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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE LA MIGRACIÓN DE FINOS EN LOS POZOS DE WELLPAD

NORTE PARA DETERMINAR EL TRATAMIENTO IDEAL Y OPTIMIZAR LA

PRODUCCIÓN DEL CAMPO PALO AZUL-BLOQUE 18

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Diego Mauricio Yánez Caiza

TUTOR:

Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

Febrero, 2018

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

A mi padre Jorge Jhon (†), mi guía y protector desde el cielo, siempre estás presente en mi

corazón. Nunca te olvidare.

A mi madre Mirian, quien con gran sacrificio supo sacar adelante nuestra familia y su apoyo

incondicional a permitido que cumpla con todas mis metas a lo largo de la vida.

A mi hermano Santiago, pilar fundamental en mi vida, con su gran ejemplo ha sabido

guiarme por el buen camino y sus consejos me ayudan a tomar las decisiones correctas que me

trajeron hasta donde me encuentro hoy.

A mi abuelita Mamachanco y mis tíos Clever, Judith, Taina y Junior, quienes estuvieron

presentes en mi niñez y juventud brindándome su cariño y apoyo. Siempre les estaré agradecido

por todo lo que hicieron por mí.

A mi novia Alexandra, quien llegó a mi vida para despertar el bello sentimiento llamado

amor, gracias por todo mi amor. Te amo.

A toda mi familia, quienes siempre confían en mí brindándome todo su amor y apoyo.

Diego Mauricio

iii

AGRADECIMIENTO

Mis más sinceros agradecimientos a Petroamazonas EP por abrirme sus puertas y permitir

mi desarrollo profesional, desde mis prácticas pre profesionales hasta la culminación de mi

trabajo de titulación.

A todo el talento humano que compone el Activo Palo Azul, con sus consejos y guía

profesional aprendí muchas cosas que enriqueció y fortaleció mi persona.

A mi tutor Ing. Atahualpa Mantilla, profesor y amigo en todo mi proceso de formación como

estudiante, con su valiosa guía y asesoramiento puedo cumplir esta meta.

A la gloriosa Universidad Central y mi querida facultad FIGEMPA, por forjar a los mejores

profesionales del país y permitirme ser parte de su historia. Centralino de corazón.

iv

DERECHOS DE AUTOR

Yo Diego Mauricio Yánez Caiza, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS DE LA MIGRACIÓN DE FINOS EN

LOS POZOS DE WELLPAD NORTE PARA DETERMINAR EL TRATAMIENTO

IDEAL Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PALO AZUL-BLOQUE 18”,

modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA

ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN,

concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y

no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos.

Conservamos a mi favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa

citada.

Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto

en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de

toda responsabilidad.

Diego Mauricio Yánez Caiza

C.I: 171781341-2

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS DE LA MIGRACIÓN DE FINOS EN LOS

POZOS DE WELLPAD NORTE PARA DETERMINAR EL TRATAMIENTO IDEAL Y

OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PALO AZUL-BLOQUE 18”, presentado

por el señor Diego Mauricio Yánez Caiza para optar el Título de Ingeniero de Petróleos,

considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y

presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 30 días del mes de enero de 2018.

Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

Ingeniero en Petróleos

C.I: 171233747-4

TUTOR

vi

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Yo Diego Mauricio Yánez Caiza, declaro que el presente Trabajo de Titulación para optar al

título de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ ANÁLISIS DE LA

MIGRACIÓN DE FINOS EN LOS POZOS DE WELLPAD NORTE PARA

DETERMINAR EL TRATAMIENTO IDEAL Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL

CAMPO PALO AZUL-BLOQUE 18”, es original y no ha sido realizado con anterioridad o

empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El

presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las

fuentes de información consultadas.

Diego Mauricio Yánez Caiza Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla R.

C.I: 171781341-2 C.I: 171233747-4

AUTOR TUTOR

vii



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado: “ANÁLISIS

DE LA MIGRACIÓN DE FINOS EN LOS POZOS DE WELLPAD NORTE PARA

DETERMINAR EL TRATAMIENTO IDEAL Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DEL

CAMPO PALO AZUL-BLOQUE 18”, preparada por el señor Diego Mauricio Yánez Caiza,

Egresado de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha sido

revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, por lo que lo califican como original y

autentico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 14 días del mes de febrero de 2018.

Ing. Renán Ruíz

DELEGADO DEL SUBDECANO

Ing. Einstein Barrera Ing. Elías Ibadango

MIEMBRO MIEMBRO

viii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ............................................................................................................................. ii

AGRADECIMIENTO ................................................................................................................... iii

ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................................... viii

ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................................................. xv

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................. xix

RESUMEN .................................................................................................................................. xxi

ABSTRACT ................................................................................................................................ xxii

1. CAPÍTULO I .......................................................................................................................... 1

1.1. Introducción .............................................................................................................. 1

1.2. Planteamiento del problema ...................................................................................... 2

1.3. Objetivos ................................................................................................................... 2

1.3.1. Objetivo general .................................................................................................... 2

1.3.2. Objetivos específicos............................................................................................. 2

1.4. Justificación e importancia ....................................................................................... 3

1.5. Entorno del estudio ................................................................................................... 3

1.5.1. Marco institucional ................................................................................................ 3

1.5.2. Marco ético ............................................................................................................ 5

1.5.3. Marco legal ............................................................................................................ 5

2. CAPÍTULO II ......................................................................................................................... 8

2.1. Descripción del Campo Palo Azul ............................................................................ 8

ix

2.1.1. Generalidades ........................................................................................................ 8

2.1.2. Ubicación geográfica............................................................................................. 8

2.1.3. Antecedentes ......................................................................................................... 9

2.1.4. Estructura del Campo Palo Azul ......................................................................... 10

2.1.5. Características de los reservorios ........................................................................ 12

2.1.6. Wellpad Norte - Campo Palo Azul ..................................................................... 15

2.2. Estimulación matricial ............................................................................................ 16

2.2.1. Estimulación matricial reactiva ........................................................................... 17

2.2.2. Estimulación matricial no reactiva ...................................................................... 17

2.2.3. Tipos de fluidos para una estimulación matricial ................................................ 18

2.2.3.1. Ácidos minerales .......................................................................................... 18

2.2.3.2. Ácidos orgánicos .......................................................................................... 19

2.2.3.3. Ácidos en polvo ............................................................................................ 19

2.2.3.4. Mezclas ácidas .............................................................................................. 20

2.2.3.5. Sistemas de ácidos retardados ...................................................................... 20

2.2.3.6. Aditivos para ácidos ..................................................................................... 21

2.2.4. Estimulación matricial en arenas......................................................................... 23

2.2.4.1. Precolchón o pre-flujo .................................................................................. 23

2.2.4.2. Fluido de tratamiento .................................................................................... 24

2.2.4.3. Fluido desplazante ........................................................................................ 26

x

2.2.5. Estimulación matricial en carbonatos ................................................................. 26

2.2.5.1. Estimulación reactiva utilizando ácido clorhídrico ...................................... 27

2.2.5.2. Estimulación reactiva utilizando ácidos orgánicos ....................................... 28

2.2.5.3. Estimulación no reactiva en carbonatos ....................................................... 28

2.2.6. Reacondicionamiento de pozos ........................................................................... 29

2.2.6.1. Reacondicionamientos mayores ................................................................... 30

2.2.6.2. Reacondicionamientos menores ................................................................... 32

2.3. Daño de formación .................................................................................................. 32

2.3.1. Operaciones en las que se origina el daño........................................................... 34

2.3.1.1. Perforación ................................................................................................... 34

2.3.1.2. Cementación ................................................................................................. 34

2.3.1.3. Terminación .................................................................................................. 35

2.3.1.4. Estimulación ................................................................................................. 35

2.3.1.5. Cañoneo ........................................................................................................ 36

2.3.1.6. Limpieza ....................................................................................................... 37

2.3.1.7. Reparación de pozos ..................................................................................... 37

2.3.1.8. Inyección de agua ......................................................................................... 37

2.3.1.9. Inyección de gas ........................................................................................... 37

2.3.1.10. Producción .................................................................................................. 38

2.3.2. Daño de formación por migración de finos ......................................................... 38

xi

2.3.3. Pseudodaños ........................................................................................................ 41

2.3.4. Metodología para determinar el daño de formación ........................................... 45

2.3.4.1. Métodos cuantitativos ................................................................................... 45

2.3.4.2. Métodos cualitativos ..................................................................................... 52

3. CAPÍTULO III ...................................................................................................................... 55

3.1. Metodología ............................................................................................................ 55

3.1.1. Tipo de estudio .................................................................................................... 55

3.1.2. Universo y muestra.............................................................................................. 55

3.1.3. Métodos y técnicas .............................................................................................. 55

3.2. Análisis de información .......................................................................................... 56

3.2.1. Pozo PLAN-49H ................................................................................................. 56

3.2.1.1. Estado actual del pozo .................................................................................. 56

3.2.1.2. Diagrama actual de completación ................................................................ 57

3.2.1.3. Completación y workover ............................................................................ 58

3.2.1.4. Histórico de producción ............................................................................... 59

3.2.1.5. Descripción geológica del reservorio Hollín ................................................ 61

3.2.1.6. Síntesis .......................................................................................................... 63

3.2.2. Pozo PLAN-52 RE .............................................................................................. 65



xii




3.2.2.6. Síntesis .......................................................................................................... 71

3.2.3. Pozo PLAN-53 RE .............................................................................................. 73






3.2.3.6. Síntesis .......................................................................................................... 79

3.2.4. Pozo PLAN-54 .................................................................................................... 80






3.2.4.6. Síntesis .......................................................................................................... 87

3.2.5. Pozo PLAN-56 .................................................................................................... 89


xiii





3.2.5.6. Síntesis .......................................................................................................... 96

3.2.6. Condiciones establecidas para la estimulación matricial .................................... 97

3.2.7. Selección de fluidos para la estimulación ........................................................... 97

3.2.7.1. Prueba N°1: concentración de 8% HF .......................................................... 99

3.2.7.2. Prueba N°2: concentración de 6% HF ........................................................ 102

3.2.7.3. Prueba N°3: concentración de 6% HF con salmuera espaciadora .............. 105

3.2.7.4. Prueba N°4: concentración de 4,5% HF con tiempo de cierre ................... 107

3.2.7.5. Prueba N°5: concentración de 4,5% HF con 3% HCl ................................ 108

3.2.7.6. Prueba N°6: concentración de 4,5% HF con 3% HCl, consecutivas.......... 110

3.3. Tabulación de análisis de información ................................................................. 112

3.3.1. Tendencia daño de formación ........................................................................... 112

3.3.2. Tabulación daño de formación .......................................................................... 113

3.3.3. Tabulación pruebas de estimulación matricial .................................................. 114

4. CAPÍTULO IV.................................................................................................................... 115

4.1. Procedimiento de estimulación matricial .............................................................. 115

4.2. Pronóstico de producción ...................................................................................... 118

xiv

4.2.1. Forecast pozo PLAN-49H ................................................................................. 118

4.2.2. Forecast pozo PLAN-52RE ............................................................................... 119

4.2.3. Forecast pozo PLAN-53RE ............................................................................... 120

4.2.4. Forecast pozo PLAN-54 .................................................................................... 121

4.2.5. Forecast pozo PLAN-56 .................................................................................... 122

4.2.6. Tabulación de resultados ................................................................................... 123

5. CAPÍTULO V ..................................................................................................................... 127

5.1. Conclusiones ......................................................................................................... 127

5.2. Recomendaciones ................................................................................................. 128

5.3. Bibliografía ........................................................................................................... 129

xv

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 2.1 Mapa de ubicación del Bloque 18, campo Palo Azul ....................................................... 9

Fig. 2.2 Mapa estructural al tope de Hollín principal ................................................................. 11

Fig. 2.3 Modelo de depósito de Hollín en el campo Palo Azul .................................................. 13

Fig. 2.4 Mapas de espesor neto de arena y volumen de hidrocarburo, reservorio Hollín........... 14

Fig. 2.5 Pozos de wellpad Norte .................................................................................................. 15

Fig. 2.6 Estimulación matricial .................................................................................................... 16

Fig. 2.7 Precolchón en función de la temperatura y mineralogía de la formación ...................... 24

Fig. 2.8 Fluidos de tratamiento en función de la temperatura y mineralogía de la formación .... 25

Fig. 2.9 Comportamiento de HF-HCl con respecto a la permeabilidad relativa .......................... 25

Fig. 2.10 Solubilidad del HCl en caliza y dolomita ..................................................................... 28

Fig. 2.11 Workover con torre ....................................................................................................... 30

Fig. 2.12 Coil Tubing- workover sin torre ................................................................................... 31

Fig. 2.13 Representación gráfica de la zona dañada en el yacimiento ........................................ 33

Fig. 2.14 Valores típicos de factores de daño .............................................................................. 33

Fig. 2.15 Taponamiento del espacio poroso ................................................................................ 39

Fig. 2.16 Minerales comunes que componen las rocas sedimentarias ......................................... 39

Fig. 2.17 Visión microscópica de la caolinita .............................................................................. 40

Fig. 2.18 Visión microscópica de la ilita ..................................................................................... 40

Fig. 2.19 Visión microscópica de la clorita ................................................................................. 41

Fig. 2.20 Diagrama de un sistema típico de flujo de un pozo ...................................................... 42

Fig. 2.21 Condiciones de flujo en un yacimiento radial .............................................................. 43

Fig. 2.22 Build up test, Q vs Time ............................................................................................... 46

xvi

Fig. 2.23 Build up test, P vs Time ............................................................................................... 46

Fig. 2.24 Método de la derivada, Build up .................................................................................. 47

Fig. 2.25 Pozo dañado, historia de producción ............................................................................ 53

Fig. 2.26 Deposición de sólidos en la tubería .............................................................................. 53

Fig. 3.1 Diagrama de completación PLAN-49H ......................................................................... 57

Fig. 3.2 Histórico de producción PLAN-49H .............................................................................. 59

Fig. 3.3 Master log PLAN-49H ................................................................................................... 61

Fig. 3.4 Reporte de geología, PLAN-49H ................................................................................... 63

Fig. 3.5 Muestra de arena con incrustaciones de caolinita, PLAN-49H ...................................... 63

Fig. 3.6 Diagrama de completación PLAN-52RE ....................................................................... 66

Fig. 3.7 Histórico de producción PLAN-52RE ............................................................................ 67

Fig. 3.8 Master log PLAN-52RE ................................................................................................. 69

Fig. 3.9 Reporte de geología, PLAN-52RE ................................................................................. 70

Fig. 3.10 Muestra de arena con incrustaciones de caolinita, PLAN-52RE.................................. 71

Fig. 3.11 Diagrama de completación PLAN-53RE ..................................................................... 74

Fig. 3.12 Histórico de producción PLAN-53RE .......................................................................... 75

Fig. 3.13 Master log PLAN-53RE ............................................................................................... 77

Fig. 3.14 Reporte de geología, PLAN-53RE ............................................................................... 78


Fig. 3.16 Diagrama de completación PLAN-54 .......................................................................... 81

Fig. 3.17 Histórico de producción PLAN-54 ............................................................................... 83

Fig. 3.18 Master log PLAN-54 .................................................................................................... 85

Fig. 3.19 Reporte de geología, PLAN-53RE ............................................................................... 86

xvii


Fig. 3.21 Diagrama de completación PLAN-56 .......................................................................... 90

Fig. 3.22 Histórico de producción PLAN-56 ............................................................................... 92

Fig. 3.23 Master log PLAN-56 .................................................................................................... 94

Fig. 3.24 Reporte de geología, PLAN-56 .................................................................................... 95

Fig. 3.25 Muestra de arena con incrustaciones de caolinita, PLAN-56 ....................................... 95

Fig. 3.26 Análisis mineralógico: PLAB-02 y PLAC-04 .............................................................. 98

Fig. 3.27 Prueba N°1 - 8% HF ..................................................................................................... 99

Fig. 3.28 Scanning electron microscope, 8% HF – Prueba N°1 ................................................ 100

Fig. 3.29 Fotografía sección delgada, 8% HF – Prueba N°1 ..................................................... 101

Fig. 3.30 Prueba N°2 - 6% HF ................................................................................................... 102

Fig. 3.31 Scanning electron microscope, 6% HF - Prueba N°2 ................................................. 103

Fig. 3.32 Fotografía sección delgada, 6% HF - Prueba N°2 ...................................................... 104

Fig. 3.33 Prueba N°3 - 6% HF ................................................................................................... 105

Fig. 3.34 Scanning electron microscope, 6% HF - Prueba N°3 ................................................. 106

Fig. 3.35 Prueba N°4 - 4,5% HF con tiempo de cierre .............................................................. 107

Fig. 3.36 Prueba N°5 - 4,5% HF+3%HCl.................................................................................. 108

Fig. 3.37 Scanning electron microscope, 4,5% HF+3% HCl – Prueba N°5 .............................. 109

Fig. 3.38 Prueba N°6 - 4,5% HF+3%HCl.................................................................................. 110

Fig. 3.39 Scanning electron microscope, 4,5% HF+3% HCl – Prueba N°6 ............................. 111

Fig. 3.40 Muestra de arenisca con tratamiento: 4,5 % HF+3% HCl ......................................... 111

Fig. 3.41Tendencia daño de formación ...................................................................................... 112

Fig. 4.1 Forecast PLAN-49H ..................................................................................................... 118

xviii

Fig. 4.2 Forecast PLAN-52RE ................................................................................................... 119

Fig. 4.3 Forecast PLAN-53RE ................................................................................................... 120

Fig. 4.4 Forecast PLAN-54 ........................................................................................................ 121

Fig. 4.5 Forecast PLAN-56 ........................................................................................................ 122

