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Título: FLUIDOS DE TERMINACIÓN Autor/es: grupo de fluidos

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título

Autor/es

Optimización de la producción del pozo PTJ-X-6 mediante la recuperación segundaria Nombres y Apellidos Código de estudiantes Fernandez Sarcillo Joel Flores Mamani Jimmy E. Tapia Loza Ariel Mamani Ayca Alex Carlos Aliaga valencia edgar moises

Fecha

23/11/2017

Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

Ingeniería en Gas y Petróleo Fluidos de perforación C Ing. Soliz Nogales Giselle II Cochabamba

Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

Título: FLUIDOS DE TERMINACIÓN Autor/es: grupo de fluidos

Capitulo 1 introducción ....................................................................................... 4 1.1Planteamiento del Problema ...................................................................... 6 1.1.1 Formulación del Problema ..................................................................... 6 1.2Objetivos. ................................................................................................... 6 1.2.2 Objetivo general ..................................................................................... 6 1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................. 6 1.3 Justificación .............................................................................................. 7 1.4 Justificación Social .................................................................................... 7 1.5 Justificación Económica ............................................................................ 7 Planteamiento de hipótesis ............................................................................. 7 Capítulo 2. Marco Teórico .................................................................................. 8 Limitaciones .................................................................................................. 12 Tabla 1. Objetivos específicos de los fluidos para el Reacondicionamiento del pozo ................................................................................................................... 15 Tabla 2. Restricción a la formación ............................................................ 16 Contaminantes .............................................................................................. 17 Hierro ............................................................................................................ 17 Sólidos .......................................................................................................... 17 Polímeros ...................................................................................................... 18 Surfactantes .................................................................................................. 18 Manejo de los fluidos .................................................................................... 18 Transporte de fluidos .................................................................................... 19 Seguridad personal ....................................................................................... 21 Capítulo 3.desarrollo ingeniería..................................................................... 24 3.1. Estado Actual del pozo PTJ-X-6 ............................................................ 24 3.2 Litología del pozo .................................................................................. 244 3.3. Completacion actual del pozo PTJ-X-6…………………………………….25 3.4 Métodos de recuperación ......................................................................... 266 Resuperacion primaria ..................................................................................... 26 Recuperación secundaria ................................................................................. 28 Recuperación terciaria ..................................................................................... 33 Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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3.6 Parametros necesarios PTJ-X-6 ............................................................. 46 3.7. Determinacion de calcuos básicos necesarios para la aplicación del método PTJ-X-6 ...................................................................................................................... 47 POZO PATUJUSAL ......................................................................................... 49 Formación estratigráfica................................................................................ 50 Capitulo 4 Cronograma de actividades ............................................................ 67 Capitulo 5 conclusiones y recomendaciones ................................................... 67 Referencias ...................................................................................................... 68

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Capitulo 1 introducción En los años 1970 y 80 Magcobar, pionero en fluidos de terminación. Desarrolló muchas de las mezclas que todavía se usan hoy. Usando la Química de los polímeros e inhibidores. A Principios de los 80 se toma la decisión comercial de re-enfocarse a los fluidos de perforación en la región costera del Golfo donde se mantuvieron los negocios de fluidos de terminación en Alaska y a nivel internacional. Fusión entre Magcobar& ImcoServices, 64% Dresser, 36% Halliburton. En 1995 la gerencia vuelve a comprometerse con los fluidos de terminación. Un año después comienza la construcción de la planta en la costa del Golfo Límite Geográfico El desarrollo del proyecto del tratamiento de agua para recuperación secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico: País: Bolivia Departamento: Santa Cruz Provincia: Sarah Localidad: Santa Rosa del Sara Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación: Petaca Pozos: PTJ-X-6 Los fluidos de terminación se diseñan para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes. Actualmente, la industria petrolera los considera más ventajosos a las salmueras libres de sólidos porque protegen la formación productora y proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de la formación sin usar substancias dañinas como la barita. También son usados para reducir o eliminar ciertos tipos de daños a la formación. A menudo los daños de formación, mecanismos que le causan a la formación una reducción de su permeabilidad natural, ocurren en la zona de producción de hidrocarburo o en la estabilidad del pozo.

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El presente trabajo de investigación tiene como propósito exponer la importancia de este tipo de fluidos, su clasificación, funciones, limitaciones, y algunas de sus características más importantes. Habitualmente, los fluidos de terminación de pozos son (cloruros, bromuros y formiatos), pero en teoría podrían ser cualquier fluido con características adecuadas de densidad y flujo. El fluido debe ser químicamente compatible con la formación prospectiva y los fluidos, y en general se somete a un alto grado de filtrado para evitar la introducción de sólidos en la región vecina al pozo. La Inyección de Agua dentro de los reservorios tiene el propósito de incrementar la presión del mismo y empujar los fluidos líquidos que han quedado atrapados dentro del yacimiento por falta de energía natural. Este método ha sido desarrollo dentro de lo que se llama Recuperación Al disminuir la energía natural del reservorio (se repleta), se buscará un método para entregarle nuevamente energía al mismo. En este caso lo más común es inyectarle agua, por medio de pozos productores que se convierten a inyectores, ubicados de forma estratégica. En esta cuenca toma particular relevancia, por las características de la misma, reservorios acotados y lenticulares, y la heterogeneidad de los mismos. Al no poder desechar el agua de producción, la mejor alternativa es volver a inyectarla, logrando un circuito cerrado. Mediante la inyección de agua en uno o más pozos, se forma un frente que barre parte del petróleo remanente en el reservorio, hacia los pozos productores. Esquema Recuperación secundaria El agua que se utiliza para la inyección en los pozos, normalmente proviene de la producción del mismo yacimiento. La separación agua-petróleo se realiza en plantas deshidratadoras. El agua obtenida se envía luego a plantas específicas de tratamiento de agua. En las plantas de tratamiento se encontrarán diferentes equipamientos cuya función final como conjunto es entregar el agua en condiciones de ser inyectada. En este “acondicionamiento” del agua de inyección entran en juego variables de Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Procesos tales como el tiempo de residencia para drenaje gravitacional, temperatura, productos químicos, filtrados mecánicos, etc. En Bolivia se han implementado técnicas de recuperación secundaria en diferentes campos como ser: • Campo Camiri: Debido a la enorme magnitud del campo los resultados obtenidos no han sido del todo satisfactorios. • Campo La Peña: El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001 1.1Planteamiento del Problema 1.1.1 Formulación del Problema Mediante la implementación de la recuperación primaria, se podrá optimizar la producción de hidrocarburos en el pozo x-6 1.2Objetivos.

1.2.2 Objetivo general Optimizar la producción de HC en campo patujusal en el pozo X-6 Mediante la selección de método de recuperación. 1.2.2 Objetivos específicos • Realizar un análisis del estado actual del pozo … •

Evaluación litológica del pozo

•

Analizar la completacion actual del pozo

•

Analizar los métodos de recuperación para la optimización de producion de pozos

•

Seleccionar el método adecuado de recuperación para el pozo

• Identificar los parámetros necesarios para el desarrollo y aplicación del método seleccionado •

Determinar los cálculos necesarios para la aplicación del método seleccionado

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1.3 Justificación La producción y la vida de los pozos petroleros pueden mejorarse mediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación y/o reparación apropiadas, de acuerdo a las características de las formaciones. Mientras se minimice el daño a la formación por diferentes mecanismos existentes, se tendrá una mejor recuperación de hidrocarburos, lo cual eleva el índice de productividad del pozo y reduce la caída de presión del yacimiento. 1.4 Justificación Social El proyecto del tratamiento de agua de recuperación secundaria, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleos, y nos permite producir más energía como es el petróleo 1.5 Justificación Económica Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento no muy caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos más lo cual generamos más ingresos y empleos Planteamiento de hipótesis Mediante la optimización del método de recuperación podemos implementar la productividad Señalar este tipo de fluidos y su importancia en la aplicación de terminación de pozos.

