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i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“FORMULACIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL PARA OPERACIONES DE
REACONDICIONAMIENTO EN LA ARENISCA “U MEDIA” DEL CAMPO
YANAQUINCHA ESTE”
Ensayo Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de titulación,
para optar el Título de Ingeniera de Petróleos
AUTORA:
Apo Barreno Nataly Anabel
TUTOR:
Ing. Gustavo Pinto Arteaga
Quito, Febrero 2016
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A mi Dios que siempre me ha acompañado y por
brindarme todo lo necesario para tener una vida feliz.
Para los seres más maravillosos mis padres,
Sergio y Maricela, padres excepcionales y
abnegados, pilares fundamentales en mi vida, mis
mejores amigos y consejeros, no lo hubiese
logrado sin ustedes papitos, “Dios les pague”,
para ustedes este triunfo, los amo con mi vida.
A mis hermanas Lis, Katty, Nayeli y Leydi por ser
mis amigas, confidentes y compañeras, por estar
siempre en las buenas, malas y por llenar de alegría mi
corazón.
A todos quienes creyeron en mí y contribuyeron
a alcanzar uno de tantos objetivos en este largo pero
grandioso camino de mi vida.
Nataly Anabel Apo Barreno
iii
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por sus infinitas bendiciones, por ser mi guía, fuente de
fe y fortaleza en los momentos de debilidad a lo largo de mi vida, por
permitirme tener junto a mí a mis maravillosos padres, por brindarme la
oportunidad de formar parte de una hermosa y gran familia, además
porque tengo la certeza y el gozo de que siempre me acompañará en
cada momento de mi vida.
Agradecer de corazón e inmensamente a mis padres: Sergio y Maricela
por ser los mejores seres humanos que podré conocer, por su apoyo en
todo momento, por ser mi inspiración, ejemplo de lucha y superación
constante, por anhelar siempre lo mejor para mi vida, por brindarme su
confianza y aliento en cada reto planteado, sin dudar ni un solo
momento en mi capacidad para superarlo.
A ustedes mis hermanas: Lis, Katty, y mis amores chiquitos: Nayeli,
Leydi, quienes me han impulsado con sus pequeñas sonrisas a alcanzar
esta meta, sin mi familia no lo hubiese logrado y sé que con su amor,
seguiré logrando cualquier objetivo que me plantee.
A ti Joe N. por ser una parte muy importante en mi vida, por todo el
amor y apoyo incondicional brindado, por tu infinita paciencia.
Al Ing. Gustavo Pinto, tutor del proyecto quien con su valioso
asesoramiento y apoyo pedagógico ayudó en la realización del mismo.
A los Ingenieros José Luis Cabezas y Juan Carlos Santamaría, por
darme la oportunidad de realizar este proyecto, además de guiarme con sus
conocimientos y experiencias profesionales, por su calidad humana durante
la elaboración del proyecto.
Nataly Anabel Apo Barreno
iv
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Nataly Anabel Apo Barreno, en calidad de autor del Estudio Técnico realizado sobre
“FORMULACIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL PARA OPERACIONES DE
REACONDICIONAMIENTO EN LA ARENISCA “U MEDIA” DEL CAMPO
YANAQUINCHA ESTE”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR, a hacer uso de todos o parte de los contenidos que me pertenecen y contienen
esta obra con fines estrictamente académicos o de investigación
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirá vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y
demás pertinentes de la Ley Propiedad Intelectual y su reglamento.
Quito, febrero de 2016
____________________
Firma
C.I.: 1803490554
v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los suscritos, Nataly Anabel Apo Barreno en calidad de autor y Gustavo Raúl Pinto
Arteaga en calidad de tutor, declaramos que el presente trabajo de Titulación para optar al
título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad de
Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido realizado con
anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el otorgamiento
de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El trabajo realizado es el
resultado de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de
información consultadas.
Nataly Anabel Apo Barreno Ing. Gustavo Pinto Arteaga
C.I.: 1803490554 C.I.: 1703991529
vi
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he leído el Trabajo de
Titulación, presentado por la señorita Apo Barreno Nataly Anabel para optar el Título de
Ingeniera de Petróleos cuyo tema es: “FORMULACIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL
PARA OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO EN LA ARENISCA “U
MEDIA” DEL CAMPO YANAQUINCHA ESTE”. Considero que este trabajo reúne los
requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por
parte del Tribunal que se designe.
En la ciudad de Quito a los 02 del mes de febrero de 2016
Firma
Ing. Gustavo Pinto Arteaga
C.I.: 1703991529
TUTOR
vii
TEMARIO
CAPÍTULO I ................................................................................................................ 1
GENERALIDADES ..................................................................................................... 1
1.1 Planteamiento del problema ............................................................................. 2
1.2 Justificación e importancia ............................................................................... 2
1.3 Objetivos ........................................................................................................... 3
1.3.1 Objetivo General ......................................................................................... 3
1.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................. 3
1.4 ENTORNO DE ESTUDIO ............................................................................... 3
1.4.1 Marco Institucional ..................................................................................... 3
1.4.2 Marco Legal ................................................................................................ 5
1.4.2.1 Constitución de la República ................................................................... 5
1.4.2.2 Ley Orgánica de Educación Superior ...................................................... 6
1.4.2.3 Reglamento de Régimen Académico ...................................................... 6
1.4.2.4 Estatuto Universitario .............................................................................. 7
1.4.2.5 Dynadrill Ecuador C.A. ........................................................................... 8
1.4.3 Marco Ético ................................................................................................. 8
CAPÍTULO II .............................................................................................................. 9
MARCO TEÓRICO …………… ................................................................................ 9
2.1 Aspectos Generales del campo Yanaquincha ................................................... 9
2.1.1 Antecedentes del lugar de estudio ............................................................... 9
viii
2.1.2 Ubicación geográfica ................................................................................ 10
2.1.3 Estructura .................................................................................................. 11
2.1.4 Estratigrafía ............................................................................................... 12
2.1.5 Litología .................................................................................................... 13
2.1.5.1 Arenisca “U” ......................................................................................... 13
2.1.5.2 Arenisca “T” .......................................................................................... 13
2.1.6 Formaciones productoras .......................................................................... 14
2.1.7 Propiedades y parámetros petrofísicos del campo .................................... 15
2.1.8 Presión del Yacimiento ............................................................................. 15
2.1.8.1 Yanaquincha Este .................................................................................. 15
2.1.8.2 Yanaquincha Oeste ................................................................................ 16
2.1.9 Análisis de presión, volumen y temperatura, (PVT) ................................. 16
2.1.10 Producción del campo ........................................................................... 16
2.1.11 Reservas ................................................................................................ 20
2.2 Daño de Formación ........................................................................................ 21
2.2.1 Concepto ................................................................................................... 21
2.2.2 Origen ....................................................................................................... 22
2.2.2.1 Daño por perforación ............................................................................ 22
2.2.2.2 Daños por cementación ......................................................................... 22
2.2.2.3 Daños por Cañoneo o Punzados ............................................................ 23
2.2.2.4 Daño por Fluidos de Completación ....................................................... 23
2.2.2.5 Daño en Estimulaciones ........................................................................ 23
ix
2.2.2.6 Daño en la Fase de Producción ............................................................. 24
2.2.3 Clasificación ............................................................................................. 24
2.2.3.1 Daño Somero, 0 A 2 pies ...................................................................... 24
2.2.3.2 Daño de penetración moderada, 2 a 12 pies .......................................... 28
2.2.3.3 Daño Profundo, 12 pies o más .............................................................. 30
2.2.4 Química de las arcillas .............................................................................. 31
2.2.4.1 Estructura fundamental de las arcillas ................................................... 32
2.2.4.2 Grupos de minerales arcillosos ............................................................. 33
2.2.4.3 Capacidad de intercambio catiónico ..................................................... 34
2.2.5 Cambio en la humectabilidad ................................................................... 35
2.2.6 Migración de finos .................................................................................... 36
2.2.7 Precipitación de parafinas y asfaltenos ..................................................... 36
2.2.8 Depositación de Escala ............................................................................. 37
2.2.9 Reducción de la permeabilidad absoluta .................................................. 37
2.2.10 Reducción de la permeabilidad relativa ................................................ 38
2.3 Aditivos .......................................................................................................... 38
2.3.1 Surfactantes ............................................................................................... 38
2.3.1.1 Tipos de Surfactantes ............................................................................ 40
2.3.2 Solvente Mutual ........................................................................................ 41
2.3.3 Bactericidas ............................................................................................... 41
2.3.4 Inhibidores ................................................................................................ 41
2.4 Diseño del fluido de completación y reacondicionamiento ............................ 43
x
2.4.1 Fluidos de completación y reacondicionamiento de pozos ...................... 43
2.4.1.1 Funciones de un fluido de completación ............................................... 43
2.4.1.2 Selección de un fluido de completación y reacondicionamiento .......... 44
2.4.1.3 Tipos de fluidos de completación ......................................................... 44
2.4.2 Compatibilidad de los Fluidos .................................................................. 48
2.4.2.1 Compatibilidad de las arcillas de la formación ..................................... 48
2.4.2.2 Compatibilidad con el agua de la formación ......................................... 48
2.4.2.3 Compatibilidad con el crudo y el gas natural de la formación .............. 49
CAPÍTULO III ........................................................................................................... 50
DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................. 50
3.1 Tipo de Estudio ............................................................................................... 50
3.2 Universo y muestra ......................................................................................... 50
3.3 Métodos y Técnicas de recolección de datos .................................................. 51
3.4 Procedimientos y Análisis de la Información ................................................. 51
3.5 Presentación de resultados .............................................................................. 52
CAPÍTULO IV ........................................................................................................... 53
4.1 ENSAYOS DE LABORATORIO, ANÁLISIS DE RESULTADOS ............ 53
4.1.1 Caracterización del Yacimiento “U Media” ............................................. 53
4.1.2 Panorama general ...................................................................................... 54
4.2 Análisis mineralógicos ................................................................................... 55
4.2.1 Descripción macroscópica de la muestra .................................................. 58
4.2.2 Equipos, materiales y reactivos empleados .............................................. 59
xi
4.2.3 Ejecución de ensayos y Resultados .......................................................... 60
4.3 Preparación y acondicionamiento de los fluidos de formación ...................... 61
4.3.1 Agua de formación artificial ..................................................................... 61
4.3.2 Crudo del pozo Yanaquincha Este A-012 ................................................. 61
4.4 Formulación del Fluido de Control ................................................................ 61
4.4.1 Ensayos de compatibilidad ....................................................................... 62
4.4.1.1 Evaluación del Fluido de Control ......................................................... 63
4.4.1.2 Pruebas de Compatibilidad en Plugs ..................................................... 65
4.5 Ejecución de ensayos de Simulación de Daño de Formación ........................ 66
4.5.1 Saturación inicial de plug ......................................................................... 67
4.5.2 Permeabilidad Inicial Efectiva al crudo .................................................... 68
4.5.3 Ensayo de simulación de daño al reservorio ............................................. 69
4.5.4 Ensayo de retorno de permeabilidades ..................................................... 70
4.6 Daño a la formación ....................................................................................... 72
CAPÍTULO V ............................................................................................................ 74
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 74
5.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 74
5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 76
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................... 77
SIMBOLOGÍA ........................................................................................................... 80
ANEXOS ..................................................................................................................... 82
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
CAPÍTULO II
Ilustración 2. 1 Mapa de ubicación del Complejo Yanaquincha ................................. 11
Ilustración 2. 2: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ................................... 12
Ilustración 2. 3: Histórico de Producción del Campo Yanaquincha Este .................... 18
Ilustración 2. 4: Histórico de Producción del Campo Yanaquincha Este, reservorio "U"
Media ........................................................................................................................... 19
Ilustración 2. 5: Representación del Daño de Formación ............................................. 21
Ilustración 2. 6: Filtración del lodo a través de la formación. ...................................... 25
Ilustración 2. 7: Tipos de emulsiones (Agua-Petróleo y Petróleo-Agua). .................... 30
Ilustración 2. 8: Arreglos de las arcillas. (Islas, 1991) .................................................. 32
Ilustración 2. 9: Estructuras cristalinas de los grupos arcillosos. ................................. 34
Ilustración 2. 10: Humectabilidad de la roca. ............................................................... 36
Ilustración 2. 11: Representación esquemática y orientación de los surfactantes. ....... 39
Ilustración 2. 12: Clasificación de los surfactante. ....................................................... 40
CAPÍTULO IV
Ilustración 4. 1: Porosidad homogéneamente distribuida y bien interconectada. ......... 57
Ilustración 4. 2: Caolinita y mineral opaco en espacios porales ................................... 57
Ilustración 4. 3: Descripción macroscópica del plug del reservorio “U” Media del pozo
Yanaquincha Este A-012 .............................................................................................. 58
Ilustración 4. 4: Resultados de la prueba de compatibilidad de fluidos, Yanaquincha Este
A-012 ............................................................................................................................ 63
Ilustración 4. 5: Compatibilidad del fluido de control y del crudo de YNEA-012 ....... 65
Ilustración 4. 6: Permeabilidad de Retorno con el fluido de control ........................... 73
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
CAPÍTULO II
Tabla 2. 1: Coordenadas Geográficas del Complejo Yanaquincha ............................. 11
Tabla 2. 2: Propiedades petrofísicas de cada arena del Complejo Yanaquincha .......... 15
Tabla 2. 3: Presiones y mecanismos de producción, Yanaquincha Este ...................... 15
Tabla 2. 4: Presiones y mecanismos de producción, Yanaquincha Oeste ................... 16
Tabla 2. 5: Resultados de análisis de propiedad PVT. .................................................. 16
Tabla 2. 6: Perfil de Producción por año 2003-2015 .................................................... 17
Tabla 2. 7: Perfil de Producción de la arena U media por año 2004-2015 .................. 17
Tabla 2. 8: Reservas Probadas, Complejo Yanaquincha al 31 de Enero 2014 ............ 20
Tabla 2. 9: Recomendaciones para remover químicamente incrustaciones y depósitos
orgánicos. ...................................................................................................................... 27
CAPÍTULO IV
Tabla 4. 1: Datos del Reservorio "U" Media del pozo Yanaquincha Este A-012 ........ 54
Tabla 4. 2: Composición mineralógica de la Arena “U” Media del pozo Yanaquincha
Este A-012 .................................................................................................................... 56
Tabla 4. 3: Porosidad y textura del reservorio “U” Media del pozo Yanaquincha Este A-
012 ................................................................................................................................. 56
Tabla 4. 4: Equipos y materiales empleados. ................................................................ 59
Tabla 4. 5: Dimensiones de los plugs, propiedades físicas del crudo usados en los
ensayos .......................................................................................................................... 60
Tabla 4. 6: Parámetros del crudo del pozo Yanaquincha Este A-012 a ser simulados en
el laboratorio. ................................................................................................................ 61
Tabla 4. 7: Fluido de control usado para el plug del pozo Yanaquincha Este A-012 ... 62
Tabla 4. 8: Formulación con diferentes concentraciones de Surfactante ...................... 64
xiv
Tabla 4. 9: Resultados de pruebas de compatibilidades con fluidos del pozo Yanaquincha
Este A-012 .................................................................................................................... 66
Tabla 4. 10: Dimensiones del plugs, propiedades físicas del crudo usados en ensayos de
simulación ..................................................................................................................... 67
Tabla 4. 11: Parámetros del crudo del pozo Yanaquincha Este A-012 a ser simulados en
el Laboratorio ................................................................................................................ 69
Tabla 4. 12: Valores de permeabilidad inicial .............................................................. 69
Tabla 4. 13: Valores de permeabilidad inicial y final con porcentajes de variación de
permeabilidad ................................................................................................................ 72
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1: Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha y por arena
productora ..................................................................................................................... 83
Anexo 2. Acumulado de Petróleo y agua, Complejo Yanaquincha, Yacimiento "U"
Inferior y Yacimiento "T" Principal.............................................................................. 87
Anexo 3: Hojas de datos técnicos de los elementos del fluido de control .................... 88
Anexo 4: Glosario ......................................................................................................... 89
xvi
RESUMEN
La productividad de un pozo petrolero puede verse afectada de manera significativa por el
daño a la formación causada por diferentes técnicas que pueden ocurrir el momento en que
la formación es penetrada durante la perforación, completación y reacondicionamiento de la
sección del reservorio. La principal fuente de daño es la interacción de los fluidos de la
formación productora con fluidos extraños al yacimiento y si se controla esta interacción se
tiende a aumentar la productividad del pozo debido a la minimización de daños en la
formación y a la compatibilidad de los fluidos; esto, a su vez, ha aumentado la importancia
de la evaluación de estos fluidos.
El desarrollo de este proyecto de titulación se basó en la formulación idónea de un fluido de
control para operaciones de reacondicionamiento en el laboratorio de la empresa proveedora,
y determinó si este fluido es capaz de minimizar daños al reservorio, por lo que fue sometido
a la medición de la permeabilidad de retorno, en el Centro de Investigaciones Geológicas
Petroamazonas EP. Este estudio se desarrolló con núcleos de un pozo del Campo
Yanaquincha Este del Complejo Yanaquincha, Bloque 15, operado por la empresa
Petroamazonas EP.
PALABRAS CLAVE: Daño de Formación, Reacondicionamiento, Fluido de Control,
núcleos, Retorno de permeabilidad, Compatibilidad, Productividad
xvii
ABSTRACT
Well oil productivity can be significantly affected by skin damage caused by different
techniques that that can occur when the formation is penetrated during the drilling,
completion and workover in the reservoir section of a well. The main source of damage is
the interaction of fluids from the producing formation with stranger reservoir fluids and
whether this interaction is controlled tends to increase well productivity due to minimize
formation damage and fluid compatibility; this, in turn, has increased the importance of
evaluating these fluids.
The development of this project qualification is based on the ideal formulation of a
control fluid for reconditioning operations in the laboratory of the supplier, and determined
if this fluid is able to minimize skin damage to the reservoir, so it underwent measuring the
returned permeability, in the Centro de Investigaciones Geológicas Petroamazonas EP. This
study was developed with a well cores of the field Yanaquincha Este of the Complejo
Yanaquincha, Bloque 15, operated by the company Petroamazonas EP.
KEYWORDS: Formation Damage, Workover, Fluid Control, Cores, Return
permeability, Compatibility, Productivity
1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.1 Introducción
El petróleo mantiene un papel fundamental como fuente energética en el mundo actual,
ya que hasta la primera década del siglo XXI no se ha logrado encontrar aún un sustituto
eficiente para este recurso no renovable, por lo que cada vez se hace más imprescindible el
optimizar su extracción y uso, razón por la cual los medios más eficaces y recomendables
para la producción de este bien evolucionan a la par con la tecnología.
