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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA. FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA. CARRERA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO.

"PROPUESTA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES, PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS EN EL POZO SNQ-3 CAMPO SAN ROQUE"

PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

COCHABAMBA - BOLIVIA 2018

AGRADECIMIENTOS.

i

DEDICATORIA

ii

ÍNDICE DE CONTENIDO

I CAPÍTULO MARCO REFERENCIAL 1.1 INTRODUCCIÓN. ...................................................................................1 1.2 ANTECEDENTES...................................................................................2 1.2.1 Antecedentes generales .......................................................................2 1.2.2 Antecedentes especificos ......................................................................4 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .....................................................7 1.3.1 Identificación del problema....................................................................7 1.3.2 Formulación del problema ................................................................... 10 1.4 OBJETIVOS ......................................................................................... 10 1.4.1 Objetivo general .................................................................................. 10 1.4.2 Objetivos específicos .......................................................................... 10 1.5 JUSTIFICACIÓN................................................................................... 12 1.5.1 Justificación del proyecto. ................................................................... 12 1.5.2 Justificación técnica. ........................................................................... 12 1.5.3 Justificación operacional ..................................................................... 13 1.5.4 Justificación económica. ..................................................................... 13 1.5.5 Justificación socio – ambiental ............................................................ 14 1.5.5.1 Justificación social ............................................................................ 14 1.5.5.2 Justificación ambiental ...................................................................... 14 1.6 ALCANCES .......................................................................................... 14 1.6.1 Alcance temático ................................................................................. 14 1.6.2 Alcance geográfico. ............................................................................. 15 1.6.3 Alcance temporal................................................................................. 15

II CAPITULO MARCO TEÓRICO 2.1 CUENCA SEDIMENTARIA. ................................................................... 16 2.1.1 Reservorio. ........................................................................................ 16 2.1.2 Formación. ........................................................................................ 16 2.2 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO................. 17 2.2.1 Roca reservorio ................................................................................... 17 2.2.1.1 Tipos de roca .................................................................................... 18 2.2.1.2 Porosidad. ......................................................................................... 18 2.2.1.2.1 Clasificación de la porosidad. ..................................................... 19 2.2.1.2.2 Clasificación geológica de la porosidad. ....................................... 20 2.2.1.3 Permeabilidad. .................................................................................... 20 iii

2.2.1.3.1 Clasificación de la permeabilidad.................................................. 23 2.2.1.4 Relación entre porosidad y permeabilidad. ......................................... 23 2.2.1.5 Saturación de hidrocarburos ............................................................... 24 2.3 CARGA DE LÍQUIDOS ......................................................................... 25 2.3.1 Flujos en yacimientos de gas .............................................................. 27 2.3.1.1 Flujo del yacimiento al pozo ................................................................ 27 2.3.1.2 Patrones de flujo vertical en pozos de gas .......................................... 27 2.3.1.3 Flujo burbuja. ...................................................................................... 28 2.3.1.4 Flujo tapón. ......................................................................................... 28 2.3.1.5 Transición............................................................................................ 29 2.3.1.6 Flujo niebla .......................................................................................... 29 2.4 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ............................................... 30 2.4.1 Producción primaria. ........................................................................... 30 2.4.2 Producción secundaria. ....................................................................... 31 2.4.3 Producción terciaria............................................................................. 31 2.5 ESTIMULACIÓN DE POZOS ................................................................ 31 2.5.1 Tipos de estimulación de pozos .......................................................... 31 2.5.1.1 Estimulación por fracturamiento. ......................................................... 32 2.5.1.2 Estimulación matricial.......................................................................... 32 2.5.1.2.1 Estimulación matricial reactiva (ácida). ......................................... 32 2.5.1.2.2 Estimulación matricial no-reactiva (no ácida) ................................ 32 2.6. TIPOS DE DAÑOS SUCEPTIBLES A SER REMOVIDOS POR LA ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA… 32 1.1.1. Bloqueo por agua……………………………………………………………33 1.1.2. Bloqueo de aceite……………………………………………………………34 1.1.3. Bloqueo por emulsión……………………………………………………….34 1.1.4. Majamiento por aceite………………………………………………………34 1.1.5. Películas………………………………………………………………………35 1.1.6. Depósitos orgánicos…………………………………………………………35 2.7 EXPLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR. ................................ 35 2.7.1 Inyección de surfactantes .................................................................... 35 2.7.2 Características generales del equipo y Tecnología capilar. ................ 36 2.7.3 Equipos del sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma .................................................................................. 37 2.7.3.1 2.7.3.2 2.7.3.3 2.7.3.4

Empacador o pack-off. ........................................................................ 37 Tubería capilar. ................................................................................... 38 Bomba texteam ................................................................................... 39 Tanque de productos químicos ........................................................... 40 iv

2.7.3.5 Panel solar. ......................................................................................... 40 2.7.3.6Control electrónico programable ........................................................... 41 2.7.3.6.1 Dosificadora de fondo. .................................................................... 41 2.7.4 Surfactantes .................................................................................... 42 2.7.4.1 Comportamiento de los surfactantes............................................... 44 2.7.4.2 Propiedades de los surfactantes ..................................................... 45 2.7.4.2.1 Aniónicos ........................................................................................ 46 2.7.4.2.2 Catiónicos ....................................................................................... 47 2.7.4.2.3 No-iónicos ....................................................................................... 47 2.7.4.2.4 Anfotéricos ...................................................................................... 48 2.8 SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES ................ 49 2.8.1 INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TUBERÍA CAPILAR CONVENCIONAL ............................................................................................ 49

III CAPITULO INGENIERÍA DEL PROYECTO 3.1 ANALIZAR LAS CONDICIONES PETROFÍSICAS Y GEOLÓGICAS DEL POZO SAN ROQUE-3……………………………………………………..52 3.1.1 ESTRATIGRAFÍA DEL POZO SAN ROQUE – 3 (SNQ – 3). .................... 55 3.1.1.1 Formación yecua ................................................................................. 55 3.1.1.2 Formación petaca................................................................................ 55 3.1.2 INFORMACIÓN DEL POZO .................................................................... 56 3.1.2.1Propiedades y cromatografía del gas presente en el pozo productor snq – 3 ...................................................................... 58 3.1.3 PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3. ...................................................... 58 3.1.4 CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA. ................................................................ 60 3.1.4.1 Cálculo del índice de productividad................................................. 60 3.2 SELECCIONAR EL SURFACTANTE COMPATIBLE EN LA FORMACIÓN YECUA 3.2.1 Planeación para el proceso de inyección con surfactantes ................... 61 3.2.1.1 Evaluación del tipo de daño. ............................................................... 64 3.2.1.2 Selección del surfactante generador de Espuma óptimo para el pozo snq – 3. ........................................................................... 64 3.3 CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES 3.3.1. Gradiente de fractura 67 3.3.2. Presión de fractura ................................................................................. 67 3.3.3. Cálculo de la presión de inyección Máxima en la superficie ............................................................................. 68 v

3.3.4. Cálculo del caudal de inyección máximo................................................ 69 3.3.5. Cálculo de la potencia hidráulica de la Bomba....................................... 70 3.3.6. Cálculo del volumen de fluido de Estimulación ...................................... 71 3.3.6.1. Cálculo del tiempo de inyección. ....................................................... 73

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1. Equipo de la tecnología capilar en plena operación ..................................... 3 FIGURA 2. Vista de la instalación final del equipo de inyeccion capilar ........................... 4 FIGURA 3. Ubicación del campo san roque ................................................................... 6 FIGURA 4. Historial y declinación de producción del pozo SNQ – 3………………..8 FIGURA 6. Porosidad ...................................................................................................... 17 FIGURA 7. Pemeabilidad................................................................................................. 20 FIGURA 8. Regímenes de flujo multifásico vertical......................................................... 26 FIGURA 9. Regímenes de flujo multifásico en tubing de pozos gasíferos ...................... 27 FIGURA 10. Historia de vida de un pozo productor de gas .............................................. 28 FIGURA 11. Partes constituyentes de la unidad especial de coiled tubing ……….. 37 FIGURA 12. Pack-off roscado ........................................................................................ 38 FIGURA 13. Tubería capilar ........................................................................................... 39 FIGURA 14. Bomba dosificadora .................................................................................... 39 FIGURA 15. Tanque de almacenamiento de surfactante líquido ................................... 40 FIGURA 16. Panel solar.................................................................................................. 40 FIGURA 17. Control electrónico ...................................................................................... 41 FIGURA 18. Boquilla dosificadora................................................................................... 41 FIGURA 19. Representación esquemática de una molécula de surfactante ................ 43 FIGURA 20. Adsorción de surfactante en un interfaz superficial……………………… 43 FIGURA 21. Comportamiento de los surfactantes (agentes Tenso-activos). ………. 44 FIGURA 22. Sistema de inyección capilar simple........................................................... 50 FIGURA 23. Sistema de inyección con surfactantes mediante La tubería capilar…… . 51 FIGURA 24. Planta san roque ........................................................................................ 52 FIGURA 25. Mapa de ubicación y columna estratigráfica generalizada ....................... 53 FIGURA 26. Columna estratigráfica del pozo SNQ – 3. ..................................... 54 FIGURA 27. Esquema geológico del pozo SNQ – 3. ........................................ . 56

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ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1. Datos generales del pozo SNQ - 3. .................................................. 5 TABLA 2. Producción de gas del pozo SNQ – 3. .............................................. 7 TABLA 3.

Árbol de problema del pozo SNQ –

3............................................... 9

TABLA 4. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos…………………………………….….12

TABLA 5. Coordenadas del pozo SNQ – 3. ................................................... 14 TABLA 6. Evaluación de permeabilidad y porosidad .................................................... 23 TABLA 7. Clasificación de los surfactantes según su carga iónica………………………46 TABLA 8. Datos de la formación yecua ......................................................................... 57 TABLA 9. Propiedades del gas del pozo productor SNQ - 3. ................................ 58 TABLA 10. Producción 2012 actual del pozo SNQ - 3. ..................................... 58 TABLA 11. Producción de gas ......................................................................................... 59 TABLA 12. Parámetros del indice de productividad ........................................................ 60

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LISTA DE ABREVIATURAS

ABREVIATURA

DESCRIPCIÓN

UNIDADES

°API

Grado del petróleo.

API

Cp

Centipoise

cp

C

Capacidad del volumen en fondo de

Metros

pozo D

Profundidad del intervalo de interés

Metros

H

Espesor del intervalo de interés.

Pie

IDH

Impuesto Directo a los Hidrocarburos.

%

IP=J

Índice de productividad.

Pc/d*psi

ºF

Grados Fahrenheit.