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Capítulo 2. Marco Teórico Nuestra área de estudio abarcara la aplicación de los fluidos base aguan en el campo patujusal. Los Fluidos de terminación Son aquellos fluidos que se colocan contra la formación productora cuando se mata, limpia, tapona, estimula o perfora (disparos) un pozo. El contacto de los fluidos con la formaci6n, constituirá la fuente básica de su daño por el “flujo hacia el exterior". Este contacto no puede ser eliminado; por esta raz6n, el Ingeniero debe de seleccionar fluidos que minimicen la posibilidad de este daño, sobre todo en las formaciones que no responden con eficacia a los tratamientos de estimulación. Los fluidos utilizados para la terminación, y reacondicionamiento incluyen: lodos, ácidos, líquidos perforantes y desplazadores; limpiadores químicos solventes y surfactantes. Antes de decidir en qué pozo se han de utilizar estos líquidos, es necesario tomar en cuenta diversos factores: Se debe considerar el ambiente en el cual se va a realizar la operación: a)

Profundidad de la zona productora.

b)

Presión de fondo.

e) Temperaturas (del fondo y de la superficie) d)

Disponibilidad de fluidos.

e)

Preparación de los fluidos y su costo.

f)

Características de la formación y de los fluidos que contenga.

Sea cual fuere el tipo de fluido seleccionado, este debe de estar limpio y libre de substancias extrañas en suspensión. La tabla 1, indica los objetivos que deben satisfacerse al utilizar un líquido para el servicio del pozo. Sin embargo, hay dos objetivos primarios que debe de satisfacer la intervenci6n al pozo. a)

Proteger de todo daño la formación productora.

b)

Controlar el pozo durante las operaciones.

El primero es probablemente el más importante dado que algunos pozos requieren poco control, pero todos necesitan de la protección adecuada. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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A menudo cuando se va a reacondicionar un pozo, se presta poca atención a proteger la formación del daño que puede causarle el fluido utilizado para este trabajo. Por ejemplo, el principal objetivo de muchos reacondicionamientos es aumentar, o por lo menos restaurar, la producción en un pozo. Tal reacondicionamiento no tiene por mira hacer que el pozo reduzca su producción, o peor aún, hacer que sea abandonado. Sin embargo, una selección descuidada o apresurada del fluido para el reacondicionamiento, puede ser la causa directa de cualquiera de estos motivos que afectan al pozo (su productividad). Aparte de cualquier objetivo específico de la operación; hay que prestar atención a ciertos puntos al seleccionar un fluido para el servicio de un pozo: a) Algún fluido se filtrará siempre en la formación, las• características de esta filtración deben mitigar y no agravar los daños a la formación ocasionados por expansión o dispersión de las arcillas, los cambios en la humectación (mojabilidad) de la roca o 'la formación de emulsiones. b) Considerando la susceptibilidad del pozo a cualquier clase di daño, el fluido más económico será aquel que satisfaga los objetivos básicos y específicos, al menor costo. El fluido que este más disponible, puede resultar el más costoso a la larga, si no satisface los objetivos mencionados. c) La densidad del fluido no debe ser mayor de la necesaria para controlar el pozo. d) Los fluidos contenidos en el espacio anular de la tubería de producción, deben de estar libres de sólidos, no ser corrosivos y ser estables por largo tiempo. e) El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o bolsones, sino embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua. El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad es un porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca que indicará el volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sea de hidrocarburos o agua. La permeabilidad describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio, esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo que extraiga petróleo del mismo, es decir, el volumen de producción estimado. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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A mayor permeabilidad mejores posibilidades de caudal de producción. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio “poral” que está ocupado por petróleo o gas. Esta permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras más alto el porcentaje de saturación, se estima mayor volumen de hidrocarburos. El factor de recuperación del hidrocarburo es el porcentaje de petróleo y/o gas natural que puede ser extraído en la etapa primaria de explotación, que en el caso de petróleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El resto del volumen se recupera con tecnología secundaria, o recuperación asistida como la inyección de agua o gas. Funciones • No dañar la zona productora. • Controlar la presión de la formación. • Ser compatible con los procedimientos mecánicos y químicos del fondo del pozo. Características del fluido. Los fluidos para el reacondicionamiento de pozos, que deben satisfacer los objetivos señalados en la tabla 1 tendrán casi siempre los tres componentes básicos, a saber: a) Fase líquida (filtrado) b) Partículas de refuerzo (enjarre). c) Aditivos para controlar la pérdida de fluido, capacidad de acarreo, alcalinidad, control del P.H, etc Habrán ciertas excepciones a esto, desde luego, la espuma, por ejemplo no contiene partículas de refuerzo. El agua producida (o salmuera) o el aceite, se utilizan por lo general, ya sea como fluido para el servicio del pozo o como fase continua en el fluido a utilizar y tienen (mejorados con aditivos} control para la pérdida del fluido y capacidad de acarreo. Cualquier líquido utilizado tendrá ciertas características, que le permitirán cumplir con los objetivos del servicio y que hay que tener en cuenta al seleccionar el fluido que se ha de utilizar para el reacondicionamiento del pozo. Factores que ayudan a seleccionar el fluido.

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Hay que tomar en consideración las características al seleccionar el líquido adecuado. Algunos factores se relacionan estrictamente con el líquido, otros se relacionan a la interacción del líquido y de los otros componentes del sistema. Los factores mecánicos pueden afectar la selección del fluido, estos factores incluyen: a) La velocidad anular.- Afecta la pérdida de presión y la capacidad para limpiar el agujero, la velocidad anular se calcula por medio de la siguiente fórmula: Va= c (q/A) En donde: q = Gasto de circulaci6n. (bl/min) A= Área anular. (Pies 2) c = 5.61 (pies 3 /bl) va = Velocidad anular (pies/min) b) Medios de mezclado.- Volumen del espacio anular, capacidad de las presas de mezclado, capacidad de las bombas, capacidad de dispersión de los aditivos limpieza de agujero. c) Naturaleza y cantidad de los fluidos en el agujero. Compatibilidad de los fluidos del agujero con los fluidos que se estén utilizando en el reacondicionamiento. d) Volumen del espacio anular.- El fluido debe conservar buenas propiedades reológicas para minimizar las pérdidas de presión. e) Frecuencia de circulación del fluido.- Función del volumen del espacio anular y de la capacidad, de la bomba, así como la estabilidad del fluido y las características de la suspensión de sólidos con el tiempo. f) Control de la corrosión.- Es de particular importancia con los fluidos empacadores (que se encuentran en el espacio anular de la tubería de producción) logrando con el control del PH y los inhibidores de la corrosión (precaución: los inhibidores son a menudo ‘‘Compuestos catiónicos'' lo que puede afectar las características de la roca o los fluidos del yacimiento). g) Componentes del fluido.- Solubilidad de los fluidos a las condiciones exigidas en el pozo, (presión de fondo y temperatura)