Dada la importancia que el petróleo tiene ha dado origen a un gran número de problemas
y con ello a la búsqueda de nuevas y desafiantes soluciones como las mejoras tecnológicas
en cada una de las etapas para producir este recurso y las operaciones de
Reacondicionamiento no han sido la excepción.
Con el propósito de minimizar el daño a la formación es recomendable un buen diseño
de un fluido de control en las operaciones de reacondicionamiento mediante pruebas de
compatibilidad fluido-fluido y pruebas de retorno de permeabilidades realizadas en
laboratorio.
El desarrollo de esta tesis se basa en el conocimiento del campo en estudio y del daño
de formación que presenta su arena productora, conocimiento que permitirá el diseño y la
formulación de un fluido de Control de pozos petroleros en las operaciones de
Reacondicionamiento que minimice el daño a la formación y las posibles pérdidas de
producción en el Reservorio “U Media” del Campo Yanaquincha Este, que forma parte del
2
Bloque 15 de la empresa Petroamazonas EP. Para el desarrollo de este proyecto se dispuso
de información de materiales usados para preparar los fluidos y sus especificaciones e
información de químicos que se tomará en cuenta para el diseño del fluido de control para
aplicarlo en las pruebas de compatibilidad, además de la disponibilidad de los núcleos en
donde se realizarán las pruebas de retorno de permeabilidad con la finalidad de lograr con
éxito el diseño del fluido de control que será compatible con los fluidos de la formación
evitando los problemas anteriormente citados.
1.1 Planteamiento del problema
Los daños de formación en trabajos de reacondicionamiento están relacionados con la
incompatibilidad de los fluidos usados para el control del pozo con el reservorio,
ocasionando bloqueos por emulsiones, cambios de humectabilidad en la roca y
desestabilización de arcillas.
1.2 Justificación e importancia
La producción óptima de un pozo disminuirá con el aumento del daño de formación,
este último depende ampliamente del fluido de control utilizado para el pozo, por lo que, el
presente proyecto tuvo como fin la correcta formulación de un fluido de control eficiente,
que minimice el daño de formación en el Reservorio “U Media” del campo Yanaquincha
Este, se realizó mediante análisis de laboratorio sobre compatibilidad de fluido-fluido,
fluido-formación, y pruebas de retorno de permeabilidad, analizadas en los núcleos
provenientes del Reservorio “U Media”. Además para una correcta formulación del fluido
de control se tuvo conocimiento del historial de producción del reservorio y de los pozos
productores en el campo Yanaquincha Este.
3
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Formular un fluido de control compatible con la formación a intervenir y con
características tales para reducir el daño a la formación del Reservorio “U Media” del Campo
Yanaquincha Este, mediante Análisis en Laboratorio.
1.3.2 Objetivos Específicos
i. Seleccionar un fluido de control conveniente que sea compatible con el crudo
producido en la arena “U Media” del campo Yanaquincha Este.
ii. Prevenir el hinchamiento de arcillas que ocasionen daño de formación.
iii. Prevenir la formación de emulsiones con el fluido de control y el fluido del
reservorio para evitar los posibles daños de formación.
1.4 ENTORNO DE ESTUDIO
1.4.1 Marco Institucional
Para la ejecución de este proyecto se contó con la representación de dos entidades que
permitieron el desarrollo del mismo:
1. Universidad Central del Ecuador, Faculta de Ingeniería en Geología, Minas,
Petróleos y Ambiental – Carrera de Ingeniería de Petróleos.
2. Dynadrill Ecuador C.A.
Universidad Central del Ecuador
Misión
Crear y difundir el conocimiento científico – tecnológico, arte y cultura, formar
profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y crear espacios para el
análisis y solución de los problemas nacionales. (UCE, 2015)
4
Visión
La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural, académica, científica y
administrativa del sistema nacional de educación superior, para contribuir al desarrollo del
país y de la humanidad, insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus perspectivas.
(UCE, 2015)
Carrera de Ingeniería de Petróleos
Misión
Formar integralmente los y las Ingenieros/as de Petróleos con excelencia para el desarrollo
de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los
hidrocarburos, con valores éticos y comprometidos/as con el desarrollo del Ecuador, capaces
de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias
nacionales e internacionales. (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2015)
Visión
Ser líder en el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en el Ecuador y
América. (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2015)
El presente proyecto tuvo como finalidad aportar a Dynadrill Ecuador C.A., cuya
empresa tiene como misión y visión lo siguiente:
Misión
Dynadrill Empresa Nacional provee servicios de cementación, fractura, limpieza de
pozos petroleros con herramientas para tuberías y coiled tubing, filtración de agua, fluidos
de control de pozos y pesca de herramientas en reacondicionamiento de pozos, con personal
altamente calificado, facilitando la operación de las Compañías Operadoras en diferentes
5
bloques dentro del territorio ecuatoriano, cuidando los estándares de seguridad, salud y
medio ambiente.
En Dynadrill nos esforzamos por atender las necesidades de nuestros clientes con
servicios de alta calidad. Retener al personal altamente calificado y fomentar un ambiente
de confianza y honestidad dentro de la organización, que estimulará a todos para convertirlo
en colaboradores de mejor potencial. Es compromiso desarrollar nuestros negocios en
cordialidad y como vecinos valiosos en las comunidades donde operamos. (Dynadrill, 2015)
Visión
Dynadrill proyecta su visión en convertirse en la empresa líder en la prestación de
servicios integrales y en suministro general de herramientas, equipos e insumos petroleros,
en las áreas de reacondicionamiento y producción a nivel nacional, siendo conscientes de
que las áreas de La Calidad, Salud, Seguridad, Gestión Ambiental y la Responsabilidad
Social son claves en el éxito de una gestión Integral; para obtener el desempeño máximo
en el bienestar de nuestros empleados y en el ser buenos vecinos con las comunidades con
quienes convivimos, tenemos el compromiso para alcanzar este máximo desempeño, para
lo cual nuestro sistema de Gestión proporciona a los empleados la información necesaria de
los estándares de CSSM & PP a través de diferentes tipo de comunicaciones, en cualquier
momento, en cualquier lugar (Dynadrill, 2015)
1.4.2 Marco Legal
1.4.2.1 Constitución de la República
En el Art 350. de la Constitución de la República dispone: “ El sistema de educación
superior tiene como finalidad la formación académica y profesional con visión científica y
humanista; la investigación científica y tecnológica; la innovación, promoción, desarrollo y
difusión de los saberes y culturas; la construcción de soluciones para los problemas del país,
6
en relación con los objetivos del régimen de desarrollo”; y, en el inciso tercero del Art. 356,
se garantiza a los estudiantes la igualdad de oportunidades en el acceso, en la permanencia,
en la movilidad y en el egreso”.
1.4.2.2 Ley Orgánica de Educación Superior
Art. 123.- Reglamento sobre el Régimen Académico.- El Consejo de Educación
Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados
académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos
relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la promoción de la movilidad
estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o investigadoras.
Art. 144.- Tesis Digitalizadas.- Todas las instituciones de educación superior estarán
obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos académicos de
grado y posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de Información
de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de
autor.
1.4.2.3 Reglamento de Régimen Académico
El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de
titulación se establece que:
“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior, y
sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado o de
fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o artículos
académicos, etnografías, sistematización de experiencias prácticas de investigación y/o
intervención, análisis de casos, estudios comparados, propuestas metodológicas, propuestas
tecnológicas, productos o presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de
7
negocios. Emprendimientos, proyectos técnicos, trabajos experimentales. Entre otros de
similar nivel de complejidad.”
1.4.2.4 Estatuto Universitario
“Art. 212. El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para
la obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos
pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de
fin de carrera.
Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional universitario
de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de investigación
conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación práctica, con
característica de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación,
recursos, tiempos y resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art. 37 del
Reglamento Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional de Educación
Superior.” (Estatuto Universitario Universidad Central del Ecuador, 2010)
Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de
Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación
“Estudios Técnicos
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,
referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación
y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,
evaluaciones económicas y valoración de los resultados. ” (Carrera de Ingeniería de
Petróleos, 2015)”
8
1.4.2.5 Dynadrill Ecuador C.A.
Para efectos de éste procedimiento aplican los conceptos definidos en las normas ISO
9001, OHSAS 18001 e ISO 14001 (versiones vigentes), son las leyes, normas y reglamentos
que regulan la prestación del servicio/producto en salud ocupacional, seguridad industrial y
medio ambiente que se aplican a las instalaciones de Dynadrill C.A., y sus operaciones, a
nivel local, en la comunidad, o en los niveles regional, nacional e internacional. Ejemplos:
seguridad industrial, reglamentos sobre incendios, transporte y embarque, manejo de
sustancias controladas y desechos, planes de contingencia en caso de derrames, entre otros.”
(Dynadrill, 2015)
1.4.3 Marco Ético
El presente proyecto respeta los principios y valores de la gente que de una u otra manera
apoyan a su realización, mantuvo el cuidado contra la divulgación de la información
facilitada ya que esta es de sentido confidencial para la empresa, además el proyecto trabajó
considerando la protección del medio ambiente y finalmente este proyecto es original, de la
autoría de la investigadora.
9
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1 Aspectos Generales del campo Yanaquincha
2.1.1 Antecedentes del lugar de estudio
En el Oriente ecuatoriano el Bloque 15 inicia sus operaciones en 1985 con la
transnacional estadounidense Occidental Exploration & Production Company (OXY), con
un proceso de estudio, exploración y explotación de campos, tal es el caso del Complejo
Yanaquincha. (Petroamazonas EP, 2014)
Inicialmente en 1998 las estructuras del Complejo Yanaquincha fueron identificadas con
sísmica en dos dimensiones (2D), y en 2001 se adquirió sísmica en tres dimensiones (3D),
lo que permitió confirmar, definir y detallar las estructuras anticlinales de interés
hidrocarburífero de la zona. Los yacimientos descubiertos en el área son: “U” Media, “U”
Inferior, “T” Superior, “T” Principal y Hollín, de los cuales “U” Inferior y “T” Principal son
los de mayor potencial productivo de hidrocarburos. (Petroamazonas EP, 2014)
El primer pozo exploratorio Yanaquincha Este A-01 fue perforado en 2002, octubre
específicamente, se instaló tubería de revestimiento y se cerró el pozo para futuras pruebas
de evaluación. Se perforó también el pozo Yanaquincha Sur-01 y el pozo Ángel Norte-01
pero los pozos no mostraron zonas de interés hidrocarburífero razón por la cual estos pozos
fueron abandonados.
En diciembre del mismo año se perforó el pozo Yanaquincha Oeste A-01,
determinándose así los yacimientos de mejor potencial productivo: “U” Inferior y “T”
principal y en julio del 2003 empieza la producción de estos dos pozos exploratorios luego
10
de la aprobación del plan de desarrollo del Complejo Yanaquincha por el entonces Ministerio
de Energía y Minas de la arena “U” Inferior.
El Bloque 15 con una extensión aproximada de 200.000 hectáreas es operado por
Petroamazonas EP, distribuidos en áreas operacionales: Complejo Indillana, Complejo
Limoncocha, Complejo Yanaquincha, Campo Paka Sur, Campo Paka Norte y Campos Eden-
Yuturi. La aportación diaria del Complejo Yanaquincha es de aproximadamente 8600 BPPD
(Petroamazonas EP, 2014)
La sísmica utilizada en años anteriores no cubría toda el área del Complejo Yanaquincha
por lo que en diciembre del 2011 a mayo del 2012 Petroamazonas EP a través de la Cia.
Land Ocean realiza un reprocesamiento sísmico Pre-Stack cuyos resultados confirmaron la
existencia de un alto estructural en la parte norte de Yanaquincha Oeste, encontrando
hidrocarburo en los reservorios “U” Media, “U” Inferior y “T” Principal.
En enero del 2014 se aprueba un nuevo plan de desarrollo del Compleyo Yanaquincha,
en esta reforma se contempla el desarrollo de la zona que se encuentra al Norte de
Yanaquincha Oeste, además se contempla la perforación de 14 pozos de relleno en
Yanaquincha Este, Oeste y Norte en el periodo 2014-2015.
2.1.2 Ubicación geográfica
El Complejo Yanaquincha se encuentra localizado en el bosque húmedo tropical de la
provincia de Orellana, en la parroquia La Unión Milagreña del Cantón Joya de los Sachas,
al Oeste del Bloque 15, limitando hacia el Norte con el límite del Bloque 15, al sur con el
campo Paka Sur, al Este con el campo Limoncocha y al Oeste con el campo Paka Norte.
El Complejo Yanaquincha comprende tres estructuras principales llamadas
Yanaquincha Oeste, Yanaquincha Este y Aguajal.
11
La tabla 2.1 indica las coordenadas geográficas de la ubicación del Complejo
Yanaquincha.
Tabla 2. 1: Coordenadas Geográficas del Complejo Yanaquincha (Petroamazonas EP)
Longitud: 0°22´47,25´´S y 0°19´32´´S
Latitud: 76°48´53,95´´W y 76°42´25,88´´W
El mapa con la ubicación geográfica del campo se muestra en la Ilustración 2.1
Ilustración 2. 1 Mapa de ubicación del Complejo Yanaquincha (Petroamazonas EP)
2.1.3 Estructura
El complejo Yanaquincha está conformado por varios cierres estructurales denominados
Yanaquincha Oeste, Yanaquincha Este y Yanaquincha Norte, localizadas en el extremo
noroeste del área de operación de Petroamazonas EP específicamente en el Bloque 15, cada
una de ellas de orientación Suroeste – Noreste
12
2.1.4 Estratigrafía
Corresponde a la zona central de la Cuenca Oriente ecuatoriana, está constituida por la
sección cretácica, por las formaciones: Hollín, Napo, Tena Basal, exhibe características bien
definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial y la sección paleógeno cuyas
formaciones son: Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Chalcana; la sección cretácica forma
yacimientos separados verticalmente, por lo que su valor estratigráfico y productor se
registran en las areniscas productoras "U” y “T”. (Baby, Rivadeneira, & R, 2014)
Ilustración 2. 2: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & R, 2014)
13
2.1.5 Litología
Se presenta la descripción litológica del pozo Yanaquincha Oeste 15
2.1.5.1 Arenisca “U”
Está comprendido por areniscas, con intercalaciones de lutita y caliza, cuentan con un
empuje de acuífero lateral que proviene de la arena “T”; se ha dividido en tres:
Arenisca “U” Superior
Arenisca que contiene glauconita y su cemento es carbonático, grano medio a fino,
subangular a subredondeada, porosidad no visible, intercalaciones de lutita. Sin
manifestación de hidrocarburo. La presencia de matriz arcillosa hace que la calidad del
reservorio disminuya en comparación con U Inferior. (Baby, Rivadeneira, & R, 2014)
Arenisca “U” Media
Constituidas por arenisca café claro, cuarzosa, transparente a translúcida, grano medio
a fino, subangular a subredondeada, matriz caolinítica, cemento y porosidad no visible, en
partes con inclusión de glauconita., con presencia de lutita y caliza moderadamente dura a
suave. Pobre manifestación de hidrocarburo. (Petroamazonas EP, 2014)
Arenisca “U” Inferior
Está constituido por areniscas cuarzosas bastante limpias, de grano grueso, presencia de
trazas de caolinita, subangular a subredondeada, cemento y porosidad no visible,
intercalaciones de lutita, inclusiones de micro mica y micro pirita. Manifestación de
hidrocarburo 10-22 % de la muestra. (Baby, Rivadeneira, & R, 2014)
2.1.5.2 Arenisca “T”
La arenisca “T” constituido por intercalaciones de lutita y caliza, ha sido dividida en dos
intervalos estratigráficos:
14
Arenisca “T” Superior
Se presenta una arenisca cuarzo glauconítica generalmente de grano fino a muy fino
(decreciente), gris claro, subangular a subredondeada, cemento calcáreo, con inclusiones de
micro mica y caliza de porosidad no visible, sin manifestación de hidrocarburo, pobres
características de roca reservorio. (Baby, Rivadeneira, & R, 2014)
Arenisca “T” Principal
Constituida de arenisca café claro, blanca, hialina, cuarzosa, transparente a translúcida,
friable, grano medio a fino, subangular a subredondeada, moderada selección, matriz
caolinítica, cemento y porosidad no visible, manifestación de hidrocarburo residual,
intercalaciones de lutita. (Petroamazonas EP, 2014)
2.1.6 Formaciones productoras
Tres formaciones productoras consideradas de mayor interés para el Complejo
Yanaquincha son la Arena consolidada “U”, “T” Principal, Hollín.
La arena “T” y la arena “U” constituyen ciclos sedimentarios en la formación Napo,
ocasionados por las variaciones del nivel del mar. Hacia la parte inferior de los ciclos se
presentan las arenas de mejor calidad “U” Inferior y “T” principal, como rocas reservorios
más limpias y continúas; en la parte superior de los ciclos el contenido de lutita es
considerablemente mayor, además presenta intercalaciones de arenas delgadas
constituyendo un sello vertical de los yacimientos. (Petroamazonas EP, 2014)
La formación Hollín se caracteriza por sus areniscas blancas, cuarzosas, transparentes a
translúcidas de grano fino con cemento ligeramente calcáreo e inclusiones de glauconita,
lutita. El aporte de las arenas “U”, “T” son con crudos de 18°API y 25°API respectivamente
con un BSW promedio de 90% para todo el campo. (Haro & Zúñiga, 2012)
15
2.1.7 Propiedades y parámetros petrofísicos del campo
Las propiedades petrofísicas de los yacimientos presentes en el Complejo Yanaquincha
fueron obtenidos en base al análisis de los registros eléctricos en el área y mediante el
Software Interactive Petrophysics.
En la Tabla 2.2, se muestra un valor promedio de las propiedades petrofísicas que
presenta cada una de las arenas productoras en el Complejo Yanaquincha.
Tabla 2. 2: Propiedades petrofísicas de cada arena del Complejo Yanaquincha (Petroamazonas EP)
f Sw K Vsh
(fracción) (fracción) (mD) (fracción)
US 0.125 0.526 15.33 0.243
UM 0.13 0.343 49.869 0.203
Ul 0.161 0.228 462.71 0.116
TS 0.13 0.44 12.79 0.2272
TP 0.152 0.367 263.1 0.105
ARENA
En el Anexo 1 se muestra las propiedades petrofísicas por pozo y por arena del Complejo
Yanaquincha
2.1.8 Presión del Yacimiento
Varias pruebas de restauración de presión así como puntos de presión se han tomado en
los pozos del Complejo Yanaquincha, información que permitió determinar la presión inicial
y además su declinación como consecuencia de la producción de fluidos que se encuentran
en los reservorios de mayor interés hidrocarburífero. (EP.)