⁰F

Ft

Pies.

Ft

Gf

Gradiente de fractura

Psi/pie

Jg

Índice de productividad sin daño

Mpc/d*psi

Jx

Índice de productividad con daño

Mpc/d*psi

K

Permeabilidad.

Md

kx

Permeabilidad reducida por daño.

md

Md

Milidarcy.

Md

M PCD

Miles de pies cúbicos día.

Mpc/d

MM Bbls

Millones de barriles.

MMBbl

Pc/d

Pies Cúbicos por Día.

Pc/d

Pf

Presión de fractura.

Psi

Pr

Presión de reservorio.

Psi

Ppg

Libras por galón.

Lb/gal

Psi

Libras por pulgada al cuadrado.

Lb/plg2

Psmax

Presión máxima de inyección.

Psi

Pwf

Presión de fondo fluyente.

Psi

Pwh

Presión en la cabeza del pozo.

Psi

ix

Px

Presión de la zona dañada

Psi

Qg

Caudal de gas.

Mpc/d

Qimax

Gasto de inyección máxima.

Bbls/min

RAP

Relación agua petróleo.

Adimensional

re

Radio de drenaje.

Pie

rw

Radio del pozo.

Pie

rx

Radio de penetración de la zona

Pie

dañada. S

Efecto skin o daño

adimensional

Sg

Saturación de gas.

%

Sw

Saturación de agua.

%

T

Temperatura.

⁰F

tiny

Tiempo de inyección

Min

TVD

Profundidad del pozo.

Pie

TIR

Tasa interna de retorno.

%

V

Volumen de líquido acumulado en el

Bbls

fondo de pozo Vf

Volumen del fluido a inyectar.

Gal

VAN

Valor actual neto.

Sus

Ø

Porosidad.

%

γw

Gravedad especifica del agua.

Adimensional

Γg

Gravedad especifica del gas.

Adimensional

µo

Viscosidad del petróleo.

Cp

µf

Viscosidad del fluido de tratamiento.

Cp

x

I. CAPÍTULO MARCO REFERENCIAL 1.2. INTRODUCCIÓN En todo el mundo, la industria del petróleo debido a su creciente escasez y demanda de los combustibles, especialmente del petróleo y gas ha venido realizando investigaciones que tienden a perfeccionar las técnicas de explotación de los yacimientos para obtener el máximo factor de recobro, que depende en gran parte de la forma en cómo se lleven a cabo las operaciones de completamiento y reacondicionamiento de pozos. Hoy en día va cobrando mayor importancia la restitución y aumento en la producción de hidrocarburos debido a la gran demanda que existe por el gas natural y por los productos derivados de petróleo. Cada vez es más difícil la extracción del petróleo, lo que ha llevado a esta industria a desarrollar e innovar tecnologías y métodos que permiten recuperar el mayor volumen de hidrocarburos. Tener muy claros los conceptos de productividad de pozos permitirá tener un mejor panorama acerca de consideraciones que debemos tomar en cuenta al momento de ver si nuestro pozo es un adecuado candidato para realizar esfuerzos de mejora de productividad, en caso de que este en caída. Es importante de conocer su historia de producción, así como el historial de intervenciones que se le ha realizado, lo que nos permitirá realizar una evaluación y así seleccionar el tratamiento adecuado para el pozo. En el campo Kanata los pozos enfrentan varios problemas de deterioro, por daño en las formaciones, intrusión de arena y agua, por lo que la producción se ve disminuida y las tareas de limpieza y remoción se realizan en forma periódica y con mucha frecuencia, lo que genera gastos adicionales de producción. El pozo KNE-1 que atravesó los reservorios Yantata y Petaca, se ve afectado por el daño que produce árenamiento y la intrusión de agua, inducido por fallo mecánico debido a los esfuerzos producidos a lo largo de su vida productiva. Por lo que es pertinente, realizar la presente propuesta de reacondicionamiento, de modo que la producción de gas y condensado mejore y se mantenga estable en el tiempo.

1

1.3. ANTECEDENTES 1.3.1. Antecedentes generales La aplicación de la tecnología de inyección capilar con surfactantes (agentes espumantes) que se toma como base fue realizada en el país de Argentina; pero no se realizó en nuestro País, éste es una nueva técnica que se aplica para la recuperación terciaria o mejorada de hidrocarburos. (Weatherford, Tecnología capilar con espumantes.) En la cuenca Neuquina Weatherford International De Argentina realizó la primera operación de inyección con surfactantes (agentes espumantes) mediante la Tecnología de la tubería Capilar. Los resultados obtenidos fueron altamente satisfactorios ya que se logró triplicar la producción de gas del pozo intervenido. La utilización de esta tecnología permite recuperar gran parte de la producción real en pozos gasíferos que por efecto de acumulación de líquidos bajan su producción. El principio de este tipo de aplicación se basa en la instalación de una tubería capilar de acero inoxidable mediante el cual se le inyecta un agente químico (espumante), con el objetivo de alivianar la columna de líquido y permitir de esta manera estabilizar la producción de gas. Esta instalación se realiza con la Unidad de Coiled Tubing Capilar. Luego de la instalación del Tubing Capilar ó tubería capilar con su respectiva inyección del agente quimico, se registró un incremento en el caudal de gas de 10800 m³/día, siendo la producción previa al tratamiento de 5500 m³/día posteriormente estabilizándose en 16300 m³/día. La primera Instalación en Argentina, lugar donde se aplicó por primera vez el sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma la cual dio buenos resultados. Informe técnico de la aplicación del sistema de inyección capilar con espumas: Pozo Sa - 6, Neuquén – Argentina.

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A continuación se puede observar las FIGURAS 1 y 2 de la operación e instalación final del Yacimiento Agua del Cajón del 16 de Febrero de 2006. FIGURA 1. Equipo de la Tecnología Capilar en plena operación.

Fuente. Tecnología de inyección capilar Weatherford año 2012.

3

FIGURA 2. Vista de la instalación final del equipo de inyeccion capilar.

Fuente. Tecnología de inyección capilar Weatherford año 2012.

1.3.2. Antecedentes específicos El Campo San Roque fue descubierto en 1981; su explotación es mediante agotamiento natural, cuenta con una planta para extraer gasolina natural y acondicionar el gas para estar dentro de especificaciones requeridas para su transporte.

4

En este campo se perforaron 21 pozos, de los cuales actualmente 9 son productores y 12 están cerrados. La profundidad promedio de estos pozos es de 2800 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores: Yecua, Petaca, Castellón y Tapecua. TABLA 1. Datos generales del pozo SNQ - 3. Campo

San Roque

Pozo

San Roque No. 3 (SNQ - 3).

Operador

YPFB-Chaco SA

Cuenca

Pie De Monte

País

Bolivia

Departamento

Tarija

Provincia

Gran Chaco

País

Bolivia

Ubicación Fisiográfica

Subandino Sur X = 461820.23 M E Y

Coordenadas UTM

= 7672418.44 M N Zt = 561 Msnm

Fuente. Elaboracion propia en base a los datos otorgados por la empresa de YPFB - CHACO S.A.

5

FIGURA 3. Ubicación del Campo San Roque.

Campo San Roque actualmente en producción.

Fuente: YPFB - CHACO S.A. Mapa del sitio - Mapa interactivo.

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1.4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.4.1. Identificación del problema En base a análisis de los datos disponibles del pozo (características técnicas e historial de producción), definición de la situación actual y potencial del pozo, con valores medidos de presión (505 psi) y temperatura en el pozo (148 °F) y en la medición de cada fluido en la superficie, se obtuvieron resultados de pérdidas de gas y una declinación de producción de 1,6 Mpc/año debido al problema de carga de líquido que es 65,78 bbl, confirmando a su vez los volúmenes extraídos según el historial de la producción del pozo SNQ – 3 del campo San Roque la misma que se ve en la FIGURA 4, por lo cuál surge la necesidad de aplicar la técnica de inyección capilar para el incremento de su producción y reducir el problema de carga de líquidos del mismo, utilizando surfactantes generadores de espuma. TABLA 2. Producción de gas del Pozo SNQ – 3. PRODUCCIÓN DE GAS AÑO

CAUDAL (Mpc/d)

2013

121,8

2014

100,08

2015

82,23

2016

67,57

2017

55,53

Fuente. Ministerio de hidrocarburos.

7

FIGURA 4. Historial y declinación de producción del pozo SNQ – 3.

Fuente. YPFB – CHACO S.A.

8

TABLA 3. Árbol de problema del Pozo SNQ – 3.

Altos índices de fracturamiento

Pérdidas económicas y cierre de pozo.

Aumento de los volúmenes de agua en la producción

EFECTO

PROBLEM A

CAUSA

DECLINACION DE LA PRODUCCION DEL POZO KANATA ESTE X-1(KNE1)

Formación estratigráfica no consolidada

Daño en la formación

Baja permeabilidad

Fuente. Elaboración propia.

Disminución de la presión

1.4.2. Formulación del problema ¿Mediante la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes se podrá reducir la acumulación de líquidos del pozo SNQ-3; y como efecto incrementar la producción de dicho pozo? 1.5. OBJETIVOS 1.5.1. Objetivo general Propuesta por la técnica de inyección capilar con surfactantes, para incrementar la producción de gas en el pozo SNQ-3 del campo San Roque. 1.5.2. Objetivos específicos  Analizar las condiciones petrofísicas y geológicas del pozo SQN-3.  Seleccionar el surfactante compatible en la formación (Yecua).  Calcular los parámetros técnicos para realizar la inyección del surfactante compatible.  Realizar la gráfica del IPR antes y después de la aplicación de la técnica.  Estimar los costos relacionados con la técnica de inyección.

10

1.6. JUSTIFICACIÓN 1.6.1. Justificación técnica Para el sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma se cuenta con los equipos y maquinarias requeridas con tecnología básica y requerida por normativa, para reducir la carga de líquidos en el fondo de pozo e incrementar la producción de gas y condensado del pozo SNQ – 3, Campo San Roque. Dentro el desarrollo técnico del proyecto, se aplica la siguiente norma: Reglamento De Normas Técnicas – DS 28397: 

Art. 149 Para realizar inyecciones.



Art. 154 Diseñadas para soportar mezclas.



Art. 180 (Fluidos adecuados para inyección).

La tecnología, que se emplea y se requiere en la aplicación de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma, se puede adquirir en Bolivia por medio de contratos con las empresas de servicio especializados en la tecnología de inyección capilar con surfactantes, como ser la empresa weatherford.

