2101-06-00597

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA. UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA.

FACULTAD DE INGENIERÍA. ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA.

EVALUACIÓN DE LAS LIMPIEZAS EN POZOS PRODUCTORES EN EL CAMPO MARA ESTE.

Trabajo Especial de Grado, presentado para optar al Título de Ingeniero Químico.

REALIZADO POR: REALIZADO POR:

Br. FRANCO ANA TERESA. C.I. V-16188601.

TUTOR ACÁDEMICO: JOSE BOHÓRQUEZ.

C.I. V-5.039.978

MARACAIBO , MAYO 2006.

DERECHOS RESERVADOS

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA. UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA

FACULTAD DE INGENIERÍA. ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA.

EVALUACIÓN DE LAS LIMPIEZAS EN POZOS PRODUCTORES EN EL CAMPO MARA ESTE.

Trabajo Especial de Grado, presentado para optar al título de Ingeniero Químico.

__________________________________

Br. FRANCO ,ANA TERESA C.I. V-16.188.601

MARACAIBO, MAYO 2006.

DERECHOS RESERVADOS

Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado “EVALUACIÓN DE LAS LIMPIEZAS EN POZOS PRODUCTORES EN EL CAMPO MARA ESTE, que la bachiller Franco Ana Teresa C.I. 16.188.601 presenta para optar al título de Ingeniero Químico. Maracaibo , Abril 2006. ______________

José Bohórquez. C.I. 3.379.454

Tutor Académico. _______________ ______________ Ing.Msc. Edinson Alcántara Ing. Jean Baglíeri. A. C.I . 3.453.064 C.I. 12.590.598 Jurado Jurado.

DERECHOS RESERVADOS

DEDICATORIA. A mis abuelos Rafaele Franco C y Teresa de Franco por haber sido pilar importante durante la trayectoria de mi carrera, ya que siempre me apoyaron en todo momento, dándome así su apoyo incondicional, fortaleza, ánimo, constancia y firmeza. A mis padres, por haberme apoyado durante mi carrera. A mi tía Antonieta Franco a quien le debo lo que hoy en día soy y quien me ha guiado mis pasos en todos aquellos momentos que lo he necesitado. Gracia a ella he alcanzado una de mis metas, como lo es ser una profesional. A todos mi tíos, gracias por su apoyo en especial a mi tía Maria, que siempre a estado conmigo constantemente.

DERECHOS RESERVADOS

AGRADECIMIENTO. A dios todo poderosos por haberme dado la fuerza necesaria para seguir adelante. A mis abuelos una vez más, gracias por haberme ayudado a alcanzar una de mis tantas metas anheladas. A mi tíos y tías, en especial Antonieta y Maria Grazia por inculcarme tantas cosas positivas, las cuales me han ayudado a culminar mi carrera. Al ingeniero José Bohórquez por brindar sus conocimiento y dedicatoria y por dirígeme con sus criterios valiosos en el desarrollo y culminación de este trabajo especial de grado. Al ingeniero Jean Matteo Baglieri por su grandiosa ayuda, aportándome sus conocimiento en este trabajo especial de grado. Al ingeniero Oscar Urdaneta, Director de la Escuela de Química, por dirigirme durante toda la trayectoria de mi carrera. A la profesora Milagro Quijada por su asesoramiento metodológico.

DERECHOS RESERVADOS

RESUMEN

Franco J. Ana Teresa C.I. 16.188.601. “Evaluación de la limpieza en pozos productores en el Campo Mara Este”, trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniero de Petróleo. La Universidad del Zulia, Maracaibo, Marzo 2004.

Los pozos productores del Campo Mara Este han experimentado declinación en

su producción atribuida a deposición de sólidos orgánicos e inorgánicos. Este

fenómeno disminuye la productividad de los pozos y genera un considerable

incremento en los costos de producción, debido a los tratamientos de limpieza

requeridos para prevenir la precipitación y remover los depósitos ya formados.

Se comenzó por hacer un diagnóstico preciso del tipo de problema e identificar las

acciones mas apropiadas para aminorar e incluso evitar las pérdidas económicas

causadas por la disminución en la productividad, para ello se recopiló la

información existente de los pozos en estudio a través de las carpetas de pozos,

carpetas de producción y programas digitalizados.

Obtenida esta información y la proveniente del análisis químico de muestras de

sólidos captadas en el fondo de cada pozo, se determinó que el principal problema

existente en los pozos del campo es la incrustación de carbonato de calcio y que

de los trabajos de limpieza realizados en un 58% no resultaron efectivos debido

en gran parte a un mal diagnóstico inicial de la causa de la obstrucción que

propició un diseño incorrecto de los tratamientos de limpieza.

DERECHOS RESERVADOS

ÍNDICE GENERAL

CONTENIDO PÁG.

DEDICATORIA .......................................................................................................V

AGRADECIMIENTO .............................................................................................VII

RESUMEN..…. ....................................................................................................VIII

ÍNDICE GENERAL.................................................................................................IX

ÍNDICE DE FIGURAS .........................................................................................XIII

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................ XV

ÍNDICE DE GRÁFICOS ..................................................................................... XVII

INTRODUCCIÓN.................................................................................................... 2

CAPÍTULO I. Planteamiento del problema. 1.1.- Planteamiento del problema................................................................5

1.2.- Objetivo general...................................................................................5

1.3- Objetivos específicos...........................................................................5

1.4.- Delimitación..........................................................................................5

1.5- Justificación de la investigación................................................................5

CAPÍTULO II. Marco teórico. 2.1.- Declinación de producción atribuida a depósitos orgánicos e

inorgánicos............................................................................................. 24

2.1.1.- Los carbonatos ....................................................................................... 26

2.1.1.1.- Formación de las incrustaciones ............................................................ 27

2.1.1.2.- Escamas ................................................................................................ 29

2.1.1.3.- Identificación de las incrustaciones ....................................................... 32

2.1.1.4.- Detención de las incrustaciones ............................................................ 37

2.1.2.- Asfaltenos .............................................................................................. 39

2.1.2.1.- Factores que causan la precipitación de asfaltenos .............................. 40

DERECHOS RESERVADOS

2.1.2.2.- Efecto de la composición del crudo sobre la precipitación

de asfaltenos......................................................................................... 41

2.1.2.3.- Efecto de la temperatura sobre la precipitación de asfaltenos............... 43

2.1.3.- Parafinas................................................................................................ 44

2.1.3.1.- Factores que influyen en la precipitación y deposición de parafinas ..... 45

2.1.3.2.- Lugares donde ocurre la deposición de parafinas ................................. 46

2.1.4.- Eliminación de las incrustaciones .......................................................... 47

2.1.4.1.- Técnicas de limpieza química................................................................ 48

2.1.4.2.- Técnicas de limpieza mecánica ............................................................. 56

CAPÍTULO lII. Marco metodológico. 3.1.- Consideraciones generales

3.2.- Tipo de investigación ............................................................................. 65

3.3.- Población de estudio

3.4.- Muestra de estudio ................................................................................ 66

3.5.- Procedimientos empleados para la recolección de información ............ 69

3.5.1.- Fundamentos teóricos ........................................................................... 69

3.5.2.- Información de pozos en estudio ........................................................... 69

3.6.- Aplicaciones usadas para el desarrollo de la investigación

3.6.1.- Sistema de Información de Operaciones de Producción (SIOP)

3.6.2.- Sistema Integral de Subsuelo (Sisubv 10) ............................................. 70

3.6.3.- Oil field manager (OFM)

3.6.4.- Centinela................................................................................................ 71

3.7.- Metodología aplicada en el cumplimiento de los objetivos

3.7.1.- Actualización de historias ......................................................................

3.7.2.- Actualización de diagramas mecánicos

3.7.3.- Pruebas de análisis de depósitos .......................................................... 72

3.7.4.- Distribución areal de las pruebas de análisis químicos

3.7.5.- Estudio de pozos por su capacidad de generar retorno de fluidos ........ 74

3.7.6.- Seguimiento de fluidos químicos y proceso de inyección

utilizados en los servicios de limpieza.................................................... 76

DERECHOS RESERVADOS

3.7.7.- Seguimiento de servicios de limpieza por pozo ..................................... 77

3.7.8.- Seguimiento de producción antes y después de un servicio limpieza ... 78

3.8.- Pasos para la selección de pozos candidatos a limpieza ...................... 80

3.9.- Consideraciones económicas realizadas a los pozos propuestos a

limpieza ….......................................................................................................85

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS. 4.1.- Identificación de las incrustaciones ....................................................... 90

4.2.- Distribución areal de las pruebas de análisis químico ........................... 93

4.3.- Estudio de pozos por su capacidad de generar retorno de fluidos ........ 95

4.4.- Seguimiento de fluidos químicos y proceso de inyección utilizados

en los servicios de limpieza ................................................................... 97

4.5.- Seguimiento de servicios de limpieza por pozo ................................... 103

4.6.- Seguimiento de producción antes y despúes de un servicio

de limpieza........................................................................................... 131

4.7.- Análisis del servicio según el tratamiento aplicado.............................. 135

4.8.- Selección de pozos candidatos a limpieza .......................................... 138

4.8.1.- Pasos para la selección de pozos candidatos a limpieza ................... 140

4.9.- Análisis económico realizado a los pozos propuestos a limpieza....... 165

CONCLUSIONES...........................................................................................169 RECOMENDACIONES...................................................................................171 NOMENCLATURA .........................................................................................180 BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................184ANEXOS .....................................................................................................................190

DERECHOS RESERVADOS

ÍNDICE DE TABLAS

Tabl 2.1. Yacimientos oficiales en cretáceo......................................................10

Tabla 2.2.- Yacimientos oficiales en basamento..............................................11

Tabla 2.3.- Valores petrofisicos oficiales para cretáceo y basamento.............11

Tabla 4.1.- Pozos activos del Campo Mara Este.............................................20

Tabla 4.2.- Pozos con pruebas de depósitos...................................................66

Tabla 4.3.- Pozos con sevicios de limpieza.....................................................67

Tabla 4.4.- Formato de las pruebas de análisis químico de depósitos............68

Tabla 4.5.- Formato de categoría de pozos que presentan retorno de

fluidos ...............................................................................................................75

Tabla 4.6.- Formato de seguimiento de fluidos químicos y proceso de

inyección utilizados en los servicios de limpieza..........................77

Tabla 4.7.- Seguimiento de producción antes y despúes de un servicio

de limpieza....................................................................................79

Tabla 5.1.- Analisis químicos de depósitos para los pozos activos................91

Tabla 5.2.- Categoría de pozos según su capacidad de generar retorno de

Fluidos..........................................................................................96

Tabla 5.3.- Trabajos de limpieza realizados a los pozos activos del

Campo..............................................................................................................99

Tabla 5.4.- Seguimiento de producción antes y despues de un servicio de

limpieza química.........................................................................132

Tabla 5.5.- Efectividad de los productos aplicados......................................135

Tabla 5.6.- Remoción de incrustaciones en dos etapas................................137

Tabla 5.7.- Remoción de incrustaciones en tres etapas................................138

Tabla 5.8.- Porcentaje de agotamiento de los yacimientos del cretáceo

Basamento..................................................................................140

Tabla 5.9.- Variables de producción del yacimiento DMM-02 y sus pozos

....................................................................................................141

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 5.10.- Variables de producción del yacimiento DM-121 y sus pozos

Activos........................................................................................142

Tabla 5.11.-Variables de producción del yacimiento Tetones y sus pozos

Activo..........................................................................................144

Tabla 5.12.-Variables de producción del yacimiento Tetones Este y sus

pozos activos.............................................................................145

Tabla 5.13.-Variables de producción del yacimiento DM-67 y sus pozos

Activos........................................................................................146

Tabla 5.14.-Variables de producción del yacimiento DM-97 y sus pozos

Activos........................................................................................148

Tabla 5.15.-Variables de producción del yacimiento KM-24 y sus pozos

Activos.........................................................................................149

Tabla 5.16.-Variables de producción de los pozos activos del basamento....151

Tabla 5.17.-Petróleo acumulado, tasa neta, tasa esperada y % AyS de los

pozos activos...............................................................................153

Tabla 5.18.-Optimización del sistema de inyección de gas de levantamiento

Tabla 5.20.-Pozos con tubería obstruida........................................................157

Tabla 5.21.-Profundidad y espesor del intervalo obstruido............................159

Tabla 5.22.-Pozos propuestos a limpieza química en dos o tres etapas

de inyección................................................................................163

Tabla 5.23.-Pozos propuestos a limpieza mecánica con Cyclone Bailer......164

Tabla 5.24.-Pozos propuestos a limpieza mecánica con Cyclone Bailer y

no optimizado el sistema de inyección de gas de levant............165

Tabla 5.25.- Relación de costos en todo el horizonte económico

para los pozos candidatos a limpieza química................................165

Tabla 5.26.- Resultados del análisis económico para los pozos candidatos a limpieza química. ...............................................166 Tabla 5.27.-Relación de costos en todo el horizonte económico para los

pozos candidatos a limpieza mecánica. ........................................................167

Tabla 5.28.-Resultados del análisis económico para los pozos candidatos ..................................................................................168

DERECHOS RESERVADOS

ÍNDICE DE GRÁFICOS

PÁG.

Gráfico 4.1.- Analisis químico de depósitos para los pozos activos del

campo Mara este ........................................................................... 92

Gráfico 4.2.- Seguimiento de limpieza del pozo DM-0002 ................................ 103



Gráfico 4.5.- Seguimiento tasa neta vs PTR del pozo DM-0008....................…110

Gráfico 4.6.- Seguimiento de limpieza del pozo DM-0014 .............................…111










Gráfico 4.16.- Seguimiento de limpieza del pozo DMM-0002 ..........................…130

Gráfico4.17.- Efectividad de los servicios de limpieza .....................................…134

Gráfico 4.18.- Efectividad de los servicios de limpieza según el tipo de

incrustación. ................................................................................. 136

Gráfico 4.19.- Tasa de petróleo y tasa esperada para los pozos activos........…154

Gráfico 4.20.- Petróleo producido acumulado para los pozos activos............... 154

Gráfico 4.21.- Petróleo producido en función del tiempo para los pozos

activos del cretáceo. .................................................................... 155

Gráfico 4.22.- Petróleo producido en función del tiempo para los pozos

activos del basamento. ................................................................ 156

DERECHOS RESERVADOS

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1.- Ubicación del campo Mara Este ......................................................... 9

Figura 1.2.- Columna estatigráfica del campo Mara Este .................................... 14

Figura 2.1.- Factores causantes de las obstrucciones......................................... 24

Figura 2.2.- Efecto de las incrustaciones ............................................................. 24

Figura 2.3.- Procesos de nucleación.................................................................... 28

Figura 2.4.- Incrustaciones en las tuberías de producción................................. 33

Figura 2.5.- Daños en la matriz............................................................................ 34

Figura 2.6.- Daños en un pozo en producción ..................................................... 36

Figura 2.7.- Solubilidad de minerales en función de la temperatura .................... 37

Figura 2.8.- Moléculas de asfaltenos ................................................................... 39

Figura 2.9.-Efecto de la viscosidad en la formación de asfaltenos ....................... 42

Figura 2.10.-Efecto de la composición en la precipitación de asfaltenos.............. 43

Figura2.11.-Efecto de la temperatura en la precipitación de asfaltenos

Figura 2.12.-Estructura de la parafina................................................................... 44

Figura 2.13.-Efecto de la temperatura en la precipitación de parafina.................. 45

Figura 2.14.-Efecto del régimen de flujo en la deposición de parafina

Figura 2.15.-Deposición de la parafina en el yacimiento ...................................... 46

Figura 2.16.-Deposición de la parafina en la tubería de producción ..................... 47

Figura 2.17.- Fresas para remoción de escamas.................................................. 57

Figura 2.18.-Partes de la herramienta Cyclone Bailer .......................................... 59

Figura 2.19.-Efecto venturi.................................................................................... 60

Figura 2.20.-Malla Free-Flow TM.......................................................................... 61

Figura 2.21.-Ensamblaje de la herramienta Cyclone Bailer .................................. 62

Figura 4.1.- Distribución areal de los resultados de las pruebas en lo

referente a sólidos inorgánicos en pozos del cretáceo.

Figura 4.2.- Distribución areal de los resultados de las pruebas en lo

DERECHOS RESERVADOS

referente a sólidos inorgánicos en pozos del basamento ................. 94

Figura 43.- Mapas de petróleo acumulado, gas acumulado, corte de agua

y tasa real de petróleo yacimiento DMM-02................................... 141

Figura 4.4.- Mapas de petróleo acumulado, gas acumulado, corte de agua,

tasa real de petróleo y análisis depósitos yacimiento DM-121....... 143


tasa real de petróleo y análisis depósitos yacimiento Tetones ...... 144


tasa de petróleo y análisis depósitos yacimiento Tetones Este .... 146

Figura 4.7.- Mapas de petróleo acumulado, corte de agua, gas acumulado

y análisis químico de depósitos yacimiento DM-67........................ 147

Figura 4.8.- Mapas de petróleo acumulado, gas acumulado, corte de agua

y última producción de petróleo yacimiento DM-97........................ 148

Figura 4.9.- Mapas de petróleo acumulado, gas acumulado, corte de agua

y última producción de petróleo yacimiento KM-24........................ 150

Figura 4.10.- Mapas de burbuja de petróleo producido, corte de agua, gas

acumulado y tasa real de petróleo del basamento........................ 151

Figura 4.11.- Análisis de información de pozos con o sin obstrucciones.... 161

DERECHOS RESERVADOS

INTRODUCCIÓN

DERECHOS RESERVADOS

INTRODUCCIÓN.

La acumulación de sedimentos minerales es uno de los problemas de producción

más preocupante para los ingenieros de producción. Se trata de un conjunto de

depósitos que se incrustan en los orificios de los cañones, los revestidores, las

tuberías de producción, las válvulas, las bombas y los equipamientos de

completación del pozo de manera tal que obstruyen el hueco e impiden el flujo

normal de los fluidos.

La mayor parte de las incrustaciones que se encuentran en los campos petroleros

se forman por precipitación de minerales presentes en el agua de formación, o

bien como resultado que el agua producida se sobresatura de componentes

minerales cuando dos aguas incompatibles se encuentran en el fondo del pozo.

Los efectos de las incrustaciones pueden resultar dramáticos e inmediatos,

cuando se forman se necesita utilizar una técnica de eliminación rápida y efectiva.

Los sistemas de remoción comprenden métodos químicos y mecánicos, cuya

elección depende de la ubicación de los sedimentos y de sus propiedades físicas.

La composición química de las incrustaciones en las tuberías puede variar, ya que

se trata de capa de sedimentos depositados a lo largo de la vida del pozo. Por lo

general, se forman después de largos periodos de cierre del pozo, ya que el flujo

transversal hace que se mezclen aguas incompatibles proveniente de distintas

zonas.

En los pozos del Campo Mara Este a partir del año 2000 se han acentuado los

trabajos de limpieza, por lo que esta investigación tiene como objetivo principal

evaluar estos trabajos con la finalidad de incorporar a producción pozos que han

presentado problemas de incrustaciones y cuyas limpiezas han sido infructuosas.

DERECHOS RESERVADOS

El desarrollo de este trabajo, consta del capítulo I donde se describe el

planteamiento del problema, los objetivos establecidos, la justificación y

delimitación de la investigación.

En el capítulo II Bases teóricas.

El capítulo III Describe el Marco Metodológico.

El capítulo IV Describe el análisis de resultados.

El capítulo V muestra los resultados encontrados durante la investigación y su

respectivo análisis. Por último se mencionan las conclusiones y recomendaciones

a las que se llegaron finalmente.

DERECHOS RESERVADOS

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. En el campo Mara Este se presenta una cantidad significativa de pozos han presentado problemas de deposición de asfáltenos, parafinas, carbonato de calcio y emulsiones (a los cuales pueden ocurrir en diferentes etapas del proceso de producción) en diferentes sitios como en la cara de la formación , tuberías de producción y en las instalaciones de superficie. Este fenómeno disminuye la productividad del pozo y genera un considerable aumento en los costos de producción motivado a los tratamientos de limpieza requeridos para prevenir la precipitación y lograr remover los depósitos ya formados.

Mara Este los trabajos de limpieza se ven limitados debido a las zonas productoras presentan bajas presiones estática de yacimiento y se encuentran a altas profundidades, por lo tanto, los pozos no presentan retornos de los fluidos utilizados durante las actividades de limpieza, perdiéndose y quedándose en el pozo lo que a su vez ocasiona taponamiento de la zona productora.

La declinación de producción atribuida a depósitos orgánicos e inorgánicos puede ser ocasionada por diversos problemas estos pueden ser : mecánicos, deficiencia en la inyección de gas, bombas con diseño fuera de especificaciones, daño a la formación, obstrucción de las tuberías entre otros, pero uno de los mas comunes y alarmantes en los pozos del Campo Mara Este es daño a la cara de formación y la obstrucción por carbonatos y escamas en las tuberías de producción; específicamente taponamiento de poros, causados por deposiciones de carácter orgánicos (asfaltenos y parafinas),deposiciones de carácter inorgánicos como son las ocasionadas por carbonatos (escamas) y emulsiones causadas por fluidos de limpieza y surfactantes naturales.

Este estudio abarca algunos técnicas referentes a la remoción o limpieza de este tipo de daño, pero antes de dar inicio a este análisis es importante estudiar las causas de estos problemas, para ello se dará un breve resumen de todos los tipos de deposiciones se puede formar en la cara de la formación y en la sarta de producción.

DERECHOS RESERVADOS

Incrustaciones inorgánicas

Asfalteno

Carbonato Emulsione

Parafina

Disminucióde la

Cambios detemperatura

AglomeraciónCambios de

ió

Cambio en di ide equilibrio

Pérdida de f ilivianas

CaCO3

Reacción í i

Escamas

Bloqueo por l iviscosas

Formación mojada por d

Bloqueo por

Finos

Cambio de presion parcial

Agua no- compatible

pH

Incrustaciones orgánicas

Figura 1. Factores causantes de las obstrucciones.(Franco, A . año 2006). La mayor parte de las inscrutaciones se encuentran en los campo

petroleros se forman por precipitación de minerales presentes en el agua de formación , o bien como resultado el agua producida se sobresatura de componente minerales cuando dos aguas incompatibles se encuentran en el fondo del pozo.

