EMI PGI4 00 MT Ejemplo1 Indice Proyecto de Grado SUN-99

PROPUESTA PARA LA APLICACION DE LA ESTIMULACION ACIDA EN EL POZO SUN-99 EN BASE A UN ESTUDIO TECNICO-ECONOMICO

Proyecto de Grado

ÍNDICE GENERAL Pág. Siglas y Nomenclatura Nomenclatura ...................................................................................................... xii CAPITULO CAPITULO I ....................................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 1 1.1

ANTECEDENTES ANTECEDENTES .................................................................................................. 1

1.2

DELIMITACIÓN DELIMITACIÓN ...................................................................................................... 1

1.2.1 Límite Geográfico ................................................................................................... 1 1.2.2 Límite Temporal ..................................................................................................... 2 1.2.3 Límite Sustantivo Sustantivo .................................................................................................... .................................................................................................... 2 1.3

PLANTEAMIENTO PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA PROBLEMA ..................................................................... 2

1.4

FORMULACIÓN FORMULACIÓN DEL PROBLEMA PROBLEMA ........................................................................ 2

1.5

SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCIÓN ............. 2

1.6

OBJETIVOS OBJETIVOS ........................................................................................................... 5

1.6.1 Objetivo General .................................................................................................... 5 1.6.2 Objetivos Específicos ............................................................................................. 5 1.7

JUSTIFICACIÓN JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... 5

1.7.1 Justificación Científica ............................................................................................ 5 1.7.2 Justificación Económica ......................................................................................... 6 1.7.3 Justificación Social ................................................................................................. 6 1.7.4 Justificación Ambiental ........................................................................................... 6 1.7.5 Justificación Personal ............................................................................................. 6 1.8

METODOLOGÍA METODOLOGÍA ..................................................................................................... ..................................................................................................... 7

1.8.1 Tipo de Investigación Investigación.............................................................................................. 7 1.8.2 Diseño de investigación investigación.......................................................................................... 7 1.8.3 Fuentes de Información Información .......................................................................................... 7 1.8.3.1 Fuentes Primarias .................................................................................................. 7 1.8.3.2 Fuentes Secundarias Secundarias.............................................................................................. 7 CAPITULO CAPITULO II ...................................................................................................................... 9 MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL CONCEPTUAL ................................................................................... 9 2.1.

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO RESERVORIO................................... 9

2.1.1. Introducción Introducción ............................................................................................................ 9

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2.1.2. Roca Reservorio..................................................................................................... 9 2.1.3. Tipos de Rocas .................................................................................................... 10 2.1.3.1.

Rocas Sedimentarias ..................................................................................... 10

2.1.3.1.1.

Areniscas (Sandstone) ............................................................................... 11

2.1.3.1.2.

Caliza (Limestone) ...................................................................................... 12

2.1.3.1.3.

Dolomita (Dolomía)..................................................................................... 12

2.1.4. Propiedades Físicas de la Roca ........................................................................... 13 2.1.4.1.

Porosidad....................................................................................................... 13

2.1.4.1.1.

Clasificación de la Porosidad ...................................................................... 14

2.1.4.1.2.

Valores típicos de la porosidad ................................................................... 14

2.1.4.1.3.

Valores típicos de porosidad para diferentes materiales geológicos ........... 15

2.1.4.2.

Permeabilidad ................................................................................................ 16

2.1.4.3.

Saturación...................................................................................................... 18

2.2.

DAÑO DE FORMACIÓN ...................................................................................... 21

2.2.1. Introducción .......................................................................................................... 21 2.2.2. Daño verdadero a la formación ............................................................................ 21 2.2.3. Métodos de Diagnósticos del Daño a la Formación .............................................. 23 2.2.3.1.

Factores Principales que Reducen la Producción .......................................... 23

2.2.3.2.

Métodos Para Identificar la Presencia de Daño.............................................. 24

2.2.3.3.

Indicadores de Daño ...................................................................................... 29

2.2.4. Análisis Cuantitativo del Daño de Formación........................................................ 30 2.2.5. Causas del Daño a la Formación Durante las Operaciones .................................. 32 2.2.5.1.

Daño de Perforación ...................................................................................... 32

2.2.5.1.1.

Invasión de Sólidos de Perforación............................................................. 32

2.2.5.1.2.

Invasión de Fluidos de Perforación ............................................................. 33

2.2.5.2.

Daño de Cementación.................................................................................... 36

2.2.5.3.