Fig. 4.6 Incremento de Producción, mejor escenario................................................................. 123

Fig. 4.7 Incremento de Producción, escenario común Skin = -1 ............................................... 124

Fig. 4.8 Incremento de Producción, escenario común Skin = 0 ................................................ 125

Fig. 4.9 Incremento de Producción, escenario común Skin = 1 ................................................ 126

xix

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Pozos - wellpad Norte ................................................................................................... 15

Tabla 3.1 Condiciones actuales PLAN-49H ................................................................................. 56

Tabla 3.2 Histórico de workover PLAN-49H ............................................................................... 58

Tabla 3.3 Interpretación geológica PLAN-49H ............................................................................ 62

Tabla 3.4 Condiciones actuales PLAN-52RE ............................................................................... 65

Tabla 3.5 Histórico de workover PLAN-52RE ............................................................................. 67

Tabla 3.6 Interpretación geológica PLAN-52RE.......................................................................... 70

Tabla 3.7 Condiciones actuales PLAN-53RE ............................................................................... 73

Tabla 3.8 Histórico de workover PLAN-53RE ............................................................................. 75

Tabla 3.9 Interpretación geológica PLAN-53RE.......................................................................... 78

Tabla 3.10 Condiciones actuales PLAN-54 .................................................................................. 80

Tabla 3.11 Histórico de workover PLAN-54 ................................................................................ 82

Tabla 3.12 Interpretación geológica PLAN-54 ............................................................................. 86

Tabla 3.13 Condiciones actuales PLAN-56 .................................................................................. 89

Tabla 3.14 Histórico de workover PLAN-56 ................................................................................ 91

Tabla 3.15 Interpretación geológica PLAN-56 ............................................................................. 95

Tabla 3.16 Condiciones establecidas para la estimulación matricial ............................................ 97

Tabla 3.17 Tendencia daño de formación ................................................................................... 112

Tabla 3.18 Valores del daño de formación ................................................................................. 113

Tabla 3.19 Resultados - pruebas de estimulación ácida ............................................................. 114

Tabla 4.1 Receta química - Estimulación ácida .......................................................................... 117

Tabla 4.2 Forecast PLAN-49H ................................................................................................... 118

xx

Tabla 4.3 Forecast PLAN-52RE ................................................................................................. 119

Tabla 4.4 Forecast PLAN-53RE ................................................................................................. 120

Tabla 4.5 Forecast PLAN-54 ...................................................................................................... 121

Tabla 4.6 Forecast PLAN-56 ...................................................................................................... 122

Tabla 4.7 Incremento de Producción, mejor escenario ............................................................... 123

Tabla 4.8 Incremento de Producción, escenario común Skin = -1 ............................................. 124

Tabla 4.9 Incremento de Producción, escenario común Skin = 0 ............................................... 125

Tabla 4.10 Incremento de Producción, escenario común Skin = 1 ............................................. 126

xxi

TEMA: “Análisis de la migración de finos en los pozos de Wellpad Norte para determinar el

tratamiento ideal y optimizar la producción del Campo Palo Azul-Bloque 18”

Autor: Diego Mauricio Yánez Caiza

Tutor: Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla R.

RESUMEN

El presente trabajo de titulación fue realizado con el fin de presentar un procedimiento de

estimulación matricial óptimo para remover el daño de formación debido a la migración de finos

en 5 pozos seleccionados que producen del reservorio Hollín en el wellpad Norte-Campo Palo

Azul, con el objetivo de optimizar su producción.

El estudio técnico inició con el análisis de los 5 pozos, examinando y detallando los

parámetros operacionales y condiciones actuales; eventos importantes que se efectuaron a lo

largo de la vida productiva de los pozos; descripción geológica de los intervalos productores;

entre otros, con la finalidad de especificar la causa que genera la migración de finos y sus efectos

posteriores. La información para el desarrollo del trabajo fue obtenida del Activo Palo Azul.

Se procedió a tabular el daño de formación para cada pozo y el porcentaje de caolinita

presente, estableciendo condiciones específicas que ayuden en la selección del sistema de fluidos

a utilizarse para la estimulación.

En base a las condiciones establecidas se demostró que la receta química (Pre-flujo: 7,5 %

HCl; Fluido de tratamiento: 4,5% HF + 3% HCl; Fluido de desplazamiento: 7,5 % HCl) es el

mejor sistema de fluidos para eliminar el daño de formación en los pozos. Finalmente se realizó

una proyección de producción para conocer el incremento que se podría obtener una vez que se

aplique esta recomendación de estimulación.

PALABRAS CLAVES: BLOQUE 18; CAMPO PALO AZUL; DAÑO DE FORMACIÓN,

MIGRACIÓN DE FINOS; ESTIMULACIÓN MATRICIAL; OPTIMIZACIÓN DE

PRODUCCIÓN.

xxii

TITLE: "Analysis of fines migration in North Wellpad wells to define the ideal treatment and

optimize the production of Palo Azul Field - Block 18"

Author: Diego Mauricio Yánez Caiza

Thesis supervisor: Ing. Atahualpa Mantilla R.

ABSTRACT

The present study was carried out with the purpose of presenting an optimal matrix

stimulation procedure to remove the skin due to fines migration in 5 selected wells that produce

from Hollin reservoir in North Wellpad - Palo Azul Field, with the objective of optimizing its

production.

The technical study began with the analysis of 5 wells, examining and detailing the

operational parameters and current conditions; important events that took place during the

productive life of the wells; geological description of production intervals; among others, in

order to specify the cause that generates fines migration and its subsequent effects. The

information for the development of the work was obtained from the Palo Azul Asset.

The skin and the percentage of kaolinite present was tabulated for each well, establishing

specific conditions that help in the selection of the fluid system to be used for the stimulation.

Based on the established conditions, it was demonstrated that the chemical recipe (Pre-flow:

7.5% HCl; Treatment fluid: 4.5% HF + 3% HCl; Displacement fluid: 7.5% HCl) is the best fluid

system to eliminate formation damage in wells. Finally, a production projection was made to

know the increase that could be obtained once this recommended stimulation is applied.

KEYWORDS: BLOCK 18; PALO AZUL FIELD; SKIN; FINES MIGRATION; MATRIX

STIMULATION; OPTIMIZATION OF PRODUCTION.

xxiii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: American Petroleum Institute

BES: bombeo electrosumergible

BFPD: barriles de fluido por día

BPPD: barriles de petróleo por día

BWPD: barriles de agua por día

BY/BN: barriles a condiciones de yacimiento/ barriles a condiciones normales

CH3COOH: ácido acético

cp: centpoise

CTU: unidad coiled tubing

ft: pies

h: espesor del intervalo productor

HCl: ácido clorhídrico

HCOOH: ácido fórmico

HF: ácido fluorhídrico

Hz: Hertz, unidad de frecuencia

in: pulgadas

IP: índice de productividad

k: permeabilidad

kskin: permeabilidad de la zona dañada

md: milidarcy

MD: profundidad medida

min: minutos

xxiv

PLAA: pozo de Palo Azul wellpad A

PLAB: pozo de Palo Azul wellpad B

PLAC: pozo de Palo Azul wellpad C

PLAD: pozo de Palo Azul wellpad D

PLAN: pozo de Palo Azul wellpad Norte

POES: Petróleo original en sitio

PSI: libra fuerza por pulgada cuadrada

Pwf: presión de fondo fluyente

Pws: presión estática del yacimiento

Qf: caudal de fluido

Qo: caudal de petróleo

re: radio de drenaje del pozo

rw: radio del pozo

S: Skin, daño de formación (adimensional)

SEM: Scanning Electron Microscope

TVD: profundad vertical verdadera

βo: factor volumétrico del petróleo

µo: viscosidad del petróleo

°F: grado Fahrenheit

1

1. CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1.1. Introducción

Para la industria del petróleo es un reto extraer la mayor cantidad de hidrocarburos de los

yacimientos con la menor inversión posible, es por esto, que las empresas de éste sector orientan

sus esfuerzos en estudios que permitan optimizar las operaciones que se llevan a cabo día a día,

así como el desarrollo de nuevas tecnologías con el fin de incrementar la vida productiva de los

pozos y aumentar el factor de recobro.

Para mantener la producción estable en los pozos existen diferentes técnicas y procedimientos,

una de ella es la estimulación, misma que consiste en inyectar una combinación de fluidos al

yacimiento con el fin de mejorar la comunicación entre el fondo del pozo y el yacimiento

productor, y de esta manera disminuir o eliminar el daño en la formación, que puede ser

provocado en cualquier etapa de la vida del pozo.

En los pozos de wellpad Norte del Campo Palo Azul se generan altos factores de daño a causa

de la migración de finos en el reservorio Hollín durante la producción de fluidos, esto provoca el

taponamiento de las gargantas porales impidiendo la comunicación de sus canales de flujo,

reduciendo la permeabilidad en la cara de la formación y como consecuencia disminuye la

productividad del pozo.

Este trabajo de titulación se realizó con el fin de presentar una recomendación de un

procedimiento de estimulación óptimo, seleccionando la técnica más apropiada para reducir el

daño de formación, prolongar la vida del pozo y mejorar su producción.

2

1.2. Planteamiento del problema

La disminución de producción en los pozos de wellpad Norte debido al daño en la formación a

causa de la migración de finos en el reservorio Hollín es un inconveniente que viene afectando

desde años atrás la producción del Campo Palo Azul, por lo que es necesario establecer un

procedimiento de estimulación y/o tratamiento de limpieza ideal.

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo general

Presentar la recomendación de un procedimiento de estimulación óptimo para remover el daño

de formación debido a la migración de finos en el reservorio Hollín de los pozos de wellpad

Norte, con el fin de optimizar su producción y la del Campo Palo Azul-Bloque 18.

1.3.2. Objetivos específicos

Describir el estado actual de los pozos que producen del reservorio Hollín e identificar los

que presentan daño en la formación, utilizando el historial de producción, análisis de

presiones, data de los pozos, entre otros.

Explicar la causa y efecto del daño en los pozos detallando los minerales presentes en el

reservorio productor a partir del master log, así como los tratamientos de estimulación que

existe para eliminar dicho daño de formación.

Analizar las técnicas de estimulación empleadas y resultados obtenidos anteriormente en

los pozos del Campo Palo Azul para determinar el comportamiento del reservorio Hollín

y junto con conceptos de ingeniería predecir la producción que se obtendrá después de

aplicar el procedimiento de estimulación recomendado.

3

1.4. Justificación e importancia

En la industria petrolera el tema de costos es uno de los factores más importantes a considerar,

por tal motivo es indispensable tomar buenas decisiones en la etapa de estimulación y

reacondicionamiento de pozos, de modo que la inversión realizada cumpla con las expectativas

de la operadora y la efectividad de los trabajos.

Diferentes técnicas de estimulación se han realizado en los pozos del Campo Palo Azul a lo

largo de estos años, obteniendo resultados exitosos, satisfactorios y no satisfactorios, por lo que

es necesario establecer un procedimiento de estimulación óptimo y de esa manera incrementar la

posibilidad de obtener resultados positivos cada vez que se aplique este procedimiento de

estimulación en los pozos.

1.5. Entorno del estudio

1.5.1. Marco institucional

El presente estudio técnico se realizó con el auspicio de Petroamazonas EP, gracias al

Convenio Marco de Cooperación Técnica–Científica suscrito entre ésta empresa y la Universidad

Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental el 13 de

octubre de 2016.

Petroamazonas EP

Es una empresa pública ecuatoriana dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos.

Opera 21 bloques, 18 ubicados en la Cuenca Oriente del Ecuador y tres en la zona del Litoral.

Petroamazonas EP tiene autonomía presupuestaria, administrativa y de gestión; fue creada al

amparo de la Ley Orgánica de Empresas Públicas, mediante Decreto Ejecutivo No. 314 de 06 de

abril de 2010, publicado en el Registro Oficial Suplemento No. 17 del 14 de abril de 2010

(Petroamazonas EP, 2017a).

4

Misión: Desarrollar actividades estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos, de

manera eficiente, sustentable y segura, con responsabilidad social y ambiental, con el aporte del

mejor talento humano para contribuir al desarrollo energético del Ecuador (Petroamazonas EP,

2017a).

Visión: Ser la Empresa referente del Estado ecuatoriano y líder de la industria de exploración

y explotación de hidrocarburos a nivel nacional y regional, por nuestra eficiencia, integridad y

confiabilidad, a la vanguardia de la responsabilidad social y ambiental (Petroamazonas EP,

2017a).

Universidad Central del Ecuador

Art. 2. Misión. Crear y difundir el conocimiento científico-tecnológico, arte y cultura, formar

profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y crear espacios para el análisis

y solución de los problemas nacionales (Estatuto Universidad Central del Ecuador, 2016, pág. 3).

Art. 3. Visión. La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural, académica,

científica y administrativa del sistema nacional de educación superior, para contribuir al

desarrollo del país y de la humanidad, insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus

perspectivas (Estatuto Universidad Central del Ecuador, 2016, pág. 3).

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Misión: Formación de profesionales con conocimiento técnico - humanístico y valores éticos

para el aprovechamiento racional y sustentable de los recursos naturales renovables y no

renovables en los que se fundamenta el desarrollo de la matriz productiva del país (Universidad

Central del Ecuador, 2017).

Visión: Ser una facultad líder a nivel nacional con reconocimiento internacional en la

formación de profesionales de excelencia, en el desarrollo de la investigación y aprovechamiento

5

de recursos naturales renovables y no renovables de manera racional y sustentable, dentro del

contexto de la matriz productiva y desarrollo del país (Universidad Central del Ecuador, 2017).

Carrera de Ingeniería en Petróleos

Misión: Formar integralmente a Ingenieros de Petróleos con excelencia para el desarrollo de

las actividades relacionadas con el aprovechamiento óptimo y sustentable de los hidrocarburos,

con valores éticos y comprometidos con el desarrollo del Ecuador, capaces de liderar equipos

multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e

internacionales (Universidad Central del Ecuador, 2017).

Visión: Al 2020 ser líder en la formación, investigación e innovación para el aprovechamiento

sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la sociedad ecuatoriana (Universidad Central del

Ecuador, 2017).

1.5.2. Marco ético

El presente trabajo de titulación se realizó respetando la integridad de las personas, ecosistema

y empresa auspiciante, sin alterar la información y resultados obtenidos, mismos que son para el

beneficio de Petroamazonas EP como empresa operadora y la Universidad Central del Ecuador

en caso que lo requieran.

1.5.3. Marco legal

El presente trabajo de titulación se realizó cumpliendo con la normativa vigente relacionada

con los procesos de titulación.

Constitución de la República del Ecuador

Art. 350.- El Sistema de Educación Superior tiene como finalidad la formación académica y

profesional con visión científica y humanista; la investigación científica y tecnológica; la

innovación, promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las culturas; la construcción de

6

soluciones para los problemas del país, en relación con los objetivos del régimen de desarrollo

(Constitución de la República del Ecuador, 2008, pág. 157).

Ley Orgánica de Educación Superior

Art. 123.- Reglamento sobre el Régimen Académico. - El Consejo de Educación Superior

aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados académicos, el

tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos relacionados con

grados y títulos, buscando la armonización y la promoción de la movilidad estudiantil, de

profesores o profesoras e investigadores o investigadoras (Ley Orgánica de Educación Superior,

2010, pág. 21).

Art. 144.- Tesis Digitalizadas. - Todas las instituciones de educación superior estarán

obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos académicos de grado y

posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de Información de la

Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor (Ley

Orgánica de Educación Superior, 2010, pág. 23).

Reglamento de Régimen Académico

El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de titulación

se establece que:

Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior, y sus

equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado o de fin de

carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o artículos académicos,

etnografías, sistematización de experiencias prácticas de investigación y/o intervención, análisis

de casos, estudios comparados, propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o

presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos,

7

proyectos técnicos, trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel de complejidad (Consejo

de Educación Superior, 2013, pág. 13).

Estatuto universitario

Art.212. El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para la

obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos pueden

ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de fin de

carrera. Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional universitario

de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de investigación conducente

a una propuesta que resolverá un problema o situación práctica, con características de viabilidad,

rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación, recursos, tiempos y resultados

esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art. 37 del Reglamento Codificado de Régimen

Académico del Sistema Nacional de Educación Superior (Estatuto Universidad Central del Ecuador,

2010, pág. 181).

Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos

aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el Estudio Técnico y

dice:

Estudios Técnicos

Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc., referidos

a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y cualquier otro

campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas, evaluaciones

económicas y valoración de los resultados (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2017, pág. 5).

8

2. CAPÍTULO II

2.1. Descripción del Campo Palo Azul

2.1.1. Generalidades

El Activo Palo Azul abarca los campos: Palo Azul y Pata del Bloque 18, Pucuna del Bloque

44. Los yacimientos productores de petróleo son: Hollín, Basal Tena, Napo U, T.

El POES del Campo Palo Azul se determinó mediante modelos estáticos para los yacimientos

Hollín y Basal Tena, mientras que para los yacimientos Napo U y T se aplicó el método

volumétrico, alcanzando un total de 381´ 073 854 BFPD (Petroamazonas EP, 2016).

La estimación de Reservas del Campo Palo Azul fue calculada al 31 de diciembre de 2016,

obteniéndose los siguientes datos: Reservas Probadas (1P) 19´242 037 Bls, Reservas Probadas +

Probables (2P) 19´242 037 y Reservas Probadas + Probables + Posibles (3P) 19´446 792 BFPD

(Petroamazonas EP, 2016).