DERECHOS RESERVADOS

Cada vez un pozo de petróleo produce agua, o se utiliza inyección de agua como método para mejorar la recuperación, surge la posibilidad de se formen incrustaciones.

Las incrustaciones pueden desarrollarse en los poros de la formación en las cercanías del pozo, con lo cual la porosidad y la permeabilidad de la formación se ven reducidas. Así mismo, pueden llegar a bloquear el flujo normal del crudo cuando se obstruyen los canales de comunicación producidos por los cañoneos o se forma una capa incrustada sobre las paredes de las tuberías de producción. Tipos de sólidos que causan la disminución en la producción. Los carbonatos.

Un carbonato es un compuesto químico, es decir, una sustancia formada por dos o mas elementos, en una proporción fija por peso.

De los carbonatos el mas importante, en abundancia y uso es el CaCO3, formadora de calizas, aragonita y dolomita subordinadamente pueden participar cuarzo, feldespato alcalino y minerales arcillosos.

La formación de las incrustaciones pueden deberse a un cambio de temperatura o presión, la liberación de gas, una modificación del ph o el contacto con agua incompatible. Los asfaltenos. Son compuestos aromáticos y naftenicos de alto peso molecular, se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos. Este estado coloidal esta estabilizado por la presencia de resinas en el crudo, cuando se reduce de algún modo el contenido de estas resinas los asfaltenos pueden agregarse (flocular), formando partículas lo suficiente grande como para quedar atrapadas en el medio poroso, causando daño a la formación. Cualquier cambio químico reduzca la concentración de estas resinas puede ocasionar este fenómeno. Las parafinas.

DERECHOS RESERVADOS

Son hidrocarburos de cadena larga precipitan de ciertos tipos de

crudo cuando baja la temperatura o la composición del crudo cambia por la liberación del gas a medida declina la presión. Los factores influyen en la precipitación y deposición de las parafinas. La temperatura. Régimen de flujo. 1.1-FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.

Como analizar los métodos y fluidos para la remoción de daños causados por deposiciones de asfaltenos, parafinas, carbonatos y emulsiones en pozos con o sin retorno de fluidos del Campo Mara Este.

1.2- OBJETIVO GENERAL. Analizar algunos métodos y fluidos para la remoción de daños causados por deposiciones de asfaltenos, parafinas, carbonatos y emulsiones en pozos productores con o sin retornos de fluidos del Campo Mara Este. 1.3- OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Evaluar los diferentes métodos y fluidos utilizados en trabajos de limpieza de pozos del Campo Mara Este.

Evaluar estadísticamente la eficiencia de dichos métodos y fluidos, y el impacto en la productividad del Campo Mara Este.

Recomendar métodos y fluidos para trabajos de limpieza a ser utilizados Campo Mara Este.

DERECHOS RESERVADOS

Realizar el análisis económico orientado a medir el impacto de utilizar técnicas de limpieza mecánica del Campo Mara Este.

1.4-. DELIMITACIÓN ESPACIAL. El estudio se desarrollará en el Campo Mara Este, ubicado a 50 kilómetros al noroeste de la ciudad de Maracaibo, su dimensión es de 20 kilómetros de longitud y 12 kilómetros de ancho, específicamente se tratarán los pozos activos completados en las zonas cretáceo y basamento de todos los yacimientos del campo pertenecientes a la empresa Óleo luz. 1.5-. DELIMITACION TEMPORAL. Este trabajo especial de grado se llevo a cabo septiembre 2005 hasta marzo 2006. 1.6-JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN. Permitirá incorporar la producción de pozos han presentado problemas de asfaltenos, parafinas, carbonatos y emulsiones cuyas limpiezas han sido infructuosas. Este trabajo sería de gran impacto en el Campo Mara liviano maneja OleoLUZ debido a dicho campo presenta un estado de agotamiento bastante marcado por los pozos ubicados en esa área tienen muy baja presión de yacimiento a grandes profundidades y no circulan durante las labores de limpieza.

DERECHOS RESERVADOS

CAPÍTULO II.

DERECHOS RESERVADOS

MARCO TEÓRICO.

En este capítulo estará constituida por los antecedentes, son investigaciones previas a este estudio, poseen un vinculo en común y cuyos resultados son provechosos .Luego se desarrollaran los métodos y fluidos para la remoción de daños fundamental en la investigación. 1. Antecedentes: Toda investigación se fundamenta en la búsqueda de información integrada a una estrategia eficiente de respuesta a la problemática planteada, es por esto se realizó la recopilación de trabajos donde se desarrollaron los métodos y fluidos para la remoción de daños causados por deposiciones . A continuación se presenta una síntesis de este bajo, los resultados obtenidos y los aportes de estos se derivan. En 1999, Marrufo , B, presentó un Trabajo de Grado en la Universidad del Zulia para optar al Título de Magíster Scientiarum en Ingeniería Química, titulado “Determinación de métodos y fluidos para la remoción de daños causados por deposiciones de asfaltenos, parafinas , carbonatos y emulsiones en pozos con retorno de fluidos, en este trabajo se determinaron experimentalmente los datos de los métodos utilizado en los pozo .

Se comenzó por hacer un diagnóstico preciso del tipo de problema e identificar las

acciones mas apropiadas para aminorar, e incluso evitar, las pérdidas económicas

causadas por la disminución en la productividad; para ello se recopiló la

información existente de los pozos en estudio a través de las carpetas de pozos,

carpetas de producción y programas digitalizados.

Obtenida esta información y la proveniente del análisis químico de

muestras de sólidos captadas en el fondo de cada pozo, se determinó el principal

problema existente en los pozos del campo es la incrustación de carbonato de

DERECHOS RESERVADOS

calcio y se analizaron 26 servicios de limpieza de los cuales 15 no fueron exitoso

arrojando un 58% y 11 exitoso con una efectividad del 42% .

2.1-BASES TEÓRICAS. 2.11- DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ATRIBUIDA A DEPÓSITOS

ORGÁNICOS E INORGÁNICOS. La declinación brusca de la producción de crudo en los pozos puede ser

ocasionada por diversos problemas. Estos pueden ser: mecánicos, mala inyección

de gas, mal diseño de bombas, daño de formación, obstrucción de las tuberías

entre otros; pero uno de los más comunes en los pozos del Campo Mara Este es

el daño en la cara de la formación y la obstrucción en las tuberías de producción.

Específicamente taponamiento de poros, causados por deposiciones de carácter

orgánico (asfaltenos y parafinas), deposiciones de carácter inorgánico como son

las ocasionadas por carbonatos (escamas) y emulsiones causadas por fluidos de

limpieza y surfactantes naturales.

La mayor parte de las incrustaciones se encuentran en los campos petroleros se

forman por precipitación de minerales presentes en el agua de formación, o bien

como resultado el agua producida se sobresatura de componentes minerales

cuando dos aguas incompatibles se encuentran en el fondo del pozo.

Cada vez un pozo de petróleo produce agua, o se utiliza inyección de agua como

método para mejorar la recuperación, surge la posibilidad de se formen

incrustaciones.

En un pozo del Campo Mara Este, la producción descendió de 300 BNPD a cero

en un lapso de 12 horas.

DERECHOS RESERVADOS

Se debe considerar, además, los costos pueden ser elevados, la solución de este

tipo de problemas le cuesta a la industria cientos de millones de dólares por año,

en términos de pérdidas de producción.

A continuación se definirán los tipos de sólidos causan la disminución en la

producción. (ver figura 2.1)

2.1.1 Los carbonatos. Un carbonato es un compuesto químico, es decir, una sustancia formada por dos

o más elementos, en una proporción fija por peso. De esto se deduce la definición

de carbonato se presenta a continuación; Carbonato es un compuesto químico

contiene los elementos carbono (C) y oxígeno (O) en forma del grupo CO3= o

también CO3-2 o CO3

2- , conteniendo un átomo de carbono y tres átomos de

oxígeno.

De los carbonatos el más importante, en abundancia y uso es el CaCO3,

forma las calizas, aragonita y dolomita subordinadamente pueden participar

cuarzo, feldespato alcalino y minerales arcillosos.Los procesos de la

formación de carbonatos son del tipo marino orgánico, del tipo bioquímico y

del tipo terrestre.

La base química de la sedimentación de carbonatos es la abundancia

relativamente alta de los iones de calcio Ca²+ y del bicarbonato H2CO3 ó de los

iones de bicarbonato (HCO-3) respectivamente en el agua.

La columna estratigráfica de las formaciones del Cretáceo del Campo Mara Este,

están compuestas de calizas y el comportamiento de los fluidos y la compatibilidad

DERECHOS RESERVADOS

de estos con la roca pueden generar en ciertas condiciones, formación de

incrustaciones minerales conocidas como escamas.

2.1.1.1 Formación de las incrustaciones.

Si bien el punto de partida para la formación de las incrustaciones puede ser un

cambio de temperatura o presión, la liberación de gas, una modificación del pH o

el contacto con agua incompatible, existen aguas de producción, a pesar de

encontrarse sobresaturadas y ser propensas a las incrustaciones minerales, no

presentan problema alguno. Las incrustaciones se desarrollan a partir de una

solución. El primer desarrollo dentro de un fluido saturado es una formación de

grupos de átomos inestables, proceso denominado nucleación homogénea. Los

grupos de átomos forman pequeños cristales (semillero de cristales) provocados

por fluctuaciones locales en el equilibrio de la concentración de iones en las

soluciones sobresaturadas.

A continuación, los cristales crecen por adsorción de iones sobre las

imperfecciones de las superficies de los cristales, con lo cual aumenta el tamaño

del cristal.

La energía necesaria para que el cristal crezca proviene de una reducción de la

energía libre superficial del cristal, disminuye rápidamente y aumenta el radio, una

vez superado un cierto radio crítico.

DERECHOS RESERVADOS

Figura 2.3. Procesos de nucleación.(Pérez, M. Año 2002) La formación de incrustaciones comienza en soluciones sobresaturadas con pares de iones se forman cristales individuales, proceso llamado nucleación homogénea (arriba). También pueden ocurrir sobre defectos preexistentes en las superficies, denominada nucleación heterogénea (abajo).

Estos cristales grandes tienden al continuo crecimiento de los mismos, y además

los cristales pequeños se pueden redisolver.

Por lo tanto, dado un cierto grado de sobresaturación, la formación de cualquier

semillero de cristales va a favorecer el aumento del crecimiento de incrustaciones

minerales.

El semillero de cristales, de hecho, actúa como un catalizador de la formación de

incrustaciones. El crecimiento de cristales también tiende a iniciarse sobre una

DERECHOS RESERVADOS

superficie preexistente de límite de fluidos, proceso denominado nucleación

heterogénea.

Los sitios cuando se produce la nucleación heterogénea incluyen los defectos en

las superficies, como las asperezas en la superficie de los tubos o cañoneos en

las tuberías cortas de producción, o incluso en las juntas y las costuras de las

tuberías de producción y en los tubos de conducción. Un alto grado de turbulencia

también puede hacer las veces de un catalizador para el depósito de sedimentos.

2.1.1.2 Escamas.

Se conoce como escamas a depósitos minerales son encontrados en:

Tuberías de producción.

Boca del pozo.

Instalaciones de superficies.

Fracturas.

Matriz de la formación.

Perforaciones.

La obstrucción produce las escamas limitan o bloquean la producción de

crudo o gas.

Estos depósitos se forman como el resultado de la cristalización y

precipitación de minerales a partir del agua carbonatada.

Las escamas se forman en pozos productores como consecuencia de

perturbaciones:

Caídas de presión (liberación de CO2 ).

DERECHOS RESERVADOS

Cambios de temperatura (insolubles a medida que aumenta)

Cuando se mezclan aguas incompatibles

Cuando se excede el producto de solubilidad (Ksp ).

Ca+2, Sr+2,Fe+2, Mg+2 Fe+3, HCO3-, CO2.

El CO2 no es un ion se encuentran comúnmente en aguas de formación y q

son responsables de escamas particularmente cuando el agua de formación se

mezcla con agua de inyección incompatible.

F Ó R M U L A Q U IM IC A N O M B R E

(1 ) C a C O 3 C a rb o n a to d e c a lc io ( C a lc ita )(1 ) F e C O 3 C a rb o n a to d e h ie rro ( S id e r ita ) (1 ) F e 2 O 3 Ó x id o d e h ie rro ( H e m a tita )(2 ) C a S O 4 S u lfa to d e c a lc io ( A n h id r ita ) (2 ) C a S O 4 .2 H 2 O S u lfa to d e c a lc io (Y e so ) (2 ) B a S O 4 S u lfa to d e b a r io ( B a rita ) (2 ) S rS O 4 S u lfa to d e e s tro n c io ( C e le s ti ta )(3 ) N a C l C lo ru ro d e so d io (H a lita ) Tabla 2.1.Tipos de escamas. (Pérez ,M. Año2002) Principales tipos de escamas:

1) Soluble en ácido. 2) Insoluble en ácido. 3) Soluble en agua.

En el Campo Mara Este el principal problema es la deposición de carbonato

de calcio. (CaCO3)

DERECHOS RESERVADOS

CaCO3 se forman cuando ocurre una caída de presión, desprendiéndose CO2 de

bicarbonato.

Cuando el CO2 se separa, el pH incrementa y el bicarbonato soluble se

transforma en carbonato menos soluble.

Otras causas de precipitación de CaCO3:

Variación en la concentración del ion calcio (presencia de CaCl2 en el medio

acuoso).

Variación en la alcalinidad del agua (aumento de la concentración de

bicarbonato). Aumento del pH.

Mezclas de aguas incompatibles (agua salina mezclada con agua fresca

conteniendo bicarbonato).

Cuando se forman las incrustaciones, se necesita utilizar una técnica de

eliminación rápida y efectiva.

Los sistemas de remoción comprenden métodos químicos y mecánicos, cuya

elección depende de la ubicación de los sedimentos y de sus propiedades

físicas.

Algunas incrustaciones minerales, como el carbonato de calcio (CaCO3), se

pueden disolver con ácidos, mientras en otros casos este sistema no

H23 + 23 → O2 COCaCOCaHCO 2+ ← + +−

DERECHOS RESERVADOS

funciona. Muchas veces se forma una película cerosa de hidrocarburos para

proteger a las incrustaciones de la acción de los disolventes químicos. Puede

ocurrir también la acumulación de capas de incrustaciones sólidas

impermeables que revisten las tuberías de producción y a veces las bloquean

por completo, con lo cual resulta más difícil quitarlas. En este caso, por lo

general se utilizan técnicas mecánicas o tratamientos químicos para penetrar la

capa incrustada.

2.1.1.3 Identificación de las incrustaciones.

El primer paso en el diseño de un programa de reacondicionamiento realmente

efectivo desde el punto de vista económico, consiste en identificar la

ubicación de los depósitos de minerales y la composición de los mismos.

Tubería de producción y equipos de superficie.

Las incrustaciones pueden presentarse como una capa gruesa adherida a las

paredes interiores de las tuberías. Con frecuencia tiene varios centímetros de

espesor y presenta cristales de hasta 1 cm o más.

El efecto primario de la formación de incrustaciones en las tuberías es la reducción

de la tasa de producción al aumentar la rugosidad de la superficie del tubo y

reducir el área de fluencia.

Esto origina un aumento en la caída de presión y en consecuencia, la producción

disminuye.

DERECHOS RESERVADOS

Fi

gura 2.4. Incrustaciones en las tuberías de producción. (Montiel, J. Año 2001)

La ubicación de los depósitos minerales en las tuberías puede variar desde los

cañoneos de fondo hasta la superficie, ocasionado restricciones en el flujo dentro

de la tubería de producción, niples, pescas, válvulas de seguridad y los mandriles

de levantamiento artificial por gas. A menudo se presentan en diversas capas y en

algunos casos cubiertos por una capa cerosa o de asfaltenos (ilustración). Por

debajo de las incrustaciones, pueden aparecer signos de corrosión y picaduras

sobre el acero, debido a la presencia de bacterias y gas sulfuroso, con lo cual se

reduce la integridad del acero.

Si aumenta el crecimiento de minerales depositados, se hace imposible el acceso

a secciones más profundas del pozo, y finalmente las incrustaciones terminan por

bloquear el flujo de producción La composición química de las incrustaciones en

las tuberías puede variar, y se trata de capas de sedimentos depositados a lo

DERECHOS RESERVADOS

largo de la vida del pozo. Por lo general, las incrustaciones incluyen capas de

asfaltenos o de cera, y las capas de incrustaciones que se encuentran más

cercanas a la tubería pueden contener sulfuros de hierro, carbonatos o productos

corrosivos.

Matriz cercana al pozo. Las incrustaciones de carbonatos o sulfatos típicas de la zona cercana al pozo

presentan partículas de menor tamaño respecto de las incrustaciones en las

tuberías, se miden en micrones en vez de centímetros; bloquean los empaques

con grava y las mallas, además de los poros de la matriz.

Por lo general, se forman después de largos períodos de cierre del pozo, el flujo

transversal forma la mezcla de aguas incompatibles provenientes de distintas

capas. Este tipo de incrustaciones se puede definir como daño. Su eliminación por

medio de disolventes químicos o ácidos puede contribuir a aumentar las tasas de

producción en forma notable.

Figura 2.5. Daños en la matriz.(Montiel ,J. Año 2001).

DERECHOS RESERVADOS

Auto sedimentación. Los depósitos minerales restringen el flujo de los fluidos a través de la formación,

lo que provoca una pérdida de permeabilidad.

El fluido de un yacimiento experimenta cambios de temperatura y presión

durante la producción. Si estos cambios modifican la composición del fluido

de modo tal se supera el límite de solubilidad de un mineral, éste precipita en

forma de incrustaciones minerales, este fenómeno recibe el nombre de auto

sedimentación.

Las incrustaciones de sulfatos y carbonatos pueden precipitar como resultado

de cambios de presión ocurridos dentro del pozo o en cualquier restricción en

el fondo.

Otro problema serio se presenta cuando precipitan residuos de carbonatos a

partir de los fluidos producidos conteniendo gases ácidos. La disminución de

la presión durante la producción libera gases del fluido, cuyo pH aumenta y

provoca el depósito de residuos minerales.

Los residuos carbónaticos se pueden encontrar desde la matriz cercana al pozo, a

lo largo de la tubería y dentro del equipamiento de superficie, donde la presión y la

temperatura del agua producida cambian continuamente.

DERECHOS RESERVADOS

Figura 2.6. Daños en un pozo en producción.(Aguirre , M. Año 2002).

La auto sedimentación puede ser causa de problemas en los pozos productivos,

forman incrustaciones cerca de la garganta de los cañoneos. La caída de presión

sobre la matriz cercana al pozo puede provocar una precipitación incontrolable de

CaCO3. La mezcla de aguas incompatibles (agua de inyección y agua de

formación) puede provocar la precipitación de sedimentos minerales en la matriz

de la formación (izquierda).

En el caso de incrustaciones de carbonatos, los efectos de la temperatura a

menudo se contraponen a los efectos de la presión. Por ejemplo, la reducción de

la presión en el punto de entrada al pozo puede llevar a incrustaciones a la matriz.

El fluido avanza por la tubería hacia las temperaturas de superficie y la presión del

cabezal del pozo, la caída de temperatura resultante puede anular el efecto de la

presión, con lo cual se reduce la formación de incrustaciones en la tubería de

producción. Por el contrario, la caída subsiguiente de presión desde el cabezal del

pozo a la superficie puede producir la formación de grandes depósitos de residuos

en los equipamientos de superficie y en las tuberías de producción.

DERECHOS RESERVADOS

Figura 2.7. Solubilidad de minerales en función de la

temperatura.(Aguirre,M. Año 2002).

2.1.1.4 Detección de las incrustaciones. Existen evidencias físicas de la presencia de incrustaciones en las muestras de

tuberías, o bien en las radiografías de análisis de núcleos.

La interpretación de registros de rayos gamma a menudo indica la presencia

de residuos de sulfato de bario, donde el radio Ra226, es naturalmente

radioactivo, precipita con estos sedimentos.

En algunos casos, se llegan a observar un aumento de hasta 500 unidades API

en las actividades de los rayos gamma, por encima de los valores naturales.

Cuando se evalúa la producción por medio de un análisis NODAL, éste puede

indicar la presencia de incrustaciones en las tuberías sí, por ejemplo, un pozo

presenta restricciones en las tuberías y se no percibía durante las primeras

etapas de la producción.

DERECHOS RESERVADOS

En teoría, el análisis NODAL puede indicar la presencia de incrustaciones en

la matriz mediante la identificación de mayores restricciones del yacimiento a

la producción, si bien esto es difícil de distinguir con respecto a otros tipos de

daños para la formación.

El comienzo de producción de agua es, a menudo, un signo de problemas

potenciales de incrustaciones, en especial si coincide con una reducción

simultánea de la producción de petróleo.

Normalmente, los operadores analizan la composición química del agua y, en

particular, el contenido de iones disueltos en el agua producida.

Si se observa un cambio notable en la concentración de iones de ciertos

minerales, como Ba+2 o sulfato [SO4-2], deben coincide con una disminución de la

producción de petróleo y un aumento del corte de agua, puede ser un indicio de

agua de inyección ha invadido y se han comenzado a formar incrustaciones.

Mediante el estudio de la respuesta a los tratamientos químicos realizados con

anterioridad, como los tratamientos con ácidos, se pueden corroborar tales

interpretaciones.

Los pozos cuentan con completaciones inteligentes y sistemas de monitoreo

permanente están preparados para detectar los cambios producido en la

composición química del agua.

El desarrollo de sensores subterráneos de incrustaciones y las aplicaciones de

monitoreo permanente son temas de acentuada investigación actual.

