INICIALES Las presiones iniciales para el campo Sacha fueron de 4054 psi, 4146 psi y 4450 psi para Napo U, Napo T y Hollín respectivamente, actualmente tiene unas presiones promedias de 1750 psi para “U”, 1900 psi para “T”, 3300 psi para Hollín superior y 4119 psi para Hollín inferior.2 Tabla 1: ESTADO DEL CAMPO CONDICIÓN OPERACIONALES # POZOS A FLUJO NATURAL 4 POZOS EN PRODUCCIÓN CON BOMBEO HIDRÁULICO 95 CON BOMBA ELECTRO SUMERGIBLE 16 POZOS CERRADO CERRADOS O ESPERANDO W.O. 43 POZOS INYECTORES 6 POZOS INY / REINY AGUA POZOS REINYECTORES 3 CSG MALO, COLAPSADO O PESCADO 8 POZOS ABANDONADOS POZOS SECOS 3 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori ESTADO DE POZOS 10 Actualmente se encuentran perforados 178 pozos en el campo de los cuales 115 pozos están en producción, 43 se encuentran cerrados, 6 son inyectores, 3 reinyectores y 11 están abandonados. Del total de pozos perforados 170 son pozos verticales, 4 son direccionales y 4 horizontales. Además de los pozos productores 20 producen de Hollín inferior, 20 de Hollín inferior, 10 de Hollín en conjunto, 23 de Napo T, 33 de Napo U y 2 de Napo U y T en conjunto. 1.2.5. PRODUCCIÓN ACTUAL Y ACUMULADA DE PETRÓLEO AGUA Y GAS El campo actualmente produce cerca de 45000 BPPD y su producción acumulada a junio del 2007 se muestra en la siguiente tabla: Tabla 2: PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO PRODUCCIÓN ACUMULADA JUN – 07 ARENA PETRÓLEO BLS 14,639,275 166,867,107 78,449,555 422,685,087 682,641,024 AGUA BLS 1,514,749 21,717,807 12,320,498 349,774,916 385,327,970 GAS MPC 2,314,371 38,663,475 23,379,458 13,989,695 78,346,999 BASAL TENA NAPO U NAPO T HOLLÍN TOTAL Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 11 Figura 1: ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 12 Figura 2: DESCRIPCIÓN Y SIMBOLOGÍA Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 13 1.3. CARACTERIZACIÓN DE LA FORMACIÓN NAPO Litologicamente está compuesta de areniscas, lutitas y calizas (lutitas y calizas en menor proporción). Se describe como una arenisca cuarzosa, el tamaño del grano varía de este a oeste, de muy grueso a muy fino, en el mismo sentido su forma va de subangular a subredondeado con cemento silicio – calcareo. 1.3.1. POZO SACHA 09 El pozo Sacha 09, es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la arenisca “T”; la cual es objeto para nuestro estudio, debido a que sufrió una caída brusca de producción por daños de formación. 1.3.1.1. UBICACIÓN El pozo se encuentra ubicado en el centro del campo Sacha, a unos 500 metros de la Estación Sacha Central, junto a la vía que va a la Ciudad la Joya de los Sachas en la Provincia de Orellana. 1.3.2. FORMACIÓN NAPO (ARENISCA T) El ciclo deposicional Arenisca “T” de la formación Napo es uno de los principales reservorios de la Cuenca Oriente, tiene una disminución de arenas y una transición de lutitas en dirección oeste. 14 Los minerales accesorios (cuarzo, feldespatos, glauconita y trazas de carbonato) fluctuan de Oeste a Este, presentando importante disminución especialmente en el contenido de glauconita. 1.3.2.1. GEOLOGÍA De edad Albiano Superior a Inferior. El yacimiento “T” Inferior se trata de una arenisca cuarzosa, café clara, cemento silicio, grano medio a fino, localmente grano grueso, buena saturación de hidrocarburos, corte rápido, residuo café muy claro. 1.3.2.2. PROFUNDIDAD El pozo Sacha 09, se encuentra perforado hasta una profundidad 9945’, la arenisca T, se encuentra en los siguientes intervalos de 9616-9626(10’) – 9626-9645(6’) – 96509660(10’), con una altura total (h) de 26’, cañoneada a 5 disparos por pie (DPP), con una longitud de penetración de 1.34’. 1.3.2.3. MODELO DEL YACIMIENTO El yacimiento según el análisis del built up, presenta un flujo radial homogéneo hacia el pozo, lo cual es importante conocer este parámetro ya que es muy útil para determinar el daño de formación y la curva IPR del pozo utilizando la ecuación para flujo radial homogéneo de Darcy. 15 Tabla 3: MODELO DEL RESERVORIO T MODELO DE RESERVORIO ALMACENAJE Efecto de llenado FLUJO POZO Flujo radial LÍMITE Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Barrera cerca 1.4. PARÁMETROS PETROFÍSICOS DEL YACIMIENTO Los parámetros Petrofísicos son: 1.4.1. POROSIDAD Se define como la relación que existe entre el volumen de vacíos que tiene la roca sobre el volumen total de vacíos de la misma expresada en porcentaje. Ecuación 1: POROSIDAD Φ= Vvacios *100 Vtotalvacios Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Hay dos tipos de porosidad que son: 1.4.1.1. POROSIDAD TOTAL Es la relación entre el volumen total del espacio que ocupan los poros sobre el volumen total de la roca, que incluye a todos los intersticios o huecos, interconectados o no. 16 1.4.1.2. POROSIDAD EFECTIVA Es la relación entre los espacios que ocupan los poros interconectados con los fluidos entre si sobre el volumen total de la roca y es la que se utiliza para el calculo de reservas e ingeniería. La permeabilidad de una roca depende de la porosidad efectiva, también se la denomina espacio poral disponible.3 En base a la litología y a efectos secundarios se tiene que la porosidad se clasifica en: 1.4.1.3. POROSIDAD PRIMARIA O MATRICIAL Es la porosidad que originalmente tiene la roca producto de la deposición y compactación de los sedimentos. 1.4.1.4. POROSIDAD SECUNDARIA Es la porosidad producida por fenómenos tectónicos, fracturación que son los resultados de fenómenos posteriores a la formación de la roca o también por efectos de acción química como la dolomitización y la disolución. 17 Tabla 4: POROSIDADES PORCENTAJE 0.5% - 5% 5% - 10% 10% - 15% 15% - 20% 20% - 25% Elaborado por: Cesar Llori POROSIDAD Descartable Pobre Regular Buena Muy Buena Fuente: Geología del petróleo de Levorsen 1.4.1.5. MEDICIÓN DE LA POROSIDAD La porosidad se la puede medir de dos formas que son: 1.4.1.6. MEDIDAS DE POROSIDAD Para la evaluación de un yacimiento es necesario conocer los valores de porosidad y permeabilidad los cuales se obtienen a través de dos métodos: Métodos Directos.- Las medidas de porosidad se lo hacen en laboratorio con una muestra obtenido del reservorio que ha sido extraída de los pozos de desarrollo. Métodos Indirectos.- Se los obtiene de los registros eléctricos como pueden ser el sónico y los nucleares (densidad, neutrónico, resistividad, etc.) Cualitativamente se pueden determinar rocas porosas durante la perforación de los pozos a través de los siguientes mecanismos: 18 Observando el tiempo de penetración de la roca, ya que cuando hay una aumento brusco en la velocidad generalmente se pasa de una roca no porosa a una porosa. La pérdida de lodo de perforación durante el tiempo de perforación es otro indicio de porosidad o de permeabilidad. Variaciones de salinidad del lodo de perforación. Mala recuperación de los testigos o cores. Del análisis de los ripios de perforación que son partículas obtenidas en la superficie y que son producto de la selección durante el avance de la perforación. Figura 3: REPRESENTACIÓN DE UNA ROCA Y SU POROSIDAD Poro Roc Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 1.4.2. PERMEABILIDAD Es la propiedad que permite el pasaje de un fluido a través de los poros interconectados, su porosidad efectiva, de una roca, sin que se dañen ni se desplacen las partículas de la roca. 19 La permeabilidad es la medida de la conductividad de fluidos que tiene la roca y es la propiedad aislada más importante de una roca reservorio. La unidad de medida de la permeabilidad es el Darcy. Una roca tiene la permeabilidad de un darcy, cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise atraviesa un área de un centímetro cuadrado y avanza a una velocidad de un centímetro por segundo a condiciones de flujo viscoso bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. Ecuación de la ley de darcy: Ecuación 2: LEY DE DARCY q= K * A * dp u * Dp / dx Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori q = volumen de flujo por unidad de tiempo K = constante de permeabilidad en darcys A = es el área de sección en centímetros cuadrados u = es la viscosidad del fluido en centipoise Dp/dx = es el gradiente hidráulico (la diferencia de presión en la dirección del flujo) 20 Figura 4: ESQUEMA DE UNA ROCA DE PERMEABILIDAD DE UN DARCY Fuente: Geología del petróleo, Levorsen Elaborado por: Cesar Llori Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas de darcy, es decir, milidarcys, 0.001 darcy. Existen dos tipos para medir la permeabilidad de acuerdo a los planos de estratificación que son: 1.4.2.1. PERMEABILIDAD HORIZONTAL O PARALELA Por lo general se mide la permeabilidad en forma paralela a los planos de estratificación de la roca reservorio. A lo largo de esta permeabilidad horizontal o lateral se encuentra la principal línea de paso de los fluidos que se desplazan hacia el pozo. 21 1.4.2.2. PERMEABILIDAD TRANSVERSAL O VERTICAL La permeabilidad transversal a los planos de estratificación, se la denomina permeabilidad vertical, también es medida y, por lo general, es inferior a la permeabilidad horizontal. Una permeabilidad vertical elevada puede permitir que se desvíe y canalice a través de la roca el agua de abajo o el gas de arriba, modificando de ese modo las saturaciones relativas del pozo y afectando negativamente la productividad del pozo. La razón de que la permeabilidad horizontal sea más elevada que la permeabilidad vertical se encuentra en gran medida en la distribución y el empaquetamiento de los granos de roca en el curso de la deposición. 1.4.2.3. TIPOS DE PERMEABILIDAD Existen dos tipos de permeabilidad en las rocas reservorio que son: 1.4.2.3.1. PERMEABILIDAD EFECTIVA Es la capacidad que tiene la roca a un determinado fluido que no satura, para conducir ese fluido en la presencia de otros fluidos. 22 1.4.2.3.2. PERMEABILIDAD RELATIVA Es la capacidad de flujo que tiene la roca, para conducir un fluido de mayor saturación o cantidad por el espacio poral intercomunicado de la roca en presencia de otros fluidos de menor saturación del yacimiento hacia el pozo. Dado que el espacio poral de las rocas reservorio esta lleno de gas, petróleo y agua en proporciones variables, la permeabilidad relativa de la roca a un fluido en particular depende de la cantidad o saturación y naturaleza de los otros fluidos que están presentes.4 La permeabilidad relativa de una roca a cualquier fluido aumenta a medida que aumenta su grado de saturación con ese fluido, hasta que, al llegar a una saturación del 100%, se alcanza el valor de K. Es la permeabilidad más importante y utilizada para los cálculos de reservas y de ingeniería. Tabla 5: PERMEABILIDADES PERMEABILIDAD Regular Buena Muy Buena Elaborado por: Cesar Llori MILIDARCYS 1.0 - 10 md 10 - 100 md 100 - 1000 md Fuente: Geología del petróleo Levorsen 23 1.4.2.4. MEDIDAS DE PERMEABILIDAD Estas se pueden obtener de las siguientes formas: Se la mide en el laboratorio tomando una muestra representativa del reservorio haciendo pasar un fluido a través de ella en condiciones de presión y temperatura estándar. Los valores de permeabilidad obtenidos varían de acuerdo a las características de la roca en cada uno de los pozos. La permeabilidad se mide a través de los resultados de las pruebas de producción. Figura 5: REPRESENTACIÓN DE UNA ROCA Y SU PERMEABILIDAD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 24 1.4.3. RELACIÓN ENTRE LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD Estas dos propiedades de masa de las rocas reservorio están bien relacionadas ya que dependen una de otra para poder constituirse en una roca reservorio productora de hidrocarburos, aunque es difícil determinar esta relación en una forma cuantitativa, pero se tiene claro que si la roca tiene poros intercomunicados entre sí, esta roca es permeable porque permite el paso de los fluidos por estos poros intercomunicado dentro del yacimiento. Para que exista una relación entre estas dos propiedades de la roca esta depende de muchos factores como son: el tamaño y forma de los granos que se depositan, su clasificación, el grado de compactación, la orientación de los granos y el material de la matriz y el material cimentador. Ya que existen rocas reservorios que tienen porosidad secundaria producto de la disolución de las calizas las cuales son lixiviadas por las aguas subterráneas y que adquieren una nueva red de cavidades o grandes cavernas que están comunicadas entre sí. La compactación es un fenómeno que reduce a estas dos propiedades ya que a mayor carga sobre la roca reservorio esta se hace más compacta y por lo tanto hay menor comunicación entre los fluidos. Otro factor que disminuye esta relación es el grado de cimentación de la roca, mientras mayor sea el grado de cimentación de los granos menor es la porosidad y menor la capacidad de flujo de los fluidos. 