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1.6.2. Justificación operacional Mediante el estudio que se realizó, la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma para el pozo SNQ – 3 del Campo San Roque, si es viable operacionalmente ya que cumple con las condiciones requeridas de la tabla 4. TABLA 4. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos. POZO SNQ – 3

CONDICIONES PARA LA

DATOS DE LA FORMACIÓN

INYECCIÓN CAPILAR CON

YECUA

SURFACTANTES

Temperatura

148 (°F)

Grados °API

67.5

Viscosidad

0,30 (cp)

Espesor productor

13 ft

Permeabilidad

24,2 (md)

Porosidad

19,9 %

CUMPLE

125 < T < 175 °F

SI

> 50

SI

µ < 15 cp

SI

10 < h < 50 ft

SI

20 < k < 500 md

SI

10 < Ø < 25 %

SI

Fuente. Weatherford – Capillary Technologies & Engineered Chemistry.

1.6.3. Justificación económica El aprovechar al máximo la producción de la formación Yecua a partir del uso de la técnica de inyección capilar con surfactantes, se genera ingresos económicos que se incrementan en beneficios económicos a la empresa, Departamento y al País; este hecho se da tanto para el mercado externo como para el mercado interno, al resultado de los millones de pies cúbicos de gas y barriles de petróleo adicionales producidos después del tratamiento.

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1.6.4. Justificación socio – ambiental Justificación social Al realizar la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma en la Formación Yecua del pozo SNQ – 3, se incrementa el volumen de producción de gas y condensado, lo que significa un incremento en los ingresos de la empresa y también al impuesto directo a los hidrocarburos (IDH), que beneficia al Departamento y a su vez a la Provincia, por lo tanto esto genera mayores empleos para el País, obras en los municipios, educación, salud, servicios básicos mejorando el nivel de vida del país. Justificación ambiental Este tipo de tecnología reduce considerablemente el impacto ambiental puesto que no habrá que purgar, ó sea ventear el pozo a la atmósfera para restaurar el flujo temporalmente, lo cual produce emisiones sustanciales de metano al medio ambiente. 1.7. ALCANCES 1.8.1. Alcance temático Las áreas que se abarca para el desarrollo del proyecto de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma explícitamente son para el área umpstream: 

Explotación de Hidrocarburos.



Producción de Hidrocarburos.



Sistemas de recuperación mejorada.

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1.8.2. Alcance geográfico El Pozo SNQ – 3 del campo San Roque, lugar donde se pretende aplicar la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma es una zona tradicional y se encuentra ubicado en la cuenca pie de monte en el Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco el cual tiene las siguientes coordenadas: TABLA 5. Coordenadas del pozo SNQ – 3.

X = 461820.23 m E COORDENADAS UTM

Y = 7672418.44 m N Zt = 561 mnsm

Fuente. Google Earth.

-1.8.3.

Alcance temporal

El tiempo estimado para la realización del proyecto abarca desde la finalización del semestre I/2018 a la conclusión del semestre lI/2018.

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II. CAPÍTULO MARCO TEÓRICO En el presente capítulo, se describe de forma general todos los conceptos y bases teóricas que se aplican para realizar el presente proyecto, además el método de reducción de carga de líquidos del pozo, mediante la técnica de inyección capilar con surfactante generadores de espuma. 2.1. CUENCA SEDIMENTARIA Las “cuencas sedimentarias” son cubetas rellenas de sedimentos, que son las únicas rocas donde se pueden generar hidrocarburos (conforme a la teoría de Engler) y donde en general se acumulan. En pocos casos se dan acumulaciones de petróleo y gas en rocas graníticas que es una roca ígnea plutónica formada por cuarzo y feldespatos. El tamaño de estas cubetas varía en decenas de miles de kilómetros cuadrados, y el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando hasta 7.000 metros. Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento que corresponde normalmente a rocas ígneas o metamórficas más antiguas que rara vez contienen petróleo y de bajo del cual las rocas sedimentarias no son comunes. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011) 3.1.1. Reservorio Uno o varios estratos o unidades geológicas bajo la superficie con límites y un sistema común de presión en toda su extensión (conexión hidráulica) capaces de almacenar y producir fluidos que estén completamente rodeados por roca impermeable o agua. (Bolivia, 2011) 3.1.2. Formación En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman “formaciones” y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011) 15

Es una unidad litológica, de espesor variable entre algunos hasta centenares de metros y de considerables extensión areal. Una formación tiene unidades menores (miembros, horizontes, capas). (Bolivia, 2011) 3.2. CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO La petrofísica es el estudio de las propiedades físicas y químicas de las rocas y la interconexión entre las rocas y los fluidos que contiene (hidrocarburos líquidos, hidrocarburos gaseosos y soluciones acuosas).Debido a la importancia del conocimiento de estas características, en esta sección se trataran algunas de las características más importantes principalmente la composición mineralógicas de las rocas, dando un enfoque principal a las rocas sedimentarias, ya que son las que mayormente presentan características favorables para ser rocas reservorios. (Angulo., Petrofísica de Reservorios.CAPITULO I, Pág. 1., 2008) 3.3.1. Roca reservorio Una roca reservorio es una roca existente en el subsuelo con suficiente porosidad y permeabilidad de modo que pueda almacenar y transmitir fluidos. Las rocas reservorios también conocidas como rocas productivas comprenden de ciertas características para almacenar cantidades comerciales de hidrocarburos, para determinar si una roca es una buena roca reservorio se consideran las siguientes características: 

Tipo de roca (clasificación).



Capacidad de almacenar fluidos (porosidad).



Capacidad de flujo (permeabilidad). (Angulo., Petrofísica de Reservorios.CAPITULO I, Pág. 17., 2008)

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Tipos de roca En la corteza terrestre se encuentran tres tipos de rocas estas son rocas ígneas, rocas sedimentarias y rocas metamórficas. De los tres tipos principales de rocas las que mayormente presentan características favorables para ser rocas reservorios son las rocas sedimentarias porque estas tienen una porosidad mayor a las rocas ígneas o metamórficas, además las rocas sedimentarias se presentan en condiciones (presión y temperatura), donde los hidrocarburos pueden generarse y conservarse. De aquí la importancia de conocer las propiedades de este tipo de rocas. (Angulo., Petrofísica de Reservorios. CAPITULO I, Pág. 17., 2008) Porosidad Es el espacio disponible en las rocas para que se acumulen los fluidos o es la capacidad de almacenar fluidos. La porosidad es de gran importancia en los cálculos de reservas de petróleo crudo y gas natural. La porosidad es la medida de los espacios huecos en una roca, y resulta fundamental para que ésta actúe como almacén (Freddy Humberto Escobar, 2005) (HALLIBURTON, 2001) FIGURA 6. Porosidad.

Fuente. Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008.

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La porosidad es considerada: 

Muy Baja cuando es =< 5%



Baja cuando es >5% pero =<10%



Promedio cuando es >10% pero =<20%



Buena cuando es >20% pero =<30%



Excelente cuando >30% Clasificación de la porosidad

Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. (Freddy Humberto Escobar, 2005) Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de qué espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos. (Freddy Humberto Escobar, 2005) Porosidad absoluta (φ). Es la razón del espacio poral total, respecto al volumen total de las roca, sin tomar en cuenta si los poros están comunicados entre sí o no. Porosidad efectiva (k). Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto o total de la roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca.

18

Clasificación geológica de la porosidad A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua. Porosidad primaria La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). (Freddy Humberto Escobar, 2005) Porosidad secundaria Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en: porosidad de disolución y dolomitización (Freddy Humberto Escobar, 2005) Permeabilidad Es el segundo factor importante para la existencia de un almacén. La permeabilidad (k) es la propiedad que permite el movimiento y pasaje de los fluidos a través de los poros interconectados, también podemos decir que es la facilidad con la cual el fluido fluye a través de los poros o capacidad de una roca para que un fluido fluya a través de ella. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)

Su unidad de medida es el Darcy, aunque se emplea con más frecuencia el milidarcy que es la milésima parte de un Darcy. Habitualmente, debido a la baja 19

permeabilidad de las rocas, se usan los milidarcies. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011) FIGURA 7. Pemeabilidad.

Fuente. Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008. Esta propiedad de las rocas está relacionada a la porosidad pero no es dependiente de esta. La permeabilidad es función de: 

Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la roca.



El tamaño de los granos de la roca.



La distribución de los granos.

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El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca es determinante en la permeabilidad de la roca. Una formación compuesta por granos grandes y cuya distribución de tamaño es buena resultaran en poros con diámetros de buen tamaño, por lo tanto se tendrán conexiones más grandes entre los poros. Esto resultara en una alta permeabilidad de la roca y una presión capilar baja. Estos dos últimos permiten una fácil extracción de los fluidos del reservorio reduciendo los costos de producción e incrementando el volumen de recuperación final. La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida de diferentes fuentes, estas fuentes son: 

Análisis de muestras de núcleo.



Análisis de pruebas de pozo.



Datos de producción.



Registros de pozo.

La permeabilidad es el parámetro más importante para determinar la capacidad de producir fluidos de una formación. Estos puede ser analizado de mejor forma en la ecuación de Darcy, la ecuación es:

Ecuación 1 Donde: k = permeabilidad = md μ = Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cp) L = Distancia que recorre el fluido = ft A = Sección transversal ft2. ΔP = Diferencia de Presión (P2 – P1) = psi q = Tasa de producción = Mpc/d

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Clasificación de la permeabilidad Permeabilidad efectiva Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor al 100%. (HALLIBURTON, 2001) Permeabilidad relativa Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta. (HALLIBURTON, 2001) Relación entre porosidad y permeabilidad Cada tipo de roca tiene una relación única entre su permeabilidad y porosidad. Por lo tanto, no existe una correlación general que se pueda aplicar a todos los reservorios. En la práctica, los datos petrofísicos de la formación productora se obtienen a partir de mediciones en el pozo. Entre los primeros estudios esta la realización de un perfil (registro) de porosidad. El cálculo de la permeabilidad a partir de las mediciones de porosidad obtenidas de los perfiles es una práctica generalizada de la industria. Sin embargo, los parámetros que definen la estructura de los poros están relacionados con la porosidad y el tipo de roca de una forma compleja. Por esta razón, la permeabilidad debe ser relacionada con la porosidad de una misma formación utilizando un modelo que describa adecuadamente el medio poroso y que refleje el tipo de roca. Las relaciones entre permeabilidad y porosidad son de vital importancia para determinar la clasificación de rocas (rock typing en Ingles). La clasificación de rocas es un proceso que clasifica las rocas en distintas unidades de flujo hidráulico (hydraulic flow units en Ingles).

