UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5206/1/45744_1.pdf ·...

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

OPTIMIZAR LA ADMISION DE FLUIDOS EN LAS FORMACIONES

ORTEGUAZA Y TIYUYACU DEL POZO JAGUAR 12

Previo la obtención del título de Inge

Director de Tesis:



CARRERA DE PETRÓLEOS



TESIS GRADO

Previo la obtención del título de Ingeniero de Petróleos

Autor: Ronald Jarrin

Director de Tesis: Ing. Carlos Jácome

QUITO - ECUADOR

2011





niero de Petróleos

III

DECLARACIÓN

Del contenido de la presente investigación se responsabiliza el autor.

________________________ Ronald Jarrin

Autor C.I. 1500687387

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo “OPTIMIZAR LA ADMISION DE FLUIDOS

EN LA FORMACIONES ORTEGUAZA, TIYUYACU DEL POZO JAGUAR

12” fue desarrollado por Ronald Jarrin, bajo mi supervisión.

______________________ Ing. Carlos Jácome

DIRECTOR DE PROYECTO

VI

DEDICATORIA

A mis padres quienes con su cariño y enseñanzas fueron ejemplo a

seguir, supieron sembrar en mi sus principios y el respeto y solidaridad

hacia los demás.

A mis familiares por la confianza y el cariño que me demuestran

siempre.

Ronald Jarrin

VII

AGRADECIMIENTO

A mi Dios, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, por el

espacio que se me ha brindado en la realización de mis anhelos

investigativos y de conocimiento técnico.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todos los Profesores,

al Decano Ing. Jorge Viteri, al Subdecano Ing. Bolívar Haro, que

con sus enseñanzas, forman profesionales que aportan al

desarrollo del país.

A mi Director de Tesis Ing. Carlos Jácome

Al Ing. Marco Corrales Palma que con su aporte intelectual

impulsó y compartió conmigo la realización de esta Tesis.

Ronald Jarrin

VIII

INDICE GENERAL

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

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

CARTA DE LA EMPRESA .................................................................................... V

DEDICATORIA .................................................................................................... VI

AGRADECIMIENTO ........................................................................................... VII

ÍNDICE GENERAL ............................................................................................ VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO .................................................................................... IX

ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................ XX

ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................... XXI

ÍNDICE DE ANEXOS ....................................................................................... XXII

RESUMEN ....................................................................................................... XXIII

SUMMARY ....................................................................................................... XXV

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

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

1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 1

1.1 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN ........................................................... 1

1.2 LIMITACIONES DE ESTUDIO .................................................................... 2

1.3 OBJETIVO GENERAL .................................................................................. 2

1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................... 3

1.5 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO ................................................................. 3

1.5.1 IMPACTO ACADÉMICO ....................................................................... 3

1.5.2 IMPACTO AMBIENTAL ...................................................................... 4

1.6 HIPÓTESIS .................................................................................................... 4

CAPÍTULO II ........................................................................................................ 6

2. CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN6

2.1 DUREZA DEL AGUA ................................................................................... 6

2.2 COMPOSICIÓN DE LOS SÓLIDOS EN SUSPENSION ............................... 7

2.2.1 LA TURBIDEZ ....................................................................................... 7

2.2.2 LA CALIDAD DEL AGUA .................................................................... 8

2.3 COMPONENTES EN LAS AGUAS DE FORMACION ................................ 9

2.3.1 CATIONES ............................................................................................. 9

2.3.2 ANIONES ............................................................................................. 10

2.4 IMPORTANCIA DEL pH ............................................................................ 11

X

2.5 CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO ................................................ 12

2.6 FORMACION TIYUYACU ......................................................................... 13

2.7 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN .................... 14

2.7.1 TIYUYACU SUPERIOR ....................................................................... 14

2.7.2 TIYUYACU INFERIOR ....................................................................... 15

2.8 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS ...................................................... 15

2.8.1 POROSIDAD Y PERMEABILIDAD .................................................... 15

2.8.2 SATURACIÓN ..................................................................................... 15

CAPÍTULO III ..................................................................................................... 17

3. DAÑO DE FORMACIÓN ................................................................................ 17

3.1 COMPONENTES DE DAÑO ...................................................................... 19

3.2 OTROS DAÑOS DE FORMACIÓN ............................................................ 19

3.2.1 BLOQUEO POR AGUA ....................................................................... 19

3.2.2 BLOQUEO POR EMULSIONES .......................................................... 20

3.3 DETECCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN............................................. 20

3.4 PREDICCIONES DE DAÑO MEDIANTE PRUEBAS DE INYECCIÓN .... 21

3.5 CAMBIOS DE HUMECTACIÓN ................................................................ 21

CAPÍTULO IV ..................................................................................................... 22

4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL .................................................................... 22

4.1 DEFINICIÓN ............................................................................................... 22

4.2 GENERALIDADES ..................................................................................... 22

XI

4.3 FLUIDOS DE TRATAMIENTO ÁCIDO ..................................................... 23

4.3.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS .................................................................... 24

4.3.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO (HCL) ..................................................... 24

4.3.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO .................................................................... 25

4.3.3 ÁCIDOS ORGÁNICOS ........................................................................ 25

4.3.3.1 ÁCIDO ACÉTICO .......................................................................... 25

4.3.3.2 ÁCIDO FÓRMICO ......................................................................... 26

4.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO......................... 26

4.4.1 POTENCIAL DE HIDROGENO ........................................................... 26

4.4.2 VELOCIDAD DE REACCIÓN ENTRE UN ÁCIDO Y UNA

FORMACIÓN SOLUBLE.............................................................................. 27

4.4.3 CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO USADO EN ESTIMULACIÓN ...... 28

4.4.4 VISCOSIDAD ....................................................................................... 28

4.4.5 PRESIÓN DE FRICCIÓN ..................................................................... 28

4.4.6 DISTANCIA DE PENETRACIÓN DEL ÁCIDO .................................. 29

4.4.7 TENSIÓN SUPERFICIAL .................................................................... 29

4.4.8 CORROSIÓN ........................................................................................ 30

4.5 ADITIVOS PARA LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO ........................... 30

4.5.1 AGENTES TENSOACTIVOS ............................................................... 30

4.5.2 AGENTES SURFACTANTES .............................................................. 31

4.5.2.1 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO ANIÓNICO .................... 31

4.5.2.2 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO CATIONICO .................. 32

4.5.2.3 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO NO IÓNICO ................... 32

4.5.2.4 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO AMPHOTERIC .............. 32

XII

4.5.2.5 AGENTES INHIBIDORES DE CORROSIÓN ............................... 33

4.6 TIPOS DE INHIBIDORES ........................................................................... 33

4.6.1 INHIBIDORES ORGÁNICOS .............................................................. 33

4.6.2 INHIBIDORES INORGÁNICOS .......................................................... 33

4.6.3 INHIBIDORES INTENSIFIERS ........................................................... 34

4.7 AGENTES SECUESTRANTES ................................................................... 34

4.7.1 CLASIFICACION DE LOS AGENTES SECUESTRANTES................ 34

4.7.1.1 AGENTES SECUESTRANTES ORGÁNICOS .............................. 34

4.7.1.2 AGENTES SECUESTRANTES REDUCTORES ........................... 35

4.7.1.3 AGENTES SECUESTRANTES QUELANTES .............................. 35

4.7.1.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN ................................... 36

4.7.1.5 AGENTES DE SUSPENSIÓN ........................................................ 37

4.7.1.6 AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FLUIDO ................ 37

4.8 ÁCIDOS ENERGIZADOS ........................................................................... 37

4.8.1 CARACTERÍSTICAS DEL N2 ............................................................. 38

4.8.2 MANERAS PARA REALIZAR LOS ÁCIDOS ENERGIZADOS ......... 38

4.8.3 ACIDIFICACIONES CON NITRÓGENO ............................................ 39

4.8.3.1 FORMAS PARA DESPLAZAR LOS FLUIDOS DEL POZO CON

N2 .............................................................................................................. 39

4.8.3.1.1 DESPLAZAMIENTO POR CIRCULACIÓN .......................... 39

4.8.3.1.2 DESPLAZAMIENTO POR INYECCIÓN ................................ 39

4.8.4 ACIDIFICACIÓN CON ESPUMA ........................................................ 40

4.9 TIPOS DE ÁCIDOS ..................................................................................... 40

4.9.1 ÁCIDO NORMAL ................................................................................ 41

XIII

4.9.2 ÁCIDO LIMPIADOR ............................................................................ 41

4.9.3 ÁCIDO RETARDADO ......................................................................... 41

4.9.3.1 ÁCIDO RETARDADO GELATINOSO ......................................... 41

4.9.3.2 ÁCIDO RETARDADO EMULSIFICADO ..................................... 41

4.9.3.3 ÁCIDO QUÍMICAMENTE RETARDADO .................................... 42

4.9.4 ÁCIDO EMULSIFICADO .................................................................... 42

4.9.5 SISTEMAS DE ÁCIDOS ...................................................................... 42

4.9.5.1 ÁCIDOS FLUORHÍDRICO Y CLORHÍDRICO ............................. 42

4.9.5.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS .................................................................. 43

4.9.5.3 ÁCIDO CLORHÍDRICO Y METANOL ......................................... 43

CAPÍTULO V....................................................................................................... 44

5. TRATAMIENTO QUÍMICO PARA CONTROLAR LA INYECCIÓN ....... 44

5.1 INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN ......................................................... 44

5.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN ............................................................... 44

5.2.1 TIPOS DE INHIBIDORES.- Anódico, Catódico, Ohmico, Orgánico . 44

5.3 FILTRACIÓN .............................................................................................. 45

CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 46

6. TRATAMIENTO AL DAÑO DE FORMACIÓN .......................................... 46

6.1 PREPARACIÓN DEL POZO ....................................................................... 47

6.2 COLOCACIÓN DEL ÁCIDO Y COBERTURA ......................................... 48

6.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO ................................................................. 48

XIV

6.4 DISEÑO DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL....................................... 48

6.4.1 PROGRAMA DE ESTIMULACIÓN..................................................... 48

6.4.1.1 DATOS DEL POZO ....................................................................... 49

6.5 OBJETIVOS DE LA ESTIMULACION ...................................................... 51

6.6 TRATAMIENTO DE LOS RESIDUOS DE LODO ..................................... 56

6.7 DATOS DE MINERALÓGIA ...................................................................... 57

6.7.1 FLUIDOS DE ESTIMULACION .......................................................... 59

6.7.1.1 FORMACIONES: ORTEGUAZA, TIYUYACO SUPERIOR E

INFERIOR ................................................................................................. 60

6.7.1.2 TRATAMIENTO DE ESTIMULACION PRICIPAL ...................... 61

6.8 ANÁLISIS DE REGISTROS DE CEMENTO DE LOS INTERVALOS

PERFORADOS .................................................................................................. 62

6.8.1 TIYUYACO SUPERIOR ....................................................................... 62

6.8.2 TIYUYACO INFERIOR ....................................................................... 62

6.8.3 FUENTE DE AGUA ............................................................................. 63

6.9 EJECUCIÓN DEL TRATAMIENTO ........................................................... 63

6.9.1 QUIMICOS ........................................................................................ 63

6.9.1.1 ENJUAGUE DE LA TUBERIA ...................................................... 63

6.9.1.2 TRATAMIENTO PRINCIPAL ....................................................... 66

6.9.1.3 POSFLUJO ..................................................................................... 67

6.9.1.4 PRODUCTOS ................................................................................. 68

6.10 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL ....................................................... 68

6.11 DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO DE

ESTIMULACIÓN .............................................................................................. 72

XV

6.12 EVALUACIÓN DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN ................. 73

6.12.1 RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN ......................................... 73

6.12.2 PROCESO DE LA INFORMACIÓN ................................................... 75

6.12.3 BALANCE DE LA EJECUCIÓN DE LA OPERACIÓN ..................... 75

6.13 COSTOS DEL TRABAJO .......................................................................... 75

6.13.1 COSTO POR SERVICIOS Y EQUIPOS ............................................. 76

CAPÍTULO VII.................................................................................................... 78

7. EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y PERSONAL DE ESTIMULACIÓN ........ 78

7.1 SELECCIÓN DE EQUIPOS ........................................................................ 78

7.1.1 EQUIPOS ........................................................................................... 78

7.1.1.1 UNIDAD DE ACIDIFICACIÓN .................................................... 78

7.1.1.1.1 MISCELANEOS DE LA UNIDAD DE ACIDIFICACION ...... 79

7.1.1.2 UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO ..................................... 79

7.1.1.3 CONEXIONES EN SUPERFICIE .................................................. 80

7.1.1.3.1 LÍNEAS DE BAJA PRESIÓN ................................................. 81

7.1.1.4 ACCESORIOS ................................................................................ 81

7.1.1.4.1 UNIONES ................................................................................ 81

7.1.1.4.2 UNIONES GIRATORIAS ........................................................ 82

7.1.1.4.3 CODOS .................................................................................... 82

7.1.1.4.4 CHIKSANS.............................................................................. 83

7.1.1.4.5 VÁLVULAS ............................................................................ 84

7.1.1.4.5.1 VÁLVULAS ALTA PRESIÓN ......................................... 84

XVI

7.1.1.4.5.2 TIPO ESCLUSA ............................................................... 84

7.1.1.4.5.3 TIPO TAPÓN .................................................................... 84

7.1.1.4.5.4 TIPO AGUJA .................................................................... 85

7.1.1.4.5.5 TIPO RETENCIÓN ........................................................... 85

7.1.1.4.5.6 VÁLVULAS DE BAJA PRESIÓN .................................... 85

7.1.1.4.5.7 TIPO MARIPOSA ............................................................. 85

7.1.1.4.5.8 TIPO ESFÉRICA .............................................................. 86

7.1.1.5 SENSORES ELECTRÓNICOS ...................................................... 86

7.1.2 CONEXIONES: EQUIPO DE BOMBEO - CABEZAL DEL POZO ...... 86

7.1.3 HERRAMIENTAS DE PRUEBAS ........................................................ 87

7.1.3.1 LOS PACKERS O EMPAQUETADORES ..................................... 87

7.1.3.2 TAPONES ...................................................................................... 89

7.1.3.3 TUBING ......................................................................................... 90

7.2 PERSONAL ................................................................................................. 92

7.2.1 INGENIERO DE SERVICIOS .............................................................. 93

7.2.2 SUPERVISOR ....................................................................................... 93

7.2.3 OPERADORES ..................................................................................... 93

7.2.4 OPERADOR DE UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO ................ 94

CAPÍTULO VIII .................................................................................................. 95

8. SEGURIDAD EN LAS OPERACIÓNES DE BOMBEO DE

ESTIMULACION ................................................................................................ 95

8.1 EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP) ......................................... 96

XVII

8.1.1 OJOS .................................................................................................. 96

8.1.2 OÍDOS ................................................................................................ 96

8.1.3 PIES ................................................................................................... 96

8.1.4 CABEZA ............................................................................................ 96

8.1.5 PROTECCIÓN RESPIRATORIA ....................................................... 97

8.1.6 MANOS ............................................................................................. 97

8.2 TRANSPORTE Y MANIPULACIÓN DE ÁCIDO ...................................... 97

8.2.1 TRANSPORTE DE ÁCIDO EN CANECAS ......................................... 97

8.2.2 TRANSPORTE EN UNIDAD DE ÁCIDO ............................................ 98

8.3 MEZCLA Y BOMBEO DE ÁCIDO ............................................................. 98

8.4 PROTECCIÓN RESPIRATORIA .............................................................. 100

8.4.1 DEFINICIONES .................................................................................. 100

8.4.2 ATMÓSFERAS PELIGROSAS........................................................... 101

8.4.3 TIPOS DE PROTECCIÓN RESPIRATORIA ...................................... 103

8.5 NORMAS DE SALUD, SEGURIDAD Y AMBIENTE .............................. 104

8.5.1 ATMÓSFERAS PELIGROSAS Y PROTECCIÓN RESPIRATORIA . 104

8.5.2 PROTECCIÓN RESPIRATORIA........................................................ 104

8.5.3 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA LAS VÍAS RESPIRATORIAS

..................................................................................................................... 104

8.5.4 EL EFECTO DE LOS CONTAMINANTES ........................................ 105

8.5.5 SELECCIÓN DE PROTECCIÓN ADECUADA ................................. 105

8.5.5.1 CLASIFICACIÓN DE LOS RESPIRADORES ............................ 106

XVIII

CAPÍTULO IX ................................................................................................... 109

9. SISTEMAS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN ......... 109

9.1 EQUIPOS PARA BOMBEO DE REINYECCIÓN ..................................... 109

9.1.1 SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL........................................... 109

9.1.2 RANGO DE TRABAJO DEL SISTEMA BHT .................................... 112

9.1.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES................................. 112

9.1.2.1.1 SKID ..................................................................................... 112

9.1.2.1.2 MOTOR. ............................................................................... 113

9.1.2.1.3 CÁMARA DE EMPUJE ....................................................... 113

9.1.2.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN ........................ 114

9.1.2.1.4 BOMBA ALIMENTADORA ................................................. 115

9.1.2.1.5 BOMBA ................................................................................. 115

9.1.2.1.6 ACOPLE MOTOR - CÁMARA DE EMPUJE ....................... 115

9.1.2.1.7 VARIADOR .......................................................................... 116

9.1.2.1.8 MISCELÁNEOS .................................................................... 116

9.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS B.H.T. .................................. 117

9.3 INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO (HPS) ............................. 117

9.4 MANTENIMIENTO .................................................................................. 118

CAPÍTULO X..................................................................................................... 119

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 119

10.1 CONCLUSIONES .................................................................................... 119

10.2 RECOMENDACIONES ........................................................................... 123

XIX

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................ 125

GLOSARIO ........................................................................................................ 127

ANEXOS............................................................................................................. 134

XX

ÍNDICE DE FIGURAS FIG. N° 1 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE .............................. 14

FIG. N° 2 MATRIZ DE LA ARENISCA ......................................................................... 23

FIG. N° 3 ESQUEMA DEL POZO ......................................................................... 52

FIG. N° 4 JAGUAR 12-1WD .................................................................................. 54

FIG. N° 5 GRANOS CUBIERTOS POR ARCILLA Y CEMENTADO CON CALCITA ............... 58

FIG. N° 6 MATRIZ DE LA ROCA.- ZEOLITA .............................................................. 59

FIG. N° 7 ARRANQUE - PRUEBA DE BOMBEO DE INYECCIÓN .................................... 74

FIG. N° 8 EQUIPO DE ACIDIFICACIÓN ...................................................................... 78

FIG. N° 9 UNIDAD PARA TRANSPORTE DE ÁCIDO .................................................... 79

FIG. N° 10 LÍNEA DE ALTA PRESIÓN........................................................................ 80

FIG. N° 11 UNIONES GIRATORIAS ........................................................................... 82

FIG. N° 12 SET DE CODOS SPM .............................................................................. 83

FIG. N° 13 CONFIGURACIONES CHIKSAN ................................................................. 83

FIG. N° 14 TUBINGS ............................................................................................... 90

FIG. N° 15 SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL BHT ........................................... 111

FIG. N° 16 CÁMARA DE EMPUJE (THRUST CHAMBER) ........................................... 114

FIG. N° 17 ACOPLAMIENTO TIPO REJILLA ............................................................ 115

FIG. N° 18 SWITCH DE VIBRACIÓN ........................................................................ 116

FIG. N° 19 V-11 BASE DE HORMIGÓN .................................................................. 118

XXI

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 1 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACION ....... 8

TABLA N° 2 TIPOS DE ÁCIDOS ........................................................................ 24

TABLA N° 3 CLASIFICACIÓN POTENCIAL DE HIDROGENO PH ................ 27

TABLA N° 4 DATOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 50

TABLA N° 5 DATOS DE DESVIACIÓN DEL POZO ........................................ 50

TABLA N° 6 POZO: JAGUAR 12-1WD ............................................................. 53

TABLA N° 7 FLUIDO ACONDICIONADOR PARA EL TUBING AL 7.5%

HCL ............................................................................................................... 56

TABLA N° 8 ANÁLISIS MINERALÓGICO CON RAYOS X ............................ 57

TABLA N° 9 SOLUBILIDAD AL ACIDO .......................................................... 57

TABLA N° 10 10% HCL S3 ACID ...................................................................... 61

TABLA N° 11 ACETIC REGULAR STRENGTH SANDSTONE ACIDTM ......... 61

TABLA N° 12 SOLUCIÓN CLORURO DE AMONIO AL 3% ............................ 62

TABLA N° 13 ENJUAGUE DE LA TUBERIA .................................................... 64

TABLA N° 14 QUÍMICOS REQUERIDOS PARA TIYUYACU INFERIOR ...... 64

TABLA N° 15 QUÍMICOS REQUERIDOS PARA TIYUYACU SUPERIOR ...... 65

TABLA N° 16 QUÍMICOS REQUERIDOS PARA ORTEGUASA ...................... 65

TABLA N° 17 PREFLUJO ................................................................................... 66

TABLA N° 18 TRATAMIENTO PRINCIPAL .................................................... 66

TABLA N° 19 POSFLUJO ................................................................................... 67

TABLA N° 20 SOBREFLUJO .............................................................................. 67

TABLA N° 21 PRODUCTOS ............................................................................... 68

XXII

TABLA N° 22 ETAPAS DEL TRATAMIENTO ............................................... 72

TABLA N° 23 RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN .................................. 73

TABLA N° 24 SERVICIO DE EQUIPOS ............................................................. 76

TABLA N° 25 PRODUCTOS ............................................................................... 76

TABLA N° 26 COSTO TOTAL DEL PERSONAL .............................................. 77

TABLA N° 27 COSTO TOTAL DEL TRABAJO .................................................. 77

TABLA N° 28 ÍNDICE CLASIFICACIÓN DEL RIESGO ................................... 99

TABLA N° 29 CLASIFICACIÓN DE LOS RESPIRADORES ........................... 106

TABLA N° 30 TIEMPO DE EXPOSICIÓN PERMISIBLE ................................ 107

TABLA N° 31 EL RANGO DE TRABAJO DEL SISTEMA BHT...................... 112

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO N° 1 SISTEMAS ACIDOS Y CONCENTRACIONES ........................... 134

XXIII

RESUMEN

El Jaguar 12 fue perforado entre el 28 de mayo de 2001 y 16 de junio de 2001. En la

actualidad AEC ha estado inyectando agua de producción desde mediados de octubre

con un patrón de inyección inestable; los ingenieros observando el desempeño diario

y examinando las repuestas a los cambios en los procesos de re-inyección, pudieron

registrar los eventos para ayudar al diagnóstico y monitoreo de problemas, además

de brindar acciones preventivas, de la misma manera en que lo hacen los monitores

que se encuentran en las salas de control.