25 1.4.4. POROSIDAD Y PERMEABILIDAD ARTIFICIALES Hay varios métodos usados por el hombre para crear o aumentar el espacio poroso y la permeabilidad de las rocas reservorio. El método de acidificación, consiste en introducir un sistema de fluidos de tratamiento ácido en la roca reservorio a alta presiones de inyección. Este ácido entra en la roca reservorio pasando por los poros y aperturas intercomunicadas y disuelve el material soluble a medida que penetra, aumentando la permeabilidad y la porosidad. El método de fracturamiento hidráulico, el cual consiste en inyectar un fluido de mayor densidad a presiones que sobrepasan la presión de fractura de la formación creando o incrementando la porosidad y la permeabilidad por la nueva red de fisuras y fracturas que se forman luego del tratamiento. Tabla 6: PARÁMETROS PETROFÍSICOS PROMEDIO PARÁMETRO DATUM (pies) Espesor neto promedio (pies) Porosidad (%) Saturación de agua inicial (%) Permeabilidad (mD) Salinidad (ppmCl -) BASAL TENA -7800 NAPO U -8530 23 16.7 20 - 25 425 >35000 RESERVORIO HOLLÍN HOLLÍN NAPO T SUPERIOR INFERIOR -8765 -8975 -8975 9 18.0 25 433 >20000 21 14.5 15 - 20 12 14.2 30 -40 12 17.1 30 - 40 350 <500 240 130 12000-22000 8000-12000 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 26 1.4.5. CONDICIONES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE LA ARENISCA T La arenisca T presenta de acuerdo al último built up, presenta una Presión estática de 1312 psi a una profundidad de 9411’ y una temperatura de fondo del pozo de 230 °F, una presión de saturación o Presión al Punto de Burbuja de 818 psi y una presión en cabeza de 100 psi. Es muy importante conocer estos parámetros del pozo que nos sirven para calcular el índice de productividad (IP), el IPR y realizar un análisis nodal con diferentes diámetros de tubería y con diferentes factores de daño de formación. (Skin) A medida que varían una de esas condiciones, o las dos, varían también los volúmenes de las rocas afectadas por ellas, y los volúmenes de fluidos contenidos en el reservorio. La temperatura y la presión también afectan de distintas maneras la producción de hidrocarburos en el yacimiento, la temperatura y la presión controlan las viscosidades y las solubilidades mutuas de los tres fluidos: petróleo, gas y agua. 1.4.5.1. PRESIÓN DEL RESERVORIO La presión estática en un yacimiento, es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por un suficiente lapso de tiempo para permitir la 27 restauración de la presión en el fondo del pozo, resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la que existe en la zona petrolífera. Los fluidos que se encuentran ocupando los espacios vacíos de la roca están sometidos a un cierto grado de presión, debido a la profundidad que por lo general se encuentran las rocas reservorio ya que mientras mayor sea la profundidad mayor será la presión ejercida sobre la roca debido a la carga que ejercen los sedimentos superiores y adyacentes a la misma. La presión del reservorio, es la fuente de energía que mueve a los fluidos del yacimiento al pozo desde la zona de mayor presión a la de menor presión que es el pozo. Esta presión puede ser producida por el empuje que ejercen ciertos fluidos como el gas y el agua en la interfase con el petróleo, para desplazarlo entre los poros intercomunicados de la roca, venciendo la presión capilar que mantiene a los fluidos adheridos a los poros de la misma. 28 Figura 6: REPRESENTACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE LA PRESIÓN EN EL POZO P* Pwf Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Tabla 7: PARÁMETROS PVT DE LOS FLUIDOS PARÁMETRO Temperatura (ºF) Presión inicial (psi) Presión burbuja (psi) GOR (PCS/BN) Gravedad API Coi (x 10 6 psi-1) Boi (BY/BN) Uoi (cp) Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori BASAL TENA 181 3587 870 150 24.1 7.0 1.117 2.5 RESERVORIO HOLLÍN HOLLÍN NAPO U NAPO T SUPERIOR INFERIOR 219 221 225 225 4054 4146 4450 4450 1170 1310 550 80 284 389 93 93 22.8 30.3 27.3 29.7 8.02 9.02 9.2 5.7 1.2302 1.3726 1.1334 1.1625 1.8 1.6 1.4 3.7 29 1.4.6. MECANISMO DE PRODUCCIÓN El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por empuje hidráulico, mientras las arenas de la formación Napo producen por gas en solución y empuje parcial de agua. El mecanismo de empuje de la arenisca T es por gas en solución, ya que su presión original presenta una declinación parcial con el tiempo a medida que se incrementa la cantidad de gas por barril (GOR), según el análisis nodal el pozo presenta una presión de fondo fluyente inferior a la presión al punto de burbuja, lo cual indica que el GOR se ha incrementado a lo largo del tiempo. 1.4.7. RESERVAS AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2007 Las reservas oficiales originales y remanentes al 31 de diciembre del 2007 para cada arena se encuentran determinadas en la siguiente tabla No.8: Tabla 8: RESERVAS DEL CAMPO VOLUMEN FACTOR RESERVAS PRODUCCIÓN RESERVAS YACIMIENTO IN SITU RECOBRO ORIGINALES ACUMULADA REMANENTES (BLS) BASAL TENA 67,692,332 NAPOU 762,615,924 NAPOT 483,325,941 HOLLÍN 2,137,516,953 TOTAL 3,451,151,150 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori (%) 26.03 39.92 38.26 32.33 (BLS) 17,620,314 304,436,277 184,920,505 691,059,231 1,198,036,327 (BLS) 14,335,418 165,055,075 77,597,661 418,095,093 675,083,247 (BLS) 3,284,896 139,381,202 107,322,844 272,964,138 522,953,080 30 1.4.8. MINERALOGÍA DE LA ARENISCA La mineralogía se presenta en la siguiente tabla: Tabla 9: PRUEBA DE DIFRACCIÓN DE RAYOS X PRUEBA XRD XRD ORTEGUAZA Arcilla Total 13% % Arcilla Caolinita 20% Ilita 25% Esméctica 15% TENA Arcilla Total 13% % Arcilla Caolinita 67% Ilita 25% Esméctica 3% NAPO Arcilla Total 8% % Arcilla Caolinita 65% Ilita 25% Esméctica 10% TIYUYACO Arcilla Total 6% % Arcilla Caolinita 70% Ilita 28% Esméctica 1% CEC 28 Kg/m3 Clorita 5% 6 Kg/m3 12 Kg/m3 Clorita 1% 6 Kg/m3 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 1.4.8.1. MONTMORILLONITA. (ESMECTITA, BENTONITA) La montmorillonita es una arcilla abundante encontrada en rocas terciarias. Es menos común en rocas más profundas del mesozoico y es muy rara debajo de estas profundidades. 1.4.8.2. ILLITA La Illita es uno de los minerales de arcilla más abundantes y se encuentran generalmente en rocas de todas las edades. La illita es una arcilla diagenética que se forma por la diagénesis de la montmorillonita. 31 1.4.8.3. CAOLINITA La Caolinita es una arcilla detrítica formada por el intemperismo de feldespatos en ambientes típicamente no áridos. El agua es esencial para la reacción química del cambio de feldespato a caolinita.5 1.4.8.4. CLORITA La clorita es también considerada una arcilla diagénica semejante a la illita; sin embargo, el metamorfismo que creó la clorita es una extensión más severa de la diagénesis típica normalmente asociada con sedimentos enterrados más tarde. Figura 7: SMECTITA Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 32 Figura 8: ILLITA Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori Figura 9: CAOLINITA Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 33 Figura 10: CLORITA Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 34 CAPÍTULO II 35 CAPÍTULO II 2.1. DAÑO DE FORMACIÓN O SKIN El daño de formación es uno de los problemas de producción más comunes durante la vida productiva de un pozo, debido a diferentes factores tales como: Invasión de sólidos, bloqueos por agua, que son ocasionados durante los trabajos de reparaciones de pozos y perforación. 2.1.1. DEFINICIÓN Se puede definir al daño de formación como, la reducción del flujo natural de los fluidos de la formación hacia el pozo, debido a la disminución de la permeabilidad original de la formación, causado en forma natural, por la migración de finos, la acumulación de incrustaciones, la acumulación de parafinas, asfáltenos u otros materiales orgánicos, o la acumulación combinada de material orgánico e inorgánico, e inducida durante el transcurso de la producción, reparación y mantenimiento de los pozos productores. El factor daño esta en unidades adimensionales, cuantifica el daño producido en la formación. A continuación su expresión. 36 Ecuación 3: DAÑO DE FORMACIÓN S= k *h * Ps 141.2 * q * Boi * u Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 2.2. MECANISMOS DE DAÑO DE FORMACIÓN Los mecanismo de daño a la formación son: cambio de mojabilidad de la formación, alteración de la viscosidad, depositación de parafinas y asfáltenos, los cuales disminuyen la permeabilidad relativa al aceite y reducen la porosidad efectiva de la formación, ocasionando una pérdida de producción. 2.2.1. ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN Los daños de formación se pueden originar durante varias etapas de la vida de un pozo. 2.2.1.1. PERFORACIÓN Muchas formaciones pueden ser dañadas en la etapa de perforación debido, al lodo de perforación ya que este tiende a filtrarse en mayores proporciones en las zonas de mayor porosidad y permeabilidad, originando gruesos revoques, migración de finos del lodo como la bentonita que taponan las gargantas porales reduciendo la permeabilidad. El principal causante es el filtrado del lodo, ya que este obstruye la porosidad y la permeabilidad de los espacios intercomunicados de la arenisca. 37 El lodo al no dar buenas condiciones de composición puede ocasionar grandes pérdidas de fluido en la formación al no tener una considerable consistencia del revoque. (Mud Cake) La causa del daño obedece a un revoque poco consistente en las paredes del pozo, donde el filtrado invade la formación dañando las gargantas porales y por tanto su permeabilidad. Existen dos tipos de invasión que ocasionan serios daños de formación que son: 2.2.1.1.1. INVASIÓN DE SÓLIDOS DE PERFORACIÓN Se produce cuando se utiliza un lodo mal acondicionado como la bentonita, la cual produce serios daños de formación ya que debido al tamaño de sus partículas permiten a estas invadir las formaciones con alta permeabilidad y porosidad, reduciendo el tamaño de sus poros. 2.2.1.1.1.1. FACTORES QUE FAVORECEN Poros de gran tamaño que contiene la roca. Presencia de fisuras y fracturas naturales. Baja velocidad de perforación. Alta presión de fondo. 38 2.2.1.1.2. INVASIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Debido a la heterogeneidad y de la mineralogía de las formaciones productoras en el instante en que los fluidos de perforación invaden a estas, se pueden producir serios daños, debido a que las formaciones presenta como matriz una variedad de arcilla que en contacto con el agua se produce un hinchamiento de estas, provocando una reducción de los espacios porosos de la roca. 2.2.1.1.2.1. FACTORES QUE FAVORECEN Alta permeabilidad que contiene el revoque. Alta presión diferencial. El daño de formación por lodo integro o por arcillas de formación puede removerse mediante apropiados tratamientos de ácido fluorhídrico para las areniscas y tratamientos de ácido clorhídrico para carbonatos. 2.2.1.2. CEMENTACIÓN Debido a la composición química de las lechadas de cemento y a las presiones de inyección de las mismas se pueden producir serios daños a la s formaciones productoras intervenidas, ya que estas por ser porosas y permeables permiten la filtración de ciertos productos químicos de la lechada que pueden influir en la composición química de la s aguas de formación provocando precipitaciones que van taponando los poros 39 intercomunicados hacia el interior de la formación, reduciendo la permeabilidad de la roca.6 Este tipo de daños de formación debido a que las lechadas usualmente contienen hidróxido de calcio se los podría remover utilizando ácido acético o con ácido clorhídrico. 2.2.1.3. CAÑONEO O PUNZADOS Debido a que ciertas formaciones productoras son porosas, permeables y además no consolidadas, en la operación de cañoneo se pueden producir serios daños en la formación, debido a que si se realizan los disparos cuando la presión hidrostática es mayor que la presión del yacimiento (Overbalance), se puede reducir la permeabilidad de la roca ya que se produce un taponamiento de los poros con finos de formación triturados, residuos del cañoneo y contaminantes del fluido del punzado, ya que la alta presión hidrostática hace ingresar todos los residuos resultantes de la operación hacia el interior de la formación. El daño por cañoneo usualmente se elimina con ácido fluorhídrico en formaciones de areniscas, o con ácido clorhídrico en formaciones de carbonatos o en combinación con ácido acético y ácido fórmico. 