2.1.8.1 Yanaquincha Este
Tabla 2. 3: Presiones y mecanismos de producción, Yanaquincha Este (Petroamazonas EP)
YACIMIENTOPRESION INICIAL
(psi)
PRESION ACTUAL
(psi)MECANISMO DE PRODUCCIÓN
"U" INFERIOR 3592 3100 Empuje por gas en solución / acuífero débil
"T" PRINCIPAL 3553 3000Empuje por gas en solución / acuífero
medianamente activo
16
2.1.8.2 Yanaquincha Oeste
Tabla 2. 4: Presiones y mecanismos de producción, Yanaquincha Oeste (Petroamazonas EP)
YACIMIENTOPRESION INICIAL
(psi)
PRESION ACTUAL
(psi)MECANISMO DE PRODUCCIÓN
"U" INFERIOR 3562 2800 Empuje por gas en solución/acuífero débil
"T" PRINCIPAL 3530 3000Expansión Roca y Fluido / Empuje por gas
en solución
2.1.9 Análisis de presión, volumen y temperatura, (PVT)
En la caracterización de los fluidos de los yacimientos Tabla 2.5, muestras de fluido de
fondo analizadas con pruebas de laboratorio manifestaron resultados sobre las características
de los fluidos de las areniscas “U” Inferior, “T” Principal y Hollín Superior.
Tabla 2. 5: Resultados de análisis de propiedad PVT (Petroamazonas EP).
PARÁMETROS / POZO YNEA001 IU YNEA002 TPYNEA011
TP
YNEA011
HSYN0A001 UI
Presión Inicial (psi) 3712 3556 3228 4373 3582
Presión de Burbuja (psi) 844 977 874 100 686
Boi (bbl/ STB) 1.088 1.195 1.168 N/A 1.126
Bob (bbl/ STB) 1.107 1.227 1.196 N/A 1.151
Rsi (SCF/STB) 97 213 224 N/A 15.635
Coi (1/psi) 5.54E-06 8.01 E-06 8.90E-06 7.20E-06 1.07E-05
Cob (1/psi) 6.91 E-06 1.39E-05 1.1 OE-05 6.00E-06 1.79E-05
°API 17 28.5 25.8 25.8 17.9
Temp. Reservorio (°F) 215 220 216 216 218
Salinidad (ppm Cl-) 53000-64000 15000-32000 53000-64000 9500-18000 58000-62000
2.1.10 Producción del campo
Se presenta la producción histórica del Campo Yanaquincha Este desde Enero de 2003
hasta Diciembre de 2015, valor correspondiente a petróleo es de 699.040 bbl, la producción
de agua es de 1.933.487 bbl y finalmente la producción de fluido es de 2.632.521 bbl.
17
Los yacimientos han tenido una alta producción de agua debido al efecto combinado de
la configuración estructural que presenta el yacimiento y por ende la relación de movilidad
de los fluidos producidos.
A continuación se presenta la Tabla 2.6 con el perfil de producción por año desde el
2003 hasta el año 2015 y la Ilustración 2.3 que muestra el Histórico de producción del
campo Yanaquincha Este.
Tabla 2. 6: Perfil de Producción por año 2003-2015 (Petroamazonas EP)
PETRÓLEO
PROM. DÍAAGUA PROM. DÍA FLUIDO BLS
bbl bbl bbl
2003 25733 5012 30747
2004 55302 38471 93773
2005 37189 53629 90816
2006 35746 61253 97001
2007 46308 51095 97402
2008 53562 131541 185105
2009 80410 114881 195289
2010 82954 94205 177157
2011 65980 122832 188812
2012 58275 135300 193574
2013 63740 231466 295207
2014 54176 427964 482139
2015 39665 465838 505499
TOTAL 699040 1933487 2632521
AÑO
Se muestra la producción de la arena “U” Media en la Tabla 2.7 desde el año 2004 hasta el
año 2015, estos valores están gráficamente expresados en la Ilustración 2.4
Tabla 2. 7: Perfil de Producción de la arena U media por año 2004-2015 (Petroamazonas EP)
PETRÓLEO PROM. DÍA AGUA PROM. DÍA FLUIDO BLS
bbl bbl bbl
2004 5157 17 5177
2005 485 0 485
2006 0 0 0
2007 0 0 0
2008 0 0 0
2009 5801 53 5853
2010 10028 967 10996
2011 7414 10120 17536
2012 6569 11177 17746
2013 10631 17749 28379
2014 8824 3983 12805
2015 5101 2735 7835
TOTAL 60010 46801 106812
AÑO
18
Ilustración 2. 3: Histórico de Producción del Campo Yanaquincha Este (Petroamazonas EP)
19
Ilustración 2. 4: Histórico de Producción del Campo Yanaquincha Este, reservorio "U" Media (Petroamazonas EP)
20
2.1.11 Reservas
Se presenta las estimaciones de Reservas, para todos los reservorios que presentan
hidrocarburos.
Tabla 2. 8: Reservas Probadas, Complejo Yanaquincha al 31 de Enero 2014 (Petroamazonas EP)
Petróleo
Orignal en Sitio
Producción
Acumulada
Reservas
Remanentes
Reservas
Totales
Factor de
Recobro
Actual
Factor de
Recobro
Final
POES, Bls Np, Bls Bls Bls % %
U Media 11841572.00 1432543 924254 2356303 12.1 19.9
U Inferior 180471810 15110140 14482412 29592552 8.37 16.4
T Superior 17790384 1098913 116529 1215442 6.13 6.83
T Principal 118829786 11655971.00 5414877 17070843 9.81 1437
Hollín 18641230 804.369 2974914 3779282 4.31 30.27
TOTAL 347547783.0 30101941 23312886 54014422 40.72 15.54
RESERVAS PROBADAS COMPLEJO YANAQUINCHA
Reservorio
El Anexo 2 muestran los mapas acumulados de petróleo y agua de las principales arenas
productoras del Complejo, en los que se muestra las zonas con mayor desarrollo así como
zonas de alto acumulado de agua, las cuales pueden ser zonas de intrusión de agua.
21
2.2 Daño de Formación
2.2.1 Concepto
El daño de formación es definido como cualquier restricción parcial o total al flujo de
fluidos en un medio poroso desde el yacimiento hacia el pozo debido a la reducción de los
canales permeables asociados con el proceso natural de producción, esta reducción puede
ser el resultado de una alteración física, química o bacterial de la roca productora o de los
fluidos in situ al estar en contacto con fluidos y materiales extraños.
El daño ocasionado a la formación es una de las razones por las cuales muchos pozos de
petróleo, gas o agua poseen una baja productividad o inyectividad. Este daño, a menudo
expresado como skin, se produce cuando se altera la permeabilidad original de la formación
productora. El daño a la formación es ocasionado por muchos factores y puede ocurrir desde
el momento en que la formación es penetrada durante la perforación hasta en cualquier
momento durante la vida del pozo.
Se acepta comúnmente que el daño a la formación se debe a la penetración de líquidos
o sólidos, o de ambos.
Ilustración 2. 5: Representación del Daño de Formación Modificado de (BJ Services-Edc Lar, 2004)
22
2.2.2 Origen
Estudios de laboratorio y de campo indican que la mayor parte de las operaciones que
se realizan para la construcción de un pozo petrolero, origina una fuente potencial de daño a
la productividad del pozo. (Islas, 1991)
La principal fuente de daño es el contacto de la formación productora con fluidos
extraños al yacimiento, puede ocurrir en cualquier operación que se realice para producir un
pozo petrolero causado por procesos simples o complejos durante la vida productiva del
pozo.
2.2.2.1 Daño por perforación
Desde que la broca entra en la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total
del pozo, esta zona está expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectarán
fuertemente la capacidad de producción de un pozo. (Islas, 1991)
En el proceso dinámico de la perforación las partículas materiales y líquidos contenidos
en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosos cuando son forzados hacia la
formación productiva, pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad y
producir una enorme filtración en la roca reservorio, por lo que constituye el primer y más
importante origen del daño.
2.2.2.2 Daños por cementación
Durante la cementación de la tubería de revestimiento, al bajar ésta puede causar una
presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo la costra de lodo
y aumentado las posibilidades de pérdida de fluidos. (Islas, 1991)
Al ingresar la parte líquida de la lechada se produce un daño por filtrado del cemento,
los preflujos de la cementación pueden acarrear sólidos o productos químicos incompatibles
con la formación lo que puede provocar precipitaciones por lo que los poros
intercomunicados en el interior de la formación se taponan, reduciendo la permeabilidad.
23
Los filtrados de lechadas con pH elevado, son potencialmente dañinos en formaciones
arcillosas y al entrar en contacto con salmueras en formaciones con alta concentración de
Calcio provocan precipitaciones de sales.
2.2.2.3 Daños por Cañoneo o Punzados
La operación de punzado siempre ocasiona daños adicionales en la formación, la carga
explosiva crea una zona resquebrajada en la roca y alrededor de los túneles de perforación
es altamente compactada y esta colapsan debido a los esfuerzos alrededor del pozo. Los
residuos de las cargas explosivas y sólidos de los fluidos utilizados durante el cañoneo,
pueden taponar las permeabilidades de la formación a causa de la diferencia de presión entre
el hoyo y la formación.
2.2.2.4 Daño por Fluidos de Completación
Es necesario utilizar fluidos de completación limpios y filtrados, empleando el uso de
bactericidas y a una presión diferencial a favor de la formación. Las causas más comunes
de daño ocasionado durante la completación de un pozo son las siguientes:
Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos, bacterias y/o
residuos de polímeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formación.
Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua, bloqueo por emulsiones y
precipitación de incrustaciones (BJ Services-Edc Lar, 2004)
2.2.2.5 Daño en Estimulaciones
La selección inadecuada de los fluidos de tratamiento dará lugar a daño adicional o la
reducción del efecto del tratamiento debido a los productos químicos llevados que pueden
cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, causar precipitaciones indeseables, etc.
24
2.2.2.6 Daño en la Fase de Producción
En esta fase en muchas ocasiones la necesidad de emplear sustancias químicas para
inhibir la corrosión, deposición de sales o parafina entran en contacto con la formación por
lo que causan daños en la mojabilidad de la roca y precipitación de óxidos y sales que pueden
ocasionar taponamientos.
2.2.3 Clasificación
Se acepta comúnmente que el daño a la formación se debe a la penetración de líquidos
o sólidos, o de ambos. Para seleccionar un tratamiento es esencial tener una idea general de
qué es el daño a la formación y cuáles son sus efectos. El daño a la formación se puede
dividir en tres tipos, de acuerdo a la profundidad a la que ocurra
Daño somero o en el pozo, 0 a 2 pies.
Daño de penetración moderada, 2 a 12 pies
Daño profundo, el cual se da a una profundidad, 12 pies o más.
2.2.3.1 Daño Somero, 0 A 2 pies
El daño somero o muy cercano al pozo ocurre comúnmente durante la perforación de
pozos nuevos y las operaciones de rehabilitación.
Se lo puede categorizar de la siguiente manera:
1. Revoque
2. Sólidos bombeados al pozo
a. Agua de inyección
b. Depósitos en la tubería de producción o de revestimiento
3. Incrustaciones
4. Filtrados de cemento (BJ Services-Edc Lar, 2004)
25
Revoque
Durante el proceso de formación del revoque una parte del lodo de perforación, así como
otros sólidos de menor tamaño penetran o invaden los poros de la formación productora,
debido la formación de un cilindro alrededor del hoyo, reduciendo el caudal del fluido y gas
hacia el pozo. Las partículas de los sólidos de fluidos tienden a formar en la cara de la
formación este revoque impermeable y algunas de estas partículas incluso penetran la
formación, tapando los poros y las fracturas del sistema (Darley & Gray, 1998)
La profundidad de penetración es difícil de determinar varía de acuerdo a la porosidad
de la formación. En general, la profundidad de penetración del filtrado es 1 ó 2 pies, pero
puede ser de hasta 7 u 8 pies. El volumen de pérdida depende de varios factores, tales:
1. El tiempo de contacto del fluido de perforación con la formación.
2. Las propiedades del fluido de perforación.
3. Las características de la formación. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
Ilustración 2. 6: Filtración del lodo a través de la formación. Modificado de (Darley & Gray, 1998)
Inicialmente el yacimiento se encuentra en equilibrio con sus propios fluidos antes de
ser perforado y debido a que los lodos de perforación son generalmente una base de agua
26
dulce distinta a los fluidos de la formación, se altera este equilibrio. El grado de modificación
de este equilibrio está determinado por la sensibilidad de las arcillas presentes y la
compatibilidad del filtrado de lodo y los fluidos de la formación.
Sólidos bombeados al pozo
Los sólidos bombeados al pozo a través del sistema de inyección de agua ocasionan un
daño somero cuando no se emplean métodos de filtración y se introducen fluidos para
rehabilitación sin filtrar, o sueltan las incrustaciones de la tubería de producción o de
revestimiento durante los trabajos de limpieza. (BJ Services-Edc Lar, 2004, p. 54)
Incrustaciones
Las incrustaciones usualmente se depositan por las aguas que atraviesan la tubería de
producción, revestimiento, líneas de flujo, orificios de cañoneo, matrices de la formación, y
fracturas de la formación. Entre las incrustaciones más comunes se puede mencionar a los
carbonatos y sulfatos de calcio, estroncio, bario y otros depósitos que provienen del óxido
de hierro, sulfuro de hierro, sílice, sal y varias combinaciones de estos depósitos. Los
hidrocarburos parafínicos, que son los más problemáticos, están compuestos principalmente
por hidrocarburos de cadena larga. También se pueden encontrar incrustaciones en tanques
y unidades de tratamiento térmico. Estas deposiciones de costras ocurren normalmente
cuando:
1. Se disuelven grandes concentraciones de químicos en el agua y empiezan a precipitarse
de la solución para formar pequeños cristales.
2. Aguas diferentes cuyos compuestos son incompatibles, se mezclan en solución.
3. Se presentan cambios de temperaturas y presiones del agua.
4. Existe evaporación (BJ Services-Edc Lar, 2004)
27
Tabla 2. 9: Recomendaciones para remover químicamente incrustaciones y depósitos orgánicos. (BJ
Services-Edc Lar, 2004)
Problema Se puede remover con:Se puede
inhibir con:
Ácido clorhídrico regular Scaletrol-4
Acido de limpieza Scaletrol-6
Ácido suspensor
Acido tipo NE
Acido secuestrador
Acido una inyección
Acido Z-1
Acidos Super-Sol
Solvente GS-I + ácido Scaletrol-4
Solvente GS-II + ácido Scaletrol-6
GS-III
Solventes One-Step Gyp (yeso) Sol I y II
Gyp-Sol XL
Ácido clorhídrico regular
Compuestos de hierro: Acido secuestrador
Óxido de hierro (Fe2O3) Acido de limpieza
Carbonato de hierro Ácido suspensor
Sulfuro de hierro (FeS) Acido tipo NE
Acido una inyección
Sulfato de bario (BaSO4)No se puede remover químicamente; se debe
remover mecánicamenteScaletrol-6
Sulfato de estroncio (SrSO4)No se puede remover químicamente; se debe
remover mecánicamenteScaletrol-6
Agua dulce
Ácido HCl al 1 al 3%
Mezcla de ácidos HCl-HF
Mud-Sol
Ácido miocénico
Acido una inyección (HCl-HF)
Paratrol-17
Paratrol-26
Solventes aromáticos
Diesel
Inhibidores de
parafina
Carbonato de calcio (CaCO3)
Sulfato de calcio (CaCO3)
Cloruro de sodio (NaCl)
Silicatos (SiO2)
Parafina y material Asfáltico
28
Filtrados de cemento
Los filtrados de cemento, pueden formar precipitados con el agua de la formación,
formar bloqueo por agua, o dañar e hinchar las arcillas.
2.2.3.2 Daño de penetración moderada, 2 a 12 pies
La mayoría de estos problemas se puede prevenir generalmente si se utiliza el
tratamiento adecuado e incluso resulta más económico y más efectivo que tratar de
repararlos. El daño de penetración moderada es más difícil y costoso de corregir que el daño
somero. Este tipo de daño es provocado por bloqueos por agua, desarrollo de bacterias, re-
precipitación de compuestos de fluoruro, bloqueos por emulsiones, liberación y migración
de finos insolubles en ácidos. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
Bloqueos por agua
Ocurren cuando queda agua atrapada en los poros de una formación de baja
permeabilidad, por lo que la permeabilidad relativa de la formación al petróleo disminuye
debido a la elevada tensión superficial del agua y altas presiones capilares en la roca de la
formación. Cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de perforación,
completación, de la comunicación de una zona productora de agua, el agua dulce o con nata,
pueden provocar bloqueos por agua.
Cuando la permeabilidad de la formación es superior a 200 mD, es raro que existan
bloqueos por agua. Estos bloqueos se identifican por un repentino incremento del porcentaje
de agua en la producción o una ausencia de producción, generalmente después de una
reparación en un pozo donde se ha usado agua o salmuera. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
29
Sub-productos bacterianos
Existen muchas fuentes de contaminación bacteriana en el tratamiento de los pozos de
petróleo, gas y agua que ocasionan problemas en las operaciones del campo petrolero.
Los principales portadores de bacterias son los fluidos de fracturamiento, agua de
inyección, fluidos de perforación y filtrados de cemento. Poco tiempo después de haber
tratado un pozo de un yacimiento con un fluido que esté contaminado por bacterias, los pozos
circundantes del yacimiento se contaminarán.
La bacteria que más preocupa a los productores de petróleo es el organismo
sulfatorreductor. Esta bacteria, organismo anaeróbico, necesita una atmósfera libre de
oxígeno para difundirse. En esta condición anaeróbica la bacteria puede producir gas de
sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas puede entonces corroer las tuberías de metal. Durante
esta corrosión, se produce sulfuro de hierro (FeS). Este material es insoluble en agua y
actuará como agente obstructor.
Otro tipo de bacteria que causa problemas es el organismo productor de limo. En
condiciones aeróbicas, hay varios tipos de bacterias capaces de producir grandes masas de
limo, que pueden provocar serios problemas de taponamiento. Estas bacterias generalmente
se encuentran donde el agua dulce o de superficie entra en contacto con el agua producida.