DERECHOS RESERVADOS

BP Amoco, por ejemplo, comenzó un sistema de manejo integrado de

incrustaciones utilizada con un sensor electroquímico subterráneo sensible al

pH y a las concentraciones de iones de cloruros, además se efectúa mediciones

de temperatura, presión y flujo multifásico para detectar potenciales

formaciones de carbonatos y ayudar a regular las dosis químicas para lograr el

control de las incrustaciones.

En los pozos del campo en estudio, la deposición de asfaltenos se encuentra

en menor porcentaje, algunas áreas del campo han presentado pozos con este

tipo de problema, han llevado a realizar servicios de limpieza.

Debido a esto, es de suma importancia conocer los factores determinante de

la deposición de asfáltenos para evitar problemas futuros.

2.1.2 ASFALTENOS. Son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos. Este estado coloidal está estabilizado por la presencia de resinas en el crudo, cuando se reduce de algún modo el contenido de estas resinas los asfaltenos pueden agregarse (flocular), formando partículas lo suficientemente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso, causando daño a la formación. Cualquier cambio químico permitirá reducir la concentración de estas resinas puede ocasionar este fenómeno.

Moléculas aromáticasMoléculas aromáticas

Moléculas de resinaMoléculas de resina

Moléculas asfaltenosMoléculas asfaltenos

Otras moléculas de crudoOtras moléculas de crudo Figura 2.8. Moléculas de asfaltenos.(Aguirre ,P. Año 2001).

DERECHOS RESERVADOS

2.1.2.1 Factores que causan la precipitación de los asfaltenos.

Es importante resaltar que con ciertas condiciones es posible la floculación de

asfáltenos sin que las partículas floculadas precipiten y formen depósitos. Por

ejemplo, en una tubería un régimen de flujo bajo y presencia de rugosidades en

las paredes pueden inducir la precipitación de flósculos. Sin embargo, un aumento

en el flujo puede hacer que los flósculos sean transportados por la corriente. En el

caso de un pozo, la precipitación dependerá de un gran número de factores tales

como condiciones de flujo, diferencias de presión, características del sistema roca

/ fluido y otros.

La estabilidad del crudo dependerá de:

Presión. Si la temperatura es constante, un aumento de presión incrementa la

densidad del líquido (lo cual indica que no hay variación en su composición)

aumenta la solubilidad del asfáltenos. Sin embargo, si hay una fase de vapor

presente, un incremento en la presión aumenta la solubilidad de los

componentes ligeros del vapor (tales como metano) cambiando la composición

del líquido y reduciendo su poder solvente. De está manera, si hay una fase de

vapor presente, un incremento en la presión puede reducir la solubilidad del

asfaltenos.

Composición.

Entre las causas ocasiónate de la precipitación de asfaltenos, se ha

encontrado que la composición juega un papel importante. En particular, las

características de la fase dispersa y el poder peptizante de las resinas son

considerados fundamentales para la estabilización de los asfaltenos en los

DERECHOS RESERVADOS

crudos. Estudios recientes también han indicado la importancia de la

naturaleza de los asfaltenos en la estabilidad de crudos. Numerosos estudios

indicaron los factores fundamentales en la estabilidad coloidal de un crudo

frente a la precipitación de asfaltenos son:

a. Un medio dispersante adecuado con un alto contenido de compuestos

aromáticos.

b. Un alto contenido de resinas compatibles con los asfáltenos del crudo.

c. Una fracción asfaltenica de fácil solubilidad, para lo cual es necesario que tenga

baja aromaticidad, alto contenido de hidrógeno y bajo grado de condensación

aromática.

Temperatura.

Un cambio en temperatura puede resultar en dos consecuencias. Por un lado, un

aumento de temperatura mejora la miscibilidad, pero por otra parte, reduce la

densidad del líquido y esto disminuye su poder solvente. A una temperatura

constante, la solubilidad del asfaltenos disminuye la densidad del solvente . Por

esta razón, existen dos tendencias opuestas explicada para algunos casos la

solubilidad se incrementa con la temperatura y en otros casos, disminuye.

2.1.2.2 Efecto de la composición del crudo sobre la precipitación de asfaltenos. Efecto de la viscosidad.

La formación de depósitos de asfaltenos en tuberías de producción está

relacionada con la composición del crudo, es decir, este fenómeno se observa en

crudos livianos y medianos, pero no en crudos pesados. Una de las razones es

DERECHOS RESERVADOS

en el caso de los crudos pesados, aparte de ellos son intrínsecamente más

estables que los crudos livianos, su misma viscosidad impide la precipitación.

L I V I A N OL I V I A N O P E S A D OP E S A D O

T I P O T I P O D ED E

C R U D OC R U D O

L A A L T A V I S C O S I D A DE V I T A L O S P R O B L E M A S

D E P R E C I P I T A C I Ó N Figura 2.9. Efecto de la viscosidad en la formación de asfaltenos .

(Pérez, M. Año 2002).

Efecto de la composición SARA del crudo sobre su estabilidad.

En la Figura 2.10 se observa la distribución de hidrocarburos saturados,

aromáticos, resinas y asfaltenos de crudos clasificados como estables o

inestables. Esta clasificación se basa en la historia de producción de los pozos.

Aquellos pozos presentan problemas frecuentes de obstrucción por precipitación

de asfaltenos se clasificaron como inestables, mientras tanto los pozos produjeron

sin problemas de obstrucción se clasificaron como estables.

En líneas generales se observa los crudos estables presentan un alto contenido

de las fracciones de aromáticos y resinas, mientras que los inestables presentan

un alto contenido de saturados. Esto coincide con lo esperado de acuerdo con la

definición de los asfaltenos, fracción soluble en aromáticos (tolueno) e insolubles

en saturados (n-heptano).

DERECHOS RESERVADOS

% p

/p

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0 A s f a l t e n o s

R e s i n a sA r o m á t i c o sA r o m á t i c o s

S a t u r a d o sS a t u r a d o s

1 1 0 2 0 3 0

I N E S T A B L EI N E S T A B L E E S T A B L EE S T A B L E

Crudo

Figura 2.10. Efecto de la composición en la precipitación de

asfaltenos.(Villalobos, D. Año 2002).

2.1.2.3 Efecto de la temperatura sobre la precipitación de asfáltenos.

En la Figura 2.11 se muestra el porcentaje de asfaltenos disueltos como función

de la presión para dos temperaturas. En líneas generales se tomo en cuenta para

el fluido estudiado, la solubilidad de los asfaltenos aumenta con la temperatura. Es

decir el porcentaje de asfaltenos disueltos en el crudo es mayor en los

experimentos realizados a 250 °F que en los realizados a 120°F.

Además se observa la máxima cantidad de asfaltenos precipitante esto disminuye

al aumentar la temperatura. En el gráfico, las llaves muestran claramente la

máxima cantidad de asfaltenos que precipitan es de menor para los experimentos

realizados a 250°F para los realizados a 120°F.

DERECHOS RESERVADOS

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

% a

sfal

teno

s di

suel

tos

(wt%

)

0 2000 4000 6000 8000 10000

250 F

120 F

Figura 2.11. Efecto de la temperatura en la precipitación de

asfaltenos.(Villalobos ,M. Año 2002).

2.1.3 PARAFINAS.

Son hidrocarburos de cadena larga precipitante de ciertos tipos de crudo

cuando baja la temperatura o la composición del crudo cambia por la

liberación del gas declina la presión.

Las parafinas se clasifican en normales, iso parafinas y ciclo parafinas.

DERECHOS RESERVADOS

Iso parafinas

Normal

Ciclo parafinas

Estructura de la parafina

Figura 2.12. Estructuras de la parafina.(Villalobos,M. Año 2002).

2.1.3.1 Factores influyente en la precipitación y deposición de las parafinas. • Temperatura. • Régimen de flujo. Efecto de Temperatura. Cuando la temperatura decrece las cadenas de hidrocarburos mayores a C15

Pueden comenzar a reaccionar, pero al momento de alcanzar el punto de nube

es cuando se aprecia la formación de cristales de parafina.

Si continúa la disminución de la temperatura en el sistema se puede llegar al punto

de coagulación y ocasionar la deposición de las parafinas en las líneas de

producción.

DERECHOS RESERVADOS

Cadena corta de Alcanos (<C15)

Cadena larga de Alcanos (>C15)

Cristales de Parafinas Depósitos de Parafinas

Figura 2.13 Efecto de la temperatura en la precipitación de parafina.(Pérez, G. Año 2001). Efecto del régimen de flujo en la deposición de parafina. El régimen laminar propicia la deposición de la parafina, según estudios, realizados por Jessen y Howell (1960)

N - P a r a f i n aI s o - P a r a f i n aC i c l o - P a r a f i n a

Dir

ecci

ón d

e F

lujo

F l u j o L a m i n a r F l u j o T u r b u l e n t o

Figura 2.14. Efecto del régimen de flujo en la deposición de parafina.(González, M. año 1999).

DERECHOS RESERVADOS

2.1.3.2 Lugares donde ocurre la deposición de parafinas. • En el Yacimiento

F lu jo

S o lid o s D e p o s ita d o s

G a rg a n ta P o r o sa S o lid o s S u sp e n d id o s

Figura 2.15 Deposición de la parafina en el yacimiento.(González, M. Año 1999). • En la cercanía del pozo • En un sistema de producción • En la tubería.

Incrustacion

Ejemplo del taponamiento que se produce en una presencia de parafina e incrustaciones.

Parafina

Figura 2.16. Deposición de la parafina en tuberías de producción.(Marrueco ,

J. Año 2000).

DERECHOS RESERVADOS

2.1.4 ELIMINACIÓN DE LAS INCRUSTACIONES.

Las técnicas utilizadas para eliminar las incrustaciones deben cumplir ciertas

condiciones: ser rápidas, no dañar ni al pozo, ni las tuberías ni el ambiente de

la formación, y ser efectivas en la prevención de nuevas precipitaciones en el

futuro.

En los tratamientos de estimulación de la matriz de la formación, por lo

general, se emplean disolventes de incrustaciones con el fin de detener la caída

de la producción. Para poder decidir cuál es la mejor técnica, es necesario

conocer el tipo y la cantidad de incrustaciones y su composición física o su

textura, se elige un método inadecuado se puede llegar, en realidad, a

incentivar el depósito de incrustaciones.

El grado de resistencia y la textura de las incrustaciones presentes en las

tuberías revisten gran importancia en la elección de la técnica de remoción. La

resistencia y las texturas pueden variar desde hilos delicados y quebradizos o

cristales de alta micro porosidad, hasta capas de aspecto rocoso de baja

permeabilidad y porosidad.

La pureza de las incrustaciones afecta su resistencia a los métodos de

limpieza.

Puede tratarse de fases de un sólo mineral, si bien, por lo general, son una

mezcla de compuestos similares y compatibles.

DERECHOS RESERVADOS

El sulfato de bario puro es normalmente de baja porosidad y totalmente

impenetrable con agentes químicos, y sólo se puede quitar lentamente

utilizando alguno de los métodos mecánicos más tradicionales.

Las mezclas de sulfato de bario, por lo general contienen sulfato de estroncio,

sulfato de calcio o incluso carbonato de calcio, con frecuencia ceden frente a

diversos métodos de limpieza, tanto químicos como mecánicos.

2.1.4.1 Técnicas de limpieza químicas.

La remoción de incrustaciones con productos químicos es, por lo general, el

primer sistema utilizado y el más económico, en especial cuando las

incrustaciones no son de fácil acceso o se encuentran en lugares donde los

métodos mecánicos de limpieza convencionales resultan poco efectivos o es

muy costoso transportarlos.

Por ejemplo, los carbonatos son muy solubles en ácido clorhídrico y, por lo

tanto, se pueden disolver con facilidad.

En ocasiones el ácido no funciona, debido a las incrustaciones se cubren de

capas cerosas y es necesario un tratamiento de química específico para

removerlas.

Las incrustaciones duras de sulfatos son más difíciles de eliminar porque

tienen un grado muy bajo de solubilidad ácida.

DERECHOS RESERVADOS

En la matriz de la formación, se pueden tratar con agentes quelatizantes

fuertes; compuestos que rompen las incrustaciones resistentes a los ácidos

aislando y bloqueando los iones metálicos dentro de su estructura cerrada en

forma de anillo.

La mayor parte de los tratamientos químicos se controla según la capacidad de

llegada de los reactivos a la superficie de las incrustaciones. En consecuencia,

la relación entre el área de la superficie y el volumen, o su equivalente, la

relación entre el área de la superficie y la masa, constituye un parámetro

importante en la velocidad y la eficiencia del proceso de eliminación.

Las grandes áreas de superficies reactivas, como por ejemplo los materiales

porosos, las partículas similares a las arcillas de placas sumamente finas y las

proyecciones del espesor de un cabello reaccionan en forma inmediata, ya

existiendo un gran volumen del ácido o del reactivo alrededor de la superficie.

Cuando la relación entre el área de la superficie y el volumen es menor, por

ejemplo en capas de incrustaciones gruesas y poco porosas, la reacción es más

lenta y sólo responden a los reactivos químicos más fuertes.

Los depósitos minerales se encuentran en las tuberías de producción presentan

una superficie tan pequeña en relación con el total de la masa depositada por

lo general, la reactividad de los sistemas químicos resulta muy lenta,

convirtiéndose en un sistema de remoción poco práctico.

DERECHOS RESERVADOS

Las zonas de alta permeabilidad dentro de la formación⎯ ofrecen una

trayectoria de menor resistencia—desvían los fluidos del tratamiento y

obstaculizan la capacidad de los disolventes para penetrar en los intervalos

dañados.

Si bien el ácido clorhídrico es, por lo general, la primera opción como

tratamiento de las incrustaciones de carbonato de calcio, la reacción rápida del

ácido puede esconder un problema. Las soluciones de ácido agotado de

subproductos de las incrustaciones constituyen excelentes agentes iniciadores

para la formación de nuevos depósitos minerales.

Los tratamientos empleados para la limpieza química son:

a) Químicos utilizados en el campo. (Características y propiedades)

b) Tratamiento químico por plataforma.

c) Tratamiento químico por tubería continua.

a)Productos Químicos utilizados en los pozos del campo.

Los productos que se presentaran a continuación son los aplicados en los

trabajos de limpieza realizados a los pozos del campo, aportados por la

empresa CLARIANT Venezuela S.A., estos productos no han pasado todas las

pruebas necesarias para su aplicación en lo referente a las facilidades de

superficie.

DERECHOS RESERVADOS

Los depósitos orgánicos y sólidos inorgánicos en la cara de la formación

pueden ser removidos mediante el uso de paquetes químicos diseñados en

el siguiente orden:

• Remoción e inhibición de depósitos orgánicos.

• Restitución de la mojabilidad de la formación por agua.

• Remoción de incrustaciones inorgánicas con el uso de secuestrantes.

• Inhibición de incrustaciones inorgánicas.

El químico seleccionado para remover los depósitos orgánicos deberá: • Ser estable a temperaturas superiores a los 300 °F.

• No afectar las características de la formación.

• Disolver cualquier cera, asfaltenos o resina.

• Romper emulsiones.

• Mantener la integridad de la formación y su mojabilidad por agua.

• Restituir la tasa de producción del pozo.

• No generar impacto aguas abajo del flujo de crudo.

El removedor de incrustaciones inorgánicas deberá: • Disolver / dispersar incrustaciones de carbonatos y sulfatos.

• Formar sales estables a temperaturas superiores a los 300 oF.

• No generar impacto alguno aguas abajo.

• Recuperar la tasa de producción del pozo.

DERECHOS RESERVADOS

El inhibidor de incrustaciones inorgánicas deberá:

• Inhibir incrustaciones de sulfatos y carbonatos.

• Ser estable a temperaturas superiores a 300 oF por períodos superiores a los 6

meses.

• No generar impacto aguas abajo.

• Mantener las tasas de producción.

b) Tratamiento químico por plataforma.

1ra etapa, Remoción de orgánicos.

Prelavado.

En esta etapa se bombea una mezcla de solventes y surfactantes usado como

prelavado. El producto es desplazado en la formación donde disolverá y

dispersará depósitos orgánicos y restituirá la mojabilidad de la formación

hasta hacerla mojable por agua, a su vez no permitirá el contacto del fluido de

desplazamiento con la formación.

Esta etapa es muy importante porque remueve las capas de ceras o asfaltenos

cubren las incrustaciones para el tratamiento de remoción de inorgánico sea

más efectivo.

Este fluido se deja en contacto con la formación alrededor de 24 horas para

luego poner el pozo a producción y remover el producto.

DERECHOS RESERVADOS

2da etapa, Remoción de inorgánicos.

Tratamiento.

Esta es la etapa más importante de la limpieza, se atacan las incrustaciones, el

proceso es similar, una vez controlado el pozo se procede al bombeo del

químico específico para el problema a tratar, luego se desplaza a la formación

con gas oil o con agua tratada, se deja en remojo por un tiempo determinado,

dependiendo del tratamiento, después el pozo se pone a producción.

3ra etapa, Inhibición de inorgánicos.

Esta etapa se debe cumplir siempre en un tratamiento de incrustaciones,

porque controla la deposición de nuevas incrustaciones y mantiene por mas

tiempo la producción. Su proceso de bombeo es de forma similar al de los

anteriores.

c) Tratamiento químico por tubería continua.

La aplicación de la tubería continua en el proceso de bombeo químico, radica

en el uso de productos abrasivos, donde se debe eliminar el contacto de los

fluidos a inyectar y los componentes de la sarta de producción, para evitar

problemas mayores.

La tubería continua es colocada frente a la cara de la formación y se desplaza

el fluido a través de ella hacia la matriz, con una presión menor a la presión

DERECHOS RESERVADOS

de fractura; las etapas de inyección son iguales a las etapas realizadas por

plataforma (remoción de orgánicos, inorgánicos e inhibición)

2.1.4.2 Técnicas de limpieza mecánica.

Las soluciones mecánicas para eliminar depósitos minerales ofrecen una

amplia variedad de herramientas y técnicas aplicables en las tuberías de pozos

y en la formación.

Como ocurre en el caso de los tratamientos químicos, la mayor parte de los

métodos mecánicos presenta un rango limitado de aplicabilidad, de esta forma

se selecciona el método correcto dependiendo del pozo y del tipo de

incrustación.

Los métodos mecánicos, si bien son variados, se encuentran entre los más

eficientes para la eliminación de incrustaciones de minerales en las tuberías.

Las incrustaciones gruesas, en especial se encuentran dentro de las tuberías, por

lo general son demasiado resistentes y, debido a su nivel de porosidad es muy

bajo, los tratamientos químicos no resultan efectivos en un lapso de tiempo

razonable.

Para la eliminación de este tipo de incrustaciones es necesario recurrir a las

técnicas utilizadas para perforar rocas y triturar acero.

Las mechas de impacto y la tecnología de fresado han sido desarrolladas para

funcionar con tuberías flexibles dentro de las tuberías de producción y

DERECHOS RESERVADOS

utilizando distintas mechas cinceladoras y variadas configuraciones de

fresado.

Como fuente de energía se utiliza, por lo general, un motor hidráulico o una

herramienta de impacto de tipo martillo.

Figura 2.17. Fresa para remoción de escamas.(Pérez , M. Año 2000).

Cuando los motores no cuentan con la potencia necesaria para la mecha de

corte las incrustaciones, se atascan y se detiene el proceso.

Como resultado de ello, las tasas de remoción de incrustaciones varían según

el tipo de incrustación. En general, éstas oscilan desde 5 hasta más de 30 pies

lineales de incrustaciones eliminadas por hora de trabajo. La variación de la

velocidad de fresado depende de la combinación del motor y la fresadora sea

la adecuada para el tipo de incrustación.

La experiencia demuestra los motores pequeños y de bajo torque resultan más

efectivos cuando se utilizan con fresas de dientes pequeños. Las fresas de

dientes más grandes, si bien son más agresivas, no giran bien sobre las

superficies con incrustaciones irregulares y los motores pequeños se atascan.

Fresa Metal Muncher Turbo Motor de fondo

Fresa Metal Muncher

DERECHOS RESERVADOS

Por lo tanto, las fresas con dientes pequeños y menos agresivos cortan más

rápido porque los motores sufren menos problemas.

Cuando el acceso pleno a los depósitos minerales se encuentra parcialmente

obstruido por razones físicas, como por ejemplo la disminución del diámetro

de la tubería o la intercalación de equipamientos de completación, es necesario

utilizar herramientas con la posibilidad de modificar su diámetro.

De no existir esta posibilidad, por lo general, se puede perforar un pequeño

orificio—menor para el tamaño del tubo—a través de las incrustaciones y por

debajo del punto de restricción, para permitir un aumento del flujo. No

obstante, la presencia de residuos de incrustaciones en la superficie de la

tubería, da lugar a un nuevo crecimiento de los depósitos y dificulta la tarea de

los tratamientos inhibidores tratando de bloquear la nucleación. La forma más

efectiva para prevenir un nuevo desarrollo de incrustaciones es la superficie de

acero se encuentre limpia y libre de imperfecciones.

Las técnicas de limpieza mecánica son efectivas pero necesitan la circulación

de fluidos para acarrear los sólidos removidos a la superficie, y en los pozos

del campo de estudio la mayoría presentan pérdidas de circulación; por lo

tanto su aplicación es necesario el uso de fluidos especiales permitiendo

generar el retorno de los fluidos y el acarreo de los sólidos. Existe una nueva

tecnología conocida como Cyclone Bailer donde la circulación de fluidos no

es necesaria, porque esta genera una succión en el fondo y almacena los

sólidos removidos en una cámara.

DERECHOS RESERVADOS

Cyclone Bailer de Weatherford.

Es una herramienta operada por un flujo, se crea un vacío fuerte y arrastra el

fluido y los desechos dentro del Bailer. Un filtro de alto desempeño permite al

fluido atravesar el anular, pero atrapa los desechos entre las válvulas flapper

del fondo de la sección y el filtro del Cyclone Bailer en el tope de la sección

de la cámara. El diseño de la boquilla y un apropiado filtro de arena permiten

al Cyclone Bailer de Waterford superar los sistemas de levantamiento de arena

convencionales.

