Prácticas 1 Y 2.docx

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA PETROLERA/ LABORATORIO C-205

Sánchez Barragán Ricardo Alfredo Sánchez Galicia Adolfo Sánchez Solís Pablo Santiago Zarco Daniela Torres Alcántara Andrés Práctica 1: “Daño a la formación, Bloqueo por agua” Laboratorio de terminación y mantenimiento de pozos, Clave: 1864 Profesor de laboratorio: Ing. José Francisco Gómez Martínez Profesor de teoría: Ing. Mario Rosas Rivero Grupo: 2 Brigada: 5 Horario de laboratorio: viernes, 12:00-14:00 hrs. Fecha de entrega de reporte: viernes 07 de septiembre 2018.

Objetivo: 

Determinar el daño a la formación por bloqueo por agua, en un medio poroso.

Introducción: El daño a una formación productora de hidrocarburos es la pérdida de productividad o inyectabilidad, parcial o total y natural o inducida de un pozo, resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso natural de producción. Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, por la producción de fluidos o por la introducción de fluidos durante las operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación del pozo, y que puede ser eliminada mediante tratamiento químico (ácidos, surfactantes u otros), permitiendo al pozo recuperar la mayor parte de su capacidad original de producción. Bloqueo por agua es una reducción en la permeabilidad relativa al petróleo por el incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo. Los bloqueos por agua pueden ocurrir cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de perforación, terminación o reparación, o por comunicación con una zona productora de agua. La región de alta saturación de agua resultante, cerca del pozo, reduce la permeabilidad de la formación al petróleo. Un bloqueo por agua, en general, se elimina por sí solo, pero, en general, viene asociado con otros tipos de daño, que enmascaran su identificación e impiden su eliminación. Además, en yacimientos con alto grado de agotamiento, la presión puede ser baja para expulsar el agua en un tiempo aceptable. La presión del yacimiento puede ser tan baja que no logre vencer la presión capilar creada por la alta tensión interfacial entre el agua y el medio poroso, creándose así un bloqueo permanente. Un bloqueo por agua se identifica por un repentino incremento del porcentaje de agua en la producción, o una ausencia de producción, generalmente después de una reparación en un pozo, donde se ha usado agua o salmuera.

Material y equipo:     

Balanzas mecánicas/ Granatarias. Salmuera 5%. Agua de mezcla Crudo o Aceite de cualquier grado API. Arena limpia y seca.

Instrumentos:           

Embudo de Separación 500 [ml]. Vaso de precipitado de 500 [ml] Cuchara Metálica con espátula. Soporte Universal. Gancho Jeringa. Esponja. Espátula de acero. Jarra de Plástico con capacidad de 2 [lt] Jarra de plástico con bolsa para el deshecho de los residuos. Escobillones, zacate y jabón para lavado del instrumental empleado.

Desarrollo: Con el objetivo de determinar el daño a la formación por bloqueo por agua en un medio poroso. Se inició colocando una esponja en el fondo del embudo de separación, se vertió 100(ml) de agua para calcular el tiempo de recuperación del fluido. Obtuvimos 92(ml) de agua recuperada. Posteriormente se colocó 60(g) de arena dentro del embudo de separación, se vertió los 92(ml) de agua recuperada del proceso anterior. Se calculó el volumen cada 5(s) hasta obtener el gasto máximo y obtuvimos un volumen de solo 81(ml) en un tiempo de 25(s). Esto debido a que un porcentaje quedo absorbido tanto por la esponja como por la arena.

El siguiente paso fue crear una salmuera con los 81(ml) del agua recuperada. Se vertió la salmuera dentro del embudo de separación. Repetimos el proceso cada 5(s) y obtuvimos que se recupero el mismo volumen de agua, pero el proceso fue mas tardado que el anterior. Se obtuvieron los mismos 81(ml) de agua en un tiempo de 40(s).