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Estas características de cada unidad de flujo hidráulico deben ser continuas tanto lateralmente como verticalmente. Cuando los tipos de roca en un reservorio son clasificados correctamente, se obtiene una caracterización del reservorio representada por la relación permeabilidad – porosidad. Como resultado de la caracterización del reservorio se puede obtener estimaciones de la permeabilidad en intervalos donde no se tienen muestras de la formación. (Angulo., Petrofísica de Reservorios.CAPITULO I, Pág. 171., 2008) TABLA 6. Evaluación de Permeabilidad y Porosidad. EVALUACIÓN DE PERMEABILIDAD Regular

1 – 10 md

Buena

10 – 100 md

Muy Buena

100 – 1000 md

EVALUACIÓN PORCENTUAL DE LA POROSIDAD Descartable

0–5%

Pobre

5 – 10 %

Regular

10 – 15 %

Buena

15 – 20 %

Muy Buena

20 – 25 %

Fuente: Elaborado por Boletín de Estimulación Acida. BJ Hugues Services Company Saturación de hidrocarburos Debido a ciertas propiedades de los fluidos y de las rocas almacén o reservorios, es común que al menos una parte del espacio poral esté ocupado por agua. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo o gas natural.

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Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos, está saturada con petróleo, gas y agua tenemos que: (HALLIBURTON, 2001) Ecuación 2 Dónde: Sw = Saturación de Agua So = Saturación de Petróleo Sg = Saturación de Gas (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011) 3.4. CARGA DE LÍQUIDOS El término “Carga de líquidos” derivado del ingles “Liquid Loading”, o en algunos casos referido como “Gas Well Dewatering”, es el término utilizado generalmente para referirse a las tecnologías utilizadas para remover el agua o el condensado en los pozos de gas. Básicamente, esta relacionado cuando en los yacimientos de gas condensado o gas seco, la velocidad del fluido (gas + liquido) a lo largo de la tubería de producción, cae a un punto donde las partículas líquidas tienden a ser más pesadas que las presentes en el torrente de gas, las cuales caen al fondo del pozo y se acumulan entre si, formando una columna hidrostática que genera una contra presión adicional hacia el yacimiento, obteniéndose como resultado final, una disminución de la producción neta de gas. Si se detecta carga de líquido en el fondo, el mismo puede producir por cierto tiempo bajo estas circunstancias, pero generando problemas de reducción de producción; y en aquellos casos donde la presión del yacimiento es muy baja, la producción de gas puede comportarse intermitente, hasta el punto de matar el pozo.

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El fluido en su viaje desde el fondo hasta la superficie, presenta cambios en presión y temperatura, de manera que el gas puede formar precipitados como los condensados y agua condensada presente en la fase vapor. El agua producida por su parte, puede presentar otras fuentes de intrusión, tales como: 

Conificacion desde un acuífero en una zona superior o inferior a la zona productora.



Agua alcanzada en el pozo cuando el yacimiento presenta un soporte hidráulico.

En general, una distinción de estas aguas puede llevarse a cabo analíticamente en el laboratorio (agua condensada versus agua de formación), debido a la gran diferencia de concentración de sales entre ambas, donde prevalece la del agua de formación (mas alta). Algunos síntomas o técnicas de reconocimiento de la carga de líquido en un pozo de gas, son las siguientes: a) Picos abruptos o cambios con tendencia hacia abajo, en una curva típica de declinación de producción. b) Presencia de baches o tapones de líquidos fluyendo irregularmente en la superficie del pozo. c) Incremento en la diferencia de presiones en el tiempo, entre la presión de tubería y la presión del revestidor (Pc – Pt), en el caso de pozos de gas completados sin empacaduras. d) Cambios de gradientes observados en un registro fluyente de presión. La velocidad crítica se establece bajo un análisis nodal o evaluación de comportamiento de producción, basado en el criterio de la velocidad mínima en el fondo para acarrear los líquidos hasta la superficie.

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Los problemas de carga de líquido no solo están limitados en pozos de bajo potencial, sino que también puede extenderse hacia pozos de alto potencial y con tuberías de producción de gran tamaño. (Montiel., Marzo 2010) 3.5.1. Flujos en yacimientos de gas Flujo del yacimiento al pozo La capacidad que tienen los yacimientos de gas para aportar fluidos al pozo puede ser conocida por medio del análisis del comportamiento de afluencia. Este método nos permitirá predecir los gastos que se tendrán en los pozos a un tiempo determinado o a periodos futuros, y a su vez, en base a tales datos se puede llevar a cabo la optimización de los componentes de sistema de producción. Patrones de flujo vertical en pozos de gas El flujo en pozos de gas de multifases en una tubería vertical está representado por cuatro regímenes de flujo básicos, tal como se muestra en la figura 8 y 9. (Juan Dupré) FIGURA 8. Regímenes de flujo multifásico vertical.

Fuente. Tecpetrol Argentina tecnología capilar año 2002

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FIGURA 9.Regímenes de flujo multifásico en Tubing de pozos gasíferos.

Fuente. Tecpetrol Argentina tecnología capilar año 2002 Los regímenes de los flujos presentes en los pozos de gas en la tubería son: 

Flujo burbuja.



Flujo tapón.



Flujo transición.



Flujo niebla. Flujo burbuja

La tubería de producción está casi completamente llena de líquido. El gas libre está presente en pequeñas burbujas, subiendo en el líquido. Flujo tapón Las burbujas de gas se expanden, se elevan y juntan dentro de largas burbujas, tipo baches. La fase liquida es aun la fase continua. La película liquida alrededor de los baches pueden bajar. Tanto la fase liquida como la gaseosa afectan el gradiente de presión.

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Transición Los cambios de flujo de líquido continuo a fase de gas continúan. Algunos líquidos pueden ser atrapados como gotas en el gas. El gas domina el gradiente de presión. Pero el líquido es aun significante. Flujo niebla La fase gaseosa es continua y más líquido está atrapado en el gas como niebla. La pared de la tubería está cubierta con una delgada película de líquido, pero el gradiente de presión es determinado primordialmente del flujo de gas. Un pozo de gas puede tener alguno o todos estos regímenes de flujo durante su vida productiva. La Figura 10 muestra la progresión típica de un pozo de gas de producción desde la producción inicial hasta el final de su vida. FIGURA 10. Historia de vida de un pozo productor de gas.

Fuente. (Rowlan, 2006)

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Inicialmente el pozo puede tener un alto gasto de gas, entonces el régimen de flujo es flujo niebla en la tubería pero puede ser en burbuja, transición o flujo bache del final de la tubería a los disparos. Así como el tiempo incrementa también la producción declina, los regímenes de flujo de los disparos a la superficie cambiaran dependiendo el decremento de la velocidad del gas. La producción de líquido también puede incrementar cuando la del gas declina. El flujo en la superficie permanecerá en flujo niebla hasta que las condiciones cambien suficientemente en la superficie para forzar el régimen reflujo transición. En este punto la producción del pozo se convierte en algo incierto, progresando a flujo bache así como la producción de gas declina. Finalmente, la inestabilidad del flujo tapón en la superficie pasara a estabilizarse, esto ocurre cuando la producción de gas esta también bajo carga de líquidos en la superficie. Si no se hace una acción correctiva el pozo seguira declinando en producción y podría llegar a dejar de producir.

3.6. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria. (Ingeniería., 2008) 3.7.1. Producción primaria Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. (MOUSALLI)

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3.7.2. Producción secundaria Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo. (MOUSALLI) 3.7.3. Producción terciaria Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial. (MOUSALLI) 3.8. ESTIMULACIÓN DE POZOS Entre los más importantes con que cuenta la ingeniería petrolera estan los métodos de estimulación de pozos. Los objetivos de la estimulación son: para pozos productores, incrementar la producción de hidrocarburos; para pozos inyectores, aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor, y para procesos de recuperación secundaria y mejorada, optimizar los patrones de flujo. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros.) 3.9.1. Tipos de estimulación de pozos Se indica la existencia de las dos técnicas principales de estimulación de pozos: la estimulación matricial y la estimulación por fracturamiento. Estos dos tipos básicos de estimulación son caracterizados por los gastos y presiones de inyección. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros.)

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Estimulación por fracturamiento La estimulación por fracturamiento son aquellos gastos y presiones superiores a la que se encuentra la presion de fractura. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. ) Estimulación matricial Se caracteriza la estimulación matricial a gastos de inyección y presiones inferiores a la presión de fractura. Los pozos requieren comunmente de estimulación al inicio de su explotación, debido al daño ocasionado durante la perforación y la terminación. Es obvio que la condición de daño debe ser removida antes de que el pozo produzca a su potencial natural. Esta remoción es el objetivo principal de las estimulaciones matriciales consistiendo en la inyeccion a gasto y presión bajas de pequeños volumenes de soluciones de estimulación. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. ) Dependiendo de la interacción entre estas soluciones y el tipo de daño presente en la roca, la estimulación se divide en dos grandes grupos: a) La estimulación matricial reactiva (Ácida). b) La estimulación matricial no-reactiva (No ácida). Estimulación matricial reactiva (ácida) En la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y los propios sólidos de la roca. En este caso se utilizan los sistemas ácidos. Esta estimulación se emplea para remover algunos tipos de daños como los daños ocasionados por partículas solidas (arcillas), precipitaciones inorgánicas.

