trabajo previo a la obtenciÓn del tÍtulo de ingeniero de...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DEL DESEMPEÑO DEL FLUIDO DE CONTROL PARA OPERACIONES DE

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS, CON EL FIN DE EVITAR O REDUCIR EL DAÑO DE FORMACIÓN, EN EL

CAMPO LAGO AGRIO.”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

BORIS ISRAEL BERRÚ CASTILLO

DIRECTOR: ING. EDWIN FABIAN PLUAS NOLIVOS MSc.

QUITO, SEPTIEMBRE 2016

® Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 1103945729

APELLIDO Y NOMBRES: BERRÚ CASTILLO BORIS ISRAEL

DIRECCIÓN: RUÍZ DE CASTILLA N27-124

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: 022554562

TELÉFONO MOVIL: 0980161298

DATOS DE LA OBRA

TITULO: “ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DEL

DESEMPEÑO DEL FLUIDO DE CONTROL

PARA OPERACIONES DE

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS,

CON EL FIN DE EVITAR O REDUCIR EL

DAÑO DE FORMACIÓN, EN EL CAMPO

LAGO AGRIO.”

AUTOR O AUTORES: BORIS ISRAEL BERRÚ CASTILLO

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO

DE TITULACIÓN:

2016 – 09 – 20

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

ING. EDWIN FABIAN PLUAS NOLIVOS

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: INGENIERO DE PETRÓLEOS

RESUMEN: Mínimo 250 palabras El daño de formación es un factor importante

que afecta la productividad de un pozo

petrolero, este es causado por diferentes

técnicas usadas durante operaciones como

perforación, completación,

reacondicionamiento de pozos. Las

interacciones entre los fluidos y la roca de la

formación con fluidos extraños al yacimiento,

provocan daño de formación que tienen como

resultado una disminución en la producción

X

mailto:[email protected]

del pozo. Durante las operaciones de

completación o reacondicionamiento de

pozos es de vital importancia obtener un

fluido de control para dichas operaciones que

se ajuste a las condiciones de un yacimiento

específico que va a permitir evitar o eliminar

el daño de formación mejorando la

producción de un pozo. El presente proyecto

de titulación se basó en la formulación de un

fluido limpio para operaciones de

reacondicionamiento de pozos para el campo

Lago Agrío, Bloque 56 perteneciente a

Petroamazonas EP, y así analizar si el fluido

es capaz prevenir el daño de formación de

acuerdo a las características del reservorio a

ser tratado, provocado durante las

operaciones de completación o

reacondicionamiento de pozos, mediante la

elaboración y posterior análisis de pruebas de

compatibilidad entre los fluidos de la

formación y el fluido elaborado, dichas

pruebas fueron realizadas en el laboratorio de

fluidos de la empresa CNPC (Chuanqing

Drilling Engineering Company Limited)

Ecuador. Además, se realizará un análisis

técnico para comparar los resultados de un

fluido limpio y un análisis económico para

justificar la implementación de este fluido

limpio para la prevención de daño de

formación en los pozos del campo Lago Agrio

Bloque 56.

PALABRAS CLAVES: Daño de Formación, Reacondicionamiento,

Fluido de Control, Compatibilidad,

Productividad.

ABSTRACT:

Formation damage is an important factor that

affects the productivity of an oil well, this is

caused by different techniques used during

operations such as drilling, completion and

DEDICATORIA

A Dios, por darme la oportunidad de vivir y por estar conmigo en cada paso

que doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en

mi camino a aquellas personas que han sido mi soporte y compañía durante

todo el periodo de estudio.

A mis padres por ser el pilar más importante y por demostrarme siempre su

cariño, apoyo incondicional y motivarme a seguir adelante pese a las

dificultades que se presente. Papi y Mami gracias por darme una carrera para

mí futuro.

A mis hermanas María José y Doménica Belén, por estar conmigo y

apoyarme, las quiero mucho.

A mi amigo y compañero Franio por estar presente desde el inicio de esta gran

experiencia, ser un confidente y apoyarme cuando más lo necesite.

A mis familiares por siempre creer en mí, brindarme su apoyo y sus sabios

consejos gracias por siempre estar presentes para mí.

A mis amigos gracias por ser parte de esta experiencia tan especial y

compartir junto a mi buenos y malos momentos

Boris Israel Berrú Castillo

Agradecimiento

Al Ingeniero Edwin Plúas director del presente trabajo de titulación por su

tiempo, valiosa guía y asesoramiento para la realización del mismo.

Al Ingeniero Henry Romero por su ayuda brindada para que esté presente

proyecto se lleve a cabo.

A mis maestros quienes nunca desistieron de enseñarme, por su tiempo

compartido y por impulsar el desarrollo de mi formación profesional.

Gracias a todas aquellas personas que ayudaron directa o indirectamente en

la realización de este proyecto.

Boris Israel Berrú Castillo

ii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

Pagina

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 INTRODUCCIÓN 4

1.2 Objetivos 5

1.2.1 Objetivo General 5

1.2.2 Objetivos Específicos 5

2. MARCO TEÓRICO 6

2.1 Descripción Campo Lago Agrio 7

2.2 Ubicación 7

2.4 Estratigrafía y litología de la formación Hollín 8

2.4.2 Hollín Inferior 8

2.4.3 Hollín Superior 9

2.5 Daño de Formación 10

2.6 Factor Skin 11

2.7 Operaciones durante las cuales se produce daño de formación 12

2.7.1 Perforación 12

2.7.2 Cementación 13

2.7.3 Producción 13

2.7.4 Limpieza 14

2.7.5 Completación y Estimulación 14

2.7.6 Inyección de fluidos 15

2.8 Mecanismos de Daño de Formación 16

2.8.1 Invasión de Partículas sólidas 16

iii

2.8.2 Hidratación y Migración de finos 16

2.8.3 Cambios de la mojabilidad natural de la formación 17

2.8.4 Fluidos Incompatibles 18

2.8.5 Depósitos Orgánicos 19

2.9 Fluidos de Completación y Reacondicionamiento 20

2.10 Propiedades de los Fluidos de Reacondicionamiento. 21

2.10.1 Densidad 21

2.10.2 Viscosidad plástica 22

2.10.3 Punto Cedente 23

2.10.4 pH 23

2.10.5 Contenido de sólidos 23

2.10.6 Punto de Cristalización 24

2.11 Tipos de Fluidos de Completación y Reacondicionamiento. 24

2.11.1 Según su Homogeneidad 24

2.11.1.1 Fluidos sin sólidos en suspensión 24

2.11.1.2 Fluidos espumosos 26

2.11.2 Según su componente principal 26

2.11.2.1 Agua salada 26

2.11.2.2 Agua salada producida en el campo 26

2.12 Criterios de selección de un fluido de reacondicionamiento 27

2.13 Adictivos 28

2.13.1 Surfactantes 28

2.13.2 Solventes Mutuales 29

2.13.3 Inhibidor de corrosión 29

2.13.4 Bactericidas 30

2.13.5 Inhibidor de Arcilla 30

iv

2.14 Química de las Arcillas 30

2.14.1 Kaolin 32

2.14.2 Ilita 32

2.14.3 Smectita o Montmorillonita 33

2.14.4 Cloritas 34

2.14.5 Sepiolita y Atapulgita 34

3. METODOLOGÍA 35

3.1 Análisis Técnico 36

3.1.1 Análisis del Fluido de Reacondicionamiento 36

3.1.2 Diseño del fluido de control para operaciones reacondicionamiento37

3.1.2.1 Elección de la salmuera 37

3.1.2.2 Taponamiento de finos 38

3.1.3.3 Densidad 38

3.1.3.4 Bloqueo por agua 39

3.1.3.5 Migración de finos 40

3.1.3.6 Bloqueo por emulsión 40

3.1.3.6 Taponamiento por precipitados 40

3.2 Análisis Económico 41

3.2.1 Indicadores que intervienen en la Evaluación del Proyecto 41

3.2.1.1 Flujo neto de caja 41

3.2.1.2 Valor actual neto 42

3.2.1.3 Tasa Interna de Retorno 42

3.2.1.4 Relación Beneficio – Costo 43

3.2.1.5 Consideraciones 43

3.2.1.6 Ingresos 44

3.2.1.6 Egresos 45

v

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 46

4.1 Resultados del análisis del fluido de reacondicionamiento agua de

formación tratada – crudo 47

4.1.1 Pruebas de Compatibilidad Agua de formación Tratada – Crudo del

Campo Lago Agrio 47

4.1.1.1 Resultados de las pruebas de compatibilidad agua de formación

tratada – crudo del campo Lago Agrio. 47

4.2 Resultados del Diseño del Fluido de Control para Operaciones de

Reacondicionamiento 49

4.2.1 Resultados taponamiento de finos 49

4.2.2 Resultados de densidad 50

4.2.3 Resultados de bloqueo por agua 51

4.2.4 Resultados de bloqueo por emulsión 52

4.2.5 Resultados de taponamiento por precipitados 57

4.3 Formulación final del fluido de Reacondicionamiento de pozos para el

campo Lago Agrio 59

4.2 DISCUSIÓN DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO 60

4.4 Resultados del Análisis de Económico 62

4.4 Discución de resultados análisis económico 66

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 67

5.1 Conclusiones 68

5.2 Recomendaciones 68

BIBLIOGRAFÍA 70

NOMENCLATURA 72

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

Pagina

Figura 1. Daño de formación 11

Figura 2. Cambio de mojabilidad 17

Figura 3. Bloqueo por agua 18

Figura 4. Densidades comparativas de sistemas de terminación de fluidos sin

sólidos 22

Figura 5. Esquema de selección de fluido reacondicionamiento 27

Figura 6. Kaoilin 32

Figura 7. Ilita 33

Figura 8. Smectita 34

Figura 9. Cristales de clorita 34

Figura 10. Prueba 1 48















Figura 25. Mezcla agua de formación Hollín superior y formulación 2 cloruro

de potasio. 57

Figura 26. Mezcla agua de formación Hollín superior y formulación 4 formiato

de sodio. 58

vii

ÍNDICE DE TABLAS

Pagina

Tabla 1. Coordenadas del Campo Lago Agrio 7

Tabla 2. Propiedades petrofísicas de la formación Hollín 9

Tabla 3. Características de fluidos de la formación Hollín 9

Tabla 4. Soluciones Monovalentes y bivalentes 25

Tabla 5. Resumen de las propiedades de los minerales de arcilla 31

Tabla 6. Campo de Estudio. 36

Tabla 7. Resultados de las Pruebas Físico-Químicas del agua tratada de

Hollín superior. 47

Tabla 8. Prueba de Compatibilidad agua de formación tratada – crudo de la

formación Hollín superior. 48

Tabla 9. Contenido de NTU de cada formulación. 49

Tabla 10. Datos del pozo LAGO AGRIO-40D. 50

Tabla 11. Datos del pozo LAGO AGRIO-40D. 51

Tabla 12. Formulación 1 Cloruro de potasio. 53

Tabla 13. Prueba de compatibilidad formulación 1 Cloruro de potasio – crudo


Tabla 14. Formulación 2 Cloruro de potasio. 54

Tabla 15. Prueba de compatibilidad formulación 2 Cloruro de potasio – crudo


Tabla 16. Formulación 3 Formiato de sodio. 55

Tabla 17. Prueba de compatibilidad formulación 3 Formiato de sodio – crudo


Tabla 18. Formulación 4 Formiato de sodio. 56

Tabla 19. Prueba de compatibilidad formulación 4 Formiato de sodio – crudo


Tabla 20. pH de las muestras. 57

Tabla 21. Resumen de tratamientos para cada tipo de daño de formación

59

Tabla 22. Formulación de fluido de reacondicionamiento definitiva 60

Tabla 23. Costo de las Salmueras para 1 500 bls 62

viii

Tabla 24. Costo de productos químicos para 1 500 bls 62

Tabla 25. Costo de filtración para 1 500 bls 62

Tabla 26. Costo total del Fluido de Reacondicionamiento con cloruro de

potasio para 1 500 bls 62

Tabla 27. Costo total del Fluido de Reacondicionamiento con formiato de sodio

para 1 500 bls 63

Tabla 28. Inversión Inicial con fluido de reacondicionamiento base cloruro de

potasio 63

Tabla 29. Inversión Inicial con fluido de reacondicionamiento base formiato de

sodio 64

Tabla 30. Producción mensual del pozo LAGO AGRIO-40D y su costo de

producción 64

Tabla 31. Flujo de caja del pozo LAGO AGRIO-40D con fluido de

reacondicionamiento base cloruro de potasio 65

Tabla 32. Flujo de caja del pozo LAGO AGRIO-40D con fluido de

reacondicionamiento base formiato de sodio 65

Tablas 33. Indicadores económicos del pozo LAGO AGRIO-40D 66

ix

ÍNDICE DE ECUACIONES

Pagina

Ecuación [1] Daño de formación 11

Ecuación[2] Viscosidad plástica 22

Ecuación [3] Punto cedente 23

Ecuación [4] Presión hidrostática 38

Ecuación [5] Densidad necesaria 38

Ecuación [6] Diferencial de densidades 39

Ecuación [7] Diferencial de presión hidrostática 39

Ecuación [8] Caída de altura 39

Ecuación [9] Volumen de salmuera que se queda en el pozo 39

1

RESUMEN

El daño de formación es un factor importante que afecta la productividad de

un pozo petrolero, este es causado por diferentes técnicas usadas durante

operaciones como perforación, completación, reacondicionamiento de pozos.