Uno de los graves problemas que perturban a la compañía es el exceso de producción

de agua de formación, que continua en aumento y consecuentemente se necesitan

enormes cantidades de dinero para hacer frente a dicho problema, mediante el

procesamiento y la reinyección para producir el menor impacto ambiental.

De acuerdo a los datos de inyección y de muestras obtenidas que existe presencia de

residuos de barro que da a entender, que se debe realizar la estimulación selectiva de

los diferentes intervalos de acuerdo con el análisis de núcleos y recomendaciones

del laboratorio de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu Superior y la Inferior.

Varios núcleos han sido tomados de todas las formaciones y pruebas de solubilidad

al ácido y de compatibilidad se ejecutaron a diferentes concentraciones y sistemas.

De acuerdo con este estudio realizado, las mejores estimulaciones fueron elegidas

para cada intervalo.

XXIV

Con el fin de tratar cualquier residuo de barro en la formación un sistema oxidante

ha sido elegido a fin de eliminar y evitar cualquier reacción negativa con el ácido.

Un registro de inyección se corrió en este pozo mostrando que la mayor parte del

fluido inyectado va a la formación Orteguaza (aprox. 60%). Otro 25% se va en las

perforaciones superiores de Tiyuyacu inferior. Otro 10 % adicional va a la

formación Tiyuyacu superior. El 5% que falta va al interior de las perforaciones

medias de la formación Tiyuyacu Inferior.

Es muy importante mencionar que el 12% de todas las perforaciones se encuentran

en Orteguaza y formación está tomando casi el 60% del fluido (Esta formación fue

reportada como la menos permeable, 40 md).

El Tiyuyaco Inferior, parece ser la formación más permeable y teniendo casi el 70%

de todas las perforaciones está tomando sólo el 31% del fluido inyectado.

Se espera un gran daño en esta zona y todos los tratamientos se enfocaran en esta

arena preferentemente.

XXV

SUMMARY

Jaguar 12 WDW#1 was drilled between 28 May 2001 and 16 June 2001. At present

AEC has been injecting production water since middle of October with a pattern of

unstable injection; engineers watching the daily function and examining the

responses to changes in the processes of reinjection well, they could register events

to assist in the diagnosis and monitoring of problems, in addition to preventive

action, in the same way they do the monitors in the control rooms. One of the serious

problems that trouble the company is the excess of production formation water,

which continues to increase and consequently huge amounts of money are needed to

address this problem through processing and re-injecting to produce the least

environmental impact. According to the injection data and samples there are

presence of residues of clay which she hints, that intervals should be selective

according to the analysis of cores of the Orteguaza, Tiyuyacu Upper and lower

formations and recommendations of the laboratory.

Different cores were taken from all formations and acid solubility and compatibility

test were run at different systems and concentrations. According to this study

performed, the best stimulations were chosen for each interval.

In order to treat any PHPA mud residue in the formation a oxidizing system has been

chosen in order to eliminate and avoid any negative reaction with the acid.

An injection log was run in this well showing that most of the injected fluid is going

into Orteguaza formation (aprox. 60%). Another 25% is going into the 2 upper

XXVI

perforations of the lower Tiyuyacu. Another additional10% is going into Upper

Tiyuyacu formation. The 5% missing is going into the middle perforations of the

lower Tiyuyacu.

It is very important to mention that 12% of all perforations are located in Orteguaza

and this formation is taking almost 60 % of the fluid (This formation was reported as

the less permeable – 40 md-). The lower Tiyuyacu seems to be the more permeable

formation and having almost 70% of all perforations is taking only 31% of the

injected fluid.

A big damage is expected in this zone and all treatments will be focus on this sand

preferably.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

El proceso de reinyección conduce riesgos, contrariedades y problemas por

taponamientos a las perforaciones y daños a la matriz, que significan gastos en la

implementación de una operación de workover y otros equipos misceláneos para el

reacondicionamiento, en este específico caso el pozo re inyector Jaguar 12.

El término re-inyección es la inyección del agua formación producida por pozos

productores de petróleo y que hay que reinyectar este desecho al subsuelo en

proyectos de protección ambiental. El propósito final es confinar a las aguas en

estratos o zonas que no sean productoras de petróleo, para lo cual, se debe

reacondicionar el pozo para mejorar la admisión.

En el país se han hecho varios estudios y se han implementado varios para efectuar

la re-inyección adecuada de la totalidad de las aguas de formación producidas en el

campo, de manera que minimicen los impactos ambientales, se preserve el entorno,

la integridad física de la población, fauna y flora de la amazonía ecuatoriana.

1.1 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN

El tratamiento de agua de formación está tomando una atención preponderante en

los campos de producción de petróleo, tanto en las empresas estatales como en las

privadas; conjuntamente a esta concientización de protección al medio ambiente,

2

existe el compromiso de adopción de políticas corporativas ambientales para su

desempeño en esta actividad.

Las empresas de servicios expertos en técnicas de estimulación de pozos están para

generar soluciones a los problemas que se presentan a los pozos petroleros; en

consecuencia, la acidificación es importante para restablecer y mejorar la producción

o reinyección de un pozo.

El resultado del problema y del diseño del programa de estimulación, tiene una

aplicación concreta y puede mostrar resultados positivos a las complicaciones

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

1.2 LIMITACIONES DE ESTUDIO

El presente trabajo, serán dirigido especialmente a los técnicos del área petrolera, ya

sean éstas privadas o estatales, pues este trabajo se refiere a un programa de

ingeniería de servicios, y de los beneficios que éste puede presentar si es

correctamente ejecutado.

La información de este trabajo estará disponible para todas las personas que se

desempeñen en el área petrolera.

1.3 OBJETIVO GENERAL

Corregir la admisión de fluidos en las formaciones receptoras mediante el diseño de

fluidos de estimulación para remover los daños que se cree estar presentes tanto en

3

la matriz de las formaciones como también en la cara de la formación y en las

perforaciones.

1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Examinar los datos del pozo con el objeto de diseñar un tratamiento de limpieza

adecuada.

1. Limpiar la completación del pozo y la cara de los perforados con la acción

química del sistema acido diseñado.

2. Tratar los residuos de barro y bombear un tratamiento oxidante, antes del

tratamiento de estimulación acida.

3. Realizar la estimulación selectiva de los diferentes intervalos de acuerdo con el

análisis de núcleos y recomendaciones del laboratorio de las formaciones

Orteguaza, Tiyuyacu superior y la inferior.

4. Uso del packer de prueba R3 y el tapón Retreivable Bridge Plug (RBP) para

tratar selectivamente cada intervalo perforado.

5. Dimensionar el o los equipos de la estación de bombeo con equipos de

transferencia BHT para la re inyección en el pozo.

6. Establecer los costos de la operación de estimulación y de los equipos de la

estación de bombeo BHT y otros accesorios.

1.5 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO

1.5.1 IMPACTO ACADÉMICO

Este documento podría ser una Guía de Consulta para los estudiantes de Petróleos,

que deseen ahondar sus conocimientos en el mencionado tema.

4

1.5.2 IMPACTO AMBIENTAL

Las empresas que se dedican a la explotación hidrocarburiferas prioritariamente

ejecutan el control ambiental, para ello tienen departamentos especializados de

Seguridad y Medio Ambiente bien establecidos para desarrollar la política ambiental

ya que es la preocupación de las gerencias y todo el personal que labora en estas

actividades, la protección del medio ambiente cumpliendo con el reglamento

ambiental vigente en el país.

1.6 HIPÓTESIS

Si la formulación química para las estimulaciones acidas es la adecuada y una buena

operación de bombeo de estimulación acida a las formaciónes es ejecutada;

consecuentemente, se logrará remover las materiales taponantés que obstruyen el

flujo y de de este modo, mejorar grandemente la inyección en el pozo.

DIAGNOSTICO

Los problemas de reinyección se han incrementando con el tiempo y es necesario la

remoción del o los daños de formación con sistemas acidos, luego de ello también se

requiere el rediseño y montaje de nuevosequipos de superficie para la reinyecciòn de

agua de formación. El aporte del agua de formación aumenta a la capacidad de

bombeo instalada en el campo que ocasiona algunos problemas cuando se trabaja

altas presiones para reiyecciòn.

5

PRONÓSTICO

La produccion de agua en el campo esta en incremento y la capacidad de inyecciòn

es manejable si se realiza adecuadamente las operaciones de reacondicionamiemnto

necesarias para optimixzar la reinyecion. También se presentan los problemas de

daño a los equipos, manejo de mayor cantidad de químicos para evitar la corrosión

en tuberías y accesorios de la estación de bombeo.

CONTROL DEL PRONÓSTICO

Se plantea dos alternativas viables para mitigar el problema o al menos reducirlo al

mínimo; El primero, seria la de implementar nuevos equipos de superficies con la

suficiente capacidad a futuro para reinyectar el agua de formación producto de la

producción y separación crudo-agua en el proceso. La segunda seria la de realizar

estimulaciones acidas a las formaciónes para mejorar la admisión del fluido

inyectado.

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II

2. CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN

El agua es el principal producto residual del petróleo, durante la vida de casi todos

los pozos y campos de petróleo este subproducto es conocido como “agua de

formación”. Cada día deben de manipularse miles de barriles de agua que contienen

grandes cantidades de sales disueltas, sólidos en suspensión, metales pesados e

hidrocarburos dispersos y disueltos.

Todos los pozos producen cierta cantidad de agua, conforme continúa la producción,

la presión en el reservorio y en los alrededores de los pozos de producción

disminuye. Hay movimiento de fluidos dentro del reservorio y el contacto

establecido entre el petróleo y el agua es perturbado. El agua que se agita en el

reservorio tarde o temprano llegara al pozo y será producida conjuntamente con el

petróleo.

El agua de formación que se obtiene después del proceso de deshidratación del crudo

en superficie tiene las siguientes características, luego del análisis que se realizó en

los laboratorios de Petroproducción.

2.1 DUREZA DEL AGUA

En química, se denomina dureza del agua, a la concentración de compuestos

minerales que hay en una determinada cantidad de agua, en particular sales de

magnesio y calcio. Son éstas las causantes de la dureza del agua, y el grado de dureza

es directamente proporcional a la concentración de sales metálicas.

7

2.2 COMPOSICIÓN DE LOS SÓLIDOS EN SUSPENSION

El conocimiento de su composición química es importante desde el punto de vista de

un procedimiento de limpieza para evitar taponamiento. En lo posible sirve para

averiguar el origen de dichos sólidos (productos de corrosión, partículas de

incrustación, arena de formación, etc.) y de esta manera SE puede ser tomada una

acción de remediación1.

La cantidad de sólidos suspendidos presentes en un volumen de agua se puede filtrar

usando un filtro de membrana y es básica para estimar la tendencia de taponamiento

del agua. Se usa comúnmente un filtro de 0.45 µm de tamaño del poro.

Es posible estimar la distribución del tamaño de las partículas de los sólidos

suspendidos en una muestra de agua por varias técnicas.

El conocimiento de la distribución del tamaño de las partículas puede ser muy útil

para determinar la necesidad de filtración y para la selección del filtro. Es también

útil para monitorear el comportamiento del filtro.

2.2.1 LA TURBIDEZ

Significa que el agua no está clara y que contiene materia insoluble tal como sólidos

suspendidos, petróleo dispersado, o burbujas de gas. Es una medida del grado de

transparencia del agua. La turbidez indica la posibilidad del taponamiento de la

1 Análisis de los sistemas de tratamiento y reinyección de aguas de formación en las facilidades de producción de los campos Aguarico y Guanta. Flores Muñoz Luis Alfonso “Escuela Politécnica Nacional” 2000, Tesis de grado. Quito, Ecuador.

8

formación en operaciones de reinyección. Las medidas de turbidez son a menudo

usadas para monitorear el comportamiento del filtro.

2.2.2 LA CALIDAD DEL AGUA

Es una medida del grado de taponamiento relativo, el cual ocurre cuando un volumen

de agua pasa a través de un filtro de membrana de un tamaño de poro dado. Se usa

más frecuentemente un tamaño de poro de 0.45 µm. La utilidad de la prueba de

calidad del agua consiste principalmente en usarla como una medida comparativa.

Tabla N° 1 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACION

PARÁMETRO UNIDAD VALOR PH pH 6.3 Temperatura °C 75 Alcalinidad Total ppm CaCO3 230 Alcalinidad - Bicarbonatos Ppm HCO3 50.6 Dureza Total ppm CaCO3 350 Dureza Cálcica ppm CaCO3 300 Dureza Magnésica ppm CaCO3 50 Calcio ppm Ca 120 Magnesio ppm Mg 12 Cloruros ppm Cl- 850

Salinidad - Cloruro de sodio ppm ClNa 950

Sulfatos ppm SO4 1 Hierro ppm Fe 0.73 CO2 ppm CO2 Presión de cabeza (SP) PSI 3000 Presión de fondo (BHP) PSI NA Temperatura de cabeza (ST) °C 190 Temperatura de fondo (BHT) °C NA

Fuente: Cuenca Oriente Geología y Petróleo.

Elaborado por: Ronald Jarrin

9

2.3 COMPONENTES EN LAS AGUAS DE FORMACION

2.3.1 CATIONES

El sodio es el mayor constituyente en las aguas de formación de los campos

petroleros, pero normalmente no causa problemas.

El ion calcio es uno de los mayores constituyentes de las salmueras de los campos

petroleros y puede llegar tan alto como a 30,000 mg/l aunque su concentración

normalmente es más baja. El ion calcio es de mayor importancia porque fácilmente

se combina con los iones bicarbonato, carbonato o sulfato y precipita para formar

incrustaciones adherentes o sólidos suspendidos.

Los iones magnesio están usualmente presentes en concentraciones más bajas que las

de calcio. Ellos tienden a aumentar los problemas de incrustaciones de carbonato de

calcio por co precipitación con el ion calcio. Es muy coman encontrar magnesio en

incrustaciones de carbonato de calcio. Los iones magnesio disminuyen la cantidad de

incrustaciones de CaSO4, BaSO4 y SrSO4. Ellos forman “pares de iones” con el ion

sulfato. Esencialmente, el ion magnesio tiene la habilidad para formar un compuesto

el cual permanece en solución. Los iones sulfato los cuales son enlazados con el

magnesio no son disponibles para formar incrustaciones de sulfato.

El contenido de hierro natural en aguas de formación normalmente es más bajo y su

presencia es usualmente un indicador de corrosión. Puede estar presente en solución

como iones férrico (Fe+++) o ferroso (Fe++), o puede estar en suspensión como un

compuesto de hierro precipitado. Las “cantidades de hierro” son a menudo usadas

10

para detectar y monitorear la corrosión en un sistema de agua. La presencia de

compuestos de hierro precipitados es una de las mayores causas del taponamiento de

la formación.

El bario es de principal importancia a causa de su habilidad para combinarse con el

ion sulfato y así formar sulfato de bario, el cual es extremadamente insoluble. Aún

cantidades pequeñas pueden presentar serios problemas”.2

El estroncio, como el bario y el calcio, puede combinarse con el ion sulfato para

formar sulfato de estroncio insoluble que es a menudo encontrado en incrustaciones

mezcladas con el propio sulfato de bario.

2.3.2 ANIONES

El cloruro es casi siempre el mayor anión presente en aguas de formación (salmueras

producidas) y está usualmente presente como un constituyente menor en aguas

dulces. La mayor fuente del ion cloruro es el NaCl, así es como la concentración del

ion cloruro es usada como una medida de la salinidad del agua. Aunque el depósito

de sal puede ser un problema, esto es una pequeña consecuencia. El principal

problema asociado con el ion cloruro es que la corrosividad del agua se incrementa al

aumentar la concentración de este ion. Por lo tanto, las concentraciones altas de

cloruro hacen que la corrosión sea más probable. También, el ion cloruro es un

constituyente estable y su concentración es una de las maneras más fáciles de

identificar un agua.


11

El ion sulfato es un problema causado por su habilidad para reaccionar con el calcio,

bario o estroncio para formar incrustaciones insolubles; también sirve como una

sustancia de alimento para las bacterias reductoras de sulfato.

El ion bicarbonato puede reaccionar con los iones calcio, magnesio, hierro, bario y

estroncio para formar incrustaciones insolubles. Está presente virtualmente en todas

las aguas. La concentración del ion bicarbonato es algunas veces llamada alcalinidad

al anaranjado de metilo”.3

Como el ion bicarbonato, el ion carbonato puede también reaccionar con los iones

calcio, magnesio, hierro, bario y estroncio para formar incrustaciones insolubles. Los

iones carbonato están rara vez presentes en aguas producidas porque el pH es

usualmente muy bajo (<8.3). La concentración del ion carbonato es a veces llamada

alcalinidad a la fenolftaleína.

2.4 IMPORTANCIA DEL pH

EL PH es extremadamente importante por varias razones. La solubilidad del CaCO3

‘y de los compuestos de hierro es altamente dependiente del pH. Al aumentar el pH,

aumenta la tendencia para la precipitación.

El punto medio en la escala del pH es 7; una solución con este pH es neutra. Un pH

menor a 7 (entre 0 y 7) indica solución ácida, mientras que un pH mayor a 7 (entre 7

y 14) indica solución alcalina.


12

Como el pH decrece (llega a ser más ácido) la tendencia de incrustación del agua

decrece, pero su corrosividad se incrementa. Muchas aguas de formación tienen un

pH entre 4 y 8.

El H2S y el CO2 son gases “ácidos” que tienden a bajar el pH del agua cuando ellos

se disuelven en la misma. Ellos se ionizan parcialmente cuando se disuelven y el

grado de ionización se refleja por el pH. Este es importante para predecir su efecto

sobre la corrosión y los sólidos suspendidos. Puesto que los valores de pH

usualmente cambian rápidamente después que una muestra es retirada del sistema

presurizado (debido al escape de” gases ácidos disueltos), los valores de pH deberían

ser medidos inmediatamente después que la muestra sea tomada”. 4

La presencia de bacterias puede dar por resultado la corrosión y/o el taponamiento

del espacio poral o las perforaciones.

2.5 CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO

Reservorio es un cuerpo de roca porosa y permeable conteniendo petróleo y gas, a

través del cual los fluidos pueden moverse hacia las aberturas de recuperación, bajo

la presión existente o la que pueda ser aplicada.

Todos los espacios porales comunicantes dentro de la formación productiva son

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

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


13

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

través de los poros de la roca, bajo la presión obtenible.5

Por petrografía toda roca que contenga espacios porosos interconectados entre sí,

puede constituirse en una roca reservorio

Las rocas reservorios pueden clasificarse en

(a) Detríticas, como las arenas y areniscas.

(b) Carbonatadas, como las calizas y las dolomitas

(c) Otras rocas, como evaporizas, esquistos, y rocas ígneas.

2.6 FORMACION TIYUYACU

Esta formación está compuesta principalmente por arcillolita intercalada con

limolita, arenisca y dos cuerpos de conglomerados. Desde el tope de esta formación

hasta su primer conglomerado (Conglomerado Superior Tiyuyacu), la arcillolita es

predominante e intercalada con limolita y arenisca.

La arenisca es cuarzosa, el tamaño de su grano va de fino a medio. Bajo el

conglomerado Superior Tiyuyacu aparece arcillolita intercalada con limolita y

arenisca.

5 UREN, Et All, Geología del petróleo, México, Mc. Graw Hill, 1993, p.p. 12, 13, 14, 17, 29.

Fig. N°

2.7 CARACTERÍSTICA

2.7.1 TIYUYACU SUPERIOR

Este conglomerado está asociado con arenisca, limolita y arcillolita.

El mensionado conglomerado presenta las siguientes características: colores blanco

lechoso, amarillento, gris claro gris obscuro:

redondeados, asociados con cherts.

N° 1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

Fuente: Cuenca Oriente Geología y Petróleo. Elaborado por: Ronald Jarrin

CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN

TIYUYACU SUPERIOR

Este conglomerado está asociado con arenisca, limolita y arcillolita.

conglomerado presenta las siguientes características: colores blanco

lechoso, amarillento, gris claro gris obscuro: fragmentos de forma sub angular a sub

redondeados, asociados con cherts.

Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

S GEOLÓGICAS DE LA FORMACIÓN

conglomerado presenta las siguientes características: colores blanco

fragmentos de forma sub angular a sub

15

2.7.2 TIYUYACU INFERIOR

Este conglomerado está asociado con arenisca, limolita y arcillolita. Presenta las

siguientes características, varios colores, así negro,, gris claro en menor cantidad,

gris obscuro, blanco amarillento y café rojizo, la dureza va de duro a muy duro.