Una bacteria muy común que causa problemas es la bacteria del hierro. Esta bacteria es
aeróbica; tiene la capacidad de oxidar el ion ferroso hidrosoluble en un ion férrico insoluble
en agua en sus procesos metabólicos.
Daño por lodos asfaltenos
El lodo asfáltico constituido por asfaltenos, parafinas, representan a los hidrocarburos
de alto peso molecular, arcillas y partículas finas; se encuentran como partículas sólidas
dispersas en el petróleo crudo y algunas veces en condensado asociado con gas de
producción.
30
Los asfaltenos tienen enlaces polares que harán que el petróleo tienda a humedecer la
arena, como si estuviera materia sólida que puede estar bloqueando el poro. El lodo asfáltico
formado al contacto con el ácido puede restringir parcial o totalmente la producción de
petróleo de lagunas zonas productoras.
Bloqueos por emulsión
Una emulsión es mezcla en la cual un líquido se distribuye uniformemente como
glóbulos diminutos en otro líquido ocupando el espacio poroso cercano al pozo y bloqueando
el flujo de fluidos hacia el mismo, son mucho más fáciles de prevenir que de remover. Se
forman emulsiones de agua en petróleo y de petróleo en agua.
Las pruebas de laboratorio pueden determinar qué tipo de aditivo no emulsionante es el
adecuado para reducir al mínimo o remover los bloqueos por emulsión en la formación.
Ilustración 2. 7: Tipos de emulsiones (Agua-Petróleo y Petróleo-Agua). (BJ Services-Edc Lar, 2004)
2.2.3.3 Daño Profundo, 12 pies o más
En ocasiones, el daño somero o el daño de penetración moderada pueden extenderse a
una distancia de más de 12 pies desde la cara del pozo lo que se conoce como daño profundo,
donde el tratamiento de fracturamiento es en general el medio más eficaz de restablecer la
conductividad de flujo en el pozo. Los tratamientos de fracturamiento diseñados para
31
producir fracturas cortas y anchas y los tratamientos de minifracturamiento están diseñados
para recuperar la productividad o inyectividad de aquellos pozos donde se sospecha que
existe un daño profundo. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
2.2.4 Química de las arcillas
Arcilla es un término amplio que se usa comúnmente para describir los sedimentos,
suelos o rocas compuestos de partículas minerales y materia orgánica de granos
extremadamente finos que tienen un diámetro inferior a 2 micrones y estructuras bien
definidas. (API, 2001)
En la industria de fluidos de perforación y fluidos de completación y
reacondicionamiento de pozos desempeñan un papel fundamental, pudiendo ser beneficiosos
cuando son agregados al fluido para proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de
filtrado o dañinos para el sistema ya que estas son hidratables cuando se incorporan al fluido
y causan problemas operacionales. La mayoría de las arenas productoras exhiben
determinadas cantidades de minerales de arcillas y son usualmente llamadas “arenas
limpias” aquellas que contienen 1-5 % de arcillas y “arenas sucias” aquellas que contienen
hasta 15 % de arcillas.
Debido a sus pequeños tamaños de partículas, las arcillas y los minerales arcillosos son
analizados con técnicas especiales tales como la difracción de rayos X, la absorción
infrarroja y la microscopia electrónica. (Darley & Gray, 1998)
Las arcillas son fácilmente reaccionables cuando se altera su medio natural ya que se
provoca modificaciones negativas en la permeabilidad del yacimiento aun cuando su efecto
sobre la porosidad total sea grande, además de que puede aumentar la mojabilidad hidrofílica
del yacimiento por su fuerte atracción al agua.
32
2.2.4.1 Estructura fundamental de las arcillas
La mayoría de arcillas tienen una estructura laminar semejante a una hoja de papel,
formadas por láminas de cristales o apilamientos de capas unitarias paralelas dispuestas cara
a cara. Las arcillas generalmente son del tipo de dos capas como la caolinita o del tipo de
tres capas como la montmorillonita, la clorita o la illita, cuyas capas unitarias consta de una
combinación de sílice de estructura tetraedral (en pirámide) y hojas de alúmina o magnesia
de estructura octaédrica (ocho caras). (API, 2001)
El arreglo tetraedral constituido por un átomo de sílice rodeado por cuatro átomos de
oxígeno o de hidróxilos si es necesario para balancear la estructura atómica. El arreglo
octaedral formado por un centro que puede ser hierro, aluminio o magnesio y rodeado por
oxígeno o los hidróxidos. En la Ilustración 2.8 se muestra esquemáticamente las diferencias
estructurales del cristal arcilla de cada grupo.
Ilustración 2. 8: Arreglos de las arcillas. (Islas, 1991)
33
2.2.4.2 Grupos de minerales arcillosos
La variedad de los minerales de arcilla han sido clasificados de acuerdo a su estructura
cristalina por lo que entre los minerales arcillosos están presentes en el 95 % de las
formaciones areniscas siendo la envoltura de los granos o separados y mezclados con la
arena., entre los minerales arcillosos más importantes y frecuentes están: la montmorillonita,
illita, clorita y caolinita.
Grupo de la caolinita
Esta arcilla no hinchable de aproximadamente 7 Å1 de espesor consta de una lámina
octaedral que permite mantener unidas las capas debido a la presencia de hidroxilos y de los
iones de oxígenos presentes en una lámina tetraedral. Este conjunto está constituido por
capas unitarias fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno por lo que impide la
expansión de la partícula. (API, 2001)
La estructura cristalina de la caolinita se muestra en la Ilustración 2.9 a)
Grupo de la illita
Arcilla de aproximadamente 10 Å espesor, formada por un arreglo de una lámina
octaedral entre dos láminas tetraedrales (Sílice-Aluminio-Sílice), Ilustración 2.9 b).
La Illita tiene una sustitución de sílice por aluminio lo cual aún produce una carga negativa
que es compensada con el ion potasio que encaja perfectamente entre las capas unitarias
formando un enlace que impide el hinchamiento en presencia de agua. (API, 2001)
Grupo de la montmorillonita
Arcilla que tienden a hincharse con agua y constan de tres capas (Sílice-Aluminio-
Sílice), Ilustración 2.9 c), su estructura fundamental consiste de distribuciones de tres
1 Angstrom, equivale a la diezmillonésima parte de un milímetro: 1A=10-7 mm
34
láminas, cuya lámina octaédrica intermedia es casi siempre aluminio, tiene sustituciones con
un déficit de cargas que pueden ser balanceadas por cationes de sodio, calcio, aluminio,
hierro. (Islas, 1991)
Grupo de la clorita
Arcilla de cuatro capas (Aluminio-Sílice-Aluminio-Sílice), Ilustración 2.9 d). Consiste
en arreglo octaedral entre dos láminas tetraedrales mas una octaedral entre cada capa., estas
no se hinchan en su forma pura pero si al ser modificadas. (API, 2001)
Ilustración 2. 9: Estructuras cristalinas de los grupos arcillosos. Modificado de (Islas, 1991)
2.2.4.3 Capacidad de intercambio catiónico
Cada mineral arcilloso tiene características y propiedades definidas que dependen de su
estructura y composición, características que hacen que se comporten en forma diferente
ante la presencia de agua y los iones que esta pudiera contener. Esta característica es la más
35
importante en las arcillas por el intercambio de cationes que se llevan a efecto al momento
de entrar en contacto con fluidos de perforación y reacondicionamiento de pozos.
La habilidad que tiene una arcilla para absorber una cantidad determinada de cationes
en sus caras es denominada capacidad de intercambio catiónico (CEC), usualmente
expresada en miliequivalentes por 100 g de arcilla seca (meq/100g). (Islas, 1991)
Otra característica a considerar es la de la hidratación de los cationes del agua y de la
distribución de cargas negativas ya que el agua forma una película en la superficie externa y
entre las capas estructurales de la arcilla por lo que contribuye en su hinchamiento.
2.2.5 Cambio en la humectabilidad
La humectabilidad es la tendencia de un fluido a adherirse a la superficie de un sólido y
se la determina examinando el ángulo de contacto formado entre cada líquido y la superficie
del sólido. La magnitud del daño causado por este mecanismo depende de la formación y
del fluido usado durante las operaciones de completación y para evitarlo se debe determinar
un fluido conveniente teniendo en cuenta su vulnerabilidad frente a los daños de formación.
El cambio de la humectabilidad total o parcial del petróleo en la roca es un tipo de daño
que genera un cambio en la permeabilidad relativa de un sistema fluido-roca que a la larga
afecta la productividad del pozo por la presencia de agentes tensoactivos u otros aditivos en
los fluidos de perforación, completación y reacondicionamiento, provocan una invasión de
filtrado por lo que se altera la saturación de los fluidos en el yacimiento. En forma natural,
las rocas se encuentran humedecidas por agua y podría cambiarse a una roca humedecida
con petróleo y por ende una reducción de la permeabilidad relativa del petróleo. Este cambio
se trata con inyección de solventes para eliminar el petróleo que recubre las rocas, seguido
de un tensioactivo de humectación con agua para reducir la tendencia a una precipitación de
hidrocarburos pero con riesgo de provocar bloque por emulsión. (Cordero, 2013)
36
Ilustración 2. 10: Humectabilidad de la roca. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
2.2.6 Migración de finos
La migración de finos es otra fuente de daño y se presenta al realizar diferentes trabajos
operacionales para extraer el hidrocarburo, pues el desplazamiento de partículas finas como
arcillas, limos y otros materiales similares, que están adheridas a las paredes de los poros de
la roca, se desprenden de la superficie de la misma y fluyen a través del medio poroso
causando un taponamiento de las gargantas porales y por ende se reduce la permeabilidad
de la formación cerca de la cara del pozo y la productividad de este.
Las principales partículas finas que se hallan en el medio poroso son las arcillas
(caolinita, illita, esmectita y clorita), seguidas por cuarzo, sílice amorfo, feldespatos y
carbonatos (calcita, dolomita y siderita). (Intevep, S.A., 1997)
2.2.7 Precipitación de parafinas y asfaltenos
Parafinas y asfaltenos pueden ser muy dificultosos para ser tratados, entender las
características del petróleo pueden ayudar en el control de deposición de materiales durante
la perforación, completación, reacondicionamiento o producción.
37
Parafinas y asfaltenos difieren significativamente en la estructura química, se menciona
a las parafinas como cadenas normalmente lineales o alcanos ramificados de peso molecular
relativamente altos. Las parafinas no son solubles ni dispersables por la mayoría de
hidrocarburos y son resistentes al ataque de los ácidos, bases y agentes oxidantes, estas
pueden precipitar en el pozo cerca de la cara de la formación, o en los espacios porosos de
la roca. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
Normalmente se remueve parafinas y asfaltenos mediante dos métodos: tratamientos con
solventes pero estos tienen una solubilidad limitada por lo que se han utilizado solventes que
contienen surfactantes que ayudarán a dispersar y disolver los sólidos, permitiendo
extraerlos del pozo, y mediante métodos mecánicos empleando el suaveo y el lavado para la
remoción de las parafinas y asfaltenos.
2.2.8 Depositación de Escala
La escala se define como depósito especifico formado por la precipitación de una
solución acuosa directamente sobre la superficie. La precipitación de sólidos es la causa de
la escala.
La composición química de los depósitos de escala generalmente son carbonatos de
calcio, sulfato de calcio y bario, que se forman por el cambio de condiciones durante la
producción o inyección de fluidos en el pozo debido al cambio de presión y temperatura o
por la mezcla de aguas de distintas salinidades
2.2.9 Reducción de la permeabilidad absoluta
Es considerada como permeabilidad absoluta cuando el espacio de la roca satura al 100
% un fluido homogéneo.
La reducción de la permeabilidad absoluta se refiere a la pérdida de la capacidad de flujo
cuando se origina una obstrucción de los espacios vacíos interconectados es decir de los
canales porosos, fracturas naturales o inducidas libres al flujo de fluidos o por el aumento de
38
volumen de los minerales contenidos en la propia formación como es el caso del
hinchamiento de las arcillas que también producen taponamientos o bloqueo total debido a
sólido o emulsiones. (Garaicochea, 1985)
Las partículas sólidas pueden provenir de los fluidos de control, de las lechadas de
cemento, de los recortes de las brocas o simplemente el hecho de estar presentes en la
formación misma.
2.2.10 Reducción de la permeabilidad relativa
La reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de formación resulta de una
alteración de las saturaciones de los fluidos o de un cambio de mojabilidad de la roca es
decir el aumento de la saturación cerca de la pared del pozo y por ende una reducción de la
productividad, como resultado de una invasión de filtrado o simplemente por la conificación
o digitación del agua de formación.
Al disminuir el volumen de los poros con las partículas transportadas dentro del
yacimiento, se aumenta el área superficial por lo tanto las posibilidades de aumentar la
permeabilidad relativa al agua ya que aumentan con el incremento de la saturación de agua
dejando menor espacio disponible para el flujo de aceite. (Garaicochea, 1985)
2.3 Aditivos
2.3.1 Surfactantes
Los agente activo de superficie o surfactante son aditivos químicos que alteran las
propiedades de un medio líquido en una superficie o en una interface, caracterizados por
estar formados por dos grupos químicos, uno polar llamado hidrofílico y otro no polar
llamado tipofílico para ello se representa esquemáticamente como se muestra en la
Ilustración 2. 11 a) y cada grupo de surfactantes dada estructura, tiende a orientarse en un
líquido buscando el acomodo mostrado en la Ilustración 2. 11 b)
39
Ilustración 2. 11: Representación esquemática y orientación de los surfactantes.Modificado de (Islas,
1991)
Los agentes tensoactivos se emplean en la completación de pozos, operaciones de
reacondicionamiento y estimulación de pozos para reducir la tensión superficial o interfacial
entre líquidos y sólidos, líquidos y líquidos y líquidos y gases, además de desemulsificar el
ácido y el aceite. Al seleccionar un agente tensoactivo para un tratamiento, se debe
considerar la compatibilidad del agente con el crudo, y con la fase acuosa involucrada en
particular (ácido, salmuera producida, fluido de reacondicionamiento, agua de la formación,
lodo, o filtrado de cemento). Un agente tensoactivo efectivo debería:
1. Romper o evitar las emulsiones, bloqueo por agua de los espacios de los poros.
2. Establecer características de humectabilidad favorables para la roca del yacimiento
3. Desplazar el petróleo de las partículas y finos humectados por agua.
40
4. Ser soluble en el fluido de tratamiento.
5. Ser compatible con otros químicos en el pozo. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
2.3.1.1 Tipos de Surfactantes
a. Catiónicos: el petróleo humecta a las arenas, lutitas, arcillas y otros silicatos. El agua
que humecta a carbonatos en pH menores que 8.5.
b. Aniónicos: el agua humecta a las arenas, lutitas, arcillas y otros silicatos. El petróleo
pH menores que 8.5
c. No iónicos: las características de humectabilidad dependerán de la longitud relativa de
la solubilidad en el fondo del pozo. Puede el agua o petróleo humectar silicatos y
carbonatos dependiendo de la química de los surfactantes.
d. Anfotéricos: estos surfactantes pueden ser catiónicos o aniónicos dependiendo del pH
del fluido. Por lo tanto, las características de humectabilidad variarán.
La Ilustración 2.12 muestra la clasificación esquemática, las características de carga del
grupo soluble en agua, grupo químico más importante y su uso principal.
Ilustración 2. 12: Clasificación de los surfactante. (BJ Services-Edc Lar, 2004)
41
2.3.2 Solvente Mutual
Un solvente mutual es un material que es soluble tanto en soluciones acuosas como de
hidrocarburos. También puede ayudar a solubilizar una solución acuosa en una solución de
hidrocarburos o viceversa. Los solventes mutuos se han utilizado por las razones siguientes:
El solvente mutuo ayuda a reducir la saturación de agua en las inmediaciones del pozo
al disminuir la tensión superficial del agua, evitando así que se formen bloqueos por agua; y
al solubilizar una porción del agua en una fase de hidrocarburo, reduciendo de esta manera
la cantidad de saturación de agua irreducible.
El solvente mutuo contribuirá a que la formación se humecte con agua, manteniendo así
la mejor permeabilidad relativa para la producción de petróleo.
El solvente mutuo contribuirá a evitar que los finos insolubles se humecten con petróleo
y estabilicen las emulsiones.
El solvente mutuo contribuirá a mantener la concentración necesaria de surfactantes e
inhibidores en solución al ayudar a prevenir la adsorción de estos materiales.
2.3.3 Bactericidas
Hay muchos químicos que se pueden usar para controlar el desarrollo de
microorganismos. El término más común usado para describir estos agentes químicos
diseñados para inhibir el desarrollo bacteriano es bactericida o biocida. Con el uso de un
bactericida se puede reducir o eliminar el serio problema que ocasionan las bacterias.
2.3.4 Inhibidores
Un inhibidor es un químico que demora la corrosión, es decir demora la acción de
carcomer la tubería por la acción de algún ácido contenido en el fluido de perforación,
42
completación y reacondicionamiento, y en estimulaciones de pozos. Los tipos de inhibidores
de uso general son los orgánicos y los inorgánicos:
1. Un inhibidor orgánico generalmente es una mezcla de uno o más químicos activos y
algunos químicos que le ayudan, tales como agentes humectantes o solventes.
2. Sólo se usa un inhibidor orgánico -una solución de arsénico. La mayoría de las
operadoras no permiten usarlo en pozos petroleros porque la pequeñísima cantidad que
entra en el crudo surte un mal efecto en uno de los procesos de la refinería.
La efectividad de un inhibidor depende de su capacidad para formar y conservar una
película protectora sobre la superficie metálica. Por lo tanto los factores que reducen el
número de moléculas del inhibidor absorbidas reducirá la efectividad del inhibidor.
43
2.4 Diseño del fluido de completación y reacondicionamiento
2.4.1 Fluidos de completación y reacondicionamiento de pozos
Son fluidos especializados que se usan durante procedimientos de reacondicionamiento
remediadores y operaciones de completación de pozos, tales como: cementación, cañoneo,
fracturación, estimulación, acidificación, matado, taponamiento, limpieza y otras. Los
fluidos a utilizar pueden ser: gas, petróleo, aguas en salmuera, lodo u otras soluciones
químicas, cuyo propósito es minimizar los daños a la zona productiva ya que las
posibilidades de causar daños permanentes son mayores durante estas operaciones.