Las interacciones entre los fluidos y la roca de la formación con fluidos

extraños al yacimiento, provocan daño de formación que tienen como

resultado una disminución en la producción del pozo. Durante las

operaciones de completación o reacondicionamiento de pozos es de vital

importancia obtener un fluido de control para dichas operaciones que se

ajuste a las condiciones de un yacimiento específico que va a permitir evitar

o eliminar el daño de formación mejorando la producción de un pozo.

El presente proyecto de titulación se basó en la formulación de un fluido limpio

para operaciones de reacondicionamiento de pozos para el campo Lago

Agrío, Bloque 56 perteneciente a Petroamazonas EP, y así analizar si el fluido

es capaz prevenir el daño de formación de acuerdo a las características del

reservorio a ser tratado, provocado durante las operaciones de completación

o reacondicionamiento de pozos, mediante la elaboración y posterior análisis

de pruebas de compatibilidad entre los fluidos de la formación y el fluido

elaborado, dichas pruebas fueron realizadas en el laboratorio de fluidos de la

empresa CNPC (Chuanqing Drilling Engineering Company Limited) Ecuador.

Además, se realizará un análisis técnico para comparar los resultados de un

fluido limpio y un análisis económico para justificar la implementación de este

fluido limpio para la prevención de daño de formación en los pozos del campo

Lago Agrio Bloque 56.

PALABRAS CLAVES: Daño de Formación, Reacondicionamiento, Fluido de

Control, Compatibilidad, Productividad.

2

ABSTRACT

Formation damage is an important factor affecting the productivity of an oil

well, this is caused by different techniques used during operations such as

drilling, completion, workover. The interactions between the fluids and the

rock formation with strangers reservoir fluids, causing formation damage that

result in a decrease in well production. During operations completion or

workover it is vital to obtain a control fluid for such operations to suit the

conditions of a specific site that will allow avoid or eliminate formation damage

improving well production.

This draft certification was based on the formulation of a clean fluid operations

workover for the field Lago Agrio, Block 56 belonging to Petroamazonas EP,

and then analyze whether the fluid is able to prevent formation damage

according to reservoir characteristics to be treated, caused during operations

completion or workover, through the development and subsequent analysis

of compatibility testing between the formation fluids and fluid elaborate, these

tests were performed in the laboratory of fluids supplier. In addition, a

technical analysis will be performed to compare the results of a clean fluid and

a technical comparative analysis to justify the use of clean fluid as prevention

of formation damage wells in the field in Block 56 Lago Agrio.

KEYWORS: Formation Damage, Workover, Fluid Control, Compatibility,

Productivity.

3

1. INTRODUCCIÓN

4

1.1 INTRODUCCIÓN

El petróleo es un mineral energético por excelencia, siendo el principal

recurso de exportación de nuestro país, el cual genera los ingresos más

significativos para el estado, por lo que es imprescindible optimizar su

extracción y mejorar las operaciones de producción conforme evoluciona la

tecnología. Debido a la importancia de este recurso natural y al gran número

de problemas que se presentan al momento de extraerlo, se han desarrollado

grandes e innovadoras soluciones tecnológicas que permiten optimizar cada

una de las etapas que se deben realizar para poder obtener este recurso, y

las operaciones de reacondicionamiento no son la excepción.

En operaciones de perforación, completación y reacondicionamientos de

pozos se usan fluidos ya sean para remover cortes, enfriar y lubricar la

barrena, controlar las presiones, pero estos fluidos están en interacciones

con los fluidos y la roca del yacimiento lo que puede provocar una caída de

presión adicional al flujo de fluidos de producción hacia el pozo debido al daño

ocasionado por la migración de finos y arcillas, hinchamiento de arcillas,

emulsiones, cambios de mojabilidad, etc.

El daño de formación es un problema operacional y económico, por lo que es

recomendable el buen desempeño de un fluido de control en las operaciones

de reacondicionamiento mediante pruebas de compatibilidad fluido-fluido

realizadas en laboratorio.

El desarrollo de este proyecto de investigación sobre el desempeño de un

fluido limpio de completación y reacondicionamiento, se basa en el

conocimiento del campo Lago Agrio y los daños de formación que presenten

sus arenas productoras, explicando el desempeño del uso de este fluido y

responder si su utilización de manera continua es una solución para reducir

características dañinas de las arenas productoras del campo anteriormente

especificado. Un fluido limpio es aquel libre de sólidos y con una turbidez

menor a 35 NTU (Normal Turbulence Unit).

5

Los trabajos de completación y reacondicionamiento son causantes de la

mayoría de los daños de formación debido a la incompatibilidad de los fluidos

usados para el control del pozo y los fluidos del reservorio, razón para

plantear este trabajo de investigación con el propósito de formular y evaluar

el desempeño de un fluido de reacondicionamiento, que reduzca posibles

daños de formación en pozos del campo Lago Agrio.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar técnica y económicamente el desempeño del fluido

para operaciones de reacondicionamiento de pozos, con el fin

de evitar o reducir el daño de formación en el campo Lago Agrio.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Estudiar el daño de formación y sus mecanismos en las

arenas productoras.

Realizar un análisis de los parámetros que intervienen en la

formulación de un fluido de control en operaciones y los

problemas que ocasiona una inadecuada formulación.

Determinar la formulación del fluido de control apropiada

para proteger la formación productora durante las

operaciones de reacondicionamiento de pozos en el campo

Lago Agrio.

Efectuar el análisis económico del pozo LAGO AGRIO-40D

en función de los indicadores económicos VAN, TIR y

relación Beneficio – Costo para justificar la inversión del

fluido de control.

6

2. MARCO TEÓRICO

7

2.1 DESCRIPCIÓN CAMPO LAGO AGRIO

El campo Lago Agrio está ubicado en la provincia de Sucumbíos, cerca de la

ciudad Lago Agrio al noroeste del país en la región amazónica. El campo

Lago Agrio fue descubierto a partir de la perforación del pozo exploratorio

Lago Agrio 1 perforado por Texaco, como operadora del consorcio Texaco –

Gulf, comenzando su producción entre febrero y abril de 1 967, obteniendo

una profundidad de 10 175 pies, con una producción a flujo natural de 2 955

BPPD de 29.0° API provenientes de la formación hollín, lo que da inicio al

descubrimiento de nuevos campos petroleros en la región amazónica

convirtiendo al petróleo como el principal recurso económico con el que

cuenta nuestro país y a la región amazónica en una zona principalmente

petrolera.

2.2 UBICACIÓN

El campo Lago Agrio se encuentra situado al Noroeste de la Cuenca Oriente

Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos. Con una extensión de 11 km de

largo por 3.8 km de ancho con un área de 41.8 km2 con 150 pies de cierre

vertical, cercano a esta ubicación se encuentra la ciudad de Lago Agrio.

Tabla 1. Coordenadas del Campo Lago Agrio

PUNTO COORDENADAS GEOGRÁFICAS COORDENADAS MÉTRICAS

1 76° 58’ 28.53” W 00° 09’ 43.85” N 10.017.936.88 280.225.86

2 76° 44’ 45.63” W 00° 09’ 43.85” N 10.017.936.88 305.675.86

3 76° 44’ 45.63” W 00° 03’ 49.94” S 9.992.936.88 305.675.86

4 76° 58’ 28.53” W 00° 03’ 49.94” S 9.992.936.88 280.225.86

(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

Geológicamente se encuentra colocado en el Play petrolero de los campos

Tigüino, Conocaco, Auca, Sacha, Palo Azul-Rojo y Charapa que entrampan

hidrocarburos en las secuencias detríticas de las formaciones hollín, Napo.

8

Sus reservas remantes son 32 421 003 barriles de petróleo, con una

producción diaria promedio de 4 441 barriles de petróleo por día

aproximadamente. Sus formaciones productivas son: Formación Hollín

Superior, Formación Napo (T y U) y Basal Tena, cada una de las cuales

presenta sus propias características litológicas estructurales y de fluidos de

formación, como consecuencia del Ambiente paleontológico en que fueron

depositados y de los fluidos migrados acumulados. (Baby, Rivadeneira, & Barragán,

2004)

2.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LA FORMACIÓN HOLLÍN

La litología de la formación Hollín está conformada por arenisca de cuarzo

(principal roca reservorio) de color gris claro de grano medio a grueso friable

con cemento silíceo, con pocas intercalaciones de lutita y caliza, posee

intervalos de arcilla a la base con lentes de carbón indicando un ambiente

continental en su depósito.

2.4.2 HOLLÍN INFERIOR

Este yacimiento originalmente contenía la mayor acumulación de

hidrocarburos. El tope se ubica entre 9 994 pies a 10 161 pies, con un espesor

total de 184 pies en el pozo LA-15 a 295 pies en el pozo LA-5 a 220 pies en

el pozo LA-18 actualmente tiene un espesor de arena saturada regular en el

campo de ±40 pies, con una porosidad de 8% en el pozo LA-25 a 20% en los

pozos LA-11B y LA-12.

Este yacimiento tiene un ambiente deposicional cuyo origen fue relleno de

valles y planicie de ríos entrelazados y planicies costeras con un ambiente

fluvial, razón por la cual presenta un BSW del 50%. Este reservorio está

siendo afectado por contactos originales agua-petróleo a diferentes

profundidades y posiblemente trabajen como unidades hidráulicas distintas

en diferentes compartimientos.

9

2.4.3 HOLLÍN SUPERIOR

Su litología intercalaciones de arenisca cuarzosa color gris verdoso, de grano

fino a medio con cemento de matriz silícea intercalada con lentes de caliza,

lutita con presencia de glauconita y clorita, la zona Hollín superior se encontró

a 10 030 pies. El ambiente de depósito es marino costero y marino abierto

con BSW del 24%.

El tope se ubica entre 9 903 pies a 10 048 pies, con un espesor total de 70

pies en el pozo LA-23 a 16 pies del pozo LA-30, con espesores de saturación

de crudo iniciales de 52 pies en el pozo LA-15 a 11 pies en el pozo LA-30,

con una porosidad de 12% en el pozo LA-01 a 19% en el pozo LA-31, se ha

determinado un modelo de ambiente idealizado sedimentario inicial de

estuario dominado por olas con facie de cordones litorales, barras de playa,

y lagunas.

Las propiedades petrofísicas y las características de los fluidos de la

formación se encuentran en las tablas 2 y 3.

Tabla 2. Propiedades petrofísicas de la formación Hollín

Yacimiento Tope

(pie)

Base

(pie)

Espesor

Promedio (pie)

Φ

(%)

Sw

(%)

Presión de burbuja

(Psi)

Hollín 9 892 10 088 30 15.2 29.6 880

(ARCH, 2016)

Tabla 3. Características de fluidos de la formación Hollín

Yacimiento

Presión

Inicial

(Psi)

Rsi

(PCN/BN)

Boi

(BY/BN)

Bo

(BY/BN)

Viscosidad

(cP)

°API Salinidad

(ppm)

Hollín 4 485 585 1.17 1.21 1.50 26.7 14161

Rsi: Relación Gas – Petróleo inicial

Boi: Factor volumétrico inicial

Bo: Factor volumétrico

(ARCH, 2016)

10

2.5 DAÑO DE FORMACIÓN

Daño de formación es un término que se refiere a la reducción de

permeabilidad que sufre una formación que contiene hidrocarburos debido a

diversos problemas que se presentan durante varias fases de la recuperación

y extracción de petróleo y gas depositado en los yacimientos estas

operaciones pueden ser perforación, fracturación hidráulica, operaciones de

reacondicionamiento, etc.