40 Figura 11: REPRESENTACIÓN DE UN DISPARO Y LOS RESIDUOS Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 2.2.1.4. PRODUCCIÓN En la etapa de producción de un pozo, se producen serios daños de formación, debido a que la arena productora es débil y sus granos se desmoronan por el flujo de los fluidos hacia el pozo, provocando la migración de finos que se mueven a través del yacimiento y que van taponando las gargantas porales reduciendo la capacidad de flujo hacia el pozo, producto de una baja permeabilidad. 2.2.1.5. DAÑOS POR ACIDIFICACIÓN Para un eficiente tratamiento de acidificación se debe conocer la mineralogía de la formación y del tipo de daño que la afecta, ya que si se inyectan los ácidos de tratamiento sin conocer estos parámetros se pueden provocar daños más severos a la formación intervenida, debido a que si se inyecta el tratamiento por una tubería de producción sucia, los ácidos van lavando la tubería liberando las partículas de óxidos de hierro, las mismas que ingresan en la formación taponando las gargantas porales, 41 además el uso inadecuado de los ácidos para el tratamiento pueden provocar precipitaciones indeseadas de algunos minerales de la matriz provocando un daño mas severo e irreversible. Para prevenir estos problemas en la actualidad se utiliza una tubería concéntrica especial denominada Coiled Tubing, la misma que es una tubería flexible y que se la puede lavar en superficie antes de los tratamientos ácidos para evitar posibles daños posteriores al tratamiento. 2.2.1.6. REPARACIONES DE POZOS Cuando se repara o sé reacondiciona un pozo se pueden producir serios daños a la formación productora, debido al uso inadecuado de aguas de matado que sirven para controlar la presión en el pozo, ya que este fluido por no estar acondicionado puede tener partículas en suspensión, las cuales pueden taponar las gargantas porales de la roca, los residuos de productos químicos anteriores, pueden cambiar la mojabilidad, en operaciones con cable también se liberan partículas taponantes de óxidos de hierro de la tubería y el bombeo de aguas frías precipitan parafinas u asfáltenos en la cara de la arena. Para evitar estos daños se debe usar un fluido de matado bien acondicionado y que tenga las mismas características que las aguas de la formación. 42 Los daños se pueden eliminar con ácido clorhídrico para las incrustaciones de oxido de hierro, surfactantes y solventes apropiados para restaurar la acuohumectabilidad de la formación y solventes aromáticos para eliminar parafinas u asfáltenos. 2.2.1.7. TRATAMIENTOS QUÍMICOS El uso inadecuado de productos químicos como demulsificantes, antiparafínico, antiescala, pueden producir serios daños en la formación, debido a que estos productos pueden cambiar la acuohumectabilidad de la roca para óleo humectarla, produciéndose un incremento en la producción de agua hacia la superficie, ya que el fluido humectante es el petróleo y el que fluye con mayor saturación es el agua. Para cambiar la mojabilidad de la roca se puede utilizar un tratamiento solvente/ surfactante, ya que el solvente desprende al petróleo de la roca y el surfactante deja mojada por una película adherida de agua en la roca. 2.2.2. CAUSAS PRINCIPALES DEL DAÑO DE FORMACIÓN Invasión de sólidos Hinchamiento y Dispersión de Arcillas Incrustaciones Cambios en la humectabilidad Sub Productos de Bacterias Bloqueos por Agua Bloqueos por Emulsión Depositaciones Orgánicas 43 2.2.3. TIPOS DE DAÑO DE FORMACIÓN Independientemente del origen o la naturaleza del daño, este afecta el patrón del flujo natural de fluidos en la formación. Los daños que tradicionalmente conocemos en el sistema roca – fluidos, los podemos agrupar en tres tipos básicos. 2.2.3.1. DAÑO A LA PERMEABILIDAD ABSOLUTA En este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por: La presencia de finos y arcillas de la propia formación. Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación. Incrustaciones de depósitos orgánicos asfáltenos o parafinas. Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos (Sludge), entre otros. 2.2.3.2. CAMBIOS EN LA PERMEABILIDAD RELATIVA Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al petróleo en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua o por cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparación. 44 2.2.3.3. ALTERACIÓN DE LA VISCOSIDAD El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, y esto dificulta el flujo de los fluidos hacia el pozo productor. Figura 12: REPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 45 CAPÍTULO III 46 CAPÍTULO III 3.1. METODOLOGÍA Y DISEÑO ACIDO La metodología a utilizarse para el diseño ácido del pozo Sacha 09, está basado en el estudio de la mineralogía de la formación, tipo de empuje del yacimiento, condiciones del pozo, parámetros del yacimiento y la historia de producción del mismo. 3.1.1. SELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO Se selecciona al pozo Sacha 09, ya que presenta una perdida en la producción después de haber salido del WO#9, para cambiar la cavidad, se representa en la curva de producción una caída brusca en la producción y un incremento en el BSW y en la producción de agua. Tabla 10: DATOS DEL POZO Variables Pozo SACHA-9 Ps = 1312 Psi. Pwf = 902 Psi. Qo = 407 BPPD Pb = 818 Psi. Pth = 100 Psi. O.D.= 2 7/8 plg. GOR = 336 pcn/bn Profundidad 9641 pies Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 47 Tabla 11 DATOS DEL RESERVORIO VARIABLES re = ho = So = F= Boi = FR = D pozo = µo= K= Rw Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Pozo SACHA-9 500 mt. 26 pies. 25% 20% 1.1988 by/bn 25% 7 7/8 pulgadas 1.90 cp. 63 md. 0.4 pies 48 Figura 13: COMPLETACIÓN DEL POZO SAC-09 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 49 3.1.2. CURVA IPR DEL POZO SACHA 09 ANTES DEL REACONDICIONAMIENTO Graficar la curva IPR del pozo Sacha 09 antes del reacondionamiento para determinar su potencial. 3.1.2.1. DATOS DEL POZO Tabla 12: DATOS DEL POZO Variables Ps = Pwf = Qo = Pb = Pth = O.D.= GOR = Profundidad Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Pozo SACHA-9 1312 Psi. 902 Psi. 407 BPPD 818 Psi. 100 Psi. 2 7/8 plg. 336 pcn/bn 9641 pies 3.1.2.2. DATOS DEL RESERVORIO Tabla 13: DATOS DEL RESERVORIO VARIABLES re = ho = So = F= Boi = FR = D pozo = µo= K= rw Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Pozo SACHA-9 500 mt. 26 pies. 25% 20% 1.1988 by/bn 25% 7 7/8 pulgadas 1.90 cp. 63 md. 0.4 pies Para la elaboración de la curva IPR del pozo utilizaremos las ecuaciones de Vogel ya que las presiones de fondo fluyente están por debajo de la presión al punto de burbuja. 50 3.1.2.3. DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) Ecuación 4: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP IP = Q Ps − pwf IP = 396 BPD 1312 psi − 902 psi IP = 0.97 BPD / psi Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.2.4. DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD compuesto) Ecuación 5: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP COMPUESTO (IP IPcompuesto = QFPD Ps − pwf IPcompuesto = 407 BFPD 1312 psi − 902 psi IP = 0.99 BPD / psi Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.2.5. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL NETO Ecuación 6: CAUDAL NETO Qo = Qtotal * BSW Qo = 407 BFPD * 0.027 Qo = 396 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 51 3.1.2.6. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL TOTAL A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 7: CAUDAL TOTAL A LA PRESIÓN BURBUJA Qb = IPcompuesto * ( Ps − Pb) Qb = 0.99 * (1312 psi − 818 psi) Qb = 489 BFPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.2.7. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL NETO A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 8: CAUDAL NETO A LA PRESIÓN BURBUJA Qb = IP * ( Ps − Pb) Qb = 0.97 * (1312 psi − 818 psi ) Qb = 479 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.2.8. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN DE BURBUJA 7 Ecuación 9: CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN BURBUJA Qmáximo = Qb + IP * Pb 1.8 Qmáximo = 489 BFPD + 0.99 BPPD / psi * 818 psi 1.8 Qmáximo = 939 BFPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 52 3.1.2.9. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÁXIMO (Qmax) Ecuación 10: CAUDAL MÁXIMO (Qmax) J = IP * Ps J = 0.99 BPD / psi *1312 psi J = 1299 BPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.2.10. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN DINÁMICA Ecuación 11: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN DINÁMICA Qo = Q max* (1 − 0.2 * ( Pwf Pwf ) − 0.8 * ( )^ 2) Ps Ps Qo = 939 BPPD * (1 − 0.2 * ( 818 psi 818 psi ) − 0.8 * ( )^ 2) 1312 psi 1312 psi Qo = 529.90 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 53 Tabla 14: VALORES DE CAUDAL VERSUS PRESIÓN DINÁMICA Qmax 939 939 939 939 939 939 939 939 939 939 939 939 939 Pwf 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 Ps 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 Q 0 529.90 545.19 586.17 624.96 661.58 696.01 758.33 811.92 856.78 892.92 920.32 939.00 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.3. DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 Es importante calcular y graficar la curva de efluencia que tiene el pozo con la tubería actual, para determinar el caudal, la presión con la que está produciendo el pozo y además predecir el incremento de producción que se puede lograr con un cambio de tubería de producción. 3.1.3.1. INTRODUCCIÓN Las curvas de Gilbert, se utilizan para determinar el comportamiento del flujo de fluidos en la tubería de producción desde el fondo del pozo hacia el cabezal en superficie. 54 En estas curvas se puede extrapolar los valores de presión de fondo fluyente y presión de cabeza, conociendo el GLR del fluido, la profundidad de la tubería de producción, el diámetro de la tubería de producción, presión de cabeza (Pth) a caudales de 50,100, 200, 400 y 600 BPD. El pozo Sacha -09, tiene los siguientes datos: GLR=3.38mpc/bl, Pth=100 psi, Diámetro de la tubería de 2.875”, una profundidad de la tubería de 9255 pies. Con estos datos se puede seleccionar la curva adecuada para determinar los valores de presión de fondo fluyente que necesitamos para graficar en la curva IPR del pozo y determinar el caudal a la intersección de las dos curvas y realizar el análisis nodal. Con el valor de la presión de cabeza (Pth), se extrapola hasta llegar a la curva del GLR que tenemos como dato y determinamos la profundidad a la presión de cabeza (Pth) El valor obtenido de la profundidad a la Pth le sumamos la profundidad real que tenemos como dato y obtenemos la profundidad equivalente.8 Con el valor de la profundidad equivalente extrapolamos de igual manera con el GLR y determinamos la presión de fondo fluyente (Pwf) al caudal indicado en la gráfica. 55 Ecuación 12: PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE Pr ofequiv = Pr ofreal + Pr ofpth Pr ofequiv = 9255 pies + 3200 pies Pr ofequiv = 12455 pies Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori De la misma forma se procede a determinar la presión de fondo fluyente (Pwf) a diferentes caudales y con tubería de producción de 3 ½” de diámetro, para poder realizar un análisis del rendimiento de la presión versus el caudal con diferente diámetro de tubería y seleccionar la tubería más eficiente y optimizar la explotación del pozo. 56 Figura 14: CURVA DE DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN TUBERÍA 2 7/8 Pth Pwf Prof Pth Prof Equiv Fuente: Curvas de Gilbert Elaborado por: Cesar Llori A continuación, los cuadros de resultados de las presiones de fondo obtenidas a diferentes caudales y diámetro de tubería. 57 Tabla 15: TUBERÍA DIÁMETRO 2 7/8” CURVAS DE GILBERT TUBERÍA DIÁMETRO 2,875 Qo 50 100 200 400 600 Prof. Real 9255 9255 9255 9255 9255 Prof. Equiv. 13105 13055 12855 12455 16855 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Prof. Pth 3850 3800 3600 3200 7600 Pwf 1000 750 650 700 800 Tabla 16: TUBERÍA DIÁMETRO 3 1 / 2” CURVAS DE GILBERT TUBERÍA DIÁMETRO 3,5 Qo 50 100 200 400 600 Prof. Real 9255 9255 9255 9255 9255 Prof. Equiv. 11130 11755 12280 12380 12480 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Prof. Pth 1875 2500 3025 3125 3225 Pwf 1000 700 680 650 600 58 Figura 15: CURVAS IPR DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 ANTES DEL REACONDICIONAMIENTO CURVA IPR SAC-09 1400 1200 1000 Ps-Pwf 800 600 400 200 0 0 100 200 300 400 500 Q BPD IPR EFLUENCIA 2.875 600 700 800 900 1000 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.4. CURVA IPR DEL POZO SAC-9 LUEGO DEL REACONDICIONAMIENTO Graficar la Curva IPR del pozo Sacha 09 luego del reacondicionamiento, para determinar la caída de producción que sufrió el pozo. 3.1.4.1. DETERMINACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) Ecuación 13: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP IP = Q Ps − pwf IP = 124 BPD 1312 psi − 902 psi IP = 0.30 BPD / psi Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 59 3.1.4.2. DETERMINACIÓN compuesto) DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP Ecuación 14: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD IP COMPUESTO IPcompuesto = QFPD Ps − pwf IPcompuesto = 149 BFPD 1312 psi − 902 psi IP = 0.36 BPD / psi Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.4.3. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL NETO Ecuación 15: CAUDAL NETO Qo = Qtotal * BSW Qo = 149 BFPD * 0.167 Qo = 124 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 60 3.1.4.4. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL TOTAL A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 16: CAUDAL TOTAL A LA PRESIÓN BURBUJA Qb = IPcompuesto * ( Ps − Pb) Qb = 0.36 * (1312 psi − 818 psi ) Qb = 177.8BFPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.4.5. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL NETO A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 17: CAUDAL NETO A LA PRESIÓN BURBUJA Qb = IP * ( Ps − Pb) Qb = 0.30 * (1312 psi − 818 psi ) Qb = 148BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.4.6. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 18: CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN BURBUJA Qmáximo = Qb + IP * Pb 1.8 Qmáximo = 177.8BFPD + 0.36 BPPD / psi * 818 psi 1.8 Qmáximo = 341BFPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 61 3.1.4.7.- DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÁXIMO (Qmax) Ecuación 19: CAUDAL MÁXIMO (Qmax) J = IP * Ps J = 0.36 BPD / psi *1312 psi J = 472 BPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.4.8. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN DINÁMICA Según las ecuaciones de Vogel para la determinación del caudal versus la presión dinámica es la siguiente: Ecuación 20: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN BURBUJA Qo = Q max* (1 − 0.2 * ( Pwf Pwf ) − 0.8 * ( )^ 2) Ps Ps Qo = 341BPPD * (1 − 0.2 * ( 818 psi 818 psi ) − 0.8 * ( )^ 2) 1312 psi 1312 psi Qo = 192.44 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Tabulando los valores de la presión de fondo fluyente en forma descendente hasta cero utilizando la misma ecuación para el caudal obtenemos la siguiente tabla.9 62 Tabla 17: VALORES DE CAUDAL VERSUS PRESIÓN DINÁMICA Qmax Pwf Ps Q 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 341 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 0 192.44 197.99 212.87 226.96 240.25 252.76 275.39 294.85 311.14 324.26 334.22 341.00 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Con los valores obtenidos de los caudales a diferentes presiones de fondo podemos elaborar la curva IPR del pozo que es la siguiente: 63 Figura 16: CURVAS IPR DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 DESPUÉS DEL REACONDICIONAMIENTO CURVA IPR SAC-09 1400 1200 1000 Ps-Pwf 800 600 400 200 0 0 100 200 300 Q BPD IPR DESPUES EFLUENCIA 2.875 400 500 600 700 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Una vez elaboradas las dos curvas IPR antes y después del reacondicionamiento podemos graficarlas en la misma gráfica y determinar la magnitud del daño que sufrió la formación después del trabajo de reacondicionamiento y elaborar un estudio para eliminar el daño sufrido para recuperar o incrementar la producción de la misma. 64 Figura 17: CURVAS IPR DE EFLUENCIA DEL POZO SACHA 09 ANTES Y DESPUÉS DEL REACONDICIONAMIENTO CURVA IPR SAC-09 1400 1200 1000 Ps-Pwf 800 600 400 200 0 0 100 200 300 400 500 Q BPD IPR DESPUES EFLUENCIA 2.875 IPR ANTES 600 700 800 900 1000 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori En la siguiente gráfica podemos observar la caída brusca en la producción del pozo después del reacondicionamiento. 3.1.5. VALIDACIÓN DE LAS CONDICIONES DEL POZO Y DEL YACIMIENTO CAMPO SACHA POZO: SACHA 09 65 Tabla 18: HISTORIA DE PRODUCCIÓN Pág. 1 / 3 FECHA 03-ene-01 15-feb-01 25-mar-01 17-abr-01 15-may-01 06-jun-01 15-jul-01 17-ago-01 11-sep-01 25-oct-01 22-nov-01 16-dic-01 26-ene-02 17-feb-02 13-mar-02 25-abr-02 26-may-02 04-jun-02 24-jul-02 10-ago-02 17-sep-02 26-oct-02 01-nov-02 03-nov-02 06-nov-02 10-nov-02 13-dic-02 07-ene-03 07-feb-03 07-mar-03 06-abr-03 06-may-03 26-jun-03 29-jul-03 18-ago-03 18-ago-03 27-sep-03 14-oct-03 27-nov-03 27-dic-03 13-ene-04 22-feb-04 BFPD 444 450 450 462 459 460 448 409 405 414 472 474 328 370 398 397 400 370 300 258 239 238 324 307 185 471 414 400 382 377 424 392 364 292 275 275 203 362 417 412 405 408 BPPD 440 446 443 455 453 454 444 407 401 406 465 469 323 365 392 361 394 363 293 252 234 235 316 301 180 460 404 392 374 370 409 379 359 283 266 266 197 350 403 403 394 402 BSW 0,90 0,90 1,60 1,51 1,31 1,30 0,90 0,50 1,00 1,90 1,50 1,00 1,50 1,40 1,50 9,00 1,50 2,00 2,33 2,33 2,09 1,26 2,37 1,95 2,70 2,2 2,4 2,0 2,0 1,9 3,6 3,2 1,4 3,1 3,3 3,2 3,1 3,2 3,3 2,2 2,8 1,5 BIPD ARENA BOMBA 1800 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1420 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1450 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1430 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1510 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1410 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1370 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1700 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1450 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1740 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1690 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1680 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1280 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1440 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1420 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1540 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1350 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1350 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1600 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1290 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1250 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1340 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1800 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1810 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1790 T PL-II 2 1/2 X 1 1/2 1810 T JET-D7 1710 T JET-D7 1750 T JET-D7 1690 T JET-D7 1680 T JET-D7 1820 T JET-D7 1790 T JET-D7 1700 T JET-D7 1780 T JET-D7 1670 T JET-D7 1670 T JET-D7 1630 T JET-D7 1590 T JET-9H 1580 T JET-9H 1480 T JET-9H 1570 T JET-9H 1640 T JET-9H 66 Pág. 2 / 3 FECHA BFPD BPPD BSW BIPD ARENA BOMBA 07-mar-04 18-abr-04 20-jun-04 15-jul-04 26-ago-04 29-oct-04 25-dic-04 07-ene-05 17-feb-05 21-mar-05 18-abr-05 02-may-05 28-jun-05 16-jul-05 01-ago-05 07-oct-05 26-dic-05 06-ene-06 13-feb-06 18-mar-06 27-abr-06 29-may-06 20-jun-06 07-jul-06 13-ago-06 21-sep-06 10-oct-06 18-nov-06 25-dic-06 29-ene-07 19-feb-07 07-mar-07 10-abr-07 14-may-07 27-jun-07 23-jul-07 16-ago-07 06-sep-07 07-sep-07 08-sep-07 08-sep-07 09-sep-07 10-sep-07 489 474 500 492 507 567 494 437 437 430 440 387 370 280 315 239 240 255 255 215 275 273 243 350 265 220 230 242 212 193 208 206 275 412 440 273 226 226 161 213 250 149 480 1,8 1650 T JET-9I 467 1,4 1650 T JET-9I 496 0,9 1620 T JET-9I 484 1,7 1450 T JET-9I 498 1,8 1520 T JET-9I 564 0,5 1580 T JET-9I 482 2,4 1570 T JET-9I 429 1,9 1590 T JET-9I 429 1,9 1590 T JET-9I 422 1,9 1530 T JET-9I 432 1,9 1580 T JET-9I 379 2,0 1520 T JET-9I 362 2,1 1560 T JET-9I 272 3,0 1500 T JET-9I 311 1,3 1540 T JET-9I 237 0,8 1500 T JET-9I 235 2,2 1510 T JET-9I 247 3,2 1480 T JET-9I 246 3,4 1600 T JET-9I 205 4,6 1580 T JET-9I 266 3,1 1520 T JET-9I 263 3,6 1520 T JET-9I 234 3,6 1420 T JET-9I 345 1,5 1520 T JET-9I 257 3,0 1580 T JET-9I 212 3,8 1580 T JET-9I 222 3,4 1520 T JET-9I 234 3,3 1520 T JET-9I 207 2,3 1560 T JET-9I 187 3,1 1460 T JET-9I 200 3,8 1490 T JET-9I 198 3,8 1470 T JET-9I 273 0,7 1520 T JET-9I 404 2,0 1540 T JET-9I 430 2,3 1490 T JET-9I 265 3,1 1530 T JET-9I 220 2,8 1450 T JET-9I 205 9,2 1270 T JET-9I 142 11,8 1230 T JET-9I 189 11,2 1560 T JET-9I 225 10,0 1560 T JET-9I 124 16,7 1560 T JET-9I Se recupera Bomba, pozo cerrado, espera tratamiento. 67 Pág. 3 / 3 FECHA 04-Dic-07 12-Dic-07 16-Dic-07 19-Dic-07 22-Dic-07 24-Dic-07 26-Dic-07 30-Dic-07 06-Ene-08 09-Ene-08 10-Ene-08 12-Ene-08 14-Ene-08 16-Ene-08 18-Ene-08 25-Ene-08 28-Ene-08 30-Ene-08 31-Ene-08 05-Feb-08 08-Feb-08 11-Feb-08 14-Feb-08 17-Feb-08 20-Feb-08 24-Feb-08 28-Feb-08 02-Mar-08 05-Mar-08 BFPD BPPD BSW 193 170 11.92 211 189 10.56 148 126 14.86 191 168 12.04 208 187 10 216 196 9 191 174 8.9 224 205 8.48 226 205 9.38 243 218 10.28 213 193 9.38 268 249 7.08 169 152 10.05 66 51 22.7 191 173 9.42 203 180 11.33 281 259 7.83 495 466 5.86 230 203 11.73 562 530 5.61 565 533 5.66 480 448 6.66 562 528 6.04 530 499 5.84 625 593 5.12 570 538 5.61 667 633 5.1 739 705 4.7 512 481 6.05 BIPD ARENA 1400 T 1390 T 1370 T 1380 T 1340 T 1340 T 1230 T 1250 T 1390 T 1440 T 1350 T 1280 T 1260 T 1400 T 1350 T 1360 T 1200 T 1450 T 1460 T 1450 T 1470 T 1480 T 1480 T 1430 T 1410 T 1390 T 1480 T 1430 T 1470 T BOMBA JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I JET-9I Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Es muy importante conocer la historia de producción del pozo cuando se está preparando un diseño de tratamiento ácido ya que nos ayuda a identificar cuando se produjo un daño a la formación en un pozo por la declinación brusca en la producción del mismo.10 68 BPPD 100 200 300 400 500 600 700 800 BPPD 0 03 300 400 500 600 700 800 100 200 Fuente: Petroproducción 0 Elaborado por: Cesar Llori Fuente: Petroproducción ENTRA EN WORKOVER CAVIDAD DAÑADA BSW Elaborado por: Cesar Llori HISTORIA DE PRODUCCION POZO SACHA 09 COMPORTAMIEN TO ACEITE-AGU A POZO SACHA 09 Figura 18: HISTORIA DE PRODUCCIÓN Figura 19: COMPORTAMIENTO DEL ACEITE - AGUA DEL POZO SACHA 09 BSW 69 10 15 20 25 BSW BPPD POZO CON DAÑO -e n 15 e-0 1 26 jul -e 01 n 24 e-0 2 06 jul -n 02 o 06 v -0 -a 2 27 br- s 03 0 7 ep -m -03 a 25 r -0 -d 4 28 i c- ju 04 13 n-0 -f 5 1 3 eb -a 06 g 19 o-0 -fe 6 16 b-a 07 g 04 o-0 -d 7 26 ic -0 -d 7 14 i c-e 07 3 1 ne -e -08 n 20 e-fe 08 b08 03 -E 06 ne-J 01 22 un-N 01 25 ov-A 01 17 br -S -02 10 ep-N 02 06 ov-A 02 18 br -A -03 13 go -E -03 n 15 e-0 -J 4 17 ul-F 04 e 16 b-0 -J 5 13 ul-F 05 e 07 b-0 -J 6 25 ul-0 6 14 Dic -M -06 a 07 y -S -07 e 12 p-D 07 26 ic-D 07 12 ic -E -07 28 ne -E -08 11 ne-F 08 28 eb-F 08 eb -0 8 5 ESPERA TRATAMIENTO 0 0 5 10 BSW 15 BPPD 20 25 Figura 20: COMPORTAMIENTO DEL BSW DEL POZO SACHA 09 COMPORTAMIENTO DEL BSW DEL POZO SACHA 09 25 20 POZO CON DAÑO BSW 15 BSW 10 5 0 07-mar-04 06-nov-02 27-sep-03 15-jul-01 24-jul-02 06-abr-03 25-dic-04 04-dic-07 03-ene-01 26-ene-02 13-ago-06 16-ago-07 26-dic-07 14-ene-08 31-ene-08 28-jun-05 13-feb-06 19-feb-07 20-feb-08 FECHA Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.6. HISTORIA DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILT UP) FECHA: 08-Jul-98 Tabla 19: HISTORIA DE INTERVENCIONES DEL POZO SACHA 09 VARIABLES POZO SACHA 09 Arena / Formación Intervalo Qo Qw BSW Pwf Ps Sf S total IP ideal IP A Ko POR Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori T / Napo 9616 – 9626 9639 – 9645 9650 - 9660 396 11 2.7 902 1312 0.14 1.37 0.99 0.99 75 0.17 70 FECHA: 13-Mar-95 Tabla 20: HISTORIA DE INTERVENCIÓN No. 2 VARIABLES POZO SACHA 09 Arena / Formación Intervalo Qo Qw BSW Pwf Ps Sf S total IP ideal IP A Ko POR Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori HI / Hollín 9825 – 9832 9841 – 9848 243 6 2.4 408 1465 0.00 -2.48 0.24 0.24 24 0.17 FECHA: 29-Sep-92 Tabla 21: HISTORIA DE INTERVENCIÓN No. 3 VARIABLES POZO SACHA 09 Arena / Formación Intervalo Qo Qw BSW Pwf Ps Sf S total IP ideal IP A Ko POR Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori HI / Hollín 9825 – 9832 9841 – 9848 602 4 0.7 671 1363 0.00 11.40 0.88 0.88 53 0.17 71 3.1.7. COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA ARTIFICIAL Figura 21: REPORTE DEL IPR Fuente: Sertecpet Elaborado por: Cesar Llori 72 Figura 22: SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW Fuente: Sertecpet Elaborado por: Cesar Llori 73 Figura 23: ANÁLISIS NODAL CON JET CLAW Fuente: Sertecpet Elaborado por: Cesar Llori 74 Figura 24: SELECCIÓN DE LA BOMBA JET CLAW Fuente: Sertecpet Elaborado por: Cesar Llori 75 Figura 25: ANÁLISIS NODAL CON JET CLAW Fuente: Sertecpet Elaborado por: Cesar Llori 76 3.1.8. ANÁLISIS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILT UP) Pozo: Sacha 09 Arena: T Campo: Sacha Intervalo: 9616-9626 (10’) – 9639-9645 (6’) – 9650-9660 (10’) Tabla 22: PARÁMETROS DEL POZO Y YACIMIENTO Qo, bppd= 396 Qw, bapd= 11 BSW=2.7 PadNapo=0.45 PadHollin=1.06 Dif,pres=-89 PrNMPerf=1397 TpDA=0.125 PrN, pb=1313 PrH, pb=1350 IPA=0.82 IPI=0.99 EF=0.83 DR=1.20 FP=1 PwfMPerf=902 PAdMBH=1.34 Ddpp=4 Lpenet=1.34 Q; disp=3.91 Dla.or=0.038 