La arenisca es cuarzosa, sub transparente, en menor cantidad blanca amarillenta y

negra. El tamaño de a su grano va de fino a medio.

La limolita va de color gris claro, gradando de a arenisca muy fina y no calcárea.

La arcillolita se presenta de varios colore, como de color café rojiza, rojo ladrillo.

2.8 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS

2.8.1 POROSIDAD Y PERMEABILIDAD.- La arena Tiyuyacu es donde se

introduce la mayor cantidad de agua producida por las diferentes compañías

petroleras se la conoce con el nombre de Tiyuyacu esta una profundidad de 7000 a

7500 Ft. Esta roca tiene altísima porosidad y permeabilidad, y por su naturaleza no se

consolida, facilita la admisión de grandes volúmenes de agua de condiciones

aceptables principalmente en el contenido de sólidos suspendidos totales.

2.8.2 SATURACIÓN.- La saturación de agua es la más considerada dentro de los

cálculos de ingeniería de petróleo, y es la fracción del espacio ocupado por agua de

formación. Se la expresa en porcentaje o decimal, expondremos la fórmula de

Archie, quien determinò experimentalmente que la saturación de agua de una

formación puede ser expresada en términos de su resistividad verdadera, Rt,

16

(Sw)ª = F Rw/Rt

Sw = saturación de agua de la formación

F = factor de formación en función de la resistividad de una formación no arcillosa

(Ro), saturada totalmente con una solución salina de resistividad Rw

F = Ro/Rw

Rw = resistividad del agua de la formación

a = n = exponente de saturación, generalmente considerado como 2.

CAPÍTULO III

17

CAPÍTULO III

3. DAÑO DE FORMACIÓN

Generalmente los potenciales orígenes de daño a la productividad del pozo o a la

inyección de fluidos en pozos inyectores, son las operaciones de campo, como:

perforación, completación, reacondicionamiento, producción, estimulación y otros.

El diagnostico de los problemas de daño, están usualmente asociados con cada

movimiento y taponamiento de los finos sólidos, reacciones químicas y

consideraciones termodinámicas.

El control del daño de formación, requiere apropiados diseños de fluidos de

tratamiento por compatibilidad química y estricto control de calidad, de las

propiedades físicas y químicas del fluido durante el tratamiento.

Varios especialistas puntualizan que primero hay que describir la condición de la

formación cerca del borde de pozo, aunque el radio de drenaje puede ser varios

cientos de pies; la permeabilidad efectiva cerca del borde de pozo; cuando hay un

daño de formación se altera la porosidad y por ende la permeabilidad, conocida como

zona de permeabilidad reducida cerca del borde de pozo, esta puede fluctuar de unas

pocas pulgadas a unos pocos pies.

Una zona de permeabilidad reducida de unas pocas pulgadas, es llamada como poco

daño o pozo dañado, y es originado durante la perforación de pozos nuevos, u

18

operaciones de reacondicionamiento; de igual manera una zona de permeabilidad

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

es originado por la invasión de fluidos durante la cementación o completación; la

zona de permeabilidad alterada o reducida es comúnmente referida como factor de

skin. Para efecto de cálculos de daño de formación.

Como consecuencia de una reducción de la permeabilidad en los bordes del pozo,

origina una baja presión de flujo en el fondo del pozo e incluye (a) baja

permeabilidad natural alrededor del intervalo considerado (b) caminos de

comunicación inadecuados desde el interior de las paredes del pozo a la formación

productora; (c) obstrucciones por sólidos insolubles; (d) baja permeabilidad efectiva

debido a bloques de agua o bloque de emulsión y (e) baja permeabilidad absoluta

debido a la presencia de material precipitado cementador dentro del espacio poral.

Para el diagnostico del daño, debemos entender la naturaleza del sistema de flujo en

la formación, en la ruta que los fluidos de formación deben tomar. Los fluidos se

desplazan a través de los poros intercomunicados de la roca, encontrando algunas

condiciones adversas, como rugosidad de las paredes de los poros con largas áreas

superficiales, y una variedad de minerales reactivos como las arcillas, feldespatos,

micas y compuestos de hierro; esas condiciones porales, provee un medio ideal para

el entrampamiento físico de sólidos y reacciones químicas entre los fluidos

invadidos, con arcillas u otros minerales que forran los poros u otros materiales

aglutinantes.

19

La invasión de agua fresca, ocasiona cambios de salinidad, además del movimiento

del agua por los poros, puede liberar el débil vínculo de las arcillas, micas,

feldespatos y otros minerales en las paredes de los poros, dando la liberación de las

partículas que fluirán con el agua; obstruyendo los canales de flujo en los poros de la

roca.

3.1 COMPONENTES DE DAÑO

Hay cuatro componentes o mecanismos de daño en general que reducen el flujo de

fluidos:

(a) taponamiento de sólidos

(b) bloqueo de agua

(c) Hinchazón de las arcillas y

(d) migración de finos

Estos mecanismos de daño, pueden presentarse solos o combinados y se pueden

originar en distintas formas.

3.2 OTROS DAÑOS DE FORMACIÓN

Los más representativos son los siguientes:

3.2.1 BLOQUEO POR AGUA

Debido a la elevada tensión superficial del agua y puede ser muy difícil de romper,

se presenta en formaciones de baja permeabilidad en donde el flujo de fluidos es

restringido; estos bloqueos ocurren cerca del borde de pozo y solo se extienden a

unas pocas pulgadas en la formación.

20

3.2.2 BLOQUEO POR EMULSIONES

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

disperso en el otro.

La viscosidad de la emulsión está determinada por el porcentaje reactivo de la fase

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

puede bloquear el flujo de fluidos en la zona permeable.

3.3 DETECCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN

La primera indicación que un pozonecesita atención se refleja en la producción diaria

del mismo. Una caída de la rata de producción indica que se presenta un problema en

pozo.

Los síntomas más comunes son:

• Disminución en la producción de petróleo, la disminución es más

significativa si es repentina y substancial.

• Presencia de parafinas o incrustaciones de carbonaros en la tubería de

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

• El aumento de la producción de gas con respecto al volumen de petróleo

producido (GOR)

• El aumento de la relación agua – petróleo (WOR)

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

• Producción de cantidades grandes de arena en el petróleo:

21

Nuevos síntomas son detectados por trabajos de mediciones de las presiones estáticas

y fluyentes y el desarrollo de métodos de análisis de pruebas de presión, que

permiten determinar el comportamiento del índice de productividad y si existe o no

daño en la formación productora.

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

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

productora, alrededor del borde de pozo.

3.4 PREDICCIONES DE DAÑO MEDIANTE PRUEBAS DE INYECCIÓN

Los parámetros de bombeo (caudales y presiones) se pueden expresar como una

función del factor skin o de la relación de daño; este método ofrece información del

daño de formación por medio de un ensayo de inyectabilidad, los parámetros de

bombeo se pueden predecir al comienzo y durante la estimulación.

3.5 CAMBIOS DE HUMECTACIÓN

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

preferencialmente la superficie de la roca.

Cuando la superficie sólida esta completamente cubierto por una película de petróleo

esta óleo humectada, la formación sufre un calentamiento.

Cuando esta cubierto por una película de agua esta acuohumectada o también

humidificada, permite fluir más rápidamente al fluido impregnante.

CAPÍTULO IV

22

CAPÍTULO IV

4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL

4.1 DEFINICIÓN

Estimulación Matricial es el tratamiento efectuado a la formación mediante ácidos y

otros compuestos químicos, a presiones moderadas de admisión. Cuando son

bombeados a altas presiones para ubicar el ácido activo a mayor profundidad pueden

fracturar hidráulicamente la formación, en este caso seconoce como un

fracturamiento.

4.2 GENERALIDADES

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

de este modo agranda los canales existentes y abre nuevos canales en la roca por las

reacciones químicas entre el ácido y el componente mineralógico de la matriz; con el

propósito de restituir la permeabilidad original de la formación mejorando con ello el

flujo de fluidos en el borde del pozo.

23

Fig. N° 2 Matriz de la arenisca

Fuente: BJ Services Elaborado por: Ronald Jarrin

BJ. SERVICES determina que para obtener una máxima penetración del ácido, en la

acidificación a la matriz, el ácido debe tener baja viscosidad y baja tensión

superficial; los geles y emulsiones de ácido no deben ser usados, ya que la viscosidad

y la tensión interfacial de ellos incrementan la presión de inyección. Tambien señala

que para comenzar un trabajo de acidificación se requiere tener conocimiento del

tipo de formación, donde se realizará el trabajo, la profundidad de la misma y la

presión de fractura de la formación; antes de inyectar el químico a presión se debe

realizar una prueba de inyectabilidad, comprobando si la formación admite el flujo

de ácido, evitando que se produzca la fractura de la misma.

4.3 FLUIDOS DE TRATAMIENTO ÁCIDO

Compuestos químicos y ácidos, que están disponibles como soluciones líquidas, o

sólidas, con marcadas diferencias entre sus propiedades.

24

Tabla N° 2 Tipos de Ácidos

NOMBRE DEL ÁCIDO FÓRMULA TIPO PODER REACTIVO

Fluorhídrico

Clorhídrico

Acético

Fórmico

HF

HCL

CH3COOH

CHOOH

Inorgánico

Inorgánico

Orgánico

Orgánico

Fuerte

Fuerte

Débil

Débil

Fuente: BJ Services Company Elaborado por: Ronald Jarrin

4.3.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS

Compuestos que son imposibles obtener un estado libre, aunque pueden obtenerse

disoluciones concentradas de los mismos, se obtiene quemando hidrogeno en

atmósfera de cloro o fluor ó destilándolos con ácido sulfúrico (H2SO4) concentrado,

teniendo:

4.3.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO (HCL)

El Ácido Clorhídrico es muy ácido, de olor irritante y muy soluble en agua; aunque

el gas seco de ácido clorhídrico no es corrosivo, la solución acuosa del mismo

reacciona con todos los metales comunes y compuestos de hierro, compuestos de

carbonato de calcio y magnesio; el ácido clorhídrico se torna en un tono amarillento

cuando se contamina con compuestos de hierro o sustancias orgánicas.

BJ SERVICES asegura que entre sus características posee una alta velocidad de

reacción en formaciones de caliza y dolomita; no forma precipitaciones insolubles.

25

4.3.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO (HF)

El ácido fluorhídrico, ataca al silice y silicatos, tales como vidrio y concreto, también

ataca caucho, cuero, ciertos metales tales como hierro fundido y varios materiales

orgánicos.

En la estimulación de pozos, el ácido fluorhídrico es comúnmente usado en

combinación con el ácido clorhídrico; las mezclas de los dos ácidos pueden ser

preparados diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua o agregando

sales de fluor al ácido clorhídrico. Las concentraciones de ácido fluorhídrico en

soluciones de ácido clorhídrico, pueden variar del 0,5% al 9%; el ácido fluorhídrico

es venenoso, solo o mezclado debe ser manejado con sumo cuidado.

4.3.3 ÁCIDOS ORGÁNICOS

Compuesto de carbono, hidrogeno y oxigeno en donde el hidrogeno presenta

propiedades ácidas, obteniendo por la oxidación aldehídos (-CHO), al sustituir el

hidrogeno por el grupo oxidrilo (OH),

4.3.3.1 ÁCIDO ACÉTICO (CH3COOH)

Este ácido orgánico incoloro y soluble en agua en cualquier proporción y en la

mayoría de los solventes orgánicos, la velocidad de corrosión es mucho menor que la

de ácidos clorhídrico y fluorhídrico (HCL: HF.

BJ SERVICES recomienda su uso cuando el ácido debe permanecer con la tubería de

revestimiento por varias horas, como cuando el ácido se utiliza como fluido de

26

desplazamiento en un trabajo de cementación; el ácido acético puro, conteniendo

menos del 1% de agua es conocido como ácido acético glacial, debido a la apariencia

de hielo de los cristales ácidos.

4.3.3.2 ÁCIDO FÓRMICO (CHOOH)

El ácido fórmico es completamente miscible en agua; en solución forma un ácido

más poderoso que el ácido acético. En la estimulación de pozos petroleros, es mas

frecuente usarlo en combinación con el ácido clorhídrico, como un ácido retardador

para pozos de alta temperatura; el porcentaje de ácido fórmico usado en tales

aplicaciones normalmente es del 8% al 10% debido a que el ácido fórmico es

versificante, debe ser manipulado con cuidado.

4.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO

4.4.1 POTENCIAL DE HIDROGENO

Cuando se estimula un pozo, es importante mantener el grado de acidez o pH bajo

para evitar los precipitados de sedimentos orgánicos insolubles. Contrariamente, al

mantener un pH bajo genera un ataque corrosivo, por esta razón el diseño del sistema

de ácido, debe ser controlado el grado de acidez según el trabajo a realizar y la

condición del pozo.

27

Tabla N° 3 Clasificación potencial de hidrogeno pH

Concentración Hidrogenioníca

pH Zona

∅ - 3 4 – 6

7 8 – 10 11 – 14

Fuertemente ácida Débilmente ácida Neutra Débilmente básica Fuertemente básica


4.4.2 VELOCIDAD DE REACCIÓN ENTRE UN ÁCIDO Y UNA

FORMACIÓN SOLUBLE

La velocidad de reacción, depende de la temperatura, presión, tipo y concentración

del ácido, clase de formación con la que reaccióna. Altas velocidades de reacción

pueden ser empleadas para eliminar daños del borde de pozo, Reacciones lentas son

empleadas para fracturas ácidas.

BJ SERVICES señala que la velocidad de reacción significa el tiempo que debe

transcurrir para que la reacción química se haya completado. Se considera completa

la reacción cuando se debe por una parte a que la reacción progresa muy lentamente

cuando la concentración llega a un grado muy bajo, y por otra porque es deseable

que la solución se mantenga con un pH bajo.

La temperatura y la presión son factores que afectan la velocidad de reacción, la

velocidad aumenta con la temperatura y disminuye con la presión, excepto con el

ácido fluorhídrico, en que la velocidad de reacción aumenta con la presión.

28

4.4.3 CONCENTRACIÓN DEL ÁCIDO USADO EN ESTIMULACIÓN

La fuerza del ácido varía del 3% al 28% por peso de agua. La fuerza del ácido

concentrado, puede ser exactamente conocida en comparación con la concentración

de otros ácidos preparados; usualmente el ácido clorhídrico esta disponible a veinte

grados Baume, otros ácidos están disponibles en concentraciones sobre los veinte y

tres grados Baume.

4.4.4 VISCOSIDAD

Se define como la propiedad de un fluido para resistir la fuerza tendiente a causar el

movimiento del fluido, debido a que los sistemas de ácido son a base de agua, su

viscosidad es generalmente un centi – poise y su comportamiento reológico es como

fluidos Newtonianos, con propiedades de flujo fáciles de predecir; cuando son

alterados por el agregado de aditivos gelificantes o polímeros, además de

combinaciones con hidrocarburos para formar emulsiones viscosas, con el fin de

retardar la velocidad de reacción, se transforman en fluidos no – newtonianos cuyo

comportamiento reológico es más complejo.

4.4.5 PRESIÓN DE FRICCIÓN

Se define como la perdida de presión o carga por el flujo de agua u otro fluido de

tratamiento como resultado de la fricción entre el fluido en movimiento y las paredes

del conducto.

La presión de fricción (Pfa) de un ácido base agua, como su viscosidad es

aproximada a la del agua, se corrige la desviación con respecto al agua en

29

tratamiento ácidos, un factor igual al peso específico (SWa) del ácido y la presión de

fricción (Pfw) del agua.

Pfa = Swa * Pfw

4.4.6 DISTANCIA DE PENETRACIÓN DEL ÁCIDO

La distancia que penetra el ácido en la formación, esta determinada por la velocidad

del flujo del ácido, el régimen de perdida de fluido en la formación y el régimen de

reacción del ácido con la formación.

La máxima penetración del ácido activo se logra cuando el primer incremento del

ácido inyectado ha sido completamente consumido o deja de reaccionar a medida

que posteriores incrementos de ácido activo continúan su reacción con la formación

no penetra más allá, desde el borde del pozo que el primer incremento de ácido.

4.4.7 TENSIÓN SUPERFICIAL

Todas las moléculas de un líquido, excepto las que están en la superficie, son

atraídas entre si por atracción molecular, desde todos los costados, las moléculas de

superficie, estando en contacto con aire, gas, vapor, u otros líquidos, están solo

parcialmente rodeados por las moléculas del líquido; por lo tanto son atraídos por

una sola dirección, hacia el líquido. En la estimulación es importante debido a la

influencia en la formación de emulsiones agua – petróleo, en la remoción de bloques

por agua, en la penetración del ácido en materiales porosos como incrustaciones en

la dispersión y sus pensión de fluidos y en la resistencia de la recuperación del ácido

gastado.

30

La Tensión Superficial puede ser modificada por moléculas de algunos productos

químicos orgánicos o agentes tensoactivos, los cuales reducen la tensión superficial.

4.4.8 CORROSIÓN

La corrosión de metales de pozo, es un fenómeno que se origina durante el

tratamiento ácido, el cual es aceptado siempre y cuando se controle para que no pase

de los valores mínimos estándar (0,05 Lb/ff2) por día; en la estimulación con ácido

clorhídrico no inhibido es el más corrosivo, y solo unos pocos metales comerciales

son resistentes a la acción del ácido; para controlar este problema se efectúa mezclas

con inhibidores de corrosión.

4.5 ADITIVOS PARA LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO

Los fluidos para un tratamiento ácido son modificados mediante otros compuestos

químicos que le dan alta viscosidad, baja pEerdida de filtrado, baja tensión

interfacial, prevención de emulsiones, acciones de retardo, control de las

precipitaciones, y otras características que les permite cumplir con ciertas

condiciones especiales del pozo en tratamiento.

4.5.1 AGENTES TENSOACTIVOS

Cuando se unen los líquidos inmiscibles como el agua y el petróleo, se crea una

interfase que actúa como una película que previene la mezcla de los líquidos. La

fuerza necesaria para romper esta película molecular es una medida de la resistencia

de la interfase o tensión interfacial; generando una emulsión de elevada viscosidad.

31

Cuando se inyecta una solución ácida en una formación, el movimiento de un fluido

a través del otro, hace posible una emulsión, en donde la viscosidad reduce la

posibilidad de fluir la solución a la formación. En función de la permeabilidad de la

roca, para que esto no ocurra se debe añadir reductores de tensión superficial a la

solución ácida el cual disminuye la estabilidad de la emulsión; estos productos

reductores de la tensión según BJ SERVICES se pueden nombrar:

4.5.2 AGENTES SURFACTANTES

Son productos químicos que tienen la propiedad de disminuir la tensión superficial o

interfacial y permite controlar la formación de emulsiones o destruir las que están

formadas. La mayoría de surfactantes pueden estar constituidos en dos partes una

parte está hecha de hidrocarburos solubles e insolubles en agua, la otra parte es un

grupo soluble en agua; al seleccionarse el tipo y la cantidad del agente surfactante.

En general los surfactantes se dividen en:

4.5.2.1 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO ANIÓNICO

Son químicos orgánicos cuyas moléculas se ionizan al contacto con el agua, estos

surfactantes están siempre en solución acuosa con un ion positivo como, sodio (Na+),

calcio (Ca2+), o potasio (K+), en donde desempeña el fenomeno de tensión

superficial. La partícula cargada negativamente es la parte que se orienta a la

superficie del líquido o a la interfase entre el agua y el petróleo. Con una terminación

soluble en agua.

32

4.5.2.2 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO CATIONICO

Son químicos orgánicos cuyas moléculas se ionizan en contacto con el agua, sin

embargo los cambios son vertidos; la parte cargada negativamente se encuentra

dentro de la solución acuosa con un ion negativo como, cloro (Cl-), grupos oxidrilos

(OH-), yodo (I-), la partícula cargada positivamente consiste de una parte soluble de

petróleo en agua, conteniendo la superficie activa, orientado a la superficie de la

interfase.

4.5.2.3 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO NO IÓNICO

Son químicos orgánicos, cuyas moléculas no ionizan en contacto con el agua, estos

surfactantes no poseen carga, por lo tanto tienen terminaciones solubles en agua y

solubles en petróleo, obteniendo su solubilidad en agua por la ramificación de una

cadena larga de hidrocarburos y adicionada a una molécula soluble como el

polihídrico de alcohol.

4.5.2.4 AGENTES SURFACTANTES DE TIPO AMPHOTERIC

Este Surfactante actúa como un surfactante cationico, si la solución es básica, el

surfactante actúa como un surfactante aniónico.

Estas propiedades son derivadas de la naturaleza del surfactante principal, teniendo

dos grupos de carga opuesta; el uso de este tipo de surfactantes son limitados a

inhibidores de corrosión.

33

4.5.2.5 AGENTES INHIBIDORES DE CORROSIÓN

En un tratamiento de estimulación ácida se diseña usando un inhibidor químico que

proteja la tubería.

Los inhibidores retardan la velocidad de reacción del ácido con el acero. Los

inhibidores actúan interfiriendo la producción de hidrogeno en la región catódica, en

vez de ejercer una acción directa con la solución del metal.

4.6 TIPOS DE INHIBIDORES

4.6.1 INHIBIDORES ORGÁNICOS

Estos permiten un efectivo punto para controlar la corrosión en pozos con petróleo

agrio y en acidificación en pozos de petróleo y gas. Los inhibidores son largas

cadenas de componentes de nitrógeno, que forman una película en las superficies de

metal, creando una barrera para la corrosión. La eficiencia de la película depende de

la concentración de inhibidor y el tiempo de contacto de la superficie con el metal.