La herramienta se usa para remover desechos de la pared del pozo. Un Bailer

(cámara) se corre típicamente debajo de la herramienta para recoger y guardar

los desechos.

JUNKBASKET

NOZZLE

EXTENSIONTUBE

FILTERSCREEN

BAILER

BOTTOMFLAPPERASSEMBLY

Válvula Flapper

Bailer

Malla Filtro

Extensión de tubería

Nariz

Figura 2.18. Partes de la herramienta .Cyclone

Bailer(Marrueco,J. Año 2000).

DERECHOS RESERVADOS

En el caso de remoción de arena, el bailer pueden ser de varias juntas de tubería

de producción o de revestimiento con una válvula flapper y la zapata como se

muestra en el ensamble. Bombeando hacia abajo la sarta de coil tubing mientras

se mantiene un leve slack off de peso permitira a la herramienta bailer llenarse

totalmente de arena desde el fondo hacia arriba hasta alcanzar la malla del filtro

se llene. La válvula flapper ataja a la arena para no precipitar en el fondo mientras

se está recuperando la herramienta.

Boquilla.

Es una de las partes más importante del sistema, la cual esta encargada de

generar la succión en el sistema. Esta trabaja por el desplazamiento de un

fluido a gran velocidad por una sección de menor área, genera un vacío en la

sección de menor presión, este efecto se conoce como efecto Venturi.

P2

P1

V2V1

P1 < P2 V1 < V2

Vacío

Flujo

Figura 2.19. Efecto Venturi.( González ,P. Año 2001).

DERECHOS RESERVADOS

Mallas Free-Flow TM.

1. La malla y varillas son del mismo material

2. Expansion hacia adentro aseguran no tener

atascamientos y permiten auto limpieza

3. Perfil le da al area una máxima abertura

4. Conexión con bisel de alta resistencia

5. Diferentes configuraciones de materiales

6. Especificaciones y tolerancias rígidas

7. Malla esta soldada en cada empalme

8. Ranura continua da una abertura máxima y

eficiencia hidráulica

9. Todas las conexiones son aseguradas rígidamente

la malla.

Figura 2.20. Malla free-flow TM.(González . Año 2000).

DERECHOS RESERVADOS

Ensamblaje de la herramienta

Malla Free-FlowTM

Válvula Flapper

Boquilla

Zapata

Cámara

En Operación

VacíoFlujo FlapperAbierto

Chorro

Figura 2.21. Ensamblaje de la herramienta Cyclone Bailer.(González, P.

año 2000)

DERECHOS RESERVADOS

Las herramientas mencionadas anteriormente forman una parte de todas las

técnicas de limpieza mecánica existentes en el mercado, pero nuestro interés

radica porque estas pueden ser implementadas con tubería continua y ahorrar

la necesidad de sacar la completación y por tanto minimizar costos; sin

embargo, cualquiera de esta herramienta a utilizar a excepción de los ciclones

Bailer, necesitan un fluido capaz de transportar los residuos a la superficie,

estos fluidos deben poseer características especiales debido ya que la mayor

parte de los pozos no presentan retorno de fluidos.

DERECHOS RESERVADOS

3.-DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS. Auto sedimentación: vienen a hacer los depósitos de minerales

restringido el flujo de los fluidos a través de la formación, provocando una perdidas de permeabilidad. (Whitten K, David R y Peck L, 1.998).

Asfaltenos: son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso

molecular, se consigue en dispersión coloidal en algunos crudos.(Marrueco J y Fernández M, 2.005).

Boquilla: es una de las partes mas importante del sistema, el cual es la

encargada de generar la succión en el sistema. Esta trabaja por el desplazamiento de un fluido a gran velocidad por una sección de menor area, genera un vacío en la sección de menor presión, este efecto se conoce como efecto venturi.(Pérez, M. Año 2000).

Composición: viene a ser la partícula alojada en los fluidos.(Marrueco,J.

Año 2000). Carbonato: es un compuesto químico, es decir, una sustancia formada por

dos o mas elementos, en una proporción fija por peso.(Montiel, J. Año 1999). Cyclone Bailer de Waterford: es una herramienta operada por un flujo

que crea un vacío fuerte que arrastra el fluido y los desechos dentro del Bailer.(Carruyo, Año 1997).

Escamas: la escama viene a hacer los depósitos de minerales que se

encuentra en las tubería de producción, en la boca del pozo.(Hernia, M. Año 1999).

Incrustación: son los depósitos orgánicos e inorgánicos encontrado en las

tuberías de producción.(Hernia , J. Año 1998). Presión: fuerza normal por unidad de área.(Himmelblau, D, año 1996).

DERECHOS RESERVADOS

Parafinas: Son hidrocarburos de cadena larga precipitante en ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o la composición del crudo.(Ramírez, J . año 2000).

Temperatura: la temperatura de un cuerpo es una medida de su estado

térmico considerado como su capacidad para transferir calor a otros cuerpos.(Himmelblau, David, año 1996).

DERECHOS RESERVADOS

MAPA DE VARIABLE OBJETIVO GENERAL: ANALIZAR LOS MÉTODOS Y FLUIDOS PARA LA REMOCIÓN DE DAÑOS CAUSADOS POR DEPOSICIONES DE ASFALTENOS, PARAFINAS, CARBONATOS Y EMULSIONES EN POZOS PRODUCTORES CON O SIN RETORNOS DE FLUIDOS DEL CAMPO MARA ESTE.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

VARIABLES DEFINICIÓN DE VARIABLE

INDICADORES TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN

FASES DE INVESTIGACIÓN

EVALUAR LOS DIFERENTES MÉTODOS Y FLUIDOS UTILIZADOS EN TRABAJOS DE LIMPIEZA DE POZOS DEL CAMPO MARA ESTE. EVALUAR ESTADÍSTICAMENTE LA EFICIENCIA DE DICHOS METODOS Y FLUIDOS, Y EL IMPACTO EN LA PRODUCTIVIDAD DEL CAMPO MARA ESTE.

DIFERENTE MÉTODOS Y FLUIDOS. ESTADÍSTI CAMENTE LA EFICIENCIA.

SON LAS TÉCNICAS UTILIZADAS EN LOS TRABAJO DE LIMPIEZA LA EFICIENCIA ES EL GRADO DE EFECTIVIDAD QUE VAN A TENER ESTO MÉTODOS.

SOPORTE TEÓRICOS Y PROGRAMA DIGITALIZADO SISUBV 10. SE UTILIZAN PROGRAMAS DIGITALIZADOSSIOP.

OBSERVACIÓN DIRECTA. ANALISIS DOCUMENTAL OBSERVACIÓN DIRECTA. ANALISIS DOCUMENTAL

FASES I.

FASES II.

DERECHOS RESERVADOS

OBJETIVO GENERAL: ANALIZAR LOS MÉTODOS Y FLUIDOS PARA LA REMOCIÓN DE DAÑOS CAUSADOS POR DEPOSICIONES DE ASFALTENOS, PARAFINAS, CARBONATOS Y EMULSIONES EN POZOS PRODUCTORES CON O SIN RETORNOS DE FLUIDOS DEL CAMPO MARA ESTE.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

VARIABLES DEFINICIÓN DE VARIABLE

INDICADORES TÉCNICAS DE RECOLECCION

FASES DE INVESTIGACION

RECOMENDAR METODOS Y FLUIDOS PARA TRABAJOS DE LIMPIEZA DEL CAMPO MARA ESTE. REALIZAR EL ANALISIS ECONOMICO ORIENTADO A MEDIR EL IMPACTO DE UTILIZAR TÉCNICAS DE LIMPIEZA MECANICA DEL CAMPO MARA ESTE

METODOS Y FLUIDOS PARA TRABAJO DE LIMPIEZA.

ANALISIS ECONÓMICO

SON LAS TÉCNICAS UTILIZADO EN LOS TRABAJOS DE LIMPIEZA ES UN PROGRAMA QUE PDVSA EMPLEO PARA EL ANALISIS ECONOMICO MAEP.

REVISIÓN EXHAUSTIVA DEL SOPORTE DE LOS TRABAJO. VALOR PRESENTE NETO. TASA INTERNA DE RETORNO. EFICIENCIA DE LA INVERSIÓN. TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL.

OBSERVACIÓN DIRECTA. OBSERVACIÓN DIRECTA.

FASES I.II

FASES IV.

DERECHOS RESERVADOS

3.1.-CONSIDERACIONES GENERALES.

En toda investigación es necesario tanto la población de estudio, como los

resultados obtenidos de la misma, tenga el nivel de confiabilidad y objetividad

necesarios para validar el proceso, por lo cual el procedimiento metodológico

para la consecución de la investigación debe estar bien definido y delimitado.

Por esto, en función de los objetivos específicos planteados al inicio de la

investigación, este capitulo tiene como propósito fundamental, presentar el tipo de

investigación , la población en estudio y la metodología utilizada para lograr el

cumplimiento del objetivo general de la investigación es analizar los métodos y

fluidos apropiados para la remoción de daños causados por deposiciones de

sólidos orgánicos e inorgánicos en pozos productores con o sin retorno de fluidos,

con la finalidad de poder restituir la producción en dichos pozos.

3.2.-TIPO DE INVESTIGACIÓN.

Según Arias,F. (Año 2002, Pág. 48). la investigación descriptiva consiste en la

caracterización de un hecho, fenómeno o grupo con el fin de establecer su

estructura o comportamiento.

De acuerdo al nivel de conocimiento la investigación es descriptiva, encierra

toda la información de datos reales, solo describe lo a que se mide sin realizar

inferencias o verificar hipótesis , es decir, se busca información para analizar y

tomar una decisión.

DERECHOS RESERVADOS

Según Arias,F. (año 1989,Pág. 108 y año 1965, Pág. 110). La investigación

aplicada es el tipo de estudio que tiene por finalidad resolver un problema en un

período de tiempo corto.

Según el propósito de la investigación, es aplicada, tiene como objetivo la identificación del problema para luego tomar la mejor solución del problema de forma inmediata. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN.

De acuerdo con Arias,F. ( Año 2002 Pág. 48), el diseño de la investigación de campo, consiste en la recolección de datos directamente de la realidad donde ocurre los hechos, sin manipular o controlar variable algunas. De acuerdo a la procedencia de los datos la presente investigación es de campo, ya que la información fue obtenida directamente de la realidad , en su ambiente natural a través de las pruebas de pozos, tabulación de datos, entre otros.

3.3.-POBLACION. La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán validas las conclusiones obtenidas: a los elementos o unidades (personas, instituciones o cosas) a la cuales se refiere la investigación.(Morles, año 1994 ,Pág. 17). La población de estudio se basa en los pozos activos para junio de 2005 del Campo Mara Este. A continuación se presenta un listado de los pozos en estudio y los yacimientos a los cuales pertenecen.

DERECHOS RESERVADOS

Tetones DM-0002Tetones DM-0005

KM-24DM-0008Tetones Este DM-0010Tetones Este DM-0014Tetones Este DM-0022

Tetones DM-0026Tetones DM-0031Tetones DM-0042

KM-24DM-0045DM-67DM-0067DM-97DM-0101DM-121DM-0137DMM-02DMM-0002

CentralDM-0016OesteDM-0021CentralDM-0023

OesteDM-0029OesteDM-0044DM-122DM-0122DM-122DM-0123DM-122DM-0131DM-122DM-0133

YacimientosNombre del pozo

Basamento

Cretáceo

Tabla 3.Pozos activos del Campo Mara Este. (Espinosa, M. año 1985).

3.4.- MUESTRA DE ESTUDIO.

Según Fidias G Arias. (año 1994, Pág. 54). La muestra es un ″subconjunto

representativa de un universo o población.″

El tipo de muestreo es opinático u intencional porque viene hacer la

selección de los elementos con base en criterios o juicios del investigador. solo se tomaron en cuenta los pozos que se realizaron pruebas de análisis químico de sólidos y esta pruebas se tomaron como representativas por su distribución en el área para todo el campo. A continuación se muestran los pozos estudiados.

.

DERECHOS RESERVADOS

1 T e tones D M - 00022 T e tones D M - 00053 K M -24 D M - 00084 T e tones E s te D M - 0010

5 B asam ento C en tra l D M - 0016

6 B asam en to O es te D M - 00217 T e tones E s te D M - 0022

8 B asam ento C en tra l D M - 0023

9 T e tones D M - 003110 T e tones D M - 004211 B asam en to O es te D M - 004412 D M -67 D M - 006713 D M -122 D M - 012314 D M -122 D M - 013315 D M -121 D M - 0137

Y acim ien to N o m b re d e l p o zo

Tabla 3.2 Pozos con pruebas de análisis de depósitos. (Manual de Oleo luz año

1998). Una vez identificado el tipo de sólidos, se procedió a evaluar la efectividad de los servicios de limpieza aplicado a los mismos. Se tomó como muestra aquellos pozos a los cuales se les habían realizado servicios de limpieza reportados en base de datos SISUBV 10 y carpetas de producción, siendo estos a partir del año 2003, no se obtuvo reportes para años anteriores. A continuación se muestra estos pozos.

T e t o n e s D M - 0 0 0 2 1 - 1

T e t o n e s D M - 0 0 0 5 1 - 1K M - 2 4 D M - 0 0 0 8 1 - 1

T e t o n e s E s t e D M - 0 0 2 2 1 - 3

T e t o n e s D M - 0 0 2 6 1 - 1

T e t o n e s D M - 0 0 4 2 1 - 1K M - 2 4 D M - 0 0 4 5 1 - 2D M - 9 7 D M - 0 1 0 1 1 - 1

D M - 1 2 1 D M - 0 1 3 7 1 - 3D M M - 0 0 0 2 D M M - 0 0 0 2 1 - 1

C e n t r a l D M - 0 0 1 6 1 - 2C e n t r a l D M - 0 0 2 1 1 - 2

C e n t r a l D M - 0 0 2 3 1 - 2

D M - 1 2 2 D M - 0 1 3 3 1 - 1

Cre

táce

oB

asam

ento

Y a c i m i e n t o N o m b r e d e l p o z o

T e t o n e s E s t e D M - 0 0 1 4 1 - 3

Tabla 3.3Pozos con servicios de limpieza. (Franco, A. Año 2006).

DERECHOS RESERVADOS

3.4.- PROCEDIMIENTOS EMPLEADOS PARA LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN. 3.4.1.-Fundamentos teóricos. Para la recolección de la información la base teórica de esta investigación, se

utilizó una diversidad de fuentes, las cuales son descritas a continuación:

Revisión de manuales de las compañías de servicio, referentes a las

características y funciones de herramientas de limpieza mecánica y también

especificaciones de fluidos químicos comerciales.

Observación directa de los equipos forman el ensamblaje de las herramientas de

limpieza mecánica.

Entrevista con el personal especializado de las compañías de servicio, basada en la formulación de preguntas y discusión acerca de las funciones y mecanismo de funcionamiento de las herramientas de limpieza mecánica. Revisión de la bibliografía en PDVSA relacionada a los diferentes tipos de deposiciones. Revisión de artículos publicados en páginas web relacionadas con el proyecto. 3.4.2.- Información de pozos en estudio. Para la búsqueda de información de los pozos en estudio se hizo revisión de las carpetas de pozos, carpetas de producción y los programas digitalizados Siop, Sisubv, OFM y Centinela los cuales serán explicados posteriormente. Carpeta de pozo: esta carpeta contiene la mayor parte de la información que se

requiere del pozo y esta dividida en: Telex (Parte I), Correspondencia oficial (Parte

II), Informes de operaciones (Parte III), Geología (Parte IV), Operaciones (Parte

V), Análisis (Parte VI), Misceláneos (Parte VII), Facturas (Parte VIII).

DERECHOS RESERVADOS

Carpeta de producción: es donde se encuentra la información de las entradas de

máquinas o trabajos de subsuelo se les forma a los pozos a lo largo de su vida

productiva.

APLICACIONES USADAS PARA EL DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN.

3.6.1 Sistema de información de operaciones de producción. (SIOP 32) SIOP 32 es un sistema que permite procesar en líneas las actualizaciones de los

datos del pozo y realizar consultas de la información referente a la vida del pozo.

El mismo tiene interfases con el sistema de medidas de producción (CENTINELA 2000), por medio del cual actualiza a diario la información de los datos de producción; con esta aplicación podemos obtener: Generación de las diferentes gráficas de las medidas de producción de los

pozos, hasta un máximo de 6 tipos de curvas en un rango de fechas.

Generación de la gráfica del comportamiento de producción (medidas bruta,

neta, porcentaje de agua y sedimento y presión de tubería) en un rango de fechas.

3.6.2 Sistema integral de subsuelo. (sisubv 10) El sistema integral de subsuelo es un programa en el cual se obtiene información acerca de todos los trabajos de subsuelo que se le realizan a los pozos. Muestra toda la información referente a cambio de zonas, trabajos de HUD, bombeo de químicos, cambios de válvulas de gas de levantamiento, entre otros.

SIOP 32 Sisubv 10 OFM Centinela

DERECHOS RESERVADOS

3.6.3 Oil Field Manager. (OFM) Oil Field Manager es un programa cuya aplicación desarrolla un eficiente método

para relacionar, visualizar y analizar datos de yacimiento y producción.

Por otra parte, permite trabajar con una variedad amplia de tipos de datos para identificar tanto tendencias como anomalías y pronosticar producción. Los tipos de datos son los siguientes: Datos dependientes del tiempo (presión / producción diaria, mensual y

esporádica)

Datos que dependen de la profundidad (registros de los pozos y diagramas

de completación)

Datos estáticos (coordenadas, datos únicos para los pozos, datos de

propiedades geológicas)

A-.Centinela. En este estudio se utilizó el módulo POZO, el cual facilita el control y seguimiento diario de los parámetros del comportamiento de producción de los pozos, y mantiene la actualización de los datos históricos de sus pruebas y muestras. Consolida los resultados contables del resto de los módulos para realizar los balances oficiales de crudo y gas. 3.6.-METODOLOGÍA APLICADA A CUMPLIMIENTO DE LOS OBJECTIVOS. 3.6.1 Actualización de historias. Inicialmente se extrajo la historia de un archivo digital o de la carpeta del pozo, en ambos casos se comparaba. Se validó la información existente en las carpetas de pozos y se actualizó con apoyo de las carpetas de producción y del programa

DERECHOS RESERVADOS

digitalizado SISUBV 10, con el objetivo de llevar un seguimiento de todas las operaciones realizadas en subsuelo en un intervalo determinado de tiempo. Se utilizó la base de CENTINELA 2000 módulo POZO y SIOP 32 Tierra Consultor (Graficador), con la finalidad de observar las medidas de producción y/o Inyección en períodos específicos de interés (tasa bruta y neta de producción, %AyS, RGP de formación, tasa de gas inyectado, THP – CHP, etc.). 3.7.Actualización de diagramas de completación. Se visitó el archivo de la gerencia de subsuelo – tierra donde se encontró para cada uno de los pozos una carpeta con los últimos trabajos y en algunos casos los programas anexos, es decir, el requerimiento de trabajo preparado por el ingeniero de optimización y aprobado por la gerencia de producción. 3.7.1 Pruebas de análisis de depósitos. Para la obtención de las pruebas de análisis de depósitos, se realizó una búsqueda en las carpetas de pozos en la sección de análisis parte VI, obteniéndose solo 15 pozos contaban con pruebas de análisis químico de sólidos captados en el fondo del pozo. Estas pruebas se realizaron entre los años 2003-2004 y a pesar de estas fueron tomadas hace 5 años, sus resultados son representativos, debido a que este tipo de pruebas no se realizan frecuentemente y a diferencia a las tomadas en superficie, estas aportan mayor información de los tipos de sólidos que se puedan estar precipitando en el fondo del pozo y no llegan a superficie. El análisis químico de estas muestras aportan la información necesaria para determinar los tipos de sólidos presentes en el crudo y la solubilidad de estos en diferentes compuestos químicos como solventes aromáticos, solventes parafínicos, HCl, entre otros. A continuación se muestra el formato de las pruebas analizadas.

DERECHOS RESERVADOS

Identificación Lugar de muestreoFecha de muestreoFecha de análisis Profundidad del pozo (pies)

Agua%P/PHidrocarburo%P/PAlifaticos%P/PAsfaltenos%P/PSólidos inorgánicos%P/PSolubilidad en HCL 15%%P/V

En agua %P/VEn HCL 15%En Solventes ParafinicosEn solventes Aromáticos

2- Análisis de solubilidad

3- Limpieza Recomendada

1- composición del depósito

Química de ProducciónAnálisis químico de depósitos

Tabla 3.4 Formato de las pruebas.(Franco,A. Año 2006). 3.7.4 Distribución áreas pruebas de análisis químico.

Después de identificado el tipo de sólido depositando o incrustando en los pozos del campo, se procedió a distribuir estas pruebas arealmente por todo el campo. Para realizar la distribución área de las pruebas de análisis químico se utilizó el programa OFM en la sección de Filter / Filter by / Completion, en la cual se seleccionaron los pozos en estudio. Una vez seleccionados los pozos, se ubicó el mapa estructural del campo tanto Cretáceo como Basamento para observar la distribución de las pruebas por yacimiento, con la sección Edit / Map / Annotations. Luego se realizó un gráfico de burbuja para mostrar la cantidad y tipo de sólidos presente en las pruebas para cada pozo.

DERECHOS RESERVADOS

La distribución área de los resultados de estas pruebas permitió identificar cuales zonas del campo son las mas criticas o propensas a la precipitación de sólidos y los tipos de depósitos produciéndose en mayor porcentaje en éstas áreas. ESTUDIO DE POZOS POR SU CAPACIDAD DE GENERAR RETORNO DE FLUIDOS. Para el estudio de la capacidad del pozo en generar retornos de fluidos, se analizaron las pérdidas de circulación en la zona productora, para ello se llevó a cabo la siguiente recopilación.

