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UNIVERSIDAD TECNOLOGICA
EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA
ESCUELA TECNOLOGIA EN PETROLEOS
ESTIMULACION MATRICIAL DE UNA FORMACION EN LA
CUENCA ORIENTAL ECUATORIANA USANDO NITROGENO Y
UNIDAD DE COILED TUBING
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN
PETRÓLEOS
ANDRES GIOVANNY ZOQUE VIVAS
DIRECTOR: ING. MARCO CORRALES PALMA
Quito, Septiembre 2004
DECLARACION
Y o Andrés Giovanny Zoque Vivas, declaro bajo juramento que el trabajo aquí escrito es
de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación
profesional; y he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, según lo
establecido por la ley de propiedad intelectual, por su reglamento y por la normativa
institucional vigente.
___________________
Andrés Zoque Vivas.
CERTIFICACION
Certifico que el trabajo de “Estimulación matricial de una formación en la cuenca
oriental ecuatoriana usando nitrógeno y unidad de Coiled tubing” fue desarrollada por
Andrés Giovanny Zoque Vivas, bajo mi supervisión.
________________________
Ing. Marco Corrales Palma
DIRECTOR DE PROYECTO
DEDICATORIA
La culminación del presente trabajo concreta un esfuerzo dedicado al cumplimiento de
los objetivos propuestos para mi superación profesional.
La comprensión y valor familiar de mis padres que cumplieron a cabalidad su deber,
fueron siempre un estímulo y razón de vida productiva cultivada con el afecto y
sentimientos que solo pueden ofrecer los seres queridos por los que se lucha por la
superación humana y material.
A ellos dedico este esfuerzo en homenaje de admiración y cariño.
Andrés Zoque Vivas.
AGRADECIMIENTOS
En el camino de la superación profesional, el técnico debe estudiar permanentemente los
objetos y fenómenos que maneja en su cotidiana labor; en este esfuerzo la oportunidad
de perfeccionamiento ha sido gracias a la Universidad Tecnológica Equinoccial y su
modalidad de formación profesional.
La ayuda fundamentalmente de los catedráticos, técnicos y las empresas vinculadas a la
industria petrolera, merecen el reconocimiento por permitir que, esfuerzos humanos
concentrados en el estudio del fenómeno petrolero, culminen la meta de habilitarse para
una vida fecunda al servicio de la comunidad.
Este informe técnico fue estructurado con ayuda del Ingeniero Marco Corrales,
catedrático universitario y excepcional profesional a quien expreso mi profunda gratitud.
Andrés Zoque Vivas
RESUMEN
La estimulación matricial es una técnica relativamente simple, considerado uno de los
más efectivos métodos para realzar la productividad del pozo y mejorar la recuperación
de hidrocarburos. La ciencia de acidificación fue originada hace más de 100 años, el
entendimiento inicial fue dado por observaciones empíricas en laboratorios y pruebas de
campo, seguido por extensivas investigaciones y desarrollo de trabajos llevados a cabo
por cientos de científicos e ingenieros.
El estudio de flujo en núcleos, investigaciones mineralógicas, análisis de reacciones
cinéticas, modelación físico-química, ensayos de solubilidad, reacción de productos y
subproductos; son algunos de los muchos aspectos de la acidificación matricial. Además
esta ciencia ha sido investigada con técnicas analíticas sofisticas, acopladas con
modelación por computadora; que ha permitido examinar detalladamente los procesos
de acidificación, para proveer un mejor entendimiento de los potenciales problemas que
se pueden presentar en la formación y como evitarlos.
La acidificación de carbonatos es usualmente desarrollada con ácido HCl, excepto en
situaciones en donde la temperatura es muy alta y la corrosión es una consecuencia. En
tales situaciones ácidos orgánicos, probablemente ácidos fórmico y acético son usados
por que ellos tienen mucho menos agresividad, disminuyendo sus coeficientes de
reacción al permitir penetraciones más profundas de ácido vivo y la creación
preferencial de huecos de gusanos largos a través del daño cerca del borde de pozo.
La selección de un apropiado diseño de ácido para formaciones de areniscas es más
complicado que de carbonatos. Parte de la raíz del problema es la compleja y natural
heterogeneidad de la mayoría de matrices de areniscas; las interacciones entre los
diferentes tipos minerales como arcillas, feldespatos, cloritas, montmorillonita, mica
moscovita, caolinita y la inyección del ácido, depe nde no solo de la composición
química de ambos, si no también de la temperatura, presión, superficie morfológica,
distribución de tamaño del poro y composición de los fluidos en los mismos.
Algunas aproximaciones usadas para retardar el ácido, han sido pulidas incluyendo
sistemas HF ó sistemas orgánicos, ácido flúor bórico, mezclas de esteres y fluoruros para
generar “HF in situ” por hidrólisis térmica; otros que han sido incluidos, como el uso de
ácido hexafluoruro–fosforito o ácido hexafluorurotítanico, en general sistemas que
generan ácido “in situ”.
Mitigar las indeseables reacciones entre ácido y formación generando subproductos de
los ácidos, ha sido fruto de muchas propiedades de fórmulas químicas, como el cambio
de algunas de las aplicaciones de las normas usadas en acidificación matricial. La
generación de ácidos consiste de mezclas de ácidos HCl : HF, conocidos en la industria
como “mud acid”; la relación del HCl : HF fue 4:1, sin embargo esto ha sido cambiado,
ya que puede ser necesario increme ntar esta relación hasta 12:3.
La explicación para estas relaciones de ácido HCl : HF altas, es la disolución de arcillas
por HF. Las mezclas de ácidos producen muchos productos de reacción secundaria que
pueden precipitar en la formación y pueden causar daño; Estos productos de reacción
son ligeramente más solubles, si el pH es mantenido bajo, a través del tratamiento y
durante el retorno del ácido gastado; muchas fórmulas de acidificación contienen
estabilizadores de arcillas para mitigar el problema.
Durante el tratamiento, los ácidos atacan el acero de la comple tación de fondo y
producen soluciones de sales de hierro, mientras generan gas hidrogeno, dependiendo
de la metalurgia del acero, tipo de ácido, fuerza del ácido y temperatura, la reacción
pueden ser más o menos vigorosa; para evitar esto usamos inhibidores de corrosión,
cuya habilidad para proteger el acero es dependiente de la dispersión del inhibidor en el
ácido, porque el mecanismo de protección, involucra la creación de una película
inhibidora en la superficie del metal.
SUMARY
Matrix stimulation is a relatively technique that is one of the most effective methods to
enhance well productivity and improve hydrocarbon recovery. The science of acidizing
originated more than 100 years ago, improved understanding initially came from
empirical observation, in the field fo llowed by extensive research and development work
carried out by thousands of scientists and engineers.
Core flow studies, geological and mineralogical investigations, reaction kinetics,
Physicochemical modelling of the propagating core flow; solubility testing and reaction
products analysis are some of the many aspects of matrix acidizing. Also that have been
investigated; sophisticated analytical techniques, Coupled with co mputer modelling,
have allowed detailed examination of the acidizing Process to provide a better
Understanding of potential pif- falls and how to avoid them.
Carbonate acidizing is usually performed with HCl except in situations where
temperature are very high and corrosion is an issue; In such situations, Organic acids
like acetic or formic acids are used because they are much less aggressive; Occasionally,
it may be beneficial to retard acid formulas, slowing their reaction rate to allow deeper
penetration of live acid and preferential creation of large wormholes through any near
well bore damage.
Selection of an appropriate acid design for sandstone formations is a more esoteric
matter, part of this problem stems from the complex and heterogeneous nature of most
sandstone matrices; interactions between the many different mineral species such as
clays, feldspar, chlorite, montmorillonite, muscovite mica, kaolinite, and the injected
acid depend not only on the chemical composition of both but also on temperature,
pressure, surface morphology, pore size distribution, and pore fluid composition.
Some approaches used to retard the acid have included buffered HF Systems or organic
systems, fluoroboric acid, and mixtures of esters and fluorides to generate HF in situ by
thermal hydrolysis; other have included the use of hexaflurophosphoric acid or
hexaflurotitanic acid, in general systems that generate acid in situ.
Mitigating undesirable reactions to their sub products has spawned many proprietary
chemical formulas as well as changing some of the application guidelines used in matrix
acidizing, the generic acids consist of mixtures of HCl : HF, acid, known in the industry
as mud acid; the HCl : HF ratio was 4:1; however, it has been suggested that it may be
necessary to increase this ratio to as much as 12:3.
The rationa le for these relatively high HCl : HF ratios is that dissolution of clays by HF,
mixtures produces many secondary reaction products that can cryoprecipitate in the
formation and cause damage ; these damaging reaction products are slightly more
soluble if the pH is kept low through–out the treatment and during flow back; many
acidizing formulas contain clay stabilizers to mitigate the problem.
During treatment, acids attack steel to produce solutions of iron salts while generating
hydrogen gas, depending on the steel metallurgy, type of acid, acid strength and
temperature, the reaction may be more or less vigorous the ability of these materials to
protect steel is dependent on the proper dispe rsion of the inhibitor in the acid because the
protection mechanism involves creation of an inhibitory film on the metal surface.
Surfactants encompass a very diverse group of chemicals including foaming agents,
water–wetting agents, oil–wetting agents, emulsifiers, demulsifies and anti–sludge
agents; all these agents have effects on surface and/or interfacial tension. Water–wetting
surfactants lower the tension of aqueous fluid to penetrate small pores and to react with
the matrix constituents; surfactants also improve the recovery of these same fluids after
the treatment.
CONTENIDO
PORTADA
DECLARACION
CERTIFICACION
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTO
RESUMEN
SUMARY
CONTENIDO
LISTA DE ANEXOS, CUADROS Y GRAFICOS
CAPITULO I.
INTRODUCCION Pág.
1.1 Generalidades………………………………………………………………………. 1
1.2 Importancia ………..…………………….………………………………………… 2
1.3 Objetivos de la Investigación.……………………………………………………… 3
1.3.1 Objetivo General………………..……………………………………………… 3
1.3.2 Objetivos Específicos………………………..…………………………..…...... 3
1.4 Idea a Defender…………………………………………………………………….. 3
CAPITULO II.
REVISIÓN DE LITERATURA Pág.
2.1 Características del Reservorio………………………………………………………. 4
2.1.1 Características Petrofísicas……………………………………………………....... 4
2.1.1.1 Porosidad.……………………………………………………………………….. 4
2.1.1.2 Permeabilidad……………………………………………………………..…….. 5
2.1.1.3 Relación entre la Permeabilidad y Porosidad………………………..………….. 5
2.1.2 Características físicas………………………………………………………….. 5
2.1.2.1 Temperatura…………………………………………………………………… 5
2.1.2.2 Presión………………………………………………………………………… 5
2.1.3 Características Litológicas…………………………………………………….. 6
2.1.3.1 Cuencas de Sedimentación……………………………………………………. 6
2.1.3.2 Formaciones…………………………………………………………………… 6
2.2 Propiedades de la Roca Reservorio………………………………………………....7
2.2.1 Rocas Sedimentarias……………………………………………………………7
2.2.1.1 Areniscas………………………………………………………………………. 7
2.2.1.1.1 Porosidad y Permeabilidad de Areniscas…………………………………...7
2.2.1.2 Rocas Carbonatadas………………………………………………………….... 8
2.2.1.2.1 Porosidad y Permeabilidad de Carbonatos……………………………….....8
2.2.2 Arcillas y Esquitos………………………………...……………………………...9
2.3 Definición del daño de formación………………………………............................ 10
2.3.1 Mecanismo de daño………………………………...………………………… 11
2.3.1.1 Daño durante la perforación………………………………...………………… 11
2.3.1.1.1 Daño por filtrado………………………………...…………………………11
2.3.1.1.2 Daño por sólidos del fluido de perforación………………………………...12
2.3.1.2 Daño durante la cementación………………………………...………………...12
2.3.1.3 Daño durante el punzonado………………………………................................12
2.3.1.4 Daño durante la producción………………………………................................13
2.3.1.4.1 Deposición de escalas inorgánicas………………………………................13
2.3.1.4.2 Deposición de escalas Orgánicas………………………………..................14
2.3.1.4.3 Problemas de Corrosión………………………………................................14
2.3.1.4.4 Problemas de Agua………………………………...……………………….15
2.3.1.5 Daño durante el reacondicionamiento……………………………….................16
2.3.1.5.1 Daño durante la acidificación………………………………........................16
2.3.1.5.2 Daño por incompatibilidad química………………………………..............17
2.3.1.6 Otros daños de formación………………………………...................................17
2.3.1.6.1 Bloqueo por agua………………………………..........................................17
2.3.1.6.2 Bloqueo por emulsiones………………………………...............................18
2.3.1.6.3 Cambios de humectación………………………………..............................18
2.3.2 Detección del daño de formación……………………………….......................18
2.3.2.1 Efectos del factor de daño..................................................................................19
2.3.2.2 Determinación del daño..................................................................................... 19
2.3.2.2.1 Curvas de producción...................................................................................19
2.3.2.2.2 Restauración de presión............................................................................... 20
2.3.2.2.3 Ensayo de inyección.....................................................................................20
2.3.3 Cuantificación del daño......................................................................................20
2.3.3.1 Análisis de laboratorio........................................................................................21
2.3.3.1.1 Análisis para identificación de escalas inorgánicas......................................21
2.3.3.1.2 Análisis para identificación de escalas orgánicas.........................................22
2.3.3.1.3 Análisis para identificación de corrosión......................................................22
2.3.3.1.4 Otros procedimientos analíticos....................................................................23
2.4 Definición de estimulación matricia l........................................................................24
2.4.1 Fluidos de tratamiento ácido...............................................................................25
2.4.1.1.1 Ácido Clorhídricos........................................................................................25
2.4.1.1.2 Ácido fluorhídrico.........................................................................................26
2.4.1.1.3 Ácido Acético................................................................................................26
2.4.1.1.4 Ácido fórmico................................................................................................27
2.4.2 Propiedades de los fluidos de tratamiento...........................................................27
2.4.2.1 Potencial de hidrógeno........................................................................................27
2.4.2.2 Velocidad de reacción.........................................................................................27
2.4.2.3 Fuerza del ácido..................................................................................................27
2.4.2.4 Viscosidad...........................................................................................................28
2.4.2.5 Presión de fricción..............................................................................................28
2.4.2.6 Penetración del ácido..........................................................................................28
2.4.2.7 Tensión superficial..............................................................................................28
2.4.3 Aditivos para los fluidos de tratamiento.............................................................29
2.4.3.1 Agentes tensoactivos..........................................................................................29
2.4.3.1.1 Agentes surfactantes.....................................................................................29
2.4.3.2 Agentes inhibidores de corrosión.......................................................................30
2.4.3.3 Agentes secuestrantes.........................................................................................30
2.4.3.4 Agentes reductores de fricción............................................................................30
2.4.3.5 Agentes de suspensión........................................................................................30
2.4.3.6 Agentes de control de pérdida de fluido..............................................................31
2.4.4 Sistemas de Ácidos energizados..........................................................................31
2.4.4.1 Características del nitrógeno................................................................................31
2.4.4.1.1 Acidificaciones con nitrógeno.......................................................................32
2.4.4.1.2 Acidificaciones con espuma..........................................................................33
2.4.4.2 Tipos de ácidos....................................................................................................33
2.4.4.2.1 Ácido normal.................................................................................................33
2.4.4.2.2 Ácido limpiador.............................................................................................33
2.4.4.2.3 Ácido retardado.............................................................................................33
2.4.4.2.4 Ácido emulsificado........................................................................................34
2.4.4.3 Sistemas de Ácidos .............................................................................................34
2.4.4.3.1 Ácidos Fluorhídricos y Clorhídricos.............................................................34
2.4.4.3.2 Ácidos Orgánicos y Clorhídricos..................................................................35
2.5 Tratamientos al dañó de formación...........................................................................35
2.5.1 Colocación del ácido y cobertura........................................................................36
2.5.1.1 Tipos de completación........................................................................................36
2.5.1.1.1 Completación en hueco abierto.....................................................................36
2.5.1.1.2 Completación con liner ranurado..................................................................37
2.5.1.1.3 Completación con empaquetamiento de grava.............................................37
2.5.1.1.4 Completación con revestimiento perforado..................................................37
2.5.1.2 Métodos de Colocación del ácido.......................................................................37
2.5.1.2.1 Divergentes mecánicos.................................................................................38
2.5.1.2.2 Divergentes Fluidizados...............................................................................38
2.5.2 Estimulación matricial de areniscas...................................................................38
2.5.2.1 Análisis de formación.........................................................................................39
2.5.2.1.1 Calidad deposiciona l....................................................................................40
2.5.2.1.2 Calidad detrítica...........................................................................................40
2.5.2.1.3 Calidad diagénica.........................................................................................40
2.5.2.2 Preflujo con ácido Clorhídrico.............................................................................41
2.5.2.3 Tratamiento Principal con Sistema de ácido HCl : HF........................................41
2.5.2.4 Postflujo con Nitrógeno.......................................................................................42
2.5.3 Estimulación matricial de carbonatos..................................................................42
2.5.3.1 Análisis de formación..........................................................................................43
2.5.3.1.1 Calidad Diagénica.........................................................................................44
2.5.3.2 Tratamiento principal........................................................................................44
2.5.3.2.1 Tratamiento con ácido clorhídrico................................................................44
2.5.3.2.2 Tratamiento con ácidos orgánicos................................................................45
2.5.3.3 Postflujo con Nitrógeno......................................................................................45
2.5.4 Aditivos a los tratamientos….............................................................................45
2.5.5 Diseño de estimulación matricial........................................................................46
2.5.5.1 Procedimiento del diseño de la estimulación matricial......................................46
2.5.5.2 Procedimiento del diseño de la acidificación nitrogenada.................................49
2.6 Equipos, herramientas y personal de estimulación...................................................51
2.6.1 Equipos de estimulación.....................................................................................51
2.6.1.1 Unidad de coiled tubing......................................................................................52
2.6.1.1.1 Cabezal de inyección....................................................................................53
2.6.1.1.2 Bobina de tubería flexible.............................................................................53
2.6.1.1.3 Preventor de reventones (BOP) ..................................................................54
2.6.1.1.4 Unidad de energía y fuerza hidráulica..........................................................54
2.6.1.2 Unidad de nitrógeno...........................................................................................54
2.6.1.2.1 Unidad vaporizadora....................................................................................55
2.6.1.2.2 Unidad transporte de nitrógeno....................................................................55
2.6.1.2.3 Unidad de bombeo de nitrógeno..................................................................55
2.6.1.3 Unidad acidificadora..........................................................................................55
2.6.1.3.1 Unidad de bombeo de ácido.........................................................................56
2.6.1.4 Unidad de transporte de ácido............................................................................56
2.6.2 Herramientas de estimulación............................................................................56
2.6.2.1 Conexiones en superficie....................................................................................57
2.6.2.1.1 Líneas de alta presión...................................................................................57
2.6.2.1.2 Líneas de baja presión...................................................................................58
2.6.2.1.3 Líneas de venteo............................................................................................58
2.6.2.1.4 Cadenas y líneas de seguridad.......................................................................59
2.6.2.2 Herramientas en superficie.................................................................................59
2.6.2.2.1 Uniones..........................................................................................................59
2.6.2.2.2 Válvulas.........................................................................................................60
2.6.2.2.3 Sensores eléctronicos.....................................................................................60
2.6.2.3 Conexiones en boca de pozo...............................................................................60
2.6.2.3.1 Conexión línea de estimulación simple.........................................................61
2.6.2.3.2 Conexió n línea de estimulación con coiled tubing........................................61
2.6.2.3.3 Conexión línea de estimulación con nitrógeno............................................61
2.6.3 Personal de estimulación.....................................................................................62
2.6.3.1 Funciones del personal de estimulación..............................................................62
2.6.3.1.1 Ingeniero de servicios....................................................................................62
2.6.3.1.2 Supervisor de operaciones.............................................................................62
2.6.3.1.3 Operadores.....................................................................................................63
2.6.3.2 Seguridad en operación........................................................................................63
2.6.3.2.1 Equipo de protección personal.......................................................................64
2.6.3.2.2 Transporte y manipulación de ácido...............................................................66
2.6.3.2.3 Mezcla y bombeo de ácido.............................................................................66
CAPÍTULO III.
METODO Y DISEÑO Pág.
3.1 Localización del área de estudio ...............................................................................68
3.2 Factores de estudio................................................................................................68
3.3 Flujo general del trabajo........................................................................................68
3.3.1 Flujograma de operación de servicios................................................................68
3.3.2 Flujograma del proceso de la información.........................................................69
3.4 Diseño de la estimulación.........................................................................................69
3.4.1 Caso Práctico......................................................................................................70
3.4.1.1 Información del pozo..........................................................................................70
3.4.1.2 Situación actual del pozo....................................................................................70
3.4.1.2.1 Mineralogía de la formación........................................................................70
3.4.1.2.2 Petrofísica de la formación...........................................................................71
3.4.1.2.3 Historia de producción del pozo ...................................................................71
3.4.1.2.4 Historia de reacondicionamiento..................................................................72
3.4.1.3 Análisis de la situación actual del pozo.............................................................72
3.4.1.4 Análisis de laboratorio........................................................................................74
3.4.1.5 Diseño y planificación de la estimulación..........................................................75
3.4.1.5.1 Diseño de la estimulación............................................................................75
3.4.1.5.1.1 Datos del pozo..............................................................................................75
3.4.1.5.1.2 Objetivos del Tratamiento............................................................................81
3.4.1.5.1.3 Tratamiento de formación............................................................................81
3.4.1.5.2 Planificación de la estimulación...................................................................82
3.4.1.5.2.1 Equipos y materiales necesarios...................................................................82
3.4.1.5.2.1.1 Materiales adicionales............................................................................82
3.4.1.5.2.1.2 Químicos requeridos...............................................................................82
3.4.1.5.2.1.3 Equipos requeridos.................................................................................83
3.4.1.5.2.2 Costos del trabajo.........................................................................................83
3.4.1.5.2.3 Secuencia Operativa.....................................................................................84
3.4.1.6 Pronósticos del resultado de estimulación..........................................................85
3.4.1.7 Procedimientos después del bombeo..................................................................86
CAPITULO IV.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN Pág.
4.1 Operaciones en la ejecución del programa.................................................................87
4.1.1 Prueba de Inyectabilidad.........................................................................................87
4.1.2 Bombeo de químicos..............................................................................................88
4.1.3 Resumen de la operación........................................................................................89
4.2 Evaluación del tratamiento de estimulación. (Post-Job)........................................89
4.2.1 Evaluación de la operación.....................................................................................90
4.2.2 Evaluación de las normas.......................................................................................90
4.2.3 Evaluación de los procedimientos..........................................................................90
4.3 Resultados de la estimulación................................................................................91
4.3.1 Prueba de producción..........................................................................................91
4.3.2 Resultados del tratamiento..................................................................................92
4.4 Proceso de la Información......................................................................................93
4.4.1 Reporte de estimulación matricial.......................................................................93
4.4.2 Reporte de unidad de Coiled Tubing...................................................................94
4.4.3 Reporte de control de calidad del ácido..............................................................96
4.4.4 Reporte de variación de productos......................................................................98
4.5 Discusión de los resultados del tratamiento de estimulación.................................99
CAPÍTULO V.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Pág.
5.1 Conclusiones.......................................................................................................101
5.2 Recomendaciones...............................................................................................103
5.3 Bibliografía general............................................................................................105
5.4 Glosario general..................................................................................................108
5.5 Anexos................................................................................................................110
ANEXOS Pág.
Anexo 1. Columna estratigráfica de la cuenca oriental..................................................110
Anexo 2. División textural de las areniscas....................................................................110
Anexo 3. Hoja de datos de pre-estimulació n..................................................................111
Anexo 4. Nomenclatura para el diseño de la estimulación............................................112
Anexo 5. Radio de reacción del ácido............................................................................113
Anexo 6.Viscosidad del ácido........................................................................................113
Anexo 7. Gradiente hidrostático del ácido.....................................................................114
Anexo 8.Presión de superficie con nitrógeno .................................................................114
Anexo 9.Factor de volumen de nitrógeno......................................................................115
Anexo 10.Volumen de nitrógeno...................................................................................115
Anexo 11. Curvas de bombeo con nitrógeno.................................................................116
Anexo 12. Relación nitrógeno- fluido.............................................................................116
Anexo 13..Orden de trabajo...........................................................................................117
Anexo 14. Hoja de carga................................................................................................118
Anexo 15. Reporte de tratamiento matricial..................................................................119
Anexo 16. Reporte de tratamiento con Coiled Tubing..................................................120
Anexo 17. Línea de estimulación simple.......................................................................121
Anexo 18. Línea de estimulación con coiled tubing......................................................122
Anexo 19. Línea de estimulación con nitrógeno...........................................................123
CUADROS Pág.