4.6.2 INHIBIDORES INORGÁNICOS

Estos inhibidores son usados en sistemas de enfriamiento cerrado; solamente un

inhibidor inorgánico puede ser usado en la acidificación para humectar la superficie

del hierro, una pequeña cantidad de metal de arsénico es depositado como una

película porosa, reemplazando a la cantidad de hierro correspondiente que va

mezclado en la solución, por lo tanto la superficie del arsénico concentra la reacción

y produce el hidrogeno.

34

4.6.3 INHIBIDORES INTENSIFIERS

Estos son aditivos que trabajan con ciertos inhibidores de corrosión ácida, para

permitir la protección de las superficies de metal por largos periodos de tiempo a

altas temperaturas; permite operar con temperaturas entre [250–350] ºF y puede

proteger todo tipo de metales como aleaciones de aceros de cromo o aceros al

carbón.

4.7 AGENTES SECUESTRANTES

Los tratamientos ácidos pueden precipitar hidróxidos de hierros insolubles al agua,

producidos a partir de las incrustaciones de sulfuro, hierro, carbonato de hierro, y

óxido de hierro, que se encuentran en la tubería de producción y revestimientos.

Al inyectar una solución ácida, disuelve en parte cualquiera de las incrustaciones y

las transporta a la formación como nuevos compuestos o minerales de hierro.

Los agentes secuestrantes son usados para controlar la precipitación de depósitos de

hierro a partir de la solución del ácido gastado; los secuestrantes previenen la

reacción por un determinado periodo de tiempo.

4.7.1 CLASIFICACION DE LOS AGENTES SECUESTRANTES

4.7.1.1 AGENTES SECUESTRANTES ORGÁNICOS

Son compuestos de iones de hierro ferroso y hierro ferritico, los cuales son estables y

solubles en agua, por composición del hierro, la reacción hierro – ácido es reducida y

su precipitado normal insoluble son inhibidos en la solución del ácido gastado,

35

previniendo la formación de hidróxido ferrico sobre los valores de pH aproximados a

siete.

Los ácidos orgánicos usualmente son ácidos cítricos, ácidos acéticos, ácidos lácticos,

o la mezcla de estos ácidos.

4.7.1.2 AGENTES SECUESTRANTES REDUCTORES

La función es convertir el hierro ferrico en solución a hierro ferroso y mantenerlo en

estado de oxidación, la eliminación de los iones de hierro previene la precipitación

de los hidróxidos ferricos. Estos materiales actúan para mantener el pH bajo y

retardar la precipitación de componentes de hierro insolubles.

4.7.1.3 AGENTES SECUESTRANTES QUELANTES

Son químicos estables y solubles en agua, con mezclas complejas de iones de hierro

ferroso, y hierro ferrico, su reactividad es reducida y sus productos insolubles en este

estado son inhibidos; los agentes quelantes utilizan los siguientes ácidos:

a) Ácido Etilen – diamin – tetra acético (EDTA), posee baja solubilidad en agua y

muy lenta rata de disolución en ácido o condiciones de superficie.

b) Tetra – Sodio EDTA y/o di – sodio EDTA, este material no es recomendado en el

uso de ácidos que contengan ácido fluorhídrico o ácido clorhídrico en

concentraciones mayores que el 15% HCL.

c) Ácido Nitrilo – Acético (NTA), este ácido es soluble levemente en aguay debe

ser mezclado solamente en el ácido, se usa en sistemas HCL: Hf en

36

concentraciones desde 3% hasta 28% de HCL; el NTA reacciona con el ion de

calcio (Ca+) para formar sales que son solubles en agua o ácido gastado.

d) Tri – sodio NTA, este producto no es recomendado para sistemas de ácido

fluorhídrico por el alto contenido de sodio.

e) Ácido cítrico, es el más común agente quelante, esta compuesto una solución

acuosa al 50% contiene cinco libras de ácido cítrico por galón; puede ser usado

en todas las soluciones ácidas incluyendo HCL al 28% y sistemas HCL: HF.

4.7.1.4 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN

Estos químicos actúan minimizando la cantidad de turbulencias de los fluidos que se

desplazan por la tubería.

Todos los reductores de fricción, son polímeros naturales o sintéticos de cadena

larga; cuando los polímeros están en estado seco se asemejan a espirales

comprimidos, cuando se humectan los espirales se estiran, entonces los polímeros en

la solución ácida actúan como una multitud de capas elásticas que suprimen la

turbulencia.

La clasificación de los reductores de fricción se lo realiza por su fluido base usados

en la estimulación; (a) hidrocarburos, como kerosene, diesel o petróleos crudos, son

polímeros no iónicos y geles jabonosos formados en el lugar; (b) los acuosos, como

agua, salmuera, o soluciones de ácido clorhídrico.

37

4.7.1.5 AGENTES DE SUSPENSIÓN

Mantienen las partículas finas de arcillas y compuestos silicios, que luego de

permanecer taponando la permeabilidad de la formación, han sido removidos

después de un trabajo de estimulación ácido, efectuado en calizas y dolomitas con

impurezas, para posteriormente ser eliminadas de la formación mediante flujo de

pozo, pistoneó o por expansión de nitrógeno.

Estos aditivos pueden ser agregados a la mayoría de los tratamientos de solución

ácida.

4.7.1.6 AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FLUIDO

En un tratamiento ácido matricial posee una baja viscosidad y un alto régimen de

reacción con la mayoría de las formaciones productivas, el ácido por si solo es un

fluido muy poco eficaz para obtener una penetración profunda, un aditivo que

controla la pérdida de fluido; confina el ácido activo en los canales de flujo,

reduciendo su pérdida por filtrado, esto resulta en una penetración más profunda en

la formación con un determinado volumen de solución de tratamiento.

4.8 ÁCIDOS ENERGIZADOS

El uso del nitrógeno (N2) en acidificaciones especialmente en reservorios de baja

presión reduce la necesidad del pistoneó para recuperar las soluciones ácidas,

inyectadas. El N2 comprimido ayuda a empujar los fluidos del tratamiento hacia

fuera de la formación cuando se abre el pozo, además, cuando se usa nitrógeno como

38

fluido de cabeza, ayuda a limpiar el pozo sin hacer una carrera de limpieza con el

tubing.

Debido a que el N2 aumenta la velocidad de los fluidos que retornan, puede retirar

los precipitados que se forman durante los tratamientos de acidificación, y los finos

insolubles que pueden dañar la formación, por este motivo MCLEOD los denomino

“ácidos energizados”. Cada trabajo de acidificación usando nitrógeno debe ser

diseñado individualmente, las variables de pozo, peso específico de diferentes

fluidos se debe considerar y combinar con los datos de retorno de flujo, datos de

bombeo para determinar la relación nitrógeno – ácido más apropiado.

4.8.1 CARACTERÍSTICAS DEL N2

El nitrógeno es un gas incoloro, inodoro, y no tóxico que compone el 78% de la

atmósfera terrestre.

El nitrógeno se transporta a la locación en su estado líquido y luego se convierte en

gas a un régimen controlado; al ser completamente inerte en su estado gaseoso no

reacciona adversamente con ningún fluido de tratamiento o de la formación, es

levemente soluble en agua, petróleo y otros líquidos.

4.8.2 MANERAS PARA REALIZAR LOS ÁCIDOS ENERGIZADOS

BJ Services describe dos maneras para realizar los sistemas de ácidos energizados,

las cuales son:

39

4.8.3 ACIDIFICACIONES CON NITRÓGENO

Durante una acidificación con N2, este ayuda a aumentar la penetración de los

fluidos en la formación, las burbujas del nitrógeno reducen la perdida por filtrado

bloqueando temporalmente los espacios porales, la capacidad de flujo del N2,

incorporado al fluido de acidificación es útil por si falta una bomba durante el

bombeo, se abre el pozo y se deja salir el fluido antes que se gaste; la operación se

reanuda luego de superar el problema presentado.

4.8.3.1 FORMAS PARA DESPLAZAR LOS FLUIDOS DEL POZO CON N2

Existen dos formas:

4.8.3.1.1 DESPLAZAMIENTO POR CIRCULACIÓN

El N2 se bombea a través del CTU y los fluidos son circulados desde el pozo a

superficie, entonces el nitrógeno no puede ser purgado y el pozo evaluado, o puesto

en producción.

4.8.3.1.2 DESPLAZAMIENTO POR INYECCIÓN

El fluido es forzado dentro de la formación en lugar de ser circulado fuera del anillo,

esta técnica se usa para desplazar los fluidos de estimulación dentro de la formación,

en este procedimiento se conecta la línea de nitrógeno a la cabeza de pozo y se

espera la caída de presión cuando el nitrógeno llega a la formación.

40

4.8.4 ACIDIFICACIÓN CON ESPUMA

La espuma se usa para limpiar rápidamente el ácido, además ayuda a transportar los

finos liberados hacia la superficie; el ácido con espuma puede usarse para desviarse

el ácido desde una formación hacia otra.

La espuma es una emulsión gas – agua con aproximadamente el 1% de surfactante

actuando como emulsificante, se obtiene una espuma estable con baja perdida por

filtrado cuando la espuma en condiciones de fondo de pozo esta compuesta de 52 –

95% de nitrógeno, siendo líquido el volumen restante; el líquido es la fase continua y

puede ser ácido, metanol, agua gelcificada o hidrocarburos.

Los ácidos espumados, no requieren caudales de bombeo elevados; para los

tratamientos de matriz se usa una espuma de calidad del 60 – 70% la cual brinda un

control adecuado de la viscosidad; normalmente el ácido con espuma es precedido

por un ácido nitrogenado, debido a la baja viscosidad del ácido nitrogenado, permite

una mejor penetración. Inmediatamente de obtener la penetración inicial de la

formación, la espuma se bombea con una calidad del 65 – 80% para lograr una

mayor penetración debido a la baja pérdida por filtrado.

4.9 TIPOS DE ÁCIDOS

BJ SERVICES clasifica a los ácidos de acuerdo a su aplicación, concentración, así

tenemos las acidos: noemal, limpiador y retardado.

41

4.9.1 ÁCIDO NORMAL

Está constituido por un 15% de ácido clorhídrico y un agente inhibidor, utilizado en

calizas y dolomitas.

4.9.2 ÁCIDO LIMPIADOR

Sirve para limpiar el pozo después de haber terminado la perforación para remover

los fluidos de perforación o, después de acidificar el pozo limpiarlo de los ácidos

utilizados; usualmente son ácidos clorhídricos o sistemas de ácidos HCL: HF.

4.9.3 ÁCIDO RETARDADO

Son aquellos en que la reacción del ácido demora un tiempo prudencial en la

formación, para aumentar la penetración del ácido no gastado, es recomendado para

el tratamiento de formaciones altamente soluble; existen varios tipos de ácidos

retardados como:

4.9.3.1 ÁCIDO RETARDADO GELATINOSO

Este ácido tiene una alta viscosidad, debido a esto se necesita mayor presión de

inyección, además de mayor tiempo de operación.

4.9.3.2 ÁCIDO RETARDADO EMULSIFICADO

Este tipo de ácido se emulsiona con el agua de inyección o con el agua de formación,

permitiendo de esta forma una mayor penetración del ácido en la formación.

42

4.9.3.3 ÁCIDO QUÍMICAMENTE RETARDADO

Es una mezcla de diesel o kerosene, ácido clorhídrico al 15% y un hinhibidor de

corrosión. Este ácido utiliza químicos, que hace que la reacción del ácido se retarde

un tiempo específico, usado en acidificaciones matriciales en donde el volumen del

tratamiento es grande.

4.9.4 ÁCIDO EMULSIFICADO

Los ácidos emulsificados son utilizados para que el tiempo de reacción supere al

tiempo de desplazamiento debido a su alta viscosidad el régimen reflujo es

turbulento y su comportamiento es No – Newtoniano, por este razon necesita mayor

presión de inyección, entre estos está el ácido de lata viscosidad, el cual tiene una

baja pérdida de fluido y permite la penetración del ácido no gastado.

4.9.5 SISTEMAS DE ÁCIDOS

Son mezclas especiales de ácidos requeridos para estimular formaciones y se realiza

para modificar algunas propiedades de los fluidos de tratamiento; según BJ

SERVICES los sistemas de ácidos más importantes son:

4.9.5.1 ÁCIDOS FLUORHÍDRICO Y CLORHÍDRICO (HF y HCL)

El ácido fluorhídrico reacciona con areniscas, arcillas, limos y fluidos de

perforación.

El ácido clorhídrico en estas formulaciones segúntiene tres propósitos:

a) Actuar como un convertidor para producir ácido fluorhídrico del cloruro de

amonio.

43

b) Disolver el material del ácido hidroclorhídrico soluble y prevenir el desgaste

prematuro del ácido fluorhídrico.

c) Prevenir la precipitación del cloruro de calcio.

4.9.5.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS

Los ácidos acético y fórmico con el ácido clorhídrico, se utiliza como alternativa por

la gran capacidad de disolución del ácido con una acción retardada.

El ácido acético es utilizado en concentraciones del 5 al 20%.

El ácido fórmico, normalmente se usa en concentraciones menores del 10%; se

dispone en cuatro formulaciones, DR 9:1, DR 8:2, DR 7:3 y DR 5:5.

Estas formulaciones se usan a altas temperaturas por su bajo grado de reacción.

4.9.5.3 ÁCIDO CLORHÍDRICO Y METANOL

Es una mezcla de baja tensión superficial, esto permite al ácido empleado limpiar la

matriz de la formación en una forma rápida y completa en la mayoría de los casos,

que cuando son usados agentes activos de superficie convencional.

La técnica alcohol–ácido es específicamente recomendada para formaciones

productoras de gas y para lagunas áreas problema en formaciones productoras de

aceite.

CAPÍTULO V

44

CAPÍTULO V

5. TRATAMIENTO QUÍMICO PARA CONTROLAR LA INYECCIÓN

En este se utiliza los químicos requeridos para solucionar los problemas que se

presentan en el campo y para poder controlar la inyección del mismo en cantidades

apropiadas.

5.1 INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN

Los inhibidores de incrustación son químicos los cuales retardan, reducen o

previenen la formación de incrustación cuando se añaden en pequeñas cantidades a

un agua normalmente incrustante tubería o los recipientes. 6 Los inhibidores de

incrustación usados comúnmente son: Esteres fosfatos, Fosfonatos, Polímeros, etc.

5.2 INHIBIDORES DE CORROSIÓN

Los inhibidores de corrosión son materiales que, cuando están presentes en un

sistema en cantidades relativamente pequeñas, reducen la pérdida del metal ya que

atacan la corrosión. Estos inhibidores forman una barrera protectora en la superficie

del metal contra los agentes corrosivos7.

5.2.1 TIPOS DE INHIBIDORES.- Anódico, Catódico, Ohmico, Orgánico

6 Problemas Iniciados por el Agua en las Operaciones de Producción.- Howard J. EnDean, Raymond D. Shelton “Champion Technologies, INC”. Houston, Texas. 7 Tratamiento de Aguas de Formación , Álvarez Corrales Cléber.- Fidel “Universidad Tecnológica Equinoccial” 1997, Tesis de grado, Quito.

45

APLICACIÓN

Los inhibidores orgánicos son suministrados en forma de líquido y son inyectados

con bombas de químico. El químico es a menudo diluido para una fácil aplicación.

En climas fríos el químico debe ser preservado (usualmente con alcohol) o guardado

en un cuarto térmico. Si el químico es preservado, este debe ser compatible con el

alcohol. El alcohol causará que algunos inhibidores en solución precipiten.

Los inhibidores son inyectados dentro de los sistemas de agua sobre una base

continua. Un buen inhibidor debería ser efectivo a una concentración de 5-25 ppm.

5.3 FILTRACIÓN

La filtración es el principal método empleado para clarificar el agua en operaciones

de campo. Los medios filtrantes más comúnmente usados son arena, carbón de

antracita y carbón (grafito).

Los diferentes tamaños del medio filtrante son colocados en un recipiente en forma

de capas. En el fondo se colocan las partículas más grandes del medio filtrante, y las

sucesivas capas se componen de partículas de diámetro más pequeño” 8.

8 Problemas Iniciados por El Agua en las Operaciones de Producción, Howard J. EnDean, Raymond D. Shelton “Champion

Technologies , INC”. Houston, Texas.

CAPÍTULO VI

46

CAPÍTULO VI

6. TRATAMIENTO AL DAÑO DE FORMACIÓN

Los técnicos de BJ establecen que, si el tipo de daño es tratable con soluciones

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

algunas precipitaciones químicas, se debe considerar la inyección del ácido. Los

materiales que causan daño físico a la permeabilidad frecuentemente no son disueltos

por el ácido, el daño se remueve según dos mecanismos distintos que pueden actuar

concurrentemente.

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

permeabilidad.

El ácido crea canales de flujo alternativos, relativamente grandes y que se extienden

más allá de la zona dañada y que ofrecen una derivación al flujo de fluidos.

El tratamiento ácido al daño de formación pude reducir varias clases de resistencia al

flujo como:

(a) baja permeabilidad natural de la formación puede reducir varias clases de

resistencia al flujo como.

(b) conductividad ilimitada de fisuras naturales o inducidas.

(c) daños a la formación debido a fluidos de perforación, completación o por arcillas

desestabilizadas.

(d) permeabilidad reducida en el borde del pozo a causa de incrustaciones.

47

(e) reducción del diámetro efectivo de la tubería de producción por acumulación de

escala.

En el tratamiento ácido al daño de formación puede estar influenciado por:

La temperatura de la formación.

La velocidad de reacción del ácido se incrementa con la temperatura, según BJ

recomienda reducir las concentraciones de los ácidos empleados.

6.1 PREPARACIÓN DEL POZO

Los fluidos deben salir de superficie viajar a través de los punzonados hacia la

formación, en forma que la solución ácida pueda reaccionar con los sólidos que

ocasionan el daño.Cada componente como tuberías, tanques de almacenamiento de

ácido, bombas,etc, deben estar completamente limpios antes de bombear el ácido a la

formación a tratarse. El bombeo de ácido a través de la tubería remueve los sólidos

depositados en la superficie de la tubería. Los sólidos insolubles en ácido como la

grasa de tubería, parafina, incrustaciones de yeso o baritina pueden taponar los

punzonados9. Los sólidos solubles al ácido como el carbonato de calcio puede gastar

el ácido.

Para yacimientos de alta presión se puede bombear el ácido por tubería hasta el

fondo y luego reversar a superficie.

En yacimientos de baja presión, donde la columna hidrostática del ácido es mayor, se

puede usar ácido espumado y luego reversar a superficie.

9 MACLEOD, Harry, Acidificación matricial, Society Petroleum Engineering Publishing, mayo 1992, p.p 2 – 6; 11 – 21.

48

6.2 COLOCACIÓN DEL ÁCIDO Y COBERTURA

Los fluidos bombeados a la formación, toman el camino de menor resistencia, en el

tratamiento normal el ácido penetra a la formación por los punzonados menos o no

dañados, cuando esto sucede la acidificación no obtiene buenos resultados; un

tratamiento ácido bien diseñado no será efectivo a menos que se lo coloque

apropiadamente.

6.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO

Los resultados de los análisis de laboratorio, nos permite encontrar las posibles

causas del problema; los depósitos de lodo de perforación complicaron con el

contacto con el agua de formacion; otro motivo son los cambios de temperatura en

fondo de pozo o el cambio de presión en la cara de la formación, la cual es lo más

probable.

6.4 DISEÑO DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL

El diseño y planificación de un tratamiento matricial debe especificar no solo los

volúmenes y tipos de fluidos a inyectar, sino también el caudal de inyección

admisible y la presión de tratamiento para evitar la fracturación; además, se debe

especificar la secuencia administrativa y operativa para el desarrollo del tratamiento.

6.4.1 PROGRAMA DE ESTIMULACIÓN

En el programa de estimulación estuvo dirigido a realizar una estimulación selectiva

de matriz mediante Packer R3 de Pruebas, Tapon Recuperable y Tapon Puente

49

Recuperable (RBP) a las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu Superior e Inferior del

pozo Jaguar 12 del Campo Jaguar.

6.4.1.1 DATOS DEL POZO

Nota: Las profundidades medidas son con referencia al bushing del Kelly del rig.

Pozo: Jaguar 12.- Inyector de Agua de Formación

CASING SUPERFICIAL: 13-3/8”, K-55 BTC 61 #/ft, 12.515” I.D., 0.1521 bbl/ft Asentamiento (tope) a: 4,931 ft MD

LINER DE PRODUCCIÓN: 9-5/8”, 47 #/ft, N-80

BTC, 8.681” I.D., 0.0732 bbl/ft Tope del Liner: 4,628 ft MD 4,622 ft TVD Fondo del Liner: 7,236 ft MD 7,087 ft TVD PBTD: 7186 ft MD

SARTA DE TUBERIA (Workstring) 3 1/2", 9.3 #/ft, 2.992”

I.D., 0.00870 bbl/ft Gradiente de Temperatura 1.45 0F / 100 ft

50

Tabla N° 4 Datos de Perforación

Formación

Intervalos Perforados /ft

Profundidad a mitad de las Perforaciones

TVD

BHST/

0F

BHP psi

Perm. (md)

Orteguaza

5,148 – 5,158 (10) 5,175 – 5,195 (20)

5,137

155

40 md

Tiyuyacu Superior

5,942 – 5,948 (06) 5,954 – 5,992 (38)

5,891

165

2,400

130 md

Tiyuyacu Inferior

6,971 – 7,022 (51) 7,033 – 7,058 (25) 7,062 – 7,100 (38) 7,106 – 7,145 (39) 7,150 – 7,166 (16)

6,909

180

3,000

150 md

Fuente : BJ Services Company Elaborado por : Ronald Jarrin

Tabla N° 5 Datos de Desviación del Pozo

PROFUNDIDAD

DE ESTUDIO (FT)

PROF. VERTICAL

VERDADERA

(FT)

INCLINACIÓN

(GRAD)

3044 3043.95 00.21

4466 4464.14 10.03

4854 4837.36 19.40

6086 6003.62 18.49

7240 7090.82 20.65


51

6.5 OBJETIVOS DE LA ESTIMULACION

Jaguar 12 WDW # 1 es un pozo sumidero de agua. Los objetivos del tratamiento son:

Tratar los residuos de barro PHPA y tratamiento oxidante antes de un tratamiento de

estimulación acida.