Estos fluidos necesariamente deben ser diseñados de tal manera que a su contacto con
la formación productora cause la menor cantidad de daños posibles con el fin de mantener o
incluso mejorar dramáticamente la producción, es por ello que las características del fluido
deben ser compatibles con las características de la formación. Los fluidos de completación
son colocados a través de la zona productiva seleccionada una vez que el pozo ha sido
perforado, pero antes de ponerlo en producción. Los fluidos de rehabilitación son usados
durante las operaciones remediadoras realizadas en pozos productivos, generalmente para
aumentar o extender la vida económica del pozo. (API, 2001)
2.4.1.1 Funciones de un fluido de completación
Las funciones de los fluidos de completación y reacondicionamiento son las siguientes:
Minimizar los daños a la formación
Mantener la estabilidad del pozo y controlar las presiones subsuperficiales que resultan
de las fuerzas gravitatorias que actúan sobre las formaciones y los fluidos suprayacentes.
Controlar el filtrado hacia la formación y proveer medios para la suspensión y transporte
de sólidos dentro del pozo.
44
Mantener propiedades estables del fluido, facilitar la integridad y servicio a largo plazo
del pozo (Garaicochea, 1985)
Las funciones básicas son facilitar el movimiento de los fluidos de tratado a un punto
particular hoyo abajo, para remover sólidos desde el pozo y controlar presiones de
formación.
2.4.1.2 Selección de un fluido de completación y reacondicionamiento
El criterio de selección principal para un fluido de completación y reacondicionamiento
de pozos adecuado es la densidad del fluido para controlar la presión de las formaciones, no
obstante existen criterios a ser considerados como el contenido de sólidos para evitar el
taponamiento de la formación, también las características del filtrado considerando el
hinchamiento o dispersión de las arcillas del reservorio, cambio de mojabilidad y formación
de emulsiones; la perdida de fluido también es importante considerar y uso de productos
anticorrosivos, del tiempo de producción, de los trabajos realizados en el pozo y de su
situación actual, lo que ayudará a determinar la formulación y propiedades que debe tener el
fluido para optimizar su utilidad.
2.4.1.3 Tipos de fluidos de completación
Salmueras Claras
Son los fluidos más comunes utilizados en las operaciones de completación y
reacondicionamiento ya que producen poco daño a la formación, la productividad no se ve
tan afectada y prolonga la vida útil del pozo
Por lo general, lo constituyen el petróleo y las soluciones de salmuera. Las salmueras
generalmente son mezclas de dos o tres compuestos de sal diferentes y agua sin sólidos no
disueltos. Las mezclas de la solución de sal deben ser seleccionadas de manera que sean
45
químicamente compatibles unas con otras. Los fluidos de base de petróleo son usados solos
o con materiales orgánicos solubles. (API, 2001)
Estos fluidos con aditivos mejoran sus propiedades, tales como: inhibición de arcillas,
anticorrosividad y control de pérdidas de circulación.
Sistemas de Salmuera/Polímeros
Estos fluidos usan polímeros, es decir usan partículas de granulometría determinada
como material puenteante que crea un puente y revoque impermeable a través de la cara de
la formación y para prevenir la pérdida de filtrado obteniendo viscosidad, suspensión del
material densificante y control de filtrado. Los agentes puenteantes deben ser solubles en
ácido, agua o aceite por lo que el uso de la barita se excluye. Las partículas más gruesas
tienden a formar un puente en los espacios porales alrededor del pozo. Esto reduce la
porosidad y permeabilidad en la superficie del pozo. Luego, este puente es sellado por las
partículas coloidales y subcoloidales, las cuales taponan los espacios finos entre partículas
de los sólidos puenteantes, permitiendo solamente que una pequeña cantidad de líquido
limpio sin sólidos entre en la formación. Normalmente, las partículas coloidales y
subcoloidales constituyen una combinación de polímeros, almidones modificados y
lignosulfonato de calcio. (API, 2001)
Otros Fluidos
Fluidos base aceite
Los fluidos base aceite generalmente son emulsiones inversas, esto es, tener una fase
continua aceite y fase dispersa agua, lo que quiere decir que las gotitas de agua están
rodeadas por aceite. Para formar una emulsión inversa es necesario que todos los materiales
añadidos sean solubles o dispersos en aceite, además de aditivos correctos en proporciones
adecuadas. Los fluidos base aceite suelen ser formulados con agentes
46
puenteantes/densificantes solubles en ácido para que todo revoque o cualesquier sólidos
residuales puedan ser acidificados para ser eliminados. Estos fluidos presentan varias
ventajas que incluyen daños mínimos para ciertas formaciones sensibles al agua debido a su
inhibición máxima, son estables a altas temperatura, amplio rango de densidades, corrosión
baja; pero a su vez los fluidos base aceite pueden tener ciertas desventajas como:
restricciones ambientales, cambio en la humectabilidad de la formación, causar bloqueo de
emulsión, dañar arenas gasíferas secas y aumentar las preocupaciones relacionadas con la
seguridad. (API, 2001)
Fluidos base agua
Los fluidos base agua son menos usados como fluidos de completación y
reacondicionamiento y abarcan a una variedad de sistemas. No se los considera entre los
fluidos más deseables, debido a que las partículas de los sólidos pueden bloquear la
formación
Son formulados con agua o salmuera. La fase acuosa puede variar de agua dulce a altas
concentraciones de sales solubles. Son fáciles de conseguir, económicos y requieren un
tratamiento mínimo. Sin embargo, han tenido consecuencias catastróficas, causando daños
permanentes a muchas formaciones productivas debido al uso de arcillas como la bentonita
lo que podría causar un hinchamiento de las mismas. (API, 2001)
Fluidos espumosos
Las espumas se emplean ocasionalmente como fluido de circulación para las
operaciones de completación y reacondicionamiento, son aplicables en yacimientos de baja
presión para limpiar la arena. Constituido por aditivos estabilizadores del lodo y agentes
espumosos, baja presión hidrostática contra la formación y minimiza la invasión de sólidos
y la pérdida de circulación; pero puede ser aplicable hasta 3000 pies de profundidad ya que
47
el fluido se comprime, convirtiéndose casi en líquido y esto no permite tener en control
deseas (Garaicochea, 1985)
Fluidos con sólidos en suspensión
Estos fluidos son poco usados debido a que originan taponamiento de las perforaciones
y reducción de la permeabilidad. Esto ocasiona una disminución en l productividad de los
pozos. Estos fluidos se caracterizan por tener una gran cantidad de sólidos para aumentar su
peso y su función es controlar las presiones de la formación. (CIED, 1996)
Fluidos de agua clara
Esos fluidos de agua clara incluyen aguas de diferentes orígenes, tales como el agua
salada o las salmueras producidas con diferentes sales en solución. Aunque el agua de la
formación sea considerada como un fluido limpio, listo para ser usado, a menudo contiene
sólidos finos, productos químicos de tratamiento, parafina, asfalteno o incrustaciones, que si
no son controlados, pueden causar daños graves a la formación productora de hidrocarburo.
(API, 2001)
El agua debería ser filtrada antes de ser usada y aún después de filtrarla puede contener
surfactantes adicionales que pueden causar problemas de emulsión o mojabilidad.
El agua salada suele ser usada en las regiones costaneras debido a su disponibilidad,
pero contienen microorganismos como bacterias y plancton, materiales que obturan la
garanta poral.
El agua salada podría tener una alta concentración de sulfatos que puede taponar el pozo
con incrustaciones. Dependiendo de su salinidad puede ser necesario después de filtrarla
agregar sales para prevenir la hidratación de arcillas.
48
2.4.2 Compatibilidad de los Fluidos
La compatibilidad química del fluido a usar es una de las principales causas a ser
analizada para evitar daños a la formación, pérdida de productividad o la necesidad de
tratamientos remediadores, debido a que la formación puede entrar en contacto con un fluido
no compatible de perforación, un fluido limpio de completación y reacondicionamiento,
estimulación, limpieza, y hasta el mismo fluido del reservorio si es que sus características
originales han sido alteradas.
2.4.2.1 Compatibilidad de las arcillas de la formación
Los daños a la formación relacionados con las arcillas es el taponamiento de las
gargantas porales causado comúnmente por el hinchamiento y migración de arcillas
presentes en la formación, debido a la separación de las partículas de arcillas y de las paredes
del poro.
La preocupación principal es determinar si una salmuera de completación causará el
hinchamiento y/o migración de arcillas de la formación, especialmente en arenisca
“compacta” de alto contenido de arcillas, de tal manera que bloquee las aberturas de poro.
Para prevenir el hinchamiento de las arcillas, la salmuera de completación debe tener una
composición y una concentración de sales que sean compatibles con la formación en
particular. (API, 2001)
2.4.2.2 Compatibilidad con el agua de la formación
La mezcla de aguas incompatibles, cambios de solubilidad con la temperatura presión y
la evaporación del agua puede formar incrustaciones debido a las reacciones químicas entre
las salmueras de completación y el agua de la formación. Las incrustaciones son depósitos
de minerales inorgánicos. (API, 2001)
49
2.4.2.3 Compatibilidad con el crudo y el gas natural de la formación
La formación de emulsiones puede bloquear los poros y causar daños a la formación.
La incompatibilidad de la salmuera/crudo es especialmente importante cuando se usan
salmueras pesadas (pH bajo) y durante la estimulación con ácido. El gas natural puede
contener considerables cantidades de CO2 que causan la precipitación de carbonato de calcio
al ser mezcladas con una salmuera de pH alto que contiene calcio. (API, 2001).
50
CAPÍTULO III
3. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de Estudio
a) Documental
En este proyecto la investigación documental fue el punto inicial para el desarrollo y
ejecución del mismo, ya que representa una manera de recopilar información, teniendo
acceso a trabajos y ensayos realizados anteriormente, publicaciones especializadas, revisión
bibliográfica, acceso a internet, manuales de operación, entre otros.
b) Experimental
Del mismo modo se procedió a aplicar una investigación experimental que se desarrolló
en la empresa Dynadrill Ecuador C.A. y en el laboratorio Centro de Investigaciones
Geológicas de Petroamazonas EP.
c) Descriptivo
Consecutivamente el uso de una investigación descriptiva resume los problemas
ocasionados por el mal uso de fluidos de reacondicionamiento de pozos y permitió la correcta
formulación de un fluido de control seguro y que produzca una mínima afectación a la zona
productora Arenisca “U Media” del Campo Yanaquincha Este.
3.2 Universo y muestra
El universo seleccionado para el desarrollo de esta investigación es el Campo
Yanaquincha Este, ubicado en la provincia de Orellana al Oeste del Bloque 15, del que se
51
tomó en cuenta los fluidos producidos (crudo) y los núcleos pertenecientes exclusivamente
a la formación del reservorio “U Media”.
El pozo Yanaquincha Este A-012 es el pozo que se tomó en cuenta para el desarrollo de
esta investigación debido a la disponibilidad de núcleos en laboratorio.
3.3 Métodos y Técnicas de recolección de datos
Para el desarrollo de este trabajo se siguió un proceso sistemático el cual inicialmente se
basó en la recopilación de información necesaria ya sea de fuentes institucionales como
académicas del área de trabajo.
Este ensayo tuvo un sustento en un estudio Técnico de Simulación de daño de formación
realizado por la empresa Petroamazonas EP. Los datos utilizados en este trabajo se
obtuvieron de los resultados de las diferentes pruebas desarrolladas en el Centro de
Investigaciones Geológicas de Petroamazonas EP., y en el laboratorio de la empresa
auspiciante, los datos de los resultados en las pruebas de laboratorio fueron obtenidos a
medida que se necesitaron y tomados al finalizar cada uno de los estudios realizados.
3.4 Procedimientos y Análisis de la Información
Se llevaron a cabo pruebas en un plug del núcleo del pozo seleccionado Yanaquincha
Este A-012 perteneciente al campo Yanaquincha Este, Bloque 15; en el Centro de
Investigaciones Geológicas de Petroamazonas EP., ubicado en San Rafael y pruebas de
compatibilidad de fluidos en laboratorio en la empresa auspiciante del proyecto, con la
formulación del fluido de control para operaciones de reacondicionamiento ya establecida
determinando si existe o no sensibilidad al cambio de humectabilidad y evitar cambios en la
permeabilidad del crudo, luego se determinará el retorno de permeabilidad que ha tenido el
núcleo empleando el fluido formulado.
52
3.5 Presentación de resultados
Con los datos de campo y los resultados que proyectaron los diferentes análisis desarrollados
en laboratorio se realizaron una interpretación de datos con el programa Excel.
Otros cálculos fueron realizados con la ayuda de las diferentes fórmulas utilizadas en
Ingeniería de Petróleos que son suficientes para cuestiones de análisis de retorno de
permeabilidades en los núcleos, propiedades de los fluidos de formación y pruebas de
compatibilidad.
53
CAPÍTULO IV
4.
4.1 ENSAYOS DE LABORATORIO, ANÁLISIS DE RESULTADOS
En el desarrollo de este proyecto se presenta la información obtenida de las diferentes
pruebas requeridas para la correcta formulación de un fluido de control para operaciones de
Reacondicionamiento a usar en el reservorio “U” Media del campo Yanaquincha Este.
Los ensayos deben realizarse idealmente utilizando material del reservorio donde el
cuidado de usar un núcleo representativo y conservado es fundamental para evaluar
correctamente el fluido de reacondicionamiento.
4.1.1 Caracterización del Yacimiento “U Media”
Es necesario considerar inicialmente aspectos importantes que caractericen el reservorio
“U” Media del campo en estudio como presión de fondo, presión de poro, temperatura,
fluidos contenidos en la formación, tipo de yacimiento, sus características mineralógicas,
permeabilidades, porosidad, volumen de arcilla, saturaciones de los fluidos retenidos en la
misma; con el propósito de una apropiada selección y formulación del fluido de control para
operaciones de reacondicionamiento que cumpla con las especificaciones que la operadora
requiera .
La Tabla 4.1 muestra la información anteriormente especificada que describe una breve
caracterización del reservorio analizado en este proyecto, para cumplir con la adecuada
selección del fluido de control y cumplir también con la minimización del daño a la
formación productora de hidrocarburo.
54
Tabla 4. 1: Datos del Reservorio "U" Media del pozo Yanaquincha Este A-012
Presión de fondo (psi) Pf
Presión de poro (psi) Pp
Temperatura (°F) T
Tipo de Yacimiento
Mineralogía
Permeabilidad (md)
Porosidad (%) f
Volumen de arcilla (%) Vsh
saturación de agua (%) Sw
Saturación de petróleo (%) So
POZO YANAQUINCHA ESTE A-012
Reservorio U Medio
CARACTERÍSTICAS
Arenisca con intercalaciones de lutita
y caliza
Subsaturados
1700
1100
176 °F
52
17.3
˂ 35
16.6
83.4
4.1.2 Panorama general
Ensayos especializados se realizan en el laboratorio para evaluar los daños a la
formación y permiten verificar la eficacia de la formulación del fluido de control a utilizar
en las operaciones de reacondicionamiento del pozo Yanaquincha Este A-012, en el
reservorio “U” Media.
Un factor importante que limita esta práctica es que no existe un equipamiento y una
metodología estándar para este tipo de pruebas por lo que se presentan significativas
diferencias en los resultados obtenidos en diferentes momentos o en diferentes laboratorios,
razón por la cual los resultados no pueden compararse de forma fiable.
Se realizaron pruebas de cuantificación de daño a la formación relacionando las
permeabilidades iniciales del reservorio con las permeabilidades de retorno obtenidas luego
de los ensayos en el equipo Formation Damage System marca Temco, modelo FDS-800-
10000, instalado en el Área de Investigación Geológica del Centro de Investigaciones
Geológicas de Petroamazonas EP.
55
Los ensayos de compatibilidad de fluidos determinaron la formulación óptima a probar,
en cuanto a separación de fases y claridad de agua considerando que se ha analizado mezclas
de diferentes productos y el mejor resultado se aplicarán a los trabajos de
reacondicionamiento en la operación de campo.
De esta manera se cuantificó el grado de daño a la formación relacionando la
permeabilidad inicial del reservorio con la permeabilidad de retorno obtenida luego del
ensayo.
4.2 Análisis mineralógicos
Los análisis mineralógicos en láminas delgadas previos a la realización de los ensayos
de daño de formación en el núcleo estudiado con la finalidad de poder determinar posibles
causas de daños de formación, lavados con solvente tolueno y secados, preparadas las
muestras para el estudio de la composición mineralógica y su porosidad antes de ser
sometidos a la simulación de daños de formación, los datos de estos análisis fueron tomados
de un estudio de Simulación de daño a la formación previo realizado en noviembre del 2012
por Petroamazonas EP., en el que describe la composición y descripción al microscopio
petrográfico y combinado con la técnica de difracción de rayos X y cuyos resultados en
cuanto a la composición de la muestra analizada a la profundidad de 9966.3 pies de “U”
Media del pozo Yanaquincha E-012 y porosidad y textura de la misma, se describe en la
Tabla 4.2 y Tabla 4.3 respectivamente.
Los análisis de difracción por rayos X se usan básicamente para evaluar la reactividad
de una formación de tipo arcillosa y determinar la mineralogía de núcleos de una muestra
relativamente pequeña, finamente molidas a la cual se bombardea rayos X y el resultado es
medido por las reflexiones resultantes que exponen los componentes minerales de la
muestra.
56
Tabla 4. 2: Composición mineralógica de la Arena “U” Media del pozo Yanaquincha Este A-012
Arenisca U M edia (%)
Cuarzo 95
Arcillas Caolinita 3
Glauconita Tr
Micas Muscovita Tr
Feldespatos Ortoclasa Tr
Zircón Tr
Turmalia Tr
Minerales opacos 2
Pozo
Zona Reservorio
Yanaquincha Este A-012
Arenisca de grano fino, con sorteo de moderado a bueno de consolidación
moderada
Minerales accesorios
Composición
mineralógica
Tabla 4. 3: Porosidad y textura del reservorio “U” Media del pozo Yanaquincha Este A-012
Yanaquincha Este A-012
U Media
20
Fino
Moderado a bueno
Mayormente puntuales
Tamaño de grano
Sorteo
Contactos
POROSIDAD
Pozo
Reservorio
Porosidad visual (%)
TEXTURA
La Ilustraciones 4.1 e Ilustración 4.2, también tomadas del estudio de Petroamazonas
EP., en el 2012 y para mayor comprensión muestran detalles microscópicos de los
sedimentos en la zona Arenisca U Media del pozo Yanaquincha Este A-12 a una profundidad
de 9966.3 pies.
Se representó la porosidad homogéneamente distribuida y bien interconectada de color
azul y se visualizará la presencia de caolinita y minerales opacos en espacios porales.
