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“UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO” FACULTAD INTEGRAL DEL NORTE

ESTIMULACIÓN DE POZOS (CAMPO SAN ALBERTO-X9)

Integrantes:  Martin Flores Nina

215093585

 Neusa Cuellar Aguilar

214087591

 Alexander Barba Bejarano

214086089

 Corina Soleto Silva

214093336

 Bismark Méndez Guzmán

208073744

Docente: M.Sc. Sandra Gutiérrez Materia: Investigación Científica en ingeniería

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AGRADECIMIENTO

Expresamos nuestro agradecimiento primeramente a Dios por darnos sabiduría y fortaleza para poder realizar este proyecto. A nuestra docente M.Sc. Sandra Gutierrez R. de la universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno Facultad del Norte Integrado por motivarlo a elaborar este proyecto de investigación el cual amplio nuestro conocimientos en la Ingeniería petrolera. Por otra parte, sin la valiosa colaboración de nuestro auxiliar en la materia Yasser Fernandez Medina quien con sus conocimiento y guía fue una pieza clave para que pudiéramos desarrollar cada etapa de desarrollo del proyecto de investigación realizado. A nuestros compañeros de la carrera de ingeniería petrolera por contribuir en la realización de nuestras encuestas realizadas.

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DEDICATORIA

Dedicamos este proyecto ante todo a Dios por darnos la capacidad y sabiduría para realizar esta investigación. A nuestra docente M.Sc. Sandra Gutierrez R. por el tiempo que nos brindó transmitiendo sus conocimiento hacia nosotros y por su desempeño en la enseñanza y aporte para que seamos mejores estudiantes y en un futuro excelentes profesionales También se los dedicamos a todas aquellas personas que de alguna u otra forma lograron incentivar esta investigación la cual nos dio nuevos conocimientos. A nuestros compañeros de aula y a nosotros mismos, que somos los más interesados en conocer de este tema que nos va a servir para el futuro.

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INDICE INDICE .......................................................................................................................................................... IV INTRODUCCION........................................................................................................................................... VII 1.1. ANTECEDENTES .................................................................................................................................. 2 1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................................................................... 2 1.3 PREGUNTA DE INVESTIGACION .......................................................................................................... 3 1.4. OBJETIVOS. ......................................................................................................................................... 3 1.4.1. Objetivo General ......................................................................................................................... 3 1.4.2. Objetivos Específicos .................................................................................................................. 3 1.5. JUSTIFICACIÓN. .................................................................................................................................. 4 1.5.1. justificación teórica ..................................................................................................................... 4 1.5.2. justificación social ....................................................................................................................... 4 1.5.3. justificación practica ................................................................................................................... 4 1.6. VIABILIDAD. ....................................................................................................................................... 5 1.6.1. Viabilidad de Recursos Humanos. ............................................................................................... 5 1.6.2. Viabilidad de Recursos Financieros. ............................................................................................ 5 1.6.3. Viabilidad de Recursos Materiales. ............................................................................................. 5 1.7. LIMITACIONES. ................................................................................................................................... 5 1.8. DELIMITACION. .................................................................................................................................. 5 1.8.1. Delimitación Espacial .................................................................................................................. 5 1.8.2. Delimitación Temporal. ............................................................................................................... 6 1.9. HIPÓTESIS. .......................................................................................................................................... 6 1.10. ELEMENTOS DE LA HIPÓTESIS. ......................................................................................................... 6 1.10.1. Unidad de Análisis: .................................................................................................................... 6 1.10.2.-variables .................................................................................................................................... 6 1.10.3. Elemento Lógico:....................................................................................................................... 6 2.1. GENERALIDADES ................................................................................................................................ 8 2.1.1. EL HIDROCARBURO ..................................................................................................................... 8 2.1.2. EXPLORACIÓN PARA LA BÚSQUEDA DE HIDROCARBUROS ........................................................ 8 2.1.3. YACIMIENTOS. ............................................................................................................................. 8 2.1.4. PERFORACIÓN DE POZOS HIDROCARBURÍFEROS. ...................................................................... 9 IV

2.1.5. CEMENTACIÓN DE POZOS PETROLEROS. .................................................................................... 9 2.1.6. PRODUCCIÓN DE POZOS HIDROCARBURÍFEROS. ..................................................................... 10 2.2. BALEO DE POZOS............................................................................................................................. 10 2.3. TÉCNICAS DE ESTIMULACION APLICADOS EN BOLIVIA. ................................................................... 11 2.3.1. Técnica Matricial Reactiva. ....................................................................................................... 11 2.3.2. Técnica Matricial no Reactiva ................................................................................................... 11 2.4. ESTIMULACION DE POZOS ............................................................................................................... 11 2.5 TIPOS DE ESTIMULACION. ................................................................................................................. 12 2.5.1 FRACTURAMIENTO ÁCIDO ......................................................................................................... 12 2.5.2 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............................................................................................... 12 2.5.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA ...................................................................................... 12 2.5.4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA................................................................................ 13 2.6. DAÑO A LA FORMACIÓN. ................................................................................................................ 14 2.6.1. MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN.............................................................................. 14 2.7. CARACTERISTICAS DEL POZO SAL X-9 .............................................................................................. 17 2.7.1. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA HUAMAMPAMPA........................................................................... 19 2.8. MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACION EN EL POZO SAL X-9.................................................... 19 2.8.1. DAÑOS DE LA FORMACION ....................................................................................................... 20 2.8.2. HERRAMIENTAS DE PERFORACION Y COMPLETACION DEL POZO SALX-9................................ 21 3.1 TIPO DE INVESTIGACION ................................................................................................................... 24 3.2 DISEÑO DE INVESTIGACION .............................................................................................................. 24 3.2.1 no experimental ......................................................................................................................... 24 3.2.2 transversal.................................................................................................................................. 24 3.3 TECNICA DE INVESTIGACION............................................................................................................. 24 3.4 PROCESO DE INVESTIGACIÓN ........................................................................................................... 24 3.5. MÉTODO DE INVESTIGACIÓN........................................................................................................... 27 3.5.1. Método deductivo: ................................................................................................................... 27 4.1.-DETERMINACION DE LA POBLACION. .............................................................................................. 29 4.2. DETERMINACION DEL TAMAÑO MUESTRAL.................................................................................... 29 4.2.1. SONDEO. ................................................................................................................................... 29 4.2.2. CALCULO DEL TAMAÑO MUESTRAL.......................................................................................... 30 4.2.3. AFIJACION ................................................................................................................................. 31 V

4.3. HERRAMIENTA DE LA ENCUESTA. .................................................................................................... 32 4.4. ANALISIS DE LOS RESULTADOS DE LA TECNICA. .............................................................................. 33 4.5. DETERMINACIONES FINALES DE LOS RERSULTADOS. ...................................................................... 40 CONCLUSIONES ........................................................................................................................................... 41 RECOMENDACIONES ................................................................................................................................... 42 BIBLIOGRAFIAS ............................................................................................................................................ 43 ANEXO ......................................................................................................................................................... 45