(pies) Tope Base Bbls perdidos Fluido

Cre

táce

oB

asam

ento

CategoríaProductores(pies)

Yacimiento Nombre del pozo Profundidad Intervalos Pérdidas de circulación

Tabla 3.5 Formato de categoría de pozos que presentan retorno de fluido. Yacimiento y nombre del pozo: para obtener esta información se revisó el plan de explotación oficial del campo. Profundidad total del pozo: esta información se obtuvo de las carpetas de pozos en la historia de perforación. Intervalos productores: la información actual de las zonas productoras se obtuvo de las carpetas de producción y los diagramas mecánicos actualizados. Pérdidas de circulación: para el estudio de las pérdidas de circulación se analizaron las carpetas de pozos en la parte de historia de perforación donde se detalla los intervalos de pérdidas totales y parciales contabilizadas o no de pérdidas de circulación especificando el tipo de fluido perdido. Si las pérdidas

DERECHOS RESERVADOS

en las zonas productoras son considerablemente altas se caracterizará el pozo sin retorno de fluido al momento de una limpieza. La importancia de identificar si el pozo es capaz de generar retorno de fluidos radica al presentar altas pérdidas de circulación, los fluidos utilizados en los servicios de limpieza invaden la formación y la posible incompatibilidad entre estos fluidos creará un problema mayor. Los fluidos utilizados en las labores de limpieza tienen una baja densidad y la presión hidrostática es menor, además la zona productora está en contacto con la formación bien sea mediante el cañoneo o a hoyo desnudo puesto que el resto del pozo se encuentra entubado, por esto solo se toman en cuenta las altas pérdidas de circulación en la zona productora como parámetro para caracterizar el pozo con o sin retorno de fluido. SEGUIMIENTO DE FLUIDOS QUÍMICOS Y PROCESO DE INYECCIÓN UTILIZADOS EN LOS SERVICIOS DE LIMPIEZA.

Para este seguimiento se recopilaron todos los trabajos de limpieza realizados

para cada uno de los pozos de la población de estudio, esto con la finalidad de

observar las condiciones de operación en las labores de inyección de químico

y poder analizar cuales son las condiciones de operación efectivas para cada

pozo en particular.

La Tabla 3.6 muestra el formato utilizado para la recopilación de todos los

servicios de limpieza realizados para cada pozo, los químicos utilizados, la

cantidad de fluido bombeado y las condiciones de presión, tasa de inyección y

desplazamientos los cuales son antecedentes útiles para un nuevo tratamiento.

Por medio de las características de los químicos utilizados en las labores de

limpieza (explicados en el capítulo anterior), se puede identificar el tipo de

problema tratando.

DERECHOS RESERVADOS

Los parámetros analizados en esta parte del estudio se recopilaron con ayuda

del programa Sisubv 10 y se comprobaron con los reportes de los trabajos de

limpieza archivados en las carpetas de producción.

P R O C E S O IN Y E C C IO NP o z o F e c h a E m p r e s a P R O D U C T O S U T IL IZ A D O S

T R A B A J O S D E L IM P IE Z A

P R E S . F IN A L / T A S A F IN A L

P R E S . IN IC IA L / T A S A IN IC IA LD E S P L A Z A M IE N T O

Tabla 3.6 Formato de seguimiento de fluidos químicos y proceso de inyección utilizados en los servicios de limpieza.

Analizando se tiene: El nombre del pozo, la fecha para la cual se realizó cada etapa de la inyección

del químico, la empresa realizó el trabajo y los productos químicos utilizados.

Proceso de inyección: aquí se muestra el volumen de fluido bombeado útil

para el cálculo futuro de nuevas limpiezas y la cantidad específica de cada

producto químico utilizado, así como también el fluido desplazante.

DERECHOS RESERVADOS

Presión y tasa de bombeo: este parámetro es muy importante, porque garantiza el desplazamiento efectivo del producto. SEGUIMIENTO DE SERVICIOS DE LIMPIEZA POR POZO. Para este seguimiento se realizaron gráficos de producción para aquellos pozos a los cuales se les realizó trabajos de limpieza y en estos se muestra la tasa de petróleo bruta, neta y la tasa de inyección de gas (en caso de tener como método de producción LAG), esto con la finalidad de observar el comportamiento de producción antes y después de un servicio de limpieza. En estos gráficos se indica la fecha para la cual se realizó el trabajo de limpieza, el número de servicios realizados y en óvalos numerados algunas observaciones de eventos importantes de trabajos realizados a cada pozo en particular. Los gráficos se obtuvieron a partir del programa Siop para los años 2000-2006, fecha para la cual se comenzó a utilizar los productos químicos analizados en este estudio. A continuación se muestra el formato del gráfico aportado por Siop y

normalizado por Excel para poder apreciar mejor la producción.

0,

100,

200,

300,

400,

500,

600,

700,

800,

900,

1000,

01-Ene-2000 19-Jul-2000 04-Feb-2001 23-Ago-2001 11-Mar-2002 27-Sep-2002 15-Abr-2003 01-Nov-2003

BLS

/DIA

0,

500,

1000,

1500,

2000,

2500,

3000,

MPC

ND

Bruta (B/D) Neta (B/D) Inyección de Gas

Servicio 1 Servicio 2 Servicio 3 Servicio 4

1

2

Gráfico 3.1 Formato seguimiento de limpieza por pozo(Franco,A. año 2006).

DERECHOS RESERVADOS

SEGUIMIENTO DE PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DE UN SERVICIO DE LIMPIEZA QUÍMICA. En esta parte del estudio se realizó un seguimiento de la producción antes y después de estos trabajos para comprobar la efectividad de los fluidos químicos utilizados. A continuación se muestra el formato empleado para el seguimiento de la producción, donde se muestra los parámetros involucran todo lo referente al comportamiento de producción.

POZO RED THP CHP BB BN GASL MPCN

GASF MPCN RGP % AYS FECHA DE

LIMPIEZA RED THP CHP BB BN GASL MPCN

GASF MMPC RGP % AYS BN %GAN.

COMENTARIOGENERAL

ANTES DE LA INYECCIÓNGANANCIAS

DESPUÉS DE LA INYECCIÓN

PRODUCCIÓN

Tabla 3.7 Seguimiento de producción antes y después de un servicio de limpieza. Antes de la inyección: Para el análisis de la producción antes de la inyección del químico se tomó un promedio de dos meses en los siguientes parámetros: Barriles netos (BN), barriles brutos (BB), presión de tubería (THP), presión en el revestidor (CHP), reductor o choque en la línea de producción (RED), porcentaje de agua y sedimentos (%AyS), relación gas petróleo (RGP), gas de formación (GASF) y de inyección de

DERECHOS RESERVADOS

gas de levantamiento (GASL), todo con la finalidad de garantizar el problema es a causa de una incrustación y no de problemas mecánicos o de yacimientos. Toda esta información se recopiló con la aplicación pozo del programa Centinela, Siop y OFM. Después de la inyección: La empresa aporta los productos químicos utilizados en los servicios de limpieza ofrece como garantía tres meses para la efectividad de sus productos, por lo cual se realizó el seguimiento de la producción en promedio de este tiempo. Se analizaron los mismos parámetros estudiados antes de la inyección ( BB, BN, THP, entre otros) con el fin de garantizar el aumento o disminución de la producción se debe a la aplicación del químico y no a otro evento. Ganancia: esta se obtiene con el incremento de la producción, es decir, Ganancia = Barriles después de inyección - barriles antes de inyección. Vale la pena resaltar cualquier valor en ganancia será representativo si la declinación de producción se ha mantenido por menos de dos meses (promedio analizado antes de la limpieza), en los casos la declinación de la producción no se atacó a tiempo, es decir, no se analizó o resolvió el problema a tiempo, la ganancia a obtener debe ser mayor. Porcentaje de ganancia: se calcula con el fin de apreciar de forma más clara la ganancia y utilizarlo como indicador de medida; es decir, para este estudio un porcentaje mayor o igual a 10% se considera aceptable, tomando en cuenta los planteamientos descritos anteriormente. PASOS PARA LA SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS A LIMPIEZA. Para la selección de los pozos candidatos a limpieza se siguieron los pasos

aportados por el plan de explotación de PDVSA de los procesos de inyección de

productos químicos para la optimización de la productividad de pozos.

DERECHOS RESERVADOS

A continuación se muestran los pasos a seguir: a) Elaborar una lista de todos los yacimientos desarrollados bajo la administración

de la Unidad de Explotación, clasificándolos de acuerdo a su edad geológica (cretáceo, basamento).

b) Elaborar gráficos de comportamiento de presión vs tiempo y producción

acumulada (P vs t y P vs Np) . Determinar para cada uno de ellos la presión

original y actual; calcular el porcentaje de agotamiento en presión (%P= (Pi -

Pa)/Pi).

c) Clasificar los yacimientos de menor a mayor grado de agotamiento para

establecer la importancia y la prioridad del análisis. El Informe Anual de

Reservas provee información de la presión inicial y actual de los yacimientos y

los gráficos de comportamiento pueden obtenerse de la aplicación "Oil Field

Manager" (OFM) bajo el ambiente WINDOWS.

d) Para cada yacimiento disponer (o elaborar) de un mapa isobárico actualizado y/o áreas diferenciadas donde puedan identificarse zonas de alta, media, y baja producción. Establecer la prioridad de selección de pozos en las áreas de mayor a menor producción. Dichas regiones son características de ciertos yacimientos de amplia extensión con variación apreciable en la densidad de pozos perforados y en aquellos sometidos a procesos de inyección de agua y/o gas. Similarmente, estos mapas pueden generarse con la aplicación OFM.

e) Utilizando OFM, obtener mapas de "burbuja" indicando la productividad por pozo en el yacimiento. Los mapas de burbuja vienen representados por círculos de diámetro variables de acuerdo a la producción de cada pozo. Mediante estos, se puede visualizar rápidamente la diferencia en productividad de pozos vecinos. Como variables mínimas, se deben considerar la producción bruta por día (BBPD), la producción neta por día (BNPD), y la relación gas-petróleo (RGP). Seleccionar en principio los pozos con producción baja en comparación relativa con los vecinos. Comparar simultáneamente las tres variables, ya que un pozo puede tener alta producción bruta y muy baja producción neta debido a un elevado corte de agua (90% AyS) o muy alta relación gas-petróleo, en cuyos casos es recomendable un análisis más detallado. La idea es que un pozo que presente valores "bajos" debe correlacionar proporcionalmente en dichas variables en conjunto; esto sería el primer indicio de una “tasa de producción limitada” debido a:

DERECHOS RESERVADOS

Daño de formación y taponamiento de poros, causados por emulsiones, asfaltenos, parafinas, carbonatos (escamas), finos, hinchamiento de arcillas, fluidos de perforación / rehabilitación / completación). Taponamiento de la tubería de producción y/o fondo del pozo. Energía de levantamiento artificial no óptima. Método de Producción no óptimo. Restricciones a nivel de superficie. Restricciones en la completación del pozo.

e) Utilizando OFM, obtener los gráficos de comportamiento histórico de

producción por pozo para el yacimiento o áreas del yacimiento en estudio,

incluyendo las siguientes variables:

1. Tasa de producción bruta (BBPD).

2. Tasa de producción neta (BNPD).

3. Porcentaje de agua y sedimentos (%AyS).

4. Relación gas - liquído (RGF).

5. Gas de levantamiento artificial (MPCD).

6. Presión de cabezal del pozo (THP).

El análisis detallado de estos gráficos de comportamiento podrían indicar si la baja

productividad es consecuencia de su declinación natural por disminución de la

presión de yacimiento o es debida a los problemas señalados en el punto anterior

(d.-). Si la declinación no corresponde a la declinación natural del pozo, la baja

productividad podría ser consecuencia de la disminución en permeabilidad y/o

reducción del área efectiva de flujo. Deben analizarse los registros eléctricos /

radiactivos con su evaluación petrofísica.

f) Verificar en cada pozo la optimización del sistema de levantamiento.

DERECHOS RESERVADOS

g) Chequear con guaya la posibilidad de taponamiento de la tubería de

producción, la sección productiva del pozo, o taponamiento parcial de las

perforaciones (arenamiento). Tomar muestra del fluido y de sólidos en el

fondo, exista o no taponamiento a nivel de las perforaciones. De igual

manera, verificar posibles obstrucciones del reductor de flujo en superficie

y de la línea de flujo y las condiciones de funcionamiento del separador.

Por experiencia se han considerado vigentes los chequeos de fondo de

hasta 6 meses para el Mioceno y de 1 año para el eoceno.

h) Verificar la completación/diagrama mecánico actualizado del pozo con el

fin de descartar problemas mecánicos en el equipo de fondo y la

cementación primaria del revestidor de producción. Descartar

comunicación (entre los anulares en superficie).

i) Si no existen restricciones mecánicas en los equipos superficiales y de

fondo, y el sistema de levantamiento está optimizado, debe presumirse la

existencia de daño en la formación alrededor de la sección productiva de la

efectividad del flujo.

j) Captar muestras del fluido en superficie y realizar caracterización química,

conjuntamente con la muestra de sólidos de fondo, para determinar la

presencia de emulsiones y/o depósitos de asfaltenos, parafinas, escamas.

En el caso de no detectar emulsiones, se infiere que la baja en producción

de fluido (con o sin agua), se debe exclusivamente a daño en la formación

causados por depósitos de carácter orgánico (asfaltenos y parafinas) y/o

DERECHOS RESERVADOS

depósitos inorgánicos (carbonatos ó escamas), finos, hinchamiento de

arcillas, fluidos de perforación, rehabilitación o completación. El análisis

granulométrico de las muestras de fondo, determinará qué tamaño de

sólidos se encuentra en la misma y permitirá conocer, si es arena de la

formación, finos ó restos de grava del empaque.

k) Los resultados de los análisis de laboratorio permitirán determinar la

presencia significativa de compuestos químicos (asfaltenos, parafinas,

carbonatos) o emulsiones pudiendo esto ocasionar la obstrucción en el

lecho poroso (ver Análisis de Laboratorio). Basándose en la concentración

de estos elementos se definirá un tratamiento químico

l) adecuado. El tratamiento recomendado podría ser el uso de solventes o

demulsificantes capaces de disolver asfaltenos, parafinas y carbonatos

logrando esto estar influenciando negativamente la productividad del pozo.

El uso de ácidos para disolver carbonatos y escamas también podría ser

utilizado.

m) Efectuar pruebas de compatibilidad entre el crudo y el fluido tratante a

diferentes concentraciones de diseño, a temperatura ambiente y a la

temperatura del yacimiento, de manera tal que esto puedan determinar la

incompatibilidad antes de la aplicación del tratamiento y poder extender su

aplicación al pozo. desmostrando la presencia de emulsiones (agua en

crudo (w/o) ó crudo en agua (o/w))está asociada a la alta energía de

mezclado durante la producción y la estabilidad de las mismas, depende del

DERECHOS RESERVADOS

porcentaje y tamaño de gota en su fase interna (o/w ó o/w/o) así como la

presencia de surfactantes en el crudo.

n) Finalmente, es recomendable la verificación y cuantificación del daño. De

no disponer de pruebas de restauración de presión, debe efectuarse un

análisis nodal al pozo y cotejar la simulación con los valores de producción

del mismo. El factor de daño (S) puede ser estimado de esta simulación. Se

recomienda utilizar el programa WellFlow para este análisis.

Adicionalmente se encuentra en evaluación el programa StimCADE, para

la determinación del daño y el diseño de tratamientos.

CONSIDERACIONES ECONÓMICA DERIVADAS DE LA PROPUESTA DE LIMPIEZA A LOS POZOS.

Una vez identificado el tipo de problema de incrustación de sólidos presente para

los pozos activos del campo y realizadas cada una de las propuestas de los

trabajos de limpieza se procedió a realizar el análisis económico para determinar

la rentabilidad de estos trabajos. Para realizar dicha evaluación económica,

PDVSA emplea un modelo de análisis económico de producción “MAEP”, este

programa toma en consideración los costos de acuerdo al escenario económico, la

producción esperada y ciertos indicadores económicos, que permiten determinar

la rentabilidad del trabajo a ejecutar.

El Modelo de Evaluaciones Económicas de Producción – MAEP--, es la

herramienta oficial de la Unidad de Negocios de Producción de PDVSA para la

elaboración y presentación de las propuestas de Inversión.

DERECHOS RESERVADOS

El MAEP permite realizar evaluaciones económicas, análisis de sensibilidad y de

riesgos de las variables pudiendo impactar la economía de proyectos relacionados

con el negocio de exploración y producción.

Entre los indicadores económicos se obtienen en las evaluaciones económicas

están: Valor presente neto (VPN), Tasa interna de retorno (TIR), Eficiencia de la

inversión (EI) y Tiempo de recuperación del capital. (TRC).

Los cálculos económicos se soportan en una base de datos con los lineamientos

de PDVSA y las proyecciones de precios de los crudos vigentes en las Guías

Funcionales de PDVSA, dicha base de datos constantemente se mantiene

actualizada.

Para llevar a cabo el análisis económico se hicieron varias consideraciones las

cuales se resumen en las siguientes premisas:

Se considera que OleoLUZ se encuentra en la etapa de reacondicionamiento

permitiendo producir por encima de la producción base de 2400 BNPD.

Se considera a OleoLUZ como una unidad de negocio.

El análisis económico se hace para un período de 20 años desde el año 2004

hasta el 2024.

Los indicadores económico considerados para el análisis son el VPN, TRI, EI y

TRC.

Con respecto a la tasa de producción esperada fue tomada del análisis realizado

del comportamiento de producción del pozo, el cual se planteó en las propuestas.

DERECHOS RESERVADOS

En relación con los costos de servicios y mantenimiento son propuestos por el

programa para la unidad de explotación Mara Liviano.

La tasa de cambio asumida es de 2150 Bs./$.

Los costos de las limpiezas se proponen, son descritos en el análisis económicos

de cada propuesta, cabe destacar que estos costos son aportados por las

contratistas empleada.

Luego se hicieron análisis de sensibilidad, que es un proceso mediante el cual se

alteran los valores de cualquiera de las variables presentes en la evaluación

económica para cuantificar su efecto sobre la misma. Para la industria petrolera,

se establece la realización de este análisis a 4 variables principales (inversiones,

costos, producción y precios) pero en la práctica puede realizarse a muchas otras

más.

Una de las técnicas para realizar el análisis de sensibilidad son el Diagrama Araña

y el Diagrama Tornado.

El diagrama de araña permite realizar el análisis de sensibilidad gráfico a las

variables más importantes para el cálculo del VPN del Proyecto Inversión, Gastos,

precios y producción.

Cada variable es sensibilizada manteniendo las otras constantes. Este diagrama

permite conocer las variables que más peso tiene en el VPN, y elaborar un plan

para garantizar que la misma se comporten como lo estimado.

Para visualizar el diagrama araña, debe seleccionar del menú principal del MAEP

la opción Diagrama Araña.

DERECHOS RESERVADOS

El diagrama de Tornado al igual que el diagrama de araña permite sensibilizar

gráficamente el efecto de algunas variables el VPN del Proyecto. Inversión,

Gastos, precios y producción. Cada variable es sensibilizada manteniendo las

otras constantes. El análisis jerarquiza las variables de mayor a menor peso en el

VPN.

Para el análisis de las sensibilidades se tiene:

Se tomó el costo de producción más gastos generales en 12 $/bbl para los 20

años del proyecto, estableciendo los costos de operaciones en el campo son

aproximadamente 10 $/bbl.

Se establece en un 90% el precio del crudo el cual será un promedio de 70 $/bbl,

conociendo que el precio del marcado fluctúa alrededor de los 70 $/bbl.

Se tomó una declinación anual constante del 13%.

DERECHOS RESERVADOS

TECNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS. Para la recolección de la información que constituye la base teórica de esta investigación, se utilizó una diversidad de fuentes , la cuales son descritas a continuación: Entre las técnicas se utilizó la observación directa; es aquella técnica en la cual el investigador puede observar y recoger datos mediante su propia observación, apoyado en sus sentidos (conocimiento empírico). El análisis documental consiste en describir de forma exhaustiva los elementos de un documento. Revisión de manuales de las compañías de servicios referente a las características y funciones de herramientas de limpiezas mecánicas y también especificaciones de fluidos químicos comerciales. Revisión de la bibliografía existente en PDVSA relacionada a los diferentes tipos de deposiciones. Revisión de artículos publicados en paginas web relacionados con el proyecto. Entrevista es de pregunta abierta se le interroga libremente a el o a los sujetos y el entrevistado puede ir mas allá de las simples respuestas. Se elaboró una entrevista con el personal especializados de las compañías de servicios basada en la formulación de pregunta y discusión acerca de las funciones y mecanismo de funcionamiento de la herramientas de limpieza mecánicas.

DERECHOS RESERVADOS

FASES DE LA INVESTIGACION.

OBJETIVO # 1. Evaluar los diferentes métodos y fluidos utilizados en trabajos de limpieza de pozos del Campo Mara Este.

FASES

METODOLOGIA

Observación directa.

Revisión exhaustiva de literaturas tales como: Revisión de manuales, carpeta de pozos, carpeta de producción y programa digitalizados.

OBJETIVO # 2. Evaluar estadísticamente la eficiencia de dichos métodos y fluidos y el impacto en la productividad del Campo Mara Este.

FASES

METODOLOGIA


Post-job. Propuesta. Software. Reportes Operacionales. Carpeta de pozo.

DERECHOS RESERVADOS

OBJETIVO # 3. Recomendar métodos y fluidos para trabajos de limpiezas del Campo Mara Este.

FASES

METODOLOGIA


Se utilizo los software especializados.

Carpeta de los trabajo limpieza.

OBJETIVO # 4. Realizar el análisis económico oriento a medir el impacto de utilizar técnicas de limpieza mecánica del Campo Mara Este.

FASES

METODOLOGIA

observación directa.

Para el análisis económico se utilizo el programa MAEP.

DERECHOS RESERVADOS

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS El Campo Mara Este cuenta con un historial bastante extenso en lo que se refiere

a trabajos y servicios de limpieza, desde el año 2000 se han acentuado las

labores de limpieza química, con el propósito de incrementar la producción de un

número importante de pozos activos producen por debajo de su potencial y han

presentado problemas de deposición de sólidos.