Daños en la Terminación de Pozos................................................................ 38

2.2.5.3.1.

Daños por Baleo ......................................................................................... 38

2.2.5.3.2.

Daño por Fluidos de Terminación ............................................................... 38

2.2.5.4.

Daños Durante la Producción......................................................................... 39

2.2.5.5.

Daño Durante la Limpieza del Pozo ............................................................... 40

2.2.5.6.

Daño Durante el Tratamiento Acido ............................................................... 40

2.2.5.7.

Daño Durante los Tratamientos de Control de Agua ...................................... 42

2.2.6. Tipos de Daño ...................................................................................................... 42 Jessica Ojopi Agreda v


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2.2.6.1.

Emulsiones .................................................................................................... 43

2.2.6.2.

Cambios de Humectabilidad........................................................................... 43

2.2.6.3.

Bloqueo por agua........................................................................................... 44

2.2.6.4.

Depósitos Orgánicos ...................................................................................... 45

2.2.6.5.

Depósitos Mixtos ............................................................................................ 45

2.2.6.6.

Fangos y arcillas ............................................................................................ 46

2.2.7. Prevención de Daños ........................................................................................... 46 2.2.8. Métodos de diagnostico del daño a la formación .................................................. 47 2.3.

ESTIMULACIÓN DE POZOS ............................................................................... 50

2.3.1. Introducción .......................................................................................................... 50 2.3.2. El Wellbore ........................................................................................................... 51 2.3.3. La Matriz del Wellbore .......................................................................................... 51 2.3.4. Reservorios de Baja Permeabilidad...................................................................... 52 2.3.5. Tipos de Estimulación Ácida................................................................................. 53 2.3.5.1.

Lavado-Agitación ........................................................................................... 53

2.3.5.2.

Acidificación Matricial ..................................................................................... 54

2.3.5.3 Fractura Acida ...................................................................................................... 56 2.4.

TIPOS DE ÁCIDOS Y ADITIVOS ......................................................................... 58

2.4.1. Tipos de Ácidos .................................................................................................... 58 2.4.1.1.

Ácidos Inorgánicos ......................................................................................... 58

2.4.1.1.1.

Acido Clorhídrico ........................................................................................ 58

2.4.1.1.2.

Acido Fluorhídrico....................................................................................... 61

2.4.1.1.3.

Acido Clorhídrico – Fluorhídrico (HCl – HF) ................................................ 62

2.4.1.2.

Ácidos Orgánicos ........................................................................................... 63

2.4.1.2.1.

Acido Acético .............................................................................................. 63

2.4.1.2.2.

Acido Fórmico............................................................................................. 64

2.4.2. Consideraciones para la Selección del Tipo de Ácido .......................................... 65 2.4.2.1.

Requerimientos del Ácido .............................................................................. 65

2.4.2.2.

Poder de disolución........................................................................................ 65

2.4.3. Velocidad de Reacción......................................................................................... 66 2.4.4. Tipos de Aditivos .................................................................................................. 70 2.4.4.1.

Inhibidores de Corrosión ................................................................................ 71

2.4.5. Sugerencia para la Selección de Inhibidores. ....................................................... 71 2.4.5.1.

Surfactantes ................................................................................................... 71

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2.4.5.2.

Agentes Secuestrantes .................................................................................. 72

2.4.5.3.

Estabilizadores de arcilla................................................................................ 74

2.4.5.4.

Agentes Desemulsificantes. ........................................................................... 75

2.4.5.4.1.

Formación de Emulsiones .......................................................................... 75

2.4.5.4.2.

Tipo de Emulsiones .................................................................................... 75

2.4.5.4.3.

Selección de Agentes Desemulsificantes ................................................... 76

2.4.5.5.

Sistemas Anti-Sedimentos (Sludges) ............................................................. 76

2.4.5.6.

Métodos de Prevención.................................................................................. 77

2.4.5.6.1.

Métodos de Remoción................................................................................ 77

2.4.5.6.2.

Solvente Mutual .......................................................................................... 78

2.4.5.7.

Alcoholes ....................................................................................................... 79

2.4.5.8.

Desventaja de usar alcoholes ........................................................................ 81

2.4.6. Agentes Reductores de Fricción........................................................................... 82 2.4.6.1.

Agentes Divergentes ...................................................................................... 82

2.4.6.2.