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Limitaciones Son aquellas que provocan fallas en el sistema, en relación con un fluido para el tratamiento, hay dos clases de limitaciones; 1) Las que establece el comportamiento de la formación y su interacción con el fluido. 2) Las relacionadas con el fluido mismo: cómo es preparada, transportado, conservado y utilizado. Las limitaciones que ofrece la formación y que hay que tener en cuenta y atender, se mencionan en la tabla 2. Si la presión de la formación es baja, los dos fluidos más fácilmente disponibles en el campo serán el aceite producido y el agua. A menudo lo primero que se piensa es “¿Cómo puede cualesquiera de los dos fluidos antes mencionados, dañar a la formación de la que acaba justamente de salir?''. La respuesta .está en que si la menor cosa ha sido agregada al aceite o al agua, se ha efectuado un cambio respecto a lo que era dentro de la formación. Este cambio, cualquiera que sea, puede crear problemas si el aceite o el agua son puestos de nuevo en contacto con la formación. Los productos químicos agregados al aceite o al agua, pueden ser los causantes de las dificultades que surjan para lograr un buen reacondicionamiento. Antes de utilizar cualquier tipo de fluido para el reacondicionamiento del pozo, deben probarse (a la temperatura del fondo y presión) los fluidos producidos, sin tratamiento alguno, para determinar si existe emulsión o precipitado indeseable después de mezclar los fluidos. La mezcla de fluidos puede tener un aumento de viscosidad, lo que puede crear problemas. Si el fluido utilizado es incompatible con los de la formaci6n, se debe a que en la formaci6n existen arcillas; entonces con el uso de aceite como fase líquida del fluido, se elimina todo peligro de hinchamiento. En el caso de las salmueras, la siguiente concentración salina inhibirá normalmente la hidratación de las arcillas.

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Salmuera

Concentración % por peso

NaCl

5 a 10 %

CaCl

1a 3%

KCl

1a3%

Otro tipo de incompatibilidad entre la formación y el fluido, puede encontrarse en las características de humectación de cualquiera de los productos químicos mencionados, para el tratamiento. · El bloqueo del agua puede incurrir cuando una roca del yacimiento mojada por agua, se humedece parcialmente por aceite. El humedecimiento por aceite de la roca, puede ocurrir cuando se utiliza un fluido (para el servicio de un pozo) que contiene inhibidores de corrosión o solventes de emulsiones. Para impedir o remover un bloqueo por agua, debe emplearse en el fluido un surfactante con humedecimiento de agua. Recuérdese que las pruebas de compatibilidad son esenciales cuando se utilizan aditivos surfactantes. El uso de surfactantes sin pruebas puede ocasionar más daño que beneficio. Algunas veces las características normales de los surfactantes se alteran y dan como resultado lo contrario de lo que de ellos se espera. Un fluido sucio, puede reducir la permeabilidad al taponar los canales de flujo. Aún los fluidos relativamente limpios, pueden provocar daños en la formación por medio de la inyecci6n de partículas minúsculas. La fuente de sólidos orgánicos o inorgánicos en fluidos teóricamente limpios, incluyen lo siguiente: a) Fuentes básicas de fluidos.- Ríos, bahías, mares, aguas producidas, aceite de tanques de almacenamiento, etc. b) Materias particulares de fosos superficiales, -tuberías de ademe, tales como, costras de lodo, herrumbres, incrustaciones y suavizadores. e) Impurezas en aditivos. d) Los 6xidos de hierro (precipitado de soluciones que contienen oxígeno disuelto), que son circula dos a elevadas temperaturas por el agujero. Algunas aguas producidas y salmueras pueden provocar graves corrosiones en las tuberías, a menos de que se tomen medidas preventivas. Generalmente, bastará un control del P.H (salmueras alcalinas con P.H. 7.0 a 9.0) Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Sin embargo, si la corrosión es un problema, existen inhibidores adecuados de la corrosión, lo mismo que bactericidas (biocidas). Limitaciones y Recursos Si se utiliza aceite de un tanque de almacenamiento, este debe de filtrarse. Si se escoge el agua preparada como fluido para llevar a cabo la operación en el pozo, deben filtrarse y almacenarse en tanques de almacenamiento revestidos de plástico. La transportaci6n de fluidos para el reacondicionamiento desde su fuente hasta la ubicaci6n en e1 lugar deseado, es también muy importante. Si el equipo utilizado para transportar e1 fluido no está limpio; entonces los esfuerzos y desembolsos hechos para tener un fluido limpio de reacondicionamiento y sin contaminaciones, habrán sido en vano. Ya sea que la transportación del fluido se haga en un lanchón a un pozo marino o que se utilice un carro -tanque, es de suma importancia, para el buen éxito de todo trabajo que se limpien bien los tanques transportadores antes de recibir la carga de fluidos. Cuando se descargan los fluidos de reacondicionamiento de un cami6n o de un lanchón, es indispensable verificar si el fluido contiene lodo, escombros y otras impurezas. Si se observa que estos contaminantes se encuentran presentes, entonces hay que desechar el fluido para evitar dañar la formación. Los tanques de lodo deben de lavarse para suprimir todo contaminante. Las líneas de drenaje del fluido en el tanque, estarán colocadas en el fondo para que los sedimentos puedan ser drenados. Las bombas y las líneas de lodo deben ser lavadas a presión, con un fluido limpio, para remover todo contaminante antes de bombear el fluido de reacondicionamiento hacia el pozo, Cualquiera que sea la procedencia de la sarta de tubos que ·se utilizará, la importante revisarla y limpia la de cualquier impureza. Se encontrará que casi toda la sarta estará sucia y conteniendo parafina, herrumbre, incrustaciones y otras muchas impurezas. Toda la sarta deberá ser cepillada y, en algunos casos, lavadas a vapor. Dejar pasar un simple diablo a través de la tubería, no es, en la mayoría de los casos, el método adecuado de inspección y limpieza Durante muchas de las operaciones de servicio de un pozo, el fluido se contaminará. Es necesario vigilar continuamente el fluido y cambiarlo o filtrarlo para estar seguros de que no dañe a la formación. Los reacondicionamientos son costosos. Si no se obtiene una buena fuente de fluidos limpios, para reacondicionamiento, y si el fluido no es probado, tratado, transportado, almacenado y conservado en forma adecuada, el tratamiento puede fallar. No debe olvidarse Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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la razón por la cual el pozo es reacondicionado y es la de restaurar o aumentar su producción, no reducirla. Tabla 1. Objetivos específicos de los fluidos para el Reacondicionamiento del pozo Objetivo

Terminación

Reacondicionamiento

Control de la presión.

X

X

Desplazamiento del cemento, ácidos, etc.

X

X

Fluidos para matar o fluidos para lavar o X abrir las perforaciones.

X

Fluidos empacadores

X

X

{ácidos, X

X

Empaque con grava

X

X

Fluidos para la estabilización de la arcilla.

X

X

Consolidación de la arena.

X

X

Estimulación fracturamiento).

fluidos

Solventes

X

Surfactantes.

X

Limpieza del agujero.