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En algunos casos, principalmente en formaciones de alta productividad, la estimulación matricial reactiva se utiliza no solo para remover el daño, sino también para estimular la productividad natural del pozo, a través del mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo. En este caso se tienen técnicas de acidificación matricial en arenas, areniscas y en rocas calcáreas. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. ) Estimulación matricial no-reactiva (no ácida) En la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan quimicamente con los meteriales o sólidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, y aditivos principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones comunmente se emplean para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por perdida de lodo, por depositos organicos. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros.) 3.10. TIPOS DE DAÑOS SUSCEPTIBLES DE REMOVERSE CON ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA Varios tipos de daño a la formación pueden ser tratados con estimulación matricial no-reactiva, a través de la acción efectiva de los surfactantes. Sin embargo, dado que el uso de estos productos puede prevenir, remover, disminuir o agravar los daños a la formación, no deben utilizarse sin el conocimiento del tipo de daño y siempre previas pruebas de laboratorio. La remoción de los daños susceptibles de ser removidos con surfactantes, generalmente es costosa y difícil, por lo que el enfoque más efectivo es emplear los surfactantes para prevenir el daño que de otra forma podría ocurrir durante casi todas las fases de las operaciones de pozos, incluyendo la perforación, cementación, terminación, reparación, estimulación y explotación. En el caso de que en cualquier operación del pozo se hayan utilizado productos surfactantes que ocas ionaron daño a la formación, la remoción del mismo puede ser posible con surfactantes más poderosos que revierten la acción de los primeros. Lograr técnicamente esto, requiere concentraciones muy altas de surfactantes y siempre se tendrá la incertidumbre de lograr remover efectivamente el daño. 32

Es por ello que en cualquier operación de un pozo al seleccionarse los fluidos debe tenerse presente el daño probable que se puede causar. Para ello, es necesario realizar pruebas de laboratorio con los fluidos que se planea utilizar en el pozo y fluidos representativos de la formación productora y muestras de la roca. Los procedimientos de prueba pueden ser similares a los que el Instituto Americano del Petróleo ha propuesto y que incluyen prácticas recomendadas que permiten seleccionar surfactantes para la estimulación con ácido de pozos. En conclusión, debe tenerse extremo cuidado en la selección y uso de los surfactantes. Un surfactante específico puede prevenir o disminuir un tipo de daño y crear otro. Los daños que pueden removerse con estimulación matricial no ácida son: 2.6.1. Bloqueo por agua. Como ya fue mencionado, el bloqueo de agua es causado por el incremento de la saturación de agua en la vecindad del pozo, con la consecuente reducción de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. El problema es mayor cuando se pierden grandes cantidades de agua. La productividad en lo general se restablece por si sola lentamente, pero puede persistir durante meses o años, siendo el problema de mayor magnitud en formacione s de baja permeabilidad y/o en la presencia de arcillas tipo Illita. Adicionalmente este bloqueo puede producirse durante la producción del pozo por canalización o conificación del agua de formación en el intervalo productor. El bloqueo de agua puede prevenirse siempre y cuando en los fluidos acuosos que

invaden

la formación

se

adicionen

surfactantes

bajotensores

en

concentraciones del 0.1 al 0.2% en volumen. Un bloqueo de agua usualmente puede ser removido inyectando a la formación matricialmente una solución acuosa o ácido alcohólico, este último apropiado para pozos de gas, con una concentración de 1a 3 % de un surfactante que permita bajar efectivamente la tensión superficial e interfacial y asegure el mojamiento de la formación por agua.

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2.6.2. Bloqueo de aceite. En pozos de gas la invasión de fluidos base aceite causará que una nueva fase invada la formación con la consecuente reducción drástica de la permeabilidad relativa al gas. Este bloqueo causa mayor daño en formaciones de baja permeabilidad y puede también presentarse en los casos de condensación retrógrada. La inyección matricial de soluciones acuosas con solventes mutuos o alcoholes, de surfactante de 1 a 3% en volumen disminuirá las fuerzas retentivas del aceite que bloquea la formación, permitiendo una rápida disminución de la saturación de la fase oleosa. 2.6.3. Bloqueo por emulsión. La formación de emulsiones en el medio poroso causan en lo general altas viscosidades, particularmente las emulsiones agua en aceite. Esto reduce drásticamente la productividad de los pozos y en lo general es relativamente más fácil prevenirlas que removerlas. La cantidad de surfactante requerida para remover un bloqueo por emulsión debe ser usualmente unas 20 o 30 veces mayor que el volumen necesario para prevenir su formación. La inyección de soluciones de surfactantes desemulsificantes del 2 al 3% en volumen en fluidos oleosos, acuosos o con solventes mutuos puede usarse para romper una emulsión. Esto se logra permitiendo el contacto íntimo entre el surfactante y cada gota dispersa de la emulsión. La emulsión se rompe al adsorberse el surfactante en la interfase disminuyendo la tensión interfacial y propiciando la consecuente coalescencia de las gotas de la fase dispersa. 2.6.4. Mojamiento por aceite. Cuando la formación en la vecindad del pozo queda total o parcialmente mojada por aceite, se produce un daño significante a la productividad del pozo. Además el mojamiento por aceite puede resultar en mayor tendencia al bloqueo por agua o emulsión. Los mecanismos por los que esto sucede fueron discutidos previamente.

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Es común que los fluidos que invaden la formación en las diferentes operaciones en los pozos, contengan surfactantes, los que dependiendo del tipo de surfactante y los minerales que conforman la roca, pueden propiciar el mojamiento de la misma por aceite. Como en los casos anteriores la prevención del problema debe siempre contemplarse. Los surfactantes catiónicos son difíciles de remover de rocas silícicas. La remoción efectiva será siempre costosa e implica la inyección de solventes mutuos para remover la fase mojante de aceite, seguida de una solución acuosa de un surfactante con fuertes propiedades mojantes por agua. 2.6.5. Películas o membranas interfaciales Para remover este tipo de daño, es necesario utilizar solventes con alta concentración de surfactantes que permiten disminuir la consistencia de las películas rígidas formadas en las interfases agua-aceite. 2.6.6. Depósitos orgánicos. Como fue mencionado, algunos aceites crudos tienen tendencia a ocasionar depósitos orgánicos formados por hidrocarburos de alto peso molecular (parafinas o asfáltenos). Estos depósitos pueden formarse en la roca, en las perforaciones y/o en la tubería de producción. El daño ocasionado por los depósitos orgánicos es removido al resolubilizarlos con solventes aromáticos y un surfactante dispersor. También es recomendable la adición de pequeñas cantidades de alcoholes o solventes mutuos. 3.11.

EXPLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR

3.12.1.

Inyección de surfactantes

La espuma produce una mezcla menos densa del fluido, debido al incremento del área de superficie del líquido con las burbujas, cuyo resultado se refleja en una reducción de las partículas líquidas deslizándose hacia el fondo por las paredes de la tubería, conocido como el “Slippage”. El gas en todo caso, puede mas fácilmente viajar hacia la superficie con la mezcla del surfactante. La utilización de esta aplicación de inyección de surfactantes permite recuperar gran parte de la producción real en pozos gasíferos que por efecto de acumulación de líquidos bajan su producción. (Juan Dupré) 35

Cuando el gas natural fluye hacia la superficie desde los yacimientos, cierta porción de líquidos producidos, generalmente se refiere al agua que se forman en el pozo producto de la caída de presión a lo largo de la tubería de producción, no son capaces de llegar hasta la superficie debido a la velocidad del gas y por ende, se acumulan en el fondo del pozo y aumentan la presión de fondo fluyente (pwf). Al aumentar esta presión, se incrementa la saturación de agua en el reservorio del pozo, la cual reduce la permeabilidad efectiva al gas y por ende, se reduce su producción. En este caso, si la producción de gas disminuye, mayor acumulación de líquidos se genera en el fondo del pozo hasta el punto de poder cesar o mermar totalmente la capacidad de producción del mismo. (Juan Dupré) 3.12.2.

Características generales del equipo y tecnología capilar

La tecnología facilita la aplicación de diversos productos químicos en fondo de pozo, a la profundidad deseada, permitiendo al operador no solo proteger la instalación sino también maximizar la producción del pozo. Esto se logra introduciendo un capilar de acero inoxidable (Dúplex 2205), de ¼”, ⅜” o ⅝” de diámetro exterior hasta la profundidad deseada dentro del tubing de producción o en el espacio anular. (Juan Dupré) Esta tecnología permite bajar hasta profundidades del orden de 7.000 metros con el pozo en producción y dejar el capilar instalado con un sistema de colgador completo (con mordaza y sistema de empaquetado/Pack-Off), vinculándolo en superficie a un sistema convencional de dosificación de productos químicos. (Juan Dupré) La instalación promedio demora menos de tres horas (dependiendo de la profundidad) y debido a la naturaleza elástica y durabilidad del acero inoxidable empleado, puede ser fácilmente retirado y vuelto a bajar en el mismo u otro pozo por medio de la unidad móvil especial de Coiled tubing. (Juan Dupré) En caso de pozos que requieran la instalación del capilar en el espacio anular casing-tubing, no es necesaria la unidad de Coiled tubing ya que el capilar se introduce en el pozo zunchado (o engrampado) al tubing de producción durante una intervención del mismo con un equipo de workover. 36

3.12.3.

Equipos del sistema de inyección capilar con surfactantes generadores

de espuma La característica compacta y versátil de la unidad especial de Coiled tubing puede apreciarse en la figura 11. FIGURA 11. Partes constituyentes de la unidad especial de coiled tubing.

Cabeza de Inyección

Motor del sistema Hidráulico

Hidrogrúa

Tanque de Fluido Hidráulico

Capilar

Tanque de Gas Oil

Spool

Pack-Off

Cabina de Comando

Bomba Triplex

Tanque de Producto Químico

Fuente. Aplicación de productos químicos. DPF. 3.12.3.1. Empacador o pack-off Cumple la función de empaquetar el capilar en boca de pozo (BOP). Se regula hidráulicamente la presión de sello aplicada dependiendo del trabajo que se desea realizar. (Juan Dupré) La figura 12 muestra los detalles del modelo roscado de Pack-off.

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FIGURA 12. Pack-Off roscado.

Acople Hidráulico Válvula de Alivio Pack-Off

Centralizador

Boquilla Dispersora

Fuente. Aplicación de productos químicos. 3.12.3.2.

Tubería capilar

Tubería de acero inoxidable mediante por el cual se le inyecta un agente químico. El acero inoxidable Dúplex 2205 es la aleación más versátil desde el punto de vista de la resistencia a la corrosión, resistencia a la tracción, durabilidad y costo. Las características de la tubería capilar se observa en el anexo D.

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FIGURA 13. Tubería Capilar.

Fuente. Tecpetrol instalación de tubería capilar año 2010. 3.12.3.3.

Bomba texteam

Es la encargada de inyectar el producto químico en la dosificación seleccionada. FIGURA 14. Bomba dosificadora.

Fuente. Dresser solución técnicas de fluidos año 2012

39

3.12.3.4.

Tanque de productos químicos

Se utiliza para almacenar el producto químico que se va a inyectar en el pozo. FIGURA 15. Tanque de almacenamiento de surfactante líquido.

Fuente. S. Bumgardner, Advanced resources internacionales, inc. 3.12.3.5.

Panel solar

Proporciona energía a la bomba para la inyección y al controlador electrónico.

FIGURA 16. Panel Solar.

Fuente: Dresser solución técnicas de fluidos año 2015

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3.12.3.6.

Control electrónico programable

Es el instrumentó que se programa para la dosificación para la inyección. Funciones programable mediante el uso de la palanca de mando y el árbol de menús o a través de un ordenador portátil a través del software de terminal de usuario, o de forma remota a través de redes de comunicación. FIGURA 17. Control electrónico.

Fuente: (Dresser solución técnicas de fluidos, 2015)

Dosificadora de fondo Está constituido generalmente por una boquilla de dosificación (BHA) es la que se encarga de dispersar el surfactante en el fondo de pozo. FIGURA 18. Boquilla dosificadora.

Fuente. (Tecpetrol, 2013) Instalación de tubería capilar.