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INTRODUCCION La importancia de la restitución y aumento en la producción de hidrocarburos hoy en día se ha vuelto más relevante a nivel mundial, debido a la gran demanda que existe por el aceite, gas y productos derivados del petróleo. La cada vez más difícil extracción del aceite, ha llevado a la industria del petróleo a desarrollar e innovar tecnología que permita recuperar el mayor volumen de hidrocarburos. La estimulación de un pozo consiste en la inyección de un tratamiento que permita restaurar la capacidad productiva de un pozo, esto se logra inyectando fluidos tratados a altas presiones dentro del pozo; el campo Sábalo es de vital importancia para el país, porque es uno de los campos gasíferos con mayor tasa de producción actualmente. La problemática del trabajo de investigación al aplicar la estimulación radica en: daño en la formación, en las herramientas y disminución de tasa de producción; esto se debe a una incorrecta selección de estimulación. Las técnicas de estimulación más empleadas en Bolivia son; matricial reactiva y matricial no reactiva; El pozo SAL X-9 tuvo problemas en el pozo, el cual provocó daños a formación, contaminación a las aguas subterráneas, daños en las herramientas de producción. Para el presente trabajo de investigación se utilizó el tipo de investigación explicativa, porque solo pudimos observar y explicar sobre el tema, ya que no tuvimos la oportunidad de estar presente en la operación de la estimulación de pozo; el diseño es transversal, porque sólo hemos recolectado información en un determinado tiempo, la técnica empleada en dicho trabajo es la modalidad de encuesta escrita, la cual realizamos mediante un cuestionario. Con los datos obtenidos de la encuesta realizada a los estudiantes del 7mo, 8vo y 9no semestre; verificamos el nivel de conocimiento que tienen los estudiantes de la FINOR de la carrera de ingeniería petrolera acerca de la estimulación de pozo. De tal manera este trabajo de investigación puede ser utilizado como un documento de consulta y/o referencia para próximos proyectos, y para que

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pueda ser utilizado por cualquier persona que quiera reforzar sus conocimientos sobre la estimulación de pozo.

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CAPITULO I PROBLEMA DE INVESTIGACION

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1.1. ANTECEDENTES YPFB en el año 1988, da inicio su investigación en el pozo SALX-9 con todos los datos obtenidos del lugar, interpretando los mapas geológicos de superficie. Luego empezó a hacer la perforación exploratoria del pozo SAL-X9 alcanzando una profundidad final 4518,5 m y penetrando 199 metros en la unidad litológica Huamampampa, las pruebas de producción confirmaron el descubrimiento de un importante yacimiento profundo de gas y condensado, en las areniscas SAL-HMP-1 y SAL-HMP-2. (VALDEZ, A. 2012).  El nivel SAL-HMP-1.- sólo se evaluó mediante registros, por tener doble revestimiento de cañería, llegando a la conclusión que era reservorio Gasífero.  El nivel SAL-HMP-2.- se probó, produciendo hasta 7.730 MMPCD de gas y 176 BPD de condensado con presión de reservorio 4.630 Psi. En el pozo san Alberto X-9 la fase de producción da inicio en el año 1994, con una presión del fondo del pozo 2260 psi. El costo de la perforación del Pozo fue de 11.171.540 $US. 1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En el departamento de Tarija se encuentra ubicado en el campo SAN ALBERTO en el cual se realizó una perforación en el pozo SAL X-9 alcanzando una profundidad final de 4518,5 mts. Una vez finalizadas las tareas de perforación, cementación y baleo de pozo. De acuerdo al estudio realizado en el pozo SAL X-9 se encontró la formación litológica Huamampampa, la misma presento una porosidad y permeabilidad pobre, debido a estas condiciones fue necesario realizar una estimulación del pozo concretamente en la zona productora. El tipo de estimulación realizada en el pozo SAL X-9 fue fracturamiento acido, el cual se inyecta ácido clorhídrico al pozo a una presión mayor que la presión de formación para que pueda fracturar a la formación y de esta forma obtener una permeabilidad y porosidad alta. En el transcurso de este proceso el ácido ocasiona daño a la formación y en el agua subterránea y en las cañerías de producción. Donde los materiales de la cañería fueron arrastrados hacia la formación, esto porque el ácido clorhídrico reacciono con los metales de la cañería, disminuyó el espesor lo que ocasiono dañar y 2

arrastrar material y suciedades normales en la cañería hacia la formación. Esto causa una baja producción del pozo, ocasionando paralizar el pozo SAL X-9 temporalmente para buscar nuevos métodos de solución. 1.3 PREGUNTA DE INVESTIGACION ¿Cuál es el método de estimulación apropiado que se debe aplicar al pozo SAN ALBERTO X-9, para lograr incrementar la producción del mismo evitando causar mayores daños a la formación y a las herramientas? 1.4. OBJETIVOS. 1.4.1. Objetivo General Establecer el método adecuado para realizar la estimulación del pozo SAL x-9, tomando en cuenta las características de la estructura Litológica del lugar, la terminación del pozo y las herramientas de manera que el método de estimulación que sea utilizado remueva el daño causado al pozo, incrementé la producción y se evite provocar daños a la formación y daños a las herramientas.

1.4.2. Objetivos Específicos  Mencionar que métodos de estimulación fueron utilizados en diferentes pozos de Bolivia.  Identificar los mecanismos de daño a la formación más recurrentes que causan disminución de la producción del pozo SAL X-9.  Determinar la efectividad de los tratamientos de estimulación que puedan ser aplicados al pozo SAL X-9 tomando en cuenta las características de la estructura litológica y terminación de pozo.

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 Determinar el método adecuado para el pozo SAL X -9 para incrementar la producción reducir daños en la formación y en la herramienta.  Obtener información del nivel de conocimiento acerca de la estimulación de pozo, de los estudiantes de la FINOR que están cursando el 6 to, 7mo, 7mo, 8vo y 9no semestre de la carrera de ingeniería petrolera. 1.5. JUSTIFICACIÓN. 1.5.1. justificación teórica Mediante esta investigación se proporcionará información adecuada que será Significativa para los investigadores que precisen determinar sobre la optimización de la producción a través de una estimulación de pozo, sus aplicaciones y efectos. Esta investigación aportara conceptos existentes que encaminen futuros trabajos de investigación sobre el área de recuperación de hidrocarburos mediante una estimulación, en el afán de aportar al proceso de la investigación científica. 1.5.2. justificación social La presente investigación ayudara a comprender los problemas que pueden ocasionar el fracturamiento acido, este método es dañino para el medio ambiente, ocasionando contaminaciones en aguas subterráneas y subsuelo, esto afecta directamente a los animales, plantas y a los pobladores cercanos del lugar. Para prevenir estos daños se necesita aplicar otro método de estimulación, que beneficie a la empresa que opera el campo SAN ALBERTO, al medio ambiente y las personas que viven cerca del campo. 1.5.3. justificación practica A través de la estimulación de pozos ha sido posible mejorar la producción de los hidrocarburos, incrementar las reservas recuperables. La estimulación ha llegado a ser una

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práctica estándar y se puede asegurar que actualmente no existe pozo productor que no haya sido estimulado cuando menos una vez. Aún más considerable porcentaje de reservas de hidrocarburos, ha sido posible producirlas económicamente a través de una estimulación. Esta información será de vital importancia para otros pozos que apliquen una estimulación de pozo. 1.6. VIABILIDAD. 1.6.1. Viabilidad de Recursos Humanos. Para llevar adelante esta investigación disponemos de grupo de cinco investigadores; además disponemos del tiempo que requiere este proyecto de investigación.