X

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tat

Tabla 2. Restricción a la formación Limitación

Control

Reducción a la permeabilidad.

Reducir la pérdida de fluido (Invasión de filtrado);

Presión de la formación (Alta o baja) Selección adecuada de 1a densidad del fluido. Contenido de arcilla. Minimizar la hidratación de arcillas con aditivo adecuado electrolítico. Pérdida de circulación en la formación (la fracturada o - no fracturada) Reducir la Pérdida del fluido con un agente adecuado. Sensibilidad de la formación (Cambios en la humectación) Utilizar aditivos humectantes. pruebas de compatibilidad Compatibilidad del fluido de la formación con el fluido utilizado para el reacondicionamiento (Emulsiones, depósitos.)

formación

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de

Hacer

tat

Contaminantes Los contaminantes que pueden afectar a los fluidos de terminación y reparación incluyen: 

Hierro



Sólidos



Dureza



Aceite, destilado, grasa, y grasa de tuberías



Polímeros



Surfactantes

Hierro El hierro puede ser un contaminante tanto en forma soluble como insoluble. El hierro soluble es un producto de la corrosión y es común en fluidos de zinc. Cuando está expuesto a ciertas aguas, el hierro soluble puede formar un precipitado, lo que puede causar daños a la formación. Nota: No debe entregarse en locación ninguna salmuera con un contenido en hierro mayor de 75 ppm. Considere desplazar una salmuera cuando su contenido en hierro alcance a 625 ppm. En la planta de salmuera, el hierro debe ser removido de un fluido mediante adición de peróxido de hidrógeno al fluido, floculando el fluido y filtrándolo después. Tratar el hierro de un fluido en el lugar de trabajo es muy difícil y por lo común se realiza con éxito únicamente en salmueras de baja densidad, tales como KCl, NaCl, o CaCl . El tratamiento consiste en aumentar el pH con 2 soda cáustica o cal y separar el hierro precipitado mediante filtración de la salmuera. Sólidos Los sólidos totales se pueden medir en locación usando un turbidímetro o una máquina sacudidora. Los sólidos que no son agregados al sistema para mejorar el comportamiento de una salmuera son considerados contaminantes. Los contaminantes incluyen arcillas de la formación, precipitados, y residuos de polímeros, entre otras cosas. Estos contaminantes se pueden filtrar en el sitio del pozo usando diatomita, un filtro de marco y placa y cartuchos absolutos de dos micrones.

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tat

Nota: No se debe enviar al pozo un fluido de terminación claro con una UTN (Unidad de Turbidez Nefelométrica) mayor de 40 ni una concentración de sólidos en suspensión mayor de 50 ppm. Las salmueras contaminadas en la planta deben ser tratadas con carbonato de sodio y/o BARASCAV y filtradas. Para que asiente el precipitado antes de la filtración, puede ser necesario un floculante. Aceite, destilado, grasa, y grasa de tuberías Los aceites producidos y demás hidrocarburos afectan la densidad de la salmuera y pueden también taponar las unidades filtrantes. Los hidrocarburos formarán una capa separada encima de la salmuera pesada y deben ser bombeados fuera de la superficie. Polímeros Las salmueras contaminadas con polímeros comúnmente no pueden ser filtradas sin tratamiento químico y/o tratamiento mecánico especial en la planta, donde se puede usar peróxido de hidrógeno para oxidar los polímeros y permitir la filtración. En el sitio del pozo, las píldoras de polímero usadas para desplazamiento deben ser atrapadas y aisladas del sistema de salmuera activa. Surfactantes Deben realizarse ensayos de compatibilidad y pruebas de daños a la formación con cualquier surfactante requerido para terminación. Manejo de los fluidos Un fluido de terminación o reparación debe ser protegido de la contaminación mientras el fluido es preparado, transportado y usado en el equipo de perforación; cualquier contaminación puede resultar en costosas consecuencias. Algunas salmueras son muy corrosivas para la piel y los ojos. Todo el personal de perforación que pueda tener contacto con estos fluidos debe ser entrenado tanto en el manejo de los fluidos como en seguridad personal.

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tat

Transporte de fluidos Para ayudar a mantener la calidad de las salmueras durante el transporte: 

Asegúrese de que el barco o camión esté limpio y seco antes de cargar la salmuera.



Atar en forma segura la manguera de transferencia de fluido y revisar continuamente la manguera por si tuviera fugas y roturas.



Asegurarse de que toda la salmuera sea transferida a la embarcación o camión, incluidas las salmueras en tanques de maniobra, trampas de arena, tanques de unidad cementadora, tanques de unidad de filtrado, tanques para preparar píldoras, etc.



Asegurar los tanques con correas en la embarcación o camión y verificar la densidad de la salmuera que se embarca para ayudar a explicar cualquier pérdida de densidad y/o aumentos o pérdidas de volumen Asegurarse de que todas las compuertas y válvulas de la embarcación o camión estén bien cerradas antes de abandonar el equipo de perforación.



Dar instrucciones a la persona encargada del transporte de que no transfiera ningún fluido de a bordo durante el transporte.

Nota: A menudo ocurren grandes pérdidas de volume debido a que algunos tanques de equipos de perforación y tanques de embarcaciones no hacen lugar al traslado de todo el fluido. En estos casos, considere rentar una pequeña bomba portátil o modificar los tanques del equipo de perforación. Preparación y limpieza del equipo de perforación Para asegurar el éxito de una operación de terminación o reparación es preciso ajustarse a ciertas medidas de precaución para ayudar a evitar pérdidas de fluido debidas a contaminación y fugas en los equipos. Antes de recibir fluido  Tapar todos los tanques abiertos que se usarán en el manejo del fluido de terminación. Para que no entre agua de lluvia en la salmuera mejor que lonas es una tapa sólida sobrepuesta con suficiente borde sobrante.  Lavar y secar todas las fosas y tanques que se usarán para manejar el fluido.  Lavar todas las tuberías y bombas con un chorro de agua de mar o agua dulce. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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 Limpiar y secar la zanja de retorno de lodo, la zaranda vibratoria, el receptáculo de la zaranda y la trampa de arena que está debajo del la zaranda vibratoria.  Sellar las compuertas de zanjas de retorno, las compuertas de la zaranda vibratoria y las válvulas de descarga, mediante calafateado con compuesto de siliconas o algún otro material compatible.  Desconectar o taponar todas las líneas de agua o diésel que conducen a los tanques.  Atar la manguera de entrega de fluido para evitar accidentes o pérdida de costoso fluido.  Realizar una reunión para establecer los métodos de comunicación de emergencia con personal de embarcaciones o camiones, para permitir la parade rápida de transferencia de fluido en caso de surgir problemas. Después de recibir fluido  Marcar el nivel del fluido en los tanques y vigilar pérdidas.  Inspeccionar fugas en tanques y válvulas de descarga.  Usar chorro de fluido de terminación para quitar el agua de mar o agua dulce de todas las líneas, bombas, equipos de control de sólidos, y desgasificadores. Durante operaciones de terminación o reparación  Vigilar el nivel del fluido en tanques y válvulas de descarga para comprobar pérdidas.  Vigilar si hay accidentales adiciones de agua en los tanques.  Restringir el uso de grasa de tuberías, limitándolo a una capa delgada solamente en extremos de roscas. Nota: Verificar la limpieza de los fluidos de terminación y que no contengan sólidos que puedan taponar una formación productiva. Los tanques y tuberías también deben estar libres de sólidos. Un agujero de clavija tapado con sólidos de lodo puede destaparse, dando por resultado la pérdida de un costoso fluido. Investigar de inmediato cualquier pérdida inexplicada de volumen.