El daño a una formación productora de hidrocarburos es la pérdida de

productividad o inyectabilidad, parcial o total y natural o inducida de un pozo,

resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de

una obstrucción de los canales permeables asociados con el proceso natural

de producción.

Todos los hidrocarburos son producidos a través de poros, fracturas y

cavidades en la formación. Estos canales de flujo varían mucho en forma y

tamaño y son susceptibles a ser tapados parcial o totalmente por sólidos

contenidos en un fluido de perforación, completación y de

reacondicionamiento. En arenas productoras cada grano de arena se halla

envuelto por una fina capa de agua. La mayoría de los poros de la formación

se hallan llenos con petróleo, gas y a veces agua. La película que cubre los

granos es inmóvil.

Cuando el pozo se pone en producción varias capaz de petróleo y agua que

se hallan almacenados en la formación abandonan la misma migrando hacia

el pozo. La capa de agua cubriendo los granos de arena actúa como una

barrera lubricante y permite el flujo libre del aceite hacia el hueco. Esta es la

condición natural de la formación, es decir mojada por agua. Durante

cualquier etapa de la vida de un pozo, la formación va a ser dañada y la

permeabilidad será reducida. El daño puede ser solamente superficial o

puede tener un efecto más profundo.

11

2.6 FACTOR SKIN

El término efecto piel (Skin) se usa para denotar una superficie o cilindro de

permeabilidad reducida alrededor del pozo. El factor “S” representa la

sumatoria de todos los efectos que representan caídas adicionales de la

presión en el sistema de producción yacimiento/pozo. El efecto skin (S) es

una variable adimensional y compuesta.

Figura 1. Daño de formación

(Faruk, 2007)

Se sabe que el daño afecta solo a una zona en las inmediaciones del pozo,

que está muy bien definida, en la cual la permeabilidad se ve afectada. Esta

zona se la ha denominado piel (skin) y tiene un radio medido desde el centro

del pozo que puede ser estimado mediante perfiles como el microlaterolog o

el perfil de proximidad. El skin se calcula mediante la siguiente expresión:

𝑆 =𝑘 ∗ ℎ

144.2 ∗ 𝑞 ∗ 𝛽 ∗ 𝜇∗ 𝑃𝑠 [1]

Donde:

S: Daño de formación

k: Permeabilidad de la formación (mD)

12

h: Profundidad del pozo (pies)

Ps: Presión estática del reservorio (psi)

q: Caudal de producción (bls/día)

β: Factor volumétrico del petróleo (Bn/By)

µ: Viscosidad del petróleo (cP)

De donde se puede observar que si:

S ˃ 0 Formación Dañada.

S = 0 Ni dañada, ni estimulada.

S ˂ 0 Formación Estimulada.

2.7 OPERACIONES DURANTE LAS CUALES SE PRODUCE

DAÑO DE FORMACIÓN

2.7.1 PERFORACIÓN

Desde que la barrena entra a la zona productora alcanza la profundidad total

del pozo, esta zona está expuesta a lodos de perforación y operaciones

diversas, que afectarán la capacidad de producción del pozo.

Los fluidos de perforación constan de una fase sólida y una líquida, los daños

que causan en la zona productora son ocasionados por el filtrado de la fase

sólida o por invasión de sólidos en el medio poroso.

El fluido de perforación contiene entre otros materiales arcillas, agentes

densificantes y adictivos químicos, todos ellos potencialmente dañinos. La

invasión de estos materiales depende de la efectividad del control de pérdida

del filtrado y del tamaño relativo de los sólidos y los poros de la formación.

Esta invasión puede varias pocas pulgadas a varios pies.

13

2.7.2 CEMENTACIÓN

Debido a la composición química de las lechadas de cemento y a las

presiones de inyección de las mismas se pueden producir serios daños a las

formaciones productoras intervenidas, ya que por ser porosas y permeables

permiten la filtración de ciertos químicos de la lechada que pueden influir en

la composición de las aguas de formación provocando precipitaciones que

van taponando los poros intercomunicados hacia el interior de la formación,

reduciendo la permeabilidad de la roca.

Los filtrados de lechadas con pH elevado, son particularmente dañinos en

formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras

de la formación de alta concentración de calcio, pueden provocar

precipitaciones de sales.

2.7.3 PRODUCCIÓN

Algunos reservorios no pueden ser puestos a altos caudales de flujo o

elevadas caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser

afectados por fenómenos adversos. El daño de formación en estos casos es

permanente y no puede ser reducido simplemente reduciendo el caudal o el

drawdown de producción.

Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por sólidos

(arcillas y otros finos) que emigran de la formación al ser arrastrados por el

flujo de fluidos al pozo; en formaciones de arenas poco consolidadas este

problema es mayor. Si el yacimiento está con una presión menor, será mucho

más fácil dañar la formación con estos sólidos.

Durante la producción de un pozo puede originarse cambios en la estabilidad

de los fluidos producidos, pudiéndose originar precipitaciones orgánicas

(asfáltenos y/o parafinas) o inorgánicas (sales) con la consecuente

obstrucción del espacio poroso y el daño a la formación. Así mismo en pozos

14

de gas pueden ocurrir fenómenos de condensación retrógrada que ocasionan

bloqueos de líquidos en la vecindad del pozo.

2.7.4 LIMPIEZA

Cuando se limpia el pozo para remover depósitos o materiales diversos

(productos corrosivos, asfaltos, parafinas, etc.), altas concentraciones de

materiales dañinos pueden invadir la formación. Estos fluidos que circulan y

entran en contacto con la zona productora pueden alterar las condiciones de

mojabilidad de la roca o provocar daños por incompatibilidad.

2.7.5 COMPLETACIÓN Y ESTIMULACIÓN

Los daños provocados durante estos trabajos pueden ser causados por la

invasión de los fluidos de completación o de reacondicionamiento de pozos

dentro de la formación. El propósito de estos fluidos es contener la alta

presión en el fondo del pozo con respecto a la presión del reservorio. Los

fluidos de completación contienen sólidos y químicos incompatibles con la

formación, lo que provoca un daño parecido al daño causado por el fluido de

perforación.

Es necesario utilizar fluidos de completación limpios y filtrados, empleando el

uso de bactericidas. Los fluidos deber ser mantenidos en tanques limpios

lejos de la contaminación a la que están expuestos en las zonas cercanas al

pozo, controlando el uso de grasas y lubricantes.

Si un pozo fue previamente, fracturado hidráulicamente y empaquetado,

cualquier sólido que penetre en las fracturas tenderá a formar puentes entre

los granos de arena u otros empaquetantes y causará una reducción

permanente de la capacidad de flujo de las fracturas. Rocas calcáreas

previamente tratadas con ácido podrían también ser taponadas por la

introducción de bentonita, barita, u otros residuos dentro de las fracturas.

15

La acidificación de areniscas con HCL podrían dejar precipitaciones

insolubles en la formación. Un diseño apropiado de tratamiento minimiza este

efecto. El fracturamiento o la ruptura de la formación con ácido podría

encoger el revoque del lodo entre la pared del pozo y el cemento o podría

hacer un canal de lodo en el espacio anular permitiendo una comunicación

vertical de fluidos no deseables.

2.7.6 INYECCIÓN DE FLUIDOS

Los pozos inyectores de fluidos son susceptibles al daño de formación por la

inyección de partículas sólidas, por precipitación debido a incompatibilidades,

crecimiento de bacterias y generación de flujo turbulento.

La inyección de agua generalmente ocasiona daño cuando esta no es tratada

apropiadamente, ya que puede contener sólidos por la inadecuada utilización

de filtros, sales no compatibles con el agua de formación, por acarreo de finos

de la misma formación, por incompatibilidad con las arcillas, bacterias, geles

residuales que se utilizan durante la inyección de polímeros. Surfactantes

humectantes de petróleo en agua obtenida de tanques de almacenamiento

podrían humectar de petróleo la formación alrededor de la pared del pozo.

Bajo estas condiciones, pueden ocurrir emulsiones en la formación

adyacente a la pared.

La inyección de gas tiende alcanzar un flujo turbulento en todas las

instalaciones antes de llegar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de

barrido de grasa para roscas, escamas de corrosión u otros sólidos que

taponarán los poros del yacimiento. Así mismo el gas inyectado puede

acarrear productos químicos, residuos de lubricantes provenientes de las

compresoras u otros materiales, lo cual produce una reducción de

permeabilidad al gas y su inyectividad. La inyección de un inhibidor de

corrosión hacia las zonas de gas usualmente reducirá la inyectividad o

productividad.

16

2.8 MECANISMOS DE DAÑO DE FORMACIÓN

Los mecanismos mediante los cuales se producen daño de formación son:

Invasión de partículas de sólidos

Hidratación y Migración de arcillas o partículas finas

Cambio de la mojabilidad natural de la formación

Fluidos incompatibles

Depósitos orgánicos

Cualquier combinación de estas causas puede existir de una manera

simultánea y la formación puede ser dañada durante toda etapa de la vida

del pozo.

2.8.1 INVASIÓN DE PARTÍCULAS SÓLIDAS

Este mecanismo puede dañar la formación de varias maneras. Cerca de la

pared del pozo las partículas de sólidos invaden los poros de la formación.

Esto puede ser causado por los sólidos del fluido de perforación, cemento y

salmueras que no fueron filtradas. Gradualmente la invasión se hace más

profunda y el daño más considerable. Cuando la formación esta puesta en

producción las partículas son movidas tratando de volver al pozo tapando los

poros definitivamente.

2.8.2 HIDRATACIÓN Y MIGRACIÓN DE FINOS

Los finos se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las

paredes de los poros de la roca, las cuales son producidas in situ o por

operaciones de campo. Para que ocurra su migración, las partículas deben

desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio

poroso hasta llegar a la garganta poral, lo que causa un taponamiento severo

y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana

al pozo, donde la velocidad del fluido es máxima.

17

Las principales partículas finas que se hallan en el medio poroso son las

arcillas autigénicas (caolinita, ilinita, smectita y clorita) seguidas de cuarzo,

sílice amorfa, feldespatos y carbonato (calcita, dolomita y siderita). Estos

minerales son de tamaño pequeño, estructuralmente laminares y de gran

área superficial, por lo que tienden a reaccionar rápidamente con el flujo que

se introduce en el medio poroso, de modo que, si este fluido no es compatible

con el tipo de arcilla presente, basta con que se encuentre un 2% de este

para que su desestabilización cause obstrucción al flujo con disminución de

la producción.

2.8.3 CAMBIOS DE LA MOJABILIDAD NATURAL DE LA

FORMACIÓN

El estado natural de la formación es estar mojada o humectada por agua. Si

este estado se cambia resultará en un incremento de la fricción que los fluidos

producidos causan y como consecuencia la producción de la formación se

verá afectada. Además, en caso de que los granos se mojen con aceite, la

formación será más susceptible a producir agua que petróleo. Si se utilizan

sistemas con alto contenido de surfactantes las posibilidades de cambiar la

humectabilidad de la formación son altas.

Figura 2. Cambio de mojabilidad

(Halliburton., 2004)

18

2.8.4 FLUIDOS INCOMPATIBLES

El daño más común de esta categoría es la precipitación de sales. El

lignosulfonato puede precipitar del filtrado si el pH del mismo disminuye a

causa de la dilución con el agua de formación. También si se mezclan dos

fluidos como agua y aceite hay buenas posibilidades de que se desarrolle una

emulsión y se produzca un bloqueo por emulsión. La emulsión que se forma

en la formación es de alta viscosidad y va a dañar a la misma.

El bloqueo por emulsión ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el

espacio poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el

mismo. La conductividad de la formación cerca del pozo puede quedar

reducida a cero. Este fenómeno no es frecuente, pero cuando ocurre,

sus consecuencias son desastrosas.

El bloqueo del agua se produce debido al efecto capilar de los micro-

poros de este tipo de formaciones cuando el filtrado de los fluidos de

perforación, como se muestra en la figura. Este fenómeno se ha

observado como un problema particularmente grave en los reservorios

con una baja permeabilidad o donde la saturación original de agua es

inferior a la saturación de agua irreductible formada por la invasión de

fluidos.

Figura 3. Bloqueo por agua

(INTEVEP, 1997)

19

Los sólidos inorgánicos son llamados escamas (escala), y se

depositan cuando se alteran el equilibrio químico y termodinámico,

haciendo que las aguas o sus mezclas alcancen el punto de saturación

de sus sales disueltas. La escala se forma usualmente como resultado

de la cristalización y la precipitación de los minerales de agua. Los

problemas de acumulación de escalas durante el desarrollo de un pozo

(perforación, completación o reacondicionamiento), y durante

inyección de fluidos se deben principalmente a la mezcla de fluidos

incompatibles, caída de presión o cambio de temperatura. Escalas

más comunes en el campo son carbonato de calcio, yeso, sulfato de

bario y cloruro de sodio.