2.1.2. Ubicación geográfica

El Campo Palo Azul se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, cantón Francisco de

Orellana. Al noroeste del campo Sacha, noreste del campo Pucuna y al este del río Coca, como se

observa en la Fig. 2.1

9

Fig. 2.1 Mapa de ubicación del Bloque 18, campo Palo Azul

Fuente: Petroamazonas EP (2016)

2.1.3. Antecedentes

El Campo Palo Azul fue descubierto en el año 1999 mediante la perforación exploratoria del

pozo Palo Azul-01 por las empresas Cayman International Exploration Company S.A. y

Petromanabi S.A. En el año 2000 se perforó el pozo Palo Azul-02 e inició producción en octubre

del 2001.

En el año 2016, se perforaron 2 reentradas en el área centro norte del campo: PLAB-21RE y

PLAB-26RE. Se encuentran perforados un total de 59 pozos, de los cuales 38 pozos están en

producción, 9 pozos cerrados, 5 pozos abandonados y 7 pozos reinyectores de agua (Palo Azul

reinyector-03, 11, 18, 22, 27, 35 y 37RE; actualmente el agua producida se reinyecta por cinco

pozos sin inconveniente). La producción registrada al 31 de diciembre del 2016 fue de 8479.6

BPPD de un promedio de 25.1° API y 67048 BWPD (Petroamazonas EP, 2016).

10

2.1.4. Estructura del Campo Palo Azul

Geológicamente el campo Palo Azul se encuentra ubicado al oeste del eje axial de la

subcuenca cretácica Napo, para el yacimiento Hollín principal reservorio del campo se

caracteriza por ser un entrampamiento estructural representado por un anticlinal asimétrico.

La estructura Palo Azul es un anticlinal alargado de dirección norte-sur limitado al sur y este

por una falla inversa, que se origina en el basamento. El eje mayor tiene una dirección

preferencial aproximada norte-sur a noreste-suroeste, tiene unos 10 km de largo y un ancho

máximo en dirección oeste-este de 5 km. El cierre estructural se ha definido a la cota de -9045

TVDSS abarcando un área aproximada de 33.26 Km2.

Al sur y este del Campo está limitado contra una falla inversa de alto ángulo, que se origina en

el basamento (Petroamazonas EP, 2016).

El mecanismo de drenaje regional es generado por un acuífero activo de fondo y localmente es

de efecto lateral ocasionado por las intercalaciones lutíticas existentes en las inmediaciones de los

pozos.

En la Fig. 2.2 se presenta el mapa estructural al tope de Hollín Principal, como el yacimiento

más representativo del campo Palo Azul.

11

Fig. 2.2 Mapa estructural al tope de Hollín principal


12

2.1.5. Características de los reservorios

El mecanismo de drenaje del reservorio Hollín es hidráulico, con la presencia de un acuífero

activo e infinito con empuje de fondo y lateral. El efecto del acuífero ha sido probado desde el

inicio de la producción y pudo observarse e interpretarse claramente en el resto de los pozos del

campo.

Además, este comportamiento se comprueba en los datos e interpretación de restauración de

presión, así como en arranque de producción en pozos nuevos del campo, donde el dato de

presión alcanza valores cercanos a la presión original, que fue de 4340 PSI.

La Formación Hollín, principal reservorio en el área del campo Palo Azul, se la ha dividido en

cuatro zonas de acuerdo a sus características litológicas y ambientales. Ver Fig. 2.3.

Zona 1: Representa una facie de mar abierto, caracterizada por margas bioturbadas,

calizas y lutitas.

Zona 2: Representa facies distales, transicionales de mar abierto y facies de costa, tales

como: margas bioturbadas, lutitas, arenas glauconíticas y estratificaciones cruzadas.

Zona 3: Representada por depósitos tipo estuario, conformada por arenas de barra

mareales con estratificación cruzada y laminaciones bidireccionales.

Zona 4: Representada por depósitos fluviales, tales como: arcillas de planicies costeras,

barras de canales mehándricos, planicies de inundación y depósitos fluviales

entrenzados.

13

Fig. 2.3 Modelo de depósito de Hollín en el campo Palo Azul


En la Fig. 2.4 se presenta los mapas de espesor neto de arena y volumen total de hidrocarburo

del reservorio Hollín, siendo el yacimiento más representativo del campo Palo Azul.

14

Fig. 2.4 Mapas de espesor neto de arena y volumen de hidrocarburo, reservorio Hollín


Las arenas U y T de la formación Napo presentan una depositación tipo estuario dominado por

mareas con cuerpos arenosos de barras de marea y de canal, las cuales se desarrollaron de mejor

manera en la parte Este de la Cuenca y pierden continuidad lateral hacia el Oeste debido estar

localizados en la parte más distal del estuario.

La arena Basal Tena representa un depósito tipo estuario dominado por mareas más

proximales y de mayor energía y se caracteriza por presencia de arenas de grano medio a fino,

cuarzosa, ocasionalmente matriz argilítica, cemento calcáreo, con trazas de glauconita y pequeñas

intercalaciones lutíticas.

15

2.1.6. Wellpad Norte - Campo Palo Azul

El Campo Palo Azul está conformado por 5 wellpad: A, B, C, D y Norte, con un total de 38

pozos productores y 5 pozos inyectores activos.

El wellpad Norte tiene 11 pozos productores de diferentes yacimientos: Hollín, arena T, arena

U y Basal Tena. Ver Fig. 2.5 y Tabla 2.1.

Fig. 2.5 Pozos de wellpad Norte

Fuente: Diego Yánez

Tabla 2.1 Pozos - wellpad Norte

Pozos Yacimiento Coordenadas de superficie Coordenadas de fondo

X Y X Y

PLAN-29 T 283592,86 9985033,1 284149,15 9985640,44

PLAN-49H Hollín 283589,2 9985033,1 283909,60 9985879,04

PLAN-50H RE U 283600,18 9985033,1 284063,8 9984863,5

PLAN-51H Hollín 283603,84 9985033,1 283903,13 9985303,6

PLAN-52RE Hollín 283607,5 9985033,1 283747,8 9984306,95

PLAN-53RE Hollín 283581,88 9985033,1 283419,76 9984930,36

PLAN-54 Hollín 283611,16 9985033,1 283289,69 9984446,34

PLAN-55 BT 283614,82 9985033,1 283057,26 9985563,55

PLAN-56 Hollín 283585,54 9985033,1 283991,14 9984668,9

PLAN-57 BT 283618,48 9985033,1 283500,8 9984152,67

PLAN-59 Hollín 283575,622 9985033,1 283440,27 9985305,17

Elaborado por: Diego Yánez

16

2.2. Estimulación matricial

La estimulación de un pozo se define como el proceso mediante el cual se restablece o se crea

un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar

el flujo de fluidos de la formación al pozo o viceversa (Islas, 1991, pág. 1).

Se puede realizar en:

a) Pozos productores: para incrementar la productividad de hidrocarburos.

b) Pozos inyectores: para aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor.

c) Procesos de recuperación secundaria y mejorada.

La estimulación matricial se lleva a cabo inyectando diferentes tipos de fluidos en la

formación como, por ejemplo: ácidos, solventes, aditivos, etc., a presiones inferiores a la de

fractura, con el objetivo de eliminar el daño y restaurar la permeabilidad a su estado original, ver

Fig. 2.6. Es un procedimiento fundamental para mantener o incrementar la producción de

petróleo y/o gas.

Fig. 2.6 Estimulación matricial

Fuente: PerfoBlogger (2015)

17

Los parámetros más importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación

matricial son:

a) Presión de yacimiento

b) Porosidad

c) Permeabilidad

d) Mineralogía de formación

e) Factor de daño

f) Profundidad de la formación

g) Temperatura del yacimiento

Dependiendo del análisis de estos parámetros, existe dos procesos de estimulación matricial:

estimulación matricial reactiva y estimulación matricial no reactiva.

2.2.1. Estimulación matricial reactiva

La estimulación matricial reactiva, es aquella 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 ocasionados por

las partículas sólidas (arcillas), precipitaciones inorgánicas, etc. En algunos casos, principalmente

en formaciones de alta productividad, la estimulación matricial reactiva se utiliza no sólo 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 (Islas, 1991, pág. 26).

2.2.2. Estimulación matricial no reactiva

La estimulación matricial no reactiva o no ácida, es aquella en la cual los fluidos de

tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales o sólidos de la roca. En este caso se

utilizan principalmente soluciones oleas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, o con aditivos

18

como los surfactantes. Estas estimulaciones comúnmente se emplean para remover daños por

bloqueos de agua, petróleo o emulsión; daños por pérdida de lodo, por depósitos orgánicos, etc.

(Islas, 1991, pág. 26).

2.2.3. Tipos de fluidos para una estimulación matricial

El éxito de la estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del

fluido de tratamiento. El proceso de selección de un fluido por lo general es muy complejo,

debido a muchos parámetros involucrados que varían ampliamente, como son el tipo de daño, las

características de la formación, las condiciones del pozo, el criterio económico, etc. (Islas, 1991,

pág. 26).

Dada esta amplia variedad de condiciones, se han desarrollado un gran número de fluidos de

tratamiento, los cuales pueden aplicarse en situaciones específicas.

La selección del fluido optimo, es decir, aquel que reporte mayores ventajas para la solución

de un problema dado, debe basarse en la consideración de todos los parámetros relevantes, como

son: la mineralogía de la formación, la identificación y evaluación del daño, los resultados de

pruebas específicas de laboratorio, etc. (Islas, 1991, pág. 26).

Estos fluidos pueden clasificarse de la siguiente manera:

2.2.3.1. Ácidos minerales

Ácido clorhídrico (HCl): se usa como una solución de cloruro de hidrogeno (gas) en

agua al 15% en peso, se disocia rápidamente en agua por lo que se presenta en

condición de ácido fuerte. Su principal desventaja es la alta corrosividad, difícil de

controlar a temperaturas superiores de 250 °F (Garaicochea, 1998, pág. 11).

19

Ácido fluorhídrico (HF): es el único ácido que permite la disolución de minerales

silícicos como la arcilla, el cuarzo, los feldespatos, etc. Se puede usar en solución con

ácido clorhídrico (Garaicochea, 1998, pág. 11).

Ácido clorhídrico-fluorhídrico (HCl-HF): esta mezcla se usa exclusivamente para

estimulaciones en areniscas, es una solución de HCl y HF en agua (Acosta, Hernández,

Mungaray, Sánchez, & Sánchez, 1990, pág. 231)

2.2.3.2. Ácidos orgánicos

Se usan en operaciones que requieren altos periodos de tiempo de contacto del ácido con la

tubería debido a su menor corrosividad.

Ácido fórmico (HCOOH): es más fuerte que el ácido acético, se usa como ácido

retardado y en concentraciones hasta del 10% en peso. Su principal aplicación es la

acidificación de rocas calcáreas en pozos de alta temperatura (Garaicochea, 1998, pág.

12).

Ácido acético (CH3COOH): es un ácido débil, esto genera que reaccione lentamente

con los carbonatos y el acero. Se usa para la remoción de incrustaciones calcáreas y en

estimulación de calizas y dolomías con altas temperatura, se dispone generalmente en

soluciones de agua al 10% (Garaicochea, 1998, pág. 12).

2.2.3.3. Ácidos en polvo

Los ácidos sulfámico y cloroacético son polvos cristalinos fácilmente solubles en agua, tienen

un uso limitado. Son asociados con la facilidad de transportarlos a localizaciones remotas en

forma de polvo (Garaicochea, 1998, pág. 12).

20

El ácido sulfámico se descompone a 180 °F por lo que no es recomendable usarlo con

temperaturas mayores de 160°F. El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el

sulfámico, por lo que es generalmente preferido (Garaicochea, 1998, pág. 12).

2.2.3.4. Mezclas ácidas

Ácido clorhídrico-acético y ácido clorhídrico-fórmico: útiles en carbonatos,

diseñadas para aprovechar el alto poder disolvente a bajo costo del HCl. Se utiliza

en formaciones de alta temperatura donde resultaría muy costoso controlar la

corrosividad del HCl (Acosta, Hernández, Mungaray, Sánchez, & Sánchez, 1990,

pág. 233).

Ácido fórmico-fluorhídrico: se utiliza en la acidificación de areniscas, combina el

poder disolvente del HF con la baja corrosividad del ácido fórmico, el cual

proporciona a la mezcla un mayor tiempo de reacción (Acosta, Hernández,

Mungaray, Sánchez, & Sánchez, 1990, pág. 234).

2.2.3.5. Sistemas de ácidos retardados

Ácidos gelificados: se usan en operaciones de fracturamiento debido a la lenta

velocidad de reacción, se degradan rápidamente en soluciones ácidas a temperaturas

mayores de 130° F. No son utilizados en estimulación matricial debido a que el

incremento de viscosidad del ácido, reduce la inyectividad del mismo (Acosta,

Hernández, Mungaray, Sánchez, & Sánchez, 1990, pág. 234).

Ácidos químicamente retardados: se preparan agregando al ácido un surfactante con

el fin de formar una barrera física a la transferencia del ácido con la formación. Para

que sea efectivo el aditivo debe absorberse en la superficie de la formación y formar

una película homogénea. El uso de este acido requiere la inyección continua de

21

petróleo durante el tratamiento (Acosta, Hernández, Mungaray, Sánchez, & Sánchez,

1990, pág. 235).

Ácidos emulsificados: pueden contener el ácido como fase interna o externa. En el

primer caso contiene generalmente de 10 a 30% de hidrocarburo como fase externa y

ácido clorhídrico regular como fase interna. Cuando el ácido es la fase externa, la

relación petróleo-ácido es comúnmente de 2:1 (Acosta, Hernández, Mungaray,

Sánchez, & Sánchez, 1990, pág. 235).

2.2.3.6. Aditivos para ácidos

Con el fin de optimizar los resultados de una estimulación matricial usando ácidos es

necesario el uso de aditivos. Cada aditivo cumple con una función específica, permitiendo una

mayor efectividad en los trabajos a realizarse.

Los aditivos que se suelen utilizar son los siguientes:

Inhibidores de corrosión: se caracterizan por tener una fuerte afinidad con la

superficie metálica, para ser efectivos deben tener la capacidad de adherirse al interior

de la tubería, formando una delgada cubierta protectora a medida que el ácido es

bombeado (Garaicochea, 1998, pág. 23).

Surfactantes: son comunes en todos los tratamientos ácidos, sus principales funciones

son: demulsificar el ácido y el petróleo, penetración y reducción de la tensión

superficial, evitar el hinchamiento o dispersión de arcillas, alterar la mojabilidad de la

formación, entre otras. Cuando se adicionen surfactantes se debe asegurar la

compatibilidad con el inhibidor de corrosión y con los otros aditivos (Garaicochea,

1998, pág. 24).

22

Solventes mutuos: son utilizados por su solubilidad en fluidos base agua o petróleo.

Este aditivo facilita la reacción del ácido en superficies cubiertas de petróleo debido a

su habilidad para ayudar a disolver más allá de la cubierta de petróleo; también ayudan

a disminuir la tensión superficial del ácido reactivo lo que facilita la recuperación del

ácido gastado y la limpieza del pozo (Garaicochea, 1998, pág. 25).

Reductores de fricción: se utiliza para reducir las pérdidas de presión por fricción

cuando se bombea el ácido a través de la tubería. Estos aditivos por lo general son

polímeros orgánicos en concentraciones de 1 a 20 lb/1000 galones de ácido (Acosta,

Hernández, Mungaray, Sánchez, & Sánchez, 1990, pág. 242).

Reductores de pérdida de filtrado: estos aditivos se componen de dos productos, una

partícula inerte que entra en la formación quedándose cerca de la superficie de la

fractura y un material gelatinoso que tapona los poros dejados por el material sólido

granular. Los más comunes son: carbonato de calcio, resinas orgánicas, polímeros

orgánicos, poliacrilamida y hidroxietil celulosa (Acosta, Hernández, Mungaray,


Agentes desviadores: se los utiliza cuando el tratamiento se realiza por etapas es decir

cuando el pozo tiene varias zonas productoras. Los más comunes son: agentes

desviadores para tratamiento a la matriz, agentes desviadores para fracturamiento ácido

y agentes desviadores solubles en agua o en acido (Acosta, Hernández, Mungaray,


Agentes secuestrantes: se utiliza para eliminar la precipitación del hierro disuelto por

el ácido ocurrido después de la acidificación. El hierro puede proceder de la corrosión

que se encuentran sobre las paredes de las tuberías o puede estar presente en la

23

mineralogía de la formación (Acosta, Hernández, Mungaray, Sánchez, & Sánchez,

1990, pág. 244).

2.2.4. Estimulación matricial en arenas

El objetivo principal para acidificar una formación de areniscas es remover el daño causado

por migración de finos, hinchamiento de arcillas, invasión de partículas sólidas, entre otras. Se

puede utilizar ácido fluorhídrico mezclado con ácido clorhídrico o con ácidos orgánicos como

fluido de tratamiento.

Esta mezcla de ácidos se utiliza para disolver feldespatos y minerales arcillosos debido a que

éstos tienen mayor área de contacto, el ácido fluorhídrico se gastará más rápido en estos

materiales que en las arenas o el cuarzo.

Estos tratamientos están limitados para daños someros, es decir de 1 a 3 pies de la cara del

pozo, el ácido fluorhídrico puede ser retardado para mejorar la distancia de penetración del ácido

(Pemex UPMP, 2008, pág. 14).

La mezcla de ácido fluorhídrico y ácido orgánico (acético o fórmico), se puede utilizar para

retardar la reacción con la arena y las arcillas y disminuir el ataque corrosivo, de esta manera se

puede penetrar más profundamente la formación y remover más daño. La mejor selección para

remover daño por arcillas en pozos de alta temperatura y profundos con yacimientos en areniscas

es la de 6% de ácido fórmico y 1.5% de ácido fluorhídrico (Pemex UPMP, 2008, pág. 14).