57
Ilustración 4. 1: Porosidad homogéneamente distribuida y bien interconectada.
Ilustración 4. 2: Caolinita y mineral opaco en espacios porales
58
4.2.1 Descripción macroscópica de la muestra
Se observó la presencia de laminaciones tipo flaser es decir de material carbonoso con
presencia de fracturas que no cortan toda la muestra, trazas de arcillas y pequeños clastos de
carbón.
Muestra que contiene Arenisca de grano fino, buena clasificación, dureza moderada y
de una coloración café clara.
Ilustración 4. 3: Descripción macroscópica del plug del reservorio “U” Media del pozo Yanaquincha
Este A-012
59
4.2.2 Equipos, materiales y reactivos empleados
Una breve descripción de los equipos, materiales y reactivos empleados para el
desarrollo de los diferentes ensayos del reservorio Arenisca “U” Media del pozo
Yanaquincha Este A-012 constan en la Tabla 4.4.
Tabla 4. 4: Equipos y materiales empleados.
Tipo de
EnsayosEquipo Marca
Formation Damage System Temco
Soxhiet Kontes
Bomba de vacío (plugs) Welch Duo-Seal
Bomba de vacío (fluidos) Buehler
Horno de vacío Precision
Filtro Sctileicher & Schull
Software Smart Formation 9 for FDS-800-10000
Plato calentador Thermolyne
Balones de vidrio Kimax
Cilindro saturador Corelab
Baño María Thermolyne
Tolueno
Salmuera
Crudo del Pozo
Agente surfactante
Control de arcillas
Inhibidor de arcillas
Bactericida
Solvente mutual
Compatibili
dad
Daño de
Formación
60
4.2.3 Ejecución de ensayos y Resultados
La ejecución de los ensayos se los llevó a cabo con el fluido de control de pozo,
preparados por personal de la empresa Dynadrill Ecuador C. A., probado en el plug de corona
cortado del núcleo de Yanaquincha Este A-12 Arenisca “U” Media.
Para el cálculo de las diferentes permeabilidades el software Smart Formation 9, que
controla los procesos del equipo FDS 800-10000, requiere datos de entrada, como:
dimensiones de los plugs y ciertas propiedades de los fluidos (crudo) utilizados en las
diferentes fases del estudio de simulación de daños a la formación.
En la Tabla 4.5 se detalla parámetros de las muestras de los plugs de la Arenisca U del
pozo Yanaquincha Este A-12 sometidas a ensayos de simulación de daños de formación.
Propiedades físicas del crudo utilizado para los ensayos de simulación de daños.
Tabla 4. 5: Dimensiones de los plugs, propiedades físicas del crudo usados en los ensayos
Activo Indillana Formación U Media
PozoYanaquincha
Este A-012Bolque/Campo
15/
Yanaquincha
Diámetro del plug (mm): 37.95 Presión poro (psi): 1100
Longitud de plug (mm): 28.64 Presión confinamiento (psi): 1700
K al aire de plug (mD): 875.49 Temperatura de ensayo (°C): 80
Porosidad (%): 18.8 Caudales de ensayo (cc/min): 1
Profundidad del plug (pies): 9966.3 Volumen Poroso (cm3): 6.09
Densidad (g/cc) 0.928 Viscosidad (cp) 33.470
API 18.2 Salinidad (ppm Cl-) 64000
DATOS TÉCNICOS DE LA MUESTRA:
PROPIEDADES DEL CRUDO
61
4.3 Preparación y acondicionamiento de los fluidos de formación
4.3.1 Agua de formación artificial
Se preparó agua de formación artificial, esta salmuera que fue filtrada en una malla de
0,8 micras empleando filtros de membrana de plata y luego fue sometida a un proceso de
eliminación del aire disuelto en su interior, efectuando una extracción con bomba de vacío
de -30 pulg de Hg marca Buehler, modelo 0593, de un balón sobre una placa térmica
magnética marca Corning, modelo PC 420 con mariposa rotativa.
Con esta salmuera se inundaron los plugs simulando la salinidad del reservorio.
4.3.2 Crudo del pozo Yanaquincha Este A-012
Posteriormente se acondicionó el crudo del pozo Yanaquincha E A-12, este fluido fue
también filtrado a 0,8 micras y sometido a eliminación del aire disuelto en su interior. Se
trabajó con crudo deshidratado al 0.2 % BSW.
Tabla 4. 6: Parámetros del crudo del pozo Yanaquincha Este A-012 a ser simulados en el laboratorio.
Pozo Reservorio %BSW APISalinidad de agua
de formación
YANAQUINCHA
ESTE A-012
Arenisca "U"
Media20 18,2 64000 ppm Cl
4.4 Formulación del Fluido de Control
El fluido de control utilizado para el ensayo de Daños a la Formación en un plug del
pozo Yanaquincha Este A-012, fue elaborado en la empresa Dynadrill, de acuerdo a las
especificaciones de componentes y peso del fluido requeridos por funcionarios del Activo
Indillana, cuya composición del fluido base se detalla en el siguiente cuadro:
62
Tabla 4. 7: Fluido de control usado para el plug del pozo Yanaquincha Este A-012
TRATAMIENTO
VOLUMEN LAB. A PREPARAR
COMPONENTE GPT VOL. LAB. (ml)
Agua fresca
AGENTE SURFACTANTE 2 0,1
CONTROL DE ARCILLAS 1 1
INHIBIDOR DE ARCILLAS 1 1
BACTERICIDA 0,2 0,16
SOLVENTE MUTUAL 25 25
ESTABILIZADOR DE ARCILLAS 4 4
31
FLUIDO CONTROL
1000 CC
1000
4.4.1 Ensayos de compatibilidad
Cada tipo de fluido de reacondicionamiento utilizado en un pozo debe ser compatible
con la formación y sus fluidos dado que las incompatibilidades entre fluidos pueden
ocasionar graves daños de formación.
En las pruebas de compatibilidad se mezcla una muestra del agua de la formación o agua
sintética con el fluido de control deseado y luego se circula en caliente a la temperatura del
yacimiento.
El fluido y el agua de la formación se mezclan a diversas proporciones para determinar
la máxima contaminación que el fluido puede tolerar antes que se forme un precipitado. Si
se forma un precipitado durante el mezclado o después de haberlo circulado en caliente, los
dos medios acuosos se consideran incompatibles.
63
4.4.1.1 Evaluación del Fluido de Control
Estas pruebas se realizan para validar la formulación del fluido de control base con
resultados de separación de fases, claridad de agua y en base a estas pruebas se realizó la
formulación a probar en el equipo de daño de formación.
Procedimiento:
Se usaron botellas de 50 ml de fluido de control y 50 ml de crudo.
Se desarrolló una solución patrón que contiene 25 gpt de Solvente Mutual y 2 gpt de
Agente Surfactante en 1000 ml de agua.
Colocar las muestras embotelladas en agua a baño maría a una temperatura de 75 °C
En el desarrollo de estas pruebas de compatibilidad el tiempo de calentamiento de fue
de 30 minutos.
Las mediciones se efectuaron a concentraciones de 2, 4, 6 y 8 gpts de surfactante para
verificar la eficiencia del producto en cuestión.
Ilustración 4. 4: Resultados de la prueba de compatibilidad de fluidos, Yanaquincha Este A-012
64
Al finalizar los 30 minutos de prueba tenemos el resultado que se detalla a continuación
en la Tabla 4.8.
Tabla 4. 8: Formulación con diferentes concentraciones de Surfactante
B Blanco Blanco Mezcla emulsionada, sin interfase, agua turbia.
2 2 100 Mezcla sin emulsión, buena interfase, agua clara
4 4 200 Mezcla sin emulsión, buena interfase, agua poco clara
6 6 300 Mezcla poco emulsionada, buena interfase, agua turbia
8 8 400 Mezcla poco emulsionada, mala interfase, agua turbia.
Vol. de
Surfactante
(μl)
POZO YANAQUINCHA ESTE A-012
Muestra
Vol. de
Surfactante
(Gpt)
OBSERVACION
Después de identificar que se presenta una mejor interfase entre el crudo y el agua en
una solución patrón de 25 gpt de Solvente Mutual, se decidió trabajar con esta concentración
para los análisis.
El fluido de control, evaluado a distintas concentraciones de Surfactante demuestra que
cumple el objetivo de evitar la formación de la emulsión (anti emulsionante) de las fases
agua-crudo en un 100 %, expresado gráficamente en la Ilustración 4.5.
Es de suma importancia mencionar que la agitación que se debe dar en el proceso no
debe ser muy fuerte, para que el Solvente puede trabajar de manera correcta.
65
Ilustración 4. 5: Compatibilidad del fluido de control y del crudo de YNEA-012
4.4.1.2 Pruebas de Compatibilidad en Plugs
Los dos fluidos de control fueron almacenados secuencialmente en los acumuladores del
equipo marca Temco, modelo FDS 800 - 10000, y al mismo tiempo se ensambló en el core
holder del sistema, las muestras de roca (plug) del reservorio de la Arenisca “U” Media.
La Tabla 4.9, muestra los resultados de pruebas de compatibilidades con fluidos del
pozo Yanaquincha Este A-012
66
Tabla 4. 9: Resultados de pruebas de compatibilidades con fluidos del pozo Yanaquincha Este A-012
Pozos YNEA-012 UM
Muestra Crudo
% Crudo/ Sistema 50/50
BSW 20%
Arenisca Um
API 18,2
Salinidad (ppm Cl-) 64000
TIEMPO DE REMORDIMIENTO FC2
1 min 50%
15 min 90%
25 min 100%
30 min 100%
% de agua del crudo 28%
Humectabilidad en el tope Buena
Humectabilidad en la base Buena
Claridad del agua Clara
Interfase Definida
Separación Buena
Sedimento No
COMPATIBILIDAD DEL CRUDO CON FLUIDOS DE CONTROL
CARACTERÍSTICAS
Fuente: Centro de Investigaciones Geológicas de Petroamazonas EP.
Elaborado por: Nataly Apo B
4.5 Ejecución de ensayos de Simulación de Daño de Formación
La ejecución de los ensayos de simulación de daño de formación se los llevó a cabo con
el fluido de control de pozo, preparados por personal de la empresa Dynadrill Ecuador C.
A., probados en los plugs de corona cortados del núcleo de Yanquincha Este A-12 Arenisca
U, en el Centro de Investigaciones Quito.
Para el cálculo de las diferentes permeabilidades el software Smart Formation 9, que
controla los procesos del equipo FDS 800-10000, requiere datos de entrada, como:
dimensiones de los plugs y ciertas propiedades de los fluidos (crudo) utilizados en las
diferentes fases del estudio de simulación de daños a la formación.
67
En la Tabla 4.10 se detalla parámetros de las muestras de los plugs de la Arenisca “U”
del pozo Yanaquincha Este A-12 sometidas a ensayos de simulación de daños de formación.
Propiedades físicas del crudo utilizado para los ensayos de simulación de daños.
Tabla 4. 10: Dimensiones del plugs, propiedades físicas del crudo usados en ensayos de simulación
PozoYanaquincha
Este A-012Formación U Media
Diámetro del plug (mm): 37.95 Densidad (g/cc) 0.928
Longitud de plug (mm): 28.64 API 18.2
K al aire de plug (mD): 875.49 Viscosidad (cp) 33.470
Porosidad (%): 18.8 Salinidad (ppm Cl-) 64000
Profundidad del plug (pies): 9966.3
Fuente: Centro de Investigaciones Geológicas de Petroamazonas EP.
Elaborado por: Nataly Apo B
4.5.1 Saturación inicial de plug
Se realizó la saturación del plug de corona estudiado, con agua de formación simulada.
Procedimiento
Se colocó los plugs del núcleo de corona en un cilindro saturador de un litro de
capacidad junto con la salmuera y se subió la presión con una bomba de desplazamiento
positivo hasta alcanzar los 1700 psi.
Se mantuvo estas condiciones durante 4 días para que se restauren las condiciones de
mojabilidad iniciales del reservorio.
Luego de esto se extrajo el plug y se lo colocó en el core holder del equipo FDS, para
iniciar con la prueba de permeabilidad inicial al crudo.
68
4.5.2 Permeabilidad Inicial Efectiva al crudo
En esta segunda etapa de la simulación del daño de formación, se restauraron las
condiciones iniciales del reservorio, al saturar el plug del núcleo de corona con el petróleo
presente en el reservorio Arenisca “U” Media del pozo Yanaquincha Este A-012. De esta
manera se obtuvo la permeabilidad original del yacimiento, parámetro que se utilizó como
referencia para evaluar el daño causado a la formación, al inyectarle fluidos de control de
pozo.
Procedimiento:
Se introdujo el crudo del reservorio Arenisca “U” Media del pozo Yanaquincha Este A-
012 en uno de los cilindros acumuladores del equipo FDS 800-10000.
Se elevó la temperatura del horno a 80 °C, temperatura aproximada del yacimiento
Arenisca “U” Media en esta región de la cuenca Oriente y se direccionaron las válvulas
del equipo FDS-800-10000 para inyectar al plug ensayado el crudo contenido en el
cilindro acumulador correspondiente.
Se bombeó el crudo con un caudal constante de 1 ml/min hasta alcanzar la presión de
yacimiento, de aproximadamente 1700 psi. Luego se procede a bombear a diferentes
caudales (0.75 y 1 ml / min).
Se introdujo en el software de control del equipo los parámetros del fluido (crudo, ver
Tabla 4.11.).
Luego de que el crudo ha circulado a través de la muestra de roca, se activó el software
del equipo para que determine la permeabilidad absoluta al crudo.
Como resultado de este proceso se obtuvo la permeabilidad original al petróleo, para el
plug a diferentes caudales y se puede observar en la Tabla 4.12.
69
Tabla 4. 11: Parámetros del crudo del pozo Yanaquincha Este A-012 a ser simulados en el
Laboratorio
Pozo Reservorio
Temperatura
del
reservorio
Presión
del
reservorio
Salinidad del
agua de
formación
Yanaquincha Este
A-012U Media 176 °F 1700 psi 64000 ppm Cl
Tabla 4. 12: Valores de permeabilidad inicial
K
Inicial
Caudal 0,5 260,3
Caudal 0,75 404,80
Caudal 1 412,92
Yanaquincha
Este A-0129966.3
U
Media
PozoIntervalo
(pies)Zona Caudal
4.5.3 Ensayo de simulación de daño al reservorio
Se debe indicar que en esta fase de la simulación del daño a la formación, se tuvo por
objetivo únicamente provocar el posible daño a la formación.
En esta parte del ensayo se simularon las condiciones a las que el agua de control de
pozo es inyectada al pozo, es decir, se trabajó a una presión igual a los 1700 psi y temperatura
aproximada de yacimiento 80 °C, como en la fase anterior,
Procedimiento
Se procedió de la siguiente forma:
Terminada la restauración de las condiciones iniciales de la muestra de reservorio con
el crudo, se direccionaron las válvulas del equipo FDS-800-10000 para inyectar a la
muestra los fluidos de control de pozo, desde los cilindros acumuladores que las
contienen.
70
Se inyectó la muestra de fluido de control de pozo en el plug, a un caudal constante de
0.5 ml/min hasta alcanzar la presión de proceso de 1700 psi, y luego se comprobó que
a través de la muestra (plug) haya circulado fluido para terminar esta prueba. Se realiza
la prueba a caudales de 0.75 y 1 ml / min.
4.5.4 Ensayo de retorno de permeabilidades
Es la prueba más común para evaluar la idoneidad del fluido de control a usar en el
reservorio productor con un enfoque en la minimización de daños a la reserva es la medida
de la permeabilidad de retorno, ya sea usando el material estándar como piedra arenisca,
discos sintéticos o núcleos del depósito si están disponibles.
Pruebas de permeabilidad de retorno se llevan a cabo en muchos laboratorios usando
muchas técnicas diferentes que van desde simples evaluaciones tomando unas pocas horas a
métodos más complejos que requieren hasta una semana para producir un resultado. El
proceso básico consiste en la determinación de la permeabilidad inicial de una muestra de
material del reservorio o sustituto, la exposición de la muestra a fluidos de perforación y/o
completación y la posterior remedición de permeabilidad.
La diferencia entre las dos permeabilidades medidas es tomada como una indicación de
la idoneidad del fluido bajo prueba para la exposición al depósito. Hay muchos puntos en la
prueba donde las decisiones tienen que realizarse con respecto a la selección de un método
o técnica a utilizar y no hay ninguna elaboración estándar de la industria para guiar este
proceso. Obviamente la prueba será diseñada para simular condiciones del campo lo más
cerca posible.
71
Pruebas empleadas para medir el efecto de un fluido de prueba ya sea lodo entero,
filtrado de lodo, o salmuera, sobre la permeabilidad de una formación productora, es decir a
condiciones de yacimiento.
La prueba utiliza testigos cortados de un núcleo de muestra. Después de medida la
permeabilidad inicial, el plug es expuesto al fluido de prueba. La permeabilidad se mide
nuevamente después de su exposición al fluido de prueba, calculándose el porcentaje de
retorno. Un 100 % de retorno indica que no hay daño a la formación.
Los ensayos permitieron determinar la permeabilidad de retorno en sentido formación
hacia pozo, luego de ejecutar el ensayo en modo de daño, que se efectúa en sentido contrario.
Este procedimiento permitió determinar, por comparación de permeabilidades, si el
yacimiento sufrió o no daño en la roca constituida y/o afectación en su permeabilidad al
inyectar el fluido de control de pozo.
Procedimiento
Terminado el ensayo de simulación en modo de daño, se direccionaron las válvulas del
equipo FDS 800-10000 para permitir la inyección del crudo en dirección formación -
pozo.
Configurado el equipo FDS a temperatura de yacimiento se inyectó el crudo a un caudal
constante de 0.5 ml/min, hasta alcanzar la presión de proceso de 1700 psi.
Se circuló cada muestra del reservorio a través del plug en ensayo, y se espera hasta que
se estabilicen automáticamente las condiciones de la prueba.
Se introdujeron al software de control los parámetros necesarios del proceso para
obtener como dato de salida la permeabilidad de retorno para el plug tomado del núcleo
de corona.
72
Se realizó las prueba a caudales de 0.75 y 1 ml / min.
Los resultados obtenidos de la permeabilidad de retorno a las condiciones de yacimiento
se muestran en la Tabla 4.13.
4.6 Daño a la formación
El valor del daño a la formación se determinó en términos de la reducción o no de la
permeabilidad inicial al crudo relacionándola con la permeabilidad de retorno también al
crudo.