1.6.2. Viabilidad de Recursos Financieros. Para realizar esta investigación contamos con los recursos monetarios suficientes.

1.6.3. Viabilidad de Recursos Materiales. Contamos con información necesaria obtenida a través de internet, documentos, monografías, tesis, archivos y libros como ser el de “manual de estimulación de pozos petroleros”, por lo tanto, esta investigación es viable. 1.7. LIMITACIONES.  No poder contar con un docente o profesional especializado en el área de estimulación de pozos petroleros.  No estar presente físicamente en el campo SAN ALBERTO X-9. 1.8. DELIMITACION. 1.8.1. Delimitación Espacial

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El presente proyecto de investigación se llevará a cabo en las instalaciones de la facultad integral del norte perteneciente a la universidad Gabriel rene moreno santa cruz de la sierra basándose en datos del pozo SAL X-9, el pozo se encuentra ubicado en la provincia gran chaco Tarija. 1.8.2. Delimitación Temporal. La presente investigación da inicio el 4 de abril del año 2018, con todos los datos obtenidos sobre la estimulación del pozo SAL X-9, trabajo de investigación culminara el día de la defensa del proyecto que será a fines del semestre.

1.9. HIPÓTESIS. Mediante la aplicación del método adecuado matricial no reactiva de estimulación de pozo SAL X-9, se obtendrá una mayor producción de hidrocarburos y a la vez reducirá daños en la formación y en las herramientas. 1.10. ELEMENTOS DE LA HIPÓTESIS. 1.10.1. Unidad de Análisis: Pozo SAL-X9.

VI: aplicación del método matricial no reactivo de estimulación de pozos.

1.10.2.-variables: VD: mejor producción de hidrocarburos, reduce daños en la formación y en las herramientas

1.10.3. Elemento Lógico: A menor análisis en la selección de los aditivos de

inyección menor daño a la formación y a las herramientas 6

CAPITULO IIMARCO TEORICO 7

2.1. GENERALIDADES 2.1.1. EL HIDROCARBURO Entre los fluidos contenidos en las rocas de yacimientos hidrocarburíferos se encuentran una serie de compuestos orgánicos que consisten exclusivamente de Carbono (C) e Hidrogeno (H), denominados hidrocarburos, que tienen la habilidad de formar largas y continuas cadenas que originan diferentes compuestos. (Paris de Ferrer, 2010)

2.1.2. EXPLORACIÓN PARA LA BÚSQUEDA DE HIDROCARBUROS Es el término utilizado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo o gas. Los métodos empleados son muy variados: desde el estudio geológico de las formaciones rocosas que están aflorando en superficie hasta la observación indirecta, a través de diversos instrumentos y técnicas de exploración. 2.1.3. YACIMIENTOS. Los yacimientos de hidrocarburos son trampas subterráneas compuestas por una roca porosa y permeable que pueda almacenar cantidades comerciales de gas o petróleo dentro de sus espacios porosos, en forma semejante como el agua empapa a una esponja. En toda trampa el punto más alto es la cresta de culminación y el límite inferior o punto de derrame es el cierre o sello. (Pirson, 1969) 2.1.3.1. YACIMIENTOS DE PETRÓLEO. “Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se lo conoce como petróleo crudo” (Paris de Ferrer, 2010). Se dice yacimiento de petróleo a todo aquel bloque hidrocarburo que contiene tal mezcla en forma líquida, y que, de esta forma será extraída.

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2.1.3.2. YACIMIENTOS DE GAS. “Una mezcla de hidrocarburos que se encuentre en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en: gas condensado o retrogrado, gas húmedo y gas seco, dependiendo de sus diagramas de fase y condiciones del yacimiento” (Hawkins, 2005). 2.1.4. PERFORACIÓN DE POZOS HIDROCARBURÍFEROS. La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo. La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo (por ejemplo, en Mendoza hay pozos de 1.500 a 1.800 metros de profundidad, y al pozo promedio en la cuenca neuquina se le asigna una profundidad de 3.200 m., Pero en salta se ha necesitado perforar a 4.000 metros). La etapa de perforación se inicia acondicionando el terreno mediante la construcción de "planchadas" y los caminos de acceso, puesto que el equipo de perforación moviliza herramientas y vehículos voluminosos y pesados. Los primeros pozos son de carácter exploratorio, éstos se realizan con el fin de localizar las zonas donde se encuentra hidrocarburo, posteriormente vendrán los pozos de desarrollo. 2.1.5. CEMENTACIÓN DE POZOS PETROLEROS. Una vez que el pozo ha concluido la perforación y ha sido perfilado el ingeniero responsable deberá adquirir toda la información posible del mismo. Para ello completará la planilla de “Datos para Cementaciones” con información dada por el representante del cliente la cual deberá contener los datos extraídos de las mediciones hechas al pozo (perfiles), ubicación de

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herramientas especiales, requerimientos de cementación, desviaciones, revestimientos anteriores, recomendaciones del cliente de último momento y todo lo que pueda resultar de interés para tener en cuenta al momento de realizar el programa definitivo. (López, 2011) 2.1.6. PRODUCCIÓN DE POZOS HIDROCARBURÍFEROS. Es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria. También se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica. Ahora, entre la perforación de pozos y la producción de los mismos surge una necesidad, una vez ha sido cementado el pozo perforado se debe conectar el fondo del pozo con el yacimiento, y, para esto, debemos acudir al punzamiento o “baleo de pozos”.

2.2. BALEO DE POZOS Es el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y del cemento, para establecer comunicación entre el hoyo, el pozo y las formaciones seleccionadas, todo mediante balas o cargas fulminantes especiales y detonadores eléctricos (cañones). La carga moldeada típica es un dispositivo sencillo, el cual consta de cuatro componentes básicos:

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 Forro metálico cónico  Un fulminante  Caga explosiva  Cubierta o envoltura Los comportamientos de las cargas dependen de un conjunto de parámetros de diseño. Los aspectos más importantes del forro son: geometría, ángulo, material, propiedades físicas, espesor y dimensiones. Tipos de baleos que se utilizan en industria petrolera son: Baleo tipo bala, hidráulico, chorro. 2.3. TÉCNICAS DE ESTIMULACION APLICADOS EN BOLIVIA. Podemos citar distintos tipos de estimulación aplicados en nuestro país, en los principales campos petrolíferos del mismo; pero, los más usados, tanto en los campos: Sábalo, Surubí, Margarita, San Alberto, Huacaya, Zararenda, Humberto Suarez, son los siguientes: 2.3.1. Técnica Matricial Reactiva.  Principalmente el ácido clorhídrico 2.3.2. Técnica Matricial no Reactiva

2.4. ESTIMULACION DE POZOS La estimulación de un pozo consiste en la inyección de un tratamiento que permita restaurar la capacidad productiva de un pozo ya sea modificado o no, las condiciones originales de la roca. Si la inyección del tratamiento se realiza a tasas y presiones inferiores a los necesarios para vencer la resistencia mecánica de la roca, la estimulación será matricial, mientras que a caudales superiores a la presión de fractura de la formación se conoce como fracturamiento. La estimulación tiene como objetivos incrementar la producción de hidrocarburos en pozos productores; aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor en pozos inyectores, y 11

optimizar los patrones de flujo ´para proceso de recuperación secundaria y mejoras. (Islas, c. 1991).