2.8.5 DEPÓSITOS ORGÁNICOS

Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados,

normalmente asfáltenos y parafinas, y pueden producirse en la perforación,

en el tubing y en el interior de la formación.

Asfáltenos

Los asfáltenos son negros, aromáticos policíclicos, compuestos

complejos, los asfáltenos se encuentran como partículas sólidas

dispersas en el petróleo crudo y algunas veces en condensado

asociado con gas de producción.

Los asfáltenos poseen enlaces polares cargados eléctricamente y

estas propiedades resultan de la presencia de oxígeno, sulfuro,

nitrógeno y varios metales en su estructura. Debido a sus

características polares, cuando los asfáltenos salen en disolución ellos

son de naturaleza catiónica y harán que el petróleo tienda a

humedecer la arena, tal como si estuviera presente un material sólido

el cual puede estar bloqueando el poro. Así estos asfáltenos se

20

depositan cerca del área de la cara del pozo causando un efecto

dramático en la producción.

Parafinas

Las parafinas son hidrocarburos de alto peso molecular que se

acumulan en el tubing de un pozo de petróleo, líneas de flujo de

superficie, y otros equipos de producción y almacenamiento. Las

parafinas están hechas simplemente de compuestos orgánicos, estos

son de una cadena larga de hidrocarburos que contienen solo átomos

de carbón e hidrógeno.

2.9 FLUIDOS DE COMPLETACIÓN Y

REACONDICIONAMIENTO

Analizando lo anteriormente estudiado, se observa que no siempre se puede

evitar el daño de formación, pero hay una serie de procesos que pueden

evitar o reducir un daño de formación. El primer paso a tener en cuenta para

una protección es usar salmueras claras o limpias y no dañinas a la

formación. Por lo general las salmueras son menos dañinas a la formación

que fluidos de agua fresca o salada.

Un fluido de completación y de reacondicionamiento es un fluido que se

bombea al pozo y se coloca frente a la formación productora cuando se

realizan operaciones de completamiento y reacondicionamiento. Tales

operaciones incluyen el control de pozos, limpiezas, control de arena, o

perforación. El fluido sirve para controlar las presiones de formación, remover

sólidos del pozo, y ayudar a desplazar fluidos de tratamiento a un lugar

específico dentro del pozo.

Entre las principales funciones de un fluido de completación están:

Estabilizar y controlar la presión del pozo.

21

Facilitar Evaluación de formación, producción e inyección de un fluido.

Mantener la integridad y una larga vida del pozo.

Enfriar y lubricar la sarta de trabajo y las herramientas hoyo abajo.

2.10 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE COMPLETACIÓN

Y REACONDICIONAMIENTO.

2.10.1 DENSIDAD

La densidad se define como la relación existente entre la masa por unidad de

volumen de una sustancia en particular. En fluidos de completación y

reacondicionamiento las unidades a utilizar son lbs/gal.

Esta propiedad es de gran importancia en los fluidos de completación y

reacondicionamiento debido a que la presión hidrostática permite un control

sobre las presiones de las formaciones; por lo que es fundamental tener

controlado la densidad, ya que una densidad alta puede provocar que los

fluidos entren en la formación provocando daño en la formación, o puede

provocar una pega en la sarta de trabajo. La densidad también influye en la

capacidad de levantar o remover los cortes hacia la superficie.

Los fluidos libres de sólidos son preparados por solución de varias sales, tales

como cloruro de potasio, cloruro de sodio, carbonato de sodio, entre otras.

Las salmueras claras se usan en condiciones tanto desbalanceadas como

sobre balanceadas. Frecuentemente un pozo es terminado en una situación

sobre-balanceada y la salmuera pesada es reemplazada por un fluido de

empaque más liviano.

|

22

Figura 4. Densidades comparativas de sistemas de terminación de fluidos sin sólidos

(Halliburton, HANDBOOK HALLIBURTON "Test Fluids", 2008)

2.10.2 VISCOSIDAD PLÁSTICA

Es aquella parte que se resiste a fluir, causada por la fricción mecánica. Su

control permite detectar a tiempo problemas potenciales, incrementos en el

contenido de sólidos y es determinada por un viscosímetro.

El control de la viscosidad plástica en fluidos de bajo y alto peso es

indispensable para mejorar el comportamiento reológico. Para determinar la

viscosidad plástica se utiliza la siguiente ecuación:

Vp=L600-L300 [2]

Donde:

Vp= Viscosidad plástica, Centipoises

L600= Lectura 600 rpm, en el viscosímetro


9,7 10 11,1 11,5 11,8 12,7 13,315,1 15,4

19,2 19,7 20,5

De

nsi

dad

en

lbs/

galó

n

Fluidos libres de sólidos

23

2.10.3 PUNTO CEDENTE

Es la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre las

partículas sólidas del fluido. Esta fuerza es consecuencia de las cargas

eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase líquida.

Las distintas sustancias químicas tienen diferentes efectos sobre el punto

cedente, así la cal y los polímeros, lo incrementan, mientras que los fosfatos,

taninos, lignitos, lignosulfanatos los disminuyen.

Por otra, un alto contenido de sólidos produce un punto cedente elevado.

El punto cedente se calcula de la siguiente forma:

Pc=L300-Vp [3]

Donde:

Pc: Punto cedente, Centipoises

Vp= Viscosidad plástica, Centipoises


2.10.4 pH

Es una medida de la alcalinidad en un lodo; el punto neutro es 7, por encima

de este valor el fluido es más alcalino y por debajo del mismo aumentará el

carácter ácido.

2.10.5 CONTENIDO DE SÓLIDOS

Es una medida de la proporción de sólidos presente en un fluido, en relación

con el volumen total (sólido + líquido), normalmente se expresa en %, mg/lts

o en ppm. Los sólidos que son solubles son llamados indeseables ya que la

invasión de estos puede provocar daño de formación.

24

2.10.6 PUNTO DE CRISTALIZACIÓN

El punto de cristalización de una salmuera es la temperatura a la cual se

comienzan a formar los cristales de sal, dado el tiempo suficiente y las

condiciones de nucleantes apropiadas (La nucleación es el proceso por el

cual una materia insoluble provee una plataforma física sobre la cual pueden

formarse cristales). La precipitación de las sales insolubles puede causar un

número de problemas. Por ejemplo, cuando la sal disuelta en el fluido se

cristaliza y se asienta en un tanque, la densidad del fluido comúnmente

disminuye.

2.11 TIPOS DE FLUIDOS DE COMPLETACIÓN Y

REACONDICIONAMIENTO.

Todos los fluidos que se utilizan para la completación y reparación de un pozo

caen bajo esta denominación. Incluyen fluidos de baja densidad y gases,

hasta salmueras de elevada densidad. Pueden ser base agua, base aceite,

salmueras libres de sólidos y salmueras cargadas de sólidos. El

requerimiento principal es que no deben producir daño a la formación.

Los fluidos de completación y reacondicionamiento se clasifican:

Según su homogeneidad

Según su componente principal

2.11.1 SEGÚN SU HOMOGENEIDAD

2.11.1.1 Fluidos sin sólidos en suspensión

Son aquellos fluidos cuyo principal componente es soluciones de salmuera.

Estos fluidos contienen una serie de aditivos para mejorar sus propiedades,

tales como: inhibidores de arcillas, anticorrosivos y controladores de pérdidas

25

de circulación. Son lo más utilizados, ya que producen poco daño a la

formación, y la productividad no se afecta tanto como cuando se usan fluidos

con sólidos en suspensión.

Un sistema de fluidos sin sólidos es el sistema preferido de completación y

reacondicionamiento porque sus características protegen las formaciones.

Además, los sistemas de fluidos sin sólidos sirven como excelentes fluidos

de empaque que pueden acelerar las operaciones de reparación. Los

sistemas de fluidos sin sólidos son soluciones de diversas sales que se

clasifican en dos grupos principales: monovalentes y divalentes.

Tabla 4. Soluciones Monovalentes y bivalentes

Soluciones Monovalentes Soluciones Bivalentes

Cloruro de sodio

Bromuro de sodio

Formiato de sodio

Cloruro de potasio

Formiato de potasio

Cloruro de calcio

Bromuro de calcio

Bromuro de zinc

(Halliburton, Fluidos de Reparación/ Terminación, 2002)

Las salmueras monovalentes contienen sales que tienen cationes

monovalentes; el bromuro de potasio y el bromuro de sodio son

especialmente efectivos en formaciones sensibles al calcio y en formaciones

donde el gas dióxido de carbono pueda reaccionar con salmueras de calcio

para crear un precipitado de carbonato de calcio. Las salmueras

monovalentes generalmente presentan baja corrosividad, aún a temperaturas

mayores de 400 °F (204 °C).

Las salmueras bivalentes contienen sales que tienen cationes bivalentes; una

salmuera bivalente puede estar compuesta de una sal única o de una mezcla

de sales, dependiendo de la densidad de la salmuera requerida y el punto de

cristalización.

26

2.11.1.2 Fluidos espumosos

Están constituidos por emulsiones estables de lodo, aireadas (aire o gas)

con aditivos estabilizadores del lodo y agentes espumosos.

Tienen aplicación cuando otras técnicas no son satisfactorias por razones

económicas, mecánicas u otras. Con los fluidos espumosos se baja la presión

hidrostática contra la formación con lo cual se minimiza la invasión de sólidos

y la pérdida de circulación. Este flujo es muy utilizado en completaciones a

baja presión.

2.11.2 SEGÚN SU COMPONENTE PRINCIPAL

2.11.2.1 Agua salada

Las soluciones de agua salada tienen muchas aplicaciones como fluido de

completación y reacondicionamiento de pozos. Sin embargo, cuando las

formaciones contienen arcillas del tipo montmorillonita, el agua puede

producir una expansión o hinchamiento en la arcilla, lo cual no es deseable.

Las investigaciones en laboratorios han demostrado que, si estas arcillas se

contaminan con agua dulce, se reduce considerablemente la permeabilidad

de las formaciones.

2.11.2.2 Agua salada producida en el campo

Este es el fluido de reparación más comúnmente usado. Esto se debe,

fundamentalmente, a su bajo costo y a su disponibilidad, a pesar de que

contiene bastantes sólidos. Cuando sea necesario tener una presión superior

a la de la formación, se puede usar una solución de agua salada de densidad

apropiada.

27

2.12 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE UN FLUIDO DE

COMPLETACIÓN O REACONDICIONAMIENTO

Mayoría de los temas que impulsan la selección de una salmuera para

operaciones de reacondicionamiento y completación, son, por ejemplo, la

densidad y la compatibilidad con la roca reservorio, fluidos de formación y

otros productos químicos utilizados para la preparación de las salmueras.

Figura 5. Esquema de selección de fluido reacondicionamiento de pozos

(Halliburton, Fluidos de Reparación/ Terminación, 2002)

Dec

isió

n s

ob

re e

l Flu

ido

Sin Sólidos

Surfactante

Espuma

Emulsión

Aceite

Salmueras

Agua Dulce

Agua del Mar

KCl

NaCl

CaCl 2

CaBr2

ZnBr2

Con Sólidos

Base Aceite

Tradicional

Soluble en Ácido

Base Arcilla

Agua Dulce

Agua Salada

Solubles en Ácido

Otros Asbestos

28

La forma correcta de seleccionar un fluido de completación o de

reacondicionamiento de pozos es tener en consideración las funciones que

el fluido desempeñará y cuáles son las propiedades deseables para que

pueda desempeñar esas funciones. Para ellos los siguientes requerimientos

se deben tener en cuenta:

Densidad

Viscosidad

Control de Filtración

Estabilidad a Altas Temperaturas

Mezcla

Corrosión

Compatibilidad

Costo

2.13 ADICTIVOS

2.13.1 SURFACTANTES Los agentes tensioactivos o surfactantes son moléculas orgánicas que

contiene un segmento a fin al aceite llamado lipofilico (polar) y otro a fin al

agua llamado hidrofilico (no polar). La solubilidad parcial tanto en agua como

en aceite permite al surfactante ocupar la interface. Los agentes tensioactivos

son sustancias químicas que reducen la tensión superficial en la interfase

entre un líquido y un gas, la tensión interfacial en la interfase entre dos

líquidos inmiscibles, y el ángulo de contacto en la interfase entre un líquido y

un sólido por lo que son empleados en operaciones de reacondicionamiento,

completación y estimulaciones.