Para realizar una estimulación en arenas se debe tener en cuenta las 3 etapas de bombeo:

precolchón, fluido de tratamiento, fluido de desplazamiento

2.2.4.1. Precolchón o pre-flujo

Se bombea por delante del fluido de tratamiento, su función es proporcionar un barrido entre

la mezcla del ácido vivo y gastado y los fluidos de la formación, este barrido reduce la

posibilidad de formar fluosilicatos y fluoaluminatos de potasio. Si se usa ácido clorhídrico como

24

precolchón se removerá el carbonato de calcio presente y evitará su reacción con el ácido

fluorhídrico.

Los fluidos más comunes que se utilizan como precolchón y fluido de desplazamiento son:

Diésel

Kerosene

Ácido clorhídrico

Cloruro de amonio

La elección del precolchón depende de principalmente de la composición mineralógica de la

formación y la temperatura.

En la Fig. 2.7 se muestra el comportamiento de diferentes precolchones en función de la

temperatura y la composición mineralógica de la formación.

Fig. 2.7 Precolchón en función de la temperatura y mineralogía de la formación

Fuente: Pemex (2008)

2.2.4.2. Fluido de tratamiento

Se bombea posterior al pre-flujo o precolchón, éste fluido removerá el daño de formación.

Los fluidos más comunes que se utilizan como fluido de tratamiento son:

Ácido fluorhídrico

25

Ácido clorhídrico

Cuando el ácido fluorhídrico es bombeado a la formación, la permeabilidad y el gasto de

bombeo a menudo disminuyen o se incrementa la presión de bombeo. Así, con 3 y 6% de ácido

fluorhídrico, cuando se remueve el daño, finalmente la permeabilidad se incrementará (Pemex

UPMP, 2008, pág. 15).

En la Fig. 2.8 se muestra el comportamiento de los diferentes sistemas de fluidos de

tratamiento en función de la temperatura y la composición mineralógica de la formación.

Fig. 2.8 Fluidos de tratamiento en función de la temperatura y mineralogía de la formación


En la Fig. 2.9 se observa el comportamiento de diferentes concentraciones de ácido

fluorhídrico - ácido clorhídrico con respecto a la permeabilidad relativa.

Fig. 2.9 Comportamiento de HF-HCl con respecto a la permeabilidad relativa


26

2.2.4.3. Fluido desplazante

Se bombea después del fluido de tratamiento, su función principal es desplazar totalmente el

fluido de tratamiento y asegurar una reacción completa entre éste fluido y la formación, de esa

manera los resultados del tratamiento serán exitosos. Generalmente se utiliza cloruro de amonio

puesto que es una de las pocas sales que no precipita con el ácido fluorhídrico, el diésel también

se utiliza en pozos de petróleo (Pemex UPMP, 2008, pág. 16).

Ya que el ácido fluorhídrico reacciona rápidamente no se recomienda un largo período de

cierre, debe empezar a regresar los fluidos tan pronto como lo hacen en formaciones de baja

permeabilidad. En el caso de la estimulación matricial en areniscas, la apertura del pozo debe ser

lo más rápido posible (Pemex UPMP, 2008, pág. 16).

2.2.5. Estimulación matricial en carbonatos

Este tipo de estimulación se las realiza comúnmente en formaciones que contiene calizas o

dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la permeabilidad

en la cara del pozo debido a la generación de canales por la disolución de material que genera el

ácido.

La acidificación matricial en carbonatos puede considerarse como un proceso mucho más

sencillo que una acidificación en formaciones areniscas, esto es debido a que la mayoría de los

productos de reacción tanto en calizas como en dolomitas son solubles en el ácido gastado

(Pemex UPMP, 2008, pág. 9).

El incremento en la productividad de una formación de carbonatos con un tratamiento ácido a

la matriz no puede predecirse, debido a la imposibilidad de calcular el número y localización de

los agujeros de gusano (Garaicochea, 1998, pág. 49).

Los ácidos que generalmente se usan en este tipo de estimulación son:

Ácidos orgánicos (acético y fórmico)

27

Ácido clorhídrico

Existen algunos factores que influyen en el efecto de reacción del ácido con las formaciones,

entre los más importantes tenemos:

a) Temperatura

b) Presión

c) Relación volumen-área de contacto

d) Composición de la roca

e) Viscosidad

f) Concentración del ácido y productos de reacción

2.2.5.1. Estimulación reactiva utilizando ácido clorhídrico

Parámetros que deben tomarse en cuenta en este tipo de estimulación:

Concentración del ácido

Aplicación en alta y baja temperatura

Límite de los agujeros de gusano

El ácido clorhídrico es más utilizado en la estimulación de pozos y el más fuerte por lo que

reacciona con la caliza y la dolomita, en una concentración al 15% se le conoce como ácido

regular y si comparamos la misma concentración es el más corrosivo de los ácidos (Pemex

UPMP, 2008, pág. 10).

La mayoría de los tratamientos ácidos matriciales utilizan de 75 a 250 galones de ácido por pie

de intervalo productor (Pemex UPMP, 2008, pág. 9).

En la Fig. 2.10 se puede observar la capacidad de disolución del ácido clorhídrico a varias

concentraciones en dolomitas y calizas.

28

Fig. 2.10 Solubilidad del HCl en caliza y dolomita


2.2.5.2. Estimulación reactiva utilizando ácidos orgánicos

Se llevan a cabo con ácido acético o ácido fórmico, solos o mezclados con ácido clorhídrico,

son mucho más débiles que el ácido clorhídrico por lo que reaccionarán lentamente con la

mayoría de los minerales en el pozo permitiendo una penetración más profunda (Pemex UPMP,

2008, pág. 10).

El ácido acético reacciona de manera más lenta que el ácido fórmico.

10% de solución de ácido fórmico disolverá la caliza tanto como 8% de solución

de ácido clorhídrico.

10% de solución de ácido acético disolverá la caliza tanto como 6% de solución de

ácido clorhídrico.

2.2.5.3. Estimulación no reactiva en carbonatos

En esta estimulación los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales

de la formación, se utiliza para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de petróleo, agua

o emulsión; depósitos orgánicos, pérdidas de fluido de control, por mojabilidad e incrustaciones.

Los surfactantes son los principales productos químicos que se utilizan en la estimulación

29

matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar fenómenos de superficie

como: la tensión interfacial, la mojabilidad y la capilaridad (Pemex UPMP, 2008, pág. 12).

Existen varios procedimientos, equipos, herramientas, etc., para realizar una estimulación

matricial que sea efectiva. A todo este proceso operacional se lo conoce como

reacondicionamiento de pozos.

2.2.6. Reacondicionamiento de pozos

El reacondicionamiento, reparación o workover de pozos se define como el proceso de realizar

algún tratamiento remedial o de estimulación, con el fin de prolongar o incrementar la producción

de hidrocarburos.

Cada tipo de reacondicionamiento dependerán de la magnitud del problema que afecte al pozo,

existiendo así una gran variedad de este tipo de trabajos en el mercado de la industria petrolera.

Una de las principales razones para ejecutar trabajos de reacondicionamiento es la baja

productividad en los pozos, ya que en muchos casos presentan ciertas condiciones específicas en

la cara de la formación que impide el flujo de fluidos hacia el pozo, ésta condición se denomina

daño de formación.

Dependiendo del tipo de trabajo que se va a realizar se puede efectuar procedimientos de

estimulación con o sin taladro de reacondicionamiento. En la Fig. 2.11 se puede observar un

trabajo de workover con torre.

30

Fig. 2.11 Workover con torre

Fuente: Petroblogger (2015)

2.2.6.1. Reacondicionamientos mayores

Los reacondicionamientos o reparaciones mayores son cuando se interviene el pozo y esto

implica la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características del

yacimiento productor. Este tipo de operación tienen un alto costo, por lo cual, la selección del

pozo candidato tiene una gran importancia, así como un análisis y buen diagnóstico de la

problemática a la que se enfrenta (Carballo Ayala & Granados Alejandre, 2014, pág. 113).

Entre los trabajos más comunes tenemos:

Estimulación matricial

Fracturamiento hidráulicos y/o ácidos

Cambios de intervalos productores

Redisparos

31

Para realizar trabajos de estimulación matricial uno de los equipos más utilizados es la unidad

coiled tubing (CTU) o tubería flexible.

Unidad coiled tubing

Llamada también sarta continua, es una unidad integrada y autónoma de reacondicionamiento,

fácil de transportar, inyecta y recupera la tubería flexible dentro de una línea más grande de

tubing o casing, no requiere de equipos adicionales de reacondicionamiento, ver Fig. 2.12. Puede

ser utilizada en pozos vivos y permite la inyección continua de fluidos.

Fig. 2.12 Coil Tubing- workover sin torre

Fuente: Franklinwell (2014)

Aplicaciones principales:

a) Perforación

b) Sidetrack de pozos

c) Estimulación matricial

d) Fracturamiento hidráulico

e) Operaciones de cementaciones

Ventajas económicas y operativas:

a) Rapidez operativa y de movilización

b) Bajo costo de locación

32

c) No es necesario un taladro de reacondicionamiento

d) Trabajos sin necesidad de ahogo del pozo

e) No existen conexiones, viajes mucho más rápido

f) Versatilidad para una amplia gama de trabajos

2.2.6.2. Reacondicionamientos menores

Los reacondicionamientos o reparaciones menores son trabajos de rehabilitación de los pozos

cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las

condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar las propiedades petrofísicas de la zona

productora o de interés (Carballo Ayala & Granados Alejandre, 2014, pág. 87).

Estas pueden ser:

Reparación de tubería de producción o inyección.

Cambios de tubería o empacadura por comunicación o daño.

Limpieza de pozo:

a) Tubería de producción o inyección.

b) Fondo del pozo.

Corrección de anomalías de tubería de revestimiento.

Mantenimiento a conexiones superficiales.

2.3. Daño de formación

El daño en la formación es la obstrucción parcial o total de las propiedades petrofísicas como

la porosidad y permeabilidad en la zona productora del pozo, ver Fig. 2.13. Como consecuencia

del daño de formación la productividad del pozo se reduce parcial o totalmente. Se denota con la

letra “S” de Skin y puede originarse durante las operaciones de perforación, terminación,

33

estimulación, reparación, vida productiva del pozo, entre otras, sin importar las medidas de

prevención que se hayan aplicado.

Fig. 2.13 Representación gráfica de la zona dañada en el yacimiento

Fuente: Gutiérrez (2013)

El factor de daño es una medida cuantitativa empleada para evaluar el comportamiento de un

pozo, dependiendo de la magnitud del daño se debe iniciar una estimulación, o bien establecer un

programa de reacondicionamiento del pozo (Nogueda Moltalvo, 2011, pág. 15).

Dependiendo de las condiciones que el pozo presente en su análisis se puede cuantificar

diferentes valores de daño. Ver Fig. 2.14:

Fig. 2.14 Valores típicos de factores de daño

Fuente: Ríos (2013)

34

Según Halliburton (Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos) el factor de daño puede

variar desde un valor alrededor de –5 para un pozo hidráulicamente fracturado, hasta valores

sumamente elevados para un pozo que se encuentra demasiado dañado para producir.

2.3.1. Operaciones en las que se origina el daño

2.3.1.1. Perforación

Desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del

pozo, esta zona está expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectaran

fuertemente la capacidad de producción del pozo.

Cuando se perfora a través de la zona productora la calidad del fluido de control y la presión

diferencial ejercida contra la formación son críticas, el daño y su efecto en la productividad del

pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la

roca y de la invasión de sólidos tanto del propio fluido de perforación como de los recortes de la

barrena.

El lodo de perforación contiene entre otros materiales arcillas, agentes densificantes y aditivos

químicos, todos ellos potencialmente dañinos. La invasión de estos materiales depende de la

efectividad del control de pérdida del filtrado y del tamaño relativo de los sólidos y los poros de

la formación. Esta invasión puede variar de pocas pulgadas a varios pies. Adicionalmente la

acción escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes

en la pared del pozo (Islas, 1991, pág. 11).

2.3.1.2. Cementación

Durante la cementación de la tubería de revestimiento, al bajar ésta puede causarse una

presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y

aumentando las posibilidades de pérdidas de fluidos. Las lechadas de cemento también producen

un alto filtrado y los propios sólidos pueden invadir la formación.

35

Los fluidos lavadores y espaciadores, y otros productos químicos contenidos en la propia

lechada de cemento, utilizados normalmente durante la cementación, pueden ser fuentes

potenciales de daño a la formación. Los filtrados de lechada con pH elevado, son particularmente

dañinos en formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de la

formación de alta concentración de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales (Islas, 1991,

pág. 11).

2.3.1.3. Terminación

Durante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son: control,

cementación secundaria, limpieza del pozo, asentamiento de la tubería de producción,

perforación del intervalo a explotar e inducción del pozo a producción.

El control del pozo y cementación secundaria (squeeze), se propicia la inyección forzada de

fluidos y sólidos.

Si el asentamiento de la tubería de producción se lleva a cabo después de haber sido perforado

el intervalo de interés, pueden ocurrir pérdidas de fluido de control, agravándose si este fluido

contiene sólidos (Islas, 1991, pág. 11).

En terminaciones especiales para control de arena, los empacamientos de arena pueden quedar

dañados por colocación deficiente, dejando espacios vacíos entre la formación y el cedazo,

contaminación de la grava por incompleta limpieza antes de su colocación o mal diseño de

granulometría de la grava o de la apertura del cedazo (Islas, 1991, pág. 12).

2.3.1.4. Estimulación

La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de

tratamiento inyectados a la formación, puedan dejar residuos por precipitaciones secundarias o

incompatibles con los fluidos de la formación. Obviamente estos efectos causaran daños difíciles

de remover y en ocasiones permanentes.

36

Los fluidos ácidos de estimulación son de las fuentes de mayor potencialidad de daños. Una

selección inapropiada del fluido de estimulación o el no tomar en cuenta las condiciones de los

pozos en los que se realiza una estimulación, puede llevar a daños severos y en ocasiones

permanentes.

Al inyectar un ácido los productos de corrosión de las tuberías son disueltos y llevados a la

formación. Al gastarse el ácido, estos productos compuestos de hierro, vuelven a precipitarse en

la roca.

Así mismo los fluidos de estimulación llevan productos químicos (ácidos, surfactantes, etc.),

que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, reaccionar con el petróleo del

yacimiento formando lodos asfálticos, desconsolidación de la roca, precipitaciones indeseables

etc. (Islas, 1991, pág. 12).

2.3.1.5. Cañoneo

Durante la perforación del intervalo debe procurarse en general un fluido de control limpio

(libre de sólidos), y una presión diferencial a favor de formación. Aún con estas precauciones, los

túneles de las perforaciones quedan empacados con detritos de las propias cargas explosivas, de

la tubería de revestimiento del cemento y la propia formación.

Adicionalmente, la zona de la roca alrededor de los túneles de las perforaciones es compactada

y esencialmente adquiere una permeabilidad nula. Por ambas razones las perforaciones pueden

ser completamente bloqueadas (Islas, 1991, pág. 12).

En una completación con cañoneo (sin fracturamiento), la productividad es afectada por el

patrón de cañoneo y la penetración de las perforaciones. Dependiendo de estas características el

factor de daño para las perforaciones puede ser positivo o negativo.

37

2.3.1.6. Limpieza

Normalmente se usan solventes y productos químicos para remover materiales diversos

(parafinas, asfaltenos, etc.), estos fluidos son circulados y entran en contacto con la zona

productora pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daños por

incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los residuos de

esta operación circulan hacia el fondo y logran penetrar la formación, también es factible su

taponamiento (Islas, 1991, pág. 12).

2.3.1.7. Reparación de pozos

El daño durante estas operaciones es originado por las mismas causas que intervienen al

terminar los pozos. El exceso de presión diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar

pérdidas de circulación; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producirá daño

(Islas, 1991, pág. 12).

2.3.1.8. Inyección de agua

Generalmente se ocasiona daño en estos casos cuando el agua no está tratada apropiadamente,

pudiendo contener sólidos por uso inadecuado de los filtros, por el contenido de sales no

compatibles con el agua de formación, por acarreo de finos de la misma formación, por

incompatibilidad con las arcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyección de polímeros,

etc. (Islas, 1991, pág. 12).

2.3.1.9. Inyección de gas

El gas generalmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar al

intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de barrido de grasa para roscas, escamas de corrosión u

otros sólidos que taponarán los poros del yacimiento. Así mismo el gas inyectado puede acarrear

productos químicos, residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo lo cual

reduce la permeabilidad al gas y su inyectividad (Islas, 1991, pág. 12).

38

2.3.1.10. Producción

Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por sólidos (arcillas y otros finos)

que emigran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo; en formaciones de

arenas poco consolidadas este problema es mayor. Si el yacimiento se encuentra con baja presión,

será mucho más fácil dañar la formación con estos sólidos.

Durante la producción de un pozo pueden originarse cambios en la estabilidad de los fluidos

producidos, pudiéndose proporcionar precipitaciones orgánicas (asfaltenos y/o parafinas) o

inorgánicas (sales) con el consecuente obturamiento del espacio poroso y el daño a la formación.

Así mismo en pozos de gas pueden ocurrir fenómenos de condensación retrógrada que ocasionan

bloqueos de líquidos en la vecindad del pozo.

En ocasiones es necesario usar productos químicos para inhibir precipitaciones o corrosión, su

efecto puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca en forma desfavorable (Islas, 1991,

pág. 12).

2.3.2. Daño de formación por migración de finos

En lo general, las formaciones productoras de hidrocarburos contienen en mayor o menor

cantidad arcillas, estos minerales son potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a

fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración (Islas, 1991, pág. 16).