Cte.comp=0.073 Kt disp=7.48 Dens.pet=0.89 Beta=2.1E+09 a=9.5E-05 b=19.6 P, pb=1342 PrMB, pb=1316 Ht; Rw=63 Stotal=1.37 Stotcorr=1.37 Dpatot=83 Sp=1.24 Dpsp=75 Svf=0.14 Dpsvf=8 PrMB, MP=1400 Pwf, Mperf=985 Pwf;Pr=0.705 Pwf; Pr2=0.497 Qo; Qmax=0.461 n= 9.8E-01 C= 4.8E-04 Dpscorr=83 PrMB, Dat=1405 Tpss=129 Bo,Br/bn= 1.315 Bw,br/bn=1.072 Pr, mod=1300 Muo,cp= 1.6 Pwf, p.b= 818 Pb,pies= 9411 FMR, pies= 887 Dat,pies= 8765 Gr, lpc/p= 0.37 Rw, pies= 0.41 Tpss,dias= 5.38 Rd, mts= 500 Muw,cp= 0.3 Ct= 9.0E-6 Ht, pies= 26 Hp, pies= 26 API= 28.3 Poros=0.17 Mperf=9638 Pws, dat=1286 Rd, pies=1640 Factor=1 Qt,bfpd=407 DR=1.20 P1h, lpc=1253 Ko,md=75 Kw,md=0 Momd; cp=49 DtDA=0.0175 Ltadm=-1.76 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.8.1. MÉTODO HORNER Para determinar la magnitud del daño que sufrió la formación después del reacondicionamiento utilizaremos el método de Horner y sus ecuaciones.11 77 3.1.8.1.1. DETERMINACIÓN DE LA PENDIENTE Ecuación 21: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN BURBUJA m = Pcierre − P1hora m = 1297 psi − 1250 psi m = 47 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.8.1.2. DETERMINACIÓN DE LA CONDUCTIVIDAD Ecuación 22: CONDUCTIVIDAD Kh = 162.6 * qo * Bo m Kh = 162.6 * 396bppd *1,1988by / bn 47 Kh = 1642.34md − ft Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.8.1.3. DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD Ecuación 23: PERMEABILIDAD k= khmd − ft hpies k= 1642.34md − ft 26 pies k = 63.16md Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 78 3.1.8.1.4. DETERMINACIÓN DEL FACTOR SKIN Ecuación 24: FACTOR SKIN S = 1,151 * [ P1hora − Pwf K − Log + 3,23] m Φ * u * C * rw 2 S = 1,151 * [ 1310 psi − 831 63.16md − Log + 3,23] 47 0,17 *1,1 * 2,7 E − 4 * (0,41) 2 S = 7,3 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.8.1.5. DETERMINACIÓN DEL IP ACTUAL12 Ecuación 25: IP ACTUAL IPactual = ql Ps − Pwf IPactual = 407bfpd 1310 psi − 831 psi IPactual = 0.84 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 79 3.1.8.1.6. DETERMINACIÓN DEL IP IDEAL Ecuación 26: IP IDEAL ∆Pskin = 0,87 * m * skin ∆Pskin = 0,87 * 47 * 7,3 ∆Pskin = 299 IPactual = ql Ps − Pwf − ∆Pskin IPactual = 407bfpd 1310 psi − 831 psi − 299 IPactual = 2,2 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.8.1.7. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA Ecuación 27: EFICIENCIA EF = IPactual IPideal 0,84 2,2 EF = EF = 0,38 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 80 3.1.8.8. RESULTADO DE LA PRUEBA DE PRESIÓN (BUILT UP) Figura 26: CURVA DE LA PRESIÓN DE CIERRE Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Figura 27: CURVA PARA DETERMINAR EL FLUJO DE LOS FLUIDOS Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 81 Figura 28: CURVA IPR DEL POZO Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.9. CUANTIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL DAÑO Para la cuantificación del daño de formación se utiliza las ecuaciones de Darcy para flujo radial. 3.1.9.1. ANÁLISIS NODAL PARA DAÑO DE FORMACIÓN CON CURVAS IPR SEGÚN LA ECUACIÓN PARA FLUJO RADIAL DE DARCY Se realiza el análisis nodal con curvas IPR para determinar la magnitud del daño que sufrió la formación del pozo Sacha 09. 82 3.1.9.1.1. DATOS DEL POZO Tabla 23: DATOS DEL POZO Variables Ps = Pwf = Qo = Pb = Pth = O.D.= GOR = Profundidad Pozo SACHA-9 1312 Psi. 902 Psi. 396 BPPD 818 Psi. 100 Psi. 2 7/8 plg. 336 pcn/bn 9641 pies Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.9.1.2.- DATOS DEL RESERVORIO Tabla 24: DATOS DEL RESERVORIO VARIABLES re = ho = So = F= Boi = FR = D pozo = µo= K= rw Pozo SACHA-9 500 mt. 26 pies. 25% 20% 1.1988 by/bn 25% 7 7/8 pulgadas 1.9 cp. 63 md. 0.4 pies Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.9.1.3. DETERMINAR EL FACTOR SKIN13 Se calcula el Factor Skin utilizando la fórmula para flujo radial de Darcy, conociendo el modelo del reservorio que tiene flujo radial al pozo. 83 Ecuación 28: FACTOR SKIN S =( ko rd ) * ln( ) kd − 1 rw S =( 75md 1640 pies ) * ln( ) 63md − 1 0.41 pies S = 10.03 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.9.1.4. DETERMINAR EL IP (J) CON UN FACTOR SKIN=10.03 Ecuación 29: IP (J) CON FACTOR SKIN J= 0.00708 * k * h u * Boi * (ln(re / rw) − 0.75 + S ) J= 0.00708 * 75md * 26 pies 1.90cp *1.1988by / bn * (ln(1640 / 0.41) − 0.75 + 10.03) J = 0.345BPPD / psi Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.9.1.5. DETERMINAR EL CAUDAL CON UN FACTOR SKIN=10.03 Ecuación 30: CAUDAL CON FACTOR SKIN Qo = 0.00708 * k * h * ( Ps − Pwf ) u * Boi * (ln(re / rw) − 0.75 + S ) Qo = 0.00708 * 75md * 26 pies * (1312 psi − 902 psi ) 1.90cp *1.1988by / bn * (ln(1640 / 0.41) − 0.75 + 10.03) Qo = 141.7 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 84 3.1.9.1.6. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL NETO A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 31: CAUDAL NETO A LA PRESIÓN BURBUJA Qb = IP * ( Ps − Pb) Qb = 0.345 * (1312 psi − 818 psi) Qb = 170.4 BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 3.1.9.1.7. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN DE BURBUJA Ecuación 32: CAUDAL MÁXIMO A LA PRESIÓN BURBUJA Qmáximo = Qb + IP * Pb 1.8 Qmáximo = 170.4 BFPD + 0.345BPPD / psi * 818 psi 1.8 Qmáximo = 327 BFPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 85 3.1.9.1.8. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN DINÁMICA Ecuación 33: CAUDAL VERSUS LA PRESIÓN BURBUJA Qo = Q max* (1 − 0.2 * ( Pwf Pwf ) − 0.8 * ( )^ 2) Ps Ps Qo = 327 BPPD * (1 − 0.2 * ( 818 psi 818 psi ) − 0.8 * ( )^ 2) 1312 psi 1312 psi Qo = 185BPPD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Tabla 25: VALORES DE CAUDAL VERSUS PRESIÓN DINÁMICA CURVA IPR CON SKIN=10.03 PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 Q 0 185 190 204 218 230 242 264 283 298 311 320 327 QMAX 327 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 86 Tabla 26: VALORES DE IP (J) PARA DIFERENTES FACTORES SKIN J= 0.00708 * k * h u * Boi * (ln(re / rw) − 0.75 + S K 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 0.00708 h 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26 k 75 63 75 75 63 63 63 63 63 75 63 u 1.9 1.1 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 Boi 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 1.1988 re 1640 1640 1640 1640 1640 1640 1640 1640 1640 1640 rw 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 K2 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 S 1.37 7.7 -1 10.03 2 6 7 8 9 0 V1 13.806 11.597 13.806 13.806 11.597 11.597 11.597 11.597 11.597 13.806 11.597 V2 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 8.29 V3 20 20 15 40 22 31 33 35 38 17 49 J 0.680 0.577 0.927 0.345 0.534 0.376 0.350 0.328 0.308 0.804 0.236 1640 0.41 0.75 14 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 87 Tabla 27: VALORES DE CAUDALES A DIFERENTES FACTORES SKIN Qo = 0.00708 * k * h * ( Ps − Pwf ) u * Boi * (ln(re / rw) − 0.75 + S K h k u Boi re rw K2 Ps Pwf S V1 V2 V3 Qo 0.00708 26 75 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 1.37 6820.2 8.29 20.3 336.1 0.00708 26 63 1.1 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 75 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 0.00708 26 75 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 902 2 3 4 5 6 7 8 9 0 5728.9 8.29 12.6 455.4 6820.2 8.29 24.0 284.1 5728.9 8.29 26.3 218.0 5728.9 8.29 28.6 200.6 5728.9 8.29 30.8 185.8 5728.9 8.29 33.1 173.0 5728.9 8.29 35.4 161.9 5728.9 8.29 37.7 152.1 5660.5 8.29 17.2 329.6 0.00708 26 63 1.9 1.1988 1640 0.41 0.75 1312 818 14 5728.9 8.29 49.1 116.8 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 88 Figura 29: ANÁLISIS NODAL DE CURVAS IPR CON DIFERENTE FACTOR SKIN CURVAS IPR 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0 100 200 300 400 500 Q BPPD IPR S=10 IPR S=1.37 IPR S=14 IPR S=0 IPR S=4 IPR S= - 1 IPR S=2 EFLUENCIA 2.875 600 700 800 900 1000 PWF Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Figura 30: CURVAS IPR SIN DAÑO, CON DAÑO Y ESTIMULACIÓN ANALISIS NODAL CURVAS IPR 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0 100 200 300 400 500 QMAX IPR S=-1 IPR S=10 EFLUENCIA 2.875 IPR S=0 600 700 800 900 1000 PWF Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 89 CAPÍTULO IV 90 CAPÍTULO IV 4.1. OPERACIONES DE ACIDIFICACIÓN Una vez seleccionado el pozo candidato y determinado la posible causa de daño de formación se procede a elaborar el diseño ácido a utilizarse en la formación para remover el daño. Considerando su composición mineralógica, es primordial conocer este parámetro ya que de lo contrario se podría provocar un taponamiento de la formación debido a la deposición de precipitados químicos en las gargantas porales, debido a un mal diseño en las concentraciones del ácido a utilizarse. Figura 31: FORMACIÓN CON DAÑO Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 91 Figura 32: FORMACIÓN ACIDIFICADA CON DAÑO REMOVIDO Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 92 4.2. PROGRAMA DE ACIDIFICACIÓN Tabla 28: PROGRAMA DE ACIDIFICACIÓN A continuación, el cuadro de dosificación de las etapas de flujo del tratamiento. PROGRAMA DE ESTIMULACIÓN POZO - SACHA 09 COSTO ESTIMADO PARA EL TRATAMIENTO ACIDO R.M.A. HCL 9% - HF 1.5% I. SOLVENTE - PREFLUJO 1000 GL P.Unit P. Total IF3-043 Xileno 220 4,84 1064,80 JP1(Proporcionado por Petroproducción) 544 0,00 0,00 IF23-030 QFLOW Surfactante Dispersante de Orgánicos 8 42,26 338,08 IF23-013N SC-40 Surfactante no iónico 8 30,14 241,12 IF23-022 SAW-1 Solvente Mutual 220 15,5 3410,00 1000 Subtotal 5.054,00 II. PREFLUJO ACIDO HCL 12% 23-039 HCL al 34% 330 3,94 1300,2 Agua Fresca 846 0,00 0,00 IF23-025N ACH-4 Controlador de hierro 90 2,37 213,3 IF23-007N IC-18 Inhibidor de Corrosión 6 58,77 352,62 IF23-002N CLAY STAB 3 Estabilizador de Arcillas 6 27,76 166,56 IF23-013N SC-40 Surfactante no iónico 12 30,14 361,68 1290 Subtotal 2.394,36 III. TRATAMIENTO HCL-HF 9% - 1,5% IF23-039N HCL al 34% 285 3,94 1122,9 Agua Fresca Filtrada 897 0,00 0,00 IF23-007N IC-18 Inhibidor de Corrosión 6 58,77 352,62 IF23-050N Amonium Biflouride 360 4,42 1591,2 IF23-013N SC-40 Surfactante no iónico 12 30,14 361,68 IF23-025N ACH-4 Controlador de hierro 100 2,37 237,00 1660 Subtotal 3665,40 IV. POST FLUJO ACIDO, HCL 5% IF23-039N HCL al 34% 165 3,94 650,1 Agua Filtrada 811 0,00 0,00 IF23-007N IC-18 Inhibidor de Corrosión 6 58,77 352,62 IF23-002N CLAY STAB 3 Estabilizador de Arcillas 6 27,76 166,56 IF23-025N ACH-4 Controlador de hierro 80 37,32 2985,6 IF23-013N SC-40 Surfactante no iónico 12 30,14 361,68 1080 Subtotal 4516,56 V. POST FLUJO ACIDO, NH4CL 3% Agua Filtrada 380 0,00 0,00 IF23-003N Cloruro de Amonio 120 1,07 128,4 IF23-013N SC-40 Surfactante no iónico 6 30,14 180,84 IF23-002N CLAY STAB 3 Estabilizador de Arcillas 4 27,76 111,04 IF23-022 SAW-1 Solvente Mutual 110 15,5 1705,0 620 Subtotal 2125,28 SUBTOTAL QUÍMICOS (I+II+III+IV+V) USD$ TOTAL 17755,6 Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 93 A continuación se detalla las etapas de flujo inyectadas a la formación y sus funciones. 4.2.1. SOLVENTE – PREFLUJO Es la primera etapa de flujo que se inyecta a la formación, cuya función es la de evitar emulsiones entre el petróleo y el agua y el agua en petróleo, sirve para limpiar a la formación de incrustaciones de orgánicos como las parafinas, asfáltenos y los dispersa en la solución para que no se vuelvan a depositar y sean fáciles de retornar a la superficie, además humecta al agua a la formación. 4.2.1.1. XILENO Es utilizado en la primera etapa de flujo como disolvente, para ayudar a remover y disolver acumulaciones de parafinas, asfáltenos, sludge y todos los compuestos orgánicos que son insolubles al ácido.14 4.2.1.2. JP-1 Tiene la misma función del xileno, ayuda a eliminar residuos orgánicos tales como parafinas, asfáltenos, sludge, depositados en los punzados y en la cara de la formación, ya que el ácido no puede remover depósitos orgánicos. 94 4.2.1.3. SURFACTANTE DE ORGÁNICOS (QFLOW) 4.2.1.3.1. DESCRIPCIÓN Es un aditivo líquido, que consiste en una mezcla de agentes activos de superficie catiónica, desarrollado para prevenir o romper las emulsiones de agua en petróleo y petróleo en agua. 4.2.1.3.2. APLICACIÓN Es un aditivo para tratamientos con base petróleos que previene la emulsificación entre el petróleo de tratamiento y el agua connata y de formación. Es un aditivo para hidrocarburos cuya función es romper emulsiones que existan en las formaciones. Se recomienda el análisis previo para determinar la concentración exacta de surfactante. 4.2.1.3.3. VENTAJAS Es soluble en petróleo y dispersable en ácido y agua. Se absorbe fácil y rápidamente en la interfase petróleo – agua, reduciendo la tensión interfacial, permitiendo la segregación de las otras fases. 