Es así que, para las muestras del reservorio Arenisca U Media, inyectadas con los fluidos
de control de pozo, se determinó los valores de variación de permeabilidad, mostrada en la
Tabla 4.13.
Valores de permeabilidad inicial y permeabilidad final de retorno con porcentajes de
variación de permeabilidad mediante los ensayos de simulación de daño de formación en
muestras del yacimiento Arenisca “U” Media se pueden observar en la Tabla 4.13
Tabla 4. 13: Valores de permeabilidad inicial y final con porcentajes de variación de permeabilidad
Inicial Final
Caudal 0,5 260.3 316.6 21,61%
Caudal 0,75 404,80 617,64 17,58%
Caudal 1 412,92 451,91 9,44%
% Variación de
Permeabilidad
Yanaquincha
Este A-0129966.3
U
Media
KPozo
Intervalo
(pies)Zona Caudal
73
Ilustración 4. 6: Permeabilidad de Retorno con el fluido de control
74
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
1. La muestra de roca que representó al reservorio Arenisca “U” Media del Pozo
Yanaquincha Este A-012 y que se utilizó para este proyecto, presenta una buena
clasificación, es decir posee buenos valores de porosidad 18.8% y muy buena
permeabilidad 875.49 mD.
2. Mediante las pruebas de compatibilidad realizadas al fluido producido de la arena “U
Media” del pozo Yanaquincha Este A-012 y fluido del control en laboratorio de
Dynadrill Ecuador C.A., se concluyó que la formulación adecuada del fluido de
reacondicionamiento para el pozo Yanaquincha Este A-012 es: Agua fresca + Agente
Surfactante, Controlador de Arcillas + Inhibidor de Corrosión + Bactericida + Solvente
Mutual + Estabilizador de Arcillas, cuyas concentraciones están especificadas en la
Tabla 4.7; y mostraron una separación de fases en poco tiempo y con un mínimo de
residuos de crudo en las paredes del recipiente, por lo que este fluido de control cumple
con características de compatibilidad con el crudo de la formación, minimizando así el
daño que se puede causar al reservorio.
3. La información obtenida de un estudio de daño de formación previo a este trabajo sobre
el análisis litológico de la arena “U Media” mostrados en la Tabla 4.2, indican los
resultados del contenido de arcillas, los mismos que permitieron preparar un fluido de
control en cuya composición intervenga un estabilizador de arcillas, con el fin de
proteger a la formación del daño que provocan las arcillas expansivas y/o el
desprendimiento de arcillas migratorias en la matriz de la roca reservorio, ya que
75
controla el intercambio catiónico natural que espontáneamente ocurre entre las lutitas y
el fluido de control.
4. Se previno la formación de emulsiones entre el fluido producido de la arena “U Media”
del pozo Yanaquincha Este A-012 y el fluido de control ya que este último se formuló
con un agente activo de superficie que es altamente efectivo en prevención y rotura de
emulsiones evitando así posibles daños a la formación.
5. Para la muestra del pozo Yanaquincha Este A-0l2, a la profundidad de 9966.3 pies, con
el fluido de control seleccionado, se presentaron valores positivos de variación de
permeabilidad, inclusive a diferentes caudales, mostrados en la Tabla 4.13, lo cual
demuestra que la composición del fluido de control es compatible con el crudo del pozo,
no produce daño a la formación, previniendo daños por migración de finos,
hinchamiento de arcillas, lo que nos pueden presentar valores de ganancia de producción
en el pozo.
6. Con las pruebas de retorno de permeabilidad llevadas a cabo en el Centro de
Investigaciones de Petroamazonas, las ganancias de permeabilidad fueron evidentes, por
lo que se consideró más eficiente el uso del fluido de control que presentó un valor de
mayor ganancia de permeabilidad de 21.61% que es obtenida al circular un caudal del
fluido a 0.5 ml/min, en donde la permeabilidad inicial de la muestra fue de 260.33 mD
y la permeabilidad de retorno de 316.6mD.
76
5.2 RECOMENDACIONES
1. Aplicar este estudio de fluidos de control para operaciones de reacondicionamiento en
el campo Yanaquincha Este arenisca “U” Media, considerando que se cuantificó el
grado de ganancia de variación de permeabilidad relacionando la permeabilidad inicial
del reservorio con la permeabilidad de retorno obtenida luego del ensayo.
2. Continuar con este tipo de investigaciones unificando criterios de formulaciones de
acuerdo al tipo de arena en los pozos de los diferentes campos.
3. Se recomienda aplicar el fluido de control a un caudal de 0.5 ml/min debido a que esta
práctica muestra mayor ganancia de permeabilidad de retorno en el núcleo del reservorio
del campo Yanaquincha Este.
4. Realizar un seguimiento de la producción de los pozos en los que se use la formulación
recomendada a fin de mejorar el porcentaje de concentración de los químicos usados.
77
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80
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO
Å Angstrom
°API Gravedad específica del petróleo en grados API
bbl Barriles
Bo Factor Volumétrico
CEC Capacidad de Intercambio Catiónico
CPF Instalaciones de procesos centrales
°C Grado Celciu
cm3 Centímetro cúbico
°F Grados Farengeith
FDS Formation Damage System, Sistema de daño de
formación
g Gramos
gal Galón
h Espesor
K Permeabilidad
e Porosidad Efectiva
Porosidad
l Litro
lb Libra
Np Producción acumulada
meq Miliequivalente
mg Miligramos
81
ml Mililitros
pH Potencial Hidrógeno
pul Pulgada
psi Libras por Pulgada Cuadrada
PVT Presión-Volumen-Temperatura
Pp Presión de poro
Pf Presión de fondo
Pwf Presión de fondo fluyente
TVD Profundidad Vertical Verdadera
POES Petróleo Original en Sitio
q Caudal
μ Viscosidad
82
ANEXOS
83
Anexo 1: Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha y por arena productora
Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha, "U" Superior.
POZO ARENABRUTO
(ft)
NETO
(ft)f (fracción)
Sw
(fracción)
K
(mD)
Vsh
(fracción)
YNEA-004 US 2 0 0.113 0.537 4 0.289
YNEA-006S1 US 8 1 0.118 0.512 2 0.259
YNEA-008 US 8 1 0.136 0.543 29 0.258
YNEA-017 US 3 1 0.11 0.582 18 0.234
YNEA-019 US 6 1 0.145 0.57 28 0.241
YNEB-014 US 16 5 0.112 0.413 6 0.137
YNEB-015 US 15 10 0.14 0.434 23 0.169
YNEC-009S1 US 13 0 0.131 0.562 14 0.349
YNOB-010 US 7 1 0.123 0.585 14 0.255
Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha, "U" Media
BRUTO NETO f Sw K Vsh
(ft) (ft) (fracción) (fracción) (md) (fracción)
YNEA-001 UM 13 13 0.136 0.216 73 0.107
YNEA-002 UM 2 1 0.123 0.504 29 0.297
YNEA-003 UM 3 0 0.122 0.424 3 0.299
YNEA-004 UM 29 29 0.146 0.237 103 0.168
YNEA-006S1 UM 31 20 0.127 0.411 13 0.214
YNEA-007 UM 7 7 0.127 0.468 135 0.158
YNEA-008 UM 4 2 0.13 0.418 32 0.232
YNEA-010 UM 8 2 0.112 0.526 405 0.157
YNEA-016 UM 7 5 0.151 0.479 33 0.35
YNEA-017 UM 37 35 0.131 0.242 94 0.132
YNEA-019 UM 5 5 0.132 0.323 10 0.154
YNEA-020 UM 3 3 0.139 0.323 19 0.289
YNEB-011 UM 0 0 0.107 0.247 0 0.223
YNEB-012 UM 6 5 0.173 0.188 52 0.315
YNEB-013 UM 0 0 0.104 0.283 2 0.338
YNEB-014 UM 2 1 0.12 0.422 2 0.094
YNEB-015 UM 1 0 0.11 0.148 1 0.278
YNEB-021 UM 19 19 0.126 0.226 80 0.143
YNEB-022 UM 0 0 0.103 0.425 4 0.091
YNEB-023 UM 4 0 0.117 0.275 31 0.35
YNEC-009S1 UM 10 6 0.124 0.289 12 0.252
YNOA-001 UM 3 1 0.125 0.266 5 0.217
YNOA-002 UM 1 0 0.106 0.581 7 0.137
YNOA-003 UM 5 0 0.127 0.547 13 0.251
YNOA-004 UM 6 2 0.178 0.56 149 0.294
YNOA-005 UM 1 1 0.11 0 65 0.056
YNOA-007 UM 18 18 0.136 0.214 28 0.126
YNOA-008 UM 14 12 0.124 0.235 15 0.238
YNOA-009 UM 0 0 0.107 0.355 12 0.055
YNOA-013 UM 14 13 0.141 0.27 46 0.104
YNOA-014 UM 1 1 0.127 0.243 15 0.276
YNOA-015 UM 0 0 0.165 0.25 3 0.085
YNOB-010 UM 6 5 0.141 0.36 34 0.242
YNOB-011 UM 10 8 0.133 0.454 97 0.259
YNOB-012 UM 15 15 0.141 0.149 80 0.095
YNOB-018 UM 3 2 0.117 0.461 8 0.234
YNSA-001 UM 2 2 0.174 0.417 135 0.204
POZO ARENA
84
Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha, "U" Inferior
BRUTO NETO f Sw K Vsh
(ft) (ft) (fracción) (fracción) (md) (fracción)
YNEA-001 Ul 42 41 0.163 0.155 550 0.099
YNEA-002 Ul 58 47 0.17 0.226 346 0.125
YNEA-003 Ul 73 53 0.179 0.173 936 0.219
YNEA-004 Ul 42 28 0.164 0.21 365 0.151
YNEA-005 Ul 56 42 0.18 0.172 1289 0.1
YNEA-006S1 Ul 45 32 0.167 0.231 379 0.111
YNEA-007 Ul 50 42 0.182 0.237 461 0.08
YNEA-008 Ul 29 22 0.158 0.2 192 0.128
YNEA-010 Ul 37 20 0.145 0.246 107 0.13
YNEA-016 Ul 55 40 0.146 0.171 135 0.075
YNEA-017 Ul 43 29 0.167 0.192 335 0.078
YNEA-018 Ul 45 35 0.155 0.262 228 0.093
YNEA-019 Ul 50 34 0.159 0.277 520 0.108
YNEA-020 Ul 41 39 0.16 0.163 192 0.087
YNEB-011 Ul 33 23 0.172 0.197 769 0.126
YNEB-012 Ul 40 20 0.192 0.185 1488 0.129
YNEB-013 Ul 38 32 0.165 0.16 383 0.131
YNEB-014 Ul 43 31 0.169 0.209 397 0.113
YNEB-015 Ul 31 21 0.161 0.275 114 0.141
YNEB-021 Ul 16 8 0.149 0.338 330 0.138
YNEB-022 Ul 30 30 0.143 0.337 149 0.019
YNEB-023 Ul 51 26 0.165 0.192 708 0.093
YNEC-009S1 Ul 55 42 0.175 0.159 598 0.11
YNOA-001 Ul 52 50 0.147 0.197 152 0.075
YNOA-002 Ul 39 32 0.154 0.273 707 0.145
YNOA-003 Ul 42 41 0.135 0.247 58 0.121
YNOA-004 Ul 40 26 0.177 0.258 1049 0.122
YNOA-005 Ul 38 26 0.148 0.28 144 0.12
YNOA-006 Ul 41 38 0.162 0.383 532 0.074
YNOA-007 Ul 46 43 0.164 0.221 383 0.074
YNOA-008 Ul 50 49 0.164 0.174 362 0.147
YNOA-009 Ul 54 49 0.147 0.262 365 0.07
YNOA-013 Ul 46 11 0.175 0.252 480 0.117
YNOA-014 Ul 44 30 0.163 0.211 544 0.121
YNOA-015 Ul 44 42 0.165 0.197 754 0.122
YNOB-010 Ul 38 38 0.164 0.206 295 0.084
YNOB-011 Ul 46 46 0.153 0.17 516 0.203
YNOB-012 Ul 44 42 0.161 0.215 632 0.11
YNOB-016 Ul 32 32 0.13 0.327 293 0.1
YNOB-017 Ul 32 31 0.151 0.265 358 0.176
YNOB-018 Ul 38 32 0.153 0.249 376 0.184
POZO ARENA
85
Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha, "T" Superior
BRUTO NETO f Sw K Vsh
(ft) (ft) (fracción) (fracción) (md) (fracción)
YNEA-001 TS 4 2 0.118 0.452 10 0.302
YNEA-002 TS 2 1 0.125 0.46 2 0.173
YNEA-003 TS 23 12 0.145 0.45 32 0.221
YNEA-004 TS 29 17 0.133 0.49 26 0.251
YNEA-005 TS 22 8 0.133 0.43 23 0.236
YNEA-006S1 TS 5 5 0.156 0.448 8 0.33
YNEA-007 TS 4 1 0.118 0.466 4 0.347
YNEA-008 TS 13 8 0.124 0.376 8 0.229
YNEA-010 TS 8 3 0.114 0.268 5 0.246
YNEA-016 TS 15 7 0.112 0.408 5 0.166
YNEA-017 TS 25 6 0.121 0.524 11 0.15
YNEA-018 TS 0 0 0.188 0.31 3 0.288
YNEA-019 TS 7 2 0.12 0.523 4 0.242
YNEA-020 TS 8 5 0.129 0.535 10 0.243
YNEB-011 TS 15 2 0.131 0.531 18 0.194
YNEB-012 TS 8 3 0.157 0.435 9 0.245
YNEB-013 TS 29 8 0.135 0.452 23 0.199
YNEB-014 TS 3 1 0.105 0.55 1 0.193
YNEB-015 TS 5 3 0.115 0.425 5 0.22
YNEB-021 TS 7 3 0.11 0.569 4 0.332
YNEB-022 TS 10 4 0.123 0.524 4 0.197
YNEC-009S1 TS 20 8 0.131 0.473 13 0.315
YNOA-001 TS 11 11 0.129 0.31 9 0.189
YNOA-002 TS 41 34 0.146 0.237 72 0.168
YNOA-003 TS 18 18 0.123 0.322 8 0.134
YNOA-004 TS 26 18 0.129 0.261 9 0.256
YNOA-005 TS 29 16 0.128 0.419 15 0.266
YNOA-006 TS 22 14 0.133 0.485 26 0.17
YNOA-007 TS 22 5 0.124 0.394 9 0.21
YNOA-008 TS 35 19 0.137 0.349 25 0.186
YNOA-009 TS 9 2 0.118 0.427 1 0.119
YNOA-015 TS 13 13 0.142 0.406 26 0.163
YNOB-010 TS 17 14 0.131 0.472 11 0.226
YNOB-011 TS 7 5 0.119 0.494 1 0.281
YNOB-012 TS 10 3 0.12 0.504 2 0.284
YNOB-016 TS 15 4 0.155 0.553 35 0.22
YNOB-017 TS 8 2 0.125 0.529 2 0.19
YNOB-018 TS 7 4 0.137 0.41 8 0.249
YNSA-001 TS 3 1 0.138 0.497 12 0.225
POZO ARENA
86
Propiedades petrofísicas por pozo, Complejo Yanaquincha, "T" Principal
BRUTO NETO f Sw K Vsh
(ft) (ft) (fracción) (fracción) (md) (fracción)
YNEA-001 TP 37 37 0.15 0.182 329 0.112
YNEA-002 TP 72 65 0.156 0.266 276 0.111
YNEA-003 TP 76 19 0.189 0.272 734 0.127
YNEA-004 TP 43 38 0.151 0.399 148 0.121
YNEA-005 TP 23 10 0.166 0.328 214 0.105
YNEA-006S1 TP 42 35 0.173 0.287 149 0.165
YNEA-007 TP 82 79 0.167 0.185 333 0.076
YNEA-008 TP 34 34 0.153 0.213 144 0.086
YNEA-010 TP 63 34 0.147 0.359 122 0.089
YNEA-016 TP 50 33 0.157 0.249 225 0.071
YNEA-017 TP 65 12 0.157 0.256 215 0.072
YNEA-018 TP 25 8 0.165 0.504 448 0.041
YNEA-019 TP 72 4 0.165 0.395 281 0.092
YNEA-020 TP 73 27 0.151 0.231 226 0.097
YNEB-011 TP 64 41 0.148 0.23 137 0.106
YNEB-012 TP 35 22 0.144 0.461 119 0.226
YNEB-013 TP 43 21 0.168 0.31 302 0.116
YNEB-014 TP 27 27 0.144 0.313 151 0.172
YNEB-015 TP 36 25 0.174 0.477 141 0.098
YNEB-021 TP 15 11 0.124 0.528 35 0.109
YNEB-022 TP 14 14 0.113 0.394 9 0.035
YNEB-023 TP 30 11 0.134 0.486 72 0.161
YNEC-009S1 TP 60 30 0.167 0.369 827 0.162
YNOA-001 TP 47 46 0.159 0.221 290 0.061
YNOA-002 TP 29 21 0.157 0.281 281 0.092
YNOA-003 TP 35 27 0.137 0.434 75 0.086
YNOA-004 TP 19 19 0.188 0.142 1198 0.087
YNOA-005 TP 16 10 0.141 0.541 105 0.101
YNOA-006 TP 53 54 0.147 0.451 155 0.111
YNOA-007 TP 8 7 0.148 0.401 111 0.069
YNOA-008 TP 27 14 0.157 0.424 200 0.087
YNOA-014 TP 14 1 0.15 0.574 35 0.111
YNOA-015 TP 24 15 0.139 0.399 129 0.137
YNOB-010 TP 32 19 0.167 0.358 223 0.09
YNOB-011 TP 48 Í5 0.157 0.555 1455 0.106
YNOB-012 TP 21 7 0.142 0.444 41 0.103
YNOB-016 TP 21 7 0.159 0.36 246 0.097
YNOB-017 TP 8 4 0.12 0.514 9 0.149
YNOB-018 TP 18 11 0.137 0.495 279 0.12
YNSA-001 TP 17 9 0.135 0.406 55 0.052
POZO ARENA
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ANEXO 2. Acumulado de Petróleo y agua, Complejo Yanaquincha, Yacimiento "U" Inferior y
Yacimiento "T" Principal
YACIMIENTO “U” INFERIOR
Acumulado de petróleo Acumulado de agua
YACIMIENTO “T” PRINCIPAL
Acumulado de petróleo Acumulado de agua
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Anexo 3: HOJAS DE DATOS TÉCNICOS DE LOS ELEMENTOS DEL FLUIDO DE CONTROL
BACTERICIDA
DESCRIPCIÓN
Es un biocida líquido de baja viscosidad, cuya formulación contiene una solución de aldehído y glutaraldehido. Este biocida es miscible en todos los tipos de agua y es compatible con la mayoría de los productos químicos utilizados en perforación, cementación y estimulación de pozos petroleros. Es efectivo tanto en los medios ácidos como en alcalinos.