Clasificación de los Agentes Divergentes ....................................................... 83

2.4.7. Determinación de los Componentes de una Solución Ácida ................................. 88 2.5.

CONSIDERACIONES PARA REALIZAR LA ACIDIFICACION EN ARENISCAS .. 91

2.5.1. Factores Principales para Realizar el Tratamiento................................................ 91 2.5.1.1. 2.5.1.1.1. 2.5.1.1.1.1.

Selección del Fluido Adecuado para el Tratamiento....................................... 91 Consideraciones ......................................................................................... 91 Sensibilidad de la Formación .................................................................. 91

2.5.1.1.2.

Estructura de la Roca ................................................................................. 92

2.5.1.1.3.

Permeabilidad............................................................................................. 93

2.5.1.1.4.

Fluidos Producidos ..................................................................................... 94

2.5.1.1.5.

Mecanismo de Remoción del Daño ............................................................ 94

2.5.1.2.

Parámetros de Trabajo................................................................................... 95

2.1.6. Diseño de tratamiento ácido en areniscas ............................................................ 95 2.1.6.1.

Cálculo de la presión de fractura .................................................................... 96

2.1.6.2.

Presión máxima de inyección en superficie.................................................... 97

2.1.6.3.

Gasto máximo de inyección, menor de: ......................................................... 97

2.1.6.4.

Volumen y concentración del fluido de prelavado (precolchón). V1(gal). ........ 98

2.1.6.5.

Tiempo de inyección del prelavado. ............................................................... 99

2.1.6.6.

Volumen del sistema ácido HF – HCL ( o HF - Orgánico),

2.1.6.7.

Tiempo de inyección del sistema ácido. ....................................................... 104

V2

(gal) ................ 99

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2.1.6.8.

Volumen de desplazamiento, V3 (gal) .......................................................... 104

2.1.6.9.

Tiempo de inyección del volumen de desplazamiento, t 3(min)..................... 104

2.1.6.10.

Incremento de Productividad esperado ........................................................ 104

2.5.2. EPECIFICACIONES DEL TRATMIENTO ........................................................... 105 2.5.2.1.

Preparación del Pozo ................................................................................... 105

2.5.2.2.

Acidificación Matricial en Areniscas.............................................................. 106

2.5.2.2.1.

Etapa de Preflush ..................................................................................... 108

2.5.2.2.2.

Etapa Acida Principal................................................................................ 109

2.5.2.2.3.

Etapa de Overflush ................................................................................... 109

2.5.2.2.4.

Flowback (Retorno) .................................................................................. 109

2.2.

MARCO TEÓRICO NORMATIVO ...................................................................... 110

2.3.

MARCO TEÓRICO JURÍDICO ........................................................................... 111

2.6.

MARCO TEÓRICO HISTÓRICO ........................................................................ 115

2.6.1. Características generales del campo la peña .................................................... 115 2.6.2. Aspectos Geologicos.......................................................................................... 115 2.6.2.1.

Características Estructurales........................................................................ 115

2.6.3. Secuencia Estratigráfica. .................................................................................... 115 CAPITULO III. ................................................................................................................ 117 INGENIERÍA DEL PROYECTO ..................................................................................... 117 3.1

ANTECEDENTES .............................................................................................. 117

3.1.

Determinación del daño...................................................................................... 119

3.2.

Características del daño de formación................................................................ 120

3.2.1. Análisis del daño ................................................................................................ 121 3.2.2. Mecanismos de daño a la formación .................................................................. 121 3.2.3 Cuantificación del daño ...................................................................................... 122 3.2.4 Factor Skin (S) ................................................................................................... 124 3.2.4.1 Calculo Factor de daño total St .......................................................................... 127 3.2.4.2 Análisis de la permeabilidad ............................................................................... 127 3.3.

ESTIMULACION ACIDA..................................................................................... 128

3.3.1. CALCULO DE PARAMETROS PARA LA EJECUCION...................................... 128 3.3.1.1.

Diseño de tratamiento ácido en arenisca...................................................... 128

3.3.1.2 Análisis de los Ensayos de Laboratorio .............................................................. 129 3.3.2. PARAMETROS DE BOMBEO DE LA ESTIMULACIÓN ACIDA.......................... 133 3.3.3. Volúmenes y concentraciones de los fluidos de tratamiento ............................... 136 Jessica Ojopi Agreda viii


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3.3.4. CALCULO DE VOLUMEN DE LOS FLUIDOS DE TRATAMIENTO. ................... 144 3.2.4.3 Etapa del Tratamiento Acido Principal ................................................................ 147 3.2.5 Consideraciones Técnicas para Realizar el Bombeo del Tratamiento Acido....... 151 3.2.6 Seguridad Industrial y Medio Ambiente .............................................................. 153 3.2.6.1 Consideraciones de Seguridad ........................................................................... 153 3.2.6.2 Consideraciones Ambientales ............................................................................ 156 3.2.7 Pronostico de Producción ................................................................................... 157 CAPITULO IV ................................................................................................................ 159 4.1

EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................. 159

4.1.