95 4.2.1.3.4. DESVENTAJAS No es compatible con aditivos aniónicos. Como surfactante catiónico no es un humectante fuerte. 4.2.1.3.5. PROPIEDADES FÍSICAS Tabla 29: PROPIEDADES FÍSICAS Estado/Aspecto Tensión Superficial Densidad a 20° C Composición Vida Útil Líquido marrón oscuro 0.1% en agua 0.9508 +- 0.005 Mezcla de desemulsionantes catiónicos y reductores de tensión superficial 24 meses envasado correctamente Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 4.2.1.4. SURFACTANTE NO IÓNICO (SC-40) 4.2.1.4.1. DESCRIPCIÓN Es un agente humectante y desemulsionante, no iónico. Está diseñado para prevenir emulsiones que se forman entre el petróleo crudo y los fluidos de tratamientos ácidos. Humecta al agua los finos silicios, evitando que estos formen emulsiones estabilizantes. Por su carácter no iónico es compatible con todos los inhibidores de ácido y reductores de fricción. 96 4.2.1.4.2. COMPATIBILIDAD Es compatible con aditivos catiónicos, aniónicos y no iónicos. En solución ácida ph<3.0, es compatible con todos los inhibidores de corrosión y reductores de fricción. 4.2.1.4.3. PROPIEDADES FÍSICAS Tabla 30: PROPIEDADES FÍSICAS Estado/Aspecto Punto de escurrimiento pH Gravedad Específica Carácter iónico Humectabilidad Punto de ebullición Olor Dispersable en ácidos Dispersable en agua Dispersable en petróleo Soluble Vida Útil Líquido amarillo claro -42° C 8.1 0.81 – 0.85 No iónico Tiende a humectar al agua en arenas 63°C Hidrocarburo/alcohol Del 1% al 10% de SC-40 Del 1% al 10% de SC-40 Con el 10% de SC-40 Con el 1% de SC-40 18 meses perfectamente envasado Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 4.2.1.5. SOLVENTE MUTUAL (SAW-1) 4.2.1.5.1. DESCRIPCIÓN Es un surfactante cuya función primordial es de humectar de agua a la arenisca, pero además facilita la reacción del ácido en superficies cubiertas de aceite, también ayuda a disminuir la tensión superficial del ácido reactivo lo mismo que facilita la recuperación 97 del ácido gastado a la superficie. Por su solubilidad se lo utiliza tanto en fluidos base agua o aceite. El uso de un solvente mutual como el EGMBE puede ser beneficioso porque es miscible en hidrocarburo y en agua, ayuda a mantener la formación acuohumectada. Es efectivo tanto en pozos petrolíferos como gasíferos, pero más en petrolíferos. El EGMBE puede ser agregado al sistema ácido, sin embargo, es más efectivo como un aditivo en el post flujo. El solvente mutual remueve de la formación los aditivos que se adsorben en ella, como los inhibidores de corrosión. La concentración máxima de EGMBE es 10%, concentraciones de 3 a 5% son más que adecuadas. En los casos donde se usen otros aditivos, como inhibidor de corrosión o surfactante catiónico, se deberá aumentar la concentración del mutual. Hay algunos inconvenientes en el uso de los solventes mutuales, ya que si se usan en exceso, pueden precipitarse las sales que se hallan solubilizadas en el ácido gastado; también puede generar la separación de los aditivos del ácido en las cisternas. La concentración recomendada de solvente mutual es de 1 a 10% (se prefiere 3 a 5%). Los solventes mutuos como el Etilen Glicol Mono Butil Ether (EGMBE) o materiales similares, son otros aditivos frecuentemente utilizados en los sistemas ácidos, a menudo son utilizados por su solubilidad tanto en fluidos base agua o aceite. 98 Los solventes mutuos se desarrollaron hace algunos años para facilitar la reacción del ácido en superficies cubiertas de aceite debido a su habilidad para ayudar a disolver mas allá de la cubierta de aceite; también ayudan a disminuir la tensión superficial del ácido reactivo lo que facilita la recuperación del ácido gastado y la limpieza del pozo. Debido a sus propiedades, tiende a limitar la efectividad de los inhibidores de corrosión y frecuentemente la concentración de estos últimos debe ser incrementada en el sistema de tratamiento cuando se usan solventes mutuos. 4.2.1.6. INHIBIDOR DE CORROSIÓN (IC-18) 4.2.1.6.1. DESCRIPCIÓN Es siempre necesario. Se debe agregar a todas las etapas del ácido (pickling, preflujo ácido, tratamiento principal, y postflujo ácido). Aunque el inhibidor de corrosión siempre sea necesario, un exceso de inhibidor de corrosión puede causar problemas, tal como la óleo humectación de la formación. Los inhibidores de corrosión son polímeros a menudo catiónicos que óleo humectan las areniscas. En general, una concentración de inhibidor de corrosión superior al 1% es dudosa, a menos que la temperatura de fondo de pozo sea mayor que 250°F. 99 En temperaturas más altas las condiciones de concentración de inhibidor generalmente no deben exceder 2%, a menos que los requisitos de la protección de la corrosión sean muy rigurosos. Las cañerías de aleaciones, tal como la tubería de cromo, requiere concentraciones de inhibidor mayores para su protección a altas temperaturas. Desafortunadamente, no es raro que se requiera una protección excesiva contra la corrosión. Suelen verse los pedidos por 24-36 horas de protección a 400 °F, por ejemplo. Debajo de 200-250°F, la apropiada concentración de un inhibidor de corrosión es el 0.1 - 1 %. En temperaturas más altas será necesario incluir más inhibidor o un intensificador. La mayoría de los intensificadores efectivos de inhibidor están en la familia de los yoduros. Las concentraciones varían dependiendo de la temperatura y del inhibidor de corrosión utilizado. Típicamente son materiales fuertemente catiónicos, con una fuerte afinidad con la superficie metálica, para ser efectivos deben tener la capacidad de adherirse al interior de la tubería, formando una delgada cubierta protectora a medida que el ácido es bombeado, debido a su fuerte carga catiónica debe ser usado cuidadosamente para cumplir su función, ya que un exceso de este inhibidor puede influir en la matriz e inducir un daño a la permeabilidad relativa, causado por un cambio en la mojabilidad. 100 4.2.1.7. ESTABILIZADOR DE ARCILLAS (CLAY STAB 3) 4.2.1.7.1. DESCRIPCIÓN Son normalmente recomendados para prevenir la migración y/o hinchamiento de arcillas posteriormente al tratamiento ácido. Los estabilizadores de arcillas comunes son las aminas poli cuaternarias (PQA) o poliaminas (PA). Las aminas poli cuaternarias son consideradas las más efectivas. Los estabilizadores de arcillas parecen ser más efectivos cuando se agregan en el postflujo. En realidad no es necesario agregar un estabilizador de arcillas al ácido del tratamiento aunque sea allí donde es más comúnmente incluido. Tiene más sentido inyectar un estabilizador de arcillas con el preflujo antes de la inyección del ácido fluorhídrico (HF) para proteger las arcillas de los intercambios iónicos iniciales. Además el ácido fluorhídrico (HF) reduce la tendencia del estabilizador de arcillas a adsorberse sobre las superficies. Por lo tanto, se considera suficiente y más efectivo desde el punto de vista del costo el incluir un estabilizador de arcillas, si es que se debe usar, en el postflujo. La concentración efectiva recomendada es de 0.1 a 2.0% (0.1% a 0.4% es la más correcta). 101 4.3. ÁCIDOS MINERALES A continuación se detalla los siguientes: 4.3.1. ÁCIDO CLORHÍDRICO 4.3.1.1. DESCRIPCIÓN Químicamente está compuesto de gases de hidrógeno y cloro (antiguamente se lo conocía como ácido muriático) Es un gas incoloro y de olor acre e irritativo Se solubiliza en agua muy rápidamente hasta un límite de 43 % por peso a 60 ºF (15 ºC), siendo su pH igual a 1 Una solución de esta naturaleza no es práctica, debido a que a temperaturas por encima de 60 ºF se escapan humos de la solución.15 El ácido clorhídrico (HCl) comercial se ha estandarizado en una solución de 31,45 % por peso, con gravedad específica de 1,160 y una densidad de 9,67 lb./gal. A veces se lo encuentra en el mercado como una solución de 35,20 % por peso, con gravedad específica de 1,179 y una densidad de 9,873 lb./gal. Ioniza completamente y es considerado un ácido fuerte 102 La reacción con una caliza es la siguiente: 2 HCL + CO3Ca − − − − − H 2O + CO 2 + Cl 2Ca La reacción con una dolomita es la siguiente: 4 HCL + CaMg (CO3)2 − − − − − H 2O + CO 2 + Cl 2Ca + Cl 2 Mg Su uso está ampliamente extendido debido a ser un ácido de fácil obtención comercialmente, de bajo costo y muy eficiente para incrementar la permeabilidad de las formaciones sin formar precipitados La principal desventaja del ácido clorhídrico (HCl) es su alto poder de corrosión en el pozo y en las tuberías y su alta toxicidad en los humanos En la mayor parte de los tratamientos en formaciones con carbonatos se usa ácido clorhídrico (HCl) en una solución de 15 % por peso en agua Esta concentración se la denomina ácido regular y fue usada principalmente por la falta de inhibidores de corrosión y la dificultad en prevenirla Actualmente, con el desarrollo de los inhibidores de corrosión, se están usando concentraciones más elevadas de ácido 103 La corrosión del ácido con un metal es especialmente significante y costosa de controlar a temperaturas superiores a 250 ºF (121 ºC.). El aluminio y los materiales cromados que se usan en las bombas son fácilmente dañados Generalmente, la aplicación que se le quiera dar, el material a proteger y la temperatura de la formación dictarán cual concentración es más conveniente de usar También se están utilizando con concentraciones más reducidas en la acidificación de areniscas, de 5 a 7,5 % en peso para desplazar aguas connatas delante de HCl + HF para prevenir la formación de sales tales como el fluosilicato de sodio y de potasio, materiales capaces de taponar la formación 4.3.2. ÁCIDO FLUORHÍDRICO 4.3.2.1. DESCRIPCIÓN El ácido fluorhídrico (HF) es un líquido incoloro y venenoso. El ácido fluorhídrico (HF) disminuye las partículas de bentonita que contienen los lodos de perforación. Presenta, además, la habilidad de disolver las arcillas (silicatos) y la arena (sílice). Las arcillas son disueltas más rápidamente generales de uso. 104 que las arenas bajo las condiciones El ácido fluorhídrico (HF) es altamente corrosivo y debe almacenarse en recipientes de plomo, acero o plástico. El ácido fluorhídrico (HF) se lo encuentra comercialmente como bifluoruro de amonio o concentrado en soluciones acuosas de 40 a 70 %. En la industria petrolera está asociado en solución con el ácido clorhídrico (HCl). El ácido fluorhídrico (HF) reacciona con todos los componentes de las areniscas, aún cuando su reacción frente a los carbonatos es baja con respecto al ácido clorhídrico (HCl). La reacción del ácido fluorhídrico (HF) con el cuarzo es la siguiente: 4 HF + SiO 2 − − − SiF 4 + 2 H 2O La reacción del HF con el carbonato de calcio es la siguiente: 4 HF + CO3Ca − − − FCa + 2 H 2O + CO 2 Tan pronto como el ácido fluorhídrico (HF) se hace presente reacciona con el carbonato de calcio (CO3Ca). El fluoruro de calcio (FCa), un producto indeseable, se mantiene en solución pero, si está ausente el ácido clorhídrico (HCl) precipita. 105 Manteniendo un pH bajo y no dejando el ácido en la formación al finalizar el tratamiento se reduce la posibilidad de precipitar. 4.3.3. ÁCIDO CLORHÍDRICO - FLUORHÍDRICO Esta mezcla de 2 ácidos es usada casi exclusivamente en estimulación de areniscas El ácido clorhídrico – ácido fluorhídrico (HCl-HF) puede obtenerse a partir de 2 fuentes: El ácido fluorhídrico (HF) líquido, el cual se mezcla con el ácido clorhídrico (HCl) para obtener las concentraciones adecuadas. De la reacción del bifluoruro de amonio (NH4F.HF) con el HCl. El uso de bifluoruro de amonio es el más adecuado por su fácil manipuleo. Usualmente se usan mezclas de HCl al 15 % con suficiente bifluoruro de amonio para formar HF a una concentración de 3 %. El consumo de ácido clorhídrico (HCl) deja a éste en una concentración de 12 % en solución. Similarmente, el HF al 6 % deja una concentración de HCl, aproximadamente, del 9 % 106 Estos son los 2 tipos de concentraciones más usadas, aunque pueden utilizarse mayores concentraciones de HF. Por experiencia, la concentración más adecuada de HF es la de 3 %, concentraciones mayores han demostrado que en el bombeo hacia el pozo la presión se incrementa y disminuye la permeabilidad de la formación. El daño que ha provocado concentraciones de 3 o 6 % de ácido fluorhídrico (HF) han podido ser removidos, no así cuando son superiores a 9 %, que resultaron en taponamientos iniciales y la posterior fractura de la formación. Las características de corrosión en las mezclas HF-HCl son comparables a aquellas que produce el HCl, siendo por esta razón que se usan inhibidores de corrosión similares. El HCl mezclado con HF tiene, de acuerdo a lo ya visto, los siguientes propósitos: Convertir ácido fluorhídrico (HF) a partir del bifluoruro de amonio. Disolver los materiales de la formación solubles en el ácido clorhídrico (HCl) y prevenir que el ácido fluorhídrico (HF) se gaste demasiado rápido. Prevenir la precipitación de fluoruro de calcio al mantener un pH bajo. 107 4.3.4. ÁCIDO ACÉTICO 4.3.4.1. DESCRIPCIÓN Es un ácido orgánico líquido incoloro (también llamado ácido etanóico), soluble en agua en cualquier proporción y en la mayoría de los solventes orgánicos. Fue el primer ácido utilizado en las estimulaciones de pozos. Su fórmula química es la siguiente: CH 3COOH Mezclado con agua es corrosivo para muchos metales, pero actúa más lento que el HCl, por lo tanto se lo usa cuando deben protegerse piezas de aluminio, cromo y magnesio. También se recomienda su uso cuando debe estar en contacto con el casing por varias horas. La concentración en la que se lo encuentra en el mercado es al 10 % de su peso de ácido en agua. Puede ser usado combinado con el HCl, llamándose a la mezcla ácido híbrido. Debido al costo del ácido su uso está limitado a pequeñas cantidades y sólo en las aplicaciones ya mencionadas. 