Cuadro 1. Características del nitrógeno...........................................................................32
Cuadro 2. Codificac ión de equipos..................................................................................52
Cuadro 3. Codificación de bombas..................................................................................56
Cuadro 4. Código de colores tubería de alta presión.......................................................57
Cuadro 5. Índice de clasificación del riesgo....................................................................66
Cuadro 6. Tratamiento realizado.....................................................................................70
Cuadro 7. Mineralogía de la formación...........................................................................70
Cuadro 8. Petrofísica de la formación.............................................................................71
Cuadro 9. Historia de producción del pozo....................................................................71
Cuadro 10. Historia de reacondicionamiento.................................................................72
Cuadro 11. Prueba de Inyectabilidad..............................................................................87
Cuadro 12. Prueba de producción...................................................................................92
GRAFICOS Pág.
Gráfico 1 Análisis del pozo Caudal vs. Tiempo............................................................72
Gráfico 2 C urva índice de producción...........................................................................73
1
CAPITULO I
INTRODUCCION
1.1. Generalidades.
Los daños pueden ser ocasionados por el influjo de lodos de perforación, pruebas de
producción y programas de cañoneo; por otra parte un acelerado índice de
recuperación, por mal uso del equipo de producción, ocasiona una producción
temprana de agua de formación; así como el depósito de parafinas y finos en fondo
del pozo, debido al arrastre de las partículas en los fluidos desplazantes, el cual
genera una alteración en las condiciones petrofísicas del yacimiento.
Una disminución del espacio poral por la obstrucción de las partículas desplazadas a
lo largo de los canales existentes, disminuye la permeabilidad; por el taponamiento
de los espacios porosos intercomunicados entre sí. Los depósitos de parafinas y
acumulación de finos en las perforaciones, tubería de producción, y cabezal del pozo;
crea la escala, que afecta a los sistemas de levantamiento artificial.
Por lo mencionado amerita una limpieza con soluciones químicas de modo que
mejore el espacio poral, posiblemente con la creación de nuevos canales
intercomunicados entre sí; por ende redundará en un aumento de la permeabilidad de
la formación.
Los trabajos de estimulación como parte de las operaciones de reacondicionamiento,
tiene el propósito de mejorar las condiciones de las formaciones productoras cuya
producción es deficiente. Para mejorar estas propiedades, un método de estimulación
de pozos es la acidificación de la formación; basado fundamentalmente en las
propiedades de diversos ácidos que atacan y limpian la misma.
El propósito principal de un trabajo de estimulación con ácido, es limpiar la roca de
esta manera agrandar los canales existentes y crear nuevos por las reacciones
químicas entre el ácido y los elementos constitutivos de la roca. En las formaciones
2
petrolíferas pueden producirse daños, tanto superficiales como profundos, que
afectan la producción; con las soluciones ácidas en la mayoría de casos mejoran la
permeabilidad original, optimizando el flujo de fluidos en la zona productora.
Las rocas yacimiento de piedra caliza o dolomitas frecuentemente necesitan un
tratamiento con ácidos hidroclóricos, por reaccionar con el material calcáreo. Para
rocas compuestas de arenas, sedimentos, arcillas y fluidos de perforación, se usa
ácidos fluorhídricos, debido a la reacción química con los silicatos. Las
concentraciones de soluciones ácidas, se agregan al agua en las proporciones
necesarias para obtener las concentraciones adecuadas, además se agrega inhibidores
de corrosión, agentes desmulsificantes.
El equipo utilizado para el proceso consiste en unidades de bombeo, tanques de
mezcla para soluciones ácidas y demás fluidos; en algunos casos se usa equipo
auxiliar como mezcladores para la preparación de geles o emulsiones. La aplicación
de la tecnología del nitrógeno en conjunto con el equipo de Coiled Tubing, permite
optimiza las operaciones de bombeo de las soluciones ácidas a la formación.
1.2. Importancia y Justificación
Con el desarrollo de la industria petrolera, las empresas de servicios disponen de
líneas de investigación para generar soluciones a los problemas que se presentan en
pozo; mediante análisis de laboratorio y modelos matemáticos, aplicados a las
muestras para realizar procesos de estudio científicos; al profundizar los
conocimientos básicos de la tecnología y los conceptos formales; aplicándolos a las
operaciones y situaciones prácticas, se podrá encontrar soluciones a los problemas
ocasionados en el pozo.
La estimulación de una formación es importante para restablecer y mejorar la
producción de un pozo, cuando este ha declinado su índice de producción, por los
motivos tratados anteriormente; el uso de la tecnología criogénica, permite optimizar
la limpieza de la formación; en razón que el nitrógeno no reacciona con ningún
fluido de tratamiento o de formación y es levemente soluble en agua o petróleo.
3
El resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del programa de
estimulación, tiene una aplicación concreta y puede mostrar resultados a los
problemas ocasionados en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia del
tratamiento.
1.3. Objetivos de la Investigación
1.3.1. Objetivo General
Planificar y ejecutar un programa de estimulación matricial para una formación en la
cuenca oriental ecuatoriana, usando unidades de nitrógeno y Coiled Tubing,
enmarcados en las normas y estándares internacionales.
1.3.2. Objetivos Específicos
• Recopilar información del pozo, para determinar la situación actual del
mismo.
• Analizar los datos del pozo con el objeto de diseñar un tratamiento de
estimulación adecuada.
• Desarrollar el programa de estimulación matricial.
• Pronosticar el resultado del tratamiento de estimulación de forma tal que se
pueda tomar una decisión en el aspecto económico.
• Evaluar el resultado del tratamiento de estimulación para verificar que las
suposiciones efectuadas y los modelos utilizados fueron los correctos.
• Utilizar los resultados de la evaluación del tratamiento de estimulación para
recomendar la aplicación en un próximo tratamiento con similitud al actual.
1.4. Idea a defender
Si efectuamos un trabajo de estimulación matricial con nitrógeno utilizando unidades
de Coiled Tubing, bombeo y mezcladores; entonces mejorará el índice de
producción del pozo tratado.
4
CAPITULO II
REVISION DE LITERATURA
2.1 Características del Reservorio.
Se define a un yacimiento o reservorio como un “cuerpo de roca porosa y permeable
conteniendo petróleo y gas, a través del cual los fluidos pueden moverse hacia las
aberturas de recuperación, bajo la presión existente o la que pueda ser aplicada”1.
Todos los espacios porales comunicantes dentro de la formación productiva son
propiamente una parte de la roca que puede incluir varios estratos individuales de
roca; y pueden encerrar cuerpos de esquistos y arcillas impermeables e
improductivos, la expansión lateral del reservorio depende solo de la continuidad del
espacio poral, bajo la presión del yacimiento.
Por petrografía toda roca que contenga espacios porosos interconectados entre sí,
puede constituirse en una roca reservorio. Las rocas reservorios pueden clasificarse
en: “(a) Detríticas, como las arenas y areniscas; (b) Carbonatadas, como las calizas y
las dolomitas; (c) Otras rocas, como evaporizas, esquistos y rocas ígneas.”2
2.1.1 Características Petrofísicas
2.1.1.1 Porosidad
La porosidad es definida como “la razón entre el volumen total de espacios porosos
sobre el volumen total de la roca; también denominada porosidad absoluta o total,
expresada generalmente como una fracción o porcentaje”. 3
Sin embargo la medida de porosidad usada en la industria petrolera, es la razón entre
los espacios que ocupa los poros intercomunicados sobre el volumen total de la roca,
denominada porosidad efectiva.
1 UREN, Geología del petróleo, P. 12. 2 GUERRA, Curso de geología del petróleo, S/P. 3 POMEROL, Las rocas sedimentarias, P. 10.
5
2.1.1.2 Permeabilidad.
Se describe a la permeabilidad como: “la propiedad que permite la conductividad de
un fluido a través de los poros interconectados de la roca, sin que se dañen, ni se
desplacen las partículas de la misma.”4 La capacidad de la roca para conducir un
fluido en presencia de otros fluidos se denomina permeabilidad efectiva a ese fluido.
2.1.1.3 Relación entre la Porosidad y Permeabilidad
Son características esenciales de la roca reservorio, la permeabilidad es más
importante que la porosidad, porque existen rocas porosas y no permeables como las
areniscas de matriz arcillosa; se afirma que : “existe una relación de porosidad que
corresponde a valores altos de permeabilidad, como en la arcilla, que posee alta
porosidad y es impermeable por el tamaño de sus granos, creándose una tensión
superficial impidiendo que los fluidos se muevan.”5
2.1.2 Características físicas
2.1.2.1 Temperatura
La temperatura del reservorio, depende del gradiente geotérmico existente en el área;
o el cambio de temperatura bajo las estratificaciones. “Todo proceso en un reservorio
será isotérmico lo que significa que permanecerá constante durante el periodo
productivo del mismo.”6 El gradiente geotérmico varía de un lugar a otro, pero un
valor medio esta aproximadamente en dos grados Fahrenheit o un grado centígrado
por cien pies de profundidad.
2.1.2.2 Presión
La presión del yacimiento está determinada por la profundidad del estrato productor,
debido al peso de los sedimentos de las capas superiores, dando origen a una presión
de reservorio. Para que fluyan los fluidos a través de los poros de la roca, entonces 4 POMEROL, Op. Cit., P. 16. 5 QUIROGA, Pruebas, completaciones y reacondicionamiento de pozos petroleros, P. 19. 6 SALAZAR, Curso de producción de pozos petroleros, S/P.
6
debe haber una diferencia de presión. La presión en el borde de pozo debe ser menor
a la presión de yacimiento, la presión en el borde pozo es conocida como : “presión
de flujo en fondo de pozo, y la presión de yacimiento es conocida como presión
estática, la cual es la energía con que produce la formación.”7
2.1.3 Características litológicas.
2.1.3.1 Cuencas de Sedimentación.
Se define una cuenca como: “depresiones extensivas donde admiten la deposición de
sedimentos en superficie; las cuales pueden alojar grandes espesores de
sedimentos”. 8 Los sedimentos son partes de roca disgregada en pequeños fragmentos
clásticos por efectos mecánicos, como el viento o el agua y químicos por minerales
solubles; transportados a la cuenca por efecto de la gravedad, agua o viento; los
cuales se depositan en el piso de la cuenca formando lechos de agua saturada de
arena y arcilla.
“Las cuencas sedimentarias, contienen sedimentos marinos, sedimentos deltaicos,
sedimentos continentales, y sedimentos lacustres.”9 En el Ecuador tenemos cinco
cuencas sedimentarias regionales, las cuales son: “Cuenca del Pacífico, Cuenca del
Azuay, Cuenca del Guayas, Cuenca de Esmeraldas y la Cuenca del Oriente”. 10
2.1.3.2 Formación.
Una formación se define como: “una secuencia lateral continua de sedimentos que
son inconfundibles y pueden mapearse”. 11 En la Cuenca Oriental Ecuatoriana,
tenemos las siguientes formaciones por importancia: “Orteguaza, Tiyuyacu, Basal
Tena, Napo y Hollín”.12 (Ver anexo 1).
7 NIND, Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos, P. 14. 8 UREN, Op. Cit., P. 13. 9 GUERRA, Op. Cit., S/P. 10 ADALEAS, Curso de tecnología de crudos pesados, S/P. 11 SALAZAR, Op. Cit., S/P. 12 ADALEAS, Op. Cit., S/P.
7
2.2 Propiedades de las rocas Reservorio
2.2.1 Rocas Sedimentarias.
Están formadas por la alteración de otras rocas, en la superficie y la deposición de
estos fragmentos en las cuencas sedimentarias; y la acumulación de los elementos
proveniente por erosión.
La manera más común de clasificar las rocas sedimentarias se basa en su origen:
“formadas por la acumulación de restos de microorganismos son llamadas rocas de
origen orgánico, las que se han depositado a partir de algunas sustancias disueltas
son llamadas rocas de origen químico, y producto de la fragmentación son llamadas
rocas de origen clástico”13. Las rocas sedimentarias las podemos dividir en dos
series: “(a) serie detrítica, proviene de abundantes aportes productos de la erosión;
(b) serie carbonatada, proviene de la precipitación química y bioquímica.”14
2.2.1.1. Areniscas.
Perteneciente a la serie detrítica, son rocas de sedimentación mecánica, constituidas
por granitos de cuarzo litificados, unidos mediante materiales aglutinantes que
pueden ser de naturaleza calcárea, ferrica, arcillosa o silicea. “El color de la arenisca
es de amarillo a gris blanquecino, aunque también puede presentarse roja verde o
parda; coloración debido al contenido de óxidos de hierro en el material
aglutinante.”15 Las areniscas son consideradas como conglomerados cuando
contienen algunos guijarros, y como esquistos cuando contienen mucha arcilla, por lo
tanto esas partículas son descritas según su textura. (Ver anexo 2).
2.2.1.1.1 Porosidad y Permeabilidad de Areniscas
La porosidad de una arenisca depende de varios factores como: empaquetamiento de
los granos, forma de los mismos, medio en que se realiza la sedimentación,
compactación, uniformidad del tamaño de los granos, e influencia del material 13 POMEROL, Op. Cit., P. 26. 14 LUZURRIAGA, Curso de edafología general, P. 6. 15 ARLINGTON, Manual de estimulación ácida, P. 16.
8
cementante. La variación de alguno de los parámetros anteriores disminuye la
porosidad significativamente. Las arenas de eras geológicas más recientes, son más
porosas y permeables debido a que están menos consolidadas.
En arenas impuras contienen, “partículas de arcilla o limos que tienden a obstruir la
porosidad entre las partículas.”16 La permeabilidad esta en función del tamaño y tipos
de los canales del poro en la roca; la arena limpia de grano grueso (poros grandes)
tiene una alta permeabilidad, inversamente la arena de granos finos (poros pequeños)
tienen baja permeabilidad. En areniscas muy cementadas la roca se convierte en
impermeable.
2.2.1.2 Rocas Carbonatadas.
Pertenecen a la seria carbonatada, son rocas de sedimentación mecánica, o de origen
químico; constituidas fundamentalmente por carbonatos, siendo los principales la
calcita. “Formadas por la mezcla de restos calcáreos y detritos con abundantes restos
de invertebrados marinos, la matriz es delgada y usualmente de lodo calcáreo.” 17
2.2.1.2.1 Porosidad y Permeabilidad de Carbonatos
Es posible encontrar en las rocas calcáreas diferentes tipos de poros, y el
comportamiento de cada uno de ellos influye sobre el flujo de fluidos de manera
distinta. La porosidad y permeabilidad primaria pueden deberse a:
a. Poros entre las partículas detríticas, conglomerados y arenas de los
elementos calcáreos, como en las calcarenitas o calciduritas.
b. Poros entre los cristales individuales y siguiendo los planos de los
clivajes en los cristales de las calizas cristalinas.
c. Poros a lo largo de los planos de estratificación, debido a la
diferencia en el material depositado.
16 GUERRA, Op. Cit., S/P. 17 POMEROL, Op. Cit., P. 36.
9
d. Poros en la estructura de los esqueletos de los invertebrados o en
los tejidos de las algas.
La porosidad y permeabilidad secundaria que presentan las rocas carbonatadas
pueden agruparse en tres categorías como:
a. Poros y cavernas de disolución, debidas a la circulación de agua.
b. Poros intergranulares producidos por modificaciones
mineralógicas.
c. Fracturas y fisuras, cualquiera que sea su origen.
La permeabilidad de los carbonatos, son similares a las arenas, las calizas
Oolíticas conteniendo poros más grandes, poseen una alta permeabilidad; y las
calizas intercristalinas posee poros pequeños, por ende su permeabilidad es baja.
2.2.2 Arcillas y Esquistos
Las arcillas no se consideran como roca reservorio, pero están presentes en las rocas
reservorio en diferente cantidad; estos minerales aparecen como pequeñas partículas
dispersas a través de las rocas arenosas, sirviendo como material aglutinante; o puede
estar en láminas delgadas interestratificadas con capas de arena o carbonatos. “Los
minerales arcillosos tienen como principal característica la plasticidad, en pequeñas
cantidades pueden cubrir la superficie de los poros con películas delgadas; esto
puede tener un amplio efecto sobre la adhesividad, absorción, adsorción, tensión
interfacial, capilaridad y humectabilidad de algunos minerales.”18
Los esquistos son lodos y arcillas cementadas que generalmente son frágiles y se
deslizan fácilmente en la dirección de la estratificación; los esquistos que contienen
cantidades considerables de arena mezclada con arcilla son conocidos como
esquistos arenosos; así mismo, cantidades de caliza con arcilla son llamados
esquistos calcáreos.
18 LOVE, La importancia de los datos geológicos en la acidificación de pozos, P. 17.
10
2.3 Definición del daño de formación
Generalmente las operaciones de campo, como perforación, completación,
reacondicionamiento, y producción; son potenciales orígenes de daño a la
productividad del pozo; el diagnostico de los problemas de daño, están usualmente
asociados con movimientos de los finos de formación, reacciones químicas y
consideraciones termodinámicas. El control del daño de formación, requiere
apropiados diseños de fluidos de tratamiento por compatibilidad química y estricto
control de calidad.
Entonces hay que describir la condición de la formación cerca del borde de pozo, y la
permeabilidad efectiva de la misma. “Cuando hay un daño de formación se altera la
porosidad y por ende la permeabilidad; y es conocida como zona de permeabilidad
reducida cerca del borde de pozo, esta puede fluctuar de unas pocas pulgadas a unos
pocos pies.” 19
Una zona de permeabilidad reducida de unas pocas pulgadas, es llamada como “poco
daño o pozo dañado, y es originado durante la perforación de pozos nuevos, u
operaciones de reacondicionamiento; de igual manera una zona de permeabilidad
reducida de algunos pocos pies, es llamada como daño moderado o daño profundo, y
es originado por la invasión de fluidos durante la cementación o completación.” 20 La
zona de permeabilidad alterada o reducida es comúnmente referida como factor de
daño o factor skin.
Para ayudarnos en el diagnostico del daño, debemos entender la naturaleza del
sistema de flujo en la formación. “Los fluidos se desplazan a través de los poros
intercomunicados de la roca, y encuentran algunas condiciones adversas al flujo,
como rugosidad de las paredes de los poros, minerales reactivos como: las arcillas,
feldespatos, micas y compuestos de hierro.” 21 Condiciones porales que provee un
medio ideal para el entrampamiento físico de sólidos y reacciones químicas entre los
fluidos de invasión, con los minerales que forran los poros. 19 KRUEGER, An overview of formation damage and well productivity, P. 7. 20 CORRALES, Curso de perforación de pozos petroleros, S/P. 21 KRUEGER, Op. Cit., P. 10.
11
2.3.1 Mecanismos de daño.
Hay cuatro mecanismos de daño en general que reducen el flujo de fluidos: (a)
taponamiento de sólidos; (b) bloqueo de agua; (c) Hinchazón de las arcillas; y (d)
migración de finos. Estos mecanismos de daño, pueden presentarse solos o
combinados, y se pueden originar en distintas formas.
El primer paso es la identificación de la causa del problema, el tratamiento es más
simple, y menos costoso, cuando el problema en pozo es claramente entendido; antes
de comenzar el diseño de la estimulación para garantizar la efectividad del
tratamiento. “Es vital diagnosticar que mecanismos de daño son más frecuentes para
prevenir el daño de la permeabilidad en la formación durante las operaciones de
campo.”22
2.3.1.1 Daño durante la Perforación.
Durante la perforación, las formaciones están expuestas a una serie de fluidos y
operaciones que afecta fuertemente la capacidad de producción del pozo. Cuando
perforamos hasta la zona de interés, la calidad del fluido de perforación y la presión
diferencial son de suma importancia.
Cuando la broca perfora la zona de interés, y el fluido de perforación posee agua
contaminada o un alto contenido de arcilla bentonitica; y una alta presión en la
columna del fluido de perforación; ocasiona una excesiva filtración del fluido de
originando dos efectos de daño:
2.3.1.1.1 Daño por filtrado.
Puede aumentar la saturación del agua alrededor del borde de pozo, ocasionando
bloqueos por agua, que impide el paso de otros fluidos; cuando se usa fluidos de
perforación base agua, contiene iones divalentes de calcio y magnesio los cuales
precipitan como carbonatos de calcio; taponando los espacios porales.
22 JAWORSKY, Coiled tubing, stimulation operations & services, P. 88.
12
Los fluidos de perforación base agua con potasio, son menos sujetos al daño de
filtrado por agua fresca; cuando hay formaciones extremadamente sensibles al agua.
2.3.1.1.2 Daño por sólidos del fluido de perforación
La penetración de los sólidos del fluido de perforación dentro de los poros de la
formación es usualmente menos profundo que la penetración por filtrado. El daño
por sólidos, depende de la distribución del tamaño del poro en la formación, la
distribución del tamaño de las partículas en el fluido de perforación, y a la sobre
presión en el borde del pozo; las partículas del fluido pueden penetrar algunas
pulgadas dentro de los espacios porales y la permeabilidad pueden ser dañada a una
fracción de su valor.
2.3.1.2 Daño durante la cementación
Al ingresar la parte acuosa de la lechada se origina un daño por filtrado del cemento,
la cual puede afectar la permeabilidad por dos vías: (a) hidratación del cemento,
depositándose en los espacios porosos; (b) reacción de la cal en los filtrados con
silicio en la formación, precipitando como hidróxido de calcio, un componente
cementante.
2.3.1.3 Daño durante el Punzonado
Un punzonado hecho a sobrebalance con fluido de matado contaminado; puede tener
una penetración aproximada de cuatro pulgadas, en donde el área dentro del
punzonado es un tapón compactado duro de sólidos deshidratados. El área fuera del
punzonado es una zona de roca pulverizada con permeabilidad reducida; además
tenemos obstrucción del flujo por sólidos introducidos con el fluido de matado. Por
otro lado, inmediatamente después del cañoneo la roca pulverizada y compactada,
bloquea los espacios porosos en la formación.
13
2.3.1.4 Daño durante la producción
Aunque las tasas de producción, normalmente declinan con la depletación natural del
yacimiento; la declinación acele rada por taponamiento de sólidos en la formación
durante la producción, puede ocurrir cuando se utiliza sistemas de levantamiento
artificial.
Una alta tasa de producción produce daño porque : “la movilidad de los fluidos
arrastra los finos taponando el espacio poral. ” 23 Otros problemas ocasionados,
debido a las características del fluido producido, pueden ser:
2.3.1.4.1 Deposición de escalas inorgánicas.
Las restricciones de la productividad del pozo por deposición de escala puede ocurrir
en los poros de la formación, borde del pozo o equipo de producción; cuando dos
fluidos contienen varios aniones y cationes mezclados, pueden vincular juntamente
sustancias que son insolubles resultando en un precipitado sólido que cae fuera del
fluido producido, o en los espacios porales.
Cuando los depósitos de escalas inorgánicas ocurren en la cara de la formación no
solo reduce la producción, pierden su eficiencia y eventualmente determinan fallas
en el equipo de fondo. “Las incrustaciones se forman en la tubería de producción,
cabezal de pozo y líneas de flujo, reduciendo considerablemente el diámetro interior
de la tubería de producción.”24
La composición química de los depósitos de escala, son depósitos de carbonato de
calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario; estos depósitos se forman principalmente
por el cambio de condiciones, durante la producción o inyección de fluidos en el
pozo, por el cambio de presión y temperatura o por la mezcla de aguas de distintas
salinidades.
23 MACLEOD, Acidificación matricial, P. 2-8. 24 BJ SERVICES, Scale & precipitate damage, P. 2.
14
2.3.1.4.2 Deposición de escalas orgánicas
Se menciona a las escalas orgánicas como, depósitos de parafina, las cuales son
mezclas de hidrocarburos saturados de alto peso molecular, son: “hidrocarburos de
cadenas largas y ramificadas, resinas y materiales asfálticos, su consistencia esta
entre blandos y pegajosos a duros y quebradizos.”25
“Las parafinas no son solubles ni dispersables por la mayoría de hidrocarburos
crudos, y son resistentes al ataque de los ácidos, bases y agentes oxidantes; estas
pueden precipitar en el pozo, cerca de la cara de la formación, o en los espacios
porosos de la roca.” 26
Las causas para el daño orgánico insoluble en ácido, son: (a) el enfriamiento
termodinámico, (b) el uso de fluidos de perforación a base de hidrocarburos
alifáticos, (c) los fluidos filtrados con alto pH, (d) los fluidos de matado con alto
contenido de cloro.