Los surfactantes permiten controlar la formación de emulsiones, evitar el

hinchamiento o dispersión de arcillas, ya que se debe considerar la

compatibilidad del surfactante con el fluido de tratamiento y de la formación.

29

Mediante la aplicación de surfactantes se puede tratar diferentes tipos de

daño de formación como son:

Restricción al flujo debido a altas tensiones entre los fluidos

Formación mojada por petróleo

Bloqueo por emulsiones viscosas

Bloqueo por Agua

2.13.2 SOLVENTES MUTUALES

Son productos que tienen apreciable solubilidad tanto en agua como en

aceite, reducen la tensión interfacial y actúan como solventes para solubilizar

aceite en agua y son capaces de remover materiales oleosos que mojan la

superficie de los poros.

Los solventes mutuales son aplicados para obtener los siguientes beneficios:

Ayuda a reducir la saturación de agua en las inmediaciones del pozo, al

disminuir la tensión superficial del agua.

Contribuye a que la formación se humecte con agua, manteniendo así la

mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo. Adicionalmente

mejoran la acción de los surfactantes.

2.13.3 INHIBIDOR DE CORROSIÓN

Son polímeros que poseen la propiedad de adsorción en las superficies

sólidas, son muy necesarios y tienen como propósito único la protección de

la tubería, su función es reducir la velocidad de reacción de los fluidos en

contacto con el acero ya que los inhibidores no eliminan la corrosión.

El uso de esos adictivos debe ser muy cuidadoso ya que un exceso de este

inhibidor puede influir en la matriz e inducir un daño a la permeabilidad

relativa causado por un cambio de mojabilidad, la efectividad de un inhibidor

30

depende de su capacidad de formar y conservar una película protectora sobre

la superficie metálica.

2.13.4 BACTERICIDAS

Sustancia química usada para controlar el desarrollo de microorganismos,

diseñados para reducir o eliminar el desarrollo de bacterias que pueden

provocar un gran problema para las operaciones de perforación,

reacondicionamiento y completación de un pozo petrolero.

2.13.5 INHIBIDOR DE ARCILLA

Para lograr estabilizar las formaciones arcillosas sensibles al agua mediante

la inhibición del hinchamiento y la dispersión de los minerales arcillosos de la

roca, se utilizan polímeros, sales y glicoles que aportan inhibición química

debido a que estos interactúan con la estructura de la roca para cumplir su

función.

2.14 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS

La arcilla es una roca sedimentaria, en la mayor parte de los casos de origen

detrítico, con características bien definidas, que abarcan sedimentos con un

tamaño de grano inferior a 2 milímetros. Las arcillas son constituyentes

esenciales de gran parte de los suelos y sedimentos debido a que son, en su

mayor parte producto de la meteorización de los silicatos que, formados a

mayores presiones y temperaturas, en el medio exógeno se hidrolizan.

Físicamente las arcillas se describen como una mezcla heterogénea de

minerales finamente divididos de minerales como cuarzo, feldespato, calcita,

pirita y otros materiales sedimentarios compuestos de materiales como sílice,

aluminio y agua.

El tipo y cantidad de minerales presentes son factores muy importantes que

contribuyen a las propiedades mecánicas y químicas de la roca. La mayoría

31

de los reservorios de arena contienen una determinada cantidad de minerales

de arcilla. Estos minerales pueden reaccionar con los fluidos de perforación,

completación y reacondicionamiento ya que con estos va a estar en contacto

de una manera que pueden provocar un daño en la formación, reduciendo la

producción.

Los principales tipos de arcillas:

Kaolin

Mica

Ilita

Montmorillonita

Sepiolita

Atapulgita

Clorita

Tabla 5. Resumen de las propiedades de los minerales de arcilla más comunes

Propiedad Kaolin Mica Montmorillonita Atapulgita Clorita

Tipo de estructura 1:1 2:1 2:1 2:1 2:1

Estructura Cristalina Hoja Hoja Hoja Hoja Hoja

Forma de la Partícula Plato Plato Escama Aguja Plato

Tamaño de la Partícula

(Micrones)

5-0, 5 5-0,5 2-0,1 1-0,1 5,0-0,1

Viscosidad en Agua Baja Baja Alta Alta Alta

Efecto de Sales Flocula Flocula Flocula Flocula Flocula

(Halliburton., 2004)

Hay más de 400 minerales y rocas arcillosas, dividas en gran número de

grupos y sub grupos. Por regla general las arcillas se dividen en dos grupos:

aquellas que se hidratan y aquellas que no se hidratan.

32

2.14.1 KAOLIN

Kaolin se halla compuesto de una sola hoja tetraédrica combinada con otra

dioctaédrica de aluminio. Las capas se hallan cargadas principalmente

debido a la rotura de los bordes de la estructura, siendo por lo tanto muy

sensible al pH de las suspensiones. La capacidad de intercambio catiónico

de este mineral es bajo, entre 3-15 meq/100gr. Fluidos viscosificados con

kaolin tienen bajas viscosidades debido a la naturaleza no hidratable de la

estructura cristalina.

El principal uso de este mineral debido a sus características es en la industria

papelera y en la cerámica. El mineral se halla también en numerosas lutitas

y otros depósitos originados en medios ambientes marinos. La tendencia de

este mineral es alterarse a ilita y clorita con la profundidad, es decir con la

edad.

Figura 6. Kaoilin

(Gerald, 2009)

2.14.2 ILITA

Pertenece al grupo de minerales conocidos como micas. Estos minerales son

del grupo mineralógico 2:1 donde dos hojas de sílice envuelven a una hoja

octaedral. La característica importante de las ilitas es la substitución isomorfa,

en la hoja tetraedral, donde el sílice es reemplazado por aluminio o hierro,

siendo de esta manera compensada la deficiencia de carga por ion potasio.

33

El papel de los iones de potasio en la estructura de las micas (ilita) es

fundamental para entender el efecto estabilizador e inhibidor de las

salmueras de cloruro de potasio.

Figura 7. Ilita


2.14.3 SMECTITA O MONTMORILLONITA

Este es el mineral que constituyen la bentonita. Este es el mineral más

conocido del grupo de los smectiatas. Es un componente activo de

formaciones más jóvenes y tiende a hidratarse e hincharse cuando es

perforado. La substitución isomorfa más frecuente es la de MG2+

y Fe3+

por

Al3+

en la hoja octaedral, esencial de la montmorillonita es que la substitución

se realiza principalmente en la capa octaedral.

El mecanismo de adsorción de agua o hidratación es acompañado por el

hinchamiento y aumento de volumen del mineral de arcilla. Esto puede ocurrir

por dos diferentes mecanismos.

Hinchamiento Cristalino

Hinchamiento Osmótico

34

Figura 8. Smectita


2.14.4 CLORITAS

Las cloritas se hallan estructuralmente relacionadas a los de la clase

compuesta por tres láminas. Debido al reemplazo de iones de magnesio por

aluminio las láminas poseen una carga neta positiva. La capacidad de

intercambio catiónico de este mineral es muy baja, entre 10-40 meq/100g.

Las cloritas se hallan normalmente asociadas a sedimentos más viejos y los

kaolines y smectitas son reemplazadas por cloritas e ilitas.

Figura 9. Cristales de clorita

(Gerald, 2009)

2.14.5 SEPIOLITA Y ATAPULGITA

Ambos minerales tienen estructuras similares y son utilizados en lodos

salados. La estructura de los minerales es diferente a los anteriores.

Estructuralmente consisten en una cadena tridimensional que no se hidrata,

como las arcillas laminares. Debido a su estructura los cristales poseen un

aspecto de agujas, típicamente de 0,01 -1 micron de longitud.

35

3. METODOLOGÍA

36

3.1 ANÁLISIS TÉCNICO

La incompatibilidad de los fluidos de la formación con fluidos utilizados en

operaciones de completación o reacondicionamiento, son los causantes de

los problemas anteriormente estudiados, es de gran importancia para la

producción de un pozo o campo la compatibilidad de los fluidos. Las pruebas

de compatibilidad que se llevan a cabo en el presente estudio son necesarias

para identificar si los fluidos introducidos en la formación están reaccionando

con la formación y los fluidos de la misma, lo que provoca daño de formación

y por ende una baja en la producción. Las pruebas de compatibilidad evitan

que la formación reaccione al introducir un fluido para operaciones de

completación o reacondicionamiento, dichas pruebas fueron realizadas en el

laboratorio de fluidos de perforación de la empresa CNPC (Chuanqing Drilling

Engineering Company Limited) Ecuador. Durante las pruebas de

compatibilidad se mezcla una muestra de agua de formación con el fluido de

control o salmuera que son sometidos a baño maría a la temperatura del

yacimiento, si se forma un precipitado durante la mezcla o después de ser

sometido a baño maría se considera incompatibles. El mismo procedimiento

se realiza con muestras de crudo del campo y arena a ser estudiada que se

muestra en la tabla 6:

Tabla 6. Campo de Estudio.

Campo Yacimiento Pozo Productor

Lago Agrio Hollín superior LAGO AGRIO–40D

3.1.1 ANÁLISIS DEL FLUIDO DE REACONDICIONAMIENTO

El fluido utilizado para las operaciones de completación y

reacondicionamiento de pozos en este campo es agua de formación tratada.

Es muy importante para el estudio identificar las propiedades físico-químicas

de los fluidos utilizados para poder analizar correctamente su aplicación, por

lo que se realiza las siguientes pruebas:

37

Contenido de Cloruros (Según norma API 13B)

Dureza de Calcio (Según norma API 13B)

pH (Según norma API 13B)

Turbidez (Según norma API 13B)

Densidad (Según norma API 13B)

3.1.2 DISEÑO DEL FLUIDO DE CONTROL PARA OPERACIONES DE

REACONDICIONAMIENTO

La formulación del fluido de control apropiada para proteger la formación

productora durante las operaciones de reacondicionamiento de pozos en el

campo Lago Agrio, es de vital importancia debido a la incompatibilidad

presentada entre el fluido de control y los fluidos de la formación, causando

daños a la formación se presenta una nueva formulación para el fluido de

control de operaciones de reacondicionamiento con el propósito de evitar o

reducir la posibilidad de daño de formación producido por alguna de las

causas previamente estudiadas.

Para ello se ha formulado dos tipos de fluidos con diferentes salmueras en

las cuales se va a comparar cuál de las dos salmueras tiene mejor

desempeño en la formación los fluidos se describen a continuación.

3.1.2.1 Elección de la salmuera

Para el presente proyecto de titulación se han escogido dos tipos de

salmueras cloruro de potasio (KCl), con densidad de 8.4 lpg y formiato de

sodio (HCOONa), con densidad de 8.5 lpg. Según la figura 4 se ha escogido

estas salmueras porque cumplen con los valores de densidad requeridos y

son las más fáciles y económicas de conseguir en el mercado y con las cuales

se llevan a cabo la mayoría de trabajos ya sean de completación o

reacondicionamiento en el país.

38

3.1.2.2 Taponamiento de finos

Para evitar el taponamiento por arcillas o finos se va a filtrar el fluido, para

ello se obtuvo agua del río San Vicente, río cercano al campo Lago Agrio que

nos servirá para hacer nuestro fluido de completación o reacondicionamiento.

Para evitar que se produzca un daño de formación por taponamiento o

migración de fluidos se va a crear un fluido de completación o

reacondicionamiento que tenga menos de 35.0 NTU, lo cual va a permitir que

contenido de sólidos presentes en el fluido sea óptimo para formación y no

produzca ningún efecto negativo en la formación.

3.1.3.3 Densidad

Esta propiedad es de gran importancia en los fluidos de completación y

reacondicionamiento debido a que la presión hidrostática permite un control

sobre las presiones de las formaciones; por lo que es fundamental tener

controlada la densidad, ya que una densidad alta puede provocar que los

fluidos entren en la formación provocando daño en la formación, o puede

provocar una pega en la sarta de trabajo.