41

3.12.4.

Surfactantes

Los agentes activos de superficie o surfactantes son compuestos de moléculas orgánicas, caracterizados por estar formados por dos grupos químicos, uno afín al agua (polar), llamado hidrofílico, y otro afín al aceite (no polar) llamado tipofílico. Estos productos, mezclados con fluidos acuosos, oleosos, alcoholes, o solventes mutuos, pueden afectar favorablemente o desfavorablemente el flujo de hidrocarburos hacia el pozo; consecuentemente es de gran importancia considerar su acción durante los procesos de perforación, cementación, terminación, reparación, limpieza y estimulación de pozos. El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial o interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un líquido en un sólido se alteren en mayor o menor grado. Estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un líquido y un sólido, etc. Debido a los surfactantes, una concentra ción relativamente baja de estos en agua, permite reducir la tensión superficial de 72 dinas/cm a 22 dinas/cm, o aún menos. Asimismo los surfactantes a muy bajas concentraciones, pueden reducir la tensión interfacial entre el agua y el aceite, por ejemplo en el ca so de kerosina y agua, se reduce la tensión interfacial de 49 dinas/cm a valores cercanos a cero. Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productoras de hidrocarburos son silícicas o calcáreas, los surfactantes actuarán de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de un líquido en un sólido. (Rodriguez, 2009) (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros.)

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FIGURA 19. Representación esquemática de una molécula de surfactante.

Cabeza hidrofílica

Cabeza hidrofóbica Grupo soluble en agua

Grupo soluble en gas

Fuente. Tesis “modelo físico de la reducción de aceite remanente por Desplazamiento con surfactantes” (Loredo., 2012) Ellos se adsorben sobre el concentrado en un interfaz superficial o fluido/fluido para cambiar las propiedades superficiales considerablemente; por consiguiente, las moléculas se acumulan en la interfase agua-petróleo y reducen la tensión interfacial entre las fases, como se muestra en la Figura 20.

FIGURA 20. Adsorción de Surfactante en un Interfaz Superficial.

Fuente. (Loredo., 2012)

43

3.12.5.1. Comportamiento de los surfactantes Los agentes tenso-activos proveen únicamente una reducción en la densidad del líquido tanto que puede removerlo del pozo con el flujo del gas. El propósito es generar espuma del flujo de gas. El burbujeo natural del gas a través de la columna de líquido contiene agente tenso-activo produciendo espuma, el cual ayuda a la remoción de líquidos en el pozo; como se muestra en la Figura 21. FIGURA 21. Comportamiento de los surfactantes (agentes tenso-activos).

Fuente. Gas well Deliquification second edition (lea, 2008) La acción espumante disminuye la contrapresión hidrostática, lo cual incrementa la producción del gas. El incremento de producción de gas adicional intensifica la acción surfactante y la descarga del pozo. Los agentes espumantes o surfactantes son más aplicables en pozos de gas con baja productividad y con producción de agua. Las moléculas de agua son polares y pueden construir películas relativamente fuertes, mientras que los hidrocarburos ligeros son no-polares y, por lo tanto, tienen menos fuerza de atracción molecular. 44

3.12.5.2.

Clasificación de los surfactantes

Debido a que la acción de los surfactantes depende principalmente de fuerzas electrostáticas, estos se clasifican de acuerdo a la naturaleza iónica del grupo soluble en agua. En esta forma los surfactantes se dividen en: aniónicos, catiónicos, no iónicos y anfotéricos. La Tabla 7 muestra su clasificación incluyendo su descripción esquemática, las características de carga del grupo soluble en agua, los grupos químicos más importantes y sus usos principales. Los surfactantes son compuestos que poseen una doble afinidad, están formados por una parte que es afín a sustancias polares (como el agua) y otra parte que posee mayor semejanza con sustancias apolares (como el aceite), los compuestos orgánicos anfifílicos que en medios acuosos migran hacia las superficies acuosas para que su componente hidrosoluble permanezca en la fase acuosa y el hidrófobo quede fuera de esa fase. Generalmente, se clasifica a los surfactantes, de acuerdo al tipo de disociación del grupo hidrofílico en fase acuosa, las cuales se describen a continuación. La cabeza del anfífilo o hidrófilico es la parte hidrófila y define el tipo de surfactante porque puede ser: 

No-iónica (sin carga) en los surfactantes no iónicos.



Iónica:



Con carga negativa, en surfactantes aniónicos.



Con carga positiva, en surfactantes catiónicos.



Con carga tanto positiva como negativa, en surfactanes anfóteros.

45

TABLA 7. Clasificación de los surfactantes según su carga iónica. CARGA CLASIFICACIÓN

DESCRIPCIÓN

APLICACIÓN

SOLUBLE EN AGUA No

ANIÓNICO

Negativa

emulsificantes

retardadores. No

emulsificantes

limpiadores. -No emulsificante. CATIONICO

Positivo

-Inhibidor

de

corrosión. -Bacterisidas. -No emulsificante.

NO-IÓNICO

Sin carga

La carga ANFOTÉRICO

-Inhibidores

de

corrosión. -Espumantes. -Viscosificante.

depende del

-Inhibidor

ph del sistema

corrosión.

de

Fuente. (Pemex, tabla de productos surfactante químicos, 2008) 3.12.5.2.1.

Aniónicos

La molécula de surfactante está asociada con un metal inorgánico (un catión, el cual es habitualmente sodio). En una solución acuosa la molécula se divide en cationes libres (contraión, con carga positiva), y el monómero aniónico (con carga negativa). La solución es neutra desde el punto de vista eléctrico, lo que significa que existe un balance entre las cargas negativas y positivas.

46

Los surfactantes aniónicos presentan una relativa resistencia a la retención, son estables, y su producción es relativamente económica. (Jean, 1991) Acción del surafactante anionicos: —

Mojarán de aceite la caliza o dolomía, cuando su pH sea menor de 8

(condición normal). — Mojarán de agua la caliza o dolomía, si el pH es 9.5 o mayor debido a que estos sólidos cambian su carga superficial. — Romperán emulsiones de agua en aceite. — Emulsionarán el aceite en agua. — Dispersarán las arcillas o finos en agua. Catiónicos En este caso la molécula de surfactante contiene un anión inorgánico para balancear su carga eléctrica. La solución se ioniza en un monómero con carga positiva, y el anión (contraión, con carga negativa). Los surfactantes catiónicos son altamente adsorbidos por arcillas y por lo tanto no se utilizan mucho para la recuperación de petróleo. (Jean, 1991) Acción de los surfactantes catiónicos: — Mojarán de aceite la arena, lutita o arcilla. — Mojarán de agua la caliza o dolomía, cuando su pH sea menor de 8. — Mojarán de aceite la caliza o dolomía, si el pH es 9.5 o mayor. — Romperán emulsiones de aceite en agua. — Emulsificarán el agua en aceite. — Dispersarán las arcillas o finos en aceite. No-iónicos La molécula de surfactante no posee contracción, es decir, no posee enlaces iónicos, pero cuando son disueltos en soluciones acuosas, exhiben propiedades de surfactante principalmente por contrastes electronegativos a lo largo de sus constituyentes. Los surfactantes no-iónicos son mucho más tolerantes a alta salinidad que los aniónicos. (Jean, 1991)

47

Acción de los surfactantes no-ionicos: Estos surfactantes son probablemente los más versátiles de todos para la estimulación de pozos, ya que estas moléculas no se ionizan. En combinación con otros productos químicos, los surfactantes no-iónicos pueden proporcionar otras características, tales como alta tolerancia al agua dura y al pH ácido. La mayoría de los no-iónicos son derivados de óxido de etileno o mezclas de óxido de etileno-óxido de propileno. Ya que la solubilidad en agua de los noiónicos se debe a la formación de puentes de hidrógeno o a la atracción de agua por el oxígeno del óxido de etileno, esta atracción se reduce a altas temperaturas y/o altas concentraciones de sal, ocasionando que la mayoría de los surfactantes no-iónicos se separen de la solución. Acción de los surfactantes anfotéricos. Estos son moléculas conteniendo grupos ácidos y básicos. En un pH ácido, la parte básica de la molécula se ioniza y proporciona actividad superficial a la molécula. En un pH básico, la parte ácida de la molécula se “neutraliza” y por lo general, tiene menos actividad superficial que a otros valores de pH. Hay un uso limitado de los surfactantes anfotéricos; sin embargo, algunos están siendo empleados como inhibidores de corrosión. Anfotéricos Esta clase de surfactantes contiene aspectos de dos o más de las clases anteriores. Los surfactantes Anfotéricos, representan el tipo más versátil para la formación de la espuma, debido a su propiedad de doble carga. Son muy estables a altas temperaturas y tolerantes a altas concentraciones de sal (>10% en peso). (Jean, 1991) Son clasificados como buenos surfactantes avalados por estudio de laboratorio. Los componentes anfóteros exhiben carácter catiónico en una solución ácida, carácter aniónicos en soluciones básicas, y carácter no-iónico en soluciones neutrales. Se dice que, son buenos agentes tenso-activos en pruebas de altas temperaturas (350°F) con hasta 10% de sal en solución.

48

3.13.

SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.

El principio de este tipo de sistema se basa en la instalación de un tubo capilar de acero de ¼”, ⅜” o ⅝” de diámetro exterior hasta la profundidad deseada dentro de la tubería de producción o en el espacio anular, mediante el cual se inyecta un agente químico (espumante), con el objetivo de alivianar la columna de líquido y permitir de esta manera estabilizar la producción de gas. Se puede bajar hasta profundidades del orden de 7,000 metros con el pozo en producción. La adición de surfactantes a los pozos de gas para intensificar la producción de líquidos es un método utilizado para descargar líquidos en pozos de gas. Un método común para desplegar surfactantes en pozos de gas es el uso de sartas capilares, diámetros pequeños de tuberías tanto dentro como por fuera de la TP. La instalación de la sarta de tubería capilar es un sistema de “microtubería” que es colgada en el pozo mecánicamente a una TP. Los sistemas de tubería capilar comúnmente son instalados usando dos técnicas básicas que son: 

Sistema convencional colgado dentro de la sarta de tubería de producción.



Instalaciones no convencionales que son asociadas por fuera de la tubería de producción 3.13.1.