Los tres métodos comúnmente conocidos, en la eliminación y control de los
depósitos de parafina son: “(a) térmicos, mediante la utilización de vaporizadores
portátiles los cuales calientan parcialmente el crudo; (b) mecánicos, usando
raspadores para limpiar la tubería de producción; (c) Solventes, que se inyectan en el
pozo, líneas de flujo para evitar que la cera se deposite.”27
2.3.1.4.3. Problemas de corrosión.
En la producción de algunos pozos de petróleo, presentan características corrosivas;
que no se debe solo a la composición química de los fluidos producidos, sino
también a los trabajos de reacondicionamiento en los que intervienen ácidos, y agua
salada; que contribuyen a corroer o acelerar el deterioro del equipo de producción.
25 BJ SERVICES, Organic deposition, P. 2. 26 QUIROGA, Op. Cit., P. 33. 27 BJ SERVICES, Organic deposition, P. 3.
15
Se puede definir la corrosión como: “un proceso continuo de degradación de los
metales o aleaciones, por reacciones químicas o electroquímicas con los agentes
químicos del ambiente, estas reacciones generan una tendencia de retorno a su estado
natural de más baja energía, como se encuentra en la corteza terrestre en forma de
óxidos y compuestos minerales”. 28
Existen diferentes formas de corrosión como: corrosión localizada, corrosión por
puntos o picaduras, corrosión en grietas, corrosión por fricción, corrosión
intergranular y corrosión galvánica.
Los ambientes corrosivos son generalmente ambientes ácidos, cuando hay presencia
de gas carbónico el cual se solubiliza en agua y forma ácido carbónico disminuyendo
el pH, generando un ataque corrosivo por picadura. De igual manera sucede con el
sulfuro de hidrogeno.
“La presencia de un alto contenido de agua en un pozo y su rango de salinidad en el
agua; con más de cincuenta mil partes por millón de salinidad (PPM), es moderada a
altamente corrosiva, además si se tiene un corte de agua (BSW) sobre el cuarenta por
ciento aumenta la posibilidad de corrosión. ”29
2.3.1.4.4. Problemas de agua
La producción de agua conjuntamente con la de petróleo es costosa, debido al
tratamiento para su reinyección a una arena de almacenamiento de agua; además es
necesario procesar grandes volúmenes de agua para obtener el petróleo del
yacimiento.
La rata con la cual el agua fluirá hacia el yacimiento de petróleo esta gobernado por
algunos factores: (a) diferencia de presión entre yacimiento y el acuífero; (b) espesor
y permeabilidad de arena; (c) fracción del yacimiento que esta a la entrada del agua.
28 QUIROGA, Op. Cit., P. 20. 29 BJ SERVICES, Mixing manual, P. 39.
16
“El uso de aditivos químicos a base de polímeros pueden reducir efectivamente la
permeabilidad al agua, mientras la permeabilidad relativa al petróleo es aumentada,
restringiendo el flujo de agua en cualquier tipo de formación.”30
2.3.1.5. Daño durante el reacondicionamiento.
Los trabajos de reacondicionamiento tienen el propósito de rehabilitar y mejorar las
condiciones de las formaciones productoras, cuando estas han dejado de producir o
su producción es escasa; estos trabajos se clasifican en: “(a) trabajos de estimulación,
como la acidificación matricial y el fracturamiento hidráulico; (b) trabajos de
reparación, como cementaciones forzadas, empaques de grava, recañoneó; (c)
trabajos mecánicos, como operaciones de pesca, pistoneó, y completaciones; en
ocasiones pueden incluir la combinación de los tres tipos de trabajo.”31
Los trabajos de reacondicionamiento, utilizan fluidos para matado de pozo,
usualmente a base de salmueras. “La calidad de los fluidos de matado, son
extremadamente variables debido a que los fluidos de limpieza tienen que ser
transportados de una locación a otra en carro-tanques, mezclándose con sólidos finos,
crudo emulsionado, aditivos químicos, compuestos precipitados orgánicos e
inorgánicos y agua que es incompatible con la formación; todos ellos son orígenes de
daño de la permeabilidad.”32 Los orígenes de daño más comunes son:
2.3.1.5.1. Daño durante la acidificación.
La liberación de sólidos durante la estimulación puede originar un potencial daño de
formación, por el movimiento de los finos desprendidos en las paredes de los poros y
su posterior taponamiento en la formación. “La estabilización de los finos se lo
realiza con agentes químicos que puedan ser usados después del tratamiento para
ayudar al retorno de los finos liberados a superficie.”33
30 BJ SERVICES, Water control, P. 5. 31 BAKER, Op. Cit., P. 50. 32 MACLEOD, Op. Cit., P. 11. 33 BJ SERVICES, Manual de estimulación ácida, P. 13.
17
Las consideraciones por la temperatura, en general, son: “ pozos con temperatura
mayor a 180 ºF en el fondo puede ocasionar: (a) Potencial ataque de ácido; (b) daño
de la humectabilidad por los químicos surfactantes; (c) reducción de la permeabilidad
cerca del borde de pozo, por la alta velocidad de reacción del ácido debilita el
cemento de la matriz; (d) La proliferación de bacterias por uso de salmueras, como
fluido de matado.”34
2.3.1.5.2 Daño por incompatibilidad química.
Las precipitaciones causadas por incompatibilidad química, es un origen del daño,
“si colocamos en un tratamiento de estimulación un aditivo para inhibir la corrosión
cationica, y un aditivo retardador aniónico, los cuales reaccionan y forman unas
gomas, precipitando y acumulándose en los espacios porales; por la consiguiente
pérdida de las propiedades de los aditivos.”35 Este problema se debe evitar por medio
de un análisis de laboratorio bajo condiciones de yacimiento.
2.3.1.6 Otros daños de formación
Determinado por BJ Services Company como el daño que no tapona,” generado por
el cambio de permeabilidad relativa o por cambio de las condiciones en las interfaces
entre dos fluidos.”36 Este tipo de daño puede estar a varios pies del borde del pozo, y
usualmente es menos grave que el daño por taponamiento de sólidos, por lo tanto los
productos químicos de tratamiento pueden alcanzar fácilmente la zona afectada. Los
más representativos son:
2.3.1.6.1 Bloqueo por agua
También denominado como bloqueo acuoso, debido a la elevada tensión superficial
del agua y puede ser muy difícil de romper, se presenta en formaciones de baja
permeabilidad en donde el flujo de fluidos es restringido; estos bloqueos ocurren
cerca del borde de pozo y solo se extienden a unas pocas pulgadas en la formación. 34 HOUCHIN, Op. Cit., P. 26. 35 KRUEGER, Op Cit., P. 25. 36 BJ SERVICES, Seminario Técnico de estimulación ácida, P. 16
18
2.3.1.6.2 Bloqueo por Emulsiones
Es una mezcla forzada de dos líquidos inmiscibles, en el cual un líquido permanece
disperso en el otro; la viscosidad de la emulsión está determinada por el porcentaje
reactivo de la fase dispersada y la viscosidad de la fase externa; a la mayor
viscosidad de la emulsión puede bloquear el flujo de fluidos en la zona permeable.
2.3.1.6.2 Cambios de Humectación
Cuando un fluido filtra los poros de la roca uno de los líquidos ocupa
preferencialmente la superficie de la roca; cuando la superficie sólida esta
completamente cubierta por una película de petróleo, esta óleo-humectada, la
formación sufre un calentamiento; cuando esta cubierta por una película de agua, esta
acuo-humectada o humidificada, la formación sufre un enfriamiento; entonces la
humectación permite fluir más rápidamente al fluido imprégnate.
2.3.2 Detección del daño de formación
La primera indicación que un pozo, necesita atención se refleja en la producción
diaria del mismo; una caída de la producción diaria, indica que se presento un
problema en pozo. Una determinación de la naturaleza del problema debe tomarse
después de haber estudiado los registros de pozo y realizado los análisis de
laboratorio; los síntomas más comunes son:
a. Disminución en la producción de petróleo crudo, la disminución es más
significativa si es repentina y substancial.
b. Presencia de parafinas o incrustaciones de carbonaros en la tubería de
producción, el cabezal del pozo y la línea de flujo hacia la estación.
c. El aumento de la producción de gas con respecto al volumen de petróleo
producido (GOR).
d. El aumento de la relación agua – petróleo (WOR).
e. Cambio de la gravedad específica del petróleo. (SG).
19
Otros síntomas son detectados por trabajos de mediciones de las presiones estáticas,
fluyentes; y el desarrollo de métodos de análisis de pruebas de presión que permiten
determinar el comportamiento del índice de productividad y determinar si existe o
no daño en la formación productora. “El pozo puede tener baja presión fluyente en el
fondo, debido a la caída de presión, ocurrida cuando hay una reducción de la
permeabilidad de la arena productora, alrededor del borde de pozo”. 37
2.3.2.1 Efectos del factor de daño.
El factor de daño o factor skin es definido a la zona de permeabilidad alterada en la
formación; el valor del skin se obtiene directamente en las pruebas de restauración
de presión en el pozo.
El skin se define matemáticamente como: “una zona que genera una caída de presión
uniforme en la capa de arena.”38 Esta asociado con la formación cercana al borde de
pozo; el cual brinda una idea del estado actual de la permeabilidad en la zona cerca
del borde de pozo. “el factor skin es el único que se puede eliminar mediante un
trabajo de estimulación”. 39
2.3.2.2 Determinación del daño.
2.3.2.2.1 Curvas de producción.
Suelen ser herramientas para caracterizar la existencia de un daño. “Se debe utiliza la
historia de producción para el análisis de un supuesto daño, por un tiempo
determinado.” 40 Consiste en graficar la producción acumulada del pozo en función
de la caída de presión del yacimiento; tomando en cuenta la tasa de decrecimiento
por el tiempo analizado; si se observa una declinación brusca de la curva es un
indicativo que hay un problema.
37 REYNOLDS, Op. Cit., P. 39. 38 SALAZAR, Op. Cit., S/P. 39 REYNOLDS, Op. Cit., P. 40. 40 CORRALES, Curso de perforación de pozos petroleros, S/P.
20
2.3.2.2.2 Ensayo de restauración de Presión
Son ensayos donde el pozo fluye a un caudal y tiempo determinado, luego se cierra
por otro tiempo específico; en donde se baja al pozo registradores de presión; para
medir los cambios de presión durante el flujo, después de este ensayo, se obtiene la
información necesaria interpretado y leyendo las cartas de presión sacadas del fondo
de pozo; se desarrollan los cálculos e interpretaciones matemáticas, de acuerdo a los
procedimientos de los métodos matemáticos como el método de Horner. “Este
método permite realizar un análisis del ensayo de restauración de presión y obtener
curvas de fluencia (IPR) con un factor de daño determinado, para cuantificar el daño
en pozo.”41
2.3.2.2.3 Ensayo de Inyección
Los parámetros de bombeo (caudales y presiones) se pueden expresar como una
función del factor de daño; este método ofrece información del daño de formación
por medio de un ensayo de inyectabilidad. “Los parámetros de bombeo se pueden
predecir al comienzo y durante el ensayo; a una mayor admisión de fluido, significa
que el daño no es severo; pero al contrario a un daño severo y profundo en la
formación, la admisión de fluido no será representativa.”42
2.3.3 Cuantificación del daño
El conocimiento de la permeabilidad promedio en la zona dañada, y el espesor de la
arena, permitiría cuantificar la magnitud del daño y su efecto sobre la productividad
del pozo; sin embrago no existe métodos directos para evaluar ambos parámetros, la
permeabilidad y el espesor dañados.
“En un pozo con un daño producido durante la perforación, en suma solo es posible
estimar la profundidad de la invasión por medio de registros de resistividad a hueco
abierto; cálculo de pérdidas de fluido de perforación por filtrado; pero no se puede
41 PERALTA, Op. Cit., P. 13. 42 PACCALONI, Matriz stimulation planning, P. 12.
21
identificar si el espesor efectivamente dañado corresponde a la profundidad de
invasión.”43
La mejor medida de la magnitud de daño, es calcularla matemáticamente a través del
factor skin, el cual se obtiene por ensayos de presión transitoria; el factor skin esta
relacionado con el radio de drenaje y la permeabilidad de la zona alterada; existen
algunos métodos matemáticos para determinar el factor skin y pronosticar una curva
de fluencia (IPR) para su posterior análisis. “Otros métodos para determinar
problemas, son los análisis de laboratorio, donde podemos determinar las causas de
un problema específico o detectar oportunamente un posible problema que se pueda
presentar en un pozo.”44
2.3.3.1 Análisis de laboratorio
Los análisis de laboratorio son análisis cualitativos y cuantitativos de la
composición de una muestra, permite obtener su descripción y caracterización, así
como la identificación de propiedades. Podemos enumerar los siguientes análisis:
2.3.3.1.1 Análisis para identificación de escalas inorgánicas
El análisis químico a base de una solución de ácido hidroclórico donde se coloca la
muestra, y la escala es descompuesta y disuelta con una reacción efervescente; luego
puede ser determinado por métodos de titrimetría o precipitación.
El método de análisis preventivo; es la medida de las propiedades incrustantes del
agua; para determinar la súper saturación del carbonato de calcio e iones de
bicarbonato. “Si la saturación es mayor que el diez por ciento de carbonatos,
entonces el agua tendrá una tendencia a formar escala.”45
43 KRUEGER, Op. Cit., P.39. 44 REYNOLDS, Op. Cit., P. 46. 45 BJ SERVICES, Scale & Precipitate damage, P. 8.
22
2.3.3.1.2 Análisis para identificación de escalas orgánicas
Permite determinar el contenido de asfáltenos, resinas asfálticas y concentraciones de
parafinas. Se utilizan dos ensayos una identificación positiva del depósito orgánico,
estos son: el ensayo de ignición sobre llama abierta y el ensayo de solubilidad.
En el ensayo de ignición, se coloca sobre una placa de porcelana una muestra del
depósito, la placa se coloca bajo un mechero, el cual se ajusta la llama a una pequeña
flama suave y azul, luego se pasa la flama atravesando una vez la parte superior de la
muestra rápidamente; si la muestra es predominante cera, instantáneamente se
disolverá y rápidamente se re-solidificará; si la muestra es predominantemente
asfáltenos retenido juntamente con crudo pesado, habrá mucho menos escurrimiento,
en los bordes de la muestra se disolverá y se re-solidificará rápidamente.
En el ensayo de solubilidad, se coloca una muestra del depósito en un solvente como
xileno, si la muestra se desplaza dentro de la solución rápidamente al calentarla, debe
dar una disolución y el solvente oscurece su color; por lo tanto la muestra es
predominantemente cera.
2.3.3.1.3 Análisis para identificación de corrosión
El análisis para determinar el grado de corrosión en el equipo, se lo realiza,
obteniendo una parte de la tubería o equipo, como una muestra, la cual podemos
determinar sus medidas, y realizar el análisis del grado de corrosión mantenida por
ácidos u otros fluidos.
Conociendo las dimensiones de la muestra, se pesa y coloca dentro de la solución
ácida de prueba, la reacción química entre la solución y el material de la muestra
hace que se desprendan pequeñas partículas del material, la cual es directamente
proporcional al tiempo; el peso perdido medido en libras por pie cuadrado (lb/ft2) se
controla diariamente, determinando la rata de corrosión. La pérdida de peso por
corrosión normalmente aceptada es 0,05 lb/ft2 por día.
23
2.3.3.1.5 Otros procedimientos analíticos
Dependiendo de las condiciones del pozo, y los sistemas de recolección de
información de las empresas de servicios, se pueden realizar numerosos ensayos los
cuales serán usados como herramientas de diseño para la identificación de las
opciones de tratamientos, los ensayos requeridos pueden ser:
a. Análisis de agua
b. Ensayo de compatibilidad de agua
c. Análisis de fluido
d. Análisis de núcleos
e. Estudio de flujo en núcleos
f. Análisis de tendencias incrustantes
g. Sensibilidad al agua dulce
h. Registros de inyección
i. Análisis de sólidos
j. Solubilidad en ácidos
k. Conteo de bacterias
l. Ensayo de ruptura de emulsión
m. Ensayo de prevención de emulsión
n. Solubilidad en solventes
o. Sensibilidad de inmersión
p. Modelos termodinámicos
q. Ensayo de dispersabilidad en agua
Los diversos tipos de ensayos de laboratorio, se pueden realizar para verificar o
descartar probables causas de daño; la participación del personal de las compañías
operadoras y de las compañías de servicios permiten un análisis, donde diversos tipos
de especialistas aportan sus conocimientos y áreas particulares de experiencia para
encontrar la solución a un problema.
24
2.4. Definición de estimulación matricial.
Se refiere como estimulación, a los tratamientos efectuados a la formación mediante
ácidos y otros compuestos químicos, a presiones moderadas de admisión; o que
bombeados a altas presiones pueden fracturar hidráulicamente la roca, para ubicar el
ácido activo a mayor profundidad; en el primer caso se conoce como una
acidificación, y en el segundo como un fracturamiento; para este estudio se tratará la
acidificación a la matriz o estimulación matricial.
“La acidificación se basa en las propiedades, de algunos ácidos que disuelven la roca,
de este modo agranda los canales existentes y abre nuevos canales en la roca por las
reacciones químicas entre el ácido y el componente mineralógico de la matriz; con el
propósito de restituir la permeabilidad original de la formación mejorando con ello el
flujo de fluidos en el borde del pozo.”46
La estimulación que resulta de una acidificación a una formación que permanece no
fracturada durante el tratamiento, da como resultado el mejoramiento de la
permeabilidad alterada en la matriz; debido a que el ácido penetra la roca matriz, y
reacciona con la roca hasta que el ácido sea totalmente gastado. La matriz puede ser
acidificada solamente cuando la presión del tratamiento permanezca por debajo de la
presión de fractura de la formación. “El caudal de inyección en la acidificación
matricial es generalmente bajo; limitándose a remover sedimentos de formaciones
dañadas, como un trabajo de lavado.”47
Antes de comenzar un trabajo de acidificación se requiere tener conocimiento del
tipo de formación, donde se realizará el trabajo, la profundidad de la misma y la
presión de fractura de la roca; antes de inyectar el químico a presión se debe realizar
una prueba de inyectabilidad, para comprobar si la formación admite el flujo de
ácido o no, y así evitar que se produzca la fractura de la misma. “Si la formación no
esta consolidad no puede ser estimulada; además el estado de agotamiento es
46 QUIROGA, Op. Cit., P. 157. 47 BJ SERVICES, Seminario técnico de estimulación ácida, P. 29.
25
importante, si la energía del yacimiento no es suficiente, el mejoramiento de la
permeabilidad, no aumentara el índice de producción. ”48
2.4.1 Fluidos de tratamiento ácido
Algunos compuestos químicos y ácidos, están disponibles como soluciones líquidas,
o sólidas, un ácido tiene una tendencia a perder un protón y siempre actúa un par
ácido–base, una base tiene una tendencia a incorporar un protón.
Todo ácido al disociarse lo hace total o parcialmente; este fenómeno de disociación,
puede crear tres tipos de acidez: “(a) acidez real o la cantidad de iones de hidrogeno
disociados, llamado ácido; (b) acidez potencial o la cantidad de iones que
permanecen en la estructura molecular del ácido o llamado agua ácida; (c) acidez
total o cuando se neutraliza el ácido con una base y es llamado ácido gastado.”49
Se debe mantener la compatibilidad entre la solución de tratamiento y los fluidos de
formación, para no generar más daño a la misma, hay que comprobar la solubilidad
del ácido en la formación. Para determinar se efectividad, los ácidos se pueden
clasificar en:
2.4.1.1 Ácido Clorhídrico.
También llamado ácido muriático (HCl), gas incoloro, muy ácido, de olor irritante y
muy soluble en agua; aunque el gas seco de ácido clorhídrico no es corrosivo, la
solución acuosa del mismo reacciona con todos los metales comunes y compuestos
de hierro, compuestos de carbonato de calcio y magnesio; el ácido clorhídrico se
torna en un tono amarillento cuando se contamina con compuestos de hierro o
sustancias orgánicas.
Entre sus características posee una alta velocidad de reacción en formaciones de
caliza y dolomita; no forma precipitaciones insolubles; debido a su forma de
48 BJ SERVICES, Seminario técnico de estimulación ácida, P. 23. 49 TASSBENDER, Op. Cit., P. 41.
26
obtención puede derivar en otros dos ácidos que raramente son usados, el ácido
sulfúrico que precipita sulfatos insolubles y ácido nítrico que forma gases venenosos
durante la reacción.
2.4.1.2 Ácido fluorhídrico.
Se presenta como un líquido incoloro, ya sea en forma anhidra donde es fumante y
corrosivo, o en solución acuosa como es usado actualmente; a causa de su bajo punto
de ebullición, 70 0F, en la forma anhídra. Generalmente es inferior a las temperaturas
a la cual es transportado y bombeado; debe mantenerse en container especiales
presurizados cuando es usado en esta forma.
El ácido fluorhídrico (HF), ataca sílice y silicatos, tales como vidrio y concreto,
también ataca caucho, cuero, ciertos metales tales como hierro fundido y varios
materiales orgánicos; además se utiliza para el análisis químico de rocas y minerales.
En la estimulación de pozos, el ácido fluorhídrico es comúnmente usado en
combinación con el ácido clorhídrico; las mezclas de los dos ácidos pueden ser
preparados diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua o agregando sales
de fluor al ácido clorhídrico, las sales de fluor dejan libre el ácido fluorhídrico
cuando son disueltas en ácido clorhídrico. Las concentraciones de ácido fluorhídrico
en soluciones de ácido clorhídrico, pueden variar del 0,5% al 9%.
2.4.1.3 Ácido Acético.
Este ácido orgánico incoloro y soluble en agua en cualquier proporción y en la
mayoría de los solventes orgánicos, aunque mezclas de ácido acético con agua son
corrosivas para la mayoría de los metales, la velocidad de corrosión es mucho menor
que la de ácidos clorhídrico y fluorhídrico; considerablemente el ácido acético es
usado en superficies de aluminio, magnesio o cromo que deben ser protegidas.
Se permite su uso cuando el ácido debe permanecer con la tubería de revestimiento
por varias horas, en donde el ácido se utiliza como fluido de desplazamiento en un
trabajo de cementación.
27
2.4.1.4 Ácido Fórmico.
Siendo el más simple de los ácidos orgánicos, el ácido fórmico es completamente
miscible en agua; en solución forma un ácido más poderoso que el ácido acético. En
la estimulación de pozos petroleros, es más frecuente usarlo en combinación con el
ácido clorhídrico, como un ácido retardador para pozos de alta temperatura; el
porcentaje de ácido fórmico usado en tales aplicaciones normalmente es del 8% al
10%.
2.4.2. Propiedades de los fluidos de tratamiento
2.4.2.1. Potencial de Hidrogeno
En la estimulación de pozos, es importante mantener el grado de acidez o pH bajo
para evitar los precipitados de sedimentos orgánicos insolubles, además
inversamente al mantener un pH bajo genera un ataque corrosivo; por esta razón el
diseño del sistema de ácido, debe ser controlado el grado de acidez o basicidad según
el trabajo a realizar y la condición del pozo.
2.4.4.2. Velocidad de reacción
La velocidad de reacción entre un ácido y una formación soluble, depende de la
temperatura, presión, tipo y concentración del ácido, clase de formación con la que
reacciona. Altas velocidades de reacción pueden ser empleadas para eliminar daños
del borde de pozo, y en reacciones lentas son empleadas para fracturas ácidas.
2.4.2.3. Fuerza del ácido
La concentración del ácido usado en estimulación varía del 3% al 28% por peso de
agua; significa la fracción en peso de material activo en solución, expresado como un
porcentaje. Las concentraciones son determinadas en laboratorio y dependiendo del
ácido a usar o factores como; (a) tiempo de reacción; (b) solubilidad de la formación;
(c) efecto de los productos de reacción.
28
2.4.2.4. Viscosidad.
La viscosidad es la propiedad de un fluido para resistir la fuerza tendiente a causar el
movimiento del mismo, debido a que los sistemas de ácido son a base de agua, su
viscosidad es generalmente un centi–poise y su comportamiento reológico es un
fluido Newtoniano, con propiedades de flujo fáciles de predecir. Cuando son
alterados por el agregado de aditivos gelificantes o polímeros, además de
combinaciones con hidrocarburos para formar emulsiones viscosas, con el fin de
retardar la velocidad de reacción, se transforman en fluidos no newtonianos cuyo
comportamiento reológico es más complejo.
2.4.2.5. Presión de fricción
Es la define como la pérdida de presión o carga por el flujo de agua u otro fluido de
tratamiento como resultado de la fricción entre el fluido en movimiento y las paredes
del conducto, la presión de fricción de un ácido base agua, como su viscosidad es
aproximada a la del agua, es baja.