Se va a calcular la densidad necesaria de salmuera que se va ocupar para

una operación de reacondicionamiento para ello se emplea las siguientes

ecuaciones:

𝑃ℎ = 0.052 ∗ 𝑇𝑉𝑃 ∗ 𝜌𝑁 [4]

ρN

=Ph

0.052*TVP [5]

Donde:

Ph: Presión hidrostática (Psi)

TVP: Profundidad vertical verdadera (pies)

𝜌𝑁: Densidad necesaria (lpg)

39

∆𝜌 = 𝜌𝑆 − 𝜌𝑁 [6]

Donde:

∆𝜌: Diferencial de densidad (lpg)

𝜌𝑆: Densidad de la salmuera (lpg)

𝜌𝑁: Densidad necesaria (lpg)

3.1.3.4 Bloqueo por agua

Con la finalidad de conocer cuanta es la cantidad de agua que se va a quedar

en el yacimiento una vez que se introduzca el fluido en la formación se calcula

el volumen de fluido que se queda en la misma mediante las siguientes

ecuaciones:

∆𝑃ℎ = 0.052 ∗ ℎ𝑐 ∗ ∆𝜌 [7]

hc=∆Ph

0.052*ρS

[8]

Donde:

Ph: Diferencial de presión hidrostática (Psi)

ℎ𝑐: Caída de la altura (pies)

𝜌𝑆: Densidad de la salmuera (lpg)

V= (IDCasing-ODTubing)

2

1 029.4*hc [9]

Donde:

V: Volumen de salmuera que se queda en el pozo (bls)

𝐼𝐷𝐶𝑎𝑠𝑖𝑛𝑔: Diámetro interno del casing (pulg)

𝑂𝐷𝑇𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔: Diámetro externo del tubing (pulg)

ℎ𝑐: Caída de la altura (pies)

40

3.1.3.5 Migración de finos

La migración de finos o arcillas produce daño de formación ya que estas al

entrar en movimiento o hincharse pueden taponar el paso de los fluidos para

ello la utilización de un inhibidor de arcillas que evite la migración o el

hinchamiento de las arcillas al poner en contacto con el agua se vital

importancia. Para según los productos utilizados en el laboratorio de CNPC

(Chuanqing Drilling Engineering Company Limited) Ecuador, los fabricantes

recomiendan utilizar inhibidor de arcillas en valor aproximado al 0.05 % de

volumen de la cantidad total de fluido de reacondicionamiento a utilizar.

3.1.3.6 Bloqueo por emulsión

Para determinar si los fluidos de completación o reacondicionamiento

empleados en la formulación provocaran daño por emulsión se realizaron

pruebas de compatibilidad para poder observar como el fluido de

completación se interrelaciona con los fluidos de la formación y así comprobar

si existe dicho daño de formación, los procedimientos para las pruebas de

compatibilidad son los establecidos en el laboratorio de fluidos de perforación

de la empresa CNPC (Chuanqing Drilling Engineering Company Limited)

Ecuador.

3.1.3.6 Taponamiento por precipitados

El taponamiento por precipitados se presentando cuando el fluido de

reacondicionamiento que se introduce en la formación y el agua de formación

tienen pH considerablemente diferentes lo que da origen a la formación de

precipitados o escala razón que provoca la utilización de anti-escala para

determinar si existe la formación de esté daño de formación.

41

3.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

Para determinar si una inversión se justifica o no, se obtiene parámetros que

permitan tomar buenas decisiones y conocer la viabilidad y rentabilidad de un

proyecto se realiza el análisis económico.

Existen varios indicadores económicos que nos permiten conocer si el

proyecto es económicamente rentable estos son:

Flujo Neto de Caja FNC

El valor actual neto (VAN), que tiene que ser mayor que cero.

La tasa interna de retorno (TIR) tiene que ser mayor a la tasa de

actualización.

La relación beneficio-costo que tiene que ser mayor a 1.

3.2.1 INDICADORES QUE INTERVIENEN EN LA EVALUACIÓN DEL

PROYECTO

3.2.1.1 Flujo neto de caja

El estado de flujo de caja es un estado financiero dinámico y efectivo que

tiene como objetivo proveer información de los ingresos y egresos de efectivo

de un proyecto en un período de tiempo determinado que generalmente es

un año

La ecuación que representa el flujo neto de caja es la siguiente:

FNCK=RK-DK [10]

Donde:

FNCK= Flujo Neto de caja, dólares

RK= Ingresos correspondientes al año k

DK= Egresos correspondientes al año k

42

3.2.1.2 Valor actual neto

Es el procedimiento que permite calcular el valor presente de determinado

número de flujos de caja futuros. Que va a generar un proyecto, descontados

una tasa de interés (tasa de actualización) y realizar una comparación con el

importe de la inversión inicial. Para que el proyecto sea viable el VAN tiene

que ser mayor q cero, ya que de lo contrario este no es económicamente

rentable. La siguiente ecuación permite calcular el valor actual neto:

VAN= ∑FNCK

(1+i)k

n

k=o

[11]

Donde:

VAN= Valor Actual Neto

FNCK= Flujo Neto de Caja para un tiempo k

i= Tasa de actualización de la empresa

k= Tiempo asociado al proyecto

3.2.1.3 Tasa Interna de Retorno

La tasa interna de retorno de una inversión es el promedio geométrico de los

rendimientos futuros esperados de dicha inversión y que implica un supuesto

de oportunidad para reinvertir, se considera también la tasa de interés por la

cual se recupera la inversión o la tasa máxima de endeudamiento. Esta tasa

se la obtiene mediante la siguiente ecuación:

VAN= ∑FNCk

(1+TIR)k

n

k=0

= 0 [12]

Donde:

VAN= Valor Actual Neto

43

FNCK= Flujo Neto de Caja para un tiempo k

i= Tasa de actualización de la empresa

k= Tiempo asociado al proyecto

Para que un proyecto se considere económicamente rentable la tasa interna

de retorno debe ser mayor o igual a la tasa de actualización de lo contrario el

proyecto deberá ser rechazado ya que no es económicamente rentable.

3.2.1.4 Relación Beneficio - Costo

Es un indicar económico que considera los ingresos como beneficio y los

egresos sumados a la inversión inicial como el costo, es decir que es la

ganancia que se obtiene en la relación a la inversión. Esta se obtiene

mediante la siguiente ecuación:

RBC=Ingresos actualizados

Egresos+Inversión inicial [𝟏𝟑]

3.2.1.5 Consideraciones

Es necesario informar los parámetros considerados para realizar el presente

análisis económico:

El análisis se lo realiza para un periodo de un año.

La tasa de actualización anual se asume del 12% (1% mensual).

El costo operativo de producción en el Campo Lago Agrio es de 21.54

USD/Bls.

La tasa de declinación de producción del campo Lago Agrio es de 12%

anual, es decir 1% mensual (30 días).

El precio del barril de petróleo estimado en la plataforma económica

del estado ecuatoriano para el 2 016 es de 35USD/Bls.

Cantidad necesaria de fluido de reacondicionamiento para realizar el

trabajo de reacondicionamiento es de 1 500 barriles.

44

La cantidad de cloruro de potasio que se debe utilizar para tener un

fluido con densidad de 8.4 libras por galón es de 4 libras por barril de

fluido a utilizarse.

La cantidad de formiato de sodio que se debe utilizar para tener un

fluido con densidad de 8.5 libras por galón es de 7 libras por barril de

fluido a utilizarse.

Cada saco de cloruro de potasio contiene 100 libras con un valor de

65 dólares por saco.

Cada saco de formiato de sodio contiene 55 libras con un valor de 47

dólares por saco.

Cada tambor de solvente mutual tiene un valor de 4 700 dólares y

contiene 55 galones.

Cada tambor de inhibidor de arcillas tiene un valor de 2 400 dólares y

contiene 55 galones.

Cada galón de anti-escala tiene un valor de 11 dólares.

El costo de un juego de cartuchos para filtración de fluidos tiene un

valor de 10 000 dólares.

3.2.1.6 Ingresos

Para obtener los ingresos se multiplica el precio del barril del petróleo por la

producción de crudo obtenida. Esta producción obtenida sirve de base para

el cálculo de la producción de petróleo en el tiempo de evaluación del

proyecto la ecuación mediante la ecuación de declinación exponencial.

q=qo*e-d*t [14]

Donde:

q= Producción esperada en tiempo

𝑞𝑜= Producción Inicial

d= Tasa de declinación

t= Tiempo

45

3.2.1.6 Egresos

Los costos generados por la inversión inicial para la formulación del fluido de

reacondicionamiento y el costo de un trabajo típico de reacondicionamiento

que para el presente trabajo titulación será el cambio de completación por

comunicación y el costo de producción posterior de cada barril de crudo que

será aproximado de 21.54 USD/Bls para el campo Lago Agrio son

considerados como los egresos.

46

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

47

4.1 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DEL FLUIDO DE

REACONDICIONAMIENTO AGUA DE FORMACIÓN TRATADA

– CRUDO

Los procedimientos de las pruebas realizadas se especifican en la norma API

13B. Los resultados obtenidos de las pruebas se detallan en la tabla 7.

Tabla 7. Resultados de las Pruebas Físico-Químicas del agua tratada de Hollín superior.

Prueba Resultado

Contenido de Cloruros 16 000 (mg/l)

Dureza del Calcio 360 (mg/l)

Ph 8.44

Turbidez 90.6 NTU

4.1.1 PRUEBAS DE COMPATIBILIDAD AGUA DE FORMACIÓN

TRATADA – CRUDO DEL CAMPO LAGO AGRIO

Se toma muestras de crudo de los pozos LAGO AGRIO-40D de la formación

Hollín superior (Hs), de 29.1 °API. Esto con la finalidad de conocer si existe

o no compatibilidad entre el fluido de control y el crudo de estos pozos.

4.1.1.1 Resultados de las pruebas de compatibilidad agua de

formación tratada – crudo del campo Lago Agrio.

Los resultados de la prueba de compatibilidad de la formación Hollín superior

(Hs) son presentadas con su respectiva tabla y figuras.

48

Tabla 8. Prueba de Compatibilidad agua de formación tratada – crudo de la formación

Hollín superior.

Volumen

Tiempo

Crudo/Agua Crudo/Agua Crudo/Agua

75%/25%

37.5 ml / 12.5 ml

50%/50%

25 ml / 25 ml%

25%/75%

12.5 ml / 37.5 ml

1 min 50 ml / 0 ml 30 ml / 20 ml 6 ml / 44ml

15 min 49 ml / 1 ml 30 ml / 20 ml 9 ml / 41 ml




% Crudo 75% 50% 18%

% Salmuera 2% 40% 75%

% C en S 0% 0% 7%

% S en C 13% 10% 0%

Registro

Figura 10. Prueba 1

Figura 11. Prueba 2

Figura 12. Prueba 3

Observación

No hay separación,

está emulsionado

agua de formación y

crudo

Existe separación con

emulsiones de crudo

en el agua de

formación

Existe separación

con emulsiones de

crudo en el agua de

formación

49

Las pruebas de compatibilidad realizadas entre las muestras de crudo de la

formación “Hollín” superior, con el fluido de control utilizado para las

operaciones de completación y reacondicionamiento, muestran que no hay

compatibilidad entre los dos fluidos, esto se demuestra debido a las

emulsiones que se producen cuando se mezclan estos dos fluidos. La

emulsión que se forma en la formación es de alta viscosidad y va a dañar a

la misma, provocando que la conductividad de la formación a la cara del pozo

sea reducida lo que trae como consecuencia una disminución de la

producción de petróleo en superficie.

La formación de emulsiones por mezclar los fluidos puede ser controlada

utilizando un solvente en el fluido de control que ayuda a reducir la saturación

de agua en las inmediaciones del pozo, al disminuir la tensión superficial del

agua, permitiendo que la formación se humecte con agua, manteniendo así

la mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo.

4.2 RESULTADOS DEL DISEÑO DEL FLUIDO DE CONTROL

PARA OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO

4.2.1 RESULTADOS TAPONAMIENTO DE FINOS

Para ello se realiza la filtración y la medición de los NTU pruebas realizadas

según la norma API 13B

Tabla 9. Contenido de NTU de cada formulación.

Formulación NTU

Agua de río 40.5

Agua de río Filtrada 1.6

Agua de río más cloruro de potasio 8.4 lpg 60.2

Agua de río más formiato de sodio 8.5 lpg 80.5

Agua de río más cloruro de potasio 8.4 lpg FILTRADA 2.9

Agua de río más formiato de sodio 8.5 lpg FILTRADA 3.9

50

Los resultados obtenidos luego de filtrar y medir NTU de las muestras de los

fluidos de reacondicionamiento observamos que nuestro fluido de

reacondicionamiento tiene valores de 2.9 NTU y 3.9 NTU, pero el objetivo es

tener una salmuera limpia ya que una vez en contacto con las paredes de la

tubería estas se van a contaminar teniendo como resultado un aumento del

contenido de solidos pero lo adecuado para trabajar en estos casos es con

fluidos con valores menores a 35.0 NTU, consecuentemente los fluidos

estudiados van a cumplir con este requisito por ello evitamos el daño de

formación por taponamiento de finos dentro de la formación.