Instalaciones del sistema de tubería capilar convencional

Son desairados y colgados en el pozo directamente adentro de la sarta de tubería de producción. La tubería normal es instalada utilizando una unidad de tubería flexible o capilar. Todos los componentes del sistema pueden ser lubricados y desairados dentro del pozo bajo condiciones fluyentes en forma similar a la operación de la tubería flexible, evitando los costos usuales de una unidad de trabajo convencional. La Unidad de Tubería Flexible (UTF) generalmente puede correr o tirar de la tubería capilar a velocidades por arriba de 130 pies/min, por lo tanto, la instalación de un sistema de tubería capilar convencional (10,000 pies) 49

pueden estar listas en 2 o 3 horas con una UTF y dos cuadrillas de hombres. (Weatherford, Instalación de tubería capilar, 2010) FIGURA 22. Sistema de inyección capilar simple.

Gancho de la tubería capilar

Bomba del químico Tanque de químicos

Manifold de inyección química Tubería capilar

Boquilla dosificadora

Fuente. Weatherford instalación de tubería capilar año 2010

50

FIGURA 23. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.

Entrada del químico Tubería de producción Packer de producción

Tubería capilar

Líquidos en el fondo de pozo

Fuente. Pemex exploración y producción.

51

III. CAPÍTULO INGENIERÍA DEL PROYECTO En el presente capítulo se detalla la secuencia de pasos para todas las operaciones involucradas en el sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma en el pozo SNQ - 3. 4.1. ANALIZAR LAS CONDICIONES PETROFÍSICAS Y GEOLÓGICAS DEL POZO SAN ROQUE-3 El campo San Roque está ubicado en la provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, que encuentra 110 km al Sur de Camiri y 29 km al Norte de Villa Montes. Forma parte del grupo compuesto por los pozos Vuelta Grande, Ñupuco, La Vertiente, y Escondido. Cuenta con una planta para extraer gasolina natural y acondicionar el gas como se observa en la figura 24 para estar dentro de especificaciones requeridas para su transporte. Fue descubierto en 1981; su explotación es mediante agotamiento natural, su producción se inició en el mes de abril de 1986, a través de líneas de producción doble y sencilla. En este campo se perforaron 22 pozos, de los cuales actualmente 10 son productores y 12 están cerrados por ser improductivos. El conocimiento geológico del área de San Roque se remonta a los años 1954 y 1956, lapso en el que se iniciaron los primeros trabajos gravimétricos. Posteriormente, en el año 1975, la empresa SEGEASA de México, dio inicio a los primeros trabajos de sísmica en el área, y como resultado de su interpretación se definieron varias culminaciones de interés para ser investigados, entre las que se destaca la estructura de San Roque. FIGURA 24. Planta San Roque.

Fuente. www.boletín/ypfb-chaco.com 52

FIGURA 25. Mapa de ubicación y columna estratigráfica generalizada.

Fuente. Sistemas Petroleros de las Cuencas Andinas

53

FIGURA 26. Columna estratigráfica del pozo SNQ – 3.

Fuente. Ministerio de Hidrocarburos.

54

4.1.1. Estratigrafía del pozo san roque – 3 (snq – 3) El reservorio del Pozo SNQ – 3, comprenden las formaciones Yecua y Petaca del Terciario, el reservorio Ichoa y la discontinuidad del Castellón del grupo Tacurú y Tapecua como se observa en la figura 26. Una sección del reservorio Yecua está localizada justo encima de areniscas fluviales con probable gradación con las areniscas subyacentes de la Formación Petaca. El espesor neto del reservorio de la Formación Yecua ha sido conformado sobre la superficie estructural del Petaca. Se conformó un nuevo mapa estructural para el reservorio de la Formación Yecua. 4.1.1.1.

Formación yecua

El límite inferior de la Formación Yecua, es transicional hacia las unidades de la Formación Petaca. Se caracteriza por constituir una secuencia con marcado predominio sedimento fino, conformando un excelente sello para las unidades psamíticas infrayacentes. Está representada mayoritariamente por arcillas de coloración marrón rojiza, verdosas con espesor de 1 a 5 metros, intercaladas con algunas capas delgadas de areniscas, calizas y yesos. Pertenecen al paleógeno del sistema terciario inferior de la era Cenozoica 4.1.1.2.

Formación petaca

Espesor promedio 250 m, está constituida por una sucesión de areniscas conglomerádicas, conglomerados y areniscas de grano fino a medio y grueso, con regular y mala selección, cemento en partes calcáreo y ferrufinoso, intercaladas e interdigitadas con limolitas masivas y arcillitas plásticas de coloración marrón rojiza.

55

FIGURA 27. Esquema geológico del Pozo SNQ – 3.

Fuente. YPFB – CHACO S.A.

4.1.2. Información del pozo El último registro de presión de fondo se realizó en Mayo/2005, cuando el pozo era inyector a los niveles del Yecua: 1835-68 m (3 Tramos); Cuya presión de reservorio era: 1305 psi a 1802 m. Los datos de la Formación Yecua del Pozo SNQ – 3, son mencionados en la tabla 9, 10 y 11.

56

TABLA 8. Datos de la formación Yecua.

FORMACIÓN

YECUA

Porosidad (Ø)

19,9 %

Permeabilidad

24,2 md

Gravedad API

67,5

Viscosidad del petróleo con gas en

0,3041 cp.

solución (Cp). Densidad de gas (lbs/pc)

1,57 lbs/pc.

Saturación de agua Sw

43,9 %

Presión de reservorio

505 psi.

Presión de cabeza de pozo

45 psi.

Presión de fondo fluyente

210 psi

Temperatura del Pozo

148 ºF.

Profundidad TVD

9186,24 pies

Espesor de la formación (h)

500 m

Factor volumetrico Bg

0.0058

Radio de drenaje re

984 pie

Radio del pozo rw

0.354 pie

Factor skin (Daño) S

9,95

Coeficiente C

0.0012

Exponente n

1,0

Carga de líquidos del pozo

65,78 bbl

Caudal de gas (Mpc/d)

50,66 (Mpc/d)

Declinación de producción del pozo

1,6 Mpc/año

Fuente. Datos otorgados por la empresa YPFB–CHACO.

57

4.1.2.1.

Propiedades y cromatografía del gas presente en el pozo productor SNQ – 3 TABLA 9. Propiedades del gas del pozo productor SNQ - 3. PROPIEDADES Gravedad esp.

0,67270

Presión [psi]

117,00 Psi

Temperatura [°F]

64,000 °F

Fuente. Ministerio de hidrocarburos. 4.1.3. Producción del pozo snq – 3 El pozo SNQ - 3 está en actual producción, produciendo Gas y Condensado del reservorio Yecua; pero tiene una baja productividad de gas la cual se ilustra en la tabla 12 debido a la presencia de carga de líquidos presentes en dicho pozo donde se encuentran en un nivel de líquidos acumulados 1836 metros con una acumulación de líquidos de 65,78 bbl. La producción certificada del campo San Roque para el año 2012 se observa en la tabla 11. Con una reserva de Gas probada de 167.908 MMPC y una probable de 74.217 MMPC. TABLA 10. Producción 2012 actual del pozo SNQ - 3.

HIDROCARBUROS

CAUDAL

Petróleo

7 BPD

Gas

202 MPCD

Agua

4 BPD

Fuente. Boletín estadístico YPFB – CHACO S.A.

58

TABLA 11. Producción de gas.

Q (Mcf/d)

PRODUCCIÓN DE GAS

2013

2014

2015

2016

2017

ENERO

133,06

109,33

89,83

73,81

60,65

FEBRERO

130,90

107,56

88,38

72,62

59,67

MARZO

128,78

105,81

86,94

71,44

58,70

ABRIL

126,69

104,09

85,53

70,28

57,74

MAYO

124,63

102,40

84,14

69,14

56,81

JUNIO

122,61

100,74

82,78

68,01

55,88

JULIO

120,62

99,11

81,43

66,91

54,98

AGOSTO

118,66

97,50

80,11

65,82

54,08

SEPTIEMBRE

116,73

95,91

78,81

64,75

53,21

OCTUBRE

114,84

94,36

77,53

63,70

52,34

NOVIEMBRE

112,97

92,82

76,27

62,67

51,49

DICIEMBRE

111,14

91,32

75,03

61,65

50,66

Fuente. Ministerio de hidrocarburos.

59

4.1.4. Cálculos sin la técnica 4.1.4.1.

Cálculo del índice de productividad

Es la relación entre la tasa de producción de un pozo y la caída de presión en la formación el índice de productividad se expresa como J o IP. El índice de productividad es una medida de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos que es comúnmente medida. TABLA 12. Parámetros del indice de productividad. ESCALA TÍPICA DE VALORES DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD EN MPC/D*PSI. Baja productividad Productividad media Alta productividad Excelente productividad

J ˂ 0.5 0.5 ˂ J ˂ 1 1˂J˂ 2.0 J > 2.0

Fuente. (Maggiolo, 2008)

Dónde: J = Índice de Productividad. Mpc/d*psi Como se tiene como dato el caudal de producción así también como la diferencia de presiones ya no es necesario calcular.

60

Reemplazando datos en la ecuación 3:

Según el índice de productividad obtenido de 0,17 Mpc/d*psi; y comparando con los valores de referencia de la tabla 13, se puede establecer que el pozo se encuentra con una productividad baja. 4.2. SELECCIONAR EL SURFACTANTE COMPATIBLE EN LA FORMACIÓN YECUA Como se mencionó anteriormente, los surfactantes en general alteran en forma favorable o desfavorable el flujo de los fluidos en el medio poroso. En la mayor parte de los casos es más difícil remover un daño que prevenirlo. Es por ello que la selección de los surfactantes adecuados permite tanto prevenir como remover determinados tipos de daño de las formaciones. En ambos casos para la selección de los surfactantes deben efectuarse pruebas de laboratorio. En lo general las areniscas son más susceptibles a ser dañadas que las rocas calcáreas; sin embargo, en todos los casos es recomendable que los fluidos y productos químicos utilizados en las diferentes operaciones de los pozos, se sometan a pruebas de compatibilidad con los fluidos de la formación, y de ser posible con núcleos representativos. Si en estas pruebas se promueve un daño, es posible suponer que se pueda presentar en la formación. En estas condiciones deben seleccionarse a través de pruebas de laboratorio, surfactantes que permitan prevenir el daño. 4.3.1. Planeación para el proceso de inyección con surfactantes La planeación y el diseño de una estimulación matricial no reactiva consiste, en lo general, de los siguientes pasos: 1) Evaluación del daño. En caso de que el daño determinado sea susceptible de removerse a través de una estimulación matricial no reactiva, se selecciona la 61

solución de tratamiento. En el caso de no tener una identificación confiable del tipo de daño, la estimulación matricial no reactiva no deberá aplicarse. 2) Selección de la solución de tratamiento. Si la estimulación matricial está indicada, los fluidos de tratamiento y sus aditivos (surfactantes) deberán seleccionarse de acuerdo con los procedimientos de laboratorio y los conceptos previamente discutidos. La Tabla 5.6 presenta una guía general para seleccionar el fluido de tratamiento. 3) Gasto y presión de inyección. Se obtienen según a través de la prueba de inyectividad. 4) Volumen. La determinación del volumen de solución de tratamiento depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la zona dañada. Se recomienda en lo general una penetración de 2 a 5 pies y asegurarse que el intervalo tratado no exceda de 50 pies. En caso de que se tenga un intervalo mayor a 50 pies deberán usarse técnicas de estimulación selectiva, haciendo la estimulación por etapas, separadas por bolas selladoras o agentes desviadores. 5) Incremento de productividad. De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad esperado (ecuación 4.30). 6) Programa de la estimulación. Este programa consiste en especificar todas las acciones que se tomarán, desde la planeación previa de la estimulación, antes, durante y después de la misma. En este programa deben incluirse los volúmenes, gastos, presiones, tiempos, tipos de fluidos y los antecedentes necesarios del pozo, incluyendo su estado mecánico. Es importante observar que realizada la estimulación matricial no reactiva, el pozo debe cerrarse cuando menos 24 horas para permitir que el surfactante alcance las interfases y actúe según la respuesta esperada.