2.4.2.6 Penetración del ácido
La distancia que penetra el ácido en la formación, está determinada por la velocidad
del flujo del ácido, el régimen de perdida de fluido en la formación y el régimen de
reacción del ácido con la roca; la máxima penetración del ácido activo se logra en el
primer incremento del ácido inyectado. A medida que posteriores incrementos de
ácido activo continúan su reacción con la formación no penetra más allá, desde el
borde del pozo que el primer incremento de ácido.
2.4.2.7. Tensión Superficial.
En la estimulación es importante este factor debido a la influencia en la formación de
emulsiones agua-petróleo, remoción de bloqueos por agua, en la penetración del
ácido en materiales porosos como incrustaciones, en la dispersión y en la resistencia
de la recuperación del ácido gastado.
29
Debido a que esto es un fenómeno de la superficie del líquido, puede ser modificado
por moléculas de algunos productos químicos orgánicos o agentes tensoactivos, los
cuales reducen la tensión superficial.
2.4.3. Aditivos para los fluidos de tratamiento.
Usualmente los fluidos para un tratamiento ácido son modificados mediante otros
compuestos químicos que le dan alta viscosidad, baja pérdida de filtrado, baja
tensión interfacial, prevención de emulsiones, acciones de retardo, control de las
precipitaciones, y otras características que les permite cumplir con ciertas
condiciones especiales del pozo en tratamiento.
2.4.3.1. Agentes Tensoactivos.
Cuando se inyecta una solución ácida en la formación el movimiento de un fluido a
través del otro, hace posible una emulsión, en donde la viscosidad reduce la
posibilidad de fluir la solución a la formación. Para que esto no suceda se debe
agregar reductores de la tensión superficial a la solución ácida, el cual disminuye la
estabilidad de la emulsión; e incrementa la separación entre los fluidos, con ello se
reduce la viscosidad a los valores originales.
2.4.3.1.1. Agentes Surfactantes.
Son productos químicos que tienen la propiedad de disminuir la tensión superficial o
interfacial y permite controlar la formación de emulsiones o destruir las que están
formadas. La mayoría de surfactantes pueden estar constituidos en dos partes una
parte está hecha de hidrocarburos solubles e insolubles en agua, la otra parte es un
grupo soluble en agua e insoluble a hidrocarburos; esta acción depende de las
características de cada petróleo crudo.
30
2.4.3.2. Agentes Inhibidores de corrosión.
En un tratamiento de estimulación ácida se diseña usando un inhibidor químico que
proteja la tubería; los inhibidores retardan la velocidad de reacción del ácido con el
acero, determinándola en los límites permisibles. Los inhibidores actúan interfiriendo
la producción de hidrogeno en la región catódica, en vez de ejercer una acción
directa con la solución del metal.
2.4.3.3. Agentes Secuestrantes.
Los tratamientos ácidos pueden precipitar hidróxidos de hierro insolubles al agua,
producidos a partir de las incrustaciones de sulfuros, hierro, carbonato de hierro, y
óxido de hierro, que se encuentran en la tubería de producción y revestimientos;
cuando se inyecta una solución ácida disuelve parcialmente cualquiera de las
incrustaciones y las transporta a la formación como nuevos compuestos o minerales
de hierro. Los agentes secuestrantes son usados para controlar la precipitación de
depósitos de hierro a partir de la solución del ácido gastado; previniendo la reacción
por un determinado periodo de tiempo.
2.4.3.4. Agentes reductores de fricción.
Estos químicos actúan minimizando la cantidad de turbulencias de los fluidos que se
desplazan por la tubería; todos los reductores de fricción, son polímeros naturales o
sintéticos de cadena larga; cuando los polímeros están en estado seco se asemejan a
espirales comprimidos, cuando se humectan los espirales se estiran, entonces los
polímeros en la solución ácida actúan como una multitud de capas elásticas que
suprimen la turbulencia.
2.4.3.5. Agentes de Suspensión.
Estos químicos mantienen las partículas finas de arcillas y compuestos silicios, que
luego de permanecer taponando la permeabilidad de la formación, han sido
removidos como resultado de un trabajo de estimulación ácida, efectuado en calizas
31
y dolomitas con impurezas, para posteriormente ser eliminadas de la formación
mediante flujo de pozo, pistoneó o por expansión de nitrógeno. Estos aditivos pueden
ser agregados a la mayoría de los tratamientos de solución ácida.
2.4.3.6. Agentes de control de pérdida de fluido.
En un tratamiento ácido matricial posee una baja viscosidad y un alto régimen de
reacción con la mayoría de las formaciones productivas. “El ácido por si solo es un
fluido muy poco eficaz para obtener una penetración profunda, un aditivo que
controla la pérdida de fluido; confina el ácido activo en los canales de flujo,
reduciendo su pérdida por filtrado, esto resulta en una penetración más profunda en
la formación.”50
2.4.4. Sistemas de ácidos Energizados.
El uso del nitrógeno en acidificaciones especialmente en reservorios de baja presión
o depletados; reduce la necesidad del pistoneó para recuperar las soluciones ácidas,
inyectadas. “El nitrógeno comprimido ayuda a empujar los fluidos del tratamiento
hacia fuera de la formación, cuando se abre el pozo.”51
Debido a que el nitrógeno aumenta la velocidad de los fluidos que retornan, puede
retirar los precipitados liberados durante los tratamientos de acidificación, y los finos
insolubles que pueden dañar la formación; por este motivo se los denomino “ácidos
energizados.”52 Cada trabajo de acidificación usando nitrógeno debe ser diseñado
individualmente.
2.4.4.1. Características del Nitrógeno
Se define al nitrógeno como un gas incoloro, inodoro, y no tóxico que compone el
78% de la atmósfera terrestre. (Ver gráfico 1) el nitrógeno se transporta a la locación
en su estado líquido y luego se convierte en gas a un régimen controlado. 50 BJ SERVICES, Surfactants, P. 7. 51 BJ SERVICES, Uses of nitrogen, P. 2. 52 BJ HUGHES, Manual técnico del nitrógeno, P.10.
32
“Al ser completamente inerte en su estado gaseoso no reacciona adversamente con
ningún fluido de tratamiento o de la formación, es levemente soluble en agua,
petróleo y otros líquidos.”53 Hay dos formas de sistemas de ácidos energizados, las
cuales se pueden describir:
2.4.4.1.1. Acidificaciones con Nitrógeno.54
Durante una acidificación con nitrógeno, este ayuda a aumentar la penetración de los
fluidos en la formación, las burbujas del nitrógeno reducen la perdida por filtrado
bloqueando temporalmente los espacios porales, La capacidad de flujo del nitrógeno,
incorporado al fluido de acidificación es útil por si falta una bomba durante el
bombeo, entonces se abre el pozo y se deja salir el fluido antes que se gaste.
El nitrógeno se bombea a través del Coiled Tubing o del anillo y los fluidos son
circulados desde el pozo a superficie, entonces el nitrógeno no puede ser purgado y
el pozo evaluado, o puesto en producción.
Cuadro 1. Características del Nitrógeno 55
Característica física
Unidad
Valor
Densidad del gas Densidad del líquido Volumen específico Gravedad específica Peso molecular Relación Vol. Expansión Calor latente vaporización Calor sensible a 70ºF Calor Total
lb/ft3
lb/ft3 ft3/lb adim mol adim
BTU/lb BTU/lb BTU/lb
0,07245 0,29 13,8
0,96724 28,016 696,29
85,6 98,5
184,1
53 BJ SERVICES, Uses of nitrogen, P. 11. 54 BJ SRVICES, Uses of nitrogen, P. 12,13. 55 BJ HUGHES, Op. Cit., P.18.
33
2.4.4.1.2. Acidificación con Espuma 56
La espuma es una emulsión gas–agua con aproximadamente el 1% de surfactante
actuando como emulsificante, se obtiene una espuma estable con baja pérdida por
filtrado cuando la espuma en condiciones de fondo de pozo está compuesta de 52%
al 95% de nitrógeno, siendo líquido el volumen restante. El líquido es la fase
continua y puede ser ácido, metanol, agua gelificada o hidrocarburos.
La espuma se usa para limpiar rápidamente el ácido, además ayuda a transportar los
finos liberados hacia la superficie; el ácido con espuma puede usarse para desviarse
el ácido desde una formación hacia otra. La calidad de espuma inferior al 52% no
presenta las características deseadas para una espuma estable, sin embargo las
espumas de calidad del 30 – 52% es usado en la producción de petróleo y gas.
2.4.4.2. Tipos de ácidos
2.4.4.2.1. Ácido Normal.
El ácido normal está constituido por un 15% de ácido clorhídrico y un agente
inhibidor, utilizado en calizas y dolomitas.
2.4.4.2.2. Ácido Limpiador.
Sirven para limpiar el pozo después de haber terminado la perforación para remover
los fluidos de perforación, o después de acidificar el pozo, para limpiarlo de los
ácidos utilizados; usualmente son ácidos clorhídricos o sistemas de ácidos HCl : HF.
2.4.4.2.3. Ácido Retardado.
Son aquellos en que la reacción del ácido demora un tiempo prudencial en la
formación, para aumentar la penetración del ácido no gastado, es recomendado para
el tratamiento de formaciones altamente soluble.
56 BJ SERVICES, Uses of nitrogen, P. 14.
34
2.4.4.2.4. Ácido Emulsificado
Los ácidos emulsificados son utilizados para que el tiempo de reacción supere al
tiempo de desplazamiento debido a su alta viscosidad, el régimen de flujo es
turbulento y su comportamiento es no newtoniano, por este motivo necesita mayor
presión de inyección.
2.4.4.3 Sistemas de Ácidos.
Los sistemas de ácidos, son mezclas especiales de ácidos requeridos para estimular
formaciones; se lo realiza para modificar algunas propiedades de los fluidos de
tratamiento; según BJ Services Company, los sistemas de ácidos más importantes
son:
2.4.4.3.1. Ácidos fluorhídrico y clorhídrico.
Llamado también Mud Acid (HCl : HF), el cual son ácidos preparados por mezclas
de diluentes de los ácidos concentrados con agua o añadiéndoles sales de fluor al
ácido clorhídrico; el ácido fluorhídrico reacciona con areniscas, arcillas, limos y
fluidos de perforación, el ácido clorhídrico en estas formulaciones, tiene tres
propósitos:
a. Actuar como un convertidor para producir ácido fluorhídrico del cloruro
de amonio.
b. Disolver el material del ácido hidroclorhídrico soluble y prevenir el
desgaste prematuro del ácido fluorhídrico.
c. Prevenir la precipitación del cloruro de calcio.
Las concentraciones más frecuentes son: HCl : HF 6 : 0,5 ; HCl : HF 28 : 9 ; HCl :
HF 15 : 4 ; HCl : HF 12 : 3.
35
2.4.4.3.2. Ácidos Orgánicos y Clorhídricos.
Los ácidos acético (Z–1) y fórmico (Z–5) con el ácido clorhídrico, se utiliza como
alternativa por la gran capacidad de disolución del ácido y una acción corrosiva
retardada, denominada (DR); el ácido acético es utilizado en concentraciones del 5 al
20%, mientras el ácido fórmico se encuentra entre los ácidos acético y clorhídrico,
normalmente se usa en concentraciones menores del 10%. Este sistema de ácido se
dispone en cuatro formulaciones, DR 9:1 ; DR 8:2 ; DR 7:3 y DR 5:5; estas
formulaciones se usan a altas temperaturas por su bajo grado de reacción.
2.5 Tratamiento al daño de formación
BJ Services Company determina que : “si el tipo de daño es tratable con soluciones
ácidas como invasión de sólidos, migración de finos, hinchamiento de arcillas, y
algunas precipitaciones químicas; se debe considerar la respuesta de la formación o
la inyección del ácido.” 57 Partiendo de esta premisa, el análisis del tratamiento al
daño de formación se divide entre areniscas y carbonatos.
Los materiales que causan daño físico a la permeabilidad frecuentemente no son
disueltos por el ácido, el daño se remueve según dos mecanismos distintos que
pueden actuar concurrentemente:
a. El ácido agranda los espacios porales y libera los sólidos que taponan la
permeabilidad.
b. El ácido crea canales de flujo alternativos, relativamente grandes y que se
extienden más allá de la zona dañada y que ofrecen una derivación al flujo
de fluidos.
El tratamiento ácido al daño de formación pude reducir varias clases de resistencia al
flujo como; (a) baja permeabilidad natural de la formación; (b) conductividad
limitada de fisuras; (c) daños a la formación debido a fluidos.
57 BJ SERVICES, Seminario técnico de estimulación ácida, P. 42.
36
La influencia de la permeabilidad en el tratamiento ácido, es importante por la
posibilidad que los subproductos de las reacciones ácidas reduzcan la permeabilidad
actual. Cuando la permeabilidad es menor que 10 mdarcys, se debe reducir las
concentraciones para disminuir la agresividad de los ácidos y la potencial alteración
de la permeabilidad; entre el rango de (10 – 100) mdarcys se recomienda emplear
concentraciones de ácidos intermedios. “Los pozos con permeabilidades muy bajas
no se aconseja acidificarlos.”58
2.5.1 Colocación del Ácido y Cobertura
Una causa de fracaso en la acidificación, es la falta de contacto del ácido con la zona
dañada; los fluidos bombeados a la formación, toman el camino de menor
resistencia, en el tratamiento normal el ácido penetra a la formación por los
punzonados menos o no dañados, cuando esto sucede la acidificación no obtiene
buenos resultados; un tratamiento ácido bien diseñado no será efectivo a menos que
se lo coloque apropiadamente el ácido.
2.5.1.1 Tipos de Completación
Es importante identificar el tipo de completación del pozo a ser estimulado antes de
diseñar un tratamiento; el tipo de completación determina la geometría del borde de
pozo y como el tratamiento será colocado, además ayuda a una precisa desviación
del ácido. Los tipos más comunes de completación son:
2.5.1.1.1 Completación en hueco abierto
Ofrece un mínimo control de flujo en borde de pozo, las superficies son irregulares,
dificulta hacer corridas con el coiled tub ing y herramientas de estimulación, para este
tipo de completación es necesaria técnicas de desviación del ácido, además de la
utilización de empaquetaduras o tapones puente para el aislamiento de la zona a
tratar.
58 JAWOSKY, Coiled Tubing, stimulation operations & service, P. 89.
37
2.5.1.1.2 Completación con Liner Ranurado
No ofrece un aislamiento entre el revestimiento y borde de pozo, las empaquetaduras
en liners ranurados no provee un control de flujo del ácido, debido a que el ácido
sale del liner ranurado y busca las zonas de más baja presión; en este tipo de
completación es necesario técnicas de colocación con divergentes fluidizados del
ácido.
2.5.1.1.3 Completaciones con empaquetamiento de grava
También ofrece mínimo control del flujo de colocación del ácido, las
empaquetaduras son poco efectivas en el flujo del ácido dentro de la formación; por
la comunicación de la base de la tubería y la grava empaquetada; en este tipo de
completación es frecuente usar técnicas de divergencia con espuma.
2.5.1.1.4 Completación con revestimiento perforado
Con un adecuado aislamiento de cemento, estas completaciones ofrece un adecuado
control del flujo del ácido con algunas divergentes mecánicos o fluidizados, las
empaquetaduras transportables del Coiled Tubing pueden ser usados para el
aislamiento de las perforaciones, con un máximo control del ácido dentro de la
formación. Perforaciones con intervalos mayores que diez pies, requiere usar
divergentes adicionales.
2.5.1.2 Métodos de colocación del ácido
Hay numerosos métodos que ayudan a controlar la colocación del ácido en la zona a
tratar, la selección se basa en el ensamblaje de fondo de pozo visto en la sección
anterior, además de las características de la formación y la experiencia de campo.
38
2.5.1.2.1 Divergentes mecánicos
Permite aislar los intervalos perforados, usando un tapón puente recuperable (RBP) y
una empaquetadura de forzamiento (RTTS); el tapón puente se fija en la parte
inferior de la sección cañoneada; mientras la empaquetadura se fija en la parte
superior; el tratamiento comienza con el grupo inferior de perforados y termina en la
parte superior.
2.5.1.2.2 Divergentes fluidizados
Se usa un surfactante que produce espuma en el fondo de pozo frente a la formación,
cuando es activado por comprensión ya sea con nitrógeno o anhídrido carbónico, el
surfactante se adhiere a la matriz y al formar la espuma crea resistencia al flujo del
ácido, desviando a otros punzonados.
2.5.2 Estimulación Matricial de Areniscas
Las areniscas presentan porosidad y permeabilidad primaria importante, además es
muy rara la presencia de porosidad y permeabilidad secundaria significativa. “Los
sólidos que invaden la formación de areniscas solo penetran algunas pulgadas; la
migración de finos propios de la roca suele ser el problema en la inmediación del
pozo, donde la velocidad asociada al flujo radial es mayor.”59
Las partículas sólidas responsables del taponamiento de los espacios interpolares
suelen disolverse con el ácido, de este modo las acidificaciones matriciales de
areniscas remueven el daño según dos mecanismos:
a. El ácido disuelve los sólidos que taponan la permeabilidad, aunque hay
sólidos que son insolubles al ácido.
b. El ácido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el cemento
intergranular, agrandando los espacios porales y liberando los sólidos que
taponan la permeabilidad.
59 HOUCHIN, Op. Cit., P.30.
39
Los ácidos clorhídricos y fluorhídricos reaccionan lentamente con los principales
minerales presentes en las areniscas; los granos de cuarzo son insolubles al ácido,
mientras que el ataque del ácido a los minerales aglutinantes de la matriz de la roca
es a distinta velocidad, según el tipo de mineral; además podemos determinar la
solubilidad de la roca al ácido con los siguientes parámetros:
a. Porcentaje de disolución en ácido clorhídrico
b. Porcentaje de disolución en ácido fluorhídrico
c. Velocidad de reacción al ácido fluorhídrico
d. Porcentaje de liberación de finos
Con estos parámetros podemos determinar si existe el potencial de desconsolidación
y eventual colapso de la matriz; por otro lado permite obtener una selección del
sistema de ácidos para estimular las areniscas, sin ocasionar mayores daños a la
formación.
“Un tratamiento de estimulación matricial a una formación de arenisca consiste en la
inyección secuencial de tres fluidos, un preflujo, una mezcla de ácido fluorhídrico –
clorhídrico, (HCl : HF) y un Postflujo.”60
2.5.2.1 Análisis de formación
Se debe conocer como responderán al ácido los minerales presentes en la formación
y anticipar como reaccionará el ácido gastado al invadir profundamente la roca; los
sólidos disueltos en la inmediación del borde de pozo, pueden precipitar más
profundo de la formación a medida que contactan otros minerales que reaccionan
con el ácido vivo o gastado.
Para optimizar la acidificación matricial, se debe analizar la calidad del yacimiento
para controlar o evitar la precipitación de los subproductos de la reacción con la
formación. Los tratamientos ácidos de formaciones arcillosas, requieren mayor
60 MACLEOD, Op. Cit., P. 36.
40
atención que los tratamientos de formaciones limpias y de alta permeabilidad. La
calidad de la formación está caracterizada por:
2.5.2.1.1 Calidad Deposicional
Es arena de deposición marina; es la más fácil de acidificar, la arena de canales de río
usualmente son de menor calidad pero igual se puede acidificar exitosamente, sin
embargo la arena de tipo aluvional son de menor calidad, debido a su alto contenido
de limo deltaico, las cuales son arenas muy laminadas y con capas de arcillas, que
genera mayores problemas para acidificar.
2.5.2.1.2 Calidad Detrítica
Se puede cuantificar mediante la distribución del tamaño de la partícula; mientras
mayor sea el contenido de cuarzo y el tamaño del grano más uniforme, la calidad
aumenta, los volúmenes de minerales inestables o reactivos y de finos de formación
reducen la calidad.
Si una formación contiene fragmentos de arcilla mezclado con granos más duros de
la misma medida, se la clasifica como de baja calidad; ocasionando una
compactación y una reducida permeabilidad. Las arenas cuarcíferas limpias
uniformes sin partes lenticulares, son fáciles de acidificar ya que las reacciones
secundarias son insignificantes; cuando se selecciona un ácido se realiza teniendo en
cuenta los sólidos que taponan la porosidad; cuando la calidad de la arena disminuye,
el ácido puede reaccionar con los granos reactivos, tornándose más cuidadosa la
selección del ácido.
2.5.2.1.3 Calidad Diagénica
La abundancia de minerales sensibles al ácido en la formación puede ocasionar dos
tipos de minerales diagénicos, primero las arcillas, las cuales se dispersan fácilmente
y se pueden liberar como finos; un segundo tipo de minerales diagénicos son los
minerales solubles al ácido clorhídrico, como la calcita y la dolomita.
41
2.5.2.2 Preflujo con Ácido Clorhídrico
El preflujo es usualmente ácido clorhídrico en concentraciones del 5 – 15%, además
posee un inhibidor de corrosión y otros aditivos, según los requerimientos del pozo.
El preflujo separa la mezcla HCl : HF del agua de formación de la región cercana al
borde del pozo, minimizando el contacto entre los iones de sodio y potasio que están
presentes en la misma.
Esto evita volver a dañar la formación por la precipitación de fluorsilicatos de sodio
y de potasio insolubles al ácido, además el ácido reacciona con el carbonato de calcio
o con otros materiales calcáreos presentes en la formación; reduciendo la reacción
entre el ácido fluorhídrico y la calcita. El preflujo evita el desperdicio de ácido
fluorhídrico y la formación de fluoruro de calcio, el cual puede precipitar de la
mezcla HCl : HF gastada; de la misma manera extrae cationes alcalinos de las
arcillas por intercambio iónico y genera un ambiente ácido con bajo pH que dificulta
la deposición de subproductos.
2.5.2.3 Tratamiento Principal con Sistema de Ácido HCl : HF
El tratamiento de areniscas es usualmente una mezcla HCl : HF, en concentraciones
de HCl 12% : HF 3% que es inyectada luego del preflujo; el ácido fluorhídrico
reacciona con las arcillas, arena, fluido de perforación o filtrados de cemento para
mejorar la permeabilidad; el ácido clorhídrico no reacciona y su función es mantener
bajo el pH evitando la precipitación de los subproductos de reacción del ácido
fluorhídrico. Varios minerales forman inmediatamente precipitados de compuestos
de fluor cuando reaccionan con altas concentraciones de ácido fluorhídrico. “La regla
general para evitar estos problemas es no superar del 3% de ácido fluorhídrico y
mantener un exceso de ácido clorhídrico.”61
61 HOUCHIN, Op. Cit., P. 32.
42
2.5.2.4 Postflujo con Nitrógeno
Toda acidificación debe completarse con un postflujo adecuado para desplazar el
tratamiento principal entre tres y cinco pies lejos del pozo, donde la precipitación de
subproductos afecte menos a la productividad.
Se requiere el postflujo para aislar el ácido fluorhídrico reactivo del agua que se usa
para lavar la tubería. Cuando se usa nitrógeno como postflujo los aditivos de
limpieza se agregan en la etapa principal del tratamiento.
Una vez completado el postflujo todos los fluidos deben ser retornados
inmediatamente a superficie, con el fin de eliminar los precipitados que aún no se
hayan adherido a la matriz. “En postflujos líquidos, los productos químicos
usualmente que se agrega es un solvente mutual para restaurar la humectabilidad de
las rocas; normalmente uno de estos tres tipos de postflujo que son utilizados; (a)
hidrocarburo, gas-oil, diesel; (b) ácido clorhídrico, (c) nitrógeno o gas natural.”62
2.5.3 Estimulación Matricial de Carbonatos
Los carbonatos poseen porosidad primaria intergranular muy reducida o nula y en
cambio es frecuente que presenten porosidad y permeabilidad secundaria importante;
a través de las fisuras, los sólidos que invaden la formación pueden penetrar varios
pies o más. Los ácidos clorhídricos o ácidos orgánicos, reaccionan muy rápidamente
con los carbonatos, por lo que la velocidad de ataque esta cont rolada por la difusión
del ácido no gastado hacia la superficie de la roca, el ataque se realiza en las fisuras y
oquedades, donde la reacción se concentra en puntos; originando unos agujeros
llamados agujeros de gusano.
La longitud de los agujeros de gusano normalmente esta limitada por la pérdida de
filtrado y no por la velocidad de reacción, por esto se detalla que el ácido clorhídrico,
los ácidos orgánicos, mezclas orgánico-HCl y ácidos químicamente retardados,
producen agujeros de longitud comparable; una mayor penetración del ácido vivo se
62 BJ SERVICES, Seminario técnico de estimulación ácida, P. 56.
43
obtiene con ácidos viscosos (ácidos emulsificados, gelificados o espumado) que
ofrecen mejor control de filtrado.