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Seguridad personal La seguridad es importante cuando los trabajadores manejan fluidos de terminación o reparación. Para asegurar una operación exitosa, obsérvense las siguientes recomendaciones básicas:  Antes de recibir el fluido, mantener una reunión sobre seguridad, específica de la tarea, con todo el personal, incluyendo también a quienes no estén directamente involucrados en la operación de terminación o reparación (tales como el personal de producción).  Instalar estaciones de lavado de ojos y duchas en todas las áreas donde haya posibilidad de contacto con el fluido. Como mínimo deben instalarse estaciones de lavado de ojos en las áreas siguientes: — Piso del equipo de perforación (dos o más puntos) — Tanques de lodo (según se requiera para fácil acceso) — Area de la tolva mezcladora — Unidad patín de servicio de la bomba de alta presión — Cubierta de producción (debajo de áreas de manejo de fluidos)  Proveer dispositivos apropiados de protección de la vista a todo el personal que trabaje cerca de áreas de manejo de fluidos y que requiera el uso de dispositivos de protección de la vista.

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 Proveer indumentaria impermeable, guantes de goma,botas de goma y crema para la piel a todo el personal que va a trabajar en áreas de manejo de fluidos o que pueda entrar en contacto con el fluido. Si la salmuera entra en contacto con los ojos o la piel, o si se sospecha ingestión o inhalación, tomar las siguientes medidas de primeros auxilios:  Ojos. Lavar pronto los ojos con abundante agua durante quince minutos. Recurrir a atención médica.  Piel. Lavar la piel con abundante agua durante quince minutos. Si fuera necesario, lavar la piel con jabón.  Ingestión. Consultar la hoja de datos de seguridad de materiales en cuanto a información pertinente y recurrir a atención médica. Nota: Las regulaciones ambientales varían y es importante obtener las normas de guía específicas para el área donde se usará la salmuera. El cumplimiento de las reglamentaciones es obligatorio. Tipos de fluidos de terminación Los dos tipos básicos de sistemas de terminación y reparación son los sistemas de fluidos sin sólidos y los sistemas mejorados por sólidos. Sistemas de fluidos sin sólidos Un sistema de fluidos sin sólidos es el sistema preferido de terminación o reparación porque sus características protegen las formaciones. Además, los sistemas de fluidos sin sólidos sirven como excelentes fluidos de empaque que pueden acelerar las operaciones de reparación. Los sistemas de fluidos sin sólidos son soluciones de diversas sales que se clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes. La Tabla 3 detalla las soluciones monovalentes y bivalentes.

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Tabla 3: Soluciones monovalentes y bivalentes. Las soluciones monovalentes contienen sodio y potasio; las soluciones bivalentes contienen calcio y zinc. Soluciones monovalentes

Soluciones bivalentes



Cloruro de sodio

 Cloruro de calcio



Bromuro de sodio

 Bromuro de calcio



Formiato de sodio

 Bromuro de zinc



Cloruro de potasio



Bromuro de potasio



Formiato potasio



Formiato de cesio

de

Selección de sistema de fluido con sólidos Al determinar si un fluido se comportará eficazmente en la planeada operación de terminación o reparación considérense los siguientes factores: 

Densidad



Punto de cristalización



Compatibilidad de la salmuera/agua de la formación Corrosión

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Capítulo 3.desarrollo ingeniería 3.1. Estado Actual del pozo PTJ-X-6 El desarrollo del proyecto del tratamiento de agua para recuperación secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico: País: Bolivia Departamento: Santa Cruz Provincia: Sarah Localidad: Santa Rosa del Sara Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación: Petaca Pozos: PJS03, PJS-06 y PJS-10 Se encuentra en estado de declinación debido a que las presiones bajaron 3.2 Litología del pozo

El pozo x-6 Frecuentemente se realiza una simulación de un tratamiento de completación. Esta partedel proceso de evaluación es un programa prueba tratamiento prueba los resultados del yacimiento tratado se pueden acceder. Similarmente, La toma de datos precisos relacionados con la zona productora, son importantes la base de alguna discusiones mayores sobre la flexibilidad de la técnica y las variables económicas de los completamientos prueba los resultados del yacimiento tratado se pueden acceder.

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3.3. Completacion actual del pozo PTJ-X-6

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3.4 Métodos de recuperación Recuperación primaria.Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta urgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: A .-Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. B. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa generaun empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. C.Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%. El mecanismo de urgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La Surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

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Esquema de un pozo surgente

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción. Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes a. El bombeo mecánico El bombeo mecánico. Que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela b. Extracción con gas o Gas Lift Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente. c. Bombeo con accionar hidráulico Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos. d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos. f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator

Recuperación secundaria Inyección de agua Ciclo de vida de un yacimiento de petróleo Se lo define generalmente cuando el reservorio, ha mostrado uno o más períodos de declinación de la producción luego de una etapa de desarrollo. El uso de tecnología apropiada y una correcta evaluación técnico-económica, permiten optimizar la producción de los yacimientos maduros Campo patujusal Los campos Humberto Suarez Roca, Patujusal, Patujsal Oeste y Los Cusis, se encuentran ubicados en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz • El campo Patujusal fue descubierto el año 1992 por YPFB. • Reservorio productor la arenisca Petaca, perteneciente al Sistema Terciario. • Profundidad media del reservorio 1580m (TVD) • Inició su etapa de producción el año 1993. • Pozos • 18 pozos perforados. o 17 pozos productores. • 6 pozos horizontales. • 3 verticales. • 8 dirigidos o 1 pozo seco. • El reservorio productor es un Yacimiento de petróleo sub saturado: • Gravedad 34°API. • OWC estimado en -1384msnm • Mecanismo de empuje: expansión de fluidos. • Presión original 2270 psi

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Propiedades de la roca y de los fluidos Actividades realizadas con el objetivo de incrementar la producción 1. Instalación del sistema de gas lift. 2. Perforación del primer pozo horizontal. 3. Sísmica 3D 4. Perforación de pozos. 5. Inyección de agua • • • •

En jul/97 se puso en marcha el sistema de gas lift, en los todos los pozos del campo. Optimizar la producción con el sistema de gas lift: Implica un constante monitoreo del volumen de gas inyectado por pozo así como el funcionamiento de las válvulas. La capacidad de compresión en Patujusal es de 5MMpcd.