Los finos se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros

de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su

migración, las partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a

través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento

severo y disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo, donde

la velocidad del fluido es máxima (Nogueda Moltalvo, 2011, pág. 28). Ver Fig. 2.15

39

Fig. 2.15 Taponamiento del espacio poroso

Fuente: PerfoBlogger (2015)

Las partículas finas tienen un tamaño promedio de grano que va desde el tamaño coloidal

hasta 40 micrones. Ejemplos de finos incluyen arcillas autigeníticas como: clorita, esmectita, ilita

y caolinita; silicatos como: feldespato, cuarzo y sílice; y carbonatos como calcita, dolomita y

siderita. En la Fig. 2.16 se detallan los minerales más comunes que componen las rocas

sedimentarias.

Fig. 2.16 Minerales comunes que componen las rocas sedimentarias

Fuente: Islas (1991)

40

Las principales arcillas autigénicas que afectan la producción de un pozo son:

Caolinita

No tiene agua interlaminar, no se expande, pero se fractura y migra, por efecto de la

concentración iónica del medio. Se reconoce fácilmente en microfotografías por su aspecto de

láminas paralelas perfectamente colocadas unas sobre otras (Ríos, Estimulación de Pozos de

Petróleo y Gas, 2013). Ver Fig. 2.17

Fig. 2.17 Visión microscópica de la caolinita


Ilita

Es muy propensa a quebrarse y migrar por el movimiento de fluidos, se reconoce en

microfotografías por su forma de agujas o cabellos (Ríos, Estimulación de Pozos de Petróleo y

Gas, 2013). Ver Fig. 2.18

Fig. 2.18 Visión microscópica de la ilita


41

Esmectita

El agua de baja concentración salina y otras moléculas polares, incluyendo orgánicas, puede

expandir la esmectita, hasta separar completamente las capas. Se reconoce en las

microfotografías por su apariencia de hojuelas continuas, formando estructuras en forma de

colmena (Ríos, Estimulación de Pozos de Petróleo y Gas, 2013).

Clorita

Esta arcilla no es propensa a disgregarse y migrar ni a expandirse, pero, por su alto contenido

de hierro, es muy problemática a la hora de inyectar ácido clorhídrico en la formación. Se

reconoce en microfotografías porque sus láminas planas están dispuestas en forma de rosetas u

hojas de repollo (Ríos, Estimulación de Pozos de Petróleo y Gas, 2013). Ver Fig. 2.19

Fig. 2.19 Visión microscópica de la clorita


2.3.3. Pseudodaños

La zona de la formación vecina a la cara del pozo puede estar dañada debido a diferentes

operaciones como la perforación, cementación, estimulaciones, etc., requeridas para la

producción de un pozo.

Para determinar la productividad de un pozo se realizan varios análisis, como por ejemplo el

de caída de presión. Esta caída de presión ΔPr, controla en gran medida el caudal de entrada de

42

fluidos en el pozo. El análisis de esta parte del sistema de producción, considera el flujo de

fluidos desde el radio de drene del pozo, pasando a través de la zona virgen de la formación y de

la zona vecina al pozo, generalmente alterada, y de aquí al intervalo perforado a través de los

túneles de los disparos (Islas, 1991, pág. 5).

Fig. 2.20 Diagrama de un sistema típico de flujo de un pozo


Ec. 2.1

Ec. 2.2

Donde ΔP indica una caída de presión por las siguientes causas:

ΔPfm = requerida para mover los fluidos a través de la formación en la zona no alterada.

ΔPfd = requerida para mover los fluidos a través de la zona alterada.

ΔPt = causada por la turbulencia del fluido al entrar al pozo.

ΔPpc = asociada con la penetración parcial de la zona productora y el efecto de

inclinación relativa de la formación con el eje del pozo.

ΔPperf = asociada con las perforaciones (penetración y densidad).

ΔPtp = asociada con el flujo de fluidos a través de los túneles de las perforaciones.

43

Para determinar ΔPr se requiere la presión del fondo del pozo y su variación con el tiempo, el

análisis de variación de presión de pruebas de incremento o decremento determina una presión de

fondo fluyente real, Pwfreal. Si se considera una terminación en hoyo descubierto y la inexistencia

de alteración alguna en la cara del pozo, el valor de la presión de fondo fluyente sería diferente y

se podría indicar como Pwfideal (Islas, 1991, pág. 5).

Considerando el concepto de Darcy para un flujo en un yacimiento radial, define una

diferencia de presión entre Pwfreal y Pwfideal. Ver Fig.2.21

Ec. 2.3

Fig. 2.21 Condiciones de flujo en un yacimiento radial


Según Van Everdingen y Hurst, esta diferencia de presión en régimen permanente con el

llamado efecto skin, donde:

Ec.2.4

Representada en unidades de campo Ec.2.4:

Ec. 2.5

Donde:

44

q: caudal de petróleo (BPPD)

µ: viscosidad del petróleo (cp)

k: permeabilidad (md)

h: espesor de la zona de interés (pies)

S: daño de formación

βo: factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

La caída de presión ΔPs es provocada por las caídas de presión adicionales causadas por:

ΔPfd, ΔPt, ΔPc, ΔPperf, ΔPtp.

Es decir:

Ec.2.6

Se puede asociar a cada perdida de presión un factor de pseudodaño, por lo que el efecto skin,

está compuesto por los pseudofactores:

Ec. 2.7

Donde:

Sfd = daño real de la formación

St = daño por turbulencia

Spc = daño por terminación

Sperf = daño por las perforaciones

Stp = daño por los túneles de las perforaciones

Dado que las pruebas de presión permiten obtener el efecto skin o factor de daño total, este

valor estará influenciado por el factor de daño verdadero a la formación y los otros

pseudofactores, algunos de los cuales pueden tomar valores negativos, positivos o ser nulos.

45

En la estimulación de pozos solo se considera el factor de daño verdadero Sfd y el

pseudofactor por restricciones en los túneles de los disparos, por lo que es de extrema

importancia cuantificar los componentes del efecto skin y así estimar el efecto de una

estimulación dirigida a la remoción del daño verdadero de la formación en la vecindad del pozo y

la eliminación de la restricción en los túneles de las perforaciones (Islas, 1991, pág. 6).

2.3.4. Metodología para determinar el daño de formación

2.3.4.1. Métodos cuantitativos

Build up

Esta prueba consiste en tomar datos de una serie de mediciones de presión de fondo durante un

periodo de tiempo luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una tasa constante

estabilizada.

Esta prueba nos permite conocer algunos parámetros tales como:

a) Presión estática del yacimiento

b) Efecto skin

c) Permeabilidad efectiva del yacimiento

d) Presencia de fallas

e) Interferencia o comunicación entre pozos

Se asumen algunas características para el desarrollo de esta prueba:

a) Flujo: laminar

b) Yacimiento: homogéneo, isotrópico, horizontal

c) Fluido: ligeramente compresible, viscosidad constante, factor volumétrico

constante

46

La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa constante durante un tiempo

establecido, llamado tiempo de flujo (tp) con el fin de establecer una distribución homogénea en

la presión antes del cierre. Ver Fig.2.22

Fig. 2.22 Build up test, Q vs Time

Fuente: Escobar (2012)

Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @ ∆t = 0) y se empieza a medir en función

del tiempo de cierre (∆t). Ver Fig.2.23

Fig. 2.23 Build up test, P vs Time


Existen varios análisis que utilizan sus respectivas ecuaciones y relaciones para interpretar la

prueba de restauración de presión, siendo las más utilizadas:

a) Análisis de Horner (Método convencional)

47

b) Análisis log-log

c) Análisis de la derivada de la presión

En la Figura 2.24 se puede observar el método de la derivada con sus respectivos resultados.

Fig. 2.24 Método de la derivada, Build up


Otros métodos en los cuales se utiliza el análisis de pruebas de presión son:

a) Abatimiento de presión (Draw down)

b) Fall off

c) Prueba multitasa

d) Prueba de interferencia

e) Prueba de inyectividad

f) Drill Stem Test (DST)

Darcy

La ley fundamental que rige el flujo de fluidos en el medio poroso es la Ley de Darcy, la cual

fue establecida en 1856 por Henry Darcy a partir de diversos experimentos.

El francés realizó un experimento sobre el movimiento del agua a través de un medio poroso

que se encontraba dentro de una tubería colocada horizontalmente, hizo fluir el agua por la

tubería hasta saturarla completamente. A partir de los resultados presento una expresión

48

matemática en la que establece que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es

proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

Ec. 2.8

Donde:

v = velocidad del fluido (cm/seg)

q = tasa de flujo volumétrica (cm3/seg)

A = área total transversal de flujo (cm2)

𝜇 = viscosidad del fluido (cp)

dp/dx = gradiente de presión (atm/cm)

k = permeabilidad en el medio poroso (Darcy)

Signo negativo se debe a que el gradiente de presión es negativo en la dirección

del flujo.

Consideraciones de la Ley de Darcy:

a) Flujo continuo

b) Formación homogénea

c) Fluidos incompresibles

d) Flujo laminar

Los factores que causan daño en la formación pueden producir una caída adicional de presión

durante el flujo durante el flujo, la cual se conoce como ∆Pskin.

Muchos autores partieron de la ley que propuso Darcy para seguir con sus investigaciones,

como por ejemplo Hawkins, quien mostró que la permeabilidad en la zona de daño Kskin es

uniforme y la caída de presión a través de la zona puede aproximarse por la ecuación de Darcy,

para lo cual propuso el siguiente planteamiento:

49

Ec. 2.9

Aplicando la ecuación de Darcy en Ec. 2.9, se obtiene:

Ec. 2.10

O también:

Ec.2.11

Ec. 2.12

Donde:

k = permeabilidad de la formación (md)

kskin = permeabilidad de la zona de daño (md)

rw: radio del pozo (pies)

rskin: radio de la zona de daño (pies)

Para determinar la caída adicional de presión en la zona de daño, se parte de la ecuación 2.12 y

se obtiene:

Ec. 2.13

Donde el factor de daño y está definido por:

Ec. 2.14

Las ecuaciones modificadas y propuestas anteriormente se basan en el concepto que la caída

de presión total disminuirá o aumentará por una cantidad ∆Pskin. Asumiendo un ∆Pideal, la caída

de presión para un área de drenaje con permeabilidad uniforme es:

50

Ec. 2.15

O también:

Ec. 2.16

Donde ∆Pskin se representa por:

Ec. 2.17

O también por:

Ec. 2.18

Las definiciones expresadas anteriormente pueden aplicarse a todos los regímenes de flujo,

tomando en cuenta que la zona de daño está alrededor del pozo. Las siguientes ecuaciones

representan los siguientes casos:

a) Flujo radial continuo

Ec. 2.19

Donde:

Qo = caudal de petróleo (BPPD)

k = permeabilidad (md)

h = espesor neto productor (ft)

Pws = presión estática del yacimiento (PSI)

Pwf = presión de fondo fluyente (PSI)

βo = factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

µo = viscosidad del petróleo (cp)

51

re = radio de drenaje del pozo (ft)

rw = radio del pozo (ft)

S = daño

b) Flujo radial transitorio para fluidos ligeramente compresibles

Ec. 2.20

Donde:

𝛷 = porosidad (%)

t = tiempo (horas)

ct = compresibilidad total (PSI-1)

c) Flujo radial transitorio para fluidos compresibles

Ec. 2.21

Donde:

Qg = tasa de flujo de gas (MPCN/día)

T = temperatura (°R)

µg = viscosidad del gas (cp)

z = factor de compresibilidad del gas

𝑐𝑡𝑖 = compresibilidad isotérmica total a presión inicial (PSI-1)

𝜇𝑖 = viscosidad del gas a presión inicial (cp)

d) Flujo radial semicontinuo para fluidos ligeramente compresibles

Ec. 2.22

e) Flujo radial semicontinuo para fluidos compresibles

52

Ec. 2.23

2.3.4.2. Métodos cualitativos

Historia de Producción

Las curvas de historia de producción se deben revisar para determinar la existencia y extensión

relativa del daño, se las grafica en papel semilogarítimico: en el eje de las ordenadas el logaritmo

de la tasa de producción (BFPD) y en el eje de las abscisas el tiempo (años o meses). En estas

curvas puede detectarse cambios y anomalías que pueden ser indicios de daños a la formación, es

importante ver si los cambios bruscos están asociados a eventos de reparación o estimulación del

pozo ya que es el mejor indicio del proceso que generó el daño.

La declinación brusca es la mejor indicación de que un pozo está dañado, ocurre cuando la

curva tiene una declinación normal se trabaja el pozo y después de la reparación con un fluido de

trabajo la historia subsiguiente muestra una declinación drástica mayor que la normal, esto es

indicación de daño por causa del fluido utilizado (Ríos, Daño a la formación: causas, prevención

y remedio, 2010). Ver Fig. 2.25.

La declinación brusca en la historia de producción, cuando no está asociada a un trabajo de

reparación, hay que analizarla bajo dos criterios:

a) Si está asociada con el comienzo de la producción de agua, entonces es indicio de

migración y acumulación de partículas finas en el área crítica alrededor del pozo.

b) Si no está asociada a producción de agua, posiblemente la causa sea precipitación de

asfaltenos en la misma área.

53

Fig. 2.25 Pozo dañado, historia de producción


Si el cambio suave y gradual en la pendiente de la curva es indicación de la acumulación

gradual de depósitos en la tubería, situación que puede corregirse con tratamiento químico. Ver

Fig. 2.26

Fig. 2.26 Deposición de sólidos en la tubería


Análisis de núcleos en laboratorio

Estos análisis requieren que se disponga de núcleos de la formación, núcleos de pared, ripios o

cortes obtenidos durante la perforación. Determinan la composición mineralógica de la formación

a la que se le va a diseñar un tratamiento químico. Las herramientas de laboratorios disponibles

son:

54

a) Microscopía óptica de secciones finas (análisis petrográfico)

b) Pruebas de solubilidad en ácido

c) Análisis de tamizado (granulometría)

d) Curvas de respuestas a ácidos

e) Análisis de difracción de rayos X

f) Microscopía electrónica de barrido (SEM)

g) Técnica de electrón retrodispersado para análisis de ripios y tapones de núcleos

Otras pruebas para localizar el daño

Otras pruebas que deben estar disponibles en la localización de posibles daños en la formación

son:

a) Pruebas de flujo a través de los núcleos

b) Pruebas de formación de emulsiones

c) Compatibilidad de fluidos

d) Análisis del agua de la formación

e) Pruebas de parafinas y asfaltenos

f) Pruebas de humectabilidad

g) Análisis del petróleo

h) Pruebas de formación de precipitados insolubles (sludge)

55

3. CAPÍTULO III

3.1. Metodología

3.1.1. Tipo de estudio

El presente estudio técnico es de tipo estadística, descriptiva y proyectiva.

Estadística porque a través de un proceso numérico y de recopilación e interpretación de datos

se pudo realizar el análisis detallado de diferentes características en los pozos. Descriptiva debido

a que durante el desarrollo del proyecto se identificó mediante varios métodos los pozos con

problemas de daño en la formación, además se definió las características de la técnica de

estimulación a desarrollarse. Y proyectiva puesto que se presentó un procedimiento de

estimulación matricial óptimo para las condiciones encontradas en estos pozos.

3.1.2. Universo y muestra

El universo del estudio son los 38 pozos actualmente en producción en el campo Palo Azul,

mientas que la muestra se definió mediante un análisis detallado para identificar los pozos de la

plataforma Norte que producen del reservorio Hollín que presentan daño en la formación a causa

de la migración de finos, siendo un total de 5 pozos.

3.1.3. Métodos y técnicas

De acuerdo con la información proporcionada por el Activo Palo Azul, el análisis de los pozos

se lo realizó con datos desde septiembre de 2013 hasta julio de 2017.

Para el desarrollo del proyecto se analizó parámetros operacionales y condiciones actuales;

eventos importantes que se efectuaron a lo largo de la vida productiva de los pozos; descripción

geológica de los intervalos productores; entre otros, con la finalidad de especificar la causa que

genera la migración de finos y sus efectos posteriores. Se eligió el mejor sistema de fluidos para

eliminar el daño y se realizó una proyección de producción para conocer el incremento que se

podría obtener una vez que se aplique esta estimulación recomendada.

56

3.2. Análisis de información

3.2.1. Pozo PLAN-49H

Se inicia la etapa de perforación el 25 de septiembre del 2013 y finaliza el 3 de diciembre del

2013 con el Rig 121 de la compañía H&P, alcanzando una profundidad total de 12047 ft en MD

y 10062.9 ft en TVD, para llegar al objetivo del reservorio de la arenisca Hollín. Es un pozo

horizontal, con una inclinación de 89.3° @ 12047 ft MD, 10062.9 ft TVD, con un máximo dog

leg de 4.28°/100 a 8094 ft MD, 8344.67 ft TVD. Arranca su producción el 8 de diciembre del

2013 a flujo natural, produciendo del intervalo 11685-12047 ft MD (362 ft). El 8 de febrero de

2013, se registró una producción de 4200 BPPD, 0.8 % de BSW.