Los carbonatos con elevada permeabilidad ya sea esta primaria o secundaria, pueden
tener una profunda invasión de sólidos, lo que requerirá gran penetración del ácido
vivo para removerlos; la temperatura incrementa la velocidad de reacción sobre los
carbonatos; de igual modo la velocidad de reacción depende de la mineralogía, la
reacción superficial con dolomitas es más lenta que con calizas, pero el proceso total
sigue controlado por la difusión del ácido.
El proceso más importante en la selección del tratamiento es la mineralogía; los
carbonatos impuros con cuarzo, feldespatos, arcillas y silicatos insolubles en ácidos,
liberan finos generalmente silicatos que se pueden acumular y taponar los nuevos
canales de flujo creados por el ácido. Los ácidos viscosos o espumados son capaces
de mantener en suspensión y arrastrar los finos por su propia viscosidad a superficie.
“Un tratamiento de estimulación matricial de carbonatos se inyecta el ácido de
tratamiento usualmente ácido clorhídrico, seguido de un postflujo de agua o
hidrocarburo, agregando un inhibidor de corrosión; a una presión lo suficientemente
baja para evitar fracturar la formación; con el objetivo de lograr una penetración
ácida de forma radial, y así aumentar la permeabilidad cerca del borde de pozo.”63
2.5.3.1 Análisis de Formación
En formaciones de carbonatos, la característica determinante de la calidad es la
permeabilidad de la formación y la uniformidad de la porosidad, cuanto más
uniforme sea la formación más fácil será la acidificación.
En formaciones muy heterogéneas requieren de técnicas de colocación y cobertura
del ácido para aumentar el nivel de éxito de la formación. La calidad de la formación
depende de:
63 MCLEOD, Op. Cit., P. 43,44.
44
2.5.3.1.1 Calidad Diagénica
Son deposiciones marinas con abundantes aportes de materia orgánica, son de menor
calidad; y presentan mayor dificultad al acidificarlas, las fo rmaciones con fracturas y
oquedades son las mas fáciles de acidificar por los caminos para desplazar el ácido.
En las formaciones de carbonatos el principal problema es la disolución y
precipitación de la anhidrita, la cual se puede disolver cerca del pozo y luego
precipitar en su forma hidratada y voluminosa más adentro de la formación, cuando
el ácido se gasta completamente en dolomitas y calizas altamente solubles.
En formaciones de dolomitas con una permeabilidad de 5 a 20 mdarcys provoca
problemas la precipitación de la anhidrita, “algunos carbonatos tienen un alto
contenido de siderita (carbonatos de hierro), piritas (sulfuro de hierro); estos son
altamente solubles al ácido clorhídrico, pero precipitan cuando el ácido alcanza el
equilibrio con la caliza o dolomita; las piritas precipitan a un pH de 2 a 3, la siderita a
un pH de 3 a 4; mientras que el ácido clorhídrico se gasta hasta el equilibrio con la
calcita a un pH de 4 a 5.”64
2.5.3.2 Tratamiento Principal
La mayoría de las formaciones de caliza y dolomitas producen a través de una red de
fracturas naturales o inducidas, “la solución del ácido reacciona con las paredes del
canal de flujo incrementando el ancho y la conductividad de la fractura; el ácido
comienza a reaccionar inmediatamente al contactar con los carbonaros y se debilita a
medida que la distancia al borde del pozo aumenta.”65
2.5.3.2.1 Tratamiento con ácido Clorhídrico
El ácido clorhídrico reacciona tan rápidamente con la caliza que es esencialmente
importante el tiempo demorado en que el ácido clorhídrico ha sido colocado
64 MACLEOD, Op. Cit., P. 44. 65 QUIROGA, Op. Cit., P. 189.
45
completamente en la formación. “En las formaciones de baja permeabilidad debido a
su bajo nivel de inyectabilidad se formula normalmente HCl 28% más un inhibidor
de corrosión, para los otros tipos de formación de alta permeabilidad se usa ácido
clorhídrico con aditivos, para control de pérdida de fluido y/o ácidos emulsionados
o viscosos.”66
2.5.3.2.2 Tratamiento con Ácidos Orgánicos
Un compuesto orgánico puede producir un ácido orgánico luego de contactar el
agua; el compuesto es inyectado a una formación de carbonatos, donde el compuesto
orgánico se difunde y reacciona con el agua connata, produciendo un ácido orgánico
capaz de disolver el carbonato.
La mezcla de los ácidos orgánicos con el hidrocarburo forman una solución de fase
única; esta mezcla reacciona más lentamente que el ácido clorhídrico solo, así como
el ácido acético al 35% reacciona más lentamente que el ácido acético al 10% dando
una característica de un ácido retardado.
2.5.3.3. Postflujo con nitrógeno.
El postflujo líquido será agua o un hidrocarburo para limpiar el ácido, además de
inhibidores de corrosión, un agente anti–sedimento, agente desmulsificante agentes
queladores de hierro y un solvente mutual; con el postflujo con nitrógeno igualmente
que en las areniscas los aditivos se colocan en el tratamiento principal.
2.5.4. Aditivos a los tratamientos.
La selección del sistema de ácido, se determina con la incorporación de otros
aditivos de acuerdo a las condiciones a tratar; siempre se debe incorporar un
inhibidor de corrosión adecuado, de acuerdo a la temperatura y duración del
tratamiento.
66 MCDANIEL, Op. Cit., P.10.
46
Se necesita asegurar la compatibilidad de los fluidos de tratamiento con el petróleo
de formación, debido al uso de surfactantes se debe verificar el potencial de
formación de sedimentos para incorporar los inhibidores adecuados; otros aditivos y
productos deberán incorporarse para situaciones específicas como secuestrantes de
hierro, y divergentes; siempre se debe verificar la mutua compatib ilidad de la
formulación final.
2.5.5 Diseño de la estimulación matricial.
El diseño y planificación de un tratamiento matricial debe especificar no solo los
volúmenes y tipos de fluidos a inyectar, sino también el caudal de inyección
admisible y la presión de tratamiento para evitar la fracturación; además se debe
especificar la secuencia administrativa y operativa para el desarrollo del tratamiento.
2.5.5.1. Procedimiento de diseño de la estimulación matricial.
BJ Services Ecuador, presenta un método sistemático para diseñar un tratamiento de
acidificación matricial de areniscas y carbonatos. Los datos del pozo y el estado
actual del mismo los podemos obtener de la hoja de pre–estimulación, (ver anexo 3);
y la nomenclatura utilizada en los cálculos se puede ver en el anexo 4.
Paso 1. Determinamos el gradiente de fractura actual para el yacimiento a estimular.
−+=
profovgGf
Pr)( αα
ftpsi
Paso 2. Determinamos el caudal máximo de inyección posible sin fracturar. En
donde la viscosidad del ácido se puede determinar usando el gráfico en el anexo 7. El
caudal de bombeo recomendado es el 10% menor al caudal de inyección.
−=
−
rwre
a
profGfhKavxQinj
ln*
Pr))(*(*10917,4 6
µ
minbbl
47
Paso 3. Determinamos la presión máxima en superficie, para lo cual los fluidos se
pueden inyectar sin fracturar la formación, descartando la pérdida de fricción. El
gradiente hidrostático se puede determinar el gráfico del anexo 9.
Psur = (Gf – Ga)* Prof psi
Paso 4. Determinamos el volumen del preflujo a usar, solamente se calcula para
estimular areniscas. La penetración del ácido vivo, teórico en el punzonado posee un
intervalo de ½ in a 1 ft, aproximadamente.
XSrwXX
V HCLHClHClHCl
)1)(2(23,0 ∅−+=
ftgal
Paso 5. Determinamos el volumen del tratamiento principal.
Volumen de acidificación de areniscas, (HCl : HF). Se puede determinar el
volumen de solución de HCl : HF a usar, gráficamente (Ver anexo 5) de la
siguiente forma, el radio de daño (rdam) teórico es 3 in, en baja
permeabilidad (< 5 mdarcys) y 6 in, en alta permeabilidad.
HF
HFHfHF C
SrwXXV
∆∅−+=
)1)(2(7,41
ftgal
hQinj
eQinj =− perforadoftbbl
−
Determinar la temperatura de formación, elegir el gráfico (ver anexo 6), que
más se acerca a la temperatura de formación, leer el volumen de ácido,
requerido, para el aumento de la permeabilidad; si el rw no es 3 in usar:
9)3()(2
22
−∆+−∆+
=racid
rwracidrwVoV
ftgal
48
El volumen de acidificación de los carbonatos, no se puede calcular el
volumen exacto y concentración, debido a las incertidumbres de las
condiciones del pozo. Inyectar de 50 – 200 gal/ft perforado de HCl.
Paso 6. Determinamos el volumen del post-flujo utilizando nitrógeno, en este caso se
calcula el desplazamiento del tratamiento principal a superficie:
a. Calculamos el volumen de la tubería de producción o del coiled tubing en
pies usando el Engineering Handbook.67
b. Calculamos el volumen del anillo o el espacio anular entre el
revestimiento y la tubería de producción usando el Engineering
handbook.68
c. Calculamos la presión hidrostática de la columna de fluido.
Pth = df * 0,052 * prof psi
d. Encontramos la presión en la boca del pozo (WHP) en la tabla del anexo
10, según la presión hidrostática hallar la profundidad del pozo y leer el
número más cercano a la presión hidrostática, leer en la parte superior la
presión de superficie.
e. Hallar el factor volumen de nitrógeno (VFT) en el anexo 9, localizar la
presión de cabeza de pozo (WHP) en la parte izquierda de la tabla, leer la
profundidad y localizar el factor de volumen de nitrógeno.
f. Determinar la cantidad de nitrógeno necesaria para desplazar el fluido por
la tubería.
VNT = Volumen del tubing * VFT scf
g. Calculamos la presión promedio de la columna de fluido en el anillo,
debido a que se desea circular y desplazar el fluido a superficie, la presión
de cabeza (WHP) se asume cero en el anillo.
67 BJ SERVICES, Engineering Handbook, P. A 2-19. 68 BJ SERVICES, Engineering Handbook, P. A 2-20.
49
2)( PthWHP
Pavg+
= psi
h. Hallar el factor de volumen del anillo (VFA) en el anexo 9, localizando la
presión promedio y leer en la columna de profundidad.
i. Calculamos la cantidad de nitrógeno requerida para desplazar el fluido
hacia arriba y fuera del anillo.
VNA = Volumen Anillo * VFA scf
j. Calculamos la cantidad de nitrógeno requerida para desplazar el fluido
fuera del pozo completamente.
VN = VNT + VNA scf
Si se desea desplazar el fluido a través del anillo y hacia arriba por la tubería de
producción, reemplazar el volumen del anillo en el paso f, sin usar los pasos g hasta j
2.5.5.2. Procedimiento de diseño de acidificación nitrogenada. .69
Se debe calcular la cantidad de nitrógeno, para nitrogenar el fluido de tratamiento y
desplazar hasta el fondo.
a. Determinamos la relación nitrógeno-fluido (NFR) requerida para obtener
el flujo de retorno del ácido, debemos elegir el gráfico del anexo 11,
ubicar la presión estática de reservorio (Pr) y leer el punto en el cual
intercepta en la línea de profundidad.
b. Determinamos la presión de cabeza de pozo (WHP) equivalente a la
presión de cierre instantánea del fluido nitrogenado; para la relación
nitrógeno-fluido y la temperatura promedio de reservorio, del anexo 12.
69 BJ HUGHES, Op. Cit., P. 22.-24.
50
• Localizar la presión de fractura en el fondo del pozo (Pfrac) y leer el
punto de intercepción con la curva de la densidad de fluido, luego leer
la profundidad equivalente o de referencia a la presión de fractura, en
el fondo del pozo (Prof eq @ Pfrac).
• Determinar la profundidad equivalente a la presión de cabeza (Prof eq
@ WHP).
Prof eq @ WHP = prof – prof eq @ Pfrac .ft
• Registrar en el gráfico del anexo 11, la profundidad equivalente a la
presión de cabeza, leer a lo largo de la curva de densidad de fluido y
luego leer el punto de la presión, en ese punto es la presión de cabeza
(WHP).
c. Determinamos la presión hidrostática.
Pth = Pfrac – WHP psi
d. Calculamos la pérdida por fricción ocasionadas en la tubería.
1000)*( profGpf
Pf = psi
e. Calculamos la presión promedio del fondo del pozo y del cabezal del
pozo.
2*WHPPfrac
Pavg = psi
f. Calculamos la presión máxima de tratamiento en superficie tomando en
cuenta la pérdida de fricción.
Psur = ( Pfrac – Pth ) + Pf psi
51
g. Determinamos el factor de volumen (VF) del anexo 12, localizar la
presión promedio (Pavg) y leer.
h. Calcular la cantidad de fluido requerida para desplazar el tubing
VFanilloVolumentubingVolumen
VNT+
= bbl
i. Determinar el factor de volumen en condiciones de fondo de pozo
(VFVH) del anexo 12, localizar la presión de fractura en el fondo del
pozo (Pfrac) y leer el volumen; esta es una aproximación por cada barril
de fluido nitrogenado.
j. Calcular la cantidad total de fluido necesario.
VF = Volumen tratamiento + VNT bbl
k. Calcular la cantidad total de nitrógeno necesario en el tratamiento.
NV = NFR * VF scf
l. Calculamos la cobertura a la formación.
CF = Volumen tratamiento * VFBH bbl
2.6 Equipos, Herramientas y Personal de Estimulación
2.6.1 Equipos de Estimulación
Después de realizar el diseño de una estimulación, se programa los equipos a utilizar
de acuerdo a los recursos que necesitamos para la operación. El principio
fundamental en que se basa la estimulación, es la presión ejercida por potentes
bombas en superficie, las cuales son accionadas por motores a diesel.
52
Los equipos, herramientas, accesorios y otros dispositivos están codificados según
estándares internacionales, la cual identifica a cada equipo según características
propias, que identifica a los equipos para operaciones de campo así:
Cuadro 2.
Codificación de equipos70
CTP – 2.000.
Primera Letra Segunda Letra Tercera Letra Serie Numérica
Desc. Servicio Configuración Función Desempeño (normal)
C = Cementación
G = CO2
I = Industrial
N = Nitrógeno
P = Tubería
S = Estimulación
T = Coiled Tubing
P = Permanente
T = Camión
R = Trailer
S = Skid
U = Utilidad
general
B = Bulk mat seco
C = Compresor
D = Mezcla seca
f = Bulk fluidos
L = Mezcla líquida
P = Bomba simple
T = Bomba doble
X = Unidad CTU
W = Malacate.
Batch mixer (bbl)
Bulk mat seco (ft3)
Bulk líquidos (gal)
Injector CTU (1.000 ft)
Riel CTU (ft)
Mezcla líquida (BPM)
Bombeo liquidos (BPM)
Bombeo fluidos (BHP)
Bombeo N2 (scf / min)
Bulk Cemento (ft3)
2.6.1.1 Unidad de Coiled Tubing
Describe a una unidad de Coiled Tubing como un sistema de servicio de fuerza
hidráulica portable, diseñado para operar una sarta de tubería concéntrica continua,
introduciéndola o recuperarla, a través de una columna de revestimiento o tuberías de
producción de mayor diámetro interno. El sistema puede ser usado en tierra como en
plataformas marinas sin la necesidad de una torre de reacondicionamiento. La unidad
de Coiled Tubing es usada para la inyección de fluidos mientras la tubería esta en
movimiento; estas unidades tienen una amplia gama de aplicaciones como:
a. Remoción de material consolidado usando solventes o espumas
b. Remoción de escalas orgánicas e inorgánicas
c. Acidificación selectiva 70 JAMES, Manual de practices estandares, P. 12.
53
d. Descarga de pozos con nitrógeno
e. Operaciones de perforación
f. Operaciones de circulación mientras se usan herramientas wireline
g. Registros eléctricos en pozos horizontales
h. Colocación de tapones de cemento
i. Usado como sarta de producción, entre otras.
“Una parte básica de Coiled Tubing consiste en un ensamblaje de inyector de la
tubería flexible, preventor de reventones, motor a diesel y una bobina de tubería
flexible; esta tubería su principal característica es su ductibilidad.”71 Los
componentes principales de la unidad de Coiled Tubing son:
2.6.1.1.1 Cabezal de Inyección
Esta unidad permite correr la tubería flexible dentro del pozo, así como su
recuperación; esta constituida por un ensamblaje de engranajes y cadenas que
presionan la tubería por ambos lados, la tubería entra al cabezal de inyección a través
de una guía de tubería llamada cuello de ganso; cuando la tubería va ha ser corrida
las cadenas giran en iguales sentidos, impulsando la tubería hacia el pozo y
viceversa. El cabezal está diseñado para cumplir tres funciones básicas:
a. Provee el empuje para introducir la tubería dentro del pozo, con
contrapresión o sobrepasando la fricción del mismo.
b. Control del porcentaje de ingreso de la tubería, que esta en el pozo bajo
condiciones de subsuelo.
c. Soporta el peso completo de la tubería suspendida e incrementa velocidad
cuando la tubería flexible se extrae del pozo.
2.6.1.1.2 Bobina de Tubería Flexible.
Es una bobina de acero cuyo diámetro base es de 60 hasta 72 pulgadas donde se
enrolla la tubería flexible del Coiled Tubing, dependiendo del diámetro de la tubería
71 TEEL, Coiled Tubing Handbook, P. 28.
54
podemos almacenar mayor o menor longitud de tubería. La rotación de la bobina es
coordinada con el movimiento del cabezal de inyección y es movido por un motor
hidráulico que está montado directo en el eje operado por un ensamblaje de piñones
y cadenas.
2.6.1.1.3 Preventor de Reventones (BOP).
El sistema preventor de reventones debe ser usado en cada operación o servicio
prestado por el Coiled Tubing, el preventor esta compuesto por cuatro arietes
hidráulicos calibrados a una presión de trabajo aproximada de 10.000 psig, estos
arietes accionan cuando se supera esta presión, o cuando se ha perdido el control del
pozo; entonces los arietes actúan soportando el empuje axial de la tubería y
controlando el pozo, el preventor se conecta bajo el cabezal de inyección y en el
cabezal del pozo.
2.6.1.1.4 Unidad de Energía y Fuerza Hidráulica.
Permite generar la energía suficiente para operar todos los componentes de la unidad
de Coiled Tubing. Primero energía eléctrica para operar la consola de
instrumentación, y motores eléctricos; segundo energía hidráulica que permiten
accionar las cadenas del cabezal de inyección y motores de la bobina de tubería
flexible; además para operar la grúa si es que hay una unidad disponible con grúa.
2.6.1.2 Unidad de Nitrógeno
La unidad de nitrógeno como equipo de manipuleo, permite el transporte entre
locaciones del nitrógeno manteniendo sus características; podemos tener distintos
tipos de unidades de nitrógeno, ya que están adaptadas para las necesidades en
campo, en unidad bombeadora combinadas montada en trailer, bombeador nitrógeno
montado en chasis y bombeador nitrógeno montado en skid. La unidad de nitrógeno
consiste de los siguientes componentes:
55
2.6.1.2.1 Unidad Vaporizadora de Nitrógeno.
Cada equipo bombeador esta provisto de una unidad calentadora–vaporizadora con
una capacidad de diez millones BTU / hora. La unidad vaporizadora convierte el
nitrógeno líquido de (- 320 °F) en nitrógeno gaseoso a 80 °F, lo cual es necesario
para la mayoría de los servicios; esta unidad provee un control variable de
temperatura para vaporización exacta y segura del gas de descarga manteniendo los
altos caudales de bombeo.
2.6.1.2.2 Unidad de Transporte de Nitrógeno.
Los tanques para almacenar nitrógeno están diseñados para una máxima seguridad;
para transportar el nitrógeno licuado, esta construido con una primera capa de acero
inoxidable, separada por una capa al vacío de 28 pulgadas, de una segunda capa de
acero al carbono. Las unidades de transporte son obtenibles en tres medidas así:
186.000 scf, 390.000 scf y 670.000 scf.
2.6.1.2.3 Unidad de Bombeo de Nitrógeno.
Cada camión esta equipado con una bomba criogénica con un diseño de lubricación
y cojinetes que permite un amplio rango de caudales de bombeo, puede estar
montada en una unidad combinada o en un skid.
2.6.1.3 Unidad Acidificadora.
El equipo de acidificación consta de un camión bombeador con dos tanques donde se
preparan los químicos que se van a inyectar al pozo, los tanques están diseñados para
resistir al ácido y los solventes, cuya capacidad puede ser: Twin 750 gal, 1.500 gal,
5.000 gal.
Esta unidad esta compuesta por dos motores a diesel que accionan dos bombas de
tres pistones, que pueden dar hasta 15.000 psig cada una; sin embargo en BJ Services
Ecuador, se usa las unidades PSM (Precision Slurry Mixing) mezcla de la lechada a
56
precisión, que es una unidad dual que permite realizar trabajos de cementación y
acidificación. Para los trabajos de estimulación se usa bombas de flujo intermitente
que permite corto tiempo de operación con bajos caudales y altas presiones, las
unidades de bombeo se identifican según normas internacionales. Estas bombas son
alimentadas por bombas centrífugas a 300 RPM. Así:
Cuadro 3.
Codificación Bombas72
TWS – 400 – S
Primera Letra Segunda y Tercera Letra Indicador Últimas dos letras Número
Cilíndricos Ciclo de operación Presión
máx Diseño
C = Duplex
T = Triplex
Q = Quintuplex
WS = Flujo intermitente
HB = Flujo continuo
400 BHP LW = Diseño Especial
S = Corto
HV = Válvula horizontal
2.6.1.4. Unidad de Transporte de Ácido
Cuando se necesita grandes volúmenes de ácido, se utiliza un carro-tanque diseñado
para transporte de ácido, es un equipo adicional a la unidad bombeadora de ácido,
aunque hay algunos modelos que tienen bombeadores incluidos; BJ Services
Ecuador dispone de unidades de transporte auxiliar de ácido. Esta unidad en
ocasiones se usa con skid de bombeo cuando no se dispone una unidad acifificadora
o una unidad PSM.
2.6.2 Herramientas de Estimulación
Los programas de operación y armado del equipo en superficie los realiza el
departamento de ingeniería y cada programa es diferente puesto que se realizan
trabajos diferentes, el objetivo de las herramientas para realizar una estimulación es
armar confiablemente y seguro el equipo que se utiliza en este tipo de trabajo.
72 JAMES, Op. Cit., P. 35.
57
2.6.2.1 Conexiones en Superficie
Todos los trabajos que se realizan en pozo se necesita conexiones hidráulicas de baja
presión o de alta presión; estas conexiones se hacen por medio de mangueras o
tuberías y son para unir hidráulicamente tanques y bombas o bombas entre si o con
el pozo.
2.6.2.1.1 Líneas de Alta Presión
Las líneas de alta presión son aquellas que van de 4.000 a 20.000 psig. Las
conexiones de alta presión se pueden identificar por el grosor de sus paredes, estas
usualmente son de acero y la medida del diámetro interno son de 1, 1 ½, 2, 2 ½, 3 y 4
pulgadas.
Cuadro 4.
Código de colores tubería alta presión. 73
73 JAMES, Op. Cit., P. 42.
Código Colores Hembra Tubería Macho y
Mariposa
Presión (psi)
Servicio
Plateado Verde Blanco Azul Anaranjado Negro Rojo Verde
Plateado Plateado Plateado Plateado Plateado Negro Rojo Verde
Plateado Verde Blanco Azul Anaranjado Negro Rojo Verde
15.000 10.000 6.000 4.000 2.000 10.000 10.000 10.000
General. General. General. General. General.
N2 CO2 H2S
Blanco Blanco
Plateado
Tubería Extremo Extremo Hembra Macho y válvula Mariposa
58
2.6.2.1.2. Líneas de baja Presión.
Las líneas de baja presión son aquellas menores de 500 psig, también son
identificadas por su diámetro interno y generalmente son 3 y 4 pulgadas. Estas
líneas están asociadas con la unión para la alimentación de los mezcladores,
transporte de químicos o ácidos; usualmente son mangueras de goma o plástico o
materiales combinados y reforzados a veces con una estructura de metal para
mantener su forma y resistencia, en este tipo de líneas se debe tener cuidado de no
sobre presurizar las mangueras.
Estas líneas se usan en las líneas de succión para transferir fluidos a los bombeadores
(excepto fluidos energizados); como fluido de desplazamiento, para esto se debe
tener una manguera extra a de respaldo por si se necesita mayor fluido; se debe
operar estas líneas con un caudal máximo así: “(a) servicio con petróleo 8 BPM, (b)
servicio con agua 10 – 12 BPM. Esto para minimizar la erosión y desgaste de las
paredes internas de la tubería.”74
2.6.2.1.3. Líneas de Venteo.
Las líneas de venteo tienen el propósito de permitir un flujo de fluido por un corto
tiempo, para purgar la presión entrampada entre válvulas; las líneas de venteo no
deben de entrar en contacto con fluidos de formación, y estas deben ser tubulares de
alta presión.