En oct./97 se registro un caudal de producción de 2405bpd de petróleo * En agosto/98, se perfora el primer pozo horizontal del campo (PJS-13H) . * En marzo/01 se amplia choque registrándose una producción de 2704 bpd. * El año 2001 se lleva a cabo la adquisición de la sísmica 3D, abarcando los campo Patujusal y Los Cusis. * Como resultado de la interpretación de la sísmica 3D, se descubre el campo petrolífero Patujusal Oeste, estructura ubicada la Oeste del campo Patujusal. . Proyecto de Inyección de agua • Factores considerados para la inyección de agua: o Alta declinación. o Incremento de la producción de agua. o Problemas de medio ambiente. o El objetivo mejorar la recuperación de petróleo a través del mantenimiento y/o incremento o de la presión de reservorio. Lineamientos del proyecto o Proyecto piloto Tipo de Inyección Periférico. Pozo inyector PJS-6H Pozos monitores de presión PJS-5D,PJS-9 Pozos receptores de la inyección PJS-13H, PJS-7,PJS2D. Fuente de suministro de agua El agua de formación producida. • Se definió un modelo de depositación correspondiente a ambiente continental de tipo fluvial. • Modelo Geológico en RMS Facies. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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• Canales principales de arena. • Canales secundarios, albardones y rebalses. • Depósitos de planicies de inundación y canales abandonados. • Canal de relleno abandonado y calcita – Distribución de Facies • Condicionada a registros de los pozos • Guiada por la información de sísmica • Calibrada con muestras de roca • Generadas por zona geológica (Zona1 a Zona 5) – Malla • Celdas de 50m X 50m X 0.5m • Número total de celdas en el modelo RMS: 6.5MM • Parámetros de calidad del agua • Calidad del agua. – En función a los resultados de laboratorio, se definieron los parámetros de la calidad del agua: * Inyección de agua * Infraestructura * A fin de lograr obtener los parámetros de calidad del agua, se efectuaron las siguientes instalaciones: * Tanque pulmón. * Un tanque sckimer. * Dos filtros de arena. * Tanque de almacenaje * Una Bomba quíntuple. * Filtros de cartucho en la cabeza de los pozos inyectores. * En nov/2003 se da inicio al proyecto piloto de inyección de agua. * El caudal de inyección era de aproximadamente 1200 bpd de agua. * A los 6 meses aproximadamente de la puesta en marcha del proyecto, se observa un cambio de pendiente en la declinación. * En ene/2005, se habilitan como pozos inyectores el PJS-3D y PJS-10D. * Con los tres pozos inyectores, el caudal de inyección se incremento a 1600 bpd. Seguimiento y control de la Inyección * Seguimiento y control de la inyección. o Los parámetros de control de la inyección son:  Presión de reservorio.  Comportamiento de los pozos :  Inyectores  Productores.  Calidad del agua.  Condiciones de operación de la planta y de las facilidades. Consiste en la inyección de un fluido (gas o agua) dentro de un reservorio mediante pozos inyectores, empujando los hidrocarburos hacia pozos productores. Inyección de agua: El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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alrededor del petróleo. El método de inyección de agua es usado por los productores de petróleo para recuperar el petróleo remanente, una vez que se ha terminado con la producción primaria En muchos casos, este petróleo remanente es un 75% del petróleo que habrá originalmente en el reservorio. Bombeando agua bajo presión a la formación mediante pozos inyectores y espaciando éstos alrededor de un pozo productor, se logra que el agua inyectada empuje las gotas de petróleo hacia el pozo productor para su recuperación secundaria. El agua inyectada puede ser agua de mar, agua fresca o agua producida conjuntamente con el petróleo. En cualquier caso requiere tratamiento previo a su inyección, ya que pueden causar algunos problemas y más aún cuando no es compatible con el agua de formación. Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado. En un sistema cerrado el agua no entra en contacto con el aire para prevenir su contaminación con oxígeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada. Un sistema cerrado generalmente consta de tanques de almacenamiento de agua, tuberías de los tanques de almacenamiento a los equipos de clarificación y filtración, tanques de almacenamiento de agua tratada, bombas de inyección y líneas que distribuyen el agua a los diferentes pozos de inyección. Se colocan medidores de flujo en las cabezas de los pozos para medir los flujos de inyección a cada pozo. En cambio, un sistema abierto permite el contacto del aire con ci agua y normalmente se aplica cuando hay abundancia de ácido sulfhídrico, hierro, turbidez y otros contaminantes cuya eliminación es más simple y económica por precipitación y/o aereación

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Esta aplicación va para el campo Patujusal, formación Petaca

Esquema de inyección de gas

En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento. Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria: Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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 

Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento; Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias;  Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento. a. Reinyección del gas (gas-drive) por encima o atrás del petróleo.La Sgc originada en un “gas drive” producto de la despresurización de un yacimiento (gas drive interno) es diferente de la originada por la inyección de gas (gas drive externo). La saturación de gas media, necesaria para permitir el flujo de gas difiere notablemente en ambos procesos. Las muestras de laboratorio suelen comportarse, generalmente, de manera heterogénea5,6 dado que la heterogeneidad habitualmente encontrada en la escala de reservorio se extiende hasta la escala de laboratorio. Estos medios heterogéneos presentan características especiales tales como: !"Suelen obtenerse diferentes resultados en los barridos horizontales y verticales. El origen de esta diferencia obedece a que los barridos horizontales producen inyecciones diferenciales en las diferentes capas mientras que en los barridos verticales (o en flujo cruzado), por todas las capas circula el mismo caudal!” b. Drenaje con agua caliente o con vapor, más costoso, pero permite recuperar el 90% del yacimiento.Es un proceso de desplazamiento y consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros.

Recuperación terciaria Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes que puede contener electrolitos, polímeros, entre otros inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión. Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperaciónm conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos. Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen: 1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas 



El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación. En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de

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este método de recuperación mejorada:

2. Procesos de inyección de surfactante El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.

3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP). Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad.

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En el grafico siguiente se muestra un esquema del proceso:

3.5 Seleccion del método adecuado para el pozo PTJ-X-6 Recuperación Secundaria Inyección de agua Ciclo de vida de un yacimiento de petróleo Se lo define generalmente cuando el reservorio, ha mostrado uno o más períodos de declinación de la producción luego de una etapa de desarrollo. El uso de tecnología apropiada y una correcta evaluación técnico-económica, permiten optimizar la producción de los yacimientos maduros Campo patujusal Los campos Humberto Suarez Roca, Patujusal, Patujsal Oeste y Los Cusis, se encuentran ubicados en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz  El campo Patujusal fue descubierto el año 1992 por YPFB.  Reservorio productor la arenisca Petaca, perteneciente al Sistema Terciario.  Profundidad media del reservorio 1580m (TVD)  Inició su etapa de producción el año 1993.  Pozos  18 pozos perforados. o 17 pozos productores.  6 pozos horizontales. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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 3 verticales.  8 dirigidos o 1 pozo seco.  El reservorio productor es un Yacimiento de petróleo sub saturado:  Gravedad

34°API.

 OWC estimado en -1384msnm  Mecanismo de empuje: expansión de fluidos.  Presión original 2270 psi Propiedades de la roca y de los fluidos

Reservorio

Saturación agua % 20.4 49.0

Porosidad %

Petaca Reservorio Petaca

Factor Temperatura Presión Volumétrico ºF Inicial psi bbl/bbls 155 1.3 2270

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GOR pc/bbl 362

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Actividades realizadas con el objetivo de incrementar la producción 1. Instalación del sistema de gas lift. 2. Perforación del primer pozo horizontal. 3. Sísmica 3D 4. Perforación de pozos. 5. Inyección de agua •

En jul/97 se puso en marcha el sistema de gas lift, en los todos los pozos del campo.

•

Optimizar la producción con el sistema de gas lift: 

•

Implica un constante monitoreo del volumen de gas inyectado por pozo así como el funcionamiento de las válvulas.

La capacidad de compresión en Patujusal es de 5MMpcd.