El siguiente paso fue que se nos proporcionó un aceite PESADO el cual se vertería dentro del embudo de separación. Para este proceso se necesitaba tener el 50% de agua dentro del embudo así como el otro 50% de aceite. Primero se vertió los 81(ml) de ala salmuera recuperada, así se tendría el 100% del fluido dentro del embudo ya que el restante estaba almacenado en la arena y la esponja. Una vez al 100% se marcó con un plumón en el embudo donde estaría al 100%. Se dejo caer dentro de un vaso de precipitado 50(ml) del fluido y se volvió a marcar con el plumón en donde estaría al 50%.

En este proceso tardamos un poco en empezar los cálculos para la obtención del volumen de agua recuperada ya que el proceso consistía en observar que el aceite proporcionado era menos denso que nuestra salmuera, este proceso de diferencias de densidades tardo aproximadamente 10(min). Este proceso nos demostraba que no la viscosidad y la densidad son procesos muy distintos.

Resultados:

Conclusiones: Sánchez Barragán Ricardo Alfredo

Sánchez Galicia Adolfo El daño por agua en diferentes procesos porosos, nos da a observar que el volumen de agua recuperada en su mayoría de las veces será menor a la agregada, ya que parte de nuestro fluido agregado se queda en pequeñas cantidades en los espacios porosos, en algunos casos como la salmuera nuestras observaciones fue que volvimos a obtener el mismo volumen agregado solo que el proceso fue más tardado. Sánchez Solís Pablo

Santiago Zarco Daniela En la práctica realizada, pudimos identificar claramente el daño por bloqueo de agua, en tres diferentes situaciones en el medio poroso representado por la esponja, en primer lugar, observamos que recuperamos un volumen de agua menor al introducido, por lo tanto una parte quedó un tanto almacenada en el medio del embudo, después agregamos arena y tomamos el gasto y obtuvimos un volumen aún menor que el anterior, luego cuando asemejamos el agua con sal, con la salmuera que es lo que en realidad encontramos en el yacimiento, pudimos determinar el bloqueo por el agua con sal que aunque ya se haya disuelto perfectamente, por razones de presión y temperatura bajas, los cristales de la sal se vuelven a depositar y estos cristales obstruyen los poros del medio poroso, lo cual dificulta el gasto que teníamos anteriormente obteniendo el mismo volumen pero en un tiempo mayor. Y por último, cuando agregamos la salmuera y el crudo, vemos que se acomodaron por sus distintas densidades, quedando el crudo arriba de la salmuera, cuando se abrió al flujo únicamente salió el agua y el crudo se quedó depositado en la área o medio poroso, lo que se traduce en que es más difícil extraer ese crudo que pudimos definir como un crudo extra pesado, si bajaría pero tardaría mucho tiempo en salir por su viscosidad y por la obstrucción que ya tiene por el agua y las sales de esta misma. Torres Alcántara Andrés

Bibliografía González E. J.M., Tesis: “Daño a la formación en pozos petroleros”, FI-UNAM, 2014.

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA PETROLERA/ LABORATORIO C-205

Sánchez Barragán Ricardo Alfredo Sánchez Galicia Adolfo Sánchez Solís Pablo Santiago Zarco Daniela Torres Alcántara Andrés Práctica 2: “Emulsiones e hinchamiento, muestras de Formación” Laboratorio de terminación y mantenimiento de pozos, Clave: 1864 Profesor de laboratorio: Ing. José Francisco Gómez Martínez Profesor de teoría: Ing. Mario Rosas Rivero Grupo: 2 Brigada: 5 Horario de laboratorio: viernes, 12:00-14:00 hrs. Fecha de entrega de reporte: viernes 07 de septiembre 2018.

Objetivo:  

Determinar el daño por hinchamiento a la formación y/o por presencia de finos en un medio acuoso base agua/base aceite o en muestra física de formación. El alumno será capaz de construir un fluido emulsificante capaz de no presentar daño, además de crear estabilidad en sus fases.