Las líneas de venteo deberán ser lo más rectas posibles, entonces se debe usar un
codo articulado o unión giratoria para cambiar la dirección de la línea, esta deberá
conectarse adyacente a las válvulas principales o de venteo de línea. “La apertura de
la línea de venteo deberá ser realizada en forma gradual, iniciando con una lenta
abertura para evitar el efecto de retroceso; las líneas de venteo deberán estar
aseguradas al suelo con estacas clavadas y encadenadas.”75
74 BJ SERVICES, Manual de tubulares y conexiones, P. 12. 75 JAMES, Op. Cit,. P.47.
59
2.6.2.1.4. Cadenas y líneas de seguridad.
En un trabajo de estimulación las cadenas sirven para asegurar las líneas a la boca del
pozo y suelo para evitar que la tubería se levante durante el desplazamiento; las
cadenas de seguridad deberán ser de 3/8 pulgadas y de grado 8 de resistencia o
cables de acero de un diámetro mínimo 3/8 pulgadas con los ojales o gazas grado 8
de resistencia. Se necesitan líneas de seguridad en las siguientes aplicaciones:
a. Mangueras usadas para transferir fluidos desde las bombas hasta los
tanques de desplazamiento.
b. Mangueras usadas para lavado de las líneas después de desplazar ácido.
c. Toda manguera de extremo abierto usada para transferir fluidos (líneas de
succión)
d. Toda manguera usada en transferir fluidos en alturas superiores a los 6 ft.
e. Toda manguera de carga y alimentación de N2 o CO2.
f. Líneas de venteo principales o secundarias.
g. Todas las mangueras que requieran de anclado de línea.
La línea de seguridad se empleara en amarrar la manguera al extremo del camión
bombeador, y con estacas enterradas en el suelo con un espaciamiento de 20–30 ft y
aseguradas con cadenas.
2.6.2.2. Herramientas en Superficie.
2.6.2.2.1. Uniones.
Las uniones son las conexiones entre tuberías, las cuales pueden ser de alta presión
entre 4.000 a 20.000 psig y de baja presión hasta 500 psig, estas conexiones son
rígidas y se lo realiza a través de (a) Niples, extremos roscados macho–macho; (b)
Cuplas, extremos roscados hembra–hembra; (c) Uniones, extremos roscados
hembra–macho. Las uniones de alta presión son de armado rápido requieren de
anillos de goma o elastómetros en las conexiones que resisten un mínimo de 10.000
psig. Sus uniones se ajustan a golpe de maza. “La unión se hace ajustando un rosca
hembra que tiene tres orejas con una rosca macho que tiene un extremo cónico
60
convexo que ajusta con la cavidad de la rosca hembra; esta unión es metal–metal o
metal–elastómetro. En las conexiones de alta presión se utilizan uniones que
permitan que la tubería no sea rígida.”76
2.6.2.2.2. Válvulas.
Son los mecanismos que permiten o no el paso de un fluido a través de una tubería,
estas se clasifican de acuerdo al uso y características, en BJ Services Ecuador se
utilizan las válvulas de acuerdo a la presión. Las podemos clasificar según su
servicio así: en alta presión, tenemos: tipo esclusa, tipo tapón, tipo aguja, y tipo
retención. En baja presión, tenemos: tipo mariposa y tipo esférica.
2.6.2.2.3. Sensores Electrónicos.
Los sensores que se utilizan dependen de la operación que estemos realizando y los
parámetros que queramos conocer. En trabajos de estimulación se instalan
transductores de presión, los cuales se ubican en las líneas de alta presión, antes de
las válvulas de retención, además se puede instalar densímetros de alta presión, para
controlar la densidad del fluido, colocados en las líneas de tratamiento a las salidas
de las bombas. “Cuando se arma la línea debe tratarse de no golpear los sistemas
electrónicos; los sensores se deben armar y conectar a lo último y una vez que este
armada la totalidad de la línea.”77
2.6.2.3. Conexiones en boca de pozo.
las líneas de estimulación deben ser armadas con la rosca orientada al pozo, las
válvulas de retención deben ser armadas revisando dos veces el sentido del flujo, las
conexiones deben ser colocados cerca del camión bombeador y del pozo, de manera
de asegurar libre movimiento en todos los planos por si la línea vibra o zapatea.
76 JAMES, Op. Cit., P. 55. 77 JAMES, Op. Cit., P. 59.
61
Cada bomba debe tener una válvula de retención a la salida, antes de conectarse al
manifold, las válvulas de retención deben permanecer en el suelo. Las válvulas tapón
deben ubicarse en cada línea de alta presión cuando se bombea fluidos energizados
con gases, excepto en las líneas de CO2, se deben instalar en los manifolds de
descarga y bajo de las líneas de venteo.
Las líneas de alta presión deben tener dos válvulas tapón instaladas en serie después
de la línea principal; en las líneas de venteo se deben usar uniones giratorias o codos
articulados para cambiar la dirección de la línea. podemos tener distintas
configuraciones de las líneas de estimulación que son líneas de alta presión y además
de fluidos energizados,
2.6.2.3.1. Conexión línea de estimulación simple
La línea de estimulación simple es la instalación que se realiza cuando estamos
trabajando con una torre de reacondicionamiento y solo se va a bombear químicos a
la formación con una unidad acidificadora. (Ver anexo 17).
2.6.2.3.2. Conexión Línea de estimulación con Coiled Tubing.
La línea de estimulación con Coiled Tubing es la instalación que se realiza cuando
estamos trabajando sin una torre de reacondicionamiento y se va a bombear
químicos a la formación con una unidad acidificadora, además se puede tener una
unidad de nitrógeno, y otro equipo adicional. (Ver anexo 18).
2.6.2.3.4 Conexión línea de estimulación con Nitrógeno.
Es una línea de estimulación simple con adaptación para la unidad de nitrógeno, esta
instalación se realiza cuando estamos trabajando con una torre de
reacondicionamiento y se va a bombear químicos a la formación con una unidad
acidificadora, y bombeador de nitrógeno. (Ver anexo 19).
62
2.6.3 Personal de Estimulación
2.6.3.1 Funciones del Personal de Estimulación.
El equipo humano está directamente relacionado con los programas y operación de
una de una estimulación, es la parte más importante del proceso, puesto que son los
que planifican y elaboran los programas; compuesto por un grupo de ingenieros en
petróleos, técnicos y personal de campo quienes ejecutan los programas, siendo los
elementos de apoyo en una operación. Las funciones del personal son:
2.6.3.1.1 Ingeniero de Servicios
Funciones:
a. Cumplir y hacer cumplir los trabajos programados, y someter a
consideración del jefe inmediato los cambios fundamentales técnico –
operativo en los programas; será el responsable directo de los
resultados.
b. Coordinar con el personal técnico asignado a las operaciones, las
órdenes de trabajo y su procedimiento de las mismas.
c. Decidir sobre cualquier anormalidad o cambio que se produzca y
reportar al jefe inmediato, cuando no este al alcance de su función.
d. Reportar diariamente el estado de las operaciones que se realizan y
elaborar el informe teórico al final de las mismas.
e. Cumplir con las demás funciones compatibles con su actividad y que
le sean asignadas.
2.6.3.1.2 Supervisor de Operaciones
Funciones:
a. Ayudar en las funciones asignadas al ingeniero de servicios y en su
ausencia asumirlos.
b. Organizar, orientar y controlar las diversas actividades técnico –
operativas en la locación y en campamento
c. Coordinar con las dependencias responsables para la provisión de
transporte, combustible, herramientas y otros para la ejecución del
trabajo de manera eficiente.
63
d. Llevar el control de la asistencia y disciplina haciendo cumplir los
reglamentos internos, evaluar el rendimiento del personal operativo a
su cargo.
e. Cumplir con las demás funciones compatibles con su actividad que le
sean asignadas.
2.6.3.1.3 Operadores
Funciones:
a. Cumplir con las normas de trabajo y seguridad de la empresa
operadora.
b. Cumplir las órdenes emanadas por el supervisor o el ingeniero de
servicios.
c. Mantener en buen estado de funcionamiento y seguridad los equipos a
su cargo.
d. Notificar cualquier anormalidad que se presente durante las
operaciones al supervisor.
e. Cumplir con las demás funciones que le sean asignadas.
2.6.3.2 Seguridad en la operación
El objetivo de los procedimientos de seguridad es: “minimizar los actos inseguros y
condiciones peligrosas, en las operaciones de manejo, bombeo, mezcla y transporte
de productos químicos (secos o líquidos) o sustancias especiales; ejecutados en las
instalaciones o en las locaciones.”78
Se debe hacer un reconocimiento de riesgos de seguridad y control ambiental, previa
inspección a la locación donde se realizará la operación determinando:
a. Análisis de riesgos por personal de HSE.
b. Reducir, eliminar o tratar de minimizar el riesgo.
c. Conocer los puntos de mitigación ambiental.
78 JAMES, Op. Cit., P. 70
64
Antes de cualquier operación se realizará una reunión de seguridad, con todo el
personal involucrado en la operación con el fin de comentar los riesgos de seguridad
y medio ambiente asociados con la operación en las cuales se tratará:
a. Identificación de áreas de riesgo.
b. Puestos y responsabilidades dentro de la operación.
c. Rutas de evacuación.
d. Punto de reunión.
e. Configuración de brigadas para la atención de emergencias.
f. Acción de contingencias contra incendio, derrame de ácido, primeros
auxilios.
g. Procedimiento de la operación con ácido.
2.6.3.2.1 Equipo de Protección Personal.
Durante la preparación y ejecución de una operación con ácido, el personal
involucrado utilizará el equipo de protección personal, adecuado para la operación
que se ejecutará y de las características fijadas por el producto; en las respectivas
(M.S.D.S) hoja de datos de seguridad de productos químicos; se puede enumerar los
siguientes equipos de protección personal.
• Ojos: Se debe usar gafas de seguridad con protectores.
• Oídos: Se debe usar tapones u orejeras
• Pies: Se debe usar botas o zapatos con punta de acero.
• Cabeza: Se debe usar cascos de fibra de asbesto y no cascos de metal.
• Protección Respiratoria: Se debe usar respiradores
• Manos: Se debe usar guantes resistentes a los químicos.
2.6.3.2.2 Transporte y manipulación de ácido
El ácido se puede transportar en polvo a través de sacos de químicos de 40 kg o mas
dependiendo de la casa comercial; para mezclar en el pozo, los conductores de los
65
vehículos utilizados en el transporte de ácido deben cumplir las siguientes
condiciones:
a. Instruido o informado del producto que transporta, riesgos, características,
peligros del ácido.
b. La velocidad permitida para el transporte del ácido
c. Procedimiento ante un derrame, fuga, accidente de transito, o emergencia
durante el desplazamiento.
d. Entrega de los M.S.D.S. correspondiente al ácido transportable en su
lengua natal.
e. El conductor deberá tener su equipo de protección personal.
El transporte también se lo puede realizar en canecas y/o unidades de transporte de
ácido; las canecas transportan ácido líquido, se las desplazan en camiones; las cuales
deben ir organizadas de acuerdo a sus características, se colocan sobre estibas
asegurados con zunchos metálicos, marcando el contenido de las canecas con
etiquetas autoadhesivas; el transporte debe disponer de:
a. El transporte debe ser en camiones carrozados, para canecas.
b. Disponer de neutralizante para el ácido.
c. Disponer de un kit de control y atención de derrames o fugas (palas,
PPE, baldes).
d. Disponer de elementos de seguridad del vehículo.
e. Se debe chequear las válvulas, en la unidades de transporte de ácido.
f. Marcar el contenido del tanque según símbolos internacionales.
g. Permiso para transporte de químicos de la autoridad correspondiente.
h. El conductor debe estar certificado por el personal HSE como idóneo
para la operación.
i. Revisar y diligenciar la lista de chequeo para transporte y bombeo de
ácidos.
66
2.6.3.2.3 Mezcla y Bombeo de Ácido
Antes de iniciar cualquier manipulación con el ácido en la locación se debe verificar
el tipo de ácido de la etiqueta, así como revisar el índice de clasificación del riesgo,
y la guía de equipos de protección para la operación.
Cuadro 5.
Índice Clasificación del Riesgo 79
Código Colores.
AZUL ROJO AMARILLO BLANCO
Salud Inflamabilidad Reactividad Equipo Protección
4 = Extremo toxico
3 = Grave toxico
2 = Moderado toxico
1 = Ligero toxico
0 = Mínimo toxico
4 = Extremo < 73ºF
3 = Grave 73º -
100ºF
2 = Moderado 100º-
200ºF
1 = ligero > 200ºF
0 = Mínimo No arde
4 = Extremo explosivo
3 = Grave puede
explotar
2 = Moderado inestable
1 = Ligero reacciona
0 = Mínimo estable
A = Gafas
B = Gafas, Guantes
C = Gafas, Guantes de caudal
D = Gafas, Guantes
respirador
E = Careta, Guantes delantal
f = Gafas, guantes, mascarilla
k = Traje completo, botas.
X = Manejo especial
La línea que va a ser utilizada en la operación de bombeo del ácido se deberá
chequear antes de ser armada, verificando el estado de la tubería y de los accesorios;
la línea de ácido se asegura con cadena a una superficie fija e independiente, se hará
la prueba hidrostática de la línea antes del bombeo, comprobando fugas;
inmediatamente después del bombeo se limpia la tubería, equipos y accesorios
utilizados, se realiza una inspección que no tenga residuos de ácido. “El ácido que no
se utilice se debe neutralizar según el programa y se disponga la descarga en las
piletas de pozo bajo autorización del jefe de pozo.”80
79 JAMES, Op., Cit,. P. 97. 80 NOWSCO, Op. Cit., S/P.
67
CAPITULO III
METODO Y DISEÑO
3.1. Localización del área de estudio.
El presente trabajo se llevó a cabo en la empresa BJ Services Company distrito
Ecuador, ubicada en su campamento base en la ciudad de Lago Agrio Provincia de
Sucumbíos; La misma que está destinada a proveer servicios de bombeo de alta
presión a la industria petrolera.
BJ Services es una empresa de servicios que es líder en trabajos de cementación y
estimulación a pozos de gas y petróleo; la empresa da servicio a la zona nor-oriental
del distrito Amazónico y entre sus clientes tenemos a Petroproducción, Alberta
Energy Company Ecuador, Perenco, CPBED, Petrobell, Petróleos Sudamericanos y
Occidental.
En el campamento base se encuentran ubicados los laboratorios de cementación y
estimulación donde se realizan los diversos análisis para el éxito de una operación;
también tenemos los talleres de mantenimiento y bodegas de repuestos para las
unidades de bombeo; así como las bodegas de almacenamiento de químicos y planta
de cemento.
3.2. Factores de estudio.
En un trabajo de estimulación, la verdadera evaluación del tratamiento son los
resultados del mismo, igualmente la identificación de las causas del éxito o fracaso
de la operación; debido a que cada tratamiento es diferente, la evaluación de los
resultados es el factor de estudio.
68
3.3. Flujo general del trabajo.
Los flujogramas permiten describir los pasos administrativos y operativos para
realizar de principio a fin una operación de servicios de bombeo, en BJ Services se
pueden describir dos diagramas de flujo; uno que permita describir el desarrollo de
una operación y el otro que describa el proceso de la información.
3.3.1. Flujograma de operación de servicios
Obtener Requerimientos
Planeación y preparación previa
Movilización de Equipo
Preparación de locación
Ejecución del trabajo
Requisitos Post-operativos
Desmovilización del Equipo
Procesar Documentación
69
3.3.2. Flujograma del proceso de la información
3.4. Diseño de la estimulación.
Hasta el año 2003 BJ Services ha afectado alrededor de 150 tratamientos con
distintos sistemas de ácidos en las regiones de Latino América, Medio Oriente, Norte
América y Asia, con base en estos tratamientos la tasa de éxito en alcanzar el
cumplimiento de los objetivos, ha estado basado en la experiencia de los ingenieros
de campo a cargo de las operaciones. Para este informe se realizó el siguiente
tratamiento.
Requerimientos cliente
Autoridad Ejecutante solicita
Autoridad Área Autoriza
Autoridad Ejecutante y Área firman orden de trabajo
Completo el trabajo
Formato cerrado
Archivo
No
SiN
No
SiN
Rediseña Trabajo
El Jefe de ingeniería diligencia el formato y lo entrega
El Jefe de base lo revisa y autoriza
El ingeniero de servicios ejecuta el trabajo
El jefe de ingeniería informa el término del trabajo o rediseño del mismo
El jefe de ingeniería informa el término, el Jefe de base revisa y cierra el formato.
El Jefe de ingeniería lo envía al archivo en oficina
70
Cuadro 6.
Tratamiento Realizado
Compañía Pozo Tratamiento
Petroproducción Cononaco – 20 Limpieza con ácido y tratamiento
anti – escala
Una vez autorizado el trabajo por parte del Jefe de base se dispone a realizar una
orden de trabajo, ver el anexo 13; en donde se específica el tipo de trabajo, personal,
encargado, unidades a utilizar, equipo prestado para el desarrollo del trabajo y demás
información relevante para el efecto.
3.4.1. Caso Práctico.
3.4.1.1. Información del Pozo.
a. Pozo: Cononaco – 20
b. Campo: Auca
c. Operador: Petroproducción – Distrito Amazónico.
d. Método de Producción: Bombeo Hidráulico.
e. Formación: Hollín superior, 9.783-9.806 ft ( 21 ft) @ 4 DPP.
3.4.1.2. Situación actual del pozo.
3.4.1.2.1 Mineralogía de la formación
Cuadro 7.
Pozo: Cononaco – 20 Formación: Hollín
Perfil Porcentaje Litología
Cuarzo 45% Arena cuarzo café, cloro (42%)
Feldespatos de K (3%)
Carbonatos 30% Caliza (29%)
Dolomitas (1%)
Arcillas 25% Illita (20%)
Lutitas (5%)
71
3.4.1.2.2. Petrofísica de la formación.
Cuadro 8.
Pozo: Cononaco – 20 Formación: Hollín
Profundidad Prom.
(ft)
Porosidad
(%)
Permeabilidad
(md)
Densidad
(gr/cc)
Resistencia Compresión
(psi)
9.795 22,64 5,8 2,45 3089,3
3.4.1.2.3. Historia de producción del pozo.
Cuadro 9.
Pozo: Cononaco – 20 Producción Inicial
Prueba Fecha Zona BFPD BPPD BSW API WHP GOR OBS.
Nº 1 03-abr-
90 Hollín 1670 1569 6% 34 80 290 Evaluación con
bomba jet
Producción Actual. Del: 13-Abr-03 al 25-ago-03
Fecha BFPD BPPD BSW API Piny WHP G PMP OBS.
13-abr 1.125 1.070 3% 33.3 3.200 60 Jet B + 6
24-abr Limpieza punzonadas, tratamiento anti – escala
17 Ma
06-jun
22-jun
10-jul
18-jul
03-ago
1.236
1.004
995
930
836
100
1.164
933
953
888
797
89
4,8%
5,2%
5,4%
5,8%
5,8%
11,0%
33,3
33,0
33,0
33,0
33,0
33,0
800
1.500
600
750
1.575
3.250
65
80
80
85
85
45
Jet – 9A
Jet – 9A
Jet – D7
Jet – D7
Jet – D7
Jet – D7
Entra
BSW Alto
Cambia
Jet
BSW Alto
12-ago Sale bomba y standing valve taponadas con escala
25-ago Declina producción espera estimulación.
72
3.4.1.2.4 Historia de Reacondicionamiento
Cuadro 10.
Fecha Trabajo Resultado
15-Sep-02 Limpieza a perforaciones con
“One Shot Acid” en Hollín
No exitoso
24-Abr-03 Limpieza punzonados con HCl
15% tratamiento antiescala
Exitoso
3.4.1.3 Análisis situación actual del pozo
Según los datos de la historia de producción del pozo Cononaco-20, tomando en
cuenta que este campo tiene una declinación de producción anual del 6%, podemos
comparar las declinaciones de producción y la declinación diaria del pozo para
determinar un cambio de la pendiente de producción así:
Gráfico 1.
Análisis del pozo Caudal vs. Tiempo
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1 2 3 4 5 6 7
Tiempo (Meses)
Cau
dal
(BF
PD
)
73
Analizando el gráfico 1 nos podemos fijar que hay un cambio brusco en la pendiente
de la curva de producción que se realiza en poco tiempo, motivo que nos da a pensar
de un daño en fondo de pozo; además la caída abrupta de 700 barriles de petróleo en
un lapso de 30 días de producción, podemos establecer que con esta declinación
seguramente tenemos una falla mecánica en el equipo de fondo de pozo; revisando
las historiales de producción y reacondicionamiento, podemos darnos cuenta que el
pozo tiene problemas con deposición de escalar inorgánicas, las cuales taponan los
equipos de fondo y reducen los diámetros internos de la tubería.
Puede ser que la bomba de subsuelo está taponada con escalas así como la tubería;
sin embargo analizando el contenido de agua y sedimentos básicos (BSW) ocasionó
en el mismo período de tiempo un incremento del 5% de la producción de agua y su
consecuente disminución de petróleo, pero como el total de fluidos no permanece
constante se descarta un alteración química de la humectabilidad o una depletación
del reservorio.
El incremento paulatino del BSW da la posibilidad de formación de sales minerales,
aumentando el contenido de cloruros y se puede produr un taponamiento con
precipitados inorganicos.
Gráfico 2.
Curva Índice de Producción
Presión (psi)
Ps=2.500
Pwf1=2.470
Pwf2=2.200
Pb = 1.400
Rango de Producción
Con -20 IPR = 3,09 BFPD/psi WHP = 45 psi GOR = 136 scf/bbl BSW = 11% OT = 165 OF OAPI = 33
100 Caudal Actual
1.300 Caudal Deseado
tratamiento
3.164 Caudal Punto Burbuj
a
4791 Caudal maximo
8.034 Potencial
Pozo
CAUDAL (BFPD)
74
En el gráfico 2 podemos observar que el caudal actual esta próxima a la presión
estática, lo que podemos interpretar como una depletación del reservorio, premisa
que queda descartada debido a que el total de fluidos producidos (BFPD) del inicio
del periodo de tiempo de análisis no permanece constante por el incremento de agua
de formación:
Fecha BFPD BPPD BAPD Observaciones
18 – Jul – 03
03 – Ago – 03
Ejemplo
836
100
836
797
89
500
39
11
336
Indicio de depletación
Para estar seguros que el problema es una deposición de escalas inorgánicas,
debemos obtener una muestra de la escala para ser analizada en el laboratorio y
poder diseñar un correcto tratamiento.
3.4.1.4 Análisis de laboratorio.
Tomando en cuenta la historia de reacondicionamiento, en los dos últimos trabajos
de estimulación fueron realizados por BJ Services Ecuador, además del éxito del
último tratamiento, Ingeniería y laboratorio de estimulación decidieron utilizar la
misma formulación química para este trabajo. Los resultados de los ensayos de
laboratorio realizados para el desarrollo de la operación son:
a. Solubilidad de la formación.
� HCl : HF 12: 3; Solubilidad 10%
b. Análisis de tendencias incrustantes.
� Análisis de agua: Salinidad 1.250 PPM.
� Muestra incrustación: Carbonato de calcio (CaCO3).
c. Probable profundidad daño.
� 0 a 12 pulgadas.
� Deposición escala en BHA
75
Los resultados de los análisis de laboratorio, nos permite encontrar posibles causas
del problema; los depósitos del carbonato de calcio se pudieron originar por mezcla
de aguas incompatibles como: agua de matado con salmueras y agua fresca, otro
motivo son los cambios de temperatura en fondo de pozo o el cambio de presión en
la cara de la formación, la cual es lo más probable.
El análisis de agua determina que la salinidad se encuentra en condiciones normales,
presenta un leve incremento de 50 PPM debido a que su salinidad promedio es 1.200
PPM. A consideración de laboratorio de estimulación este parámetro no influye
como causa del problema.
3.4.2.3 Diseño y Planificación de la Estimulación.
3.4.2.3.1. Diseño de la estimulación.
3.4.2.3.1.1. Datos del pozo.
a. Profundidad formación, prof: 9806 ft
b. Intervalo perforado, h: 12 ft
c. Permeabilidad promedio, Kav: 58 md.
d. Temperatura fondo pozo, Tavg: 165 ºF (74 ºC)
e. Viscosidad en condiciones reservorio, µa: 1 cP @ 165 ºF
f. Gradiente fractura, Gf: 0,7 psi / ft @ 2.600 psi
g. Presión actual reservorio, Pr: 2.500 psi
h. Gradiente sobrecarga, ovg: 1,0 psi / ft.
i. Radio de drenaje, re: 660 ft.
j. Radio del borde de pozo, rw: 0.29 ft.