3.2.1.1. Estado actual del pozo

Tabla 3.1 Condiciones actuales PLAN-49H

PLAN-49H

Fecha julio de 2017

Yacimiento productor Hollín

Intervalos cañoneados

11218’-11226’ MD (8ft)

11254’-11270’ MD (16ft)

11278’-11296’ MD (18ft)

11308’-11322’ MD (14ft)

11400’-11410’ MD (10ft)

11430’-11460’ MD (30ft)

BFPD 607 Bls

BPPD 140 Bls

BWPD 467 Bls

BSW 77.0 %

API 25.7°

Pwf 1356 PSI

Drawdown 2990 PSI

IP 0.239 BFPD / PSI

Bomba FLEX 17.5

Frecuencia 56.00 Hz Elaborado por: Diego Yánez

57

3.2.1.2. Diagrama actual de completación

Fig. 3.1 Diagrama de completación PLAN-49H

Fuente: Petroamazonas EP (2017b)

58

3.2.1.3. Completación y workover

Descripción de los eventos más importantes en la vida productiva del pozo. Ver Tabla 3.2

Tabla 3.2 Histórico de workover PLAN-49H

N° Fecha Completación y Workover Parámetros operacionales

A 08/12/2013 Completación

Pozo arranca a flujo natural

Producción estabilizada al arranque

BFPD BPPD BWPD IP

4156 4123 33 5.51

B 07/03/2014 Arranca equipo BES

@ 40 Hz

Sin equipo BES

BFPD BPPD BWPD IP

2661 2489 172 1.6

Con equipo BES

BFPD BPPD BWPD IP

760 585 175 0.35

C 25/07/2014 Workover N° 1

Estimulación ácida matricial:

1.5% BJSS con torre + CTU

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

245 190 55 0.19

Después del workover

BFPD BPPD BWPD IP

985 717 268 0.32

D 01/03/2015

Workover N° 2

Se dispara Hollín superior

con Hydrajet. Intervalos:

11254’-11326’MD

11428’-11470’ MD

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

412 132 280 0.13


BFPD BPPD BWPD IP

1703 1499 204 0.97

E 11/02/2016

Workover N° 3

Redisparos en Hollín

superior, trabajo realizado

con TCP

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

560 314 246 0.23


BFPD BPPD BWPD IP

966 389 577 0.32

F 05/07/2017 Condición actual del pozo

Producción actual

BFPD BPPD BWPD IP

607 140 467 0.24 Elaborado por: Diego Yánez

59

3.2.1.4. Histórico de producción

Fig. 3.2 Histórico de producción PLAN-49H


A. El pozo inicia su producción a flujo natural el 8 de diciembre de 2013 con un aporte de

fluido inestable que tiende a disminuir radicalmente, el BSW se mantiene constante.

Además, se observa una caída drástica y continua de la presión de fondo fluyente, posible

taponamiento por migración de finos. Para compensar esta pérdida de presión y

producción se instala un sistema de levantamiento artificial.

B. El equipo BES arranca @ 50 Hz el 7 de marzo de 2014, se aprecia un incremento en el

BSW, el aporte de fluido sigue con la misma tendencia y baja considerablemente, hasta

llegar a un punto en el que se mantiene constante por un periodo de cuatro meses. La

WO. 1 WO. 2 WO. 3

Arranca equipo

BES

A B C D E F

60

presión de fondo fluyente presenta un comportamiento inestable con tendencia a

incrementarse.

C. Se realiza el Workover N° 1, el equipo BES arranca @ 50 Hz el 25 de julio de 2015, sin

embargo, el comportamiento del pozo es similar a cuando arranco su producción. El BSW

aumenta con el incremento de la frecuencia y una caída continua del aporte de fluidos y

presión de fondo fluyente.

D. Se realiza el Workover N° 2, el equipo BES arranca @ 45 Hz el 1 de marzo de 2015, sin

embargo, el comportamiento del pozo sigue siendo similar. El BSW aumenta con el

incremento de la frecuencia y se presenta una nueva caída continua de producción de

fluido y presión de fondo fluyente, posible taponamiento por migración de finos.

E. Se realiza el Workover N° 3, el equipo BES arranca @ 50 Hz el 11 de febrero de 2016, el

BSW aumenta con el incremento de la frecuencia hasta un punto a partir del cual se

mantiene continuo. La producción de fluido declina lentamente y presión de fondo

fluyente se mantienen estable.

F. Al 5 de julio de 2017 los parámetros: presión de fondo fluyente, frecuencia y BWS de

mantienen estables. Mientras que la producción presenta una declinación lenta.

61

3.2.1.5. Descripción geológica del reservorio Hollín

Fig. 3.3 Master log PLAN-49H


11400’-11410’ MD

MD

11430’-11460’ MD

11218’-11226’ MD

11278’-11296’ MD

11308’-11322’ MD

11254’-11270’ MD

62

Interpretación geológica de los intervalos productores del pozo. Ver Tabla 3.3

Tabla 3.3 Interpretación geológica PLAN-49H

Intervalo Espesor Descripción

11218’-11226’ MD 8 ft

Zona de arenisca con pequeñas intercalaciones de lutita

Tamaño de grano de la arena: fino-medio

Matriz: caolinitica

Cemento: calcáreo

Saturación de hidrocarburos: 10%

11254’-11270’ MD 16 ft



Matriz: no se identifica

Cemento: no se identifica


11278’-11296’ MD 18 ft






11308’-11322’ MD 14 ft

Zona de arenisca con gran intercalación de lutita





11400’-11410’ MD 10 ft

Zona de arenisca con pequeñas intercalaciones de lutita y

láminas de caolinita

Tamaño de grano de la arena: medio-fino

Matriz: caolinita

Cemento: calcáreo silíceo

Saturación de hidrocarburos: baja

11430’-11460’ MD 30 ft

Zona de arenisca con pequeñas intercalaciones de lutita y

láminas de caolinita


Matriz: caolinita

Cemento: calcáreo silíceo

Saturación de hidrocarburos: 10% Elaborado por: Diego Yánez

Con la ayuda del reporte de geología se pudo estimar un porcentaje aproximado de caolinita

en los intervalos productores. Se procedió con el análisis de reporte cada 10 ft, ver Fig. 3.4, hasta

completar un espesor neto de 60ft (11400’-11460’ ft MD), zona más representativa con presencia

de caolinita.

63

Fig. 3.4 Reporte de geología, PLAN-49H

Fuente: Petroamazonas EP (2017c)

El porcentaje promedio de caolinita para este pozo es de 4%.

Fig. 3.5 Muestra de arena con incrustaciones de caolinita, PLAN-49H


3.2.1.6. Síntesis

El pozo PLAN-49H (horizontal completado con liner ranurado de 5” y cañoneado)

actualmente produce de diferentes intervalos del reservorio Hollín mediante equipo BES (Bomba

Flex 17.5, Serie 400, 134 Etapas) con camisa de refrigeración de 5”.

Se han realizado 3 trabajos de workover con el fin de incrementar la presión y producción de

fluido, mismas que a lo largo del tiempo se encontraban en un ciclo de disminución abrupta;

además, se trató de controlar el incremento del BSW. Usando el concepto de las curvas de Chan

se descartó problemas de conificación/canalización.

Después de los redisparos en Hollín realizados en el trabajo de workover N°3 tanto la presión

como producción se mantienen con una declinación continua y lenta.

64

La disminución de producción y presión se debe al daño de formación provocado por la

migración de finos en el yacimiento puesto que se encontró presencia de caolinita (4%) en la

zona productora del reservorio Hollín. El alto diferencial de presión (drawdown = 2990 PSI)

provoca que la caolinita se desplace a través de los espacios porosos en dirección del flujo, para

finalmente depositarse cerca de la cara de la formación.

El daño de formación se determinó en condiciones post-workover (Workover N°3: Redisparos

en Hollín, realizado el 11 de febrero de 2016) obteniendo como resultado “Skin = 1”. (El cálculo

del daño detalla en el literal 3.3.2)

65

3.2.2. Pozo PLAN-52 RE

Se inicia la etapa de perforación re-entry el 14 de septiembre del 2015 y finaliza el 26 de

septiembre del 2015 con el Rig 794 de la compañía NABORS, alcanzando una profundidad total

de 10770 ft en MD y 10214 ft en TVD, es un pozo direccional tipo “S”, con una inclinación de

31.71° @ 4032 ft MD, 3744.19 ft TVD, con un máximo dog leg de 4.75°/100 a 9300 ft MD.

Arranca su producción el 6 de octubre del 2015, con los intervalos 10537-10545 ft MD (8ft),

10548-10559 ft MD (11ft), 10563-10568 ft MD (5ft), 10583-10597 ft MD (14ft) mediante equipo

BES. El 6 de diciembre de 2015 registró una producción de 1701 BPPD, 0.4 % de BSW;

actualmente pozo estable.


Tabla 3.4 Condiciones actuales PLAN-52RE

PLAN-52 RE

Fecha julio de 2017



10537’-10545’MD (8ft)

10548’-10559’MD (11ft)

10563’-10568’MD (5ft)

10583’-10597’MD (14ft)

BFPD 812 Bls

BPPD 617 Bls

BWPD 195 Bls

BSW 24.0 %

API 26.4°

Pwf 1247 PSI

Drawdown 2853 PSI

IP 0.306 BFPD / PSI

Bomba HAL 400


66


Fig. 3.6 Diagrama de completación PLAN-52RE


67



Tabla 3.5 Histórico de workover PLAN-52RE

N° Fecha Completación y workover Parámetros operacionales


Pozo arranca @ 50 Hz


BFPD BPPD BWPD IP

1685 1682 3 0.92

B 10/12/2016

Workover N° 1

Fracturamiento +

Estimulación ácida matricial

en Hollín

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

482 475 7 0.15


BFPD BPPD BWPD IP

707 622 85 0.29

C 05/07/2017 Condición actual del pozo

Producción actual

BFPD BPPD BWPD IP



Fig. 3.7 Histórico de producción PLAN-52RE


A B

WO.01 A1

C

A2

68

A. El pozo inicia su producción el 5 de octubre de 2015 con equipo BES @ 50 Hz, el aporte

de fluido se incrementa con el aumento de frecuencia. Además, se observa una caída

continua de la presión de fondo fluyente. Después del arranque del pozo se observa dos

puntos importantes en la historia de producción: punto A1 y A2.

En el punto A1 se aprecia una caída drástica y continua de la presión de fondo fluyente y

la producción de fluido, posible taponamiento por migración de finos; mientras que la

frecuencia y BSW se mantienen constantes.

En el punto A2 la presión de fondo fluyente se estabiliza, pero el aporte de fluido sigue

disminuyendo de una manera más lenta. La frecuencia y BSW se mantienen constantes.

B. Se realiza el Workover N° 1, el equipo BES arranca @ 45 Hz el 10 de diciembre de 2016,

la presión de fondo fluyente muestra una declinación rápida y continua. Además, se

aprecia un leve aumento en la producción de fluido y el BSW con el incremento de la

frecuencia.

C. Al 5 de julio de 2017 se mantienen estables la producción, frecuencia y BSW, mientras

que se aprecia una declinación continua de la presión de fondo fluyente.

69


Fig. 3.8 Master log PLAN-52RE


10548’-10559’MD

MD MD

10537’-10545’MD

MD MD 10563’-10568’MD

MD MD

10583’-10597’MD

MD MD

70


Tabla 3.6 Interpretación geológica PLAN-52RE


10537’-10545’ MD 8 ft



Matriz:caolinitica


Saturación de hidrocarburos: 10-20%

10548’-10559’ MD 11 ft



Matriz:caolinitica



10563’-10568’ MD 5 ft

Zona de arenisca con intercalación de lutita


Matriz:caolinitica



10583’-10597’ MD 14 ft

Zona de arenisca con pequeñas intercalaciones de

lutita

Tamaño de grano de la arena: fino

Matriz: caolinitica




en los intervalos productores. Se procedió con el análisis de reporte cada 10 ft, ver Fig. 3.9, hasta

completar un espesor neto de 70ft (10530’-10600’ MD).

Fig. 3.9 Reporte de geología, PLAN-52RE



71

Fig. 3.10 Muestra de arena con incrustaciones de caolinita, PLAN-52RE


3.2.2.6. Síntesis

El pozo PLAN-52RE (direccional tipo S, completado con liner de 7” y cañoneado)


HALL 400, 125 Etapas).

Se ha realizado 1 trabajo de workover con el fin de mantener o incrementar la presión y

producción de fluido, mismas que al inicio de la vida productiva del pozo se encontraban en una

declinación drástica y constante, debido al taponamiento causado por los finos migratorios.

Después del fracturamiento y estimulación matricial realizados en el trabajo de workover N°1, la

presión se mantiene con una declinación continua y lenta, mientras que la producción se mantiene

estable.


migración de finos puesto que se encontró la presencia de caolinita (3%) en la zona productora

del reservorio Hollín. El alto diferencial de presión (drawdown = 2853 PSI) provoca que la

caolinita se desplace a través de los espacios porosos en dirección del flujo, para finalmente

depositarse cerca de la cara de la formación.

72

El daño de formación se determinó en condiciones post-workover (Workover N°1:

Fracturamiento + Estimulación matricial, realizado el 10 de diciembre de 2016) obteniendo como

resultado “Skin = 3”. (El cálculo del daño detalla en el literal 3.3.2)

73

3.2.3. Pozo PLAN-53 RE

Es un pozo de desarrollo direccional que inicialmente fue horizontal y en el cual

posteriormente se realizó una re-entrada, con una máxima inclinación de 29.22° @ 9300 ft MD,

9142.59 ft TVD, con un máximo dog leg de 5.17°/100 a 8613 ft MD, 8532.96 ft TVD.

Arranca su producción el 30 de agosto del 2014, con el intervalo 10244-10275 ft MD (31ft)

MD, con un open hole de 6 1/8”, recupera producción con equipo BES. El 30 de agosto de 2015,

registró una producción de 1896 BPPD, 8 % de BSW.


Tabla 3.7 Condiciones actuales PLAN-53RE

PLAN-53 RE

Fecha julio de 2017


Intervalo productor 10205’-10275’ MD (70ft)

BFPD 362 Bls

BPPD 351 Bls

BWPD 11 Bls

BSW 3.0 %

API 26.2°

Pwf 1200 PSI

Drawdown 3071 PSI

IP 0.245 BFPD / PSI

Bomba P18


74


Fig. 3.11 Diagrama de completación PLAN-53RE


75


No se ha realizado ningún trabajo de workover en este pozo.


Tabla 3.8 Histórico de workover PLAN-53RE





BFPD BPPD BWPD IP

2155 2134 21 3.67

B 03/07/2017 Condición actual del pozo

Producción actual

BFPD BPPD BWPD IP



Fig. 3.12 Histórico de producción PLAN-53RE


A

A2

B

A3 A1

76

A. El pozo inicia su producción el 28 de agosto de 2014 con equipo BES @ 40 Hz, el aporte

de fluido tiende a declinar lentamente, existe un pequeño aumento del BSW y se observa

una caída continua de la presión de fondo fluyente. Después del arranque del pozo se

observa tres puntos importantes en la historia de producción: A1, A2 y A3.

En el punto A1 (1 de octubre de 2015) el BSW se mantiene constante sin importar la

variación de frecuencia, el aporte de fluido declina lentamente, pero la presión de fondo

fluyente presenta una caída continua, posible taponamiento por migración de finos.

En el punto A2 (20 de febrero de 2016) se aprecia una variación leve en la frecuencia y

BSW, sin embargo, la presión de fondo fluyente y producción de fluido presenta una

declinación drástica y continua posiblemente por migración de finos.

En el punto A3 (30 de abril de 2016) se observa una declinación lenta de la producción de

fluido, mientras que la frecuencia, el BSW y presión de fondo fluyente se estabilizan.

B. Al 3 de julio de 2017 parámetros como presión, frecuencia y BSW se encuentran

estabilizados, sin embargo, la producción declina de manera lenta.

77


Fig. 3.13 Master log PLAN-53RE


10205’-10275’MD

78

Interpretación geológica del intervalo productor del pozo. Ver Tabla 3.9

Tabla 3.9 Interpretación geológica PLAN-53RE


10205’-10275’MD 70 ft

Zona de arenisca con pequeñas intercalaciones

de lutita y láminas de caolinita






en los intervalos productores. Se procedió con el análisis de reporte cada 10 ft, ver Fig. 3.14,

hasta completar un espesor neto de 80ft (10200’-10280’ MD).






79

3.2.3.6. Síntesis

El pozo PLAN-53RE (direccional tipo S, completado con liner de 7” y cañoneado)

actualmente produce de un solo intervalo del reservorio Hollín mediante equipo BES (Bomba

P18, Serie 400, 134 Etapas). No se ha realizado trabajos de workover.


migración de finos en el yacimiento puesto que se encontró la presencia de caolinita (4%) en la




El daño de formación se determinó para un intervalo de tiempo representativo del histórico de

producción de 7 meses: Punto 1 (1 de octubre de 2015) – Punto 3 (30 de abril de 2016), donde la

declinación de presión y producción son muy severas, obteniendo como resultado “Skin = 13”.

(El cálculo del daño detalla en el literal 3.3.2)

80

3.2.4. Pozo PLAN-54

Se inicia la etapa de perforación el 15 de septiembre del 2014 con el Rig 121 de la compañía

H&P, alcanzando una profundidad total de 10520 ft en MD y 10195.28 ft en TVD. Es un pozo

direccional tipo “J”, con un ángulo máximo de desviación de 23.24° @ 9149 ft MD, 8873 ft TVD

con un máximo dog leg de 2.72°/100 a 4052 ft MD, 4026 ft TVD, llegando al objetivo del

reservorio de la arenisca Hollín.

Arranca su producción el 26 de octubre del 2014, con los intervalos 10358ft-10372ftMD (14ft)

y 10341-10351 ft MD (10ft). El 26 de diciembre de 2014, se registró una producción de 1962

BPPD, 0.5 % de BSW.