4.2.2 RESULTADOS DE DENSIDAD

Se realizan los cálculos en base a los datos del pozo LAGO AGRIO-40D del

campo Lago Agrio, con una salmuera base cloruro de potasio que se indican

en la tabla 10:

Tabla 10. Datos del pozo LAGO AGRIO-40D.

Datos del pozo LAGO AGRIO-40D

Arena Productora Hollín superior

Pr (psi) 4 045

TVD (pies) 10 068

ρ Salmuera KCl (lpg) 8.4

ID casing (pulg) 8.574

OD tubing (pulg) 3.5

Los resultados obtenidos utilizando las ecuaciones 5 y 6, son presentados a

continuación:

ρN=

4.045

0,052*10.068=7.72 lpg

∆𝜌 = 8.4 − 7.72 = 𝟎. 𝟔𝟕 lpg

Se realizan los cálculos en base a los datos del pozo LAGO AGRIO-40D del

campo Lago Agrio, con una salmuera base formiato de sodio que se indican

en la tabla 11:

51

Tabla 11. Datos del pozo LAGO AGRIO-40D.

Datos del pozo LAGO AGRIO-40D

Arena Productora Hollín superior

Pr (psi) 4 045

TVD (pies) 10068

ρ Salmuera NaCOOH (lpg) 8.5

ID casing (pulg) 8.574

OD tubing (pulg) 3.5

Los resultados obtenidos utilizando las ecuaciones 5 y 6, son presentados a

continuación:

ρN=

4 045

0.052*10 068=7.72 lpg

∆𝜌 = 8.5 − 7.72 = 𝟎. 𝟕𝟕 lpg

Con estos resultados comprobamos que el pozo se encuentra depletado es

decir que tiene una disminución de su energía por ello es necesario ocupar

una salmuera con una densidad superior, que nos permita tener control sobre

las fuerzas provenientes del yacimiento.

4.2.3 RESULTADOS DE BLOQUEO POR AGUA

Con los datos de las tablas 10 y 11 pertenecientes al campo Lago Agrio pozo

LAGO AGRIO-40D se realizan los cálculos para los dos tipos de salmueras y

utilizando las ecuaciones 7, 8 y 9 los resultados son presentados a

continuación:

Para cloruro de potasio

∆𝑃ℎ = 0.052 ∗ 10 068 ∗ 0.6737 = 𝟑𝟓𝟐. 𝟕 psi

hc=352.7

0.052*8.4=𝟖𝟎𝟕. 𝟒 pies

52

𝑉 = (8.574 − 3.5)2

1 029.4∗ 807.4775 = 𝟒𝟖 𝒃𝒍𝒔

Los resultados obtenidos nos dan que del fluido utilizado para operaciones

de reacondicionamiento de pozos con base de salmuera de cloruro de potasio

con densidad de 8.4 al ser introducido en la formación se pierde un total de

48 bls que se van a quedar en la misma lo que nos indica que debemos

ocupar surfactante en la formulación del fluido para con ello evitar que dicho

volumen de fluido que se quede en la formación.

Para formiato de sodio

∆Ph = 0.052 ∗ 10 068 ∗ 0.7737 = 𝟒𝟎𝟓 𝐩𝐬𝐢

hc=405

0.052*8.5= 𝟗𝟏𝟔. 𝟒 pies

V = (8.574 − 3.5)2

1029.4∗ 916.4248 = 𝟓𝟒 𝐛𝐥𝐬

Los resultados obtenidos nos dan que del fluido utilizado para operaciones

de reacondicionamiento de pozos con base de salmuera de formiato de sodio

con densidad de 8.5 al ser introducido en la formación se pierde un total de

54 bls que se van a quedar en la misma lo que nos dice que debemos ocupar

surfactante en la formulación del fluido para con ello evitar que dicho volumen

de fluido que se quede en la formación.

4.2.4 RESULTADOS DE BLOQUEO POR EMULSIÓN

Se realizaron varias pruebas a continuación se detalla la formulación y los

resultados de cada una de las pruebas de compatibilidad realizadas:

53

Tabla 12. Formulación 1 Cloruro de potasio.

Formulación 1

Salmuera Cloruro de Potasio (KCl)

Solvente mutual 0.1 % vol

Densidad 8.4 lpg

Inhibidor de arcillas 0.05% vol

Tabla 13. Prueba de compatibilidad formulación 1 Cloruro de potasio – crudo Hollín

superior.

Volumen

Tiempo

Crudo/Salmuera Crudo/Salmuera Crudo/Salmuera

75%/25%

37.5 ml / 12.5 ml

50%/50%

25 ml / 25 ml%

25%/75%

12.5 ml / 37.5 ml






% Crudo 75 % 50% 18%

% Salmuera 20% 50% 75%

% C en S 0% 0% 7%

% S en C 5% 0% 0%

Registro

Figura 13. Prueba 4

Figura 14. Prueba 5

Figura 15. Prueba 6

Observación Se observan micro-

emulsiones

Se observa micro-

emulsiones

Se observan micro-

emulsiones

54

Tabla 14. Formulación 2 Cloruro de potasio.

Formulación 2

Salmuera Cloruro de Potasio (KCl)


Densidad 8.4 lpg

Inhibidor de arcillas 0.05 % vol

Tabla 15. Prueba de compatibilidad formulación 2 Cloruro de potasio – crudo Hollín

superior.

Volumen

Tiempo


75%/25%

37.5 ml / 12.5 ml

50%/50%

25 ml / 25 ml%

25%/75%

12.5 ml / 37.5 ml






% Crudo 75% 48 % 18%

% Salmuera 16% 50% 75%

% C en S 0% 2% 7%

% S en C 9% 0% 0%

Registro

Figura 16. Prueba 7

Figura 17. Prueba 8

Figura 18. Prueba 9

Observación Separación efectiva

crudo-fluido

Se observa micro-

emulsiones

Separación efectiva

crudo-fluido

55

Tabla 16. Formulación 3 Formiato de sodio.

Formulación 3

Salmuera Formiato de Sodio (NaCOOH)


Densidad 8.5 lpg


Tabla 17. Prueba de compatibilidad formulación 3 Formiato de sodio – crudo Hollín

superior.

Volumen

Tiempo


75%/25%

37.5 ml / 12.5 ml

50%/50%

25 ml / 25 ml%

25%/75%

12.5 ml / 37.5 ml






% Crudo 75% 50% 20%

% Salmuera 2% 50% 75%

% C en S 0% 0% 5%

% S en C 23% 0% 0%

Registro

Figura 19. Prueba 10



Observación No existe separación

entre los fluidos

Separación optima Se observan micro-

emulsiones

56

Tabla 18. Formulación 4 Formiato de sodio.

Formulación 4

Salmuera Formiato de Sodio (NaCOOH)


Densidad 8.5 lpg


Tabla 19. Prueba de compatibilidad formulación 4 Formiato de sodio – crudo Hollín

superior.

Volumen

Tiempo


75%/25%

37.5 ml / 12.5 ml

50%/50%

25 ml / 25 ml%

25%/75%

12.5 ml / 37.5 ml






% Crudo 75% 46% 20%

% Salmuera 24% 50% 75%

% C en S 0% 4% 5%

% S en C 1% 0% 0%

Registro




Observación

Separación de fluidos

óptima

Buena separación con

presencia de micro-

emulsiones

Se observan micro-

emulsiones

57

Con las pruebas de compatibilidad se observan que existe una mejor

interfase entre el crudo de la formación y las salmueras, cuando se trabajó

con una concentración de 0.15 % volumen de solvente mutual se decidió que

en ambas salmueras la concentración de este químico adecuada para que

este tipo de operaciones sea 0.15 % volumen.

4.2.5 RESULTADOS DE TAPONAMIENTO POR PRECIPITADOS

Se realiza la medición del pH según la norma API 13B.

Tabla 20. pH de las muestras.

Muestra pH

Agua de formación de Hollín superior 8.44

Formulación 2 Cloruro de potasio 8.37

Formulación 4 formiato de sodio 8.14

Con la finalidad de conocer si existe precipitados con estos valores se realiza

una prueba de compatibilidad entre el agua de formación y las salmueras

estudiadas.

Figura 25. Mezcla agua de formación Hollín superior y formulación 2 cloruro de potasio.

58

Como se observa en la figura 25 el agua de formación y la formulación 2 de

cloruro de potasio no presenta precipitados o escala por ello se considera

utilizar para este fluido un anti-escala en cantidades de 0.01 % del volumen

total de fluido de reacondicionamiento a utilizar.

Figura 26. Mezcla agua de formación Hollín superior y formulación 4 formiato de sodio.

Como se observa en la figura 26 el agua de formación y la formulación 4 de

formiato de sodio no presenta precipitados o escala por ello se considera

utilizar para este fluido un anti-escala en cantidades de 0.01 % del volumen

total de fluido de reacondicionamiento a utilizar.

Como en ambos casos no presentan variaciones de pH con gran diferencia

no es necesario utilizar gran cantidad de anti-escala, pero en casos en donde

el pH del agua de formación es mucho mayor al de las salmueras entonces

hay que agregar Soda Ash para así poder equilibrar los pH y no provocar un

daño de formación por escala.

59

4.3 FORMULACIÓN FINAL DEL FLUIDO DE

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PARA EL CAMPO

LAGO AGRIO

Concluidas las pruebas mediante las cuales se comprobó que los fluidos

estudiados en el presente proyecto de titulación reducen el daño de formación

al ser puestos en contacto con la formación y los fluidos de la misma ya que

son compatibles evitando que se pueda producir daños o reduciendo los

efectos negativos que se pueden presentar cuando se producen dichos

daños. Se presenta un resumen de los tratamientos realizados para reducir

cada tipo de daño de formación en la tabla 21.

Tabla 21. Resumen de tratamientos para cada tipo de daño de formación

Daño de Formación Causas Tratamiento

Invasión de

partículas sólidas

Sólidos en los fluidos de

reacondicionamiento y

salmueras no filtradas.

Filtrar los fluidos de completación

después de preparar la salmuera.

Hidratación y

Migración de las

Arcillas

Hinchamiento de la

smectita-ilita y migración

de la kaolinita.

Utilizar inhibidor y evitar ion potasio en

presencia de kaoilinita.

Cambio de la

mojabilidad Natural

de la formación

Uso de productos que

cambian la mojabilidad

de la roca.

Evitar el uso de los surfactantes y

solventes.

Bloqueo por

Emulsión

Incompatibilidad del

agua con el crudo de la

formación.

Utilizar anti emulsionante y adecuado

fluido de reacondicionamiento.

Bloqueo por

precipitados

Incompatibilidad entre

agua de formación y

fluido de completación,

diferencia significativa

en el pH.

Diseñar el fluido de

reacondicionamiento compatible con el

agua de formación, tener pH similar.

Depósitos

Orgánicos

Incompatibilidad crudo-

salmueras, con

concentración de

asfáltenos.

Elegir salmuera correcta mediante

pruebas de compatibilidad crudo –

salmuera.

60

Las formulaciones adecuadas de las salmueras con base de cloruro de

potasio o con base de formiato de sodio para el campo Lago Agrio en la

formación Hollín superior se presentan en la tabla 22:

Tabla 22. Formulación de fluido de reacondicionamiento definitiva

Cantidad

Producto Formulación

Cloruro de potasio

Formulación

Formiato de sodio

Solvente mutual 0.15 % vol 0.15 % vol

Inhibidor de arcilla 0.05 % vol 0.5 % vol

Anti-escala 0.01 % vol 0.01 % vol

Densidad 8.4 lpg 8.5 lpg

Ph 8.37 8.14

4.2 DISCUSIÓN DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO

De los resultados obtenidos se determina que:

Con la filtración de los fluidos de reacondicionamiento se obtuvo

fluidos con valores de 2.9 NTU y 3.9 NTU respectivamente, valores

que evitan el daño de formación por migración de finos o arcillas que

los fluidos de reacondicionamiento pueden tener al ser introducidos en

la formación.

Con los resultados obtenidos del cálculo de la densidad de las

salmueras se obtuvo que la densidad adecuada con la que se debe

formular el fluido de reacondicionamiento es de 8.4 lpg de cloruro de

potasio con la finalidad de que nos permita realzar las operaciones de

reacondicionamiento y no produzcan daño a la formación.