Un análisis estadístico de todos los trabajos de limpieza realizados, productos

químicos utilizados y los procedimientos operacionales para su aplicación

permitirá conocer la efectividad de dichos trabajos.

4.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS INCRUSTACIONES.

El primer paso en el diseño de cualquier programa de limpieza tanto química

como mecánica realmente efectivo desde el punto de vista económico, consiste en

identificar la ubicación de los depósitos y la composición de los mismos.

El mejor método para reconocer el tipo de sólido se produce o precipita es a través

de análisis químico para muestras del crudo; estas muestras pueden ser de

superficie o de fondo siendo esta última la más representativa.

Como se mencionó en el capitulo anterior, para 15 pozos de la población de

estudio se realizaron pruebas de análisis químico de depósitos de muestras

captadas en el fondo, cuyos resultados se presentan a continuación:

DERECHOS RESERVADOS

Identificación DM-02 DM-05 DM-08 DM-10 DM-16Lugar de muestreo En el pozo En el pozo En el pozo En el pozo En el pozoFecha de muestreo 03/07/1990 02/12/1997 31/07/1997 03/10/1999 03/02/1998Fecha de análisis 09/07/1990 12/12/1997 27/08/1997 07/10/1999 04/02/1998Profundidad del pozo (pies) 5925 7868 10020 8927 9842

Agua %P/P 6 17,82 34 30 40,58Hidrocarburo %P/P 11,68 16,77 10,56 10,29 1,42Alifaticos %P/P 3 13,98 3,32 2,39 0,98Asfaltenos %P/P 8,68 2,98 7,23 7,89 0,44Sólidos inorgánicos %P/P 82,32 65,41 55,44 59,7 58Solubilidad en HCL 15% %P/V 21,97 61,06 15,17 26,59 8,32

En agua %P/V poco soluble poco soluble Medianamente Medianamente MedianamenteEn HCL 15% poco soluble Medianamente poco soluble poco soluble poco solubleEn Solventes Parafinicos Baja solubilidad poco soluble poco soluble poco soluble poco solubleEn solventes Aromáticos Baja solubilidad poco soluble Medianamente poco soluble poco soluble

Mecánica Química Química Mecánica Mecánica

Química de Producción


3- Limpieza Recomendada


Tabla 4.1 Análisis químico de depósitos para los pozos activos del campo Mara Este. (Franco, A. Año 2006)

DERECHOS RESERVADOS

Identificación DM-21 DM-22 DM-23 DM-31 DM-42Lugar de muestreo En el pozo En el pozo En el pozo En el pozo En el pozoFecha de muestreo 26/03/1998 21/04/1997 05/08/1998 31/07/1998 10/03/1998Fecha de análisis 23/04/1998 28/04/1997 27/08/1998 27/08/1998 16/03/1998Profundidad toma de la muestra (pies) 9845 9755 10324 10324 8438

Agua %P/P 16 14 24 8 15,79Hidrocarburo %P/P 1,81 5,95 2,11 6,86 2,46Alifaticos %P/P 1,67 5,3 1,58 6,7 2,43Asfaltenos %P/P 0,14 0,65 0,53 0,16 0,03Sólidos inorgánicos %P/P 82,19 80,05 73,89 85,14 81,75Solubilidad en HCL 15% %P/V 5,72 46,16 62,26 30,66 22,5


En agua %P/V poco soluble poco soluble Medianamente poco soluble poco solubleEn HCL 15% poco soluble Medianamente Medianamente Medianamente poco solubleEn Solventes Parafinicos poco soluble poco soluble poco soluble poco soluble poco solubleEn solventes Aromáticos poco soluble poco soluble poco soluble poco soluble poco soluble

3- Limpieza Recomendada Mecánica Química Química Mecánica Mecánica



Tabla 4.1 (cont.) Análisis químico de depósitos para los pozos activos del Campo Mara Este. (Franco, A. Año 2006).

DERECHOS RESERVADOS

Identificación DM-44 DM-67 DM-123 DM-133 DM-137Lugar de muestreo En el pozo En el pozo En el pozo En el pozo En el pozoFecha de muestreo 24/03/1997 06/03/1998 04/07/1998 04/06/1998 17/04/1997Fecha de análisis 01/04/1997 13/03/1998 27/08/1998 08/06/1998 28/04/1997Profundidad toma de la muestra (pies) 0 9075 10050 7980 8912


Agua %P/P 0 7 10 10 30Hidrocarburo %P/P 97,33 5,45 7 86,53 5,86Alifaticos %P/P 95,91 5,34 4,13 53,58 5,59Asfaltenos %P/P 1,42 0,11 2,87 32,95 0,27Sólidos inorgánicos %P/P 2,67 87,55 83 3,47 64,14Solubilidad en HCL 15% %P/V 23 27,25 6,99 0 56,68


En agua %P/V poco soluble poco soluble poco soluble poco soluble MedianamenteEn HCL 15% poco soluble poco soluble poco soluble poco soluble MedianamenteEn Solventes Parafinicos Soluble poco soluble poco soluble Medianamente poco solubleEn solventes Aromáticos poco soluble poco soluble poco soluble Medianamente poco soluble

3- Limpieza Recomendada Química Mecánica Mecánica Química Química


Tabla 4.1 (cont.) Análisis químico de depósitos para los pozos activos del Campo Mara Este. (Franco, A. Año 2006).

DERECHOS RESERVADOS

A continuación se muestra de forma gráfica los resultados de estas pruebas:

0

20

40

60

80

100

120

DM -02 DM -05 DM -08 DM -10 DM -16 DM -21 DM -22 DM -23 DM -31 DM -42 DM -67 DM -123 DM -137 DM -44 DM -133

% P/P

Sólidos inorgánicos Alifaticos Asfaltenos

Gráfico 4.1 Análisis químico de depósitos para los pozos activos del Campo

Mara Este.(Franco, A. Año 2006).

Como se puede observar en el Gráfico 4.1 de las 15 pruebas analizadas, 13 de

ellas muestran un alto porcentaje de sólidos inorgánicos varían desde un 55% P/P

hasta un 87% P/P. Solo un pozo de los analizados (DM 133) presentó un bajo

porcentaje en lo referente a sólidos inorgánicos, pero muestra el mayor porcentaje

en sólidos orgánicos (asfaltenos y parafinas) con un valor de 33% y 54% P/P

respectivamente; el resto de los pozos estudiados muestra una tendencia menor

para la presencia de sólidos orgánicos no representa problema alguno.

Es evidente la producción de sólidos inorgánicos es la que se presenta en mayor

proporción en los pozos estudiados, con un promedio general de 75% P/P.

DERECHOS RESERVADOS

Por otra parte, las pruebas presentan un análisis de solubilidad en diferentes

compuestos químicos tales como agua, HCl al 15%, solventes parafínicos y

aromáticos, que permiten reconocer el tipo de limpieza efectiva para remover

dichos depósitos; por ejemplo, un alto porcentaje de solubilidad demuestra que el

proceso de limpieza química será el más adecuado, en caso contrario

obteniéndose una poca solubilidad, el trabajo que se recomendaría sería una

limpieza mecánica.

4.2 DISTRIBUCIÓN AREAL DE LAS PRUEBAS DE ANÁLISIS QUÍMICOS. Como se mencionó en el capitulo anterior, la distribución areal de los resultados

de estas pruebas permitirá identificar cuales zonas del campo son las mas críticas

o propensas a la precipitación de sólidos y de esta manera extrapolar el problema

a pozos vecinos para los cuales no se tengan pruebas de análisis químico de

depósitos.

A n álisis Q u ím ico% P /P S ó lid o s in o rgán ico s

0 0 1 4

0 1 3 7

0 0 2 2

0 0 3 10 1 0 1

00 0 5 0 04 2

0 0 2 6

M 0 0 0 2

0 0 67

00 4 5

0 0 0 8

0 00 2

C re táceo

0 50 9 9 N o h ay p ru eba d e fon d o

00 1 0

Figura 4.1 Distribución areal de los resultados de las pruebas en lo referente a sólidos inorgánicos para los pozos completados en el cretáceo. (Fuente: Franco ,A. año 2006)

DERECHOS RESERVADOS

0016

0131

0023

0122

0123

0021

0044

0029

0133

0 50 99

No se realizaron pruebas

85% P/P Sólidos Orgánicos

Análisis Químico

% P/P Sólidos Inorgánicos

Figura 4.2 Distribución área de los resultados de las pruebas en lo referente a sólidos inorgánicos y orgánicos para los pozos completados en el basamento. (Fuente: Franco ,A. 2006) Como se puede apreciar en la Figura 4.1, la distribución de los pozos analizados en el cretáceo permiten identificar el problema de deposición de sólidos inorgánicos se distribuye en todo el campo, de los cuales el DM 0014, DM 0026 y DM 0101 no se conocen con certeza el tipo de deposición presente, ya que estos pozos no se les realizaron las pruebas de análisis químico de depósitos.

Con respecto a la muestra del basamento no se tienen los mismos resultados, se

sabe que es otra litología. Sin embargo, los pozos DM 0016, DM 0021, DM 0023 y

DM 0123 (Figura 4.2) presentan producción de sólidos inorgánicos, siendo este un

posible problema de deposición o incrustación que pueda estar afectando la

producción, estos pozos se encuentran activos. El pozo DM 0133 presentó en su

análisis químico de depósito un alto porcentaje de sólidos orgánicos (asfaltenos,

DERECHOS RESERVADOS

parafinas), este se presenta como un caso particular, en el pozo DM 0123

(vecino) presento alto porcentaje de sólidos inorgánicos al igual que el DM 0021.

Pero esta información resulta de gran importancia al momento de realizar nuevas

pruebas para futuros trabajos de limpieza.

4.3 ESTUDIO DE POZOS POR SU CAPACIDAD DE GENERAR RETORNO DE FLUIDOS.

Como se mencionó en el capítulo anterior, el retorno de fluidos es un parámetro

muy importante al momento de realizar un servicio de limpieza mecánica, puesto

que es por medio de un fluido se transportan los sólidos removidos hasta la

superficie, y sí el pozo presenta altas pérdidas de circulación en la zona

productora, el retorno del fluido se ve afectado, convirtiéndose en otro problema

que debe ser analizado para tener una limpieza efectiva.

De la recopilación de las pérdidas de circulación realizada para los pozos de la

población en estudio se obtuvieron los siguientes resultados:

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 4.2 Categoría de pozos según su capacidad de generar retorno de fluido como se puede observar en la tabla 4.2, de 23 pozos en estudio, solo siete de ellos presentaron poca o ninguna pérdida de circulación en la zona productora, lo que podría considerarse como pozos capaces de generar retorno de fluido.(Franco, A. Año 2006)

(pies) Tope Base bls perdidos FluidoTetones DM- 0002 1-1 6011 5469 6011 5810 5864 xxxx Lodo sin retornoTetones DM- 0005 1-1 7890 7614 7826 7813 7890 14788 Agua sin retornoKM-24 DM- 0008 1-1 9494 8338 10020 9494 10020 13925 Agua sin retorno

Tetones Este DM- 0010 1-2 Tapón 9750 9100 9350 9143 9216 3200 Lodo sin retorno

9160 9211 70 Lodo9557 9613 28 Lodo

Tetones Este DM- 0022 1-3 Tapón 9601 8485 9365 8466 9269 1870 Agua sin retorno

Tetones DM- 0026 1-1 Tapón 8395 7915 8200 7248 8662 3500 Agua sin retornoTetones DM- 0031 1-1 10693 8887 10693 9730 10693 6743 Agua sin retornoTetones DM- 0042 1-1 Tapón 8680 8350 8445 con retornoKM-24 DM -0045 1-2 Tapón 9142 9048 9088 9030 9187 55 Petróleo sin retornoDM-67 DM- 0067 1-1 9221 7402 9221 7792 8485 303 Lodo sin retornoDM-97 DM- 0101 1-1 11220 9478 11220 10250 11220 22783 Agua sin retornoDM-121 DM- 0137 1-3 Tapón 8968 8180 8968 8772 8772 12 Lodo con retorno

DMM-0002 DMM-0002 1-1 10654 8738 10654 9040 10654 1790 Lodo sin retornoCentral DM- 0016 1-2 10010 8927 10010 con retornoCentral DM- 0021 1-2 10300 9274 10385 con retornoCentral DM- 0023 1-2 9507 6828 9507 con retorno

9726 9932 677 Lodo

9973 10500 5432 AguaOeste DM- 0044 1-1 10000 8079 10000 9315 9323 53 Lodo sin retorno

DM-122 DM- 0122 1-1 10210 7727 10210 6400 10210 xxxx Cemento sin retornoDM-122 DM- 0123 1-2 10079 9090 10079 con retornoDM-122 DM- 0131 1-2 10231 8817 10231 9318 10231 13.5bls/hr Lodo sin retornoDM-122 DM- 0133 1-1 10001 9082 10001 con retorno

*

Yacimiento

OBSTRUCCIÓN EN DIFERENTES PROFUNDIDADES: (5269’, 5382’, 5600’) FORMACIÓN EN TUBERÍA DE ESQUELAS,

ASFALTO, ESCAMAS)

Bas

amen

to

9208 10500Oeste DM- 0029 1-2 10500

Tetones Este DM- 0014 1-3 Tapón 9960

Cre

táce

o

sin retorno

sin retorno

Nombre del pozo ProfundidadIntervalos

Pérdidas de circulación

(pies)

8940 9160

CategoríaProductores

DERECHOS RESERVADOS

Por otra parte se observa un problema bastante significativo, debido a 16 pozos de

la población de estudio presentaron altas pérdidas de circulación en su historia de

perforación, llevado a la actualidad sigue siendo una característica de estos pozos

debido a que hoy en día presentan una baja presión de formación.

Analizando lo anteriormente descrito se tiene una limitante en lo referente al uso

de herramientas de limpieza mecánica, para una aplicación efectiva, es necesario

la utilización de fluidos especiales que impidan las pérdidas y permitan el acarreo

de los sólidos hasta la superficie.

Existen pocos antecedentes referente a limpieza mecánica en el campo y los que

existen fueron suspendidos por diversas causas. Estos trabajos se ven afectados

por el no retorno de fluidos, teniendo la necesidad de utilizar fluidos aireados

como el nitrógeno (N2), cuya aplicación incrementa en gran medida los costos y la

rentabilidad de los trabajos, en la actualidad aplicar estas técnicas no sería tan

factible, tomando en cuenta los altos costos para su aplicación y el bajo potencial

que los pozos presentan.

Para finales de 2000 y principios del 2001 en el campo se han acentuado los

servicios de limpieza, con el propósito de incrementar la producción de un número

considerable de pozos produciendo por debajo de su potencial, debido a

incrustaciones de sólidos. Conociendo las limitaciones del campo, los ingenieros

de producción optaron por la aplicación de servicios de limpieza química por su

rentabilidad y efectividad.

4.4 SEGUIMIENTO DE FLUIDOS QUÍMICOS Y PROCESO DE INYECCIÓN UTILIZADOS EN LOS SERVICIOS DE LIMPIEZA. Los procesos operacionales en el momento de una inyección de químico también forman parte de la efectividad del trabajo, garantizar las perforaciones o la zona productora se cubran completamente con el fluido de limpieza y el desplazamiento

DERECHOS RESERVADOS

de los fluidos sea de forma eficiente, garantiza un servicio efectivo. Estas condiciones varían en cada pozo y el calculo del volumen depende de las condiciones mecánicas del mismo. Conociendo cual de los servicios resultó efectivo en un determinado pozo, el proceso utilizado para esa inyección será de referencia para el próximo servicio. La composición química de las incrustaciones en las tuberías puede variar, porque se trata de una capas de sedimentos depositados a lo largo de la vida del pozo. Por lo general, las incrustaciones son cubiertas con capas de asfaltenos o de cera, y las capas de incrustaciones se encuentran más cercanas a la tubería pueden contener carbonatos, es por ello que se requiere realizar la inyección del químico en varias etapas. En la siguiente Tabla 4.3 se muestra todos los trabajos de limpieza realizados a los pozos en estudio, junto con los paquetes de químicos empleados:

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 4.3

Trabajos de limpieza realizados a los pozos activos del Campo Mara Este. (Franco,A. Año

2006).

B o m b e o 1 0 ,4 B ls O T -3 0 3 8 , 9 ,1 B ls T M -2 5 1 4 , d is u e lto s e n 1 9 B ls d e G a s o il, 2 0 ,8 B ls O T -3 0 3 8 , d e s p la z ó c o n 1 3 3 B ls d e G a s o il. 1 3 3 B ls d e G a so il 3 0 0 p s i / 1 ,0 B ls /M in 8 0 p s i / 2 ,2 B ls /M in

B o m b e o 2 8 G a l O T -2 5 0 6 , d isu e lto s e n 1 3 B ls d e A g u a T ra ta d a a l 2 % K c l co n 1 G a l T K -2 4 0 7 , 1 4 ,3 B ls S D -2 2 1 4 d isu e lto s e n 2 1 B ls d e A g u a

tra ta d a co n 1 G a l T K -2 4 0 7 , d e sp la zó co n 1 5 6 B ls d e A g u a tra ta d a co n 3 G a l T K -2 4 0 7

1 5 6 B ls d e A g u a tra ta d a co n 3 G a l T K -2 4 0 7 4 0 0 p s i / 1 ,5 B ls /M in 8 0 p s i / 2 ,0 B ls /M in

0 2 /0 4 /2 0 0 1 In h ib ic ió n P T -2 6 0 9 T K -2 4 0 7 S T -2 8 0 3B o m b e o 6 G a l P T -2 6 0 9 , d is u e lto s e n 1 5 B ls d e A g u a T ra ta d a a l 2 % d e K c l c o n 2 G a l T K -2 4 0 7 , 7 ,8 B ls S T -2 8 0 3 d isu e lto s e n 1 5 3 B ls d e

A g u a T ra ta d a c o n 1 G a l T K -2 4 0 7 , d e s p la z ó c o n 1 3 5 B ls d e A g u a tra ta d a c o n 2 G a l T K -2 4 0 7

1 3 5 B ls d e A g u a T ra ta d a co n 2 G a l T K -2 4 0 7 5 0 0 p s i / 1 ,0 B ls /M in 0 p s i / 3 ,0 B ls /M in

P re p a ro y b o m b e o p re flu jo 1 3 G a l P T -2 6 0 1 ,1 3 B ls d e g a s o il, 3 5 ,1 B ls d e T M -2 5 0 6 , s e d e sp la zó co n 1 3 3 B ls d e G a so il. 1 3 3 B ls d e G a so il 1 0 0 p s i / 1 ,0 b p m 2 0 0 p s i / 1 ,5 b p m

0 5 /0 2 /2 0 0 2 R e m o c ió n d e in o rg á n ico s O T -2 5 0 6 S D -2 2 1 4 T K -2 4 0 7

P re p a ro y B o m b e o p re flu jo 2 8 G a l O T -2 5 0 6 ,1 3 B ls d e a g u a tra ta d a co n 1 G a l d e T K -2 4 0 7 ,1 4 ,3 B ls d e S D -2 2 0 4 e n 2 1 B ls d e a g u a

tra ta d a co n 1 G a l d e T K -2 4 0 7 , se d e s p la z ó c o n 1 5 6 B ls d e a g u a co n 3 G a l d e T K -2 4 0 7

1 5 6 B ls d e A g u a tra ta d a co n 3 G a l T K -2 4 0 7 1 0 0 p s i / 0 ,5 b p m 0 p s i / 1 ,0 b p m

B o m b e o 2 4 ,7 B ls O T -3 0 3 8 , 2 3 ,4 B ls T M -2 5 1 4 , d isu e lto s e n 4 6 B ls d e G a so il, 5 0 ,7 B ls O T -3 0 3 8 , d e s p la zó c o n 6 9 B ls d e G a so il. 6 9 B ls d e G a s o il 1 0 0 p s i / 1 ,7 B ls /M in 0 p s i / 2 ,8 B ls /M in

3 1 /0 3 /2 0 0 1 R e m o c ió n d e in o rg á n ico s O T -2 5 0 6 S D -2 2 1 4 T K -2 4 0 7

B o m b e o 1 4 G a l O T -2 5 0 6 , d is u e lto s e n 7 B ls d e A g u a T ra ta d a a l 2 % d e K c l co n 2 G a l T K -2 4 0 7 , 1 6 ,9 B ls S D -2 2 1 4 d is u e lto s e n 2 6 B ls d e

A g u a T ra ta d a c o n 1 G a l T K -2 4 0 7 , d e s p la z ó c o n 1 0 0 B ls d e A g u a T ra ta d a co n 2 G a l T K -2 4 0 7

1 0 0 B ls d e A g u a T ra ta d a co n 2 G a l T K -2 4 0 7 1 0 0 p s i / 1 ,5 B ls /M in 0 p s i / 3 ,0 B ls /M in

O T -2 5 0 6 T K -2 4 0 7

O T -3 0 3 8 T M -2 5 1 4

S D -2 2 1 4 N o h a y in fo rm a c ió n1 5 6 B ls d e A g u a tra ta d a co n 3 G a l T K -2 4 0 7 N o h a y in fo rm a c ió n

P re p a ro y B o m b e o p re flu jo 2 8 G a l O T -2 5 0 6 ,1 3 B ls d e a g u a tra ta d a co n 1 G a l d e T K -2 4 0 7 ,1 4 ,3 B ls d e S D -2 2 1 4 e n 2 1 B ls d e a g u a

tra ta d a co n 1 G a l d e T K -2 4 0 7 , se d e s p la z ó c o n 1 5 6 B ls d e a g u a co n 3 G a l d e T K -2 4 0 7

D M 0 0 0 2

D M 0 0 0 2 1 8 /1 0 /2 0 0 2

D M 0 0 0 2 1 3 /0 8 /2 0 0 2

P R O D U C T O S P R O C E S O IN Y E C C IO N

T R A B A JO S D E L IM P IE Z AP R E S . F IN A L / T A S A F IN A L

D M 0 0 0 2

P R E S . IN IC IA L / T A S A IN IC IA LD E S P L A Z A M .