Estos cálculos son realizados para el diseño del tratamiento matricial y se registran
en el reporte de tratamiento matricial. (Ver el anexo 15). Los datos de pozo y la
descripción de su completación se coloca en todos los encabezados de los reportes de
tratamiento matricial y orden de trabajo; ver anexos 15 y 13 respectivamente como
sigue:
76
a. Tratamiento Principal.
� Gradiente de fractura.
−+=
profovgGf
Pr( αα
−+=806.9500.2
)587,01(587,0Gf
−+=806.9500.2
1(5,0 αα
a = 0,587
Gf = 0,587 + (0,413) (0,255)
Gf = 0.69 psi / ft.
� Caudal máximo de inyección
( )
−=
−
rwre
Lna
prprofGfhKavxQinj
µ
)(**10917,4 6
( )
−
=−
29,0600
)7,0(
)500.2806.9()69,0()12()58(10917,4 6
Ln
xQinj
73,2=Qinj ft
bblmin
Qinj = 2 BPM
� Presión máxima en superficie.
à Ga = HCl : HF 12: 3 @ 165 ºF
47,0=Ga ft
psi (Según Anexo 7)
à µa = 12: 3 HCl : HF @ 165 ºF
µa = 0,7 cP @ 165º F (Según Anexo 6)
77
à Psur = (Gf – Ga)* prof
Psur = (0,69 – 0,47) 9.806
Psur = 2.157 psi.
Psur = 2.000 psi.
� Volumen mud Acid (HCl : HF) a usar
à Permeabilidad = 58 md rdam. = 6 in (Según paso 6) Temperatura = 165º F (Según Anexo 5)
hQinj
Qinj = 122
=Qinj
Qinj = 0,166 BPM / ft.
9)3()( 22
−∆+−∆+
=→racid
rwracidrwVoV
9)63()5,3()65,3(8,153
2
22
−+−+
=V
V = 166,70 gal / ft.
� Volumen del preflujo a usar.
XSrwXHClx
V HClHCl )1()2(235,0 ∅−+=→
00228,0)40,0()23,01()58,01()1(235,0 −+
=x
VHCl
VHCl = 50 gal / ft.
à Porosidad = 22,64 % X HCl = ½ in S HCl = 40% X = 0,228%
78
� Volumen total del tratamiento y aditivos
à Preflujo
Aditivo Función Concentración Volumen
Xileno
J – 10
Solvente / Alcohol
Anti-emulsionante
28%
1%
165 gal
8 gal
Preflujo: 600 gal HCl 15% + 165 gal xileno + 8 gal J - 10
à Tratamiento Anti-escala+
Activo Función Concentración Volumen
Agua fresca
Scaletrol – 2
KCl (sal)
Remoción Escalas
Remoción Escalas
Remoción Escalas
25% al mud Acid.
8,4% al agua
1% al agua
500 gal
42 gal
41 lb
à Mud Acid (HCl : HF)
Aditivo Función Concentración Volumen
C – 15
Inflo – 40
J – 10
Inhibidor Corrosión
Solvente mutual
Anti – emulsionante
0,15%
0,90%
0,20%
3 gal
18 gal
4 gal
Mud Acid: 2000 gal 3% HF : 12%HCl + 3 gal C-15 + 18 gal
Inflo – 40 + 4 gal J – 10 + 500 gal tratamiento Anti – escala.
b. Post – flujo con Nitrógeno
• Datos para el cálculo del post–flujo obtenidos del Engineering
Hanbook.81
+ Concentraciones determinadas en laboratorio de BJ Services. 81 BJ SERVICES, Engineering Handbool, P. A 3-11.
79
à Coiled tubing
Diámetro exterior, O. D.: 1 ¼ in
Peso, w : 0,944 lb / ft.
Capacidad, Cap: 0,00660 ft3 / ft.
à Tubing 3 ½” N – 80
Diámetro interior, I. D.: 2,992 in.
Peso, w: 9,3 lb / ft.
Capacidad, Cap: 0,04882 ft3 / ft.
Profundidad asentamiento, SD: 9675 ft.
à Tubing 2 7/8” N – 80
Diámetro interior, I.D.: 2,441 in
Peso, w : 6,4 lb / ft.
Capacidad, Cap: 0,02325 ft3 / ft.
Profundidad asentamiento, SD: 9675 – 9.760 ft (85 ft)
à Capacidad espacios anulares.
Coiled Tubing – Tubing 3 ½” 0,0338 ft3 / ft
Coiled Tubing – Tubing 2 7/8” 0,0175 ft3 / ft.
� Volumen del tubing y espacio anular.
à Vtbg = (Cap * SD)
Vtbg = (0,04882 * 9.675) + (0,0325 * 85)
Vtbg = 475 ft3.
à Vesp = (Cap espacio anular * SD)
Vesp = (0,0338 * 9.675) + (0,0175 * 85)
Vesp = 329 ft3.
80
� Densidad del fluido a desplazar.
Fluido Gravedad Específica Porcentaje
3% HF : 12% HCl
C – 15
Inflo – 40
J – 10
Tratamiento Anti - escala
1, 174 (gastado)
0,779
0,761
0,757
4,458
73,75%
0,15%
0,90%
0,20%
25%
SG = (1,174 * 0,738) + (0,779 * 0,0015) + (0,761 * 0,0090) + (0,717 * 0,002)
+ (4,458 * 0,25)
SG = 1,566
à df = SG * d agua
df = 1,566 * 8.344
df = 13 lb / gal.
� Presión Hidrostática
à WHP = 4.000 psi (Según Anexo 10)
VF = 399,86 scf / ft3 (Según Anexo 11)
à Pth = df * 0,052 * prof
Pth = 13 * 0,052 * 9.806
Pth = 6.6029 psi.
� Volumen de nitrógeno en el tubing.
à VNT = Vtbg * VF
VNT = 475 * 399,86
VNT = 189.933 scf.
81
� Presión promedio de la columna
à VFA = 158,87 scf / fl3 (Según Anexo 11)
à Pavg = ( )
2PhtPWH +/
Pavg = 2629.6
Pavg= 3.315 psi.
� Volumen de nitrógeno en el espacio anular.
à VNA = Vesp * VFA
VNA = 329 * 158,87
VNA = 52.268 scf.
� Volumen total de nitrógeno
à VN = VNT + VNA
VN = 189.933 + 52.268
VN = 224.201 scf.
3.4.2.3.1.2. Objetivos del Tratamiento.
a. Incrementar la producción de crudo en +/- 600 BPPD.
b. Realizar un tratamiento anti – escala para evitar la acumulación de escalas
inorgánicas en el equipo de fondo y tubería.
3.4.2.3.1.3. Tratamiento a la formación.
Los datos del tratamiento a la formación se registran en el reporte de tratamiento
matricial en el anexo formulario de mezcla de fluidos de tratamiento, (ver anexo 15)
de la siguiente forma:
82
• Preflujo: 14,2 bbl HCl 15% + 3,9 bbl Xileno + 8 gal J – 10.
• Mud Acid: 48 bbl mud acid + 3 gal C – 15 + 18 gal Inflo – 40 + 4 gal J – 10 +
13 bbl tratamiento Anti – escala.
• Post – flujo: 224,2 mscf de Nitrógeno.
3.4.2.3.2. Planificación de la Estimulación.
3.4.2.3.2.1. Equipos y Materiales Necesarios.
Los equipos y materiales necesarios para el trabajo, especificados en sus unidades
comerciales para su preparación en bodega y despacho a la locación se realizara en la
hoja de carga, (ver anexo 14), de la siguiente manera.
2.4.2.3.2.1.1. Materiales Adicionales
a. 2 Tanque de 60 bbl para ácido.
b. 1 Tanque de 60 bbl para tratamiento anti – escala.
2.4.2.3.2.1.2. Químicos Requeridos.
a. Tratamiento anti–escala.
• 500 gal agua del wash tank
• 1 bbl scaletrol – 2. (42 gal c/u)
• 1 Funda NaCl (50 lb. c/u)
b. Mud Acid. (12% HCl: 3% HF)
• 900 gal agua del wash tank
• 5 Canecas HAI – 50 (10 gal c/u)
• 12 Canecas HCl @ 34% (60 gal c/u)
• 5 Caneca ácido fosfórico (HV) (60 gal. c/u).
• 6 Fundas Bicloruro de amonio (ABF) (50 lb c/u).
83
c. Preflujo (HCl @ 15%)
• 4 bbl xileno (42 gal c/u)
• 2 Canecas J – 10 (10 gal c/u)
• 1 Caneca C – 15 (5 gal c/u)
• 2 Canecas Inflo – 4 (10 gal c/u)
2.4.2.3.2.1.3. Equipos Requeridos.
La descripción de los equipos necesarios se hace en la orden de trabajo, donde se
asigna el operador responsable de la unidad. (Ver anexo 13).
a. Unidad de bombeo STT – 750.
b. Unidad de nitrógeno NTP – 3000.
c. Unidad de Coiled Tubing TRX – 12.000.
d. Unidad de wire line PTW – 1000.
3.4.2.3.2.2. Costos del Trabajo.
Los costos del trabajo se realizan en una factura emitida por la gerencia financiera de
BJ Services Ecuador, donde se desglosan los costos y sus respectivos impuestos
según las normativas fiscales, así;
a. Químicos y materiales USD $ 8.200,oo
b. Servicio bombeo USD $ 2.800,oo
c. Unidad nitrógeno USD $ 5.000,oo
d. Unidad Coild tubing USD $ 3.000,oo
e. Unidad wire line USD $ 1.000,oo
f. Personal técnico USD $ 2.000,oo
Costo Total USD $ 23.000,oo
84
3.4.2.3.2.3. Secuencia Operativa.
Los programas con las secuencias operativas son entregados a todo el personal
involucrado en la operación e inclusive a los representantes de la empresa operadora.
En el programa se enuncia paso por paso que se debe realizar en la operación de la
siguiente forma:
a. Reunión de seguridad.
b. Reversar bomba Kobe de cavidad Guiberson @ 9.687 ft.
c. Bajar bomba falsa y asentar en cavidad Guiberson @ 9.687 ft.
d. Realizar prueba de inyectabilidad @ 10 bbl de crudo limpio y reportar
resultados.
e. Controlar el pozo bombeado agua y anti–emulsionante @ 8,6 lb/gal.
f. Armar unidad de coiled tubing y línea de la unidad de bombeo.
g. Retirar árbol de Navidad e instalar B.O.P. del coiled tubing.
h. Bajar el coiled tubing @ 9.698 ft, llenando el espacio anular coiled tubing
tubing con 12 bbl de crudo limpio.
i. Abrir válvula del casing y con anular abierto conectado a la piscina
bombear como sigue:
• 14,2 bbl HCl 15% + 3,9 bbl Xileno + 8 gal J – 10
• Presión máxima: 2.100 psi.
• Rata máxima bombeo: 2 BPM.
j. Desplazar la capacidad del coiled tubing con 88 bbl de crudo limpio
bajando lentamente hasta 9.760 ft. Para recuperar ácido.
k. Cerrar válvula wind y con anular cerrado bombear:
• 48 bbl mud acid + 3 gal C – 15 + 18 gal Inflo – 40 + 4 gal J – 10 +
13 bbl Tratamiento Anti – escala.
• Presión máxima: 2.100 psi.
• Rata máxima bombeo: 2 BPM.
l. Bombear 49 bbl de crudo limpio para desplazar químicos a la formación.
m. Desplazar químicos con un post – flujo de nitrógeno @ 224, 20 mscf.
n. Cerrar el pozo +/- ¼ hora.
85
o. Bajar bomba Jet C-5 y tomar prueba de producción estabilizada +/- 6
horas, y reportar resultados.
p. Dar por terminadas las operaciones.
3.4.2.4. Pronósticos del Resultado de Estimulación.
Cuando se planifica un trabajo de estimulación, se puede pronosticar su éxito o
fracaso, según se cumpla normas básicas de seguridad y control de calidad por parte
de los supervisores de campo; entre los aspectos más importantes que se debe
realizar para el éxito del trabajo, son:
a. Revisar todas las contingencias y procedimientos de seguridad.
b. Contar la remisión de los materiales y la correcta mezcla de los químicos
a utilizar.
c. Control de la calidad del agua a utilizar para el fluido de matado de pozo
y diluyente para el ácido.
d. Control de la correcta adición de los aditivos al ácido.
e. Circulación del tanque de almacenamiento de ácido antes de inyectar el
ácido al pozo para evitar la separación por densidad.
f. Verificar las concentraciones de ácido HCl : HF y tomar muestras de
todos los ácidos y fluidos que se van a bombear para posteriores análisis.
g. Verificar que los instrumentos de presión operen correctamente.
Al verificar todos los puntos anteriores se está realizando un control de calidad y así
estaremos evitando posibles problemas por contaminación de fluidos a la formación.
Una forma de pronosticar el éxito de la operación es observar la respuesta a la
presión cuando el ácido alcance la formación; en el caso de estimulación de las
areniscas se debe mantener constante el caudal y la presión de inyección por debajo
de la presión de fractura, al introducir el ácido a la formación la presión de superficie
debe disminuir lentamente, así el caudal permanece constante.
Si la presión de superficie aumenta rápidamente o en forma continua durante varios
barriles de ácido, el ácido no está removiendo el daño y puede estar dañando la
86
formación; en este caso se debe terminar la inyección de ácido y lavar el pozo
inmediatamente con agua fresca, además se debe tomar muestras de ácido y sólidos
retornados, enviándolos de inmediato al laboratorio de estimulación para ser
analizados.
3.4.2.5. Procedimiento después del bombeo.
Se debe tomar muestras de ácido gastado o retornado a superficie; el muestreo se
realiza al comienzo, mitad y cerca del final del bombeo del ácido, estas muestras
deben ser de ¼ de galón debidamente rotulado; para realizar análisis de laboratorio
como:
a. Cantidad de ácido y tipo de sólidos.
b. Concentración de ácido que retorna.
c. Contenido total de hierro precipitado.
d. Presencia de emulsiones.
e. Formación de precipitados minerales.
Con estos análisis y los informes de operación, junto con las cartas de presión se
incorpora al archivo de pozo, donde estos resultados con sus respectivas
evaluaciones sirven para verificar suposiciones efectuadas y confirmar o descartar
los modelos utilizados, igualmente es una referencia para recomendar la aplicación
en un trabajo de estimulación similar al realizado.
87
CAPITULO IV
RESULTADOS Y DISCUSION
4.1. Operaciones en la Ejecución del Programa.
El programa de estimulación estuvo dirigido a realizar una limpieza con ácido y un
tratamiento anti–escala a la formación hollín superior en el pozo Cononaco–20; en la
ejecución del programa se realiza una comparación entre lo que estaba programado y
como realmente se ejecutó, siguiendo los pasos del programa de estimulación.
Entre la instalación del equipo superficial, líneas, prueba de inyectabilidad,
preparación de las mezclas y la conclusión del trabajo; transcurrieron
aproximadamente nueve horas.
4.1.1. Prueba de Inyectabilidad.
Se bombearon 10 bbl de crudo limpio a una rata de 2 BPM, una presión de 2000 psi,
por lo que el ingeniero de servicios consideró una excelente admisión de fluido para
continuar con la acidificación.
Cuadro 11.
Prueba de Inyectabilidad
Hora Presión BPM
10 – 31
10: 35
10: 40
10: 42
10: 45
700
2.000
2.000
2.000
2.000
2.0
2,2
2,0
2,0
88
4.1.2. Bombeo de Químicos.
Se procedió a bombear los químicos por cuarenta minutos como sigue:
11: 00 Inicia desplazamiento de formulación química del preflujo (18,2 bbl)
11: 20 Aparece circulación en piscina, luego de 17 bbl.
11: 45 Desplazamiento se realiza @ 2 BPM.
11: 50 Termina desplazamiento con ácido.
Cambiando de conexión a los tanques.
11: 53 Inicia desplazamiento 88 bbl de crudo @ 2 BPM.
12: 05 Desplazando crudo @ 2.2 BPM
12: 15 Desplazando crudo @ 2.1 BPM
12: 20 Termina desplazamiento de crudo.
Cerrando válvula y efectuando acidificación.
12: 22 Inyección de mud acid (48,5 bbl) más tratamiento anti–escala (13 bbl)
12: 30 Desplazamiento de 49 bbl de crudo @ 2 BPM
Hora Barriles Presión
(psi)
BPM
12: 45
12: 55
13: 05
13: 15
13: 20
16,7
26,4
35,6
47,0
49,0
1.560
1.500
1.370
1.360
1.300
1,8
1,8
2,0
1,6
1,6
13: 20 Pozo cerrado hasta 13: 35
13: 35 Se abre el pozo
13: 37 Se desplaza el fluido con 224.201 mscf de nitrógeno @ 2000 psi.
89
13: 42 Comienza a fluir crudo a la piscina.
15: 30 Recuperación de crudo conteniendo ácido y se presento emulsionado.
16: 10 Pozo fluyendo a piscina para su limpieza.
4.1.3. Resumen de la operación.
Siguiendo los pasos del programa se logró culminar sin contratiempos la operación;
el volumen de tratamiento a la formación ingresó aproximadamente a una rata de 1,8
BPM y presión de 1.500 psi, en los últimos seis barriles la presión disminuyó a 1.300
psi a una rata de 1,6 BPM.
La presión durante el trabajo llegó máximo a 2.000 psi, por lo que se mantuvo 600
psi en el espacio anular durante toda la operación. Con 49 bbl de crudo se
desplazaron 65 bbl de ácido, conociendo la capacidad de Coiled Tubing de 45 bbl
significa que todo el ácido ingreso a la formación, de los cuales los cuatro barriles se
quedaron en el casing. El resumen de operación esta distribuida así:
06: 00 – 07: 00 Instalación de equipo y líneas superficiales.
07: 00 – 10: 30 Probando líneas superficiales con 4.000 psi
espacio anular con 800 psi.
10: 30 – 10: 45 Prueba de inyectabilidad.
10: 45 – 11: 00 Preparación mezcla de químicos en tanques.
11: 00 – 13: 20 Bombeo de químicos a la formación.
13: 20 – 13: 35 Cierre del pozo.
13: 37 – 15: 30 Recuperación del ácido.
4.2. Evaluación del tratamiento de estimulación. (Post – Job)
Una vez terminado el trabajo se realiza una reunión (Post – Job) en donde se exponen
los problemas y fallas que se presentaron en la ejecución del trabajo, esta evaluación
está precedida por el supervisor de operaciones, el ingeniero de servicios y personal
del departamento de seguridad industrial y medio ambiente.
90
Si se presentó algún contratiempo, se analizará el porqué sucedió el problema; si el
inconveniente fue por no cumplir una norma ya establecida se procede a realizar una
solicitud de acción preventiva (SAP), en donde se indica a la persona o personas
involucradas en la operación, la falla ocasionada y las consecuencias que puede
ocasionar esta. Si este inconveniente fue realizado por una persona reincidente se
procede a realizar una solicitud de acción correctiva (SAC), en donde se dispondrá
los recursos para corregir el problema como un nuevo entrenamiento en la operación,
u otros que fueren necesarios.
Si la falla no está contemplada en las normas, se procede a realizar una solicitud de
acción peligrosa (SPP) en donde se describirá la acción y se colocará las posibles
soluciones a ese problema.
4.2.1. Evaluación de la operación.
La operación se ejecutó de acuerdo al programa desarrollado por el departamento de
Ingeniería de BJ Services, no se presentó ningún problema durante el trabajo y se
cumplió con la secuencia operativa; el operador de la unidad bombeo reportó una
falla en una de las bombas de la unidad acidificadora, que se superó inmediatamente
sin necesidad de parar la operación.
4.2.2. Evaluación de las normas
El supervisor reportó que se cumplieron a cabalidad las normas para transporte y
manipulación de ácido, instalación de equipo de superficie, presión máxima de
seguridad, líneas de seguridad, por lo tanto no se presentó ningún inconveniente.
4.2.3. Evaluación de los procedimientos.
El ingeniero de servicios determinó que los procedimientos seguidos en la operación
fueron correctos, se mantuvo la presión máxima en superficie, los operadores
siguieron sus programas sin objeción concluyendo que la operación fue segura.
91
4.3. Resultados de la estimulación.
La verdadera evaluación de la estimulación, son los resultados del trabajo, si se
cumplieron los objetivos propuestos, se determina que la operación fue exitosa o el
fracaso de la misma y determinar las causas del fracaso de la operación para su
recomendación en futuros tratamientos.
Existen varias formas de evaluar el resultado de un tratamiento ácido; se pueden
realizar ensayos de restitución de presión (build–up) después de la limpieza del ácido
y una vez que se estabiliza la producción; para determinar el nuevo factor de daño y
otros parámetros de formación como permeabilidad, caudal de producción entre
otros.
Otra forma de evaluar el resultado del tratamiento es, un análisis del flujo en estado
semi-estacionario cuando la producción este estabilizada; en el Ecuador se prefiere
realizar las pruebas de producción estabilizada con bomba hidráulica Jet, debido a la
versatilidad del equipo.
4.3.1. Prueba de Producción.
Son pruebas que permiten determinar los parámetros de producción como porcentaje
de petróleo y porcentaje de agua producido, grado API del crudo, salinidad promedio
del agua de formación, presión de cabeza de pozo. Esta prueba se realiza después de
la limpieza del ácido y por un tiempo determinado, según criterio del ingeniero de
producción.
En el pozo Cononaco–20 se realizó la prueba de producción con una bomba
hidráulica Jet, además se puede correr con la bomba Jet instrumentos de presión para
medir las presiones de fondo de pozo fluyente (Pwf), en este caso se realizó la prueba
por un tiempo determinado con los siguientes resultados:
92
Cuadro 12
Prueba de Producción
Pozo Zona Tiempo
(hh:mm)
BFPD BPPD BSW
(%)
API Salinidad
(PPM)
WHP
(psi)
Con – 20 HS 08: 00 790 553 30 33,4 1.250 98
Prueba realizada con una bomba hidráulica tipo Jet – C5 a una presión de inyección
de 1.200 psi.
4.3.2. Resultados del Tratamiento.
Analizando los datos obtenidos de la prueba de producción en donde determinamos
que el caudal de petróleo es 553 BPPD ocasionando un aumento de 464 BPPD según
el último registro de la historia de producción del pozo (ver cuadro 9).
Por lo cual se puede decir que se cumplió con el primer objetivo del tratamiento de
estimulación, el cual consiste en elevar la producción de petróleo en +/- 600 BPPD,
en donde se concluye que se cumplió con el 93% del objetivo, resultado que es
satisfactorio para la empresa operadora y la de servicios.
Al recuperar el Standing Valve y la bomba hidráulica Jet se realizó una inspección
visual para la incrustación de escalas inorgánicas, en donde se determino que estaba
libre de incrustaciones por lo tanto se concluye que se cumplió con el 100% del
segundo objetivo.
Sin embargo se puede observar que el corte de agua subió del 11% al 30%, esto
significa un aumento de la producción de agua en 226 BAPD según el último registro
de la historia de producción del pozo; esto puede explicarse por que también se debió
estimular el acuífero, pero el aumento estable de la producción de petróleo a
consideración del ingeniero de servicios resultará satisfactorio para la compañía
93
operadora. En suma se puede decir que el resultado del tratamiento es satisfactorio
por que se cumplieron los objetivos propuestos para el trabajo de estimulación,
además en la evaluación de la operación, normas y procedimientos dieron resultados
positivos, por lo que podemos afirmar que fue un éxito el trabajo de estimulación.
4.4. Proceso de la Información.
Una vez terminado el trabajo de estimulación, se empieza a procesar la
documentación en donde constan los reportes de operación de las distintas unidades,
así como los análisis de laboratorio, las evaluaciones o comentarios al trabajo
realizado y resultados del mismo. Conformando el archivo de pozo para posteriores
trabajos y toma de decisiones en próximos diseños.