62

ESTIMULACIÓN

MATR I C I A L

Tipo de daño

No reactiva

Reactiva

Arcillas y finos

Solo en formaciones de temperatura >300º F, con agentes quilantes y surfactantes dispersantes de finos

Indicada (en el

Fluidos acuosos con o sin alcoholes o solventes mutuos y surfactantes bajotensores Fluidos acuosos u oleosos, con o sin alcoholes o solventes mutuos y surfactantes desemulsificantes Fluidos acuosos con surfactantes cambiadores de mojabilidad por agua. (Pueden inyectarse previamente solventes mutuos) Fluidos oleosos (solventes), con o sin alcoholes o solventes mutuos y surfactantes desemulsificantes No indicada

Recomendable

Solventes aromáticos con surfactantes dispersantes y bajo tensores y con o sin solventes mutuos Fluidos acuosos y oleosos con surfactantes dispersantes de finos

No recomendable

Bloqueo por agua

Bloqueo por emulsión Mojabilidad por aceite

Peliculas interfaciales

Incrustaciones de

capítulo

IV

se

tratara)

No recomendable

No recomedable

No recomendable

No recoemdable

sales Depósitos orgánicos Pérdida de lodo

Puede ser recomendable

Tabla 13 Guía general para seleccionar la estimulación matricial y el fluido de tratamiento para la remoción del daño (CARLOS ISLAS SILVA, 1991).

63

4.3.1.1.

Evaluación del tipo de daño

TABLA 14. Valores típicos de S y su significancia relativa. VALOR DEL TIPO DE DAÑO

DAÑO VERDADERO

Altamente dañado

S > + 10

Dañado

S>0

Sin daño

S=0

Acidificado

-1≤S≤-3

Fracturado

-2≤S≤-4

Masivamente fracturado

DAÑO QUE PRESENTA EL POZO SNQ – 3

9,95

S<-5

Fuente. Manual de estimulación matracial de pozos Petroleros, Carlos Islas silva. Según el parámetro obtenido de 9,95; y comparando con los valores de referencia de la tabla 14; se puede establecer que el pozo SNQ - 3 presenta un daño somero. 4.3.1.2.

Selección del surfactante generador de espuma óptimo para el pozo

SNQ – 3

En base a análisis existentes que se realizaron anteriormente por pruebas de laboratorio presentado en el anexo D: para el presente proyecto se selecciona el surfactante no-iónico en base a su carga iónica donde la cola y cabeza de la molecula tiene la función de ser una es afin con el agua que es la parte hidrofílica y la parte hidrófoba es afin con el condensado, es decir que es soluble en agua y condensado ya que esta no tiene carga positiva ni negativa, es neutra.

64

TABLA 15. Selección del surfactante según su carga iónica.

TIPO DE SURFACTANTE SEGÚN SU

CARACTERÍSTICAS DEL

DATOS DEL

SURFACTANTE

POZO SNQ - 3

CARGA IÓNICA - Aplicable a formaciones arenosas.

ANIÓNICO

Temperatura mayor a 300 ºF

- Soluble en agua al 30%. Aplicable a formaciones arenosas con bajo contenido de arcillas.

- Temperatura mayor a 300 ºF. CATIÓNICOS

- Soluble en petróleo.

- Areniscas con alto contenido de arcillas.

Aplicable a formaciones arenosas con alto contenido de arcillas.

- T = 148 ºF

- Temperatura 120 a 200 ºF. NO IÓNICO

- Soluble en agua al 100%.

Para de formulaciones farmacéuticas.

ANFOTÉRICOS

- Temperatura mayor a 350 ºF.

Fuente. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. ) TABLA 16. Variables de referencia para aplicar el surfactante. TIPO DE SURFACTANTE

VARIABLES DE REFERENCIA Temperatura

NO IÓNICO

Tipo de formación Solubilidad 65

TABLA 17. Verificación del cumplimiento de parámetros en las variables de

Temperatura NO

Tipo de formación

IÓNICO Solubilidad

120 a 200 ºF Arenosos

con

alto

contenido de arcillas En agua al 100%

CUMPLE

DEL POZO

PARÁMETROS

SURFACTANTE

DEL

PARÁMETROS

REFERENCIA

VARIABLES DE

SURFACTANTE

TIPO DE

referencia.

148 ºF

SI

Arcilla y arena

SI

Presencia

de

agua

SI

Fuente. Elaboración propia en base a datos del pozo e informe de Weatherford. Se utiliza el surfactante MF-3GL porque dio buenos resultados cuando se aplicó en el yacimiento agua del cajón que presentó el mismo problema con carga de líquidos y declinación de producción. TABLA 18. Características del surfactante MF-3GL.

PROPIEDADES DEL SURFACTANTE MF-3GL Densidad del agente espumante MF-3GL (ρ)

11,8 lb/galón

Viscosidad (µ)

0,72 cp

Soluble en agua de formación.

100%

Gravedad especifica

1,45

Fuente. Informe de Weatherford.

66

4.3. CALCULAR PARÁMETROS TÉCNICOS PARA REALIZAR LA INYECCIÓN DEL SURFACTANTE COMPATIBLE La inyección de fluidos debe de ser realizada a presiones por debajo de la presión de fractura. La presión en el fondo no debe exceder la presión de fractura de la formación. 4.3.1. Gradiente de fractura Gradiente de Presión de Fractura es el gradiente al cual la formación se fractura hidráulicamente con los fluidos del pozo. Para el cálculo de la gradiente de fractura se usa la constante de agua salada de 0.465 psi/pie. Si no se conoce la gradiente de fractura, se obtiene mediante la siguiente ecuación:

Dónde: Gf = Gradiente de fractura (Psi/pie). Pr = Presión de reservorio (psi). TVD = Profundidad del pozo (pie). H 0.465 = Constante del agua salada (Psi/pie). Mediante la Ecuación 4 se obtiene la Gradiente de Fractura, reemplazando datos se tiene: A una profundidad de 2800 metros → 9186,24 ft.

67

4.3.2. Presión de fractura La presión que inducirá un sistema de inyección en la formación productora puede calcularse mediante la gradiente de fractura.

Dónde: Pf = Presión de fractura (Psi). Gf = Gradiente de fractura (Psi/pie). D = Profundidad del intervalo de interés (Pies). Con la gradiente de fractura se cálcula la presión de fractura de la formación, reemplazando datos en la Ecuación 5: Con la profundidad del intervalo de interes 1851 metros → 6072,76 ft.

4.3.3. Cálculo de la presión de inyección máxima en la superficie Es la presión de circulación del fluido en superficie que se usa para llevar el control de la presión. Para obtener la presión máxima en la superficie se tiene la siguiente ecuación:

68

Dónde: PS Max = Presión máxima de inyección (Psi). Pf = Presión de fractura (Psi). ρf = Densidad (lb/galón). La densidad del surfactante es 11,8 (lb/galón). Reemplazando datos en la ecuación 6:

En caso de ser la presión de inyección máxima mayor a la presión de fractura; no es posible realizar estimulación matricial, se requiere de una estimulación por fracturamiento. Pero el parámetro obtenido es menor a presión de fractura.

4.3.4. Cálculo del caudal de inyección máximo

Dónde: Qi max = Caudal de inyección maximo (bbl/min). K = Permeabilidad de la formación (md). h = Espesor del intervalo de interés (ft) Pf = Presión de fractura (Psi). µf = Viscosidad del fluido de tratamiento (cP). re = Radio de drenaje (pie). rw = Radio del pozo (pie).

69

Reemplazando datos en la Ecuación 7:

4.3.5. Cálculo de la potencia hidráulica de la bomba Se realiza este cálculo para definir a cuantos Hp se debe bombear el surfactante hacia el pozo SNQ – 3.

Dónde: HHP = Potencia Hidráulica de la bomba (hp). Qimax = Caudal de inyección máxima (m3/seg). Psmax = Presión de inyección maxima en superficie (kg/m 2). 0,01315 = Factor de conversión a hp. Para realizar el cálculo de la potencia hidráulica requerida primero se debe realizar conversiones del caudal de inyección maxima y presión de inyección maxima en superfice: Se realiza la conversión del caudal de inyección maxima de (bbl/min) a (m 3/seg).

70

Se realiza la conversión de la presión maxima de inyección en superficie de (psi) a (kg/m2).

Reemplazando datos en la ecuación 8:

El surfactante seleccionado debe inyectarse a una potencia de 57 hp. 4.3.6. Cálculo del volumen de fluido de estimulación Para el cálculo del volumen se considera en lo general un intervalo menor o igual a 50 pies. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. ) 

Pero para el tratamiento la formación es de arenas con alto contenido de arcillas y la profundidad del intervalo a inyectar es 13 pies.

Primeramente se calcula el radio de la zona de penetración del surfactante con una de las siguientes ecuaciones:

Para daño somero: rx = 2 pie + rw

Ecuación 9

Para daño profundo: rx = 5 pie + rw

Ecuación 10

71

El daño que tiene el pozo SNQ - 3 es somero entonces se considera la ecuación 9:

Finalmente se calcula el volumen del surfactante a inyectar:

Dónde: Vf = volumen de fluido a inyectar (gal) Ø = porosidad de la formación rx = radio daño (zona alterada) (ft) rw = radio del pozo (ft) re = radio de drenaje (ft) Reemplazando datos en la ecuación 11:

Transformando a bbls

72

4.3.7. Cálculo del tiempo de inyección

Dónde: tiny = tiempo de inyección (min).

73