Contiene agentes de superficie muy efectivos y da buenos resultados cuando se tratan sistemas con microorganismos sésiles y planctónicos.
APLICACIONES Y VENTAJAS TÉCNICAS
Las aplicaciones ideales en fluidos de perforación se detallan a continuación: 1. Controla el crecimiento bacteriano en aguas y lodos de baja, media y alta salinidad en sal mueras para control de
pozos petroleros, estimulación y perforación.
Evita la degradación del lodo base agua por acción bacteriana.
Elimina sólidos en suspensión.
Puede ser utilizado en campo en forma continua o batch.
Es compatible con la mayoría de los aditivos utilizados en perforación, cementación y estimulación, independiente de su carácter iónico.
PROPIEDADES FÍSICO - QUÍMICAS
Estado / aspecto: Punto de escurrimiento: pH: Gravedad específica: Carácter iónico: Punto de Ebullición: Olor: Dispersable: Soluble: Vida útil:
Líquido incoloro < = 2,5 °C 4.0 – 6.0 1,016 +- 0,02 Anfotérico >= 200° Característico, En ácidos ( Totalmente dispersable ) En agua (Totalmente dispersable ) En petróleo ( NO es dispersable ) TOTALMENTE SOLUBLE EN AGUA 24 meses perfectamente envasado
COMPATIBILIDAD
Es compatible con aditivos catiónicos, aniónicos y no iónicos. En solución ácida (pH=4.0 – 5.0). Es compatible con todos los lodos de perforación base agua.
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Para su manipulación deben usarse guantes y anteojos de seguridad. Debe evitarse el contacto con la piel y ojos y la inhalación de sus vapores los cuales producen irritación.
Almacenar en lugar fresco y seco lejos de cualquier fuente de calor, manteniendo los envases cerrados.
CONCENTRACIÓN RECOMENDADA : 1.0 – 1.5 Gln / 100 Barriles
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CONTROLADOR DE ARCILLAS DESCRIPCIÓN
Es un INHIBIDOR Y ESTABILIZADOR DE ARCILLAS LIQUIDO QUE SE UTILIZA EN SALMUERAS, ÁCIDOS, GELES, AGUA DE MATADO DE POZOS EN OPERACIONES DE PERFORACION & WORKOVER Y FLUIDOS DE CONTROL, con el fin de proteger a la formación, del daño que provocan las arcillas expansivas y/o el desprendimiento de arcillas migratorias en la matriz de la roca reservorio.
Ha sido desarrollado especialmente como una mezcla de ácido débiles y sus sales con sustancias químicas supresoras del intercambio catiónico de las arcillas y lutitas, además contiene un surfactante débil para evitar el embolamiento de la broca.
Es utilizado como inhibidor de arcillas y/o lutitas, controlando el intercambio catiónico natural que espontáneamente ocurre entre las lutitas y el fluido de perforación, de control o de agua de matado.
APLICACIONES
Las aplicaciones ideales en la industria petrolera se detallan a continuación:
ESTABILIZADOR DE ARCILLAS Y/O LUTITAS Y FINOS, excelente en medios acuosos de silicios como feldespatos, cuarzo, caolinitas y esmectitas.
Utilizado en reservorios que contengan arcillas potencialmente hidratables como son las esmectitas y los interestratificados ilita - esmectitas.
VENTAJAS TÉCNICAS 1. Deja la arena mojada al agua, con lo cual mejora la producción de petróleo. 2. No se remueve con facilidad por tratamientos subsecuentes que contengan salmueras o ácido, con lo cual brinda una
protección verdadera y asegura la mojabilidad de la roca al agua.
PROPIEDADES FÍSICO - QUÍMICAS
Estado / aspecto: Punto de escurrimiento: Carácter Iónico: pH: Gravedad específica: Punto de Evaporación : Punto de Escurrimiento : Punto de Chispa Copa Olor: Viscosidad (cPs) a 20 °C Dispersable: Soluble: Vida útil:
Líquido Café Obscuro 10 °C Catiónico 4,7 Medición Electrométrico 1,017 @ 20 °C 52 °C 16 °C 200 °C PUNGENTE CARACTERÍSTICO 10,0 Totalmente dispersable en agua, sal muera y acido, no es dispersable en petróleo Totalmente soluble en agua, sal muera y acido, no es soluble en petróleo 24 meses perfectamente envasado
COMPATIBILIDAD Es compatible con aditivos catiónicos, aniónicos y no iónicos base agua.
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Se recomienda el almacenamiento en un legar fresco. Mantener los tambores bien cerrados cuando no se utilicen. Evitar el contacto con agentes oxidantes fuertes. Para su manipuleo debe usarse guantes de goma y mascarilla química con cartucho verde. Evitar el contacto con ojos, piel y ropa, si esto se produce lavar durante 15 minutos, quitarse la ropa. En caso de ingestión llamar al medico
CONCENTRACIÓN 1 – 4 gpt ( 4,2 – 16,8 gls/100 Bbls )
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SURFACTANTE
DESCRIPCIÓN
Es un surfactante NO IÓNICO, que reduce la tensión superficial del agua, salmuera, y fluidos de estimulación base ácido.
Es un agente humectante y antiemulsionante, NO IÓNICO. El diseño de este producto previene emulsiones que se forman entre el petróleo crudo y fluidos de tratamientos ácidos, fluidos de control y de limpieza con solventes.
Formulado para remover crudo de las arenas productoras y reservorios
APLICACIONES
Las aplicaciones ideales en la industria petrolera se detallan a continuación: 1. Para reservorios en los que se producen emulsiones después de los tratamientos ácidos, fluidos de control y
limpieza con solventes. 2. Para todos los tipos de fluidos de acidificación, incluyendo HCl, HCl / HF, HF, ácidos orgánicos, mezclas de HCl
/ ácidos orgánicos y sistemas de solvente mutual/ácido. excepto para fluidos base emulsión
VENTAJAS TÉCNICAS 1. Los surfactantes no iónicos tales como este son compatibles con la mayoría de los aditivos utilizados en estimulación, independientemente de su carácter iónico.
2. Es altamente efectivo en la prevención y rotura de emulsiones. 3. Reduce la tensión superficial e interfacial, lo que permite una más rápida y completa recuperación del tratamiento. 4. Por su carácter no iónico, es compatible con todos los inhibidores de ácido y reductores de fricción. 5. Minimiza la necesidad de realizar costosos tratamientos demulsificantes.
PROPIEDADES FÍSICO - QUÍMICAS
Estado / aspecto: Punto de escurrimiento: pH: Gravedad específica: Carácter iónico: Humectabilidad Punto de Ebullición: Olor: Dispersable: Soluble: Vida útil:
Líquido cristalino -40°C 6 - 8 0,935 - 0,945 no iónico Tiende a humectar al agua en arenas > 100° C Característico agradable. En ácidos (desde el 1% al 10% ), en agua (desde el 1% al 10% de surfactante) En petróleo con el 10% de surfactante, En petróleo con el 1% de surfactante TOTALMENTE SOLUBLE ENAGUA 24 meses perfectamente envasado
COMPATIBILIDAD Es compatible con aditivos catiónicos, aniónicos y no iónicos. En solución ácida (pH< 3.0) el surfactante es compatible con todos los inhibidores de corrosión y reductores de fricción. No se conocen incompatibilidades
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Es un líquido inflamable, debe almacenarse lejos de agentes oxidantes fuertes. Mantener los tambores bien cerrados cuando no se utilicen. Evitar el contacto con piel, ojos y ropa; si esto se produce lavar durante 15 minutos, quitarse la ropa. Llamar al médico, en caso de ingestión.
CONCENTRACIÓN RECOMENDADA : 2 – 6 GPT
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INHIBIDOR DE CORROSIÓN
DESCRIPCIÓN
Es un INHIBIDOR DEL PROCESO CORROSIVO CREANDO UNA PELÍCULA ELÉCTRICAMENTE ADHERIDA A LA SUPERFICIE DE LA TUBERÍA, EVITANDO LA CELDA ELECTROQUÍMICA Y CONSECUENTEMENTE LA CORROSIÓN , con el fin de proteger la vida útil de los equipos y tuberías en el campo petrolero
ha sido desarrollado especialmente como una mezcla de ácido débiles y sus sales
Es utilizado como inhibidor de corrosión en los procesos de producción, WORKOVER y fluidos de perforación, de control o de agua de matado.
APLICACIONES
Las aplicaciones ideales en la industria petrolera se detallan a continuación: 1. INHIBIDOR DE CORROSIÓN DE TUBERÍAS Y EQUIPOS DE SUPERFICIE Y DE FONDO DE POZO, excelente
en medios acuosos agresivos y de alta salinidad. 2. Utilizado en arenas productoras con alto corte de agua
VENTAJAS TÉCNICAS 1. Forma un film estable con la tubería evitando el desgaste temprano de esta. 2. No se remueve con facilidad por tratamientos subsecuentes que contengan salmueras o ácido, con lo cual brinda
una protección verdadera y asegura la vida útil de la tubería.
PROPIEDADES FÍSICO -
QUÍMICAS
Estado / aspecto: Punto de escurrimiento: Carácter Iónico: pH: Gravedad específica: Punto de Evaporación : Punto de Escurrimiento
: Punto de Chispa Copa Olor: Viscosidad (cPs) a 20
°C Dispersable: Soluble: Vida útil:
Líquido Café Obscuro 10 °C Catiónico 4,7 Medición Electrométrico 1,017 @ 20 °C 52 °C 16 °C 200 °C PUNGENTE CARACTERÍSTICO 10,0 Totalmente dispersable en agua, sal muera y acido, no es dispersable en petróleo Totalmente soluble en agua, sal muera y acido, no es soluble en petróleo 24 meses perfectamente envasado
COMPATIBILIDAD Es compatible con aditivos catiónicos, aniónicos y no iónicos base agua.
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Se recomienda el almacenamiento en un lugar fresco. Mantener los tambores bien cerrados cuando no se utilicen. Evitar el contacto con ojos, piel y ropa, si esto se produce lavar durante 15 minutos, quitarse la ropa. En caso de ingestión llamar al medico
CONCENTRACIÓN 1 – 4 gpt ( 4,2 – 16,8 gls/100 Bbls )
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SOLVENTE MUTUAL
DESCRIPCIÓN
Es un solvente mutual que limpia y acuahumecta la formacion, permitiendo al acido y/o componente activo del tratamiento ser mas eficaz en el contacto con materiales solubles.
Es un excelente intercambiador de la mojabilidad del contacto petróleo –matriz a agua – matriz mejorando la productividad del pozo. Además es un excelente solvente de hidrocarburos de las partes y equipos bajo sub suelo
Ha sido desarrollado especialmente como una mezcla de solventes orgánicos e inorgánicos con sustancias químicas que permiten una estabilidad térmica en la formación productora.
APLICACIONES
Las aplicaciones ideales en la industria petrolera se detallan a continuación: 1. Diseñado específicamente para la acidificación y limpieza de la matriz 2. Como SOLVENTE MUTUAL es soluble en hidrocarburos, ácido y agua de formación 3. Elimina la presencia de emulsiones bloqueantes por intermedio de su acción sobre los finos que estabilizan las
emulsiones. 4. Es añadido directamente al fluido de tratamiento y/o inyección
VENTAJAS TÉCNICAS 1. Deja la arena mojada al agua, con lo cual mejora la producción de petróleo. 2. No se remueve con facilidad por tratamientos subsecuentes que contengan salmueras o ácido, con lo cual brinda
una protección verdadera y asegura la mojabilidad de la roca al agua.
PROPIEDADES FÍSICO -
QUÍMICAS
Estado / aspecto: : Carácter Iónico: pH: Gravedad específica: Punto de Evaporación : Punto de Escurrimiento
: Punto de Chispa Copa Olor: Viscosidad (cPs) a 75
°F Viscosidad (cPs) a 32
°F Dispersable: Soluble: Vida útil:
Líquido Transparente NO IONICO 6 - 8 Medición Electrométrico 0,901 +/- 0,03 @ 20 °C 45 °C 6 °C 200 °C SOLVENTE CARACTERISTICO 10,0 – 15,0 N/D Totalmente dispersable en agua, sal muera y acido, dispersable en petroleo Totalmente soluble en agua, sal muera y acido, es soluble en petroleo 24 meses perfectamente envasado
COMPATIBILIDAD Es compatible con TODOS LOS FLUIDOS para tratamientos de la matriz
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Se recomienda el almacenamiento en un lugar fresco. Mantener los tambores bien cerrados cuando no se utilicen. Evitar el contacto con ojos, piel y ropa, si esto se produce lavar durante 15 minutos, quitarse la ropa. En caso de ingestión llamar al medico
CONCENTRACIÓN 1 – 10 % ( VOLUMEN DEL TRATAMIENTO )
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Anexo 4: Glosario
Acuoso: hecho de agua o a partir del agua o mediante el agua, o producido por la acción
del agua.
Agente humectante: agente tensoactivo que tiene un poder humectante mayor que un
detergente.
Agente secuestrador: químico que se utiliza con un ácido en el tratamiento de un pozo
para retardar la formación de hidróxidos de hierro insolubles que se genera cuando el ácido
entra en contacto con incrustaciones o sales y óxidos de hierro.
Agente tensoactivo: substancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido
o sólido concentrándose en su capa superficial. Es útil por sus cualidades limpiadora,
humectante y dispersante.
Anfotérico: capaz de reaccionar químicamente ya sea en medio ácido o en medio
alcalino.
Arcillas: minerales pequeños con una microestructura en capas y una gran área de
superficie, formados por pequeñas partículas clasificadas según su estructura dentro de un
grupo de minerales arcillosos.
Arenisca: roca sedimentaria clástica formado por granos de arena cuyo tamaño varía
entre 2-0.0625 mm.
Bactericida: agente químico diseñado para inhibir el desarrollo de las bacterias que
ocasionan problemas en las operaciones del campo petrolero. A veces se le denomina
biocida.
Bloqueo por agua: reducción de la permeabilidad de una formación que se produce por
agua de alta tensión superficial (interfacial) en los espacios interporales.
Calcáreo: contiene o consta de carbonato de calcio (sal que se encuentra en las calizas).
Capilar: resultante de la tensión superficial en el suelo.
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Catiónico: que posee un ión de carga positiva.
Colocación: colocar una substancia, como un ácido, en la zona que se va a tratar.
Columna hidrostática: presión ejercida por una columna de fluido: expresada en libras
por pulgada cuadrada o PSI.
Completación: trabajos posteriores a la perforación que tiene por objeto poner el pozo
en condiciones de producir.
Conductividad: la capacidad o poder de transferir o transmitir (ejemplo, calor).
Corrosión: el proceso mediante el cual se destruye un metal por su reacción con el
ambiente que lo rodea; por ejemplo, la destrucción de tubería por un ácido.
Corte de agua: representa el porcentaje de agua que se produce por cada barril de
petróleo.
Descarga a chorro: descarga de agua a alta presión para forzar los sólidos a salir de un
pozo.
Desemulsificación: proceso de convertir en una forma que resiste a la emulsificación.
Emulsificación: conversión (como un aceite) en emulsión.
Emulsión: mezcla en la cual un líquido se distribuye uniformemente como glóbulos
diminutos en otro líquido.
Emulsionante: agente tensoactivo que promueve la formación y estabilización de una
emulsión.
Esfuerzo: fuerza que se ejerce cuando un cuerpo empuja o ejerce presión contra otro
cuerpo.
Espacio anular: espacio que rodea una tubería en un hoyo. Comúnmente denominado
ánulo.
Factor pH: unidad de medida de la acidez o alcalinidad de una substancia.
Fino: partículas que poseen un tamaño de grano de 44-74 micrones.
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Formación: estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, generalmente usados para
describir zonas penetradas durante la perforación.
Gravedad específica: el coeficiente del peso de una substancia a una temperatura
determinada y el peso de un volumen igual de una substancia estándar a la misma
temperatura.
Inhibición: prevención o retardo de un proceso químico como la corrosión.
Inhibidor: producto químico que se utiliza para demorar o prevenir la corrosión.
Lodo: sólidos o depósitos que se forman en un pozo durante la estimulación con ácido.
Naftaleno: hidrocarburo aromático cristalino que se emplea en la fabricación de bolitas
de naftalina.
No iónico: que no tiene carga positiva ni negativa; neutro.
Permeabilidad: medida de la facilidad con que los fluidos pueden fluir a través de una
roca porosa.
Polímero: compuesto químico natural o sintético constituido por unidades estructurales
repetidas que a menudo se añade al lodo de perforación para aumentar su viscosidad.
Poro: espacios vacíos presentes en la roca dode se puede almacenar gua, petróleo, gas.
Porosidad: cualidad o condición de aceptar humedad a través de los orificios o espacios
que hay dentro de las rocas.
Post-lavado: fluido que se utiliza después de bombear una solución de ácido en un pozo
en un tratamiento de estimulación con acidificación.
Pozo: es la construcción de un hoyo cumpliendo diámetros requeridos para la extracción
del hidrocarburo de un yacimiento.
Pozo de inyección: pozo al cual se bombea aire, gas o agua para aumentar la producción
de los pozos adyacentes.
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Reacondicionamiento: es cualquier operación de reparación o estimulación realizada
después de la completació original del pozo
Solubilidad: cantidad de una substancia que se disuelve en otra substancia.
Solvente mutuo: material soluble en soluciones acuosas y de hidrocarburos.
Solvente: substancia capaz de disolver o que se utiliza para disolver una o más
sustancias diferentes.
Suaveo: operación temporal que se realiza para determinar si se puede hacer fluir el
pozo o no.
Surfactante: lo mismo que agente tensoactivo.
Temperatura de inflamabilidad: temperatura a la cual el vapor forma una mezcla
inflamable con el aire pero no se quema de manera continua.
Temperatura en el fondo del pozo: calor en la parte más baja o profunda de un pozo.
Titulación: método para determinar la capacidad reactiva o concentración de una
solución, como una solución base ácida.
Viscosidad: medida de la resistencia de un líquido a fluir.
Xileno: solvente aromático.
Yacimiento: roca porosa que permite la acumulación de un fluido como el hidrocarburo.