4.4.1. Reporte de Estimulación Matricial.
Este reporte esta compuesto de algunos anexos como: (a) cálculo de volúmenes,
donde se registran los cálculos del diseño del tratamiento, determinando los
volúmenes de fluido a ser utilizados, desglosados por formulación química y tanque;
(C) Cálculo de variación de productos, este anexo se registra al terminar la
operación; (d) reporte de control de ácido, este anexo también se regis tra al terminar
la operación. (Ver anexo 15)
En el reporte de estimulación matricial se registra el tiempo de bombeo y la presión
registrada por los manómetros, los tipos de fluido bombeado y comentarios a cada
operación así:
94
Presión
(psi)
Hora
Am/Pm
STP Anular
Caudal
(BPM)
Nitrógeno
(scf)
Fluido
Bombeado
(bbl)
Tipo
Fluido
Comentarios
10:45
11:00
11:53
12:05
12:18
12:22
12:45
12:55
13:05
13:15
13:20
13:37
2.000
1.200
1.300
1.203
1.200
1.300
1.300
1.360
1.370
1.500
1.500
2.000
600
600
600
602
600
600
600
600
600
600
600
600
2
1,8
1,9
2,2
2,1
2
1,8
1,8
2
1,6
1,6
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
224,201
10
18,2
30,6
35,2
22,2
61,5
9,8
10,5
16,7
10,2
1,8
224,201
Oil
Acid
Oil
Oil
Oil
Acid
Oil
Oil
Oil
Oil
Oil
N2
Prueba admisión
Preflujo
Desplazamiento
Desplazamiento
Desplazamiento 88 bbl
Mud Acid + Escala
Desplazamiento
Desplazamiento
Desplazamiento
Desplazamiento
Desplazamiento 49 bbl
Post - Flujo
4.4.2. Reporte de la unidad de Coiled Tubing
En este reporte se registra el tiempo de operación, la profundidad de asentamiento de
la tubería, la presión de trabajo y caudal de bombeo con el respectivo tipo de fluido,
además los pesos registrados en el cabezal de inyección y fondo de tubería; ver
anexo 16, el registro es como sigue:
Descripción Unidad Empleado
CTU/Cabina de control
CTU/Power Pack
803
410
M. Egas
V. Zalangui
Ensamblaje de fondo de pozo
Tope Max O. D. Min I. D. Long Herramienta
1,5”
1,75”
1,75”
1,75”
-
-
-
-
9,6”
36”
36”
4”
Roll On
Bos + D – Flaper
Barra Lisa
Jet Pool
Fondo
95
Secuencia Operativa
Profundidad (ft)
Presión (psi)
Peso Hora Am/Pm
De A CTU WH
Caudal BPM
Total Fluido
Tipo Fluido
Abajo Arriba
Obs.
6:00
6:20
6:50
7:25
7:45
8:15
8:20
9:20
10:30
10:45
10:50
10:58
10:59
11:00
11:53
12:18
12:20
12:45
13:40
15:10
16:30
17:10
18:30
0
2.000
2.370
3.030
6.085
8.962
8.962
8.962
8.962
8.962
9.360
9.698
9.698
9.698
9.698
9.760
9.760
9.760
9.760
9.320
2.350
2.000
2.370
3.030
6.085
8.962
9.360
9.650
9.760
9.320
2.350
0
2.000
2.000
2.000
2.000
1.900
1.500
1.500
1.500
2.000
2.300
2.300
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
1,3
2
2
1,8
2
2,2
1,9
2
1,2
1,3
12
1
10
18,2
88
61,5
49
224,201
2
1,2
H2O
H2O
Oil
Oil
Acid
Oil
Acid
Oil
N2
H2O
H2O
1.000
3.500
3.500
7.500
7.500
7.800
7.830
8.000
8.000
8.100
8.000
8.300
8.000
7.500
1.900
2.500
4.500
4.000
4.800
4.800
4.900
4870
5.300
5.300
5.200
5.200
5.700
5.000
4.300
2.700
Armando Ctu.
Bajando Tbg.
Bajando Tbg.
Bajando Tbg.
Llenando anular.
Bajando Tbg.
Prof. Prueba
Bombeando.
Prueba.
Prueba.
Bajando Tbg.
Bajando Tbg.
Prof.
Tratamiento
Químicos.
Desplazando
Bajando Tbg.
Químicos
Desplazando
Desplazando
Subiendo Tbg. y
Bombeando
agua
Subiendo Tbg.
CTU Fuera
Desarmado CTU
96
4.4.3. Reporte de control de calidad del ácido.
Este reporte se realiza antes de iniciar el trabajo, una vez terminada la preparación y
mezcla del ácido, el supervisor de operaciones es el encargado de realizar el control
de calidad del ácido, se realiza por tanque de almacenamiento y por formulación
química; esté es un anexo del reporte de estimulación matricial, (ver anexo 15) de la
siguiente manera:
a. Tanque N° 1
Pre–Flujo (HCl @ 15% + Aditivos)
N° Valores Obtenidos
1.
2.
3.
4.
5.
Volumen de ácido diluido
Contiene el ácido solvente, alcohol
Reemplazo el solvente, agua dilución
Contiene el ácido salamuera
Temperatura del ácido
Gravedad específica del ácido diluido
Muestra de ¼ gal.
773 gal
Si
No
No
65 °F (18 °C)
1,274
Si
N° Ácido con alcohol / solvente
6.
8.
Gravedad específica del ácido concentrado
Volumen real de ácido concentrado
Nombre del solvente & Volumen real
1,074 @ 60 °F (16 °C)
600 gal
Xileno & 165 gal
N° Titulación Ácida
10.
Total acidez (HF)
Peso no corregido % total acidez
Peso corregido % total acidez
0.5 %
0%
97
b. Tanque N° 2
Mud acid (3% HF : 12% HCl + Aditivos)
N° Valores Obtenidos
1.
2.
3.
4.
5.
Volumen de ácido diluido
Contiene el ácido solvente, alcohol
Reemplazo el solvente, agua dilución
Contiene el ácido salamuera
Temperatura del ácido diluido
Gravedad específica del ácido diluido
Muestra de ¼ gal.
2525 gal
Si
No
Si
65 °F (20 °C)
1,571
Si
N° Ácido con alcohol / solvente
6.
7.
8.
9.
Gravedad específica del ácido concentrado
Volumen real de ácido concentrado
Tipo de sal & cantidad
Nombre del solvente & Volumen real
Tipo salmuera (KCl)
Volumen real de salmuera diluida
1,074 @ 60 °F (16 °C)
2000 gal
KCl @ 41 lb
Inflo – 40 & 18 gal
1,199 @ 60 °F (16 °C)
500 gal
N° Titulación Ácida
10.
11.
Total acidez (HF)
Peso no corregido % total acidez
Peso corregido % total acidez
Mezclas HF en (HCl : HF)
Peso % HF
Concentración % HCl
0,5 %
0 %
3 %
12 %
Al registrar los valores obtenidos por el supervisor de servicios y al compararlos con
el formulario de mezcla de fluidos de tratamiento. Se determinó que la mezcla de los
fluidos estaba correcta, por lo que procedió a continuar con el programa de
estimulación.
98
4.4.4. Reporte de Variación de Productos.
Este formulario es un anexo del reporte de tratamiento de estimulación matricial, en
este se registra el volumen del fluido bombeado al pozo contabilizado por los
medidores de las unidades y los volúmenes de fluido medidos al final, para un
control de los volúmenes usados en el tratamiento; las verificaciones se realizarán
por medición física de la siguiente forma: (ver anexo 15).
El supervisor de servicios determinó que la variación del C–15 se debió a que el
flujómetro de la unidad de mezcla no estaba calibrado correctamente, la variación del
xileno se debe a que el operador de la unidad almacenadora de ácido no siguió el
programa de aditivos al vuelo y hubo una pérdida de 3 galones del producto; la
variación del JP–1 se justifica por que se tomó 1 galón para limpiar las herramientas
del subsuelo del Coiled Tubing que se ensuciaron con barro común; la variación del
J- 10 se justifica con la utilización de 1 galón para realizar una prueba de sludge con
el crudo y el agua de control del pozo.
Volumen Medio
Variación calculada
Producto Volumen Planeado
I n i
F i n
Total Usado
Perdidas
Volumen Bombea
do Al pozo
Volumen Planeado Por fluido
Volumen contador
Pozo Vs
Contador
Pozo Vs
Plan
Scaletrol 2
Xileno
J – 10
C – 15
* Inflo 40
* Hai 50
J P1
42
165
12
3
18
45
15
42
168
20
5
20
50
20
0
4
8
1
3
5
4
42
164
12
4
17
45
16
0
3
1
0
0
0
1
42
161
11
4
17
45
15
42
165
12
3
18
45
15
42
161
11
3
17
45
15
0%
0%
0%
- 25%
0%
0%
0%
0%
- 3%
- 8%
+ 25%
- 6%
0%
0%
Fluido
Base
Volumen
inicial
Volumen
final
Volumen
bombeado
Volumen
aditivos
Volumen
total
Volumen
registrado
Variación
%
Ácido
Agua
2.600
500
0
0
2.600
500
191
42
2.791
42
2.791
542
0 %
0 %
99
4.5. Discusión de los resultados del tratamiento de estimulación.
Al realizar el ensayo de inyectabilidad se registran por lo menos tres caudales
correspondientes a tres valores diferentes de presión de bombeo, pudiendo evaluar la
magnitud del daño de formación, la admisión del fluido fue a una presión constante y
un caudal fijo, por lo que podemos determinar que el daño de formación no es
profundo, es un daño a pocas pulgadas del borde de pozo y por la precipitación de
sales inorgánicas según los análisis del laboratorio.
Durante la estimulación matricial se produjo una disminución rápida del caudal de
inyectabilidad de 2 BPM a 1,6 BPM, después de que el crudo contacto la formación,
esto se debió principalmente a la diferente movilidad de los fluidos; y porqué el
primer contacto del ácido clorhídrico con la formación da como resultado una caída
en la inyectabilidad debido a los finos liberados.
En la formulación química propuesta para este trabajo, se determinó el preflujo con
solventes y alcohol como el xileno y el JP–1 para evitar la precipitación del hierro,
un anti–emulsionante J–10 para evitar la emulsión en la interfase entre el preflujo y
el crudo como fluido de desplazamiento.
En la mezcla HCl : HF se le aditivó un inhibidor de corrosión como HAI–50 para
evitar la reacción del ácido con la superficie de metal de la tubería y equipo de fondo
de pozo; además de mantener el pH bajo, un solvente mutual para restaurar la
humectabilidad de la formación. Se le adicionó bifluoruro amoniaco (ABF) para la
generación de ácido fluorhídrico in situ; cuando el ácido (HV) o ácido fosfórico se
mezcla con una solución de ABF se hidroliza la sal de fluoruro para formar una
molécula de HF.
En la formulación del tratamiento anti-escala se diseño para la remoción del
carbonato de calcio, como se determino en el laboratorio. El tratamiento propuesto
por el laboratorio fue un inhibidor químico como el scaletrol–2 para tratar la mezcla
de sales, seguido por un lavado de agua con sal de cloruro de potasio, para la
remoción del cloruro de sodio ocasionado por la evaporación de agua.
100
La composición de las mezclas químicas están indicadas en el programa de fluidos
de tratamiento dado por el laboratorio, la mezcla de los fluidos son preparadas
independientemente de acuerdo a las recomendaciones del laboratorio e ingeniería.
Este proceso se debe ejecutar estric tamente en el orden establecido; el postflujo se
desplaza con nitrógeno, teniendo un retorno a los cinco minutos del inicio de la
inyección del postflujo, comenzando a recuperar el petróleo con ácido emulsionado,
esto puede ser por que el porcentaje en volumen del anti– emulsionante J–10 fue
insuficiente.
El inicio de la mejora del pozo durante el tratamiento de estimulación, se indica en el
aumento gradual de la presión en superficie. Para concluir se puede considerar que
la estimulación fue exitosa, el volumen de ácido fue el adecuado y la supervisión
técnica de la operación de estimulación fue muy eficiente; por consideración del
ingeniero de servicios es aconsejable planificar otro tratamiento para evitar la
deposición continua de escalas inorgánicas.
101
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
5.1.1 Las dos características esenciales en la roca reservorio, que influyen en un
trabajo de estimulación son la porosidad efectiva y al permeabilidad relativa,
debido que a base de estos dos parámetros se diseña la cantidad de ácido que
ingresará a la formación.
5.1.2 Cuando determinamos altos diferenciales en los registros de presión durante
la perforación, y pérdidas de lodo constantes, indica una posible invasión de
fluidos a la formación, provocando daños al borde de pozo por filtración.
5.1.3 Cuando tenemos una rápida declinación del caudal de producción,
usualmente está asociado a migración de finos por incremento del corte de
agua o un problema mecánico en fondo de pozo; debido a que se crea un
efecto de retención de fluido, ocasionando un caudal bajo.
5.1.4 La producción nula de petróleo en la mayoría de los casos está asociado a
bloqueos por agua y/o emulsiones en el borde de pozo, la presencia de illita
en la formación favorece los bloqueos por agua. En formaciones con
permeabilidad menor a 50 md son ambientes favorables para la formación de
emulsiones y bloqueos por agua.
5.1.5 Una alteración química en la formación ocasiona un cambio de la
humectabilidad en la roca, permitiendo el aumento de la producción de agua,
reduciendo su cuota de crudo debido al uso de fluidos incompatibles, con las
características físico-químicas del fluido de formación.
5.1.6 Los depósitos de escalas inorgánicas se deben prevenir mediante los análisis
de agua de formación, los cuales permiten la determinación de las tendencias
102
incrustantes, debido a las variaciones del contenido de carbonatos en el agua.
Se debe evitar las mezclas de aguas de distinta salinidad.
5.1.7 Cuando tenemos un repentino aumento de la relación gas-petrolero (GOR)
acompañado por una disminución de la gravedad específica del crudo, está
asociado a deposiciones orgánicas insolubles en ácido, debido al enfriamiento
termodinámico del fluido.
5.1.8 El uso de programas de computadora, que incluyen el conocimiento de reglas
y normas para acidificación de areniscas, pueden mejorar el éxito de la
operación, debido a que se elimina diseños inapropiados y tratamientos
estandarizados.
5.1.9 La acidificación matricial de una formación, con el apropiado sistema
químico, es el método más económico y efectivo para mejorar la producción
de petróleo en reservorios de areniscas y carbonatos.
5.1.10 La acidificación matricial no en todos los casos es efectivo, debido a que no
se realizan los análisis completos y precisos de la formación, preparación de
pozo, supervisión del trabajo y una evaluación correcta del comportamiento
posterior del mismo.
103
5.2. RECOMENDACIONES
5.2.1. Se debe filtrar y acondicionar el fluido de completación o matado para evitar,
que los sólidos contaminantes en el fluido, tapone los poros del borde de
pozo por filtración.
5.2.2. Se debe determinar la presión de fractura de fondo de pozo, y la presión
máxima de tratamiento en superficie; esta debe ser comunicada a todo el
personal involucrado en la operación y no se debe superar este valor, sin
autorización de un superior.
5.2.3. La concentración de ácido debe estar en su rango aceptado, debido que una
concentración menor ocasiona una inadecuada remoción del daño de
formación, y una concentración mayor resultara en una ataque corrosivo a la
tubería y equipo de fondo, además de la producción de precipitados en la
formación.
5.2.4. Nunca se debe bombear una solución ácida o de solventes químicos al pozo,
hasta que no se haya definido la causa del daño y el mejor producto químico
para bombearlo; también se debe realizar los ensayos de laboratorio
pertinentes para verificar la eficacia del tratamiento.
5.2.5. La formación de emulsiones se debe evaluar en laboratorio con muestras
representativas de crudo y de los fluidos empleados en el pozo para
seleccionar el surfactante más óptimo, debido que un surfactante actúa según
condiciones específicas del fluido de formación.
5.2.6. Se debe recuperar muestras de las incrustaciones y depósitos que permitan
una obvia identificación del problema, establecer una tendencia incrustante,
determinar sus causas y proponer un tratamiento adecuado.
104
5.2.7. Cuando la permeabilidad promedio de la formación es menor a 120 md, el
post-flujo ácido debe ser diseñado para 30 dinas / cm. de tensión superficial,
para evitar bloqueos por agua y emulsiones.
5.2.8. Cuando hay un daño por fluidos de perforación, matado, hinchamiento de
arcillas, dispersión de arcillas, daño por polímeros o incrustaciones, los
ácidos HCl como preflujo y HCl : HF como tratamiento principal, son los
más recomendados.
5.2.9. En cambios de humectabilidad de la roca, los solventes mutuales son los más
recomendados para el daño de formación por alteración química, porqué
permite modificar la permeabilidad relativa de la misma. Cuando el contacto
agua–petróleo este en las perforaciones se debe acidificar selectivamente para
no acelerar la producción de agua, luego del tratamiento.
5.2.10. La concentración de aditivos en el tratamiento llega máximo a un 5% del
volumen total, concentraciones mayores, que las necesarias pueden causar
problemas de emulsión y malograr el tratamiento.
5.2.11. Antes de iniciar el trabajo de estimulación se debe recomendar revisar los
tanques de agua y ácido, que no estén sucios, debido que al bombear la
solución ácida, puede acarrear las partículas contaminantes y ocasionar daños
en la formación.
5.2.12. Se recomienda verificar el retorno de ácido midiendo el pH para analizar
posibles problemas que se puedan ocasionar después del tratamiento como:
presencia de sedimentos, emulsiones, formación de precipitados,
5.2.13. Cuando tenemos altos contenidos de arcillas especialmente Caolinita e Illita
se debe evitar los sistemas de agua dulce y los altos caudales para prevenir
finos móviles e hinchamiento de las arcillas.
105
5.3. Bibliografía General
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108
5.4. Glosario General
Agua Fresca: Agua tomada de los ríos para fluido de desplazamiento o fluido de
matado.
Adsorción: Adhesión o concentración de sustancias disueltas en la superficie de
un líquido o gas alrededor de los cuerpos.
Absorción: Retener un cuerpo entre sus moléculas, las de otro en estado líquido o
gaseoso.
Alogénico: Constituyentes de la roca que existían antes de la formación de la
misma.
Build-up: Registro que se corre en los pozos para obtener datos de reservorio.
Bactericida: Compuesto químico que destruye los microorganismos que degradan a
l petróleo.
Barita: Sulfato de bario, mineral frecuentemente usado para incrementar la
densidad del fluido de perforación.
Clásticos: Fragmentos de cualquier tamaño, forma o composición originado por
desintegración de otras rocas.
Conglomerado: Roca formada por acumulación de granos primarios de guijarros y
partículas de tamaño grande.
Capilaridad: Capacidad para dejar subir, los fluidos entre los poros de las rocas a
las zonas de menor presión.
Clivaje: Plano por donde las rocas tienden a separarse.
Colchón: Columna de agua o de fluido de perforación que se ubica dentro de la
Tubería para evitar que la presión hidrostática del fluido en el espacio
anular colapse la tubería.
Criogenia: Estudio de los efectos de temperaturas muy bajas.
Densidad: Peso de una sustancia por unidad de volumen.
Estratos: Masa mineral en forma de capa que constituye los depósitos
sedimentarios.
Estratigrafía: Describe la estructura de la formaciones en una cuenca sedimentaría.
Factor de daño: Relación matemática de la permeabilidad después de daño dividido
por la permeabilidad original.
109
Isotérmico: Condición termodinámica en donde la temperatura permanece
constante durante un proceso.
Ion: Átomo que posee una carga eléctrica positiva o negativa por haber
perdido o ganado electrones extras.
Intersticio Pequeño espacio vacío que media entre dos masas de roca. (sinónimo
de poro)
Litificado: Fenómeno cuando la arena es comprimida y consolidada por el peso
de los sedimentos superiores.
Morfología: Aspecto externo de la constitución de una roca.
Petrofísica: Estudio del espacio poral y de sus características.
Petrografía: Estudio de la composición química, mineralogía, y génesis de las
rocas.
Potencia: Espesor de los estratos medido perpendicularmente a los límites de los
mismos.
Plasticidad: Propiedad que presentan algunos minerales, de mantener la
deformación producida por una fuerza exterior.
Preflujo: Es la cantidad de fluido usada delante de una solución ácida que se
bombea dentro del pozo, también llamado fluido de cabeza.
Punto crítico:Es el punto de presión y temperatura donde no se puede
distinguir si un fluido es gas o líquido.
Saturación: Contenido de fluidos que existen en los espacios porosos de la roca.
Vaporización: Es el proceso para convertir una sustancia en estado gaseoso.
Viscosidad: Es la capacidad de flujo de un fluido.
110
ANEXOS
Anexo 1. Columna Estratégica de Cuenca Oriental.
Formación Potencia (ft)
Prof (ft)
Litología
Orteguaza 150 – 200 Areniscas
Tiyuyacu 200 – 250 Areniscas
Bosal Tena 820 – 3280 8.500 Areniscas
Napo Arena m1 Caliza m1 Caliza m2 Arena m2 Arena U inferior Arena U superior Caliza B Arena T
650 – 1960 9.000 Lutitas Calizas Areniscas
Hollín Superior Principal
115 – 650 10.000 Areniscas Cuarcitas
Ánexo 2. División Textural de las Areniscas.
Roca Sedimentaria
Consideración Composición Tamaño Partícula
Conglomerados (Rocas Sefiticas)
Normal Fino Arenoso
4 – 64 mm < 4 mm
> 20% arena
2 - > 256 Areniscas
(Rocas Semiticas)
Conglomeratico Guijarros Normal Lodoso Arcilloso
> 20% Guijarro > 10% Guijarro > 20% Lodo > 20% Arcilla
2161
−
Esquistos (Rocas Peliticas)
Limonita arenosa Limonita Esquito lodoso
> 20% arena > 10% lodo
161
2561
−
111
Anexo 3
112
Anexo 4. Nomenclatura para el diseño de la estimulación.
Gf = Gradiente de fractura, psi / ft.
ovg = Gradiente de sobrecarga, psi / ft.
Pr = Presión de reservorio, psi.
prof = Profundidad, ft.
a = Coeficiente del gradiente de
sobrecarga.
Qinj = Caudal de inyección, BPM
Kav = Permeabilidad promedio, md.
h = Intervalo punzonado, ft.
µa = Viscosidad del ácido, cP.
re = radio de drenaje, ft.
rw = radio del pozo, ft.
Psur = Presión de superficie, psi.
Ga = Gradiente del ácido, psi / ft
Vhf = Volumen ácido necesario, gal / ft.
Xhf = Penetración del ácido vivo, ft.
Ø = Porosidad de roca, %
S = Diferencia solubilidad , %
Chf = Concentración de HF, %
Vhcl = Volumen de preflujo gal/ft.
X = Poder disolvente del HCl., %
VF = Volumen fluido. bbl
Qnj–e = Caudal de inyección, BPM / ft.
V = Volumen de ácido, gal / ft
Vo = Volumen ácido gráficos, gal / ft
racid = Aumento permeabilidad, in
Pfrac = Presión fractura de pozo, psi.
df = Densidad de fluio, lb / gal
Pf = Presión de fricción, psi
GPf = Gradiente de fricción, psi /ft.
Pth= Presión hidróstatica, psi
Pavg = Presión promedio, psi
NFR = Relación nitrógeno–fluido, adim
Tavg = Temperatura promedio, ªF
VF = factor de volumen, bbl
VN = Volumen de nitrógeno, scf
WHP = Presión en boca de pozo, psi
VFT = Factor volumen nitrógeno, adim
Fq = Caudal total de inyección, BPM
QN = Caudal inyección nitrógeno, scf
Qperf = Caudal de perforados, bbl
Nperf = Número perforados, adim
Pf perf = Presión fricción perforado, psi
Pf perf- t = Presión fricción total, psi
Stp = Presión tratamiento superficie, psi
VNT = Volumen nitrógeno tubing, scf
VfA = Factor volumen anillo, scf / ft3
VNA = Volumen nitrógeno anillo, scf
113
Anexo 5. Radio de reacción del ácido.
Anexo 6. Viscosidad del ácido.
114
Anexo 7. Gradiente hidrostático del ácido.
Anexo 8. Presión de superficie con nitrógeno.
115
Anexo 9. Factor de volumen de nitrógeno.
Anexo 10. Volumen de nitrógeno.
116
Anexo 11. Curva de bombeo con nitrógeno.
Anexo 12. Relación Nitrógeno-Fluido.
117
Anexo 13. Orden de trabajo
118
Anexo 14.
HOJA DE CARGA
DISTRITO_________________________________________________ FECHA DEL TRABAJO _________________
CLIENTE ___________________________________________ NOMBRE DEL POZO ________________________
CANTIDAD
DESCRIPCION PRODUCTO
ITEM
NO.
UOM ORDENADO CARGADO/
MEZCLADO
RETQRNADO NETO
USADO
VERIFICADOY
RECIBIDOEN
CAMPO POR
-
COMENTARIOS:
(Razones de la variación)
EMITIDO POR ________________FECHA__________RECIBIDO EN LOCACION POR_______________FECHA SUPERVISOR SERVICIO
RETORNO VERIFICADOS POR________________FECHA__________APROBADO_________________________
SUPERVISOR de OPERACIONES
FIRMA DEL CLIENTE________________________________
119
Anexo 15.
120
Anexo 16. Reporte de tratamiento con Coiled Tubing
1)
121
Anexo 17. Línea de estimulación simple.
122
Anexo 18. Línea de estimulación con Coiled Tubimg
123
Anexo 19. Línea de estimulación con Nitrógeno.