Realizar la estimulación selectiva de los diferentes intervalos de acuerdo con el

análisis de núcleos y recomendaciones del laboratorio de las formaciones Orteguaza,

Tiyuyacu Superior y la Inferior.

Uso del packer de prueba R3 y del tapón Retreivable Bridge Plug (RBP) para tratar

selectivamente cada intervalo perforado.

52

Fig. N° 3 ESQUEMA DEL POZO

UBICACIÓN EN SUPERFICIE 347,074.360 mE

Desviacion maáxima del pozo : 20.65 deg. @ 7240' MD (7095' TVD)

"A" Seccion del cabezal.

ABB, 13 3/8" x 5 1/2" Tbg. Hgr., CWCT-FGH.

(A 3 1/2" section "B" & 5 1/2" section "C" )

KOP at 3917' MD (3917' TVD)

K-55, 61 ppf, BTC.

Perforaciones

Guia de Entrada 5 1/2" @ 5019' MD

PBTD @ 7186'MD

Liner de Produccion @ 7236' MD / 7087' TVD9 5/8" N-80, 47 ppf, BTC

TDMD: 7240' / 7095' TVD

POZO: JAGUAR 12 WDW #1 LOCACION:

RT ELEV: 790.30 FT 9,982,494.780 mN

9 5/8" Packer Baker F-1 Top @ 4988'MD

GL ELEV: 760.30 FT

RT: 30 FT

5146’- 5156’, 5175' - 5196'

(31 ft)

Upper Tiyuyacu5942’- 5948’, 5954' - 5992'

Orteguaza

(169 ft)

(44 ft)

Lower Tiyuyacu6,971’- 7,022’, 7,033' - 7,058', 7,062' - 7,100'

7,106’- 7,145’, 7,150' - 7,166'


53

Tabla N° 6 POZO: JAGUAR 12-1WD INYECCION DIARIA DE AGUA Fecha Inyección Presión Diaria

Diaria de Agua en el Cabezal bbl Psia

19-oct-10 1476 1000

20-oct-10 2474 1000 21-oct-10 2976 1500 22-oct-10 2700 1500 23-oct-10 3022 1850 24-oct-10 3997 1860 25-oct-10 4190 1860 26-oct-10 2095 1860 27-oct-10 0,1 0,1 28-oct-10 0,1 0,1 29-oct-10 0,1 0,1 30-oct-10 0,1 0,1 31-oct-10 11210 1900

01-nov-10 9950 1800 02-nov-10 10256 1820 03-nov-10 9707 1830 04-nov-10 14651 1910 05-nov-10 11399 1740 06-nov-10 12180 1850 07-nov-10 12617 1850 08-nov-10 11319 1860 09-nov-10 10620 1850 10-nov-10 10253 1850 11-nov-10 9998 1860 12-nov-10 10314 1870 13-nov-10 8074 1800 14-nov-10 10085 1820 15-nov-10 4243 1780 16-nov-10 9718 1810 17-nov-10 7490 1800 18-nov-10 4269 1700 19-nov-10 9821 1700 20-nov-10 0,1 0,1 21-nov-10 0,1 0,1 22-nov-10 0,1 0,1 23-nov-10 0,1 0,1 24-nov-10 7650 1960 25-nov-10 16035 1840 26-nov-10 7474 1300 27-nov-10 8700 1520 28-nov-10 8705 1540 29-nov-10 11138 1870 30-nov-10 13746 1900


HISTORIA DE LA INYECCION DE AGUA

Varios núcleos fueron tomados de todas las

pruebas de compatibilidad se ejecutaron a diferentes concentraciones y sistemas.


para cada intervalo.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

19-O

ct-10

21-O

ct-10

23-O

ct-10

25-O

ct-10

Inyección Diaria de agua bbl

Fig. N° 4 JAGUAR 12-1WD

HISTORIA DE LA INYECCION DE AGUA


Varios núcleos fueron tomados de todas las formaciones, solubilidad al ácido y



27-O

ct-10

29-O

ct-10

31-O

ct-10

02-N

ov-10

04-N

ov-10

06-N

ov-10

08-N

ov-10

10-N

ov-10

12-N

ov-10

14-N

ov-10

16-N

ov-10

18-N

ov-10

20-N

ov-10

Inyección Diaria de agua bbl Presión diaria en Cabezal psia

formaciones, solubilidad al ácido y



22-N

ov-10

24-N

ov-10

26-N

ov-10

28-N

ov-10

30-N

ov-10

Presión diaria en Cabezal psia

55

Con el fin de tratar cualquier residuo de barro en la formación un sistema oxidante

ha sido elegido a fin de eliminar y evitar cualquier reacción negativa con el ácido.

Previo a las operaciones de reacondicionamiento del pozo Jaguar, un registro de

inyección se corrió en este pozo, mostrando que la mayor parte del fluido inyectado

va a la formación Orteguaza (aprox. 60%). Otro 25% se va en las perforaciones

superiores de Tiyuyaco inferior. Otro 10 % adicional va a la formación Tiyuyaco

superior. El 5% que falta va a dentro de las perforaciones en medias de la Tiyuyaco

inferior.

Es muy importante mencionar que el 12% de todas las perforaciones se encuentran

en Orteguaza y formación está tomando casi el 60% del fluido (Esta formación fue

reportada como la menos permeable, 40 md).

El Tiyuyaco Inferior, parece ser la formación más permeable y teniendo casi el 70%

de todas las perforaciones está tomando sólo el 31% del fluido inyectado. Se espera

un gran daño en esta zona y todos los tratamientos se orientaran a esta arena

preferentemente.

La tabla siguiente muestra composición fluido.

56

Tabla N° 7 Fluido Acondicionador para el tubing al 7.5% HCl

Producto Descripción Ingredientes para 1000 gal

Agua Agua 803 gal

HCl 34% Acido Clorhídrico al 35% 195 gal

CI-25 Inhibidor de Corrosión 2 gal


6.6 TRATAMIENTO DE LOS RESIDUOS DE LODO

(PHPA Mud Residues Treatment)

A pesar de que un sistema de barro PHPA ha demostrado ser bueno en la

estabilización de la pizarra, ahí utilice, es aún más polimerizado por tratamiento con

ácidos fuertes, formando un precipitado gelatinoso gomoso. Por lo tanto, no es

recomendado bombear directamente los acidos fuertes para tratar sistemas de barro

PHPA.

En razón de que hubo algunas pérdidas de barro experimentados durante la fase de

toma de nucleos de este pozo, se recomienda realizar un tratamiento con

hyperchlorito de sodio. Este tratamiento limpiara cualquier residuo en la formación y

también limpiara las perforaciones.

Adicionalmente a este efecto químico se recomienda utilizar el RotoJet para limpiar

las perforaciones y aprovechar las ventajas de su efecto mecánico, ya demostrado en

otros pozos.

57

No se puede olvidar que se debe sacar el tratamiento de Hyperchlorito de sodio

bombeado al pozo antes de llevar a cabo cualquier tratamiento de estimulación ácida

6.7 DATOS DE MINERALÓGIA

Estudios preliminares sobre los núcleos de estas formaciones revelaron los siguientes

resultados:

Tabla N° 8 Análisis Mineralógico con Rayos X

Phase Orteguaza Upper Tiyuyacu Lower Tiyuyacu

Quartz 74 87 88

Plagioclase 10 tr nd

K-feldspar tr nd nd

Pyrite nd 1 nd

Illite (and/or) Mica 3 2 tr

Kaolinite 6 6 3

Chlorite 6 3 2

Illite90/Smectite10 tr nd 6


Tabla N° 9 Solubilidad al Acido

Formación HCl%

7.5 15 28

Orteguaza 2.4 2.7 3.0

Tiyuyacu Superior 1.6 1.7 2.3

Tiyuyacu Inferior 2.1 2.9 3.5


58

Las muestras han restringido la solubilidad en ácido clorhidrico HCl, y ya no hay la

posibilidad de escala de carbonato, entonces poco beneficio se espera con el uso del

HCl.

La única reacción puede ser con el cemento.

Fig. N° 5 Granos cubiertos por arcilla y cementado con calcita


El ácido orgánico, ácido acético, ha demostrado ser el mejor ácido para utilizar en

presencia de clorita. La caolinita es abundante, 6%. El potencial de finos móviles es,

por tanto, de consideración. La presencia de zeolitas requiere evitar el HCl.

59

Fig. N° 6 Matriz de la Roca.- Zeolita


Al contacto con la Zeolita, el HCL deja como reciduo un gel de sílice (daño

secundario).

El tratamiento de estimulación ácido recomendada es un “Regular Strength BJ

Sandstone acid”. Este sistema también es recomendado para desplazar el tratamiento

ácido profundamente en la formación (5 a 10 pies), antes de detener el bombeo.

6.7.1 FLUIDOS DE ESTIMULACION

Por referencias de pruebas de flujo realizadas en núcleos, se recomienda el

tratamiento para estimular las formaciones siguientes.

60

6.7.1.1 FORMACIONES: ORTEGUAZA, TIYUYACO SUPERIOR E

INFERIOR

Volúmenes:

BJ recomienda un mínimo de 75 gal/ft para el preflujo y para el tratamiento de

posflujo. El tratamiento principal debe ser bombeado a 50 gal/ft.

El sobreflujo debe ser de 100 gal/ft y el desplazamiento tal que el tratamiento total se

coloca alrededor de 5 a 10 pies dentro del reservorio antes de parar el bombeo.

PREFLUJO 10% Acido HCl S3

TRATAMIENTO PRINCIPAL Acetic Half Strength Sandstone Acid TM

POSFLUJO 10% Acido HCl S3

SOBRE FLUJO 3% Solución de cloruro de Amonio.

PREFLUJO/POSFLUJO:

Nombre: 10% de HCl S3

Fluido Base: Agua fresco filtrada a 2 microns

61

Tabla N° 10 10% HCl S3 Acid

PRODUCTO DESCRIPCIÓN INGREDIENTES

PARA 1000 GAL

Agua Agua 688 gal

HCl (34%) Acido clorhídrico 263 gal

HV AcidTM Acido marca registrada 8 gal

CI-25 Inhibidor de corrosión 5 gal

Claymaster 5C Estabilizador de Arcillas 2 gal

F-300L Agente controlador de

hierro

10 gal

US-40 Solvente 20 gal

NE-118 Surfactante 2 gal


6.7.1.2 TRATAMIENTO DE ESTIMULACION PRICIPAL: Nombre: Acetic Half Strength Sandstone Acid™

Fluido Base: Agua Fresca Filtrada a 2 micrones

Tabla N° 11 Acetic Regular Strength Sandstone AcidTM

PRODUCTO DESCRIPCION Ingrediente por 1000 gal

Agua Aguar 880 gal

Acido Acético Acido Orgánico 45 gal

ABF Bifloruro de Amonio 200 lbs

HV AcidTM Acido Marca Registrada 15 gal

CI-11 Inhibidor de Corrosión 5 gal

Claymaster 5C Estabilizador de Arcillas 2 gal

F-300L Agente controlador de hierro 10 gal

NE-118 Surfactante 2 gal


62

SOBRE FLUJO

Nombre: 3% Solución Cloruro de Amonio

Fluido Base : Agua Fresca, filtrada a 2 micrones

Tabla N° 12 Solución Cloruro de Amonio al 3%

PRODUCTO DESCRIPCION Ingredientes por 1000 gal

Agua Fresca Agua 990 gal

NH4Cl Cloruro de Amonio 252 lbs


6.8 ANÁLISIS DE REGISTROS DE CEMENTO DE LOS INTERVALOS

PERFORADOS

El registro de cemento fue leído en cada intervalo con los siguientes comentarios:

ORTEGUAZA: el registro de cemento de Orteguaza muestra cemento de mala

calidad. Según el registro no muestra buen aislamiento.

6.8.1 TIYUYACO SUPERIOR:

De los intervalos perforados superiores el cemento es bueno. Delante del menor

intervalo perforado el cemento está mostrando una calidad regular de cemento, de

todos modos, hay buen aislamiento de anillos de cemento arriba y abajo el intervalo.

6.8.2 TIYUYACO INFERIOR:

Todo el cemento delante de todos los intervalos perforados en esta formación puede

ser calificado como un cemento regular. No hay buen cemento delante o incluso el

63

anillo de cemento entre cada intervalo perforado. El promedio de lectura en el

registro de CBL es de alrededor de 25 +.

6.8.3 FUENTE DE AGUA:

Agua dulce será suministro para preparar el ácido para el preflujo y posflujo. Es muy

importante utilizar agua limpia, fresca y filtrado para preparar todos los fluidos de

estimulación.

6.9 EJECUCIÓN DEL TRATAMIENTO:

Cada intervalo será selectivamente estimulado mediante un packer de prueba

(retreivable) y un RBP proporcionados por BJ Services.

Procedimientos operacionales y detalles de herramienta y funcionamiento se incluye

a continuación.

Los líquidos deben ser bombeados tan rápido como sea posible durante su estadía

bajo presiones de fracturamiento esperados.

6.9.1 QUIMICOS

6.9.1.1 ENJUAGUE DE LA TUBERIA (Tubing Pickle Acid)

Nombre: HCl al 7.5%

Fluido Base: Agua fresca

Volumen: 210 gal (5 bbls)

64

Tabla N° 13 Enjuague de la Tuberia

Concentracion

Descripcion

Cantidad

Per 1000 Gals Total

195 gal 34% Acido HCl Concentrado 41 gal

803 gal Agua Fresca 169 gal

2 gal CI-25 Inhibidor de Corrosión 0.5 gal


Tabla N° 14 Químicos Requeridos para Tiyuyacu Inferior

ETAPA INTERVALOS PERFORADOS TOTAL

16ft

gal (bbl)

39 ft

gal (bbl)

38 ft

gal (bbl)

25 ft 51 ft

gal (bbl)

Gal (bbl)

Hipoclorito

de Sodio

840 (20 )

Preflujo 1200

(28.6)

2925

(69.6)

2850

(67.9)

1875

(44.6)

3825 (91) 12675

(301.8 )

HS SSA 800 (19) 1950

(46.4)

1900

(45.2)

1250

(29.8)

2550

(60.7)

8450

(201.2)

Posflujo 1200

(28.6)

2925

(69.6)

2850

(67.9)

1875

(44.6)

3825 (91) 12675

(301.8)

Sobreflujo 1600 (38) 3900

(92.9)

3800

(90.5)

2500

(59.5)

5100

(121.4)

16900

(402.4)


65

Tabla N° 15 Químicos Requeridos para Tiyuyacu Superior


6 ft 38 ft Gal (bbl)

gal (bbl) gal (bbl)

Hipoclorito de Sodio

630 (15 )

Preflujo 450 (10.7) 2850 (67.9) 3300 (78.6 )

HS SSA 300 (7.1) 1900 (45.2) 2200 (52.3)

Posflujo 450 (10.7) 2850 (67.9) 3300 (78.6 )

Sobreflujo 600 (14.3) 3800 (90.5) 4400 (104.8)


Tabla N° 16 Químicos Requeridos para Orteguasa


10 ft

gal (bbl)

20 ft

gal (bbl) Gal (bbl)

Hipoclorito de Sodio 630 (15 )

Preflujo 750 (17.9) 1500 (35.7) 2250 (53.6 )

HS SSA 500 (11.9) 1000 (23.8) 1500 (35.7)

Posflujo 750 (17.9) 1500 (35.7) 2250 (53.6 )

Sobreflujo 1000 (23.8) 2000 (47.6) 3000 (71.4)


PREFLUJO

Name: 10% HCl S3 Acid

Fluido Base: Agua Fresca filtrada a 2 micrones

Volumen: 18,225 gals (433.9 bbls)

66

Tabla N° 17 Preflujo

CONCENTRACION

POR 1000 GALS

DESCRIPCION ´CANTIDAD

TOTAL

688 gal Water 12539 gal

263 gal 34% Hydrochloric Acid 4793 gal

8 gal HV AcidTM 146 gal

5 gal CI-25 91 gal

2 gal Claymaster 5C 36 gal

10 gal F-300L 182 gal

20 gal US-40 365 gal

2 gal NE-118 36 gal


6.9.1.2 TRATAMIENTO PRINCIPAL

Nombre: Acetic Half Strength Sandstone AcidTM


Volumen: 12,150 gals (289 bbls)

Tabla N° 18 Tratamiento Principal

CONCENTRATION

POR 1000 GALS

DESCRIPTION TOTAL

QUANTITY

880 gal Fresh water 10692 gal

45 gal Acetic Acid 547 gal

200 lb ABF 2430 lb


5 gal CI-11 61 gal


10 gal F-300L 122 gal

2 gal NE-118 24 gal


67

6.9.1.3 POSFLUJO

Nombre: 10% HCl S3 Acid



Tabla N° 19 Posflujo

CONCENTRACION POR 1000 GALS

DESCRIPCION CANTIDAD TOTAL

688 gal Agua 12539 gal

263 gal Acido Hipoclorito al 34% 4793 gal


5 gal CI-25 91 gal


10 gal F-300L 182 gal

20 gal US-40 365 gal

2 gal NE-118 36 gal


SOBREFLUJO

Nombre: Solución de Cloruro de Amonio al 3%

Fluido Base: Agua fresca, filtrada a 2 micrones


Tabla N° 20 Sobreflujo

CONCENTRACIÓN

POR 1000GALS

DESCRIPCION CANTIDAD

TOTAL

990 gal Agua fresca 24057 gal

252 lbs NH4Cl 6080 lbs


68

6.9.1.4 PRODUCTOS

Tabla N° 21 Productos

CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCION

59996 gals Agua filtrada a 2 micrones

2100 gals Hipoclorito de Sodio

9586 gals Acido 34% HCl

547 gals Acido Acético

474 gals HV AcidTM

2430 lbs ABF Bifloruro de Amonio

61 gals CI-11 Inhibidor de Corrosion

183 gals CI-25 Inhibidor de Corrosion

72 gals Claymaster 5C Estabilizador de Arcillas

486 gals F-300L Iron Chelating

730 gals US-40 Solvente Mutual

72 gals Surfactante

6080 lbs NH4Cl Cloruro de Amonio


6.10 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL

El programa fue elaborado por BJ Services Company S.A. y aprobado por la

compañía dueña del pozo, son los siguientes:

• Asesorar y revisar las actividades planeadas con el jefe de Produccion.

• Mover la torre de reacondicionamiento a la locación y proceder a levantarlo,

armar equipos asociados. Estar seguros que los tanques de la torre de

reacondicionamiento estén limpios.

• Preparar el cabezal de pozo y el BOP y hacer pruebas

69

• Mantener una reunion de seguridad con todo el personal involucrado en las

operaciones

• Desarmar y sacar del pozo el ensamblaje de inyección

• Desarrollar los preparativos para las operaciones en el pozo

• Bajar al pozo con el siguiente ensamblaje con drill pipe de 3 ½” para pruebas

selectivas y estimular los intervalos perforados.

� 9-5/8” Retrievable Bridge Plug.

� 9-5/8” RBP Retrieving Tool

� 10 ft Pup Joint 3-1/2” EUE

� 9-5/8” Test Packer

� 1 joint 3-1/2” EUE

� Crossover 3-1/2” EUE Pin x 3-1/2” IF Box

• Ubicar los equipos de BJ en la locación. Acordar la ubicación de los tanques que

contienen Hipoclorito de Sodio y el Acido Clorhídrico.

• Armar lineas de BJ y probar las mismas a 3500Psi por 5 minutos.

• Mantener una reunión de seguridad con todo el personal involucrado

• Asentar el packer RBP de 9 5/8” a aproximadamente 7.180ft MD y probar el

packer debajo del intervalo más profundo a ser estimulado (aprox. 7170 ft).

Realizar pruebas de presión entre el packer y el tapón puente a 1000 psi por 5

minutos.

• Antes de realizar cualquier bombeo a la formación, acondicionar la tubería con

acido clorhídrico al 7.5% con 0.2% de CI 25 como sigue:

a) abrir el by-pass por encima del packer R3 y establecer circulación.

70

b) Bombear 5 bbls de ácido acondicionador de tubería a 0,75 de bpm.

c) Reversar el tratamiento. El personal de la compañía neutraliza al acido

en superficie.

• Ubicar la sarta de trabajo en el fondo de las perforaciones. Realizar la

estimulación con Hipoclorito de Sodio ubicando este tratamiento en el espacio

anular frente a las perforaciones. Esto requiere la circulación alternada de

píldoras de Hipoclorito de Sodio y que el agua producida actúe como un

espaciador frente a los intervalos no perforados del casing como sigue:

• Bombear 15 bbls de Hipoclorito de Sodio

• Bombear 30 bbls de agua


• Bombear 50 bbls de agua


• Desplazar con 62 bbls de agua

• Detener el bombeo y dejar en remojo durante 8 horas.

• Revertir el tratamiento de Hipoclorito de sodio, recoger en un tanque apropiado

para su eliminación.