Introducción: Un emulsionante de lodo a base de aceite es una sustancia química utilizada en la preparación y el mantenimiento de un fluido de perforación a base de aceite o base sintética que forma una emulsión de agua en aceite (emulsión inversa). Un emulsionante de lodo a base de aceite reduce la tensión interfacial entre el aceite y el agua, lo que permite formar emulsiones estables con gotas pequeñas. Históricamente, los emulsionantes de lodos a base de aceite se clasificaban como primarios y secundarios. Los emulsionantes secundarios en general no se utilizaban solos para hacer un lodo a base de aceite estable. Los emulsionantes pueden ser jabones de ácidos grasos de calcio obtenidos de varios ácidos y cal, o derivados, tales como amidas, aminas, amidoaminas e imidazolinas obtenidos por reacciones de ácidos grasos y varios compuestos de etanolamina. Estos emulsionantes rodean las gotículas de agua, como una película encapsuladora, y el componente de ácido graso se extiende a la fase oleosa. Las moléculas del emulsionante que no pueden encontrar lugar alrededor de las gotas forman agrupaciones (micelas) en la fase oleosa o son adsorbidas por los sólidos. Cada una de las gotas de la emulsión del lodo a base de aceite se comporta como una pequeña célula osmótica. El emulsionante alrededor de las gotas actúa como una membrana semipermeable a través de la que el agua puede moverse pero los iones no pueden pasar. De este modo, los lodos a base de aceite tienen la capacidad especial (que los lodos a base de agua no tienen) de controlar la transferencia de agua hacia y desde las gotas, simplemente ajustando la salinidad en la fase acuosa del lodo a base de aceite.

Material y equipo:       

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Muestra Física de Lutita/Arcilla Balanza Mecánicas/Granatarias Diésel. Agua. Aditivo Marca Halliburton Cinta Masking Tape para rotular. Mixer de Fluidos de Perforación. Mortero con pistilo.

Instrumentos:            

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Probeta de 100 [ml] Probeta de 10 [ml] Matraz Erlenmeyer de 125 [ml] Embudo de Cristal. Vaso de precipitado de 500 [ml]. Vaso de precipitado de 100 [ml] Cuchara Metálica con espátula. Jeringa. Cuchara de acero. Varilla de cristal o paleta de madera. Jarra de Plástico con capacidad de 2 [lt] Jarra de plástico con bolsa para el deshecho de los residuos. Escobillones, zacate y jabón para lavado del instrumental empleado.

Desarrollo: Resultados: Hinchamiento y dispersión lineal Tipo de roca: Peso de la muestra seca: 0.5 gr Peso de la muestra triturada: 0.5 gr Tipo de sistema: Elemento A: Arcilla Elemento B: Agua 1 2 1 2 3 4 3 4 Presentó hinchamiento: SI NO Presentó dispersión: SI NO Emulsión: Tipo de emulsión (Observaciones): Directa Inversa Masa total de la muestra de emulsión: Elementos a emplear: Tipo de sistema (Emulsión I): Elemento A: Agua Elemento B: Aceite 1 2 1 2 3 4 3 4 Presentó ruptura de fases: SI NO Tiempo de la ruptura entre fases: Aditivo: SI NO

Presentó ruptura de fases: Tiempo de la ruptura entre fases:

SI

NO

Conclusiones: Sánchez Barragán Ricardo Alfredo

Sánchez Galicia Adolfo En esta practica se escogió una arcilla para poder generar la emulsión y reparar el daño de la formación, el proceso fue de dispersión, este proceso presento algunas grietas y disminuyo el volumen, se hizo la emulsión directa y no volvió a presentar problemas en las fases Sánchez Solís Pablo

Santiago Zarco Daniela El propósito de esta práctica era generar una emulsión capaz de poder reparar el daño que teníamos en la formación, escogimos una arcilla al azar y después de hacer la prueba se logró identificar que nuestra arcilla presentaba dispersión ya que solo se presentaron grietas y se disminuyó su volumen, a partir de esto decidimos hacer una emulsión directa, su realización resulto bien ya que no se presentó ruptura de fases. Torres Alcántara Andrés

Bibliografía Oilfield Glossary, Schlumberger, www.glossary.oilfield.slb.com