2.5 TIPOS DE ESTIMULACION. 2.5.1 FRACTURAMIENTO ÁCIDO Consiste en estimular el pozo más allá de su capacidad natural de producción, eliminando el daño y parte de la matriz de la roca calcárea. Los fluidos se inyectan a presiones por encima de la presión de fractura de la formación, con el objeto de crear canales de alta permeabilidad por medio de la disolución química de parte de la matriz. En este caso la permeabilidad creada es mayor que la original de la formación. (Ruiz, O. 2011, p-8) 2.5.2 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca del yacimiento con el objeto de crear nuevos canales o conectar canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad. Este tipo de fracturamiento tiene como objetivos disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa, incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo, conectar sistemas de fracturas naturales (en Cretáceo) y disminuir la caída de presión en la matriz. (Ruiz, O. 2011) 2.5.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA Consiste en eliminar el daño a la permeabilidad en las cercanías del pozo para restaurar su capacidad natural de producción, la cual se lleva a cabo inyectando fluidos que reaccionan directamente con la formación, en régimen de flujo radial, a presiones inferiores a la presión de fracturamiento de la formación. (Ruiz, O. 2011)

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Los fluidos inyectados reaccionan químicamente disolviendo materiales extraños a la formación y parte de la propia roca. En la estimulación matricial reactiva los ácidos constituyen el fluido principal de estimulación. Entre los ácidos más comúnmente utilizados en estimulación se encuentran:  Ácido Clorhídrico (HCl): Este tipo de ácido se emplea en formaciones carbonáticas, así como también como preflujo de un tratamiento con ácido fluorhídrico. Él ácido clorhídrico regular con inhibidores es la solución que básicamente se emplea en la mayoría de los tratamientos de acidificación. La concentración puede variar entre 5% y 15%, dependiendo del uso y los requisitos del tratamiento. Dependiendo de la temperatura de fondo del pozo, deberá considerarse el uso de inhibidores de corrosión para proteger los elementos tubulares del pozo.  Ácido Fluorhídrico (HF): este ácido permite la disolución de minerales silícicos como las arcillas, los feldespatos, el cuarzo, etc. Además, este ácido también reacciona con minerales calcáreos y con los iones positivos de la salmuera de la formación produciendo precipitados insolubles que deben evitarse en todo lo posible.  Ácido Acético (CH3-COOH): es un ácido de tipo orgánico, utilizado como ácido retardado y es indicado en la remoción de incrustaciones calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomías, con altas temperaturas (T> 250 ºF).  Ácido Fórmico (HCOOH): Es un ácido orgánico, que se usa para reemplazar el ácido clorhídrico en casos de altas temperaturas (T > 250ºF). Su reacción es retardada, lo que permite una mayor penetración en la formación. Aparte de los ácidos anteriormente mencionados, también se utilizan en las estimulaciones reactivas combinaciones de ellos, y distintas variantes con diferentes aditivos, para diversas aplicaciones. 2.5.4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA.

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Los fluidos utilizados en este tipo de estimulaciones, no reaccionan químicamente con los materiales o sólidos de la roca. Generalmente, se utilizan soluciones oleosas o acuosas de surfactantes, los cuales son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interface o en la superficie del medio. Este tipo de estimulación se emplea para remover daños causados por bloqueos por agua, bloqueo por emulsiones, pérdidas de circulación y depósitos orgánicos. Combinaciones de solventes aromáticos, solventes mutuos y surfactantes, para resolver problemas de cambios de mojabilidad y/o taponamiento por emulsiones. (Ruiz, O. 2011) Entre los principales fluidos utilizados en las estimulaciones no reactivas están:  Surfactantes: es una molécula que busca una interface, químicamente tiene afinidad tanto por el agua como por el aceite, lo cual promueve su migración hacia la interface entre dos líquidos, un líquido y un gas y entre un líquido y un sólido.  Solventes Mutuos: son solventes solubles tanto en agua como en petróleo, lo que les permite actuar como un vehículo excelente para conducir a los surfactantes a solubilizarse en la fase de interés. 2.6. DAÑO A LA FORMACIÓN. El daño a la formación es cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento hacia el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo. (Rances Gustavo,2009)

2.6.1. MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN. 2.6.1.1. INTERACCIONES ROCA/FLUIDOS. El daño producido por interacciones roca/fluido es causado por desequilibrios químicos y/o físicos en la matriz de la roca, que, estando en equilibrio durante el tiempo geológico, se ve alterada por la introducción de fluidos extraños durante las operaciones de campo. Entre estas se tiene: 14

 MIGRACIÓN DE FINOS Causado por el movimiento de partículas (cuyo tamaño oscila desde el coloidal hasta 40 micrones) dentro del medio poroso, las cuales taponan las gargantas de los poros en la zona cercana al pozo causando una disminución de la permeabilidad. Puede ser causada por una variedad de finos incluyendo: minerales de arcilla, sílice amorfa, carbonato, cuarzo, feldespato. (Intevep. 1997, p-26) 2.6.1.2. INTERACCIONES FLUIDO/FLUIDO. Estas pueden traer como consecuencia varios mecanismos de daño como son: bloqueo por emulsiones, así como la precipitación de ciertos sólidos inorgánicos por incompatibilidad entre aguas, orgánicas por incompatibilidad de las aguas y entre los fluidos inyectados y el crudo. Entre estas se tiene:  PRECIPITACIÓN INORGÁNICA Entre estas figuran el carbonato de calcio, sulfato de bario, carbonato de hierro, sulfuro de hierro, oxido férrico, y sulfato de estroncio. Estos precipitados pueden desarrollarse en los poros de la formación en las cercanías del pozo, con lo cual la porosidad y la permeabilidad se ven reducidas. Asimismo, pueden llegar a bloquear el flujo normal cuando se obstruyen los cañoneos.  PRECIPITACIÓN ORGÁNICA Las especies orgánicas más comunes son las parafinas y asfáltenos. El principal agente causante del depósito de parafinas es la disminución de temperatura o la afectación composicional a medida que declina la presión, como por ejemplo la liberación de fases livianas como el gas en solución, mientras que la precipitación de asfáltenos está asociada a cambios en