• Asentar el Packer Packer de 9-5/8” @ +/7,103 ft MD y realizar la prueba de

inyección utilizando agua de producción antes de estimular este intervalo.

Registrar y reporter los resultados.

• Abrir la valvula By pass ubicada arriba del packer y circular los 5 bbls de

tratamiento acido de estimulacion por el portico de circulacion.

71

• Cerrar las válvulas del by-pass y continuar inyectando el tratamiento en la

formación a máxima velocidad posible. Sobredesplazar de 5 a 10 pies en la

formación bombeando agua de producción. Nota: El tratamiento debe ser

bombeado a las condiciones de la matriz. Supervisar el flujo de anular.

• Desasentar y correr de regreso el packer de prebas de 9 5/8” y enganchar al Tapon

puente Recuperable.

• Subir el ensamblaje de empacaduras y repetir los pasos del 14 a 17,

seleccionando las mejores profundidades de ajuste para ambos el RBP y el Packer

de Pruebas para realizar las pruebas de aislación antes de proceder a las pruebas y

estimular las otros intervalos perforados de forma independiente para asegurarse

de que no haya fugas.

• Correr el Packer en el pozo y enganchar al Packer de PruebasRBP y sacar del

hueco del pozo el mencionado ensamblaje.

• Probar el pozo.

El tratamiento de estimulacion acida a las formaciones esta dividido en cuatro etapas.

En la tabla N° 22 Etapas del tratamiento, se especifica detalladamente las

profundidades de los intervalos a ser intervenidos y la profundidad exacta don las

herramientas de pruebas (RBP y Packer R3) son asentadas.

72

Tabla N° 22 Etapas del tratamiento

Etapas del tratamiento

Intervalo Perforado ft

Profundidad del RBP /ft

Profundidad del Packer R3

/ft

Etapa 1 7166 a 7150 (16) 7145 a 7106 (39)

7180 7103

Etapa 2 7100 a 7062 (38) 7058 a 7033 (25)

7103 7028

Etapa 3 7022 a 6971 (51) 7025 6968

Etapa 4 5992 a 5954 (38) 5948 a 5942 (06)

5995 5940

Etapa 5 5195 a 5175 (20) 5158 a 5148 (10)

5197 5145


6.11 DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO DE

ESTIMULACIÓN

La composición de las mezclas químicas están indicadas en el programa de fluidos

de tratamiento dado por el laboratorio, la mezcla de los fluidos fueron preparadas

independientemente de acuerdo a las recomendaciones del laboratorio. Este proceso

se ejecuta estrictamente en un orden establecido.

El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, comienza con

la disminución gradual de la presión en superficie y el consecuente aumento del

volumen de inyección de fluido a la formación receptora.

En resumen, se puede considerar que la estimulación fue exitosa, el volumen de

ácido fue el adecuado y la supervisión técnica de la operación de estimulación fue

buena.

73

6.12 EVALUACIÓN DEL TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN

Una vez terminado el trabajo el staff del personal de operaciones (ingeniero se

servicios y personal del departamento de seguridad industrial y medio ambiente), se

reúnen para examinar las operaciones efectuadas y otros asuntos innerentes que se

presentaron en el trabajo.

6.12.1 RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN

Analizando los datos obtenidos de la prueba de inyección posteriores al trabajo de

estimulación y limpieza de las perforaciones se puede decir que se cumplió con el

primer objetivo del tratamiento de estimulación, el cual consiste en eliminar el daño

de las formaciones y recuperar la capacidad inyección del agua de formación, ver

Tabla N° 23 Y Fig. N° 7 se concluye que se cumplió con el objetivo, resultado que

es satisfactorio para la empresa operadora y la de servicios.

Tabla N° 23 Resultados de la Estimulación

POZO: JAGUAR 12-1WD Fecha Inyección Presión

de agua Cabezal Bbl/día psia

26-nov-10 7474 1300 27-nov-10 8700 1520 28-nov-10 8705 1540

29-nov-10 11138 1870 30-nov-10 13746 1900

02-dic-10 15100 1250

Fuente : BJ Services Company

Elaborado por : Ronald Jarrin

74

Fig. N° 7 Arranque - Prueba de Bombeo de Inyección



En suma se puede decir que, el resultado del tratamiento es satisfactorio, por que se

cumplieron los objetivos propuestos para el trabajo de estimulación, además en la

evaluación de la operación, normas y procedimientos dieron resultados positivos,

por lo que podemos afirmar que fue un éxito el trabajo de estimulación.

7474

8700 8705

11138

13746

15100

1300 1520 15401870 1900

1250

Arranque - Prueba de Bombeo de InyecciónDespues de la estimulacion

Inyección Diaria de agua bbl Presión diaria en Cabezal psia

75

6.12.2 PROCESO DE LA INFORMACIÓN

Una vez determinado el trabajo de estimulación, se empieza a procesar la

documentación en donde constan los reportes de operación de las distintas unidades,

así como los análisis de laboratorio, las evaluaciones o comentarios al trabajo

realizado y resultados del mismo; onformando el archivo de pozo para posteriores

trabajos y toma de decisiones en próximos diseños.

6.12.3 BALANCE DE LA EJECUCIÓN DE LA OPERACIÓN

La operación se ejecuto de acuerdo al programa establecido por la compañía de

servicios y que en la practica se cumplió con la secuencia operativa y no se presento

ningún problema durante el trabajo

6.13 COSTOS DEL TRABAJO

El ticket de Servicio es preparado por el Ingeniero de Servicios y consta toda la

secuencia operativa y otro ticket por los materiales usados, estos dos documentos son

abalizados por el representante del pozo y el representante de la compañía de

Servicios que estuvo en la operación.

Los costos del trabajo se realizan en una factura emitida por personal del

departamento financiero de BJ Services Company, donde se desglosan los costos y

los impuestos según las normativas fiscales.

76

6.13.1 COSTO POR SERVICIOS Y EQUIPOS

ESTIMULACIÓN SELECTIVA DE LAS FORMACIONES ORTEGUAZA,

TIYUYACU SUPERIOR E INFERIOR

Tabla N° 24 Servicio de Equipos

Qty. Unidad Descripción Precio Unitario

Precio Total

USD USD 4.425 gals Acido / Bombeo Quimico 0,66 2.902,80

4.425 gals Mezcla de Fluidos y Quimicos 0,10 435,42

3 job Tanque para Acido, 1000 gallons 692,80 2.078,40

600 km Transportación, Tanque para Acidos

2,27 1.363,20

Total Servicio de Equipos US$ 8.474,78 Fuente : BJ Services Company


Tabla N° 25 Productos


Precio Total

USD USD 183 gals CI-25 61,00 11.163,00 547 gals Acido Acético 28,28 15.469,16 486 gals FERROTROL 300L 18,82 9.144,58 61 CI-11 Inhibidor de Corrosion 21,00 1.281,00

474 gals HV ACID 84,84 40.214,16 9.586 gals HCL, 33% 3,98 38.113,94 2.100 gals Hipoclorito de Sodio 22,68 47.628,00

72 gals NE-118 28,00 2.016,00 72 gals CLAYTREAT 3B 29,68 2.136,96

6.080 lbs NH4Cl Cloruro de Amonio 1,11 6.748,80 730 gals US-40 19,20 14.016,00

2.430 lbs ABF Bifloruro de Amonio 5,13 12.465,90 Total Productos US$ 200.397,49



77

Tabla N° 26 Costo Total del Personal


Precio Total

USD USD 6 Día Ayudantes 200,00 1.200,00 1 Día Ingeniero de servicios 875,00 875,00 1 8 hours tecnologo Laboratorista 525,00 525,00

Costo Total US$ 2.600,00 Fuente : BJ Services Company


Tabla N° 27 Costo Total del trabajo

Servicio de Equipos 9.144,58 Productos 200.397,49 Personal 2.600,00

Costo Total US$ 209.542,07 Fuente : BJ Services Company


CAPÍTULO VII

78

CAPÍTULO VII

7. EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y PERSONAL DE ESTIMULACIÓN

7.1 SELECCIÓN DE EQUIPOS

En concordacia con el diseño de la operación, se programan los equipos a utilizar. El

principio fundamental de la inyección del fluido al pozo, es la presión ejercida por

potentes bombas en superficie, las cuales son accionadas por motores a diesel.

7.1.1 EQUIPOS

7.1.1.1 UNIDAD DE ACIDIFICACIÓN

Esta unidad moderna de última tecnología esta compuesta por dos motores a diesel que

accionan dos bombas triples (de tres pistones cada una) que pueden suministrar hasta

15.000 Psig cada una, con dos tanques donde se preparan los químicos que se van a

inyectar al pozo, los tanques están diseñados para resistir al ácido y los solventes.

Para los trabajos de estimulación BJ utiliza equipos con bombas triplex de flujo

intermitente que desarrollan bajos caudales y altas presiones.

Fig. N° 8 Equipo de Acidificación


79

7.1.1.1.1 MISCELANEOS DE LA UNIDAD DE ACIDIFICACION

En este caso la unidad de bombeo, tiene un panel de controles con los instrumentos

medidores necesarios pare el desarrollo de la operación; esta unidad dispone de lo

siguiente:

a) Registrador de presión desde 1.000 hasta 15.000 Psi

b) Contador de barriles

c) Medidor de presión de centrífuga, bomba de aceite, de aire, aceite.

d) Medidor de temperatura desde 60° C hasta 120° C.

7.1.1.2 UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO

Cuando se necesita grandes volúmenes de ácido, se utiliza un carro-tanque diseñado

para transporte de ácido, es un equipo adicional a la unidad bombeadora de ácido.

Fig. N° 9 Unidad para Transporte de Ácido

Fuente: BJ Services Company S.A. Elaborado por: Ronald Jarrin

80

7.1.1.3 CONEXIONES EN SUPERFICIE

Todos los trabajos que se realizan en pozo se necesita conexiones de baja presión o de

alta presión; estas conexiones se hacen por medio de mangueras o tuberías y son para

unir tanques y bombas o bombas entre si o con el pozo.

Fig. N° 10 Línea de alta presión


La línea de alta presión al pozo no debe ser rígida y debe tener la libertad de

movimiento en todos los planos, estas líneas son usadas para el bombeo de fluidos

energizados con gases (N2 ó CO2) o fluidos de cementación o fracturamiento.

Las mangueras de alta presión fabricadas de goma o caucho de cubierta externa, son las

que se emplean para el lavado de las líneas de servicio, transferir ácido o fluidos de

desplazamiento, estas mangueras no deben ser usadas para bombeos a presión o como

parte de las líneas de venteo de alta presión, estas mangueras solas pueden ser usadas

para aliviar la presión cuando están fijas a los manifolds de los bombeadores a presión.

81

7.1.1.3.1 LÍNEAS DE BAJA PRESIÓN

BJ SERVICES (8) establece que las líneas de baja presión son aquellas menores de 500

Psig, también son identificadas por su diámetro interno y generalmente son de 2, 3 y 4”.

Estas líneas están generalmente asociadas con la unión para la alimentación de los

mezcladores, transporte de químicos o ácidos; usualmente son mangueras de caucho y

materiales combinados y reforzados con una estructura de metal en forma y mantener la

resistencia, en este tipo de líneas se debe tener cuidado de no sobre presurizar las

mangueras.

7.1.1.4 ACCESORIOS

7.1.1.4.1 UNIONES

BJ SERVICES (8) establece que las uniones son las conexiones entre tuberías, las

cuales pueden ser de alta presión entre 6.000 – 15.000 Psig y de baja presión hasta 500

Psig, estas conexiones son rígidas y se lo realiza a través de:

a) Niple, extremos macho – macho

b) Cuplas, extremos hembra – hembra

c) Uniones, extremos hembra – macho

Las uniones de baja presión en las mangueras tienen los extremos roscados y se aprieta

la manguera con el niple de la unión con abrazaderas y no utilizan sellos de presión.

Las uniones de alta presión son de armado rápido requieren de anillos de goma o

elastómetros en las conexiones que resisten un mínimo de 10.000 Psig. Sus uniones se

ajustan a golpe de maza.

82

La unión se hace ajustando un rosca hembra que tiene tres orejas con una rosca macho

que tiene un extremo cónico convexo que ajusta con la cavidad de la rosca hembra; esta

unión es metal – metal o metal – elastómetro. En las conexiones de alta presión se

utilizan uniones que permitan que la tubería no sea rígida, las más importantes son:

7.1.1.4.2 UNIONES GIRATORIAS

Son uniones giratorias especiales de alta presión combinadas con codos y con medias

uniones en cada extremo, combinaciones de una o más secciones que permite el giro de

la tubería bajo la presión de operación; existen varias configuraciones de uniones.

Constan básicamente de tres pistas, donde hay rodamientos en cada una, tiene sellos de

alta presión y deben ser engrasadas y mantenidas.

Fig. N° 11 Uniones Giratorias


7.1.1.4.3 CODOS

Son cañerías de alta presión con uniones macho – hembra, macho – macho, o hembra –

hembra que permite direccionar el flujo en un ángulo generalmente de 90 grados.

83

Fig. N° 12 Set de codos SPM

Fuente: SPM Floe Control Elaborado por: Ronald Jarrin

7.1.1.4.4 CHIKSANS

Se emplean en los camiones bombeadores y son conjuntos ya armados de tubos y

uniones constituidas de cuatro codos, cuatro uniones y una unión doble integrado en una

sola unidad que permite conectar líneas.

Fig. N° 13 Configuraciones Chiksan


84

7.1.1.4.5 VÁLVULAS

Son componentes que permiten o no el paso de un fluido en una cañería, estas se

clasifican de acuerdo al uso y características, en BJ SERVICES ECUADOR se utilizan

las válvulas de acuerdo a la presión.

7.1.1.4.5.1 VÁLVULAS ALTA PRESIÓN

Válvulas que están instaladas en las líneas de alta presión y venteo, refiere a las

siguientes:

7.1.1.4.5.2 TIPO ESCLUSA

Consta de un macho cónico que cierra u obtura el flujo del fluido, normalmente se cierra

en sentido horario (a la derecha) y se abren en sentido anti horario (a la izquierda); el

vástago accionado por el volante, sube o baja obturando con el macho cónico el fluido,

unos retenes impiden que el fluido de alta presión pase de un laso al otro de la línea.

7.1.1.4.5.3 TIPO TAPÓN

Son las más usuales en los casos que haya que trabajar con alta presión, se usan en todas

las líneas de estimulación y cementación, en todo servicio en el cual intervenga una

bomba de alta presión; Acciona con un cuarto de vuelta, el tapón cilindro o cónico tiene

un agujero central de un diámetro igual al del paso del cuerpo de la válvula.

85

7.1.1.4.5.4 TIPO AGUJA

Es una válvula de bajo caudal y alta resistencia a la presión, utilizada en las líneas de

venteo para descargar la presión contenida en un determinado volumen de línea, acciona

con un cuarto de vuelta y consta de un macho cónico que obtura el fluido.

7.1.1.4.5.5 TIPO RETENCIÓN

Son válvulas que permiten el flujo en un único sentido, retienen el flujo en sentido

contrario al indicado, el sentido del flujo está indicado con una flecha grabada en el

cuerpo de la válvula, estas válvulas se colocan en todas las líneas de alta presión o baja

presión.

7.1.1.4.5.6 VÁLVULAS DE BAJA PRESIÓN

Válvulas que están instaladas en las líneas de baja presión o en mangueras de servicio,

BJ SERVICES (8) enumera las siguientes:

7.1.1.4.5.7 TIPO MARIPOSA

Válvula de baja presión más empleada, genera hermeticidad con un elastómetro que da

el cierre, su mecanismo de obturación es una circunferencia que gira por diámetro

accionado por un eje, son accionadas por un cuarto de vuelta y se usan en las líneas de

cemento y estimulación de los tanques, en los manifolds de los camiones mezcladores,

en los manifolds de alimentación de los bombeadores.

86

7.1.1.4.5.8 TIPO ESFÉRICA

Igual que con la válvula mariposa la esférica se utiliza en los mismos servicios, su

mecanismo de obturación es una esfera con un agujero central de igual diámetro del

cuerpo de la válvula, se acciona con un cuarto de vuelta.

7.1.1.5 SENSORES ELECTRÓNICOS

En trabajos de estimulación se instalan transductores de presión, los cuales se ubican en

las líneas de alta presión a las salidas de las bombas.

7.1.2 CONEXIONES: EQUIPO DE BOMBEO - CABEZAL DEL POZO

Las líneas de alta presión de 2” para la operación de estimulación deben estar armadas

con la rosca orientada al pozo; igualmente, las válvulas de retención deben ser armadas

revisando dos veces el sentido del flujo. Las líneas de alta presión deben tener dos

válvulas tapón instaladas en serie después de la línea principal; en las líneas de venteo

se deben usar uniones giratorias o codos articulados para cambiar la dirección de la

línea. Las válvulas tapón deben ubicarse en cada línea de alta presión cuando se bombea

fluidos energizados.

Los Chiksan deben ser colocados cerca del camión bombeador y del pozo de manera

que asegure libre movimiento en todos los planos por si la línea vibra o zapatea.

87

7.1.3 HERRAMIENTAS DE PRUEBAS

Herramientas de Pruebas

1. 1 9-5/8” 47# R3 Retreivable Packer

2. 1 9-5/8” 47# RBP (Retrievable Bridge Plug) Tapón

3. Cross overs

Las herramientas llamadas packer y tapón, se emplean en los pozos con varios

propósitos:

• Aislar zonas de otras, para ensayo y o tratamiento.

• Proteger el casing de presiones que en algunas operaciones no resistiría.

• Optimizar condiciones de extracción.

• Permitir el uso de sistemas de extracción que requieren aislar el espacio

anular del tubular de producción.

• Mantener un sistema de control de pozos.

7.1.3.1 LOS PACKERS O EMPAQUETADORES10

Se pueden clasificar de acuerdo a su sistema de fijación:

Mecánicos

• De asiento o compresión.

• De tensión

Hidráulicos

Por sus características de uso:

10 SAN ANTONIO – PRIDE.- Curso para Operadores 2008

88

• De ensayo o tratamiento

• De producción

Por su tipo de fijación:

• Recuperables

• Permanentes

• Semi permanentes.

Los Packers están constituidos por tres elementos primarios.

• Gomas

• Mordazas.

• Mecanismo de accionamiento.

Las gomas son las que proveen de la hermeticidad primaria entre la parte superior del

espacio anular y la inferior conectada con el tubing.

Las mordazas son las que proveen de asiento o sujeción de una parte inferior con

respecto a una superior que se desliza en algún sentido.

El mecanismo de accionamiento es el que permite expandir las mordazas a una

profundidad determinada.

En los Packers mecánicos el mecanismo de accionamiento generalmente esta

constituido por un elemento de arrastre o fricción “drag block”, el cual es solidario con

89

un mandril entallado, sobre el cual se desliza un cursor o “pin” que permite operar con

determinados movimientos el mecanismo.

En los hidráulicos, dicho movimiento es reemplazado por un sistema de accionamiento

hidráulico.

Además, los Packers pueden tener incorporados o se les pueden colocar implementos

como válvulas de circulación, o juntas o uniones de seguridad.

7.1.3.2 TAPONES

Los tapones son herramientas que se bajan a los pozos para aislar una parte inferior y se

pueden emplear conjuntamente con un packer.

Se los clasifica en:

• Recuperables

• Permanentes.

Los permanentes se los puede clasificar por su propósito.

Retenedores de cemento

Tapones puente

También por su sistema de fijación:

• Mecánicos

• Hidráulicos

A cable.

90

7.1.3.3 TUBING

En el diseño de la terminación, ensayo o reparación de cualquier pozo, normalmente

involucra el uso de un tubing, con un packer para facilitar el bombeo de fluidos de

superficie a la formación, o la producción de la formación a la superficie.

Todas las herramientas están en alguna medida accionadas por un tubular, el tubing.

Estos tubing o tubería de producción, están construidos bajo estrictas normas de calidad.

El método de unión y la hermeticidad, es por medio de roscas, las cuales pueden ser:

De apriete por torque

De tope.

Con sello de elastómero

Fig. N° 14 Tubings

Fuente: SAN ANTONIO – PRIDE Elaborado por: Ronald Jarrin

A su vez las roscas pueden estar maquinadas macho y hembra en el mismo trozo de

caño, o un caño tener dos machos y la unión ser una cupla con dos roscas hembras.

91

En la zona de las roscas, puede haber un engrosamiento del cuerpo del caño, el cual

puede estar desarrollado:

• Para el lado externo (recalque externo o External Upset End)

• Para el lado interno (recalque interno o Internal Upset End)

• Tanto interna como externamente.

En la figura de la izquierda, se muestran las medidas de un

tubing API, con recalque externo, rosca redonda, cónica, que

es el mas usado en Sudamérica.

Como ejemplo,

El diámetro 2 7/8” o 2,875 “, es siempre el diámetro externo

(D), del cuerpo de la cañería, y el peso de 6,5 lb/pie, define el

diámetro interno (d) de la cañería, de 2,441 “.

Cuando aumenta el peso del cuerpo de la cañería, SIEMPRE

disminuye el diámetro interno.

Fuente: SAN ANTONIO – PRIDE Elaborado por: Ronald Jarrin

Los tubing de la sarta de trabajo o producción, son generalmente construidos bajo

normas API, y mayoritariamente son de diámetro externo 2 7/8” (OD). De diferentes

grados de acero, pero de 6,5 lb./pie de peso.

92

Una vez que el packer es fijado en posición, el tubing esta sometido a distintas

condiciones de presión y temperatura y esfuerzos, tanto por variación de las condiciones

en el interior, como por la variación en el espacio anular.