O T -3 0 3 8 T M -2 5 1 4

P o zo F e c h a

D M 0 0 0 5

3 5 0 p s i/ 1 b p m 0 p s i / 1 ,8 b p mP re p a ro y B o m b e o p re flu jo 8 ta m b d e O T -3 0 3 8 c o n 7 ta m b d e T M -2 5 1 4 m e zc la d o s c o n 1 9 b a rrile s d e g a s o il + 1 6 ta m b d e O T -3 0 3 8 ,

d e sp la z o co n 1 0 3 b ls d e g a s o il1 0 3 B ls d e g a s o il

O T -2 5 0 6 S D -2 2 1 4 T K -2 4 0 7

O T -3 0 3 8 T M -2 5 1 4

P re la va d o

R e m o c ió n d e o rg á n ico s


R e m o c ió n d e in o rg á n ico s


R e m o c ió n d e in o rg á n ico s

P T -2 6 0 1 T M -2 5 0 6

2 1 /0 3 /2 0 0 1

2 3 /0 3 /2 0 0 1

0 1 /0 2 /2 0 0 2

2 7 /0 3 /2 0 0 1

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 4.3 (cont.)

Trabajos de limpieza realizados a los pozos activos del Campo Mara Este.(Franco ,A. Año 2006).

B om beo 14 ,3 B ls O T-3038, 15,6 B ls TM -2514, d isue ltos en 31 B ls de G asoil, 26 B ls O T-3038, desp lazó con 258 B ls de G aso il. 258 B ls de G aso il 300 ps i / 1 ,5 B ls /M in 0 ps i / 2 ,5 B ls /M in

03 /08 /2001 R em oción de inorgán icos O T-2506 S D -2214 TK -2407

B om beo 54 G a l O T-2506 , d isue ltos en 20 B ls de A gua T ratada a l 2 % de K c l con 1 G a l TK -2407 , 23 ,4 B ls S D -2214 d isue ltos en 35 B ls de

A gua T ra tada con 1 G a l TK -2407 , desp lazó con 258 B ls de A gua Tra tada con 5 G al TK -2407

258 B ls de A gua T ratada con 5 G a l TK -2407 250 ps i / 1 ,0 B ls /M in 0 ps i / 3 ,0 B ls /M in

P reparo y B om beo pre flu jo 8 G a l de P T -2601, 8 B ls de G asoil, segu ido de 23 ,4 B ls de TM -2506, se desp lazó con 80 B ls de G aso il. 80 B ls de G aso il 100 ps i / 0 ,5 bpm 0 ps i / 2 ,0 bpm

05/02 /2002 R em oción de inorgán icos O T-2506 S D -2214 TK -2407

P reparo y B om beo P re flu jo 17 G a l de O T-2506 , 8 B ls de agua tra tada con 1 G a l de TK -2407 , seguido de 16 ,9 B ls de S D -2204 , 26 B ls de agua tra tada con 1 G a l de TK -2407 , se desp lazó con 80 B ls

de agua tra tada con 1 G a l de TK -2407 .

80 B ls de A gua tra tada con 1 G a l TK -2407 100 ps i / 0 ,5 bpm 0 ps i / 2 ,0 bpm

B om beo 9 ,1 B ls O T-3038, 7 ,8 B ls TM -2514, d isue ltos en 17 B ls de G asoil, 18 ,2 B ls O T-3038, desp lazó con 240 B ls de G aso il. 240 B ls de G aso il 0 ps i / 1 ,5 B ls /M in 0 ps i/ 3 ,0 B ls /M in

B om beo 50 G a l O T-2506 d isue ltos en 24 B ls de A gua Tra tada a l 2 % de K c l con 2 G a l TK -2407, 7 ,8 B ls S D -2214 d isue ltos en 26 B ls de A gua T ra tada con 1 G a l TK -2407 , desp lazó con 240 B ls de A gua

Tra tada con 5 G a l TK -2407

240 B ls de A gua tra tada con 5 G a l TK -2407 0 ps i / 1 ,5 B ls /M in 0 ps i / 3 ,0 B ls /M in

02 /04 /2001 Inh ib ic ión P T-2609 TK -2407 S T-2803B om beo 10 G a l P T-2609 , d isue ltos en 24 B ls de A gua T ra tada a l 2 %

de K c l con 2 G al TK -2407 , 6 ,5 B ls S T -2803 d isue ltos en 128 B ls de A gua T ra tada con 3 G a l TK -2407 , desp lazó con 240 B ls de A gua

Tra tada con 5 G al TK -2407

240 B ls de A gua T ratada con 5 G a l TK -2407 600 ps i / 1 ,0 B ls /M in 0 ps i / 3 ,0 B ls /M in

102 B ls de G aso il

TM -2514

O T-3038

0 ps i / 1 ,5 bpmB om beo 6 ,5 B ls O T-3038, 6 ,5 B ls TM -2514, d isue ltos en 13 B ls de G asoil, 14 ,3 B ls O T-3038, desp lazó con 112 B ls de G aso il. 2000 ps i / 1 ,0 bpm112 B ls de G aso il

100 ps i / 0 ,5 bpm

50 ps i / 1 ,9 bpmB om beo 6 ,5 B ls O T-3038, 6 ,5 B ls TM -2514, d isue ltos en 13 B ls de G asoil, 14 ,3 B ls O T-3038, desp lazó con 112 B ls de G aso il. 112 B ls de G aso il 250 ps i / 0 ,5 bpm

0 ps i / 1 ,3 bpmB om beo P re flu jo 10 B ls de G aso il ,10 G a l de PT -2601 , seguido de 26 B ls de TM -2506, se desp lazó con 102 B ls de G asoil 102 B ls de G aso il

D M 008

D M 008 29/10 /2002 R em oción de orgán icos

D M 008 09/08 /2002

TM -2514

O T-2506 S D -2214 TK -2407

O T-3038

D M 0008

D M 0014

O T-3038

O T-3038

D M 0014 04/05 /2002 P T-2601

D M 0014 12/09 /2002 R em oción de orgán icos P T-2601

TM -2506

300 ps i / 1 ,5 bpm 0 ps i / 2 ,0 bpmB om beo 10 G al de P T -2601 ,10 B ls de G aso il , 26 B ls de TM -2506, se desp lazó con 102 B ls de G aso il.

R em oción de orgán icos


P T-2601 TM -2506

TM -2514

TM -2506

TM -2514R em oción de orgán icos



R em oción de inorgán icos

30/07 /2001

02/02 /2002

27/03 /2001

31/03 /2001

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 4.3 (cont.) Trabajos de limpieza realizados a los pozos activos del Campo Mara Este.(Franco ,A. Año 2006).

Bombeo 48,1 Bls OT-3038, 14,3 Bls TM-2514, disueltos en 98 Bls de Gasoil, desplazó con 240 Bls de Gasoil. 302 Bls de Gasoil 0 psi / 1,5 Bls/Min 0 psi / 3 Bls/Min

Bombeo 57 Gal OT-2506 disueltos en 24 Bls de Agua Tratada al 2 % de Kcl con 3 Gal TK-2407, 13 Bls SD-2214 disueltos en 26 Bls de Agua Tratada con 2 Gal TK-2407, desplazó con 291 Bls de Agua

Tratada con 5 Gal TK-2407

291 Bls de Agua tratada con 5 Gal TK-2407 200 psi / 1,0 Bls/Min 0 psi / 2,5 Bls/Min

17/08/2001 Inhibición PT-2609 TK-2407 ST-2803Bombeo 11 Gal PT-2609, disueltos en 24 Bls de Agua Tratada al 2 % de Kcl con 3 Gal TK-2407, 16,9 Bls ST-2803 disueltos en 128 Bls de

Agua Tratada con 3 Gal TK-2407, desplazó con 474 Bls de Agua Tratada con 5 Gal TK-2407

474 Bls de Agua Tratada con 5 Gal TK-2407 1000 psi / 1,0 Bls/Min 0 psi / 3,0 Bls/Min

Bombeo 11,7 Bls OT-3038, 11,7 Bls TM-2514, disueltos en 22 Bls de Gasoil, 24,7 Bls OT-3038, desplazó con 81 Bls de Gasoil. 81 Bls de Gasoil 350 psi / 1,5 Bls/Min 0 psi / 2,5 Bls/Min

03/08/2001 Remoción de inorgánicos OT-2506 SD-2214 TK-2407

Bombeo 17 Gal OT-2506, disueltos en 8 Bls de Agua Tratada al 2 % de Kcl con 1 Gal TK-2407, 16,9 Bls SD-2214 disueltos en 25 Bls de

Agua Tratada con 1 Gal TK-2407, desplazó con 81 Bls de Agua Tratada con 2 Gal TK-2407


Bombeo 5,2 Bls OT-3038, 6,5 Bls TM-2514, disueltos en 13 Bls de Gasoil, 13 Bls OT-3038, desplazó con 54 Bls de Gasoil. 54 Bls de Gasoil 500 psi / 1,0 Bls/Min 0 psi / 2,0 Bls/Min

05/10/2001 Remoción de inorgánicos OT-2506 SD-2214 TK-2407

Bombeo 11 Gal OT-2506, disueltos en 5 Bls de Agua Tratada al 2 % de Kcl , 9,1 Bls SD-2214 disueltos en 14 Bls de Agua Tratada con 1 Gal TK-2407, desplazó con 54 Bls de Agua Tratada con 1 Gal TK-

2407


86 Bls de Gasoil

TM-2514

350 psi / 0,5 bpmBombeo 11,7 Bls OT-3038, 11,7 Bls TM-2514, disueltos en 22 Bls de Gasoil, 24,7 Bls OT-3038, desplazó con 86 Bls de Gasoil.

TM-2506 Bombeo preflujo 17 Gal de PT-2601 mezclados con 17 Bls de Gasoil , 23 Bls de TM-2506, se desplazó con 167 Bls de Gasoil. 167 Bls de Gasoil 0 psi / 0,5 bpm

OT-3038

93 Bls de GasoilBombeo 7,8 Bls OT-3038, 6,5 Bls TM-2514, disueltos en 14 Bls de Gasoil, 15,6 Bls OT-3038, desplazó con 93 Bls de Gasoil.

DM0022

15/08/2001

DM0016 27/07/2002 Remoción de orgánicos

400 psi / 0,5 bpmDM0014 28/10/2002 Remoción de orgánicos OT-3038 TM-2514 0 psi / 2,0 bpm

0 psi / 2,0 bpm

DM0021 23/10/2002 Remoción de orgánicos OT-3038 TM-2514 200 psi / 1,9 bpm

PT-2601

DM0042

DM0026

Remoción de orgánicos


30/07/2001

03/10/2001

DM0023 17/08/2001Removedor /inhibidor de emulsiones

54 Bls de gas oil 0 psi / 1,5 bpmBombeo primera fase de tratamiento: 207 Bls (20 Tamb

rompedor/inhibidor de emulsión + 20 Tamb solvente mutual) +18 Tamb ácido emulsionado,desplazó 54 Bls de gas oil

rompedor/inhibidor de emulsión,solvente mutual,

ácido emulsionado250 psi / 0,5 bpm

Remoción de inorgánicos


OT-3038

TM-2514

OT-2506 SD-2214

OT-3038 TM-2514

TK-240716/08/2001

DERECHOS RESERVADOS

Tabla 4.3 (cont.)

Trabajos de limpieza realizados a los pozos activos del Campo Mara Este.(Franco,A. Año 2006).

Bombeo 7,8 Bls OT-3038, 7,8 Bls TM-2514, disueltos en 15 Bls de Gasoil, 15,6 Bls OT-3038, desplazó con 57 Bls de Gasoil. 57 Bls de Gasoil 500 psi / 1,3 Bls/Min 100 psi / 2,3 Bls/Min

Bombeo 12 Gal OT-2506, disueltos en 6 Bls de Agua Tratada al 2 % de Kcl con 1 Gal TK-2407, 5,2 Bls SD-2214 disueltos en 8 Bls de Agua tratada con 1 Gal TK-2407, desplazó con 66 Bls de Agua

tratada con 1 Gal TK-2407

66 Bls de Agua tratada con 1 Gal TK-2407 250 psi / 1 Bls/Min 0 psi / 1,9 Bls/Min

02/04/2001 Inhibición PT-2609 TK-2407 ST-2803Bombeo 2 Gal PT-2609, disueltos en 4 Bls de Agua Tratada al 2 % de Kcl con 1 Gal TK-2407, 3,9 Bls ST-2803 disueltos en 26 Bls de Agua Tratada con 1 Gal TK-2407, desplazó con 94 Bls de Agua

Tratada con 1 Gal TK-2407


Bombeo 26 tamb OT-3038,15 tamb TM-2514 mezclados con 40 Bls de Gas oil, 37 tamb de OT-3038, desplazó con 681 Bls

de gas oil





36 Bls de Gasoil

Bombeo 7 Gal de PT-2601 ,7 Bls de Gasoil , 18.2 Bls de TM-2506, se desplazó con 71 Bls de Gasoil.

397 Bls de Gasoil

56 Bls de Gasoil

57 Bls de Gasoil

DM0042

TK-2407

29/05/2002 PT-2601

DM0045 22/05/2002

0 psi / 1,2 bpm

DM0045

400 psi / 1,0 bpmTM-2506 Bombeo 8 Gal de PT-2601 ,8 Bls de Gasoil , 19,5 Bls de TM-2506, se desplazó con 78 Bls de Gasoil. 78 Bls de Gasoil

PT-2601 TM-2506

OT-3038

0 psi / 0,8 bpmPT-2601

71 Bls de Gasoil

TM-2506Preparo e inyecto a formación por tubería 7 Bls de Gasoil + 7 Gal de PT-2601, seguido de 18,2 Bls de TM-2506, se desplazó con 56 Bls

de Gasoil.

200 psi / 0,5 bpmBombeo 5,2 Bls OT-3038, 5,2 Bls TM-2514, disueltos en 10 Bls de Gasoil, 10,4 Bls OT-3038, desplazó con 57 Bls de Gasoil. 0 psi / 1,9 bpm

DM0101 29/05/2002 PT-2601 TM-2506

TM-2514DM0045 28/10/2002 Remoción de orgánicos

DM0137 29/05/2002 PT-2601 TM-2506

TM-2514

0 psi / 1,0 bpm 0 psi / 3,0 bpm

0 psi / 2,0 bpm 100 psi / 3,0 Bls/Min

Bombeo 9,1 Bls OT-3038, 11,7 Bls TM-2514, disueltos en 25 Bls de Gasoil, 18,2 Bls OT-3038, desplazó con 397 Bls de Gasoil.

Bombeo 9 Gls PT-2601, 9 Bls de Gasoil, 21 tambores TM2506. Desplazó con 36 Bls de Gasoil.

681 Bls de gasoilDMM0002 30/08/2001 Remoción de orgánicos OT-3038

0 psi / 1,5 bpm

Remoción de inorgánicos


0 psi / 2,3 bpm

DM0045 12/09/2002

21/03/2001

23/03/2001

1500 psi / 1 bpm 0 psi / 1.2 bpm


OT-2506 SD-2214

OT-3038 TM-2514

0 psi / 2,0 bpm

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

4.5 SEGUIMIENTO DE SERVICIOS DE LIMPIEZA POR POZO. POZO DM 0002.

Actualmente se encuentra completado en el cretáceo, en el yacimiento tetones,

intervalo productor 5469’-6011’ y produce bajo el método LAG. En este pozo se

han realizado 4 servicios de limpieza. En el gráfico de producción se señalan

estos trabajos con el fin de apreciar el comportamiento después de un servicio

de limpieza.

0,

200,

400,

600,

800,

1000,

1200,

1400,

1600,

1/12/00 1/2/01 1/4/01 1/6/01 1/8/01 1/10/01 1/12/01 1/2/02 1/4/02 1/6/02 1/8/02 1/10/02 1/12/02

BLS

/DIA

0,

500,

1000,

1500,

2000,

2500,

3000,

3500,

4000,

MPC

ND

Bruta (B/D) Neta (B/D) Inyección de Gas (Mpcn)

Servicio 1

Servicio 2

Servicio 3

Servicio 4

3

2

1

Gráfico 4.2 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0002. Fuente: Franco año 2006.

A continuación se detallan los servicios realizados para este pozo:

Servicio N°1: este trabajo de limpieza se realizó el 21/03/01, el servicio resultó

efectivo con un incremento del 69% en la producción neta, aumentando de 300

a 1143 BNPD, donde el problema tratado fue incrustaciones inorgánicas. Este

servicio de limpieza se realizó en tres etapas. La primera etapa del bombeo del

químico fue para la remoción de depósitos orgánicos, la segunda etapa

remoción de sólidos inorgánicos y la tercera etapa inhibición inorgánicos. (Los

productos utilizados se muestran en la Tabla 4.3).

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Observación N°1(ver gráfico 4.2): Es importante destacar que luego de este

tratamiento químico realizado, la producción de agua aumentó bruscamente de

9 a 36%. Por otra parte los pozos vecinos DM 0006 y DM 0024 han sido

afectados por el avance del contacto agua - petroleo, de hecho están cerrado

por producir 100% agua. Sin embargo un análisis físico químico del agua de

formación del pozo DM 0002 (16/10/2000) mostró una concentración de

cloruros de 12610 ppm, la cual no es la esperada en las aguas del cretáceo

(>38000 ppm ) se acerca más a la esperada en las aguas del eoceno.

Observación N°2 (ver Gráfico 4.2): Para Diciembre de 2001 la producción

estaba en el orden de los 600 BNPD. Para esta fecha se cerró el pozo debido a

una filtración en la línea de flujo, se reemplazo un tramo de la línea de 6” por

línea de 4”, posteriormente se abrió el pozo produciendo 340 BNPD. Debido a

la baja producción se reemplazo el tramo de 4” a 6” para dejar el pozo en las

condiciones originales de flujo, pero no se observó mejoras, la producción a

continuado declinando hasta llegar a 200 BNPD.

Servicio N°2: debido a la baja producción se mantuvo el pozo después de

restituidas las condiciones en la línea de flujo, se realizó el segundo servicio de

limpieza el 02/02/02, manteniendo la misma tasa de inyección de gas y las

mismas condiciones de presión tanto en el cabezal como en el anular. Este

servicio a diferencia del primero se realizó en dos etapas (remoción de

orgánicos y remoción de inorgánicos). Los productos utilizados en la primera

etapa no fueron los mismos utilizados en el primer servicio (ver tabla 4.3). La

tasa de petróleo antes de la limpieza estaba en promedio en 324 BNPD y

después del servicio se obtuvo una producción promedio según las

especificaciones analizadas para estas variables de 315 BNPD porque el

servicio no fue exitoso, y la producción declinó.

Servicio N°3: la tasa de inyección de gas y los parámetros operacionales del

pozo se mantenían constante antes del servicio de limpieza.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Se puede observar en el gráfico una fuerte declinación de la producción para la

fecha 26/06/2002, por lo que se decide optimizar la inyección de gas de 4

Mpcnd a 760 Mpcnd recuperando la producción. Sin embargo, esta vuelve a

disminuir bruscamente manteniendo las mismas condiciones operacionales, se

realiza un bombeo de química el 13/02/2002 para incrustaciones orgánicas, si

obtener éxito alguno. Después del servicio el pozo fue cerrado.

Observación N°3 (ver gráfico 4.2): el pozo se mantuvo cerrado por trabajos

de cambio de completación y optimización de gas de levantamiento, inyectando

gas por tubería y produciendo por anular, explicando el aumento en la

inyección de gas y el cambio en las condiciones de presión en el cabezal y

anular.

Servicio N°4: después del cambio de completación se llevó a cabo un nuevo

servicio de limpieza, en una sola etapa: remoción de inorgánicos, para el

18/10/2002 sin obtener éxito. Un incremento en la producción de agua se

puede observar después de este servicio alcanzando niveles de hasta un 80%.

Actualmente este pozo se encuentra activo con un potencial de 98 Bls y un

corte de agua de 76% (posible emulsión), antecedentes muestran un análisis

de emulsión para el 12/06/2001, con un 100% de emulsión causado después

del primer servicio de limpieza.

POZO DM 0005. Se encuentra completado en el cretáceo, yacimiento Tetones, intervalo

productor 7614’-7826’ con LAG como mecanismo de producción (ver anexo

N°2). Este pozo actualmente presenta una obstrucción de carbonato a 5382

pies, por encima de los mandriles de gas de levantamiento, por lo cual el pozo

se encuentra cerrado esperando servicio. De su historia en cuanto a servicios

de limpieza se analiza lo siguiente:

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

6/12/99 15/3/00 23/6/00 1/10/00 9/1/01 19/4/01 28/7/01 5/11/01 13/2/02 24/5/02

BLS

/DIA

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

MPC

ND


Servicio 1

1

Cerrado por obstrucción de escama y asfalto 5382' W/L

2

Gráfico 4.3 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0005. Fuente: Franco, 2004.

Observación N°1: para la fecha 10/10/2000, se realizó un cambio de zona

completándose el intervalo productor cañoneado de 7614’ a 7826’, y se realizó

la optimización del sistema de gas de levantamiento mediante un cambio de

válvulas el 21/11/2000.

Servicio N°1: en la Gráfica 4.3, antes del servicio de limpieza se observa una

fuerte declinación de la producción; se supone posible incrustación de sólidos

debido a la inyección de gas permanece constante, al igual que la presión del

anular y el cabezal garantizando no existen problemas mecánicos. Además

antecedentes de análisis químico para este pozo arrojaron un 65 %P/P de

sólidos inorgánicos (ver tabla 4.1). La limpieza se realizó el 27/03/2001 en dos

etapas (ver tabla 4.3). El servicio resultó efectivo incrementando la producción

de 0 a 44 BNPD promediados para los tres meses después del servicio de

limpieza.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Para abril del 2001, después del servicio de limpieza se observa un incremento

en la presión del revestidor (véase tabla 4.4) de 400 lpc a 750 lpc, pero el pozo

igual mantenía cierta producción.

Observación N°2: esta declinación se observa para el 14/04/2001 se realizó

un cambio de válvulas de gas de levantamiento.