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la composición del crudo por liberación de gas y fracciones ligeras, declinación de la presión y contacto con fluidos de estimulación de bajo PH (ácidos). (Intevep. 1997) 2.6.1.3. FENÓMENOS INTERFACIALES. El daño a la formación puede ser causado por fenómenos diferentes a obstrucciones que disminuyen la permeabilidad de la roca, así como también daños causados por los fluidos, que involucran cambios en la viscosidad aparentes de la fase oleica, o un cambio en la permeabilidad relativa al petróleo. Entre estas se tienen:  BLOQUEO POR EMULSIONES Ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. Al ser estas emulsiones muy estables y difícil de romper se produce el daño a la formación; esta estabilidad es conferida por la presencia de distintos surfactantes presentes en los fluidos de invasión o en los propios fluidos del yacimiento. Adicionalmente la presencia de partículas finas u otros solidos contribuye a la estabilización de las emulsiones. (Islas, C. 1991, p-21)

 BLOQUEO POR AGUA Es una reducción en la permeabilidad relativa al petróleo por el incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo, la cual puede traer como consecuencia una disminución en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. 2.6.1.4. INVERSIÓN DE LA MOJABILIDAD. La acción de surfactantes en los fluidos de perforación, así como la precipitación de asfáltenos en el medio poroso, pueden alterar la mojabilidad de la formación hacia el petróleo,

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reduciendo así la permeabilidad relativa hacia éste. Cuando la vecindad del pozo es mojada por petróleo, este se adhiere a la pared de los poros incrementando el espesor de la película que moja la roca con la consecuente disminución del área libre al flujo de petróleo; todo esto trae como consecuencia una reducción considerable de la permeabilidad a los hidrocarburos. (Islas, C. 1991)

2.6.1.5. DAÑOS DE TIPO MECÁNICO. El medio poroso puede ser invadido por partículas sólidas durante los procesos de perforación, reparación o inyección de agua en el pozo. También, durante el proceso de cañoneo, se crea una zona muy compactada alrededor de cada una de las perforaciones, cuya permeabilidad puede ser solo el 10% de la permeabilidad original de la formación. (1997) 2.6.1.6. DAÑOS DE ORIGEN BIOLÓGICO. Algunos pozos, particularmente aquellos que reciben inyección de agua, son susceptibles al daño causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacterias inyectadas a la formación, especialmente las anaerobias, pueden multiplicarse muy 12 rápidamente en el yacimiento, tapando los espacios porosos con ellas mismas, o con precipitados que resulten de sus procesos biológicos. (Intevep. 1997, p-34) 2.7. CARACTERISTICAS DEL POZO SAL X-9 Después de terminar la perforación en el pozo SAL X-9 a una profundidad final 4518,5 se encontró las siguientes características, 600 m de espesor de la unidad litológica Huamampampa, Considerando un área de 36,8 km2, se estimaron por el método volumétrico los volúmenes preliminares de reservas: Gas (MMMpc) 1.082,00, condensado (MMbbls) 28.44

17

Nombre

Datos

P. reservorio

4630

Tramo

4479,5 – 4518,5 m.(Ar.SAL-HMP-2)

Formación

Huamampampa

Packer

4467,48 mbbp

Esp. Permeable

39 metros

Permeabilidad

50 md

Casing

6”

Tubing

2,5”

Psistema

425 0 psi

O

54

GAS

7730 MMpcd.

AGUA

8,0 bpd

SAL

5775 ppm de NaCl.

Uo

0,58 Cp

Ug

O,30 Cp

API

Los parámetros petrofísicos iniciales del reservorio descubierto, calculados en base a la exploración aportada por el pozo SAL X-9 fueron los siguientes

Nombre

Datos

Reservorio

Areniscas SAL.HMP-2

Tramo

4479,5 m a 4518,5 m

Porosidad

7,0%

Saturación de agua

47%

18

Una vez confirmada la alta productividad de gas en niveles más profundos de los inicialmente investigados por el pozo SAL X-9 se dispuso realizar la profundización del mismo con el fin de incrementar las reservas de la formación Huamampampa (reservorio H2), aumentar el potencial de producción del pozo, mediante el cambio del arreglo de completación de tuberías de 2 ½ “Stainless Steel por tuberías de 3 ½” cr 13, adecuadas para evitar corrosión por CO2. Las operaciones se iniciaron en fecha 25 de octubre de 1998, se recuperó el arreglo final simple de producción. Seguidamente se ejecutó un Side Track a partir de 4379 m (KOP) y se perforo hasta 4564,5 m, para concluir esta fase se realizó una prueba DST en el tramo 43694564,5 m y posteriormente se bajó arreglo final de producción. Las operaciones finalizaron el 30 de marzo de 1999. Los resultados de la prueba DST permitieron considerar a este pozo como productor de gas y condensado del reservorio H1 y H2, pertenecientes a la Fm. Huamampampa. 2.7.1. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA HUAMAMPAMPA Los reservorios de esta formación están constituidos por areniscas cuarzisas, compactas y muy duras, de grano muy fino, escaso medio, color gris blanquecino, en partes micáceas, intercaladas con niveles de lutitas y limonitas, los niveles de areniscas presentan una porosidad y permeabilidad pobre, las misma que es incrementada en forma secundaria debido a la micro fracturación que presentan en las crestas de los anticlinales. 2.8. MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACION EN EL POZO SAL X-9

El pozo SAL X-9 en el año 1994 da inicio su fase productiva con 176 BPD de petróleo y 7730 MMPC de gas, con permeabilidad de 50 md con un espesor de 600 m de reservorio de Huamampampa, con una presión de reservorio de 4630 psi y con 2260 psi de presión en el

19

interior de pozo, con un factor Volumétrico de petróleo de 1,25 Bbls/Bf, con una viscosidad de gas de 0,30 Cp y viscosidad de petróleo 58 Cp,y daño skin -1 con una área de 36.8km2.

𝑄𝑜 =

7,08x10 − 3 ∗ k ∗ h(Pr − 𝑃𝑤𝑓) ⁡ 𝑟𝑒 Uo ∗ Bo(ln⁡(𝑟𝑤 ) − 0,75 + 𝑆)

𝐴 ∗ 43560 247,105 ∗ 43560 𝑟𝑒 = √ ⁡⁡𝑟𝑒 = √ ⁡ = 1851⁡𝑝𝑖𝑒𝑠 𝜋 𝜋

𝑄𝑜 =

7,08x10 − 3 ∗ 19⁡md ∗ (4630 − 2260) ⁡ = 176𝐵𝑃𝐷 1851𝑝𝑖𝑒𝑠 0,58cp ∗ 1,25Bbls/Bf(ln⁡( ) − 0,75 − 1) 0,5𝑝𝑖𝑒𝑠

2.8.1. DAÑOS DE LA FORMACION El pozo SAL X-9 en el año 1994 da inicio su fase productiva con 176 BPD de petróleo y 7730 MMPC de gas. Actualmente el pozo X-9 a declinado, tiene una producción bajicima tanto de gas y condensado. Cuenta con una presión de 900 psi, tiene una permeabilidad de 18 md y una porosidad de 19%, con un daño skin 3.