Los resultados presentados en el cálculo de volumen de agua que se

introduce a la formación de acuerdo a la densidad de la salmuera que

se utiliza nos permite identificar que se debe utilizar un solvente mutual

61

que permita que dicha agua no permanezca dentro de la formación y

así se puede evitar el daño de formación por bloqueo de agua.

Con el resultado de las pruebas de compatibilidad se obtuvo la

concentración adecuada de solvente mutual que para el fluido de

reacondicionamiento con base de cloruro de potasio es de 0.15% del

volumen de total del fluido, con lo que se reduce el daño de formación

por formación de emulsiones siento el mismo el daño de formación que

con mayor frecuencia se presenta en pozos de la cuenca oriente

ecuatoriana.

La salmuera con base de cloruro de potasio propuesta para ser tratada

como fluido de reacondicionamiento tienden a favorecer la acción del

inhibidor de arcilla, que según las recomendaciones de los fabricantes

se debe utilizar 0.05 % del volumen total del fluido producto que ayuda

a evitar el taponamiento o hinchamiento de arcillas que pueden estar

presentes en la formación.

De las pruebas químicas realizadas a los fluidos de

reacondicionamiento se obtuvo resultados de 8.37 y 8.14 de pH y al

agua de formación de 8.44 pH se confirma que dichos fluidos tienen

un pH similar lo que favorece a reducir la formación de emulsiones o

precipitados por incompatibilidad entre los pH.

62

4.4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE ECONÓMICO

En las siguientes tablas se detallan los costos de cada uno de los productos

a utilizarse para la formulación del fluido de reacondicionamiento:

Tabla 23. Costo de las Salmueras para 1 500 bls

Producto Costo

(por saco en $) Cantidad (lbs) Cantidad (sacos) Costo Total ($)

Cloruro de potasio 65.00 6 000.00 60.00 3 900.00

formiato de sodio 47.00 10 500.00 190.91 8 972.73

Tabla 24. Costo de productos químicos para 1 500 bls

Producto Costo

(por galón en $)

Cantidad (bls)

Cantidad (galones)

Costo Total ($)

Solvente Mutual 85.45 2.25 94.50 8 075.03

Inhibidor de Arcillas

43.63 0.75 31.50 1 374.35

Anti-escala 11.00 0.15 6.30 69.30

Tabla 25. Costo de filtración para 1 500 bls

Material Costo Cantidad Precio ($)

Juego de Cartuchos de filtración 10 000 1 10 000

Tabla 26. Costo total del Fluido de Reacondicionamiento con cloruro de potasio para 1 500

bls

Producto Costo ($)

Cloruro de potasio 3 900

Solvente Mutual 8 075.03

Inhibidor de Arcillas 1 374.35

Anti-escala 69.30

Juego de Cartuchos de filtración 10 000

Costo total ($) 23 418.67

63

Tabla 27. Costo total del Fluido de Reacondicionamiento con formiato de sodio para 1 500

bls

Los precios presentados en el presente trabajo son precios de los

proveedores con los que trabaja la empresa CNPC (Chuanqing Drilling

Engineering Company Limited) Ecuador, estos pueden variar dependiendo

de los proveedores con los cuales se trabaje para formular el fluido de

reacondicionamiento.

Los gastos estimados generados por el trabajo de reacondicionamiento del

pozo, incluido el costo de la preparación del fluido de reacondicionamiento

son considerados como la inversión inicial tal como se observa en la Tabla

28.

Tabla 28. Inversión Inicial con fluido de reacondicionamiento base cloruro de potasio

Servicio Inversión

Movimiento de la Torre 20 000

Trabajo de la Torre 80 000

Supervisión y Transporte 5 000

Fluido de Reacondicionamiento 23 418.67

Equipo subsuelo + completación de fondo 250 000

Unidad de cable de acero 5 000

Vacum + Spooler 5 000

Supervisión (Instalación eléctrica) 15 000

Total 403 418.67

(ARCH, 2016)

Producto Costo ($)

Formiato de sodio 8 972.72

Solvente Mutual 8 075.03

Inhibidor de Arcillas 1 374.35

Anti-escala 69.30

Juego de Cartuchos de filtración 5 000

Costo total ($) 28 491.39

64

Tabla 29. Inversión Inicial con fluido de reacondicionamiento base formiato de sodio

Servicio Inversión

Movimiento de la Torre 20 000

Trabajo de la Torre 80 000

Supervisión y Transporte 5 000

Fluido de Reacondicionamiento 28 491.39

Equipo subsuelo + completación de fondo 250 000

Unidad de cable de acero 5 000

Vacum + Spooler 5 000

Supervisión (Instalación eléctrica) 15 000

Total 408 491.39

(ARCH, 2016)

Partiendo de la producción diaria obtenida luego del trabajo de

reacondicionamiento de 208 BPPD se calculó la producción de acuerdo a la

tasa de declinación mencionada en las consideraciones. Los costos de

producción se calculan en base a esta tasa de producción multiplicándola por

el costo de cada barril de petróleo 21.54 USD en el campo Lago Agrio, que

se detallan a continuación:

Tabla 30. Producción mensual del pozo LAGO AGRIO-40D y su costo de producción

Mes Producción (BPPD) Costo de Producción (USD)

0.00 0.00

Abril 6 245.00 134 517.30

Mayo 6 182.55 133 172.13

Junio 6 120.72 131 840.41

Julio 6 059.52 130 522.00

Agosto 5 998.92 129 216.78

Septiembre 5 938.93 127 924.61

Octubre 5 879.54 126 645.37

Noviembre 5 820.75 125 378.91

Diciembre 5 762.54 124 125.12

Enero 5 704.92 122 883.87

Febrero 5 647.87 121 655.03

Marzo 5 591.39 120 438.48

Con los valores correspondientes a ingresos y egresos se procede al cálculo

de los indicadores económicos, que están detallados en las siguientes tablas.

65

Tabla 31. Flujo de caja del pozo LAGO AGRIO-40D con fluido de reacondicionamiento

base cloruro de potasio

Mes Period

o

Costo de Producción

(USD)

Ingresos (USD)

Inversión (USD)

Flujo de caja (USD)

0 0.00 0.00 403 418.67 -403 418.67

Abril 1 134 517.30 218 575.00 0.00 84 057.70

Mayo 2 133 172.13 216 389.25 0.00 83 217.12

Junio 3 131 840.41 214 225.36 0.00 82 384.95

Julio 4 130 522.00 212 083.10 0.00 81 561.10

Agosto 5 129 216.78 209 962.27 0.00 80 745.49

Septiembre 6 127 924.61 207 862.65 0.00 79 938.04

Octubre 7 126 645.37 205 784.02 0.00 79 138.66

Noviembre 8 125 378.91 203 726.18 0.00 78 347.27

Diciembre 9 124 125.12 201 688.92 0.00 77 563.80

Enero 10 122 883.87 199 672.03 0.00 76 788.16

Febrero 11 121 655.03 197 675.31 0.00 76 020.28

Marzo 12 120 438.48 195 698.56 0.00 75 260.07

1 528 320.03 2 483 342.67 403 418.67 955 022.64

Tabla 32. Flujo de caja del pozo LAGO AGRIO-40D con fluido de reacondicionamiento

base formiato de sodio

Mes Periodo Costo de

Producción (USD)

Ingresos (USD)

Inversión (USD)

Flujo de caja (USD)

0 0.00 0.00 408 491.39 -408 491.39

Abril 1 134 517.30 218 575.00 0.00 84 057.70

Mayo 2 133 172.13 216 389.25 0.00 83 217.12

Junio 3 131 840.41 214 225.36 0.00 82 384.95

Julio 4 130 522.00 212 083.10 0.00 81 561.10

Agosto 5 129 216.78 209 962.27 0.00 80 745.49

Septiembre 6 127 924.61 207 862.65 0.00 79 938.04

Octubre 7 126 645.37 205 784.02 0.00 79 138.66

Noviembre 8 125 378.91 203 726.18 0.00 78 347.27

Diciembre 9 124 125.12 201 688.92 0.00 77 563.80

Enero 10 122 883.87 199 672.03 0.00 76 788.16

Febrero 11 121 655.03 197 675.31 0.00 76 020.28

Marzo 12 120 438.48 195 698.56 0.00 75 260.07

1 528 320.03 2 483 342.67 408 491.39 955 022.64

66

Tablas 33. Indicadores económicos del pozo LAGO AGRIO-40D

Pozo Salmuera VAN (USD) TIR (%) RBC (USD)

LAGO AGRIO-40D Cloruro de potasio 1 298 818.18 17.0% 1.08

Formiato de sodio 1 298 818.18 16.7% 1.07

4.4 DISCUCIÓN DE RESULTADOS ANÁLISIS ECONÓMICO

De los resultados obtenidos se determina que:

En la Tabla 33 los resultados son muy favorables ya que con las dos

salmueras el VAN es mayor a cero, la TIR es mayor que la tasa de

actualización y la relación Beneficio – Costo es mayor a 1 por lo tanto

se justifica la inversión de un fluido limpio para ser utilizado en las

operaciones de reacondicionamiento de pozos, lo que justifica la

inversión del proyecto.

El resultado del análisis de costos permite evaluar cuál de los fluidos

de reacondicionamiento presentados tienen menor costo, ya que los

dos fluidos cumplen con el objetivo de reducir el daño de formación,

todo proyecto debe tener una rentabilidad para ser ejecutado y esto se

ve implicado en los costos que estos producen, se determina que el

fluido de reacondicionamiento con base de cloruro de sodio tiene un

menor costo que el fluido de reacondicionamiento base formiato de

sodio, lo que nos indica que el fluido base cloruro de sodio va a traer

mayores beneficios económicos.

67

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

68

5.1 CONCLUSIONES

El análisis técnico y económico determina que utilizar un fluido

reacondicionamiento adecuado para el campo Lago Agrio tiene

beneficios económicos y de producción.

Una formulación óptima del fluido de reacondicionamiento permite

reducir el daño de formación provocado durante operaciones de

reacondicionamiento lo que permite que el pozo tenga mayor tiempo

de producción y por ello mayores beneficios económicos.

Los costos del fluido de reacondicionamiento son altos, pero estos se

justifican ya que dicho fluido salva la producción del pozo y permite

que este produzca por más tiempo.

5.2 RECOMENDACIONES

Utilizar un fluido limpio para las operaciones de completación o

reacondicionamiento de pozos, ya que favorecen a reducir los daños

de formación provocados por fluidos no compatibles con la formación,

lo que favorece a mantener o aumentar la producción del pozo.

Para los fluidos de completación o reacondicionamiento de pozos, que

se preparan con agua fresca está debe ser filtrada puesto que va a

tener contacto con la formación.

Para posteriores estudios realizar una prueba de permeabilidad con

cores tomados de las formaciones a ser estudiadas en donde se

compruebe que los fluidos de reacondicionamiento formulados no

provoquen daño de formación.

69

El tiempo de residencia de este fluido es minino, este tiempo es aquel

que se debe ocupar durante las operaciones de reacondicionamiento

y luego ser retirado y para operaciones que tenga varios días de

operación se recomienda el uso de bactericidas.

No se debe utilizar cloruro de potasio cuando la formación presenta

kaolin entre sus arcillas ya que provoca el hinchamiento de estas

arcillas.

70

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72

NOMENCLATURA

API Gravedad especifica del crudo

Bls Barril

BBPD Barriles de petróleo por día

By/Bn Barriles de yacimiento/ barriles normales

°C Grados Celsius

cm𝟑 Centímetro cúbico

°F Grado Fahrenheit

Gr Gramos

gl Galones

pie Pies

pie𝟑 Pies cúbicos

h Altura

k Permeabilidad

KCl Cloruro de potasio

km Kilómetros

Km𝟐 Kilómetros cuadrados

l Litro

lb Libra

lpg Libras por galón

mg Miligramos

ml Mililitros

mg/ml Miligramos/ mililitros

Md Milidarcys

NTU Unidad Nefelométrica de turbidez

NaCOOH Formiato de sodio

pH Medida de acidez o alcalinidad

Ph Presión hidrostática

PH Presión de reservorio

psi Libras por pulgada cuadrada

S Factor skin daño

73

Sw Saturación de agua

TVD Profundidad vertical verdadera

Φ Porosidad

µ Viscosidad

ρ Densidad

% C en S Porcentaje de crudo en la salmuera

% S en C Porcentaje de salmuera en el crudo

USD Dólares

trabajo previo a la obtenciÓn del tÍtulo de ingeniero de...

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