Tabla 3.10 Condiciones actuales PLAN-54

PLAN-54

Fecha julio de 2017



10317’-10334’ MD (17ft)

10341’-10351’ MD (10ft)

10358’-10372’ MD (14ft)

10373’-10378’ MD (5ft)

BFPD 414 Bls

BPPD 282 Bls

BWPD 132 Bls

BSW 32.0 %

API 25.3°

Pwf 1625 PSI

Drawdown 2636 PSI

IP 0.182 BFPD / PSI

Bomba HAL 1500


81


Fig. 3.16 Diagrama de completación PLAN-54


82



Tabla 3.11 Histórico de workover PLAN-54





BFPD BPPD BWPD IP

1825 1816 9 0.72

B 19/04/2015 Workover N° 1

Estimulación ácida matricial: 4,5%

BJSS con torre + CTU

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

723 701 22 0.28


BFPD BPPD BWPD IP

698 663 35 0.27

C 28/06/2015

Workover N° 2

Se dispara Hollín y BT con

Hydrajet. Intervalos:

9194'-9198' MD (BT)

9201'-9203' MD (BT)

9205'-9210' MD (BT)

10317' - 10334' MD (H)

Se baja la completación dual

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

634 596 38 0.25


BFPD BPPD BWPD IP

477 406 71 0.22

D 11/01/2016 Workover N° 3

Limpieza del equipo BES con

CTU

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

409 295 114 0.16


BFPD BPPD BWPD IP

403 290 113 0.16

E 19/09/2016 Workover N° 4

Fracturamiento en Hollín

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

334 227 107 0.13


BFPD BPPD BWPD IP

316 240 76 0.15

F 23/12/2016

Workover N° 5

Limpieza del equipo BES con

CTU.

Se cierra el pozo

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

299 263 36 0.14


BFPD BPPD BWPD IP

----- ----- ----- -----

G 02/03/2017 Workover N° 6

Operación de pesca

Redispara Hollín

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

----- ----- ----- -----

83

Se baja completación selectiva:

BES + Y - Tool Después del workover

BFPD BPPD BWPD IP

491 348 143 0.2

H 04/07/2017 Condición actual del pozo

Producción actual

BFPD BPPD BWPD IP



Fig. 3.17 Histórico de producción PLAN-54


A. El pozo inicia su producción el 25 de octubre de 2014 con equipo BES @ 42 Hz, el BSW

se mantiene constante sin importar la variación de frecuencia. La presión de fondo fluyente

y producción de fluido tienen una declinación drástica y continua, posible taponamiento

por migración de finos.

A F B

WO.01

WO.02

WO.03

WO.04

WO.05

WO.06

C D

E G H

84

B. Se realiza el Workover N° 1, el equipo BES arranca @ 46 Hz el 19 de abril de 2015, la

presión de fondo fluyente y BSW tienden a incrementar en lapsos, sin embargo, la

producción de fluido actúa de la misma manera que antes de realizar el trabajo de

estimulación, es decir, declina rápidamente.

C. Se realiza el Workover N° 2, el equipo BES arranca @ 40 Hz el 28 de junio de 2015, el

BSW aumenta con el incremento de la frecuencia, mientras que la presión de fondo

fluyente y producción de fluido presentan una declinación continua.

D. Se realiza el Workover N° 3, el equipo BES arranca @ 48 Hz el 11 de enero de 2016, el

BSW aumenta continuamente, mientras que la caída de producción fluido es lenta. Se

pierde conexión con datos de presión de fondo fluyente y frecuencia.

E. Se realiza el Workover N° 4, el equipo BES arranca @ 50 Hz el 19 de septiembre de 2016,

todos los parámetros permanecen estables. Se pierde conexión con sensor de fondo.

F. Se realiza el Workover N° 5 el 23 de diciembre de 2016, se mantiene cortada la conexión

con sensor de fondo.

G. Se realiza el Workover N° 6, el equipo BES arranca @ 42 Hz el 2 de marzo de 2017, la

frecuencia y BSW permanecen estables, la presión de fondo fluyente y producción de

fluido presentan una declinación lenta y continua.

H. Al 4 de julio de 2017 la frecuencia y BSW se encuentran estables, sin embargo, la presión

y producción declinan de manera continua y similar.

85


Fig. 3.18 Master log PLAN-54


10317’-10334’ MD

10358’-10372’ MD

10373’-10378’ MD

10341’-10351’ MD

86


Tabla 3.12 Interpretación geológica PLAN-54


10317’-10334’ MD 17 ft


de lutita


Matriz: caolinita

Cemento: calcáreo silícico


10341’-10351’ MD 10 ft




Matriz: caolinita

Cemento: calcáreo silícico


10358’-10372’ MD 14 ft







10373’-10378’ MD 5 ft


de lutita




Saturación de hidrocarburos: 10-20% Elaborado por: Diego Yánez



hasta completar un espesor neto de 70ft (10310’-10380’ MD).



87




3.2.4.6. Síntesis

El pozo PLAN-54 (direccional tipo J, completado con liner de producción de 7”, BHA de

fondo y cañoneado) actualmente produce de diferentes intervalos del reservorio Hollín mediante

equipo BES (Bomba HAL 1500, Serie 538, 89 Etapas)


fluido, mismas que a lo largo del tiempo se encontraban en un ciclo de disminución cada vez que

se aplicaba un trabajo de workover; además, se trató de controlar el incremento del BSW. Usando

el concepto de las curvas de Chan se descartó problemas de conificación/canalización.

Después de los redisparos realizados en el trabajo de workover N°6, tanto la presión como la

producción se mantienen con una declinación continua y lenta.

Debido a la perdida de comunicación con el sensor de fondo no se puede determinar el

comportamiento del pozo después de realizarse el workover 5.




88



El daño de formación se determinó en condiciones post-workover (Workover N°6:

Redisparos en Hollín, realizado el 2 de marzo de 2017) obteniendo como resultado “Skin = 3”.

(El cálculo del daño detalla en el literal 3.3.2)

89

3.2.5. Pozo PLAN-56

Se inicia la etapa de perforación el 12 de enero del 2015 y finaliza el 5 de febrero del 2015 con

el Rig 794 de la compañía NABORS, alcanzando una profundidad total de 10510 ft en MD y

10225.68 ft en TVD, es un pozo direccional tipo “S”, con una inclinación de 22.56° @ 6774 ft

MD, con un máximo dog leg de 2.51°/100 a 9517 ft MD.

Inicio su producción el 27 de febrero del 2015, con los intervalos: 10280ft-10309ftMD (29ft)

y 10325-10330 ft MD (5ft). El 27 de abril de 2015, se registró una producción de 1073 BPPD,

0.2 % de BSW.


Tabla 3.13 Condiciones actuales PLAN-56

PLAN-56

Fecha julio de 2017


Intervalos cañoneados 10280’-10309’ MD (29ft)

10325’-10330’ MD (5ft)

BFPD 405 Bls

BPPD 194 Bls

BWPD 211 Bls

BSW 52.0 %

API 24.4°

Pwf 1560 PSI

Drawdown 2741 PSI

IP 0.173 BFPD / PSI

Bomba FLEX10

Frecuencia 52.00 Hz


90


Fig. 3.21 Diagrama de completación PLAN-56


91



Tabla 3.14 Histórico de workover PLAN-56





BFPD BPPD BWPD IP

1661 1658 3 0.67

B 15/06/2015

Workover N° 1

Estimulación ácida matricial: HF +

Volcanic II, con CTU (solo se

estimula intervalo inferior)

Problemas en completación de fondo.

presencia de arena

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

353 336 17 0.13


BFPD BPPD BWPD IP

540 497 43 0.19

C 14/12/2015

Workover N° 2

Redisparos con TPC + Estimulación

ácida matricial

Pesca completación de fondo

Antes del workover

BFPD BPPD BWPD IP

96 28 68 0.05


BFPD BPPD BWPD IP

365 132 233 0.14

D 05/07/2017 Condición actual del pozo

Producción actual

BFPD BPPD BWPD IP

405 194 211 0.17


92


Fig. 3.22 Histórico de producción PLAN-56


A. El pozo inicia su producción el 25 de febrero de 2015 con equipo BES @ 40 Hz, el BSW

se mantiene constante sin importar la variación de frecuencia. La presión de fondo fluyente

y producción de fluido tienen una declinación drástica y continua, posible taponamiento

por migración de finos.

B. Se realiza el Workover N° 1, el equipo BES arranca @ 45 Hz el 15 de junio de 2015, el

BSW aumenta de manera considerable, mientras que la producción de fluido sigue con una

tendencia a declinar rápidamente. Se pierde conexión con el dato de la presión de fondo

fluyente y frecuencia.

A

WO.01 WO.02

B C D

93

C. Se realiza el Workover N° 2, el equipo BES arranca @ 40 Hz el 14 de diciembre de 2015,

el BSW aumenta con el incremento de frecuencia hasta estabilizarse, la presión de fondo

fluyente y aporte de fluido tienen una declinación lenta.

D. Al 5 de julio de 2017 la frecuencia, BSW y producción se estabilizan, mientras que la

presión se mantiene irregular tratando de estabilizarse.

94


Fig. 3.23 Master log PLAN-56


10280’-10309’ MD

10325’-10330’ MD

95


Tabla 3.15 Interpretación geológica PLAN-56


10280’-10309’ MD 29 ft

Zona de arenisca con intercalación de lutita y láminas

de caolinita

Tamaño de grano de la arena: fino-muy fino

Matriz: caolinita

Cemento: calcáreo


10325’-10330’ MD 5 ft



Matriz: caolinita


Saturación de hidrocarburos: 10-20% Elaborado por: Diego Yánez



hasta completar un espesor neto de 50ft (10280’- 10330’ MD).

Fig. 3.24 Reporte de geología, PLAN-56



Fig. 3.25 Muestra de arena con incrustaciones de caolinita, PLAN-56


96

3.2.5.6. Síntesis

El pozo PLAN-56 (direccional tipo S, completado con liner de producción de 7” y cañoneado)


FLEX 10, Serie 400, 119 Etapas)


fluido, mismas que declinaron vez que se aplicó el trabajo de workover N°1; además, se trató de

controlar el incremento del BSW. Usando el concepto de las curvas de Chan se descartó

problemas de conificación/canalización.

Después de los redisparos y estimulación matricial realizados en el trabajo de workover N°2,

tanto la presión como la producción se mantienen estables.






El daño de formación se determinó en condiciones post-workover (Workover N°2: Redisparos

en Hollín + Estimulación matricial, realizado el 14 de diciembre de 2015) obteniendo como

resultado “Skin = 0”. (El cálculo del daño detalla en el literal 3.3.2)

97

3.2.6. Condiciones establecidas para la estimulación matricial

De acuerdo con el análisis de información, se presenta a continuación las condiciones

encontradas en los pozos para el proceso de estimulación:

Tabla 3.16 Condiciones establecidas para la estimulación matricial

Pozos Problema Mineral Skin

PLAN-49H Migración de finos Caolinita (4%) 1

PLAN-52RE Migración de finos Caolinita (3%) 3

PLAN-53RE Migración de finos Caolinita (4%) 13

PLAN-54 Migración de finos Caolinita (3%) 3

PLAN-56 Migración de finos Caolinita (2%) 0


3.2.7. Selección de fluidos para la estimulación

La selección de fluidos para el proceso de estimulación se realizó en base a las condiciones

establecidas en la Tabla 3.16, utilizando diferentes pruebas de laboratorio ejecutadas en muestras

representativas de núcleos del reservorio Hollín, de dos pozos del Campo Palo Azul: PLAB-02 y

PLAC-04.

Estas pruebas se realizaron con ácidos a varias concentraciones para establecer una

formulación o sistema de fluidos efectivos que reaccionen exitosamente con las muestras y

permitan eliminar el daño de formación generado por la migración de finos.

Pruebas de laboratorio:

Se realizaron análisis especiales y convencionales como, por ejemplo: análisis petrológico,

mecánica de rocas y análisis especial de núcleo.

A continuación, se presenta la tabla de análisis mineralógico de las muestras, en base a estas

condiciones se inició las pruebas de inyección acida. Ver Fig. 3.26

98

Fig. 3.26 Análisis mineralógico: PLAB-02 y PLAC-04

Fuente: Petroamazonas EP (2017d)

Como se observa en estos resultados del análisis mineralógico de los pozos: PLAB-02 y

PLAC-04, el porcentaje de caolinita es muy similar al de los 5 pozos de la plataforma norte con

un rango de 2 – 4%.

Una vez que se conoce el porcentaje de todos los minerales existentes en las muestras de las

areniscas del reservorio Hollín, se realizó las pruebas de flujo de inyección ácida a diferentes

concentraciones.

El objetivo de la prueba especial de núcleo fue determinar el efecto de un modificador de

permeabilidad relativa (RPM)

Condiciones generales para pruebas de flujo:

Temperatura = 235 °F

Presión de confinamiento neta = 1500 PSI

Contrapresión = 200 PSI

Diámetro del plug = 1,5 pulgadas

99

3.2.7.1. Prueba N°1: concentración de 8% HF

Fig. 3.27 Prueba N°1 - 8% HF


La prueba fue realizada utilizando:

Pre-flujo: solvente

Salmuera espaciadora: 2% cloruro de amonio (NH4Cl)

Fluido de tratamiento: 8% ácido fluorhídrico (HF)

Fluido de desplazamiento: 7,5 % ácido acético (CH3COOH)

Obteniendo como resultado una disminución perjudicial de la permeabilidad efectiva

(KoSwiinicial =348 md; KoSwifinal = 213 md) equivalente a 39% menor a la permeabilidad inicial,

ver Fig. 3.27.

Como se puede observar en las fotografías SEM (Scanning Electron Microscope) y sección

delgada, Ver Fig. 3.28 y 3.29 respectivamente, la mayor parte de la caolinita que llena los poros

todavía se puede encontrar después del tratamiento con ácido. Los espacios porales en esta roca

son bastante grandes con algo más de 0,05 mm de diámetro, lo que permite la migración de finos

100

sin obstáculos y la depositación de precipitados secundarios (hexafluorosilicatos), lo que explica

la reducción de la permeabilidad efectiva.

Fig. 3.28 Scanning electron microscope, 8% HF – Prueba N°1


101

Fig. 3.29 Fotografía sección delgada, 8% HF – Prueba N°1


102

3.2.7.2. Prueba N°2: concentración de 6% HF




Pre-flujo: solvente


Obteniendo como resultado el incremento de permeabilidad en 6% más que la permeabilidad

inicial (KoSwiinicial =376 md; KoSwifinal = 400 md), ver Fig. 3.30, es decir la estimulación fue

ligeramente efectiva. La reducción del daño de formación fue de 3%.

Como se puede observar en las fotografías SEM y sección delgada, Ver Fig. 3.31 y 3.32

respectivamente, los espacios porales en esta roca son bastante grandes con algo más de 0,05 mm

de diámetro, lo que permite la migración de finos sin obstáculos. Estos espacios que son visibles

en la muestra están libres de finos, pero contienen algunos precipitados secundarios

(hexafluorosilicatos).

103

Fig. 3.31 Scanning electron microscope, 6% HF - Prueba N°2


104

Fig. 3.32 Fotografía sección delgada, 6% HF - Prueba N°2


105

3.2.7.3. Prueba N°3: concentración de 6% HF con salmuera espaciadora



La prueba fue realizada utilizando

Pre-flujo: solvente




El resultado fue el muy similar puesto que el incremento de permeabilidad es de 5% más que

la permeabilidad inicial (KoSwiinicial =158md; KoSwifinal = 166 md), ver Fig. 3.33, la estimulación

fue ligeramente efectiva. La reducción del daño de formación fue de 2%.

Como se puede observar en las fotografías SEM, Ver Fig. 3.34, la mayor parte de espacios

porales después del tratamiento con ácido están libres de finos, pero contienen precipitados

significativos (hexafluorosilicatos).

106

Fig. 3.34 Scanning electron microscope, 6% HF - Prueba N°3


107

3.2.7.4. Prueba N°4: concentración de 4,5% HF con tiempo de cierre

Fig. 3.35 Prueba N°4 - 4,5% HF con tiempo de cierre



Pre-flujo: 7,5 % ácido acético

Fluido de tratamiento: 4,5% ácido fluorhídrico (HF)


Tiempo de cierre: 17 horas

Obteniendo como resultado la disminución de permeabilidad en 20% (KoSwiinicial =268 md;

KoSwifinal = 216 md), ver Fig. 3.35.

Este tipo de prueba se la realiza con el fin de identificar los efectos del ácido residual en la

muestra dejándolo durante un periodo prolongado de tiempo después de la estimulación, es decir

determinar si el tiempo de inactividad produciría una estimulación incremental a partir del ácido

residual.

108

3.2.7.5. Prueba N°5: concentración de 4,5% HF con 3% HCl

Fig. 3.36 Prueba N°5 - 4,5% HF+3%HCl



Pre-flujo: 7,5 % ácido clorhídrico (HCl)

Fluido de tratamiento: 4,5% ácido fluorhídrico (HF) + 3% ácido clorhídrico (HCl)

Fluido de desplazamiento: 7,5 % ácido clorhídrico (HCl)

Obteniendo excelentes resultados, el incremento de permeabilidad es de 374% más que

permeabilidad inicial (KoSwiinicial =46 md; KoSwifinal = 172 md), ver Fig. 3.36. La reducción del

daño de formación fue de 190%, no se produjeron tapones de partículas finas que obstaculicen las

vías de flujo durante la prueba.

Como se puede observar en fotografía SEM, Ver Fig. 3.37, la caolinita que llenaba los

espacios porales todavía se puede encontrar después del tratamiento ácido, sin embargo, un gran

porcentaje se alteró posterior a la inyección de ácido.

Algunos precipitados secundarios (hexafluorosilicatos) están presentes, aunque su efecto sobre

la permeabilidad de recuperación es mínimo.