𝑄𝑜 =

7,08x10 − 3 ∗ 18⁡md ∗ 60(4630 − 900) ⁡ = 90𝐵𝑃𝐷 1851𝑝𝑖𝑒𝑠 0,35cp ∗ 1,12Bbls/Bf(ln⁡( ) − 0,75 − 3) 0,5

20

2.8.2. HERRAMIENTAS DE PERFORACION Y COMPLETACION DEL POZO SALX-9 2.8.2.1.- SECCION I FASE 17 ½” Tramo: 0m a 55m. La primera fase de 17.5” se perfora desde superficie hasta 55m, en forma vertical, con arreglo convencional trépano tricónico usado de Smith, serie: PR8804, con parámetros controlados. Después de llegar al TD de ésta fase, se procede a bajar el Casing de 13 3/8” tipo: J-55, de 61#/ft, ID: 12.515”, hasta 52m, profundidad del zapato, luego Cia. Halliburton procede a cementar usando arreglo liso con stinger, según programa, finalmente procede a cortar el Casing para armar el conjunto de BOP de la sección “A” y probar los mismos. 2.8.2.2.- SECCCION II FASE 12 ¼” Tramo 55m a 851m La fase se da inicio con el armado de BOP, y probar con 300 psi y 3500 psi. Finalizada la prueba, desarman conjunto de prueba e instala wear bushing. Acondiciona plataforma y arma arreglo convencional BHA 2 con trépano PDC de 12.24” Baja hasta 50m, tope de cemento reperfora cemento y accesorios de la cañería hasta 55m. Arma equipo y baja cañería de revestimiento con zapato flotador, collar flotador con 61 piezas de 9 5/8”, ID: 8.921” de 36lb-ft, 8RD mas 12 centralizadores y una canasta, de superficie hasta 850 m. (zapato de CSG de 9. 5/8”) Con cañería en el fondo, circula acondicionando el fluido de perforación, hasta obtener valores de reología recomendado. Para circulación y compañía Halliburton realiza prueba de las líneas superficiales con 4000psi, 5minutos. Bombea espaciadores y lechada de relleno de 12.5ppg mas lechada principal de 15.6ppg, desplazando según programa

21

Finalizada la cementación de la cañería de revestimiento 9.5/8”, realiza corte grueso y corte fino, vísela cañería y proceden a armar BOP para la fase de 8 ½”. 2.8.2.3 SECCION III FASE 8 ½” Después de probar satisfactoriamente el conjunto de BOP, procede a armar el próximo arreglo convencional con trépano PDC, y un estabilizador. Baja herramienta hasta 794m cambia fluido a Kla Shield de 9.0ppg, para luego rotar cemento desde 794m a 851m. Prueba integridad de casing de 9 5/8” con 500psi, y perfora formación de 851m a 852m; levanta herramienta y realiza prueba FIT en 852m con 800psi como presión máxima y 9.0ppg de densidad de lodo. Reinicia perforación con parámetros controlados los primeros tramos, para luego perforar hasta 1306m, se reperfora luego hasta 1808m donde surge un aprisionamiento por gran contenido arcilloso. Baja herramienta repasando desde 850m a fondo pozo, 1802m; con peso mínimo y 460gpm, 1300psi, durante el repaso se observa por zaranda moderada cantidad de recorte arcilloso. Se sigue perforando hasta llegar a los 3980 m,.

2.8.2.4.- CORRIDA DE CASING 7”. Baja Cañeria 7" - 23LBS/PIE, N-80, ID=6.366”, Drif=6.241” (Zapato Guia + 2 Pzas. Csg 7” + Collar + 145 Pzas. Csg 7”) Corrida normal de superficie a 2000m. Régimen de maniobra 14-12 piezas/hr (Corrida 12 horas). Llena sarta de cañería cada 3 piezas. Instalo durante la maniobra 20 Centralizadores.

22

CAPITULO III MARCO METODOLOGICO

23

3.1 TIPO DE INVESTIGACION Este tipo de investigación es explicativo porque después de haber recolectado información al cabo de un tipo llegaremos a explicar los beneficios que tendrán los pozos petroleros con la estimulación de pozos. 3.2 DISEÑO DE INVESTIGACION El diseño de investigación planteada es NO EXERIMENTAL TRANSVERSAL. 3.2.1 no experimental porque solo podemos observar y explicar sobre el tema ya que no tuvimos la oportunidad de estar presente en la operación de estimulación de pozo SAL X-9. 3.2.2 transversal El estudio a su vez será de tipo transversal, porque solo vamos a recolectar la información en un determinado tiempo. 3.3 TECNICA DE INVESTIGACION  fichaje de material documental: Porque hemos indagado explorando en informaciones de internet, fichas y libros. La técnica que optamos para nuestra investigación es atravez de la encuesta.  muestra: Para el presente trabajo de investigación se aplicó una muestra para poder desarrollar una encuesta.  herramientas de encuesta: hoja, lapicero, cama fotográfica(celular). 3.4 PROCESO DE INVESTIGACIÓN PASO 1: mencionar que métodos de estimulación fueron utilizados en diferentes pozos de Bolivia: Podemos citar distintos tipos de estimulación aplicados en nuestro país, en los principales campos petrolíferos del mismo; pero, los más usados, tanto en los campos: Sábalo, Surubí, Margarita, San Alberto, Huacaya, Zararenda, Humberto Suarez, son los siguientes:  Técnica Matricial Reactiva. 

Principalmente el ácido clorhídrico

 Técnica Matricial no Reactiva

24



Solventes mutuos



surfactantes

 PASO 2: identificar los mecanismos de daño a la formación más recurrentes que causan disminución a la producción del pozo SAL X-9: Para la ejecución de esta etapa, se hizo una revisión de la información disponible de los pozos, se consideraron todos los eventos y procesos que tienen lugar para la construcción y puesta en producción de los pozos del campo, que en alguna forma pudieran generar un daño por los diferentes tipos de interacciones que se presenten.

Inicialmente se revisó el historial de perforación, completación y reparación de los pozos pertenecientes al campo utilizando las carpetas de pozos y los archivos digitales que posee la empresa, con el propósito de detectar cualquier evento o proceso que pudiera generar algún tipo de daño a la formación y así determinar las causas del origen del mismo en los pozos, paralelo a esto se revisó también los historiales de pruebas de restauración de presión que tuvieran los pozos. Luego se identificaron los pozos del área que fueron tratados mediante procesos de estimulación en el periodo comprendido desde los inicios de la explotación del campo, y se procedió a revisar los historiales de estimulación de dichos pozos donde se obtuvo información acerca de componentes o químicos utilizados en el tratamiento y la función de estos para identificar qué mecanismos de daño se querían mitigar  PASO 3: determinar la efectividad de las herramientas de estimulación que puedan ser aplicados al pozo SAL X-9 tomando en cuenta las características de la estructura litológica y terminación de pozo. La determinación de la efectividad de los diversos tratamientos de estimulación en los pozos productores se realizó con ayuda de la herramienta OFM para obtener los datos de producción

25

necesarios para la evaluación; en el caso de los pozos inyectores se utilizaron los reportes diarios de inyección para recopilar la información necesaria en el análisis respectivo.

Los datos de producción e inyección permitieron observar los comportamientos de productividad e infectividad en los pozos antes de la aplicación de las estimulaciones, además se observó las mejorías en la capacidad de producción o inyección y el tiempo por el cual se mantuvieron posterior a los tratamientos de estimulación.