Esta variación de condiciones, ocasionara en el tubing un esfuerzo y por lo tanto una

deformación, de algún tipo.11

Además de las medidas geométricas del tubing, este se identifica también por una letra

y un número. El numero significa el limite elástico en miles de libras del tipo de acero

con el cual esta hecho el caño. En los caños, se colocan en extremos de fábrica una

banda de pintura para identificar el tipo de acero.

J 55 VERDE

N 80 ROJA

C 90 MARRON

P110 BLANCA

7.2 PERSONAL

El personal de la compañia de servicios está relacionado con los programas y operación

de estimulación. Es el grupo humano más importante del proceso puesto que son los

que planifican y ejecutan la operación. Esta compuesto por un grupo de ingenieros en

petróleos, técnicos y personal de campo. Las funciones del personal son:

11 SAN ANTONIO – PRIDE.- Curso para Operadores 2008

93

7.2.1 INGENIERO DE SERVICIOS

Funciones:

• Hacer un seguimiento a los programas durante las operaciones.

• Coordinar con el personal técnico asignado a las operaciones, las órdenes de

trabajo y su procedimiento de las mismas.

• Reportar diariamente el estado de las operaciones que se realizan y elaborar el

informe tecnico al final de las mismas.

7.2.2 SUPERVISOR

Funciones:

a. Organizarr y supervisar actividades técnico – operativas en la locación y en

campamento.

b. Coordinar con el jefe de pozo para la provisión de transporte, combustible,

herramientas y otros para la ejecución del trabajo de manera eficiente.

c. Cumplir con las demás funciones compatibles con su actividad que le sean

asignadas.

7.2.3 OPERADORES

Funciones:

a. Cumplir con las normas de trabajo y seguridad de la empresa operadora y de

servicios.

b. Cumplir las órdenes emanadas por el supervisor o el ingeniero de servicios.

c. Informar cualquier irregularidad que se presente durante las operaciones al

supervisar.

94

7.2.4 OPERADOR DE UNIDAD DE TRANSPORTE DE ÁCIDO

Funciones:

a. Transportar el fluido necesario para la operación en la locación del pozo.

b. Cuidado de los insumos, químicos u otros bajo se responsabilidad.

CAPÍTULO VIII

95

CAPÍTULO VIII

8. SEGURIDAD EN LAS OPERACIÓNES DE BOMBEO DE ESTIMULACION

El objetivo de los procedimientos de seguridad es minimizar los actos inseguros y

condiciones peligrosas, en las operaciones de manejo, bombeo, mezcla y transporte de

productos químicos (secos o líquidos) o sustancias especiales; ejecutados en las

instalaciones o en las locaciones. Además indica que se debe hacer un reconocimiento

de riesgos de seguridad y control ambiental, previa inspección a la locación donde se

realizará la operación determinando:

a. Análisis de riesgos por personal de HSE.

b. Reducir, eliminar o tratar de minimizar el riesgo.

c. Conocer los puntos de mitigación ambiental.

Antes de cualquier operación se realizará una reunión de seguridad, con todo el personal

involucrado en la operación con el fin de comentar los riesgos de seguridad y medio

ambiente asociados con la operación en las cuales se tratará:

a. Identificación de áreas de riesgo.

b. Puestos y responsabilidades dentro de la operación.

c. Rutas de evacuación.

d. Punto de reunión.

e. Configuración de brigadas para la atención de emergencias.

f. Acción de contingencias contra incendio, derrame de ácido, primeros auxilios.

g. Procedimiento de la operación con ácido.

96

8.1 EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP)

Durante la preparación y ejecución de una operación de ácido el personal involucrado

utilizará el equipo de protección personal, adecuado para la operación que se ejecutará

y de las características fijadas por el producto; en las respectivas M.S.D.S (Hoja de

datos de seguridad de productos químicos).

De lo que menciona el Manual de Operaciones de BJ SERVICES COMANY S.A., los

equipos de protección personal indispensables son los siguientes

8.1.1 OJOS.- Se debe usar gafas de seguridad con protectores a los lados durante todo

el tiempo mientras se esté trabajando en el campo, locaciones, plantas, lugares

de mantenimiento.

8.1.2 OÍDOS.- Se debe usar tapones u orejeras en lugares de alto ruido o lugares que

estén rotulados como lugares de alto ruido, los servicios de bombeo están

considerados de alto ruido.

8.1.3 PIES.- Se debe usar botas o zapatos con punta de acero con suela resistente a

Químicos, guante todo el tiempo mientras esté trabajando en el campo, locación,

plantas, lugares de mantenimiento.

8.1.4 CABEZA.- Obligatorio usar cascos de fibra de asbesto y no cascos de metal, en

todas las locaciones de campo, lugares de mantenimiento, pozos, plantas.

97

8.1.5 PROTECCIÓN RESPIRATORIA.- Obligatorio usar respiradores en lugares

donde la atmósfera contenga polvo, neblina, gases, aerosoles, humo, espray o

vapores presentes.

8.1.6 MANOS.- Se debe usar guantes resistentes a los químicos, y deben ser usados

cuando manipulen ácidos o cualquier otro producto que tenga marcado como

material peligroso. Los guantes de algodón sintético deben ser usados cuando se

maniobre con químicos peligrosos como ácidos y cáusticos.

8.2 TRANSPORTE Y MANIPULACIÓN DE ÁCIDO

El ácido se transporta de manera líquida en canecas o unidades de transporte de ácido,

en todos los casos los conductores de los vehículos utilizamos en el transporte de ácido

deben cumplir las siguientes condiciones:

a. Instruido o informado del producto que transporta, riesgos característicos, peligros

del ácido.

b. La velocidad permitida para el transporte del ácido

c. Procedimiento ante un derrame, fuga, accidente de tránsito, o emergencia durante

el desplazamiento.

d. Entrega de los M.S.D.S. correspondiente al ácido transportable en su lengua natal.

e. El conductor deberá tener su equipo de protección personal.

8.2.1 TRANSPORTE DE ÁCIDO EN CANECAS

Las canecas transportan ácido líquido las cuales se las desplazan en camiones; las

cuales deben ir organizadas de acuerdo a sus características, se colocan sobre estilos

98

asegurados con zunchos metálicos, marcando el contenido de las canecas con etiquetas

autoadhesivas; el transporte debe disponer según de:

a. Transporte debe ser en camiones carrozados.

b. Disponer de neutralizante para el ácido.

c. Disponer de un kit de control y atención de derrames o fugas (palas, PPE,

baldes).

d. Disponer de elementos de seguridad del vehículo.

e. Herramienta básica para desvare.

f. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.

8.2.2 TRANSPORTE EN UNIDAD DE ÁCIDO

a. Se debe chequear las válvulas.

b. Disponer Kit de control y atención de derrames o fugas.

c. Marcar el contenido del tanque según símbolos internacionales.

d. Inspección del vehículo, la no tenencia de fugas por las válvulas, manifolds y

otros.

e. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.

f. El conductor debe estar certificado por el personal HSE como idóneo para la

operación.

g. Revisar y diligenciar la lista de chequeo para transporte y bombeo de ácidos.

8.3 MEZCLA Y BOMBEO DE ÁCIDO

Antes de iniciar cualquier manipulación con el ácido en la locación se debe verificar el

tipo de ácido de la etiqueta, así como revisar el índice de clasificación del riesgo.

99

Tabla N° 28 Índice Clasificación del Riesgo

AZUL ROJO AMARILLO BLANCO Salud Inflamabilidad Reactividad Equipo Protección

4 = Extremo toxico 3 = Grave toxico 2 = Moderado toxico 1 = Ligero toxico 0 = Mínimo toxico

4 = Extremo < 73ºf 3 = Grave 73º - 100ºf 2 = Moderado 100º-200ºf 1 = ligero > 200ºf 0 = Mínimo No arde

4= Extremo explosivo 3=Grave puede explotar 2=Moderado inestable 1 = Ligero reacciona 0 = Mínimo estable

A = Gafas B = Gafas, Guantes C = Gafas, Guantes de caudal D = Gafas, Guantes respirador E = Careta, Guantes delantal f = Gafas, guantes, mascarilla k = Traje completo, botas, gafas X = Manejo especial


La línea que va a ser utilizada en la operación de bombeo del ácido se deberá chequear

antes de ser armada, verificando el estado de la tubería y de los accesorios; la línea de

ácido se asegura con cadena a una superficie fija e independiente, se hará la prueba de

la línea antes del bombeo, comprobando fugas.

El ácido que no se utilice se debe neutralizar según el programa y se disponga la

descarga en las piletas de pozo bajo autorización del jefe de pozo.

Seguidamente después del bombeo se enjuaga la tubería, equipos y accesorios

utilizados. Se realiza una inspección que no tenga residuos de ácido.

100

8.4 PROTECCIÓN RESPIRATORIA

8.4.1 DEFINICIONES:12

POLVOS son creados al romperse materiales sólidos que liberan partículas finas que

flotan en el aire antes de depositarse por acción de la gravedad. Se generan en

operaciones tales como pulido, triturado, perforado, limpieza abrasiva, lijado y

molienda.

NEBLINAS son partículas formadas por materiales líquidos sometidos a procesos de

atomización y condensación. Por ejemplo, las neblinas pueden crearse en operaciones

de atomizado, de tratamiento galvánico y de limpieza o mezclado.

HUMOS son creados cuando los materiales sólidos se evaporan a altas temperaturas. El

vapor del metal se enfría y se condensa en una partícula extremadamente pequeña de un

tamaño generalmente menor a un micrón de diámetro. Los humos pueden provenir de

operaciones tales como soldadura, fundición y colado de metales fundidos.

GASES son sustancias similares al aire en cuanto a su capacidad de difusión y libre

expansión en un recipiente o área. Por ejemplo: oxígeno, monóxido de carbono,

dióxido de carbono, nitrógeno y helio.

VAPORES son el estado gaseoso de sustancias que a temperatura ambiente son liquidas

o sólidas. Se producen cuando se evaporan sólidos o líquidos. La gasolina es un

12 Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997

101

ejemplo de sustancia líquida que se evapora. Otro ejemplo son los diluyentes de pintura

y los solventes desengrasantes.

Al menos unos tres millones de trabajadores utilizan diariamente en su trabajo. Sin

embargo, anualmente ocurren alrededor de 66.500 exposiciones severas a sustancias

peligrosas en el aire. Dichas exposiciones pueden ser causantes de:13

• Irritaciones de la piel.

• Pérdidas de la vista.

• Daños respiratorios permanentes.

• Cáncer.

• Problemas cardíacos.

• Otras enfermedades crónicas.

8.4.2 ATMÓSFERAS PELIGROSAS

Las atmósferas peligrosas se dividen en dos categorías básicas:14

• Las atmósferas deficientes de Oxígeno.

• Las atmósferas Contaminadas.

Cuando una atmósfera contiene menos del 19.5% de Oxígeno, se le considera como una

atmósfera deficiente de Oxígeno.

13 Curso de Perforación II, Ing, Marco corrales, 2003 14

Manual de Seguridad Industrial y Salud, Arco Oriente, Octubre 1997

102

Algunos de los espacios cerrados que son potencialmente deficientes en Oxígeno

incluyen:

• Los silos.

• Las calderas.

• Los tanques.

• Las bóvedas de buques.

• Las alcantarillas.

La inhalación es la forma más rápida en que los contaminantes entran a su corriente

sanguínea. Por esta razón es muy importante proteger su sistema respiratorio si Usted

trabaja o vive en una atmósfera contaminada.

La atmósfera puede estar contaminada con:

• Polvo.

• Aerosoles.

• Gases de tubos de escape.

• Vapores.

• Humo.

• Gases peligrosos.

103

8.4.3 TIPOS DE PROTECCIÓN RESPIRATORIA

Cuando no es posible instalar controles de ingeniería o mientras que estos están siendo

instalados, es posible que tenga que hacer uso de un respirador. El respirador que Usted

va a utilizar dependerá del tipo de peligro al que estará expuesto.15

Existen dos tipos básicos de respiradores:

• Los respiradores purificadores de aire.

• Los respiradores suplidores de aire.

El uso de los respiradores purificadores de aire es aprobado únicamente cuando:

• La atmósfera contiene suficiente Oxígeno para mantener con vida al trabajador.

• La concentración del contaminante es conocida.

• Los niveles de contaminación no exceden las limitaciones de la mascarilla o del

cartucho del respirador.

Hay dos tipos principales de respiradores suplidores de aire:

• Los aparatos de respiración auto-contenidos.

• Los respiradores de línea de aire.


104

8.5 NORMAS DE SALUD, SEGURIDAD Y AMBIENTE16

8.5.1 ATMÓSFERAS PELIGROSAS Y PROTECCIÓN RESPIRATORIA

A aplicarse a todas las operaciones de la Compañía en donde puedan existir

atmósferas peligrosas en el sitio de trabajo.

8.5.2 PROTECCIÓN RESPIRATORIA

MÉTODO DE LOS 4 PASOS. OSHA (Administración de Seguridad e Higiene

Ocupacional)

Identificar los riesgos para las vías respiratorias.

Comprender el efecto de los contaminantes en la salud.

Seleccionar la protección adecuada (control de riesgos).

Capacitar a los trabajadores en el correcto uso de los respiradores.

8.5.3 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA LAS VÍAS RESPIRATORIAS

Los contaminantes del aire se clasifican por su forma en:

Polvos, neblinas, humos, gases y vapores.

El sexto riesgo potencial para la salud es la deficiencia de Oxígeno.


105

Los principales factores que determinan la peligrosidad del riesgo son Concentración,

Tiempo de Exposición, Frecuencia respiratoria, Sensibilidad práctica, mediante el

concepto de C.M.P.

Contaminación Máxima permisible a sus equivalentes.

8.5.4 EL EFECTO DE LOS CONTAMINANTES

Los contaminantes en partículas según su tamaño, los gases y vapores según su

solubilidad pueden penetrar profundamente en los pulmones y causan daños localmente.

(Menores de 10 micras).

Además, los llamados venenos sistémicos pueden ser transportados por la sangre y

dañar otros órganos vitales.

Deben tenerse en cuenta los efectos generales, agudos o inmediatos y crónicos de los

contaminantes.

8.5.5 SELECCIÓN DE PROTECCIÓN ADECUADA (CONTROL DE

RIESGOS)17

Debe darse la preferencia al Control por Ingeniería como método de prevención de la

contaminación, cuando esto no es practicable o suficiente, es necesario la protección

mediante una protección con respiradores.

17 PETROECUADOR. ”Compendio de Normas de Seguridad e Higiene Industrial”. Ecuador, Noviembre de 1995

106

Existen respiradores purificadores de aire (para partículas, para gases o vapores) y

respiradores con suministro de aire.

8.5.5.1 CLASIFICACIÓN DE LOS RESPIRADORES

• sin gotas de Aceite (POLVO)

• pequeña cantidad de aceite en el Ambiente

• presencia de Aceite18

TABLA N° 29 Clasificación de los Respiradores

EFICIENCIA 95% 99% 100%

N *

R

P *

Fuente: Manual De Seguridad Industrial, Petex


18 Organización y Funcionamiento de los Comités de Seguridad e Higiene del Trabajo Norma SH-015; Petroecuador

107

FACTORES DE PROTECCIÓN ASIGNADOS TLV

TABLA N° 30 Tiempo de Exposición permisible

PURIFICADORES DE AIRE SUMINISTRADORES DE AIRE

SIN MANTENIMIENTO 10 TLV

FLUJO CONTINUO ½ MASCARA Y MASCARA COMPLETA 1000 X TLV

CON BAJO MANTENIMIENTO 10 X TLV

CON MANTENIMIENTO 10 X TLV

MÁSCARA COMPLETA 100 X TLV

EQUIPO AUTO CONTENIDO 10.000 X TLV

AIRE FORZADO 1000 X TLV CFR (CÓDIGO DE

REGULACIONES FEDERALES)

Fuente: Manual De Seguridad Industrial, Petex Elaborado por: Ronald Jarrin

Hay muchos factores que impiden un ajuste adecuado y hermético:

• Piel Sin Afeitar

• El Cabello Largo

• Lentes De Contacto O Anteojos

• Mantenimiento Del Equipo

• Inspección

• Descontaminación

• Almacenamiento19

19 Organización y Funcionamiento de los Comités de Seguridad e Higiene del Trabajo Norma SH-015; Petroecuador

108

PREVENCIÓN:

• Proporcionar a los Trabajadores el correcto uso de Respiradores.

• Ensayos de ajuste Facial.

• Entrenamiento (Aumento de la aceptación del respirador)

• Inspección, mantenimiento, limpieza y desinfección.

• Evaluación médica periódica.20


CAPÍTULO IX

109

CAPÍTULO IX

9. SISTEMAS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN

Hay dos sistemas para la inyección de agua de formación que son el Sistema Abierto y

Sistema Cerrado. El sistema abierto, el agua al entrar en contacto con el oxígeno del

aire, el oxigeno altera las condiciones iniciales del agua producida, poeesta razon las

compañías productoras de petróleo utilizan el sistema cerrado.

En el sistema cerrado el agua de formación separada en el tanque de lavado, pasa a

través del tanque de lavado, luego por un filtro, de ahí a un tanque de almacenamiento y

mediante bombas de alta presión (bombas horizontales) es inyectdo al pozo.

9.1 EQUIPOS PARA BOMBEO DE REINYECCIÓN

Los equipos ideales para reinyección de agua de formación son las Bombas

Horizontales multi-etapas y/o las Bombas de Desplazamiento positivo tipo pistón, de las

cuales, las primeras son las más comúnmente utilizadas en la reinyección.

9.1.1 SISTEMA DE BOMBEO HORIZONTAL (BHT)

Introducción:

La transferencia general de fluidos constituye una de las operaciones industriales de

mayor importancia, no solo por los aspectos tanto económicos como técnicos que ello

involucra, sino también por el grado de utilización de este tipo de operación en todas las

ramas de la industria.

110

La industria petrolera, con más razón, por la preponderancia de parámetros operativos

particularmente severos, como ser grandes caudales, altas presiones, fluidos viscosos o

corrosivos, etc. etc., ha impulsado al diseño de equipos de bombeo para poder satisfacer

dichas necesidades, como así también al mejoramiento de esos diseños día a día.

Por ser el petróleo un elemento "único" para el funcionamiento diario de cualquier país,

es que las empresas dedicadas a la producción han ido modificando sus infra-estructuras

orientándose cada vez más hacia lo funcional, hacia el "servicio", lógicamente en

equilibrio con el aspecto económico.

Desde el punto de vista del bombeo en si, podemos citar que las primeras bombas

fueron del tipo de desplazamiento positivo (bombas de embolo, engranajes, 'etc.), pero a

medida que se fueron requiriendo mayores caudales tuvo que recurrirse a diseñar equipo

de bombeo tipo "dinámico", es decir las bombas centrifugas.

Hasta hace pocos años atrás, existía la idea generalizada de dividir los rangos de

aplicación de los sistemas de bombeo de la siguiente manera:

- Altas presiones: Bombas alternativas

- Altos caudales: Bombas centrifugas

Esta idea estaba sustentada en un solo factor del diseño, en el rendimiento hidráulico

teórico que es superior en las bombas alternativas , pero cuando se ponen en juego todos

los factores que intervienen en los costos de bombeo (confiabilidad operativa, menor

mantenimiento, etc.), la balanza se inclina hacia el bombeo centrifugo, esto queda

demostrado por el hecho que mas del 80% de los caudales de todas las ramas

industriales en el mundo, son

químicas, petroquímica, refinerías, riego, agua potable, etc., etc.

En lo referente a la industria petrolera en nuestro país, podemos decir que en los últimos

años varios proyectos de recuperación

centrifugas con presiones de hasta 3000 Psi, en disposiciones serie

Fig. N°

Los componentes del sistema de

a. Un skid

b. Bomba Buster

c. Un motor eléctrico o de combustión.

d. Cámara de empuje.

e. Bombas centrífuga

f. Controles eléctricos/electrónicos (panel

g. Switches de presión y de v

h. Ensambles.


industriales en el mundo, son movilizados por bombas centrifugas, como ser industrias

químicas, petroquímica, refinerías, riego, agua potable, etc., etc.


años varios proyectos de recuperación secundaria han sido implementados con bombas

centrifugas con presiones de hasta 3000 Psi, en disposiciones serie-paralelo.

N° 15 Sistema de Bombeo Horizontal BHT

Fuente: Schlumberger Elaborado por: Ronald Jarrin

sistema de bombeo horizontal BHT son los siguientes

Un motor eléctrico o de combustión.

Cámara de empuje.

centrífugas multi etapas.

Controles eléctricos/electrónicos (panel-arrancador o variador de frecuencia).

Switches de presión y de vibración.


movilizados por bombas centrifugas, como ser industrias


secundaria han sido implementados con bombas

paralelo.

BHT son los siguientes:

arrancador o variador de frecuencia).

112

Como se mensiona, en la descripción del equipo, el mismo esta compuesto de

elementos totalmente normales como son: el motor eléctrico, de inducción trifásico

tipo jaula de ardilla/ tablero de comandos y/o sistema de arranque/ bomba y cámara

de succión/empuje. Si bien estos elementos existen desde hace mas de 25 años no

fue sino hasta hace algo mas de dos años donde la conjunción de los mismos con un

nuevo concepto de "servicio" que ya venia manifestándose en las compañías

productoras de petróleo.