108 4.4. ÁCIDOS ESPECIALES A continuación se detallan los siguientes: 4.4.1. ACH-4 / ACIDO CÍTRICO 4.4.1.1. DESCRIPCIÓN Es un sólido blanco cristalino de alta pureza. Es químicamente un ácido orgánico que se utiliza en fluidos de fractura ácida como agente secuestrante de hierro. 4.4.1.2. PROPIEDADES FÍSICAS Tabla 31: PROPIEDADES FÍSICAS Aspecto Punto de fusión Concentración. Solubilidad. Sólido, blanco, cristalino. 150°C aprox. Sal anhidra 98% min. Sal anhidra. Alta solubilidad en agua Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 4.4.2. ACIDO FÓRMICO 4.4.2.1. DESCRIPCIÓN Es un líquido incoloro de olor picante, completamente miscible en el agua, además del alcohol y el éter. También se lo conoce como ácido metanoico. Su fórmula química es la siguiente: COOHOH 109 La principal ventaja que tiene respecto al ácido acético es su bajo costo, pero es una ventaja relativa debido a la dificultad para inhibirlo. Su poder de corrosión es mayor que el del ácido acético pero la misma es más uniforme, sin producir corrosión del tipo picaduras (pitting). Existen inhibidores de corrosión que lo inhiben hasta 400 ºF, pero el alto costo de ellos limita su uso. Es un líquido transparente soluble en el agua, pero no es soluble en el petróleo. Tiene un poder de disolución sobre los carbonatos intermedio entre el Ácido Acético y el Ácido Clorhídrico, teniendo aproximadamente un 75% del poder del ácido clorhídrico concentrado. Es usado mayormente para limpieza en pozos profundos de alta temperatura. Puede ser empleado sin problemas en presencia de cromo. Se usa normalmente en concentraciones del 10%. No puede ser usado en altas concentraciones. Puede ser usado en combinación con el ácido clorhídrico. HCL 110 4.4.2.2. PROPIEDADES FÍSICAS Tabla 32: PROPIEDADES FÍSICAS Aspecto Punto de congelamiento Densidad Olor. Líquido transparente, incoloro. -1°C 1,200 Característico. Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori Figura 33: ESQUEMA DE UNA ACIDIFICACIÓN MATRICIAL Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 4.5. PROGRAMA DE OPERACIONES A continuación se describe el programa de operaciones que se realizó en el tratamiento ácido. 4.5.1. PERSONAL TÉCNICO El personal técnico presente en el tratamiento ácido son: 111 4.5.1.1.- DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA El Departamento de Ingeniería de Petróleos (PETROPRODUCCIÓN), encargado del Campo y de los pozos, coordina las operaciones a realizarse en el tratamiento y del personal que va a estar vinculado con el mismo. 4.5.1.2. EMPRESA CONTRATISTA Se coordina la presencia de los Técnicos (SERTEPEC), encargados de la Bomba Jet Claw y de la Cavidad Guiberson del Sistema de Levantamiento Artificial utilizado en el pozo, para que intervenga en el programa de operaciones. 4.5.1.3. TRASTEO DE LOS EQUIPOS Y UNIDADES La empresa encargada del tratamiento una vez aprobado el programa ácido a utilizarse, coordina el trasteo de sus unidades y equipos al pozo seleccionado a ser intervenido. Una vez en la locación del pozo, se realiza una charla con todo el personal, de las operaciones a realizarse, de los riesgos que implica, de la seguridad y el medio ambiente. 4.6. OPERACIONES A continuación se detallan las diferentes etapas de operación del tratamiento ácido. 112 4.6.1. SE RETORNA A SUPERFICIE LA BOMBA HIDRÁULICA JET CLAW DEL POZO El Técnico de la empresa SERTEPEC, se encarga de retornar la bomba a superficie, esta operación consiste en reversar hidráulicamente la bomba que esta instalada en la cavidad de la sarta de completación de fondo del pozo. Primero como es una bomba Jet la que está trabajando se cierra un poco la válvula reguladora de flujo (VRF) y se verifica que la lectura en el analizador de flujo disminuya hasta llegar a +/- 1600 BIPD. Luego se procede a despresurizar el circuito del cabezal de pozo abriendo lentamente la válvula de derivación, conocida como by – pass, esta válvula permite que el fluido despresurizado tanto en Tubing como en Casing se descarguen a la línea de flujo que va hasta la estación. Seguido se cambia la configuración del circuito de desplazamiento y operación, del circuito Tubing – Casing que es el de producción por el circuito Casing – Tubing que es para la desasentada y reversada de la bomba. Se abre lentamente la válvula principal de fluido motriz (BLOCK), para inyectar el fluido que levantará a la bomba y regule el caudal de inyección lentamente a un rango de 800 a 1200 BIPD en la VRF, observando constantemente el valor de la presión, por 113 efecto de la acumulación de fluido la presión reflejará un incremento constante que no debe sobrepasar la capacidad máxima de 1200 psi para el Casing. El valor de la presión seguirá subiendo hasta vencer la resistencia del peso de la columna de fluido sobre la bomba y la fricción existente entre las áreas de sellado y los sellos, cuando esta presión haya vencido la resistencia, inmediatamente presentará una caída de presión hasta un valor de 200 o 500 psi; esta caída de presión indica que la bomba ha despegado de la cavidad y se encuentra en ascenso. A la bomba en ascenso le tomará de 45 a 50 minutos llegar a la superficie, de pendiendo esto de la capacidad volumétrica del Tubing (valor que se calcula de acuerdo al ID o diámetro interno del Tubing y la longitud desde la cavidad hasta la superficie) y del caudal inyectado, que es un valor que varía de acuerdo con la disponibilidad de fluido del sistema, se recomienda un valor entre 1600 a 2400 BIPD. 4.6.2. SE REALIZA LA PRUEBA DEL STANDING VALVE Una vez que se ha conseguido despegar la bomba y se esté reversando la misma, antes de que llegue a superficie se realizó una prueba hidrostática para comprobar el sellado de la válvula de pie. (Standing valve). Con unos 45 o 50 barriles acumulados durante la reversada se procede a reducir el caudal inyectado hasta un valor controlable y a cerrar la válvula master, con lo que se iniciará una presurización del fluido hasta una presión de 1200 psi, inmediatamente se suspende la inyección de fluido cerrando la válvula de fluido motriz (Block) y controle 114 que la presión no decline por el lapso de 5 minutos, esto aseguró que el sellado es correcto. 4.6.3. EXTRACCIÓN DE LA BOMBA Conociendo la capacidad del Tubing y faltando +/- 10 barriles para que llegue la bomba a la superficie, se disminuye el caudal de inyección (entre 1200 y 1600 BIPD), se controla la llegada de la bomba con la lectura del contador de flujo, el total del caudal inyectado.16 Al momento que la bomba llega a superficie produce un ligero golpe en el tapón del cabezal, en ese momento se cierra la válvula master para atrapar la bomba y se cierra la VRF. Se procede a despresurizar las líneas y a equilibrar las presiones o controlar el pozo, una vez confirmado que la presión es cero, se procede a retirar el tapón del cabezal golpeando con el combo en las alas del mismo, se revisa que tenga los anillos de caucho en buen estado y se los coloca en lugar lejos de la arena y suciedades. Una vez que tenga a la vista la parte superior de la bomba (packer nose), se aseguró con una cuerda al gancho que pende del camión de apoyo o camión grúa y sé tensiona lentamente, luego se abre la válvula master y se levanta la bomba con el camión grúa hasta que la bomba salga totalmente del cabezal y se la coloca en los apoyos para su respectiva inspección. 115 4.6.4. SE REALIZA LA PRUEBA DE INYECTIVIDAD Consiste en determinar la aceptación que tiene la zona o arena productora a una inyección constante de fluido presurizado, se obtiene como resultado el valor en presión en (psi) que requiere para cada valor de caudal que acepta en barriles. (Bls) Para esta operación se procedió a la reversada del equipo y la extracción del Standing valve. Luego se procede a la instalación de la bomba falsa provista de un sello de bronce para ruptura de asentamiento, tomando en consideración que el pozo tenga el nivel suficiente. Cuando la bomba falsa se aloja y se asienta en la cavidad, el fluido inyectado para el desplazamiento incrementará su presión hasta romper el sello de bronce, con esto se verifica el asentamiento en la cavidad. Se cierra la válvula de retorno, controlando que no exista incremento en el valor de la presión de casing y encere el totalizador para registrar los valores de caudal aceptados con sus respectivos valores de presión. Con estos datos puede determinarse si la arena productora tiene aceptación para realizar o no un tratamiento ácido. 116 4.6.5. SE REALIZA LA PRUEBA DE ADMISIÓN Es una variante de la prueba de inyectividad y con consiste en registrar la caída de presión en un determinado tiempo (1 minuto), desde un valor de presión registrado. Se procede de igual forma que para la prueba de inyectividad, pero en este caso se realiza una suspensión del fluido inyectado cuando éste alcanza un valor de presión máxima de la zona o arena productora, menor a la presión de fractura y se registra el valor de presión que decrece en un minuto. (1 minuto) 4.7. SECUENCIA DEL TRATAMIENTO A continuación de detalla el programa de tratamiento: 4.7.1. SE INSTALA EL CABEZAL DE INYECCIÓN Y TENDIDO DE LÍNEAS Una vez en la locación se procede a colocar el BOP de inyección en el cabezal del pozo y se empieza a armar las líneas de tubería de 2” pulgadas utilizadas para operaciones de alta presión con las unidades de bombeo que se encuentran ubicadas a unos 20 metros del pozo. 4.7.2. DOSIFICACIÓN Y PREPARACIÓN DE LAS MEZCLAS En el camión cisterna que tiene cuatro compartimientos o secciones aisladas una de otra se empieza a realizar las siguientes mezclas: 117 4.7.2.1. MEZCLA A: SOLVENTE PREFLUJO. 1000 Galones / 23.8 Bls 220 galones de xileno 544 galones de JP-1. 8 galones de Q-Flow. 8 galones de SC-40. 220 galones de SAW-1. 4.7.2.2. MEZCLA B: PREFLUJO ACIDO HCL 12%. 1200 Galones / 28.6 Bls 330 galones de HCL 34%. 846 galones de agua. 90 libras de ACH-4. 6 galones de IC-18. 6 galones de Clay Stab-3. 12 galones SC-40. 4.7.2.3. MEZCLA C: TRATAMIENTO HCL – HF 9%-1.5%. 1200 Galones / 28.6 Bls 285 galones de HCL 34%. 897 galones de agua. 6 galones de IC-18. 360 libras de FI2NH4. 12 galones de SC- 40. 100 libras de ACH-4. 118 4.7.2.4. MEZCLA D: POST FLUJO ACIDO HCL 5%. 1000 Galones / 23.8 Bls 165 galones de HCL 34%. 811 galones de agua. 6 galones de IC-18. 6 galones de Clay Stab-3. 12 galones de SC- 40. 80 libras de ACH-4. 4.7.2.5. MEZCLA E: POST FLUJO NH4CL 3%. 500 Galones / 11.9 Bls 380 galones de agua. 120 libras de NH4CL. 4 galones de Clay Stab-3. 6 galones de SC- 40. 110 galones de SAW-1. TOTAL DE MEZCLAS = 117 BLS 4.7.3. LAVADO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Se prepara 500 galones de HCL al 15% para lavar la tubería de producción antes de inyectar las mezclas, se lava y sé recircula por la cavidad hasta las perforaciones, luego se cambia el sentido a Csg-Tbg para retornar el ácido gastado a superficie. 119 4.7.4. SE BAJA EL BLANKING O BOMBA FALSA Luego del lavado de la tubería de producción, se procede a controlar la presión del pozo con 24 barriles de crudo, luego se suelta la bomba falsa que sirve para aislar la comunicación entre el tubing y el casing cerrando los orificios de la cavidad. Cuando se lanza la bomba falsa, seguido se inicia la inyección de las mezclas por la tubería de producción, con una presión inicial de 250 psi a una rata de 2.6 BPM y un total de 26.8 barriles, se asienta la bomba falsa con 74 barriles se rompe el sello de bronce con una presión de 800 psi y se empieza a forzar las mezclas a la arena T con el sistema power oil. Se bombean todas las mezclas desde los camiones cisterna a las ratas y presiones indicadas en el siguiente cuadro. Tabla 33: SECUENCIA DE INYECCIÓN MEZCLAS Mezcla A Mezcla B Mezcla C Mezcla D Mezcla E RATA BPM 1 1 1 1 1 Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori PRESIÓN PSI 2000 2250 2400 500 850 La caída de presión nos indica que las mezclas están limpiando todas las restricciones como las partículas de finos, matriz, deposiciones de parafina, asfáltenos, dejando sin 120 daño y acuohumectada a la arenisca para una mejor movilidad del petróleo hacia el pozo. Una vez inyectadas el total de las mezclas, se procede a cambiar el sentido de inyección al sistema Casing – Tubing, para reversar la bomba falsa a superficie. Una vez que llega la bomba falsa a superficie, se la extrae de la misma forma que a una bomba Jet. Luego se suelta el Standing Valve y se desplaza la bomba Jet de geometría 9I, la cual sacará a superficie todas las mezclas de ácidos gastados desde el fondo del pozo por el sistema Power Oil o Bombeo Hidráulico.17 Se pone a evaluación el pozo para determinar si hubo o no remoción del daño y una mejora de la producción. 