La información relacionada con los pozos productores se obtuvo a partir de los reportes que se generaron con la herramienta OFM (Oíl Field Manager), los cuales mostraron las variables a evaluar como: Fecha, Tasa de Fluido, Tasa de petróleo, Tasa de Agua, Tasa de Gas, Días de Producción, Porcentaje de Agua y sedimentos y Relación gas-petróleo.

Los datos de inyección de los pozos inyectores estimulados se tomó a partir de los reportes diarios de inyección generados en el campo, en estos reportes se muestran el volumen inyectado en barriles junto con las presiones de inyección.

 PASO 4: determinar el método adecuado para el pozo SAL X-9: Analizando las características específicas del campo, y más propiamente del pozo y la formación litológica, para saber que método es conveniente, aplicar en el pozo SAL X-9, es lo siguiente: método de matricial no reactiva (el fluido utilizado en la estimulación es)  Solventes Mutuos

26

3.5. MÉTODO DE INVESTIGACIÓN. 3.5.1. Método deductivo: Utilizamos el método deductivo porque hemos recabado información de carácter general hacia aspectos específicos, para realizar la estimulación de pozo, antes existe un proceso que el siguiente; exploración geológica, exploración sísmica, exploración perforatoria, acondicionamiento del pozo, completación del pozo y baleo de pozo, es donde se realiza una estimulación de pozo. Para esto se sigue un proceso más detallado: elección de método de estimulación y tipo de aditivo que será utilizado para la estimulación.

27

CAPITULO IV PRESENTACION DE RESULTADOS

28

4.1.-DETERMINACION DEL TAMAÑO POBLACION. Para este trabajo de investigación hemos tomado un tamaño poblacional (N= 603) personas pertenecientes al 7mo, 8vo y 9no semestre de la carrera de la ingeniería petrolera, con un nivel de confianza del 98%(2,54) utilizando una desviación estándar del (3) (desviación estándar de Sudamérica), con un error muestral del 2% (0.02). 4.2. DETERMINACION DEL TAMAÑO MUESTRAL. 4.2.1. SONDEO.

29

4.2.2. CALCULO DEL TAMAÑO MUESTRAL Z2: zeta crítica: valor determinado por el valor de confianza adoptado. E: Error muestral q: proporción de elementos que no presentan la característica que se investiga P: proporción de elementos que presentan una determinada característica a ser investigada

⁡ 𝒏= 1.-DATOS Z2:98%; 2,53 E:2% P:24

𝒏=

𝒁𝟐 ∗ 𝐩⁡ ∗ 𝐪 𝒆𝟐

𝟐𝟒 𝟔 𝟐, 𝟓𝟑𝟐 ∗ 𝟑𝟎 ⁡ ∗ 𝟑𝟎 𝟎, 𝟎𝟐𝟐

= 𝟐𝟓𝟔𝟎, 𝟑𝟔

Q:6

2.-DATOS Z2:2,53 E:2%

𝒂)⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡𝒏 =

𝟒 𝟐𝟔 𝟐, 𝟓𝟑𝟐 ∗ 𝟑𝟎 ⁡ ∗ 𝟑𝟎

𝒃)⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡𝒏 =

𝟓 𝟐𝟓 𝟐, 𝟓𝟑𝟐 ∗ 𝟑𝟎 ⁡ ∗ 𝟑𝟎

𝟎, 𝟎𝟐𝟐

= 𝟏𝟖𝟒𝟗, 𝟏𝟒𝟖

a)4 b)5

𝟎, 𝟎𝟐𝟐

c)4 d) 11

𝒄)⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡𝒏 =

𝟒 𝟐𝟔 𝟐, 𝟓𝟑𝟐 ∗ 𝟑𝟎 ⁡ ∗ 𝟑𝟎

𝒅)⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡⁡𝒏 =

3.-DATOS

= 𝟐𝟐𝟐𝟐, 𝟓𝟑𝟒

𝟎, 𝟎𝟐𝟐

= 𝟏𝟖𝟒𝟗, 𝟏𝟒𝟖

𝟏𝟏 𝟏𝟗 𝟐, 𝟓𝟑𝟐 ∗ 𝟑𝟎 ⁡ ∗ 𝟑𝟎 𝟎, 𝟎𝟐𝟐

= 𝟑𝟕𝟏𝟔, 𝟎𝟕𝟖

FORMULA 30

Z: 2,53

𝒏=( E: 2%

𝐙∗𝐒 𝟐 ) 𝐄∗ẋ

S: 3,338 Ẋ: 3

𝒏=(

𝟐. 𝟓𝟑 ∗ 𝟑, 𝟑𝟑𝟖 𝟐 ) = 𝟏𝟗𝟖𝟏𝟏, 𝟐𝟏𝟗 𝟎, 𝟎𝟐 ∗ 𝟑

4.-DATOS Z: 2,53 E: 2%

𝒏=(

𝟐. 𝟓𝟑 ∗ 𝟐, 𝟗𝟏𝟑 𝟐 ) = 𝟐𝟑𝟓𝟕𝟒, 𝟑𝟑𝟗 𝟎, 𝟎𝟐 ∗ 𝟐, 𝟒

S: 2,913 Ẋ: 2,4

4.2.3. AFIJACION FORMULA

𝒏∗ =

𝒏∗ =

𝒏 𝟏+

𝒏 𝑵

𝟐𝟑𝟓𝟕𝟒, 𝟑𝟑𝟗 = 𝟓𝟖𝟕, 𝟗𝟔 𝟐𝟑𝟓𝟕𝟒, 𝟑𝟑𝟗 𝟏+ 𝟔𝟎𝟑

𝒏∗ ⁡=587,96 *(0,2) =119

31

4.3. HERRAMIENTA DE LA ENCUESTA.

32

4.4. ANALISIS DE LOS RESULTADOS DE LA TECNICA. 1.- ¿Conoce usted que es una estimulación de pozo? SI=100 personas SI

NO

NO=19 personas 16%

84%

Mediante esta grafica podemos determinar que los estudiantes que cursan un nivel superior, conocen acerca del significado de la estimulación de pozo.

2.- ¿Sabe usted qué importancia tiene la estimulación de pozo? SI=85 personas

SI

NO

NO=34 personas NO 29% SI 71%

Esto nos da a conocer que los estudiantes a los cuales que se dentro de la población conocen en su mayoría la importancia que tiene una estimulación dentro de un pozo.

33

3.- ¿Sabe usted como se realiza la producción de pozos petroleros? SI=108 personas

SI

NO

NO=11 personas NO 9%

SI 91%

A través de esto se demostró que los estudiantes que cursan actualmente un nivel superior entienden en su gran mayoría, el proceso de una producción de pozos petroleros. 4.- Encierre los métodos de estimulación de pozos que conozca. a=11 b=48 c=21 e 9%

d=17 e=11

f 9%

a 9%

d 14% b 41%

f=11 c 18%

Analizando este grafico se llegó a la conclusión de que el método más conocido por los estudiantes que formaron parte de la muestra es el de fracturamiento hidráulico.