Parámetros usados en la evaluación de proyectos............................................. 159

4.1.1. Inversión............................................................................................................. 159 4.1.2. Valor Actual Neto (VAN) ..................................................................................... 160 4.1.3. Tasa Interna de Retorno (TIR) ........................................................................... 160 4.1.4. Flujo de Caja ...................................................................................................... 160 4.2.

Inversión del Tratamiento ................................................................................... 161

4.1.1 Estimación de costos por cargos de servicios y materiales ................................ 161 4.2.1. Costos de los químicos. ..................................................................................... 161 4.2.2. Costos de Pruebas de Build up .......................................................................... 163 4.2.3. Costo total del tratamiento .................................................................................. 164 4.3.

Análisis de Rentabilidad ..................................................................................... 164

4.4.1 Beneficios........................................................................................................... 165 4.2

EVALUACIÓN DE RESULTADO ........................................................................ 167

CAPITULO V. ................................................................................................................ 168 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................. 168 5.1

CONCLUSIONES ............................................................................................... 168

5.2

RECOMENDACIONES ...................................................................................... 169

ANEXOS.............................................................................. ¡Error! Marcador no definido. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................. 195

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Índice de gráficos

Pág.

GRAFICO Nº 1 ........................................................................................................ 4

Índice de Figuras Pág. Figura 2.1. Diagrama ternario para la clasificación de areniscas .................... 11 Figura 2.2. Clasificación de la porosidad por su conectividad ........................ 14 Figura 2.3 Saturación ..................................................................................... 19 Figura 2.4 Esquema del daño a la formación ................................................. 22 Figura. 2.5. Historial de producción, pozo dañado .......................................... 27 Figura 2.6 Grafico de Horner .......................................................................... 50 Figura 2.7. Daño en las inmediaciones del Wellbore ...................................... 52 Figura 2.8. Reservorio de permeabilidad natural baja .................................... 52 Figura 2.9. Penetración del acido en la formación .......................................... 54 Figura 2.10. Penetración del acido ................................................................. 57 Figura 2.11. Fracturación de la formación ...................................................... 57 Figura 2.12. Velocidad de Reacción vs. Temperatura .................................... 67 Figura 2.13. Velocidad de reacción del HCl .................................................... 69 Figura 2.14. Estabilizadores de arcilla ............................................................ 74 Figura 2.15. Tipos de emulsiones ................................................................... 76 Figura 2.16. Esquema del asentamiento de las bolas selladoras ................... 85 Figura 2.17. Proceso esquemático del asentamiento de dos bolas selladoras. ...... 86 Figura 2.19. Penetración del acido en arena limpia ...................................... 100 Figura 2.20. Efecto del gasto de inyección en la penetración del acido ....... 101 Figura 2.21. Efecto del contenido de silicatos............................................... 102 Figura 2.22. Volumen unitario del fluido de estimulación. ............................. 103 Figura 2.24. Historial de Producción Periodo 05/2002 al 01/2009 ................ 123

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Índice de cuadros

Pág.

Tabla 2.1. Valores típicos de porosidad para diferentes materiales geológicos ............... 15 Cuadro 2.1. Comparación del comportamiento de producción de 4 pozos vecinos. ......... 28 Cuadro 2.2. Reacción de los ácidos sobre la Caliza en Varias Concentraciones. ............ 61 Cuadro 2. 3. Cantidad de caliza disuelta por 100 galones de acido ................................. 66 Cuadro 2.4. Grado de disolución de los ácidos @ 77° F. ................................................. 70 Cuadro 2.5. Propiedades físicas y químicas del isopranol y metanol ............................... 79 Cuadro 2.6. Constantes Físicas de las Concentraciones de las Soluciones de Ácido. ..... 90 Cuadro 2.7. Concentraciones de HCl:HF utilizadas en acidificación de areniscas ......... 107 Cuadro 2.8. Resultado de perforación .......................................................................... 117 Cuadro 2.9. Ensayo de Emulsión................................................................................... 130 Cuadro 2.10. Pre-flujo I – Etapa No Acida .................................................................... 144 Cuadro 2.11. Pre-flujo II ................................................................................................. 145 Cuadro 2.12. Tratamiento Principal................................................................................ 147 Cuadro 2.13. Desplazamiento........................................................................................ 149 TABLA N°4.1 Costos de los químicos usados en el pozo LPÑ-59 ................................. 161 TABLA N°4.2 Costos de los servicios para el tratamiento en el pozo LPÑ-59. ............... 162 TABLA N°4.3 Costo del tratamiento de acidificación ...................................................... 163 TABLA N° 4.4 Costo de las pruebas de build up ............................................................ 163 TABLA N°4.5 Costo total del tratamiento ....................................................................... 164