4.8. EQUIPOS Y UNIDADES UTILIZADAS EN EL TRATAMIENTO A continuación se describen los equipos utilizados en el tratamiento. 4.8.1. BOMBEADOR Este bombeador es un equipo utilizado para bombear diversos tipos de fluidos tales como petróleo, lechadas de cemento, etc. Debido a su capacidad de bombeo es utilizado también para realizar trabajos de estimulación, pruebas de presión, etc. 121 Este equipo esta montado sobre un trailer cama alta y consta de un sistema de bombeo de alta presión, un sistema de sobrealimentación, un sistema de monitoreo de caudal y presión. Figura 34: BOMBEADOR Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 4.8.1.1. CARACTERÍSTICAS Sistema de bombeo de alta presión: Una bomba triplex MSI con pistones de 3.5” de 600 HHP Un motor Detroit Diesel Serie 60 de 600 HHP Una transmisión Allison HT 750 automática de 450 HHP Sistema de sobrealimentación 122 Una bomba centrifuga 5 x 4 para sobrealimentación Motores hidráulicos para accionamiento de las centrifugas Volvo Voac Sistema de monitoreo Un reloj indicador de presión tipo Martín Decker de 0 - 15000 psi Un MC – II Flow Analyzer Control centralizado de válvulas accionadas por actuadores neumáticos Dos tanques de desplazamiento de 15 barriles cada uno Presión máxima de bombeo 10400 psi Caudal máximo de bombeo 8 bpm 4.8.2. CEMENTADOR El cementador es un equipo utilizado para preparar y bombear diversos tipos de mezcla de cemento, píldoras densificadas, píldoras gelificadas, etc. Debido a su capacidad de bombeo es utilizado también para realizar trabajos de estimulación, pruebas de presión, etc. Este equipo esta montado sobre un trailer y consta de un sistema de bombeo de alta presión, un sistema de recirculación para la mezcla de cemento y sobrealimentación; y un sistema de monitoreo de caudal, presión y densidad. 123 Figura 35: CEMENTADOR Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 4.8.2.1. CARACTERÍSTICAS Sistema de bombeo de alta presión: Dos bombas triplex SPM con pistones de 4.5” de 600 HHP Dos motores caterpillar D3406TA de 460 HHP Dos transmisiones allison HT 750 automática de 450 HHP Sistema de recirculación y sobrealimentación Una bomba centrifuga 5 x 4 para mezcla o recirculación Una bomba centrifuga 5 x 4 para sobrealimentación Una bomba centrífuga 4 x 3 para alimentación de agua al sistema de mezcla Sistema de monitoreo Dos relojes indicadores de presión tipo Martín Decaer de 0 - 15000 psi 124 Dos Flow Analyzer Un densitómetro másico (no radiactivo) Sistema hidráulico es accionado por un motor auxiliar Caterpillar 3126 de 260 HHP Control centralizado de válvulas accionadas por actuadores neumáticos Dos tanques de desplazamiento de 15 barriles cada uno Presión máxima de bombeo 6000 psi por bomba Caudal máximo de bombeo 12 bpm por bomba 4.8.3. CAMIÓN CISTERNA Este camión posee un tanque de cuatro compartimientos o secciones aisladas unas de otras para poder realizar las diferentes mezclas químicas, dos secciones tienen una capacidad de 3000 galones y las otras secciones de 2000 galones cada una, un total de 10000 galones de capacidad.18 Figura 36: CAMIÓN CISTERNA Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 125 4.8.4. FILTRADOR DE AGUA Esta unidad sirve para filtrar el agua que traen los Vaccum, la cual debe estar limpia y sin sólidos en suspensión para poder realizar las mezclas químicas y evitar un daño a la formación mayor. Toda el agua utilizada en el tratamiento debe ser filtrada con esta unidad para ser utilizada. Figura 37: FILTRADOR DE AGUA Fuente: San Antonio Pride Elaborado por: Cesar Llori 126 4.9. RESULTADOS DEL TRATAMIENTO A continuación se detalla la evaluación del pozo antes del tratamiento. 4.9.1. PRUEBA DEL POZO ANTES DEL TRATAMIENTO Tabla 34: PRUEBA DEL POZO ANTES DEL TRATAMIENTO EVALUACIÓN DEL POZO SACHA 09 FECHA 08-Sep-07 08-Sep-07 09-Sep-07 FECHA BFPD 08-Sep-07 08-Sep-07 09-Sep-07 1560 1560 1560 ZONA P. PLANTA P. CABEZA P. INYEC BFPD BPPD BAPD BSW API T T T 3900 3900 3900 INYECCIÓN BSW 1.2 1 0.9 API 26.7 26.8 26.8 30 35 35 3600 3700 3700 213 250 149 189 225 124 24 25 25 11,2 26.7 10,0 26.8 16,7 26 RETORNO BFPD 1773 1810 1709 BSW 11,2 10,0 16,7 API 26.7 27.1 24.6 BOMBA JET CLAW JET 9I JET 9I JET 9I OBSERVACIONES ANTES DEL TRATAMIENTO Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 127 4.9.2. PRUEBA DEL POZO DESPUÉS DEL TRATAMIENTO Tabla 35: PRUEBA DEL POZO DESPUÉS DEL TRATAMIENTO FECHA 12/09/2007 12/09/2007 13/09/2007 FECHA EVALUACIÓN DEL POZO SACHA 09 P. ZONA P. CABEZA P. INYEC BFPD BPPD BAPD BSW API PLANTA T T T 3900 3900 3900 INYECCIÓN BSW 1 0.8 1 30 35 35 3600 3700 612 499 584 497 28 2 4.63 26.7 0.4 26.8 3700 454 429 RETORNO BFPD 2222 2109 2064 BSW API 2 2 2 26.7 27.1 24.6 25 5.54 26 BOMBA JET CLAW JET 9I JET 9I JET 9I BFPD 12/09/2007 12/09/2007 13/09/2007 1610 1610 1610 API 26.7 26.8 26.8 OBSERVACIONES LUEGO DEL TRATAMIENTO Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 4.9.3. COSTOS DEL TRATAMIENTO Tabla 36: COSTOS DEL TRATAMIENTO COMPAÑÍA PRIDE PRIDE SERTECPET COSTOS REALES SERVICIO UNIDAD DE BOMBEO MATERIALES SUPERVISIÓN BH MATERIAL QUÍMICOS SUBTOTAL TOTAL GASTO 8501.34 16309.58 1346.52 26157.44 26157.44 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Cesar Llori 128 CAPÍTULO V 129 CAPÍTULO V 5.1. CONCLUSIONES El análisis correcto de la restauración de presión (Built up) y el diseño y la aplicación del análisis nodal con curvas IPR para diferentes factores de daño de formación ayudaron a determinar el mecanismo de daño y a cuantificar el mismo, mediante cálculos utilizando el método de Horner y la ecuación para flujo radial de Darcy. La elaboración de curvas IPR antes del reacondicionamiento y después del mismo nos ayudaron a comprobar la caída brusca de producción del pozo y determinar que la arenisca T sufrió un daño de formación después del reacondicionamiento. Los resultados del análisis de BSW por centrifugación y destilación del fluido nos ayudaron a determinar el posible daño de formación por un bloqueo por agua debido al cambio de humectabilidad de la arenisca T, por cambios en las permeabilidades relativas de los fluidos en la roca. La elaboración de la curva de producción del comportamiento de aceite versus el agua, nos ayudan a determinar el cambio de permeabilidades relativas de los fluidos producidos en la arenisca T. El conocimiento de la mineralogía de la arenisca T, ayudo a diseñar el sistema de ácidos y aditivos adecuados para el tratamiento, y se pudo lograr remover el daño sin dejar que se formen precipitados que podrían taponar aún mas a la arenisca. 130 5.2. RECOMENDACIONES Se recomienda tener en la locación la unidad de wire – line, en caso de que el blanking no se pueda reversar hidráulicamente. Que se encuentre en la locación un supervisor o ingeniero químico de la empresa para que revise la correcta dosificación de productos a los fluidos de tratamiento que se van a inyectar. Que durante la perforación del pozo se tomen muestras de núcleos y fluidos de la formación para determinar la compatibilidad a un tratamiento. Se recomienda realizar un Built- Up, antes del tratamiento ácido para determinar la magnitud del daño en la formación y después para verificar si se produjo una reducción del daño y si fue efectivo el tratamiento ácido. Se recomienda que para las operaciones de reacondicionamiento (Work Over), se realice una inspección a los vehículos que transportan el agua a utilizarse en el control del pozo (agua de matado), ya que estos realizan otras operaciones y pueden estar sucios al momento de trasladar el agua y pueden ocasionar daños a la formación. Se recomienda que para los trabajos de reacondicionamiento (Work Over), en pozos depletados (baja presión de fondo fluyente), se realice un análisis en un laboratorio del agua de matado a utilizarse ya que la formación con baja presión de fondo admite gran cantidad de agua y si esta no esta acondicionada puede producir daños en la formación produciendo bloqueos de agua. 131 CITAS BIBLIOGRÁFICAS 1 DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS; CAMPO SACHA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS; CAMPO SACHA LEVORSEN; GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO. LEVORSEN; GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO. B.J. SERVICES; Manual de estimulación ácida. B.J. SERVICES; Manual de estimulación ácida. SERTECPET. CÍA. LTDA. DISEÑO DE BOMBAS JET – CURVAS IPR. GILBERT; Producción Petrolera I – Flujo Vertical SERTECPET. CÍA. LTDA. DISEÑO DE BOMBAS JET – CURVAS IPR. DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS; CAMPO SACHA. DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS; CAMPO SACHA B.J. SERVICES; Manual de estimulación ácida. B.J. SERVICES; Manual de estimulación ácida. SAN ANTONIO PRIDE; Ácidos Especiales SAN ANTONIO PRIDE; Ácidos Especiales SOLIPET. S.A. Manual de Bombeo Hidráulico SOLIPET. S.A. Manual de Bombeo Hidráulico SAN ANTONIO PRIDE. Equipos de Acidificación 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 132 BIBLIOGRAFÍA 1. B.J. SERVICES; Manual de estimulación ácida. 2. GILBERT; Producción Petrolera I – Flujo Vertical 3. SAN ANTONIO PRIDE; Ácidos Especiales 4. DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS; CAMPO SACHA. 5. LEVORSEN; GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO. 6. SERTECPET. CÍA. LTDA. DISEÑO DE BOMBAS JET – CURVAS IPR. 7. SOLIPET. S.A. Manual de Bombeo Hidráulico 8. SAN ANTONIO PRIDE. Equipos de Acidificación SITIOS WEB www.Slb.com www.prideinternacional.com www.google.com www.bjservices.com 133 ANEXOS 134 FOTOS DEL TRATAMIENTO EN LA LOCACIÓN Anexo 1: CAMIÓN CISTERNA Y CAMIÓN CON JP-1 EN EL POZO SACHA 09 Anexo 2: UNIDADES DE BOMBEO, FILTRADOR Y CAMIÓN CISTERNA EN EL POZO SACHA 09 135 Anexo 3: INSTALANDO LAS UNIDADES Y ARMANDO LÍNEAS HACIA EL CABEZAL EN EL POZO SACHA 09 Anexo 4: ARMADO DEL BOP DE INYECCIÓN EN EL CABEZAL EN EL POZO SACHA 09 136 Anexo 5: CASETA DE LA VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO (VRF) EN EL POZO SACHA 09 Anexo 6: TENDIDO DE LÍNEAS DE 2” DIÁMETRO PARA ALTA PRESIÓN EN EL POZO SACHA 09 137 Anexo 7: ÁRBOL DE NAVIDAD DEL POZO SACHA 09 Anexo 8: CAMIÓN GRÚA CON LOS QUÍMICOS DEL TRATAMIENTO EN EL POZO SACHA 09 138 Anexo 9: UNIDAD DE BOMBEO EN EL POZO SACHA 09 Anexo 10: BOMBA TRIPLES EN EL POZO SACHA 09 139 Anexo 11: CURVA IPR CON SKIN=0 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 0.804 Q IPR 0 431 443 476 508 538 566 616 660 696 726 748 763 Q IP Qmax 397 412 452 492 532 572 653 733 814 894 974 1055 763 Anexo 12: CURVA IPR CON SKIN=1.37 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 0.68 Q IPR 0 364 374 403 429 454 478 521 558 589 613 632 645 Q IP Qmax 336 348 382 416 450 484 552 620 688 756 824 892 645 140 Anexo 13: CURVA IPR CON SKIN=2 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 0.534 Q 0 286 294 316 337 357 375 409 438 462 481 496 506 Qmax 506 Anexo 14: CURVA IPR CON SKIN=4 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN CURVA IPR CON SKIN=4 PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 0.441 Q 0 236 243 261 278 295 310 338 361 381 397 410 418 Qmax 418 141 Anexo 15: CURVA IPR CON SKIN=6 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 0.376 Q 0 201 207 223 238 252 265 288 309 326 339 350 357 Qmax 357 Anexo 16: CURVA IPR CON SKIN=10 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 0.345 Q 0 185 190 204 218 230 242 264 283 298 311 320 327 QMAX 327 142 Anexo 17: CURVA IPR CON SKIN=14 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 0.236 Q 0 126 130 140 149 158 166 181 194 204 213 220 224 QMAX 224 Anexo 18: CURVA IPR CON SKIN=-1 CON DATOS DE PETROPRODUCCIÓN PR 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 1312 PWF 1312 818 800 750 700 650 600 500 400 300 200 100 0 J Q IPR Q IP Qmax 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0.927 0 496 510 549 585 619 652 710 760 802 836 862 879 458 475 521 567 614 660 753 845 938 1031 1124 1216 879 143