9.1.2 RANGO DE TRABAJO DEL SISTEMA BHT

Tabla N° 31 El rango de trabajo del sistema BHT

Potencia Caudales Presion de descarga HP BFPD Psi

50 - 1000 400 - 50000 50 - 3500

Fuente: Schlumberger-Brochure


9.1.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES

Este sistema de bombeo esta formado por los siguientes elementos, tal como se ven en

la figura N°

9.1.2.1.1 SKID.- El skid está construido con un perfil de viga. Solidarios a los perfiles

están los soportes para la cámara de empuje. Para la bomba, los soportes

disponen de grapas, que permiten hacer girar a la bomba 360°. Para el

acoplamiento del skid, se requiere de una base reforzada de concreto y hierro

113

con un espesor mínimo de 4 a 6” y con un borde mínimo de 1 pie alrededor

del skid.

9.1.2.1.2 MOTOR.- Es del tipo de inducción trifásico, jaula de ardilla, de

refrigeración exterior por ventilador, 100% blindado, de 2950 rpm en 50 Hz.,

0 3550 rpm en 60 Hz.

Se utilizan dos tipos de motores:

a. motores eléctricos trifásicos y

b. de combustión (diesel o gas natural)

9.1.2.1.3 CÁMARA DE EMPUJE (THRUST CHAMBER).- Mitiga el empuje

generado por la bomba; esta acoplada al motor con un acople de acero tipo

FALK.

El eje estándar de la cámara de empuje absorbe un empuje de 10,000 lbs. a 3,600 RPM,

y en unidades de alto rendimiento puede absorber hasta 25,000 lbs.

La cámara de empuje está formada por cojinetes de bolas (rodamientos) de empuje

radial, totalmente lubricados por aceite e incluye en sus extremos sellos del eje que

operan a una misma presión en ambos sentidos, estos sellos mecánicos evitan que

ingrese el aceite u otro fluido al motor.

114

La disposición de los cojinetes (tipo contacto en “TANDEM”), permite manejar el

empuje con baja generación de calor21. La función es absorber las cargas de empuje

generadas por la bomba centrifuga multi-etapas. La cámara del empuje se localiza entre

el motor y la succión de la bomba.

Fig. N° 16 Cámara de Empuje (Thrust Chamber)

Fuente: Schlumberger-Brochure Elaborado por: Ronald Jarrin

9.1.2.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN

a. Las cámaras de empuje se pre-alinean en función de su ensamble al skid.

b. La migración del fluido en la cámara de empuje se previene por un sello mecánico

localizado en el lado de la succión de la cámara de empuje sumergible.

c. Con apropiado mantenimiento, la cámara de empuje puede operar sin fallar

durante muchos años.

d. Temperatura normal máxima del fluido es 200 ºF

e. Las cámaras contienen dos soportes radiales para estabilizar el eje.

f. Los housing tienen o-ring de carbono-lleno de Teflón montado sobre los sellos de

laberinto del fluido. 21 Schlumberger-Brochure, Horizontal Pumping System.

9.1.2.1.4 BOMBA ALIMENTADORA

requieren para su funcionamiento una presión de succión de 20 PSI a lo largo del rango

operativo de caudal, es que puede requerirse l

si las condiciones de presión en la succión no son las adecuadas, esta deberá ser

dimensionada en caudal y altura de acuerdo al caudal total a movilizar. La metalurgia de

la misma deberá ser apta para el fluido a bombe

9.1.2.1.5 BOMBA: La bomba es del tipo estándar de Reda o Centrilift, de la serie 513 o

675, cuyas curvas características se muestran en el catalogo Centrilift.

9.1.2.1.6 ACOPLE MOTOR

Se usan el acoplamientos

eléctricos; tipo espaciador.

Fig

BOMBA ALIMENTADORA (BOOSTER): Dado que estos equipos


operativo de caudal, es que puede requerirse la utilización de una bomba "BOOSTER",



la misma deberá ser apta para el fluido a bombear.

a bomba es del tipo estándar de Reda o Centrilift, de la serie 513 o

675, cuyas curvas características se muestran en el catalogo Centrilift.

ACOPLE MOTOR - CÁMARA DE EMPUJE

acoplamientos tipo rejilla para los mecanismos de transmisión de motores

eléctricos; tipo espaciador.

Fig. N° 17 Acoplamiento Tipo Rejilla


Dado que estos equipos


a utilización de una bomba "BOOSTER",



a bomba es del tipo estándar de Reda o Centrilift, de la serie 513 o

mecanismos de transmisión de motores

116

9.1.2.1.7 VARIADOR.- Se compone del controlador propiamente dicho y el display, y

permite registrar y programar alrededor de 250 eventos. En la actualidad, se utilizan

tableros de velocidad variable

9.1.2.1.8 MISCELÁNEOS

a. Switch de vibración.- Está conectado al circuito del motor, lo que permite cortar la

energía al motor en caso de alta vibración en el sistema. Además este switch es ajustable

por sensibilidad.

Fig. N° 18 Switch de vibración


b. Switch de presión Murphy.- Tienen puntos de contacto para alta y baja presión para

las presiones de succión y descarga. Son cableados dentro del panel para apagar la

unidad en caso de válvulas cerradas, rompimiento de líneas o baja presión de succión.

d. Mangueras flexibles y juntas de expansión.

Son recomendadas para acoplarse al flange (brida de unión) del intake, para evitar la

vibración y la expansión térmica que provocan las altas temperaturas de los fluidos.

117

e. Bridas de unión para succión y descarga.

Estas bridas pueden ser de tipo RF y RTJ (ver tabla) y están disponibles en diferentes

diámetros.

9.2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS B.H.T.

Dado que los rangos de caudal, presión y potencia por equipo de las B.H.T, son

similares a los de las bombas alternativas de desplazamiento positivo.

Las características técnicas que se detallan a continuación sirven para comparar ambos

sistemas.

No tiene caja de engranajes por no tener que reducir velocidades, la B.H.T.

No tiene caja de engranajes, eliminando así:

• Inercias de puesta en marcha

• Fricciones durante la operación

• Mantenimiento de lubricación

9.3 INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO (HPS)

Base de Hormigón.- El equipo de bombeo requiere una base de hormigón para

proporcionar una superficie de apoyo, cuyas dimensiones dependerán del tipo de

terreno, peso del equipo y fuerzas dinámicas que se quieran transmitir al terreno.

9.4 MANTENIMIENTO

BHT se debe realizar

a. El control del nivel de aceite en la cámara de empuje.

b. El control de los puntos de engrase del motor (rodamientos).

c. La limpieza de la bomba y el chequeo de rotación suave.

d. La limpieza de los sistemas de filtros y succión.

e. El mantenimiento de líneas de succión y descarga.

f. La verificación de puntos de liqueo (cambio de sellos u o

g. El chequeo de vibración (cada mes).

h. La verificación de la alineación de los componentes.

Fig. N° 19 V-11 Base de Hormigón

Fuente: Schlumberger Elaborado Por: Ronald Jarrin

MANTENIMIENTO.- Para el mantenimiento del Sistema de Bombeo Horizontal

realizar lo siguiente:ptrabajos:

El control del nivel de aceite en la cámara de empuje.

El control de los puntos de engrase del motor (rodamientos).

La limpieza de la bomba y el chequeo de rotación suave.

La limpieza de los sistemas de filtros y succión.

miento de líneas de succión y descarga.

La verificación de puntos de liqueo (cambio de sellos u o-rings).

El chequeo de vibración (cada mes).

La verificación de la alineación de los componentes.

Sistema de Bombeo Horizontal

rings).

CAPÍTULO X

119

CAPÍTULO X

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

10.1 CONCLUSIONES

• El propósito principal del trabajo de estimulación con ácido es limpiar la roca

de la formación Tiyuyacu que tiene altísima porosidad y permeabilidad, y por

su naturaleza no se consolida, facilita la admisión de grandes volúmenes de

agua de condiciones aceptables principalmente en el contenido de sólidos

suspendidos totales, por consiguiente con la estimulación se procede a agrandar

los canales existentes y crear nuevos por las reacciones químicas entre el ácido

y los elementos constituidos de la roca, consecuentemente, la composición de

las mezclas químicas que están indicadas en el programa de fluidos de

tratamiento, fue dado por el laboratorio de la Compañía BJ Services y, la

mezcla de los fluidos son preparadas independientemente de acuerdo a las

recomendaciones del laboratorio; este proceso se ejecuta rigurosamente en el

orden establecido. Con el post – flujo se desplaza el fluido.

• Las dos características esenciales en la roca reservorio que influyen en un

trabajo de estimulación son: la porosidad efectiva y a la permeabilidad relativa,

debido que a estos dos parámetros se diseña la cantidad de ácido para ingresar

a la formación.

• Para el acondicionamiento del Tubing el ácido acondicionador es necesario

para la limpieza de la sarta de tubería con la que se realizara las operaciones de

120

reacondicionamiento para las estimulaciones matriciales a las formaciones

Orteguaza y Tiyuyacu Superior e Inferior. La dosificación recomendada fue

HCl al 7,5% mas 2 gptg de CI-25 circulando hacia abajo a 0,5–1,0 bpm y 25

gal//1000 pies de tubería del reacondicionamiento. Para trabajos posteriores, se

recomienda la moderación en el uso de cualquier solución de tubería, si utiliza.

• Una forma de predecir el éxito de la operación es observar la respuesta a la

presión cuando el ácido alcance la formación; en el caso de estimulación a

Tiyuyacu y Orteguaza se mantuvo constante el caudal y la presión de inyección

por debajo de la presión de fractura, al introducir el ácido a la formación la

presión de superficie debe disminuir lentamente, así el caudal permanece

constante. Si la presión de superficie aumenta rápidamente o en forma continua

durante varios barriles de ácido, el ácido no esta removiendo el daño y puede

estar dañando la formación; en este caso se debe terminar la inyección de ácido

y lavar el pozo inmediatamente con agua fresca.

• El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, se indica

en la disminución gradual de la presión de inyeccion en la superficie. Para

concluir se puede considerar que la estimulación fue exitosa, el volumen de

ácido fue el adecuado y la supervisión técnica de la operación de estimulación

fue muy eficiente.

• Una rápida declinación del caudal de reinyección, frecuentemente está

asociado a migración de finos o por un problema mecánico en fondo de pozo;

121

por crearse un efecto de retención de fluido, ocasionando un caudal bajo. El

análisis de agua de formación permite la determinación de las tendencias

incrustantes, debido a las variaciones de salinidad del agua, o la mezcla de

fluidos incompatibles.

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

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

por estabilización de una pequeña presión diferencial entre el borde de pozo y

la formación, limpiar las tuberías de tratamiento con mezclas de ácidos y

solventes con raspadores mecánicos, usar filtros en fondo de pozo, si es

necesario en combinación de filtros en superficie, y diseñar fluidos de

tratamiento con agentes para control de pérdida de fluido con compatibilidad

química con los fluidos de la formación.

• El incremento del entendimiento de la química y física del proceso de

acidificación tanto como el mejoramiento de la implementación en el pozo, ha

resultado en mejores trabajos de acidificación; Por lo que se concluye que, la

acidificación matricial de una formación, con el apropiado sistema e

identificado el problema del pozo es el método más económico y efectivo para

mejorar la producción de petróleo o reinyección de agua de formación en

reservorios de areniscas.

• Toda operación en un pozo tiene una secuencia operativa que cumplirse.

Dentro de la secuencia operativa se encuentran establecidos una serie de

122

operaciones se deben llevar a cabo. Cada operación tiene un cronograma

establecido y un costo aproximado.

• Por ser las B.H.T. bombas centrifugas y su funcionamiento operativo sencillo,

pueden ser reguladas con una simple válvula e incluso operar totalmente

bloqueadas por cortos periodos sin originar problemas a las instalaciones ni al

equipo. R

• Como las B.H.T. no tienen lubricadores que haya que controlar diariamente, ni

empaquetaduras que cambiar o ajustar para mantener el servicio de la unidad.,

solo se procederá al cambio completo del o los cuerpos de bomba que sean

necesarios, como así también de la cámara de succión/empuje, quedando la

unidad en sus condiciones de diseño original esto se realiza cuando se observa

que el caudal inyectado no es adecuado. El cambio del cuerpo de la bomba se

realiza en el término de 2 horas, y no requiere de grúas de gran capacidad de

carga, pues sus partes mas pesadas pueden llegar a pesar 550 Kg. este servicio

de cambio de piezas de equipo esta estimado que se realiza cada 3 años, por

bomba; por lo que se podría concluir que este tipo de bombas están libres de

mantenimiento de campo.

• Como todo equipo de bombeo se requiere que tenga una base de hormigón para

proporcionar una superficie de apoyo, cuyas dimensiones dependerán del tipo

de terreno, peso del equipo y fuerzas dinámicas que se quieran transmitir al

123

terreno, se concluye que las bombas de velocidades de rotación altas (BHT)

requieren bases de menor volumen, y por lo tanto, económicas.

• Las B.H.T. no requieren un estudio especial para la disposición de las mismas,

solamente requieren una presión de succión adecuada de 20 a 35 Psi, que si no

se puede obtener por desnivel, deberá obtenerse con una bomba "Booster". La

bomba Booster es de poca presión y del caudal necesario para alimentar todas

las B.H.T. que funcionan en paralelo para lograr la condición operativa de la

estación de bombeo.

10.2 RECOMENDACIONES

• Se debe determinar la presión de fractura de fondo de pozo, y la presión máxima

de tratamiento en superficie, comunicar a todo el personal involucrado en la

operación y no superar este valor, sin autorización de un superior.

• Antes de iniciar el trabajo de estimulación se debe recomendar revisar los

tanques de agua y ácido no estén sucios, ya que puede ocasionar daños en la

formación.

• Se recomienda verificar el retorno de ácido midiendo el Ph para analizar

posibles problemas que se puedan ocasionar después del tratamiento como

presencia de sedimentos, emulsiones, formación de precipitados.

124

• Los daños ocasionados en el pozo por la acelerada inyección de agua de

formación generan una alteración en las perforaciones que están al frente del

reservorio. Así como el depósito de finos en la matriz de la formacion por el

arrastre de las partículas en los fluidos desplazantes.

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

necesarias para obtener las concentraciones adecuadas, además se agrega

inhibidores de corrosión, agentes desmulsificantes, y otros productos químicos

para controlar los problemas de escala y deposición de parafinas.

• Dado que el flujo en la succión y descarga de las B.H.T. es continuo se

recomienda la operación en paralelo sin interferencias por que no se establecen

ondas perturbadoras que podrían originar problemas de "interferencias" que

dificultan el normal funcionamiento y la vida útil de los equipos de bombeo.

125

BIBLIOGRAFÍA

1. BAKER, Ron, A primer of Oil well drilling, 6ta Ed., Houston, Petroleum

extension service, University of Texas, 2001

2. BJ Services, Mixing Manual, Houston, BJ Stimulation Lab Services, 2001, p.p.

35 – 39; 45.

3. BJ Services, Guía de productos para cementación y estimulación Boletín técnico

de ingeniería, BJ Services Company, s/p.

4. BJ Services, Surfactants, Boletín técnico de ingeniería, BJ Services

Capacitación, Julio 1993,

5. BJ Services, Iron control agents, Boletín técnico de Ingeniería, BJ Services

Capacitación, Septiembre 2002.

6. BJ Services, Corrosión Boletín técnico de Ingeniería, BJ Services capacitación,

febrero 2003, p.p. 10,14,16.

7. CORRALES, Marco, Curso de Estimulacion de pozos petroleros, Quito,

Universidad Tecnológica Equinoccial, Marzo 2003.

8. HOUCHIN, L. R., Guía para la acidificación de areniscas, Mendoza, BJ Services

Ingeniería y Capacitación, 1992, p.p. 2-10

9. LEVORSEN, E. T., Geología del petróleo, 2da. Ed., Buenos Aires, Ed.

Universitaria, 1998, p.p. 12 -16 ; 33 – 39; 67, 69, 75.

10. LOVE, FITZGERALD, W. E., La importancia de los datos geológicos en la

acidificación de pozos, Society Petroleum Engineering Publishing, Agosto 2000,

p.p. 16, 23.

11. MACLEOD, Harry, Acidificación matricial, Society Petroleum Engineering

Publishing, mayo 1992, p.p 2 – 8; 11 – 26.

126

12. POMEROL, ch., las rocas sedimentarias, Buenos Aires, Ed. Universitaria, 1974,

p.p. 10, 16; 26, 33.

13. PACCALONI, Giovanni, Matriz stimulation Planning, Oil & Gas Journal, 29

Noviembre 1997, p.p. 2 – 9; 12, 15.

14. ROSS, David, Estimulación de areniscas con BJ sandstone Acid, Ojeda, III

Jornadas técnicas regionales de la sociedad de ingenieros de petróleo, seccional

costa oriental del lago de Maracaibo, Junio 1997, p.p. 2, 3, 8.

15. TASSBENDER, Hans, Química de suelos, 3ra. Ed., San José de Costa Rica,

IICA, 1982.

16. UREN, Et All, Geología del petróleo, México, Mc. Graw Hill, 1993, p.p. 12, 13,

14, 17, 29.

17. WILLIAMS, E. A., Acidificación matricial de areniscas y carbonatos, mendoza,

BJ Services Ingeniería y Capacitación, 1992.

127

GLOSARIO

Agua Fresca

Agua tomada de los ríos para fluido de desplazamiento o fluido de matado.

Adsorción

Adhesión o concentración de sustancias disueltas en la superficie de un líquido o gas

alrededor de los cuerpos.

Absorción:

Retener un cuerpo entre sus moléculas, las de otro en estado líquido o gaseoso.

Anodo:

Átomo que posee una carga eléctrica positiva.

Alkali:

Una base o hidróxido teniendo las siguientes propiedades, (1) Solubilidad en agua, (2)

poder neutralizante de ácidos.

Build-up:

Registro que se corre en los pozos para obtener datos de reservorio.

Bactericida: Compuesto químico que destruye los microorganismos que degradan al

petróleo.

128

Barita:

Sulfato de bario (BaSO4), un mineral frecuentemente usado para incrementar la

densidad del lodo de perforación.

Clásticos:

Fragmentos de cualquier tamaño, forma o composición originados por desintegración de

otras rocas.

Conglomerado:

Roca formada por acumulación de granos primarios de guijarros y partículas de tamaño

grande.

Capilaridad:

Capacidad para dejar subir, los fluidos entre los poros de las rocas a las zonas de menor

presión.

Cátodo:

Átomo que posee una carga eléctrica negativa.

Costra de lodo:

Revoque de fluido de perforación que protege las paredes de la formación contra el

ingreso de agua.

129

Colchón:

Columna de agua o de fluido de perforación que se ubica dentro de la Tubería para

evitar que la presión hidrostática del fluido en el espacio anular colapse la tubería.

Depletación:

Estado donde el reservorio ha perdido su energía natural de producción.

Densidad:

Peso de una sustancia por unidad de volumen.

Estratos:

Masa mineral en forma de capa que constituye los depósitos sedimentarios.

Estratigrafía:

Describe la estructura de la formaciones en una cuenca sedimentaría.

Filiformes:

Formaciones de arena de forma lenticular.

Factor de daño:

Relación matemática de la permeabilidad después de daño dividido por la

permeabilidad original.

130

Fluido de desplazamiento:

Usualmente agua salada que se bombea al pozo a continuación de un fluido de

tratamiento para forzarlo fuera del espacio anular.

Fluido de matado:

Fluido usado para mantener bajo control el pozo durante las operaciones de

reacondicionamiento.

Gradiente:

Cambio a variación en medición de una cantidad física.

Hidrocarburos:

Compuesto de hidrógeno y carbono, gas líquido o sólido.

Isotérmico:

Condición termodinámica en donde la temperatura permanece constante durante un

proceso.

Ígneas:

Roca formada por el enfriamiento de magma fundido.

Ion:

Átomo que posee una carga eléctrica positiva o negativa por haber perdido o ganado

electrones extras.

131

Isomorfo:

Minerales que poseen cuerpos de diferentes composición química e igual forma

cristalina y que pueden cristalizar asociados.

Intersticio

Pequeño espacio vacío que media entre dos masas de roca. (sinónimo de poro)

Litificado:

Fenómeno cuando la arena es comprimida y consolidada por el peso de los sedimentos

superiores.

Limos:

Sedimentos formados por arcilla y restos de materia orgánica.

Limonita:

Roca formada por la acumulación de granos minerales de cuarzo.

Morfología:

Aspecto externo de la constitución de una roca.

Marga.

Roca formada por acumulación de minerales de arcilla y carbonato de calcio.

132

Petrofísica:

Estudio del espacio poral y de sus características.

Petrografía:

Estudio de la composición química, mineralogía, y génses de las rocas.

Plasticidad:

Propiedad que presentan algunos minerales, de mantener la deformación producida por

una fuerza exterior.

Presión crítica:

Es la presión necesaria para condensar un gas a su temperatura crítica.

Preflujo:

Es la cantidad de fluido usada delante de una solución ácida que se bombea dentro del

pozo, también llamado fluido de cabeza.

Punto crítico:

Es el punto de presión y temperatura donde no se puede distinguir si un fluido es gas o

líquido.

Saturación:

Contenido de fluidos que existen en los espacios porosos de la roca.

133

Temperatura crítica:

Temperatura a la cual un fluido puede existir como líquido o gas.

Vaporización:

Es el proceso para convertir una sustancia en estado gaseoso.

Viscosidad:

Es la capacidad de flujo de un fluido.

Zeolitas:

Grupo de silicatos similares a los feldespatos con notable capacidad de intercambio

iónico.

ANEXOS

ANEXO N°

1 SISTEMAS ACIDOS Y CONCENTRACIONESSISTEMAS ACIDOS Y CONCENTRACIONES

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5206/1/45744_1.pdf ·...

Documents

Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5206/1/45744_1.pdf ·...