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Siglas y Nomenclatura A

: Área

ABF

: Bifluoruro de Amonio

API

: Instituto americano del petróleo

API RP

: Practica recomendada del API

BBL

: Barriles

BN

: Barriles en condiciones normales

BPM

: Barril por minuto

BPD

: Barriles por día

BY

: Barriles a condiciones de yacimiento

GLP

: Gas licuado de petróleo

GOR

: Relación gas-petróleo

Gf

: Gradiente de fractura

HCl

: Ácido clorhídrico

HF

: Ácido fluorhídrico

HHP

: Potencia hidráulica

Jo

: Índice de productividad original

In

: Pulgada

K

: Permeabilidad

L

: Longitud

MBBP

: metros bajo boca de pozo

md

:Milidarcy

MPCD

: Miles de pies cúbicos por día

MMPCD : Millones de pie cubico por día PIR o IPR : Índice de productividad del pozo PSI o lpc : Libras por pulgada cuadrada PVT

: Relación entre presión, volumen y temperatura

Pa

: factor de penetración en la arena limpia

Ps

: Presión estática del reservorio

Ps máx. : Presión máxima de inyección en superficie. Jessica Ojopi Agreda xii


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Pwf

: Presión de fondo fluyente

Pr

: Presión del reservorio

Pf

: Presión de fractura

Ph

: Presión hidrostática

qi máx

: Gasto máximo de inyección.

RNTS

: Reglamentos de normas técnicas y de seguridad

r e

: Radio de drene

r w

: Radio del pozo

S

: Factor de Daño (skin)

SG

: Gravedad especifica

Sw

: Saturación de agua

So

: Saturación de petróleo

Sg

: Saturación de gas

TIR

: Tasa interna de retorno

T

: Temperatura

t1

: Tiempo de inyección del volumen de prelavado o precolchón

t2

: Tiempo de inyección del volumen del sistema ácido

t3

: Tiempo de inyección del volumen de desplazamiento

VAN

: Valor actual neto

V1

: Volumen del pre colchón o prelavado

V2

: Volumen del tratamiento principal o sistema ácido

V3

: Volumen de desplazamiento

Vs

: Volumen de sobre desplazamiento

YPFB

: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

ρ

: Densidad

βo

: Factor volumétrico del petróleo

µm

: Micrones

Φ

: Porosidad

µ

: Viscosidad

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RESUMEN En este trabajo se discute el tema de estimulación acida en areniscas. El contenido comprende tres partes principales; en la primera, Capitulo II, se discute el origen y tipos de daños en una formación así como las técnicas empleadas para estimular los pozos dividiéndolas en grupos, las mismas que tiene su objetivo común; el de eliminar el daño en las proximidades del wellbore restaurando su permeabilidad original. Así mismo se menciona los tipos de ácidos y aditivos empleados para estimular pozos petroleros. La segunda parte comprende el Capítulo III, en esta parte, se cubre el objetivo del presente trabajo (Realizar un estudio para aplicar la técnica de estimulación acida al pozo LPÑ-59), desarrollando un análisis del historial de producción del pozo SUN-99 ,pruebas de restitución de presión y determinando las causas del daño de la formación, para de esta manera desarrollar el proceso de diseño para un tratamiento de estimulación ácida que abarca desde la selección de los fluidos de tratamiento, así como también los factores operativos que intervienen para su desarrollo. La tercera parte Capítulo IV aplica a la correspondiente evaluación económica a través del cual se puede determinar la conveniencia o no de realizar el trabajo. Finalmente se elaboró un conjunto de conclusiones y recomendaciones que permitirán obtener mejores resultados cuando se lleve a cabo un tratamiento ácido.

Jessica Ojopi Agreda xiv

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