En oct./97 se registro un caudal de producción de 2405bpd de petróleo  En agosto/98, se perfora el primer pozo horizontal del campo (PJS-13H) .  En marzo/01 se amplia choque registrándose una producción de 2704 bpd.  El año 2001 se lleva a cabo la adquisición de la sísmica 3D, abarcando los campo Patujusal y Los Cusis.  Como resultado de la interpretación de la sísmica 3D, se descubre el campo petrolífero Patujusal Oeste, estructura ubicada la Oeste del campo Patujusal. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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. Proyecto de Inyección de agua •

Factores considerados para la inyección de agua: o Alta declinación. o Incremento de la producción de agua.  Problemas de medio ambiente.

o El objetivo mejorar la recuperación de petróleo a través del mantenimiento y/o incremento o de la presión de reservorio. Lineamientos del proyecto o Proyecto piloto Tipo de Inyección

Periférico.

Pozo inyector

PJS-6H

Pozos monitores de presión

PJS-5D,PJS-9

Pozos receptores de la inyección

PJS-13H, PJS-7,PJS2D.

Fuente de suministro de agua El agua de formación producida. •

Se definió un modelo de depositación correspondiente a ambiente continental de tipo fluvial.

•

Modelo Geológico en RMS Facies.

–

–

•

Canales principales de arena.

•

Canales secundarios, albardones y rebalses.

•

Depósitos de planicies de inundación y canales abandonados.

•

Canal de relleno abandonado y calcita

Distribución de Facies •

Condicionada a registros de los pozos

•

Guiada por la información de sísmica

•

Calibrada con muestras de roca

•

Generadas por zona geológica (Zona1 a Zona 5)

Malla •

Celdas de 50m X 50m X 0.5m

•

Número total de celdas en el modelo RMS: 6.5MM

•

Parámetros de calidad del agua

•

Calidad del agua. –

En función a los resultados de laboratorio, se definieron los parámetros de la calidad del agua:

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*

Inyección de agua

*

Infraestructura *

A fin de lograr obtener los parámetros de calidad del agua, se efectuaron las siguientes instalaciones: *

Tanque pulmón.

*

Un tanque sckimer.

*

Dos filtros de arena.

*

Tanque de almacenaje

*

Una Bomba quíntuple.

*

Filtros de cartucho en la cabeza de los pozos inyectores.

*

En nov/2003 se da inicio al proyecto piloto de inyección de agua.

*

El caudal de inyección era de aproximadamente 1200 bpd de agua.

*

A los 6 meses aproximadamente de la puesta en marcha del proyecto, se observa un cambio de pendiente en la declinación.

*

En ene/2005, se habilitan como pozos inyectores el PJS-3D y PJS-10D. *

Con los tres pozos inyectores, el caudal de inyección se incremento a 1600 bpd.

Seguimiento y control de la Inyección  Seguimiento y control de la inyección. o Los parámetros de control de la inyección son: 

Presión de reservorio.



Comportamiento de los pozos :

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 Inyectores  Productores. 

Calidad del agua.



Condiciones de operación de la planta y de las facilidades.

Área de influencia de la inyección de agua

Seguimiento y control de la Inyección

Seguimiento y control de la inyección. o Los parámetros de control de la inyección son: Presión de reservorio. Comportamiento de los pozos : Inyectores Productores. Calidad del agua. Condiciones de operación de la planta y de las facilidades Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Seguimiento y control

Control de admisión de los pozos inyectores a través de los gráficos Hall

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Seguimiento y control Control de la producción

Balance de la producción y reservas Variable

Valor

Unidades

Gross Vol. Roca

250,603,247

m3

Net/Gross Ratio

0.42667

Net Vol Roca

106,924,887

m3

0.204

dec.

Sw

0.49 dec.

Bo

1.3

Bbl/Bbl std

Vois

8,557,281

m3

1m3

6.290

Bbls.

Vois

53,823,868

Bbls

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*

Seguimiento y control de la inyección de agua

Cambio pendiente

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Cuadros comparativos Resuperacion primaria

Recuperación secundaria

Recuperación terciaria

Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda.

• Bases sólidas de datos del reservorio.. • Barrido volumétrico

Profundidad. • Cantidad de petróleo estimada en el reservorio.

La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotadoracionalmente puede llegar al 60%, es el que me genera el factor de recobro másalto para una recuperación primaria Lo que se busca con la recuperación primaria es extraer la mayor cantidad depetróleo

• Esquema de inyección consistente con naturaleza y continuidad del reservorio.

• Viscosidad.

• Zona productiva aislada.

• Densidad.

• Barrido volumétrico

• Métodos Miscibles

Inyección de Gas.

Extracción con solventes

Métodos térmicos

Inyección de Vapor. Combustión “In Situ” Métodos Químicos Inundación Química Recuperación con Microorganismos

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3.6 Parametros necesarios PTJ-X-6

•

Los parámetros de la calidad del agua son medidos y reportados en diferentes puntos del sistema.

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3.7. Determinacion de calcuos básicos necesarios para la aplicación del método PTJ-X6 Tubería de perforación de: 5 in., 19,50 lb/ft hasta 8.000 ft 3 ½ in. 13,3 lb/ft hasta 16.800 ft 1.000 ft de portamechas de 4 ¾ in DE x 2 1/4 in. DI Sistema de superficie: Tres tanques: 7 ft de alto, 6 ft de ancho, 31 ft de largo. En dos tanques hay 64 in. de lodo, y en el otro tanque hay 46 in. de lodo con la columna de perforación dentro del pozo Caracteristicas geometricas y mecanicas de la tuberia de revestimiento Diámetro Nominal (pulg)

7

9 5/8

10 3/4

20

Peso Nominal (lbs/pie)

Grado

Diámetro Drift (pulg)

Diámetro Interior (pulg)

Resistencia al Colapso (psi)

Resistencia al Tension (psi)

17,00

H-40

6,413

6,538

1420

196000

23,00

L-80

6,241

6,366

3830

532000

35,00 32,30

P-110 H-40

5.879 8,845

6.004 9,001

13020 1320

1119000 365000

36,00

K-55

8,765

8,921

2020

564000

53,60

P-110

8,379

8,535

7950

1710000

32,50

H-40

10,036

10,192

840

367000

51,00

C-90

9,694

9,850

3400

1310000

65,70

P-110

9,404

19,124

7500

2088000

94,00

H-40

18,936

19,124

520

1077000

94,00

J-55

18,936

19,124

520

1480000

133,00

Ñ-55

18,542

18,730

1420

2125000

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Características geométricas y mecánicas de la tubería de producción Diámetro Nominal (pulg)

2 3/8

2 7/8

3½

4

Peso Nominal (lbs/pie)

Diámetro Drift (pulg)

Grado

Diámetro Interior (pulg)

Resistencia al Colapso (psi)

Resistencia al Tension (psi)