34

5.- Seleccione los aditivos que son utilizados en la estimulación de pozos que usted conozca. a=8

a

b

c

d

e

f

g

b=38 c=24

f 8%

d=14 e=7 f=10 g=18

g 15%

a 7% b 32%

e 6% d 12%

c 20%

Esto da a entender que los estudiantes que cursan un nivel superior, en su mayoría conocen del aditivo Surfactante utilizado en la estimulación de pozos. 6.- ¿Cree usted que la estimulación de pozo causa daños a la formación y la herramienta? Si=90

SI

NO

No=29 NO 24%

SI 76%

Esto nos indica que la mayoría de los estudiantes que están cursando en el nivel superior, tienen un nivel de conocimiento optimo acerca de los efectos que causa una estimulación de pozos.

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7.- ¿Qué efecto cree usted que cause la estimulación en la producción de pozos petroleros? a=93 personas a

b=10 personas c=4 personas d=11 personas

b

c

d

d c 10% b 3% 9% a 78%

Esto da a entender que los estudiantes dentro de la muestra tomada, en su mayoría tienen un muy buen conocimiento del beneficio principal que conlleva la aplicación de una estimulación de pozos. 8.- ¿Realizar una estimulación de pozo puede causas daños al medio ambiente? SI=99 personas

SI

NO

NO=20 personas NO 17% SI 83%

A través de esto se entiende que la mayoría de los estudiantes tienen muy buenos conocimientos acerca de los efectos que causa la aplicación de un método de estimulación de pozos.

36

9.- ¿Conoce usted si existen normativas ambientales respecto a la estimulación de pozo? SI=38 personas SI 24%

NO=81 personas

NO 76%

SI

NO

Esto nos permite entender que los estudiantes en un mayor porcentaje no conocen las normativas ambientales aplicables a una estimulación de pozos.

10.- ¿Sabe usted cuales son las técnicas de estimulación que se emplea en Bolivia? SI=29 personas

SI

NO

NO=90 personas SI 32% NO 68%

Esto nos permite saber que los estudiantes que cursan un nivel superior no conocen los métodos de estimulación empleados en Bolivia.

37

TABULACIÓN DE DATOS DE LA ENCUESTA: PREGUNTAS DE SELECCIÓN SIMPLE.

SI/NO

P1

P2

P3

P6

P8

P9

P10

SI

99

85

108

90

99

38

29

NO

20

34

11

29

20

81

90

TOTAL

119

119

119

119

119

119

119

TABULACION DE DATOS DE LA ENCUESTA: PREGUNTAS DE SELECCIÓN MULTIPLE.

OPCIONES

P4

P5

P7

A

11

9

93

B

49

38

11

C

21

24

4

D

17

14

11

E

10

7

-

F

11

9

-

G

-

18

-

Total

119

119

119

38

TABLA GENERAL DE LOS SEMESTRES EN PORCENTAJE (%)

5% 30%

20%

45%

SEPTIMO OCTAVO NOVENO Este gráfico nos indica que laSEXTO mayoría de los estudiantes encuestados corresponden al

6to, 7mo, 8vo y 9no semestre

39

4.5. DETERMINACIONES FINALES DE LOS RERSULTADOS.

RESULTADO FINAL 140

120

11 19

29

29 11

10 17

PERSONAS

12

18

11

34

100

11

80

7 81

14 21

60

24

108

100

92

90

85

40

48

90

38

20

38 11

8

P4

P5

0 P1

P2

P3

90

P6

P7

P8

P9

29

P10

PREGUNTA SI = a

NO = b

c

d

e

f

g

Mediante el presente grafico se podrá llegar a la conclusión de que los estudiantes dentro de la población (6to, 7mo, 8vo y 9no semestre) de la carrera de ingeniería petrolera, la gran mayoría tienen conocimiento sobre el concepto de estimulación de pozo, la importancia que tiene en la industria petrolera y los daños que causa este método de estimulación en la formación y en la herramienta. Sin embargo con el grafico podemos verificar que en su gran mayoría los estudiantes conocen sobre el método de fracturamiento hidráulico

pero no tienen conocimiento sobre los otros

métodos de estimulación que existen y aditivos que se le aplican de acuerdo a la formación. Así mismo no tienen conocimiento sobre la legislación boliviana sobre la estimulación de pozo.

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CONCLUSIONES  Los métodos de estimulación de pozos utilizados en los principales campos petrolíferos y gasíferos de Bolivia son: técnica matricial reactiva y técnica matricial no reactiva.  El pozo SAL X-9 comprende de la formación Huamampampa, esta formación está constituida por areniscas cuarzisas, presentan una porosidad y permeabilidad pobre.  Con la información obtenida y posterior análisis, se determinó que los tratamientos de estimulación que pueden ser aplicados son: fracturamiento hidráulico y estimulación matricial no reactiva.  Analizando las características específicas del campo, más exactamente del pozo SALX9, considerando el tipo de formación que se desea estimular, se determina que la técnica más adecuada para este pozo es estimulación matricial no reactiva.  Atreves de una encuesta realizada, se verifico que los estudiantes tienen un nivel regular acerca de la estimulación de pozo.

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RECOMENDACIONES  Antes de determinar el método de estimulación que se va utilizar en el pozo, se debe analizar minuciosamente la estructura litológica y las herramientas de la completación de pozo, se realiza esto para saber si el método que vamos a utilizar va ser adecuado para el pozo.  Para la estimulación de pozo se recomienda contratar un equipo con última tecnología, que esté en óptimas condiciones de funcionamiento y que cuente con la capacidad suficiente para garantizar el éxito en la operación

 El equipo que se quiere contratar debe tener una amplia experiencia en la estimulación de pozos.  Se recomienda aplicar al pozo la técnica de estimulación matricial no reactiva.

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BIBLIOGRAFIAS BIBLIOGRAFIA FISICA

-Ferrer, M. (2010). Fundamentos de ingeniería de yacimiento. Venezuela: Maracaibo -Craft, E. y Hawkins, F. (1980). Applied Petroleum reservoir engineering. TESIS CONSULTADAS -IslasS.C.(1991) "Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros” ColegiodeIngenieros Petroleros de MéxicoA.C. -Ramírez S., J." Productividad de Pozos" F.I., UNAM. - Intevep, (1997). Daños a la Formación. Primera edición, Venezuela. - Intevep, (2009). Definiciones Generales de Daños a la Formación y Estimulación de Pozos. Informe de Pericia de Daños a la Formación y Estimulación de Pozos PDVSA-Intevep, Venezuela. 81 pp. - Valdez, A. (2012). Evaluación de los Procesos Operacionales de Estimulación. - Pirson, (1969). Yacimientos de hidrocarburos. BIBLIOGRAFIA VIRTUAL -Disponible en: www.edu.campos.gasíferospetroliferos Campos gasíferos y petrolíferos (2012) - Disponible en: www.es.scribd.com.formacion-huamampampa Formación de Huamampampa (2008)

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44

ANEXO 45

ANEXO 1

ubicación del campo san Alberto

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ANEXO 2

vista del campo san Alberto pozo X-9 FIGURA 3

fotografía de una estudiante respondiendo la encuesta

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ANEXO 4

Fotografía de los datos de la encuesta

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