109

Fig. 3.37 Scanning electron microscope, 4,5% HF+3% HCl – Prueba N°5


110

3.2.7.6. Prueba N°6: concentración de 4,5% HF con 3% HCl, consecutivas

Fig. 3.38 Prueba N°6 - 4,5% HF+3%HCl



Pre-flujo: 7,5 % ácido clorhídrico (HCl)

Fluido de tratamiento: 4,5% ácido fluorhídrico (HF) + 3% ácido clorhídrico (HCl)

Fluido de desplazamiento: 7,5 % ácido clorhídrico (HCl)

Esta prueba se realizó para determinar cuántos tratamientos ácidos consecutivos puede tolerar

la muestra. Se ejecutó un máximo de 5 estimulaciones ácidas y no se observó ninguna reducción

en la permeabilidad, ver Fig. 3.38.

Se obtuvo resultados excelentes puesto que la permeabilidad efectiva se midió entre cada

tratamiento para determinar la recuperación, llegando a un incremento de permeabilidad en 169%

tras la finalización de las 5 estimulaciones ácidas, mientras que la reducción del daño de

formación fue 120% en promedio.

Como se puede observar en fotografía SEM, Ver Fig. 3.39, no se produjeron tapones de

partículas finas que obstaculicen las vías de flujo durante la prueba. La caolinita que llenaba los

111

espacios porales todavía se puede encontrar después del tratamiento ácido, pero la mayoría se han

alterado debido a la inyección de ácido.

Fig. 3.39 Scanning electron microscope, 4,5% HF+3% HCl – Prueba N°6


En la Fig. 3.40 se puede observar una muestra de arenisca después del tratamiento ácido con

una concentración: 4,5% HF + 3% HCl.

Fig. 3.40 Muestra de arenisca con tratamiento: 4,5 % HF+3% HCl


112

3.3. Tabulación de análisis de información

3.3.1. Tendencia daño de formación

Mediante el análisis de información se pudo estimar un promedio de cada que tiempo se

origina el daño de formación en función de la producción acumulada y el tiempo.

La Fig. 3.41, muestra la tendencia de producción acumulada con respecto al tiempo para cada

pozo.

Fig. 3.41Tendencia daño de formación


El promedio se realizó tomando en cuenta la producción desde el arranque de los pozos hasta

su último workover.

Tabla 3.17 Tendencia daño de formación

Tendencia daño de formación

≈ 6,67 Meses promedio

≈ 73000 Barriles de fluido producidos promedio


113

3.3.2. Tabulación daño de formación

El cálculo del daño de formación se la realizó en condiciones post - último workover, se

utilizó la Ecuación 2.22 (descrita en el Capítulo II), asumiendo varias consideraciones:

Ec. 2.22

Yacimiento homogéneo e isotrópico: las propiedades físicas no varían en las diferentes

direcciones o con la localización del yacimiento.

Flujo radial: las líneas de flujo son rectas y convergen en dos dimensiones a un centro

común.

Régimen de flujo semicontinuo: la presión declina linealmente con el tiempo en

cualquier posición del yacimiento.

Fluido ligeramente compresible: el cambio de volumen o densidad debido a la presión

es bastante reducido.

El daño está localizado en el área crítica alrededor del pozo.

Este método se lo aplico a cada uno de los pozos, obteniendo:

Tabla 3.18 Valores del daño de formación

Pozos Factor de daño Observación

PLAN-49H 1 Con daño

PLAN-52RE 3 Con daño

PLAN-53RE 13 Altamente dañado

PLAN-54 3 Con daño

PLAN-56 0 Sin daño


Los resultados que se obtuvieron son valores teóricos aproximados al valor real del daño de

formación. Mediante el histórico de producción se puede realizar una interpretación y

corroboración de estos resultados.

114

Ta

bla

3.1

9 R

esult

ad

os

- p

rueb

as

de

esti

mu

laci

ón

áci

da

3.3.3. Tabulación pruebas de estimulación matricial

4. A continuación, se presenta los resultados de las pruebas de estimulación ácida. Tabla 3.18

5.

115

4. CAPÍTULO IV

4.1. Procedimiento de estimulación matricial

Previo al inicio de cualquier operación el personal involucrado debe tener conocimiento del

trabajo a desarrollarse, sus objetivos, alcance y limitaciones. Para esto es indispensable establecer

un sistema de supervisión, comunicación y consulta, garantizando el éxito del trabajo.

Además, es fundamental que el personal tenga identificados los riesgos o impactos existentes

en el lugar de trabajos de modo que se pueda evitar incidentes y accidentes que atenten con su

vida, así como la integridad del medioambiente, instalaciones, equipos y herramientas.

Una vez que finalice el trabajo se debe garantizar que todo el sistema de producción retorne a

sus condiciones normales. Teniendo en cuenta todas estas observaciones se presenta el

procedimiento de estimulación matricial.

1) Obtener permisos de trabajo y verificar que sean emitidos por el personal a cargo de la

operación.

2) Movilizar unidad coiled tubing, unidad de bombeo, equipos, herramientas y personal

hacia wellpad Norte.

3) Llegados a locación, ubicar equipos y verificar espacios disponibles que permita el

movimiento seguro del personal para ejecutar en el trabajo.

4) Realizar reunión de seguridad y efectuar la asignación de actividades. Analizar

documentos de riesgos en el sitio de trabajo.

5) Verificar condiciones de pozo: estrangulador, presión de líneas, presión de cabeza,

válvulas del cabezal, etc. Verificar la instalación de detectores de H2S.

6) Realizar rig up de unidad coiled tubing y unidad de bombeo.

116

7) Conectar línea de bombeo con carrete del coiled tubing, probar y registrar con: 200

PSI por 5 min; 400 PSI por 10 min.

8) Prueba de funcionamiento de los RAMs del BOP, verificar que no exista pérdidas en

el sistema hidráulico.

9) Instalar BOP y cabeza inyectora.

10) Pruebas en coiled tubing, probar y registrar con 400 PSI por 5 min; 4000 PSI por 5

min.

11) Armar BHA con motor de fondo: seguir los procedimientos establecidos por la

compañía asignada para el montaje del BHA. Verificar en superficie el

funcionamiento de la misma.

12) Correlacionar profundidades, elevación de mesa rotaria.

13) Primera corrida: viaje de limpieza

14) Abrir válvula master (contar las vueltas y registrar)

15) Bajar coiled tubing en pozo (RIH)

16) Realizar prueba de tensión de coiled tubing (Pull Test). Medir tensión cada 3000 ft

hasta 9000 ft, posteriormente cada 300 ft hasta llegar a zona de interés.

17) Sacar coiled tubing (POH), subir tubería a superficie a 80 ft/min.

18) Armar BHA para inyección de fluidos, seguir los procedimientos establecidos por la

compañía asignada para el montaje del BHA. Verificar que no exista materiales que

tapone los orificios del jet, probar y registrar con 4000 psi.

19) Segunda corrida: viaje de estimulación

20) Abrir válvula master (contar las vueltas y registrar)

21) Bajar coiled tubing en pozo (RIH)

117

22) Realizar prueba de tensión de coiled tubing (Pull Test). Medir tensión cada 3000 ft

hasta 9000 ft, posteriormente cada 300 ft hasta llegar a zona de interés.

23) Realizar prueba de inyectividad sobre la profundidad de interés. Verificar parámetros

de caudal y presión.

24) Realizar la mezcla de fluidos descritas en la hoja de volúmenes. (Los volúmenes a

inyectarse dependerán de las condiciones de cada pozo).

25) Bombear el tratamiento de acuerdo a la receta química preparada. Ver tabla 4.1

Tabla 4.1 Receta química - Estimulación ácida

Receta química – Estimulación ácida

Etapa de inyección Tipo de fluido

Pre-flujo 7,5 % ácido clorhídrico (HCl)

Fluido de tratamiento 4,5% ácido fluorhídrico (HF) + 3% ácido clorhídrico (HCl)

Fluido de desplazamiento 7,5 % ácido clorhídrico (HCl)


Monitorear parámetros de inyección: presión, caudal.

El bombeo del tratamiento se efectuará uniformemente a lo largo de la zona de

interés.

26) Terminado el bombeo del tratamiento ácido, sacar coiled tubing (POH), subir tubería a

superficie a 30 ft/min.

27) Realizar rig down del equipo de coiled tubing y unidades de bombeo. Cerrar válvula

de master (contar vueltas y registrar), alinear líneas de flujo.

28) Dejar el tratamiento en remojo según la planificación para cada pozo.

29) Fin de Operaciones.

118

4.2. Pronóstico de producción

A continuación, se presenta los pronósticos de producción e índice de productividad tomando

en cuenta los resultados que se obtuvieron en las pruebas de estimulación, es decir la reducción

promedio del daño de formación fue considerada como el mejor escenario de proyección y en

base a esta referencia se realizaron escenarios alternativos.

4.2.1. Forecast pozo PLAN-49H

Fig. 4.1 Forecast PLAN-49H


Tabla 4.2 Forecast PLAN-49H

Skin Pronóstico Producción

(BFPD) @ Pwf = 1356 PSI

Incremento

Producción

Pronóstico IP

(BFPD / PSI)

1 607 ---- ---- 0,239

0 752 145 24% 0,296

-1 887 270 46% 0,345

-2 1092 485 80% 0,429


119

4.2.2. Forecast pozo PLAN-52RE

Fig. 4.2 Forecast PLAN-52RE


Tabla 4.3 Forecast PLAN-52RE

Skin

Pronóstico

Producción (BFPD)

@ Pwf = 1247 PSI

Incremento

Producción

Pronóstico IP

(BFPD / PSI)

3 812 ---- ---- 0,306

1 993 181 22% 0,374

0 1135 323 40% 0,428

-1 1470 658 80% 0,554


120

4.2.3. Forecast pozo PLAN-53RE

Fig. 4.3 Forecast PLAN-53RE


Tabla 4.4 Forecast PLAN-53RE



Incremento

Producción

Pronóstico IP

(BFPD / PSI)

13 662 ---- ---- 0,245

5 1027 365 55% 0,380

4 1100 438 67% 0,407

3 1194 532 80% 0,442


121

4.2.4. Forecast pozo PLAN-54

Fig. 4.4 Forecast PLAN-54


Tabla 4.5 Forecast PLAN-54



Incremento

Producción

Pronóstico IP

(BFPD / PSI)

3 414 ---- ---- 0,182

1 555 141 34% 0,244

0 634 220 53% 0,279

-1 752 338 80% 0,331


122

4.2.5. Forecast pozo PLAN-56

Fig. 4.5 Forecast PLAN-56


Tabla 4.6 Forecast PLAN-56

Skin Producción


Incremento

Producción

IP

(BFPD / PSI)

0 405 ---- ---- 0,173

-1 466 61 15% 0,199

-2 591 186 46% 0,253

-3 729 324 80% 0,312


123

4.2.6. Tabulación de resultados

Incremento de producción para el mejor escenario (Incremento de producción en 80%)

Tabla 4.7 Incremento de Producción, mejor escenario

Pozo Pwf

(PSI)

Producción

a la fecha

(BFPD)

Pronóstico

Producción

(BFPD)

Incremento

Producción

(BFPD)

Skin

PLAN-49H 1356 607 1092 485 80% -2

PLAN-52RE 1247 812 1470 658 80% -1

PLAN-53RE 1200 662 1194 532 80% 3

PLAN-54 1625 414 752 338 80% -1

PLAN-56 1560 405 729 324 80% -3

Total 2900 5237 2337


Fig. 4.6 Incremento de Producción, mejor escenario


124

Incremento de producción para un escenario común (Skin = -1)

Tabla 4.8 Incremento de Producción, escenario común Skin = -1

Pozo Pwf

(PSI)

Producción a la fecha

(BFPD)

Pronóstico

Producción

(BFPD)

Incremento

Producción

(BFPD)

PLAN-49H 1356 607 877 270

PLAN-52RE 1247 812 1470 658

PLAN-53RE 1200 662 1710 1048

PLAN-54 1625 414 555 141

PLAN-56 1560 405 466 61

Total 2900 5275 2375


Fig. 4.7 Incremento de Producción, escenario común Skin = -1


125

Incremento de producción para un escenario común (Skin = 0)

Tabla 4.9 Incremento de Producción, escenario común Skin = 0

Pozo Pwf

(PSI)


(BFPD)

Pronóstico

Producción

(BFPD)

Incremento

Producción

(BFPD)

PLAN-49H 1356 607 752 145

PLAN-52RE 1247 812 1135 323

PLAN-53RE 1200 662 1539 877

PLAN-54 1625 414 634 220

PLAN-56 1560 405 405 0

Total 2900 4465 1565


Fig. 4.8 Incremento de Producción, escenario común Skin = 0


126

Incremento de producción para un escenario común (Skin = 1)

Tabla 4.10 Incremento de Producción, escenario común Skin = 1

Pozo Pwf

(PSI)


(BFPD)

Pronóstico

Producción

(BFPD)

Incremento

Producción

(BFPD)

PLAN-49H 1356 607 607 0

PLAN-52RE 1247 812 993 181

PLAN-53RE 1200 662 1400 738

PLAN-54 1625 414 555 141

PLAN-56 1560 405 405 0

Total 2900 3960 1060


Fig. 4.9 Incremento de Producción, escenario común Skin = 1


127

5. CAPÍTULO V

5.1. Conclusiones

El sistema de fluidos que presenta mejores condiciones para eliminar el daño de

formación en los 5 pozos seleccionados de wellpad Norte es: Pre-flujo, 7,5 % HCl;

Fluido de tratamiento, 4,5% HF + 3% HCl; Fluido de desplazamiento, 7,5 % HCl.

El pronóstico de producción para los 5 pozos con el mejor escenario, es decir 80% en

incremento de producción, se estimó en 5237 BFPD; comparado con la producción a la

fecha de estudio (2900 BFPD), se obtiene un incremento de 2337 BFPD.

El pronóstico de producción para los 5 pozos con un escenario común, es decir daño de

formación igual a 1, se estimó en 3960 BFPD; comparado con la producción a la fecha

de estudio (2900 BFPD), se obtiene un incremento de 1060 BFPD.

El pozo PLAN-53RE se proyecta como el mejor candidato para aplicar el

procedimiento de estimulación recomendado, su incremento de producción en todos

los escenarios es mayor al de los otros pozos.

Mediante el análisis de los 5 pozos se estableció que el daño en la formación se genera

en un tiempo aproximado de 7 meses, con su equivalente de producción de 73000

BFPD.

La determinación del daño de formación se la realizó de manera cuantitativa, es decir

utilizando conceptos de ingeniería basados en los fundamentos de Darcy. Para

corroborar estos resultados, se hizo una interpretación con el historial de producción.

128

5.2. Recomendaciones

Se debería utilizar la unidad coiled tubing para realizar este trabajo de

reacondicionamiento, puesto que no se necesita de un taladro de workover, generando

ahorros para Petroamazonas EP.

Se debe realizar un estudio detallado de los pozos antes de ejecutar cualquier trabajo de

estimulación matricial, ya que si se utiliza algún fluido que no sea compatible con la

formación se puede causar un problema más grande del que se tiene presente,

ocasionando la disminución parcial o total de la productividad del pozo.

Para seleccionar el sistema de fluido se debe realizar pruebas utilizando diferentes

sustancias y concentraciones, de manera que se contemplen varias posibilidades para

elegir la que genere resultados exitosos.

Se debe tomar pruebas de restauración de presión (build-up’s) antes y después de cada

reacondicionamiento, con el fin de corroborar parámetros con las proyecciones

realizadas y tener una base de datos actualizada.

Realizar redisparos mas estimulación matricial para mejorar aún más la productividad

de los pozos.

129

5.3. Bibliografía

Acosta, A., Hernández, T., Mungaray, R., Sánchez, P., & Sánchez, S. (1990). Fundamentos de

estimulación de pozos. México.

Calderon , G., Garcia , B., Cortes, M., Gonzales , M., Torres , M., Puc, E., . . . Tejero, R. (2015).

Caso histórico para minimizar la migración de finos en la formación del Jurásico Superior

Oxfordiano del campo Balam para maximizar la producción y vida de los equipos BEC.

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Diseño,Optimización y Trouble Shooting. Ing. Marto Ramírez.

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Garaicochea, F. (1998). Apuntes de Estimulacion de Pozos. UNAM.

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130

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Ríos, E. (2010). Daño a la formación: causas, prevención y remedio.

Ríos, E. (2013). Estimulación de Pozos de Petróleo y Gas.

Universidad Central del Ecuador. (2017). Pagina Oficial. Obtenido de

http://www.uce.edu.ec/web/figempa

131

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Ácido clorhídrico: también conocido como cloruro de hidrógeno, su fórmula química es

HCL, éste ácido es uno de los fuertes en comparación a otros compuestos químicos.

Ácido fluorhídrico: también conocido como fluoruro de hidrógeno, su fórmula química es

HF. se presenta de forma líquida, es tóxico, incoloro y un olor fuerte.

Caolinita: mineral de arcilla del grupo del caolín, se forma a través de la meteorización del

feldespato y de los minerales del grupo de las micas.

Daño de formación (Skin): factor adimensional calculado para determinar la eficiencia de la

producción de un pozo.

Estimulación matricial: tratamiento diseñado para tratar la formación en la cara del pozo.

Hidrocarburo: compuesto orgánico constituido principalmente por átomos de carbono e

hidrógeno

Permeabilidad: medida de la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos.

Petróleo: mezcla de compuestos orgánicos principalmente hidrocarburos insolubles en agua.

Pozo de petróleo: sistema de comunicación entre el yacimiento y superficie con el fin de

explorar o extraer el hidrocarburo.

Profundidad medida (MD): profundidad desarrollada en el agujero, mide la longitud del

mismo.

Workover: proceso de mantenimiento importante o tratamientos correctivos en un pozo de

petróleo o gas.

Yacimiento: una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene

fluidos como: agua, petróleo y gas.

universidad central del ecuador facultad de …los pozos de wellpad norte para determinar el...

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