4.6 6.6 7.45 6.4 7.8 10.5 9.3 7.7 15.5 9.6

J-55 T-95 C-90 N-80 P-110 C-90 N-80 H-40 L-80 H-40

1.901 1.691 1.609 2.347 2.229 1.997 2.867 2.943 2.423 3.423

1.995 1.785 1.703 2.441 2.323 2.091 2.992 3.068 2.548 3.548

8100 20670 21860 11170 19090 21200 10540 4630 18800 4050

0.00404 0.00309 0.00281 0.00578 0.00524 0.00424 0.00869 0.00914 0.00630 0.00331

11 18.9

J-55 T-95

3.351 2.875

3.476 3.000

6590 20780

0.00380 0.00874

El fluido está diseñado para controlar un pozo en caso de falla del hardware de fondo de pozo, sin dañar la formación productiva o los componentes de la terminación. Habitualmente, los fluidos de terminación de pozos son salmueras (cloruros, bromuros y formiatos), pero en teoría podrían ser cualquier fluido con características adecuadas de densidad y flujo. El fluido debe ser químicamente compatible con la formación prospectiva y los fluidos, y en general se somete a un alto grado de filtrado para evitar la introducción de sólidos en la región vecina al pozo. Rara vez, un fluido de perforación común es adecuado para las operaciones de terminación debido a su contenido de sólidos, pH y composición iónica. En algunos casos, los fluidos de perforación de yacimiento (que no dañan la formación) pueden resultar apropiados para ambos fines. El fluido de terminación es aquel en el que se realiza la operación de hacer producir el pozo (estará en contacto con la formación). Este fluido debe cumplir con la función de no afectar (o hacerlo lo mínimo posible) la formación productora y mantener el control del pozo.

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POZO PATUJUSAL El Campo Patujusal (PJS) fue descubierto con la perforación del pozo Pjs-X1 a una profundidad moderada de 2200 mts. Este pozo fue perforado en marzo de 1993 con una producción de petróleo de 34.8 ºAPI en la formación Petaca. El reservorio Petaca es un campo subalterno-saturado con una presión original de 2270 psi @ una profundidad de -1366.4 metros sobre el nivel del mar. El mecanismo de impulso del reservorio es el efecto combinado de la expansión de fluidos y/o posiblemente la actividad del acuífero. Actualmente el campo tiene un pozo vertical, PSJ-7,; siete pozos direccionales PJS-2D, PJS-3D, PJS-4D, PJS-5D, PJS-8DST, PJS-9D, y PJS-10A, PJS-16D, PJS-18D,; y, cinco pozos horizontales, PJS-13H, PJS-12H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-1STH,. En Nov-2003 un proyecto piloto para inyección de agua empezó. La proporción de inyección fue de 1200 a 2100 bpd. Pozo PJS-6H se usó para este propósito. Las buenas indicaciones del reservorio alientan para extender la inyección con 2 pozos adicionales (PJ-3D y PJS-10A) durante 2005. La producción del Campo de Patujusal en diciembre de 2004 era lo siguiente

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Formación estratigráfica



la Formación de Petaca es un reservorio de hidrocarburo productivo que contiene 34.8 API

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La Formación de Yecua



La Formación de Tariquia

El resumen de volúmenes originales y reservas de aceite, condensado y gas Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Arreglo del pozo inyector Pjs-6

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INGENIERÍA DEL PROYECTO VELOCIDAD ANULAR Donde: Va = Velocidad anular en pies/min. Q = Gasto de bomba en gal/min. D = Diámetro del agujero en pulg. D = Diámetro de la T.P. en pulg. o Va = Q x Factor

CAIDA DE PRECIÓN DE FLUJO TURBULENTO P =Caída de presión por fricción en el interior del tubo en lbs/pulg2. Q =gasto de bomba en gal/min. G =peso de fluido en m. L =Longitud de tubería en m La =longitud del espacio anular en m. Asignatura: fluidos de perforación Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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D =Diámetro interior del tubo en pulg. D4 =Diámetro mayor del espacio anular en pulg. D3 =Diámetro menor del espacio anular en pulg. Pa =Caída de presión por fricción en el espacio anular en Lbs/pulg2. Vp = Viscosidad plástica ( corresponde al fluido plástico de tipo Bingham) en centipoises ( cp)

VOLUMEN DE AGUA PARA UNA LECHADA Va = P – Vs x D D – Da Va = Volumen de agua en Lt/saco. P = Peso de un saco en Kg. D = Densidad de la lechada en Kg/Lt. Da = Densidad del agua en Kg/Lt. VI = Volumen de la lechada en lt/saco. Vs = Volumen de un saco de cemento en Lt/saco

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DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD EN UN FLUIDO AGREGADO AGUA O ACEITE CONSERVADO EL VOLUMEN CONSTANTE. V = Volumen del fluido por reemplazar con agua o aceite Para disminuir la descendencia m3 o lts. DL =Densidad del fluido en gr/cm3 Df 0 Densidad del agua ó aceite en gr/cm3. Da = densidad del agua ó aceite en gr/cm3. V1 = Volumen del fluido que desea bajar la densidad en M3 olts. V=1.45-1.40 x240.0 =26.66 m3 0 27m3 1.45-1.0 A la prof. Desarrollada se le resta a donde se tomó la desviación y el resultado se multiplica por el Cos. Del ángulo promedio de la última estación y se le suma a la Prof. Vert. Y a la vez se le resta a la Prof. Vert.. objetivo este resultado se divide, entre el Cos del Áng. Prom. De la última estación y el resultado de la suma a la Prof. Desarrollada y este será la Prof. A perforar.

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MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR RESISTENCIA AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMACIÓN EXPUESTA Se cemento una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2700m y se efectuó una prueba de goteo que aporto una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm3 Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65gr/cm3 se obtiene con la siguiente ecuación:

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Longitud TP 4 ½ pg (D.I.= 3.826 pg ) 3.188m Longitud TP 4 ½ pg HW (D.I. = 2.750pg)110m Longitud herramienta 8 pg (D.I. = 3000 pg ) 152m Prof total 3450m

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Titulo.fluidos de perforación Autores/as tapia

Capitulo 4 Cronograma de actividades Tabla . Cronograma de actividades por realizar ACTIVIDADES DIAS Lunes Martes Miércoles Jueves

Definición del problema. Recopilación de datos Planteamiento de la hipótesis y objetivos Conclusión del proyecto

Capitulo 5 conclusiones y recomendaciones En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento. Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria: •Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento; Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias; Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento. •. El éxito de un sistema de tratamiento de agua de inyección depende principalmente del cuidado que se tenga en el seguimiento y control continuo dela calidad del agua a lo largo del sistema desde la fuente proveedora de agua hasta los pozos inyectores. En la mayoría de los casos la correcta utilización y control de los aditivo químicos juegan el papel más importante sobre la calidaddel agua inyectada

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Referencias Diego armando Hernández Domínguez (2014).Diseño de un fluido de terminación. Tesis de ingeniería no publicada, Universidad Veracruzana, 3. David Hawker, Karen Vogt, Allan Robinson (2002). Datalog Manual de operaciones en el pozo, 91-92. Baroid, a Halliburton Company (1999, 2000).Baroid Fluids Handbook, 250,257258-259. Yasser García Hernández (2014). Aplicación de los fluidos de terminación. Tesis de ingeniería no publicada, Universidad Veracruzana, 43. Schlumberger, Pemex (Exploración y Producción) (2008). Formulación, mantenimiento y aplicaciones de los fluidos de terminación. Recuperado el 25 de Abril de 2017 de https://es.scribd.com/doc/59915496/08-Fluidos-BaseAceite# Petróleo Moderno Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia” Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar” Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca Enginerering conversion factores b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3) www.ENERGYPRESS.com

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