La producción se mantuvo constante después del trabajo hasta el mes de

Noviembre declinando totalmente. En cuanto a la producción de agua se ha

mantenido constate, alrededor del 6%.

Observación N°3: para la fecha 06/11/2001, el pozo se encontraba sin

producción, y se requirió un trabajo de cambio de válvula. Después de este

trabajo la producción se recupera, pero la misma declina nuevamente hasta el

6/03/2002, donde queda completamente sin producción.

Para el 11/03/2002 se intentó realizar un cambio de válvula, pero se consiguió

obstrucción a 5269’. Se bajó camarita de 2 ¼” y no pasó de 5269’, se bajó

cortador de 2 ⅛” y no pasó de 5382’, se baja camarita de 2” encontrando

impresión de escama y asfalto. Esperando por servicio de limpieza, producción

esperada 70 BNPD.

POZO DM 0008.

Pozo completado en el cretáceo, yacimiento KM-24 intervalo productor 8338’-

10020’ y produce bajo el método de gas de levantamiento; actualmente

optimizado.

Antecedentes en análisis químico de depósitos (ver tabla 4.1) muestran un 65%

P/P de sólidos inorgánicos. Se han realizado cuatro servicios de limpieza, los

cuales se analiza a continuación:

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Observación N°1: debido a limitaciones con la presión de inyección de gas de

levantamiento no se pudo profundizar el punto de inyección. Por esto se

requiere realizar cambio de método de LAG a BES de manera de incrementar

su producción al disminuir la presión de fondo fluyente. Este trabajo se realizó

entre la fecha 14/03/2001 al 19/03/2001, pero la bomba no pudo ser activada

por problemas de superficie (condiciones eléctricas), para el 23/03/2001 se

abre la manga ubicada sobre la bomba y se continúa la inyección de gas por

esta, esperando el cambio de completación de nuevo a LAG, la cual se realizó

del 31/08/2001 al 5/09/2001 como se observa en el gráfico 4.4 en la

Observación N°2.

0,

100,

200,

300,

400,

500,

600,

700,

800,

900,

1000,

01-Ene-2000 19-Jul-2000 04-Feb-2001 23-Ago-2001 11-Mar-2002 27-Sep-2002 15-Abr-2003 01-Nov-2003

BLS

/DIA

0,

500,

1000,

1500,

2000,

2500,

3000,

MPC

ND


Servicio 1 Servicio 2 Servicio 3 Servicio 4

1

2

Gráfico4.4 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0008. Fuente: Franco, 2004.

Servicio N°1: el primer servicio se realizó para la fecha 30/07/2001 después

del problema con el cambio de completación, en la cual continuaba la baja

presión de inyección causante de la disminución de la producción (ver

Gráfico4.5).

La inyección de química se realizó en dos etapas (ver Tabla4.3), remoción de

orgánicos y remoción de inorgánicos, logrando el incremento de producción

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

para el primer mes de 240 BNPD a 307 BNPD y luego comenzó a declinar

rápidamente, pero el promedio de incremento de producción para los tres

meses siguientes después de la limpieza se mantuvo por el orden del 9%. Sin

embargo, se observa la presión de inyección de gas después del servicio

también incrementa, la efectividad del servicio se ve asociada al incremento de

la misma y no se puede comprobar la efectividad del paquete químico utilizado.

0 ,

5 0 ,

1 0 0 ,

1 5 0 ,

2 0 0 ,

2 5 0 ,

3 0 0 ,

3 5 0 ,

4 0 0 ,

4 5 0 ,

5 0 0 ,

0 1 / 0 1 / 2 0 0 1 0 1 / 0 5 / 2 0 0 1 0 1 / 0 9 /2 0 0 1 0 1 / 0 1 / 2 0 0 2 0 1 / 0 5 / 2 0 0 2 0 1 / 0 9 /2 0 0 2 0 1 /0 1 / 2 0 0 3 0 1 / 0 5 / 2 0 0 3

BLS

/DIA

0 ,

1 0 0 ,

2 0 0 ,

3 0 0 ,

4 0 0 ,

5 0 0 ,

6 0 0 ,

7 0 0 ,

8 0 0 ,

LPC

N e t a ( B /D ) P T R ( L P C )

S e r v ic io 1

S e r v ic io 2 S e r v ic io 3 S e r v ic io 4

Gráfico 4.5 Seguimiento tasa neta vs PTR del pozo DM-0008. Fuente: Franco, 2004.

Servicio N°2: después de ser optimizada la presión de inyección de gas lift en

un promedio de 480 LPC, la producción sufre una declinación brusca

justificada para la aplicación de un nuevo servicio de limpieza. Esta se realiza

el 02/02/2002 en dos etapas (véase tabla 4.3) remoción de sólidos orgánicos e

inorgánicos. Las variables operacionales estudiadas en el seguimiento de la

producción se mantuvieron constantes antes y después de la limpieza, la cual

resultó efectiva obteniéndose un ganancial de producción de 64 BNPD y un

incremento de 23% promediados para los tres siguientes meses después de la

limpieza (ver Tabla4.4).

Servicio N°3 y 4: estos servicios se realizaron después de una fuerte

declinación en la producción para la fecha 22/05/2002 ( ver Gráfico 4.5). Estos

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

trabajos se realizaron para el 09/08/02 y 29/10/02 respectivamente, la cual

consistió en una sola etapa de inyección (remoción de orgánicos), utilizando el

mismo paquete de químicos para ambos servicios. En ninguno de los dos

casos se obtuvo un ganancial de producción, por ello se considera que los

trabajos no resultaron efectivos, posiblemente por un mal diagnóstico de la

causa de la obstrucción y por consiguiente un mal diseño del tratamiento

utilizado.

Después de estos servicios y hasta la fecha, el comportamiento de producción

se ha mantenido igual al observado después de la brusca declinación; de esto

pozo candidato a realizar trabajo de limpieza.

POZO DM-0014.

El pozo se encuentra completado en el cretáceo, yacimiento Tetones, el

intervalo cañoneado esta entre 8940’ a 9160’. Produce bajo el método de gas

de levantamiento; se realizaron 4 servicios de limpieza, los cuales se analizan a

continuación:

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

01-Oct-2000 19-Abr-2001 05-Nov-2001 24-May-2002 10-Dic-2002 28-Jun-20030

100

200

300

400

500

600

700

800

900


Servicio 1 Servicio 2 Servicio 3

Servicio 4

1

2

Gráfico 4.6 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0014. Fuente: Franco, 2004.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Servicio N°1: el servicio de limpieza se realizó para la fecha 27/03/2001

después de la caída en la producción. Para entonces el pozo producía con

bombeo electro sumergible. La tasa antes de la limpieza era de 175 BNPD y el

corte de agua se mantenía alrededor de 57%.

La limpieza se realizó en tres etapas: prelavado, remoción de orgánicos e

inhibición (véase Tabla4.3).

El servicio resultó efectivo logrando alcanzar la producción de 373 BNPD

promediada para tres meses después de la limpieza, la producción de agua

disminuyo manteniéndose en 47%. La producción se mantuvo por 6 meses

hasta septiembre del 2001 cuando se realizó cambio de bomba (observación

N°1, ver gráfico 4.6)

Servicio N°2: el pozo se cambió de método de BES a LAG. El 26/12/2001

después del cambio de método, la producción se mantuvo baja alrededor de

135 BNPD, por lo que para el 04/05/2002 se realizó otro servicio de limpieza,

que a diferencia del primero, se realizó en una sola etapa: remoción de

incrustaciones orgánica (asfaltenos) logrando incrementar la producción a 404

BNPD promediada para los tres meses de garantía del servicio, el servicio se

considera efectivo.

Servicio N°3 y N°4: el tercer servicio de limpieza se realiza tres meses

después del segundo servicio, a consecuencia de la declinación brusca se

observa en la producción (ver gráfico 4.6). Este servicio fue para la fecha

12/09/2002 y se realizó en una sola etapa: remoción de incrustaciones

orgánicas.

Las variables de producción como la presión de cabezal e inyección de gas, la

tasa de gas levantamiento, el gas de formación y el corte de agua se

mantienen constantes antes y después del servicio de limpieza, pero a pesar

que se logra detener la caída de la producción y aumentar a 332 BNPD (ver

Tabla 5.4) no es la producción esperada.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

El servicio se considera efectivo un mes después se realiza el cuarto servicio, con el fin de recuperar la producción óptima del pozo. Sin embargo, el mismo

no resulta efectivo y la producción continúa declinando, encontrándose

actualmente en 150 BNPD muy por debajo de su potencial de 380 BNPD.

Pruebas de análisis químico a muestras de depósitos captadas en el fondo de

un pozo vecino DM-0022, arrojó en sus resultados un 80% P/P de sólidos

inorgánicos en la composición de la muestra, es de esperar que el pozo DM-

0014 presente el mismo problema. Esto se puede apreciar en los servicios de

limpieza, el primero se realizó para incrustaciones inorgánicas y la producción

se incrementó a niveles mayores y se mantuvo por mas tiempo los demás

servicios se realiza bombeo químicos para remover incrustaciones orgánicas.

POZO DM-0016.

Este pozo se encuentra completado de forma sencilla no selectiva en el

basamento central, en el intervalo productor 8927’-10010’ (hoyo abierto), con

gas de levantamiento como método de producción. Se cuenta con una prueba

de análisis químico de depósitos para una muestra captada en el fondo

realizada el 04/02/1998, cuyos resultados muestran un 58% P/P en sólidos

orgánicos de la composición de la muestra; análisis de solubilidad de la misma

demostró que era poco soluble en HCl y los tratamientos químicos con este

ácido en futuras labores de limpieza no son recomendados (véase tabla 4.1).

En el pozo se han realizado dos (2) servicios de limpieza los que se analizan a

continuación.

Servicio N°1: este servicio se llevó a cabo el 26/08/2001, no se realizó con la

misma contratista que ha realizado los mismos servicios anteriores de limpieza,

el tratamiento se realizó en una etapa, con el fin de incrementar la producción,

la cual se mantenía constante en 100 BNPD. El tratamiento no es una limpieza,

se puede decir que el trabajo fue una estimulación ácida, pero de las

propiedades químicas del ácido inyectado no se tiene información, solo se

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

conoce su nombre comercial y en el reporte que se tiene del servicio lo

denominan ácido emulsionado.

Después del servicio la producción aumentó alcanzando una tasa de 300

BNPD, pero la misma declinó semanas después y la producción se mantuvo en

sus niveles iniciales. El servicio no se considera efectivo.

0

100

200

300

400

500

600

01-Ene-2000 19-Jul-2000 04-Feb-2001 23-Ago-2001 11-Mar-2002 27-Sep-2002 15-Abr-2003

BLS

/DIA

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

MPC

ND


servicio 1servicio 2

Gráfico 4.7 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0016 Fuente: Franco,

2004. Servicio N°2: para el 03/01/2001 la producción experimenta una declinación

brusca que lleva al pozo a producir 50 BNPD, después de mantener su

producción en 100 BNPD. Las condiciones operacionales del pozo como lo

son: la presión de inyección de gas de levantamiento, la presión del cabezal, el

corte de agua, la tasa de inyección de gas y la producción de gas de formación

se mantienen constantes para el 27/07/2002 se realiza un bombeo químico. El

tratamiento se realizó en una sola etapa de remoción de sólidos orgánicos

(asfaltenos). Los detalles del proceso se pueden observar en la Tabla 4.3.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

La respuesta de la producción no fue la esperada, la misma aumentó pero

disminuyó nuevamente días después, el servicio no resultó efectivo.

Actualmente el pozo continúa con el mismo problema, la producción se

mantiene por debajo de su potencial (94 BNPD) produciendo 36 BNPD y un

56% de AyS para el 27/02/2003 (última prueba de medición de producción). POZO DM-0021.

El pozo está completado de forma sencilla no selectiva a hoyo abierto en el

basamento central, en el intervalo productor 9274’-10385’, produce bajo el

método de gas de levantamiento. Se cuenta con una prueba de análisis

químico de depósitos cuyos resultados muestran un 82% P/P de sólidos

inorgánicos en la composición de la muestra con baja solubilidad de los

mismos en HCl al 15%.

En el pozo se realizó una limpieza en la que se analiza lo siguiente:

0

50

100

150

200

250

300

350

25-Jun-1999 11-Ene-2000 29-Jul-2000 14-Feb-2001 02-Sep-2001 21-Mar-2002 07-Oct-2002 25-Abr-2003

BLS

/DIA

0

200

400

600

800

1000

1200

MPC

ND


Servicio 1

Gráfico 4.8 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0021. Fuente: Ana franco año 2004.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Servicio N°1: el servicio de limpieza se realizó el 23/10/2002 después de observarse una baja en la producción. La inyección se realizó en una sola etapa: remoción de sólidos orgánicos, a pesar que pruebas de análisis químico de depósitos mostraron alta presencia de sólidos inorgánicos en la muestra. La producción antes del servicio se encontraba alrededor de los 63 BNPD, con una presión de inyección de gas de 400lpc y después del servicio aumentó a 84 BNPD, pero la presión de inyección también aumentó considerablemente a 1200 lpc. El pozo fue cerrado el 27/11/2002 no se logró observar el comportamiento de la producción y determinar el rendimiento de la limpieza. El pozo se encuentra actualmente cerrado por el MEM. POZO DM-0022. Este pozo es productor activo completado en zona única en el cretáceo

mediante el intervalo productor 8435’-9365’, tiene como sistema de

levantamiento BES.

Para la fecha 28/04/97 se efectuó una prueba de análisis químico de depósitos,

cuyos resultados muestran un 80% P/P de sólidos inorgánicos y una mediana

solubilidad en HCL al 15% (véase Tabla 4.1). Para este mismo año se realizó

chequeo de fondo obteniéndose un HUD @ 9467’, encontrándose el pozo

obstruido (±134’) por presencia de carbonato.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

A continuación se muestra el seguimiento de producción para este pozo:

0 ,

20 0 ,

40 0 ,

60 0 ,

80 0 ,

1000 ,

1200 ,

1400 ,

1600 ,

1800 ,

2000 ,

06 -D ic-1999 23-Jun -2000 09-E ne-20 01 28-Ju l-2001 13-Feb-2002 0 1-S e p-2002

BN

PD

0 ,

10 ,

20 ,

30 ,

40 ,

50 ,

60 ,

70 ,

80 ,

90 ,

MPC

ND

B ru ta (B /D ) N eta (B /D ) % AY S C ertif.

S erv ic io

1

6

54

3

2

Gráfico 4.9 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0022. (Fuente: Ana franco año 2004.

A partir del 20/12/2000, como se muestra en el gráfico, anterior se han

realizado varios reemplazos BES como lo indican cada óvalo con su número

respectivo de cambio de bomba. Dichos daños continuos de la bomba se le

asocia a la cantidad de carbonatos presente en el pozo.

Servicio N°1: Para el 30/06/2001 se efectuó un bombeo de químico con el

objetivo de remover las incrustaciones de carbonato, debido a estos sólidos

trancaban la bomba, y un mes antes de realizar la limpieza hubo la necesidad

de cambiar la bomba dos veces. Este bombeo se realizó en tres etapas:

remoción de orgánicos, remoción de inorgánicos y por ultimo inhibición de

compuestos inorgánicos.

La producción del pozo antes de la limpieza en promedio era de 308 BNPD y

después de la limpieza incremento a 312 BNPD.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Después de este servicio de limpieza el comportamiento de producción se

mantuvo constante hasta marzo del 2002 (9 meses después); es decir, el

servicio no incrementó la producción pero si detuvo la precipitación de los

sólidos por lo que se considera efectivo.

Para la fecha 07/06/2002 se midió HUD @ 9585’ encontrándose el pozo

obstruido ±16’ (ver anexo 8).

Actualmente el pozo está sin producción, debido a los problemas continuos

con las bombas, se decidió cambiar el método de producción.

POZO DM-0023.

El pozo se encuentra completado en el basamento en el intervalo cañoneado

de 7698’ a 9507’, y produce bajo el método de gas de levantamiento.

Para la fecha 27/08/98 se efectuó una prueba de análisis químico de depósitos,

cuyos resultados muestran un 74% P/P de sólidos inorgánicos y solubilidad en

HCL al 15% de 62 %P/V.

A este pozo se le realizó un único trabajo de limpieza para remover e inhibir

emulsión. A continuación se muestra el gráfico de seguimiento de producción.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

06-Dic-1999 23-Jun-2000 09-Ene-2001 28-Jul-2001 13-Feb-2002 01-Sep-2002 20-Mar-2003


Servicio 1

Gráfico 4.10 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0023. Fuente: Franco, 2004. Servicio N°1: este trabajo de remoción de emulsión se realizó para la fecha

17/08/2001, los productos utilizados no son de la empresa Clariant. Como se

puede observar en el gráfico, la producción para los meses antes de la limpieza

estaba en un promedio de 170 BN, pero después de este servicio la producción

fue declinando y observando la tabla 4.4 las condiciones de CHP y THP se

mantuvieron iguales antes y después de la limpieza; al igual que el gas

inyectado y el %AyS permanecieron iguales.

Todo indica que la baja en la producción observada para después del servicio

fue debido al paquete químico utilizado. Posiblemente a un tratamiento

equivocado y por ende un diagnostico inadecuado del problema que agravo las

condiciones del pozo, ya que el ultimo reporte de producción para la fecha

23/11/2002 fue de 100 BN.

Para la fecha 23/05/2002 se midió HUD @ 8874’, encontrándose 633’

obstruidos (ver anexo 9). Se observó impresión de escama cuando se realizaba

la medición. Esto indica que este pozo es candidato a limpieza.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

POZO DM-0026. El pozo se encuentra completado en el cretáceo, yacimiento Tetones, en el

intervalo productor 7915’ – 8200’ y produce bajo el método de gas de

levantamiento, el cual no se encuentra optimizado según estudios recientes. En

el pozo se han efectuado diversos servicios para incrementar su producción,

los que se analizan a continuación.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

01-jun-2000 18-dic-2000 06-jul-2001 22-ene-2002 10-ago-2002 26-feb-2003

BLS

/DIA

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

PCN

D


Servicio

Acidificación

Aci Frac

21

Gráfico 4.11 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0026. (Fuente: Franco, 2004.)

Después de ser completado el pozo en el cretáceo y cañoneado 02/06/2000 se

realizó una acidificación matricial para estimular su producción. Sin embargo, la

tasa de petróleo no mejoró, pero el corte de agua se incrementó hasta un 92 %.

Se tomaron dos muestras de agua de formación para el 23 y 30 de junio del

2000, las cuales indicaron mediante el diagrama de Stiff el agua provenía del

basamento.

Observación N°1: para controlar el aumento en la producción de agua se

colocó un tapón de cemento a 8395´(tope), aislando los intervalos inferiores

dejando solo abierto el intervalo 8160’ 8200’ por lo que se decide cañonear un

nuevo intervalo 7915’–8060’ para la fecha 26/12/2000 (ver anexo 10).

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

ACI FRAC: el 11/01/2001 se realizó un fracturamiento ácido para estimular el

pozo puesto que presentaba un daño de 5, después del tratamiento se logró

estimular el pozo presentando un daño de –2, incrementando la producción a

638 BNPD, pero la producción declina causada por problemas mecánicos, se

realiza un cambio de completación después de trabajos de pesca, se aprecia

en el Gráfico 4.11 como la observación N°2.

El corte de agua se mantuvo en un 20% y la producción después de estos

trabajos en un promedio de 220 BNPD, alcanzando valores de 540 BNPD, pero

para el 08/06/2001 se aprecia una fuerte caída de la producción y para el

18/07/2001 se encontraba en 135 BNPD.

Servicio N°1: debido a la baja producción, se realizó un servicio de limpieza en

dos etapas: remoción de orgánicos e inorgánicos el 30/07/2001 (ver Tabla 4.3).

Las variables de producción como lo son: la presión de inyección de gas, la

presión de cabezal, la tasa de inyección de gas se mantienen constantes antes

del servicio de limpieza, la caída de producción está asociada a la deposición

de sólidos. Después de la limpieza, la producción muestra una fuerte tendencia

a aumentar mostrando una tasa de 494 BNPD, pero un descenso en la tasa de

inyección de gas de levantamiento produjo nuevamente la caída de producción,

la cual se mantiene en promedio en 120 BNPD después de la limpieza como

se muestra en la Tabla 4.4, también se observa un fuerte incremento en la

producción de gas de formación y en la presión de inyección.

El servicio no se considera efectivo, después de la limpieza se realizaron varios

cambios de válvulas, pero la producción continuó fluctuando a causa de los

cambios en la tasa de inyección de gas. El último HUD reportado para el

15/08/2002 fue 8343 pies, encontrándose 50 pies obstruidos (ver anexo 10).

Actualmente el pozo se encuentra cerrado esperando ajustes en la inyección

de gas lift.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

POZO DM 0042. El pozo se encuentra completado en el cretáceo, en el yacimiento Tetones, en

el intervalo productor 8350’-8445’. Este intervalo fue cañoneado el 06/08/2001

debido a el intervalo productor 8570’-8575’ se encontraba obstruido por

depósitos de sólidos inorgánicos que no pudieron ser removidos mediante una

limpieza mecánica realizada el 11/07/2001 con tubería continua y ácido

clorhídrico (HCl) al 15% usando como fluido de retorno nitrógeno, la cual no

pudo avanzar debido a dos cuñas de empacaduras que se encuentran sobre la

obstrucción.

Análisis químico de depósitos para una muestra captada en el fondo del pozo,

analizada el 10/03/1998, muestra un 81 % P/P de sólidos inorgánicos en la

composición de la muestra y una baja solubilidad en HCL al 15% (ver tabla

4.1); además la muestra era poco soluble en solventes parafínicos y

aromáticos, por ello se recomendaba realizarle limpieza mecánica.

La nueva zona productora comenzó su producción con 100 BNPD y un 20%

de AyS. En el pozo se realizaron dos servicios de limpieza química cuyos

parámetros de producción y operacionales se muestran en las Tablas 4.3 y 4.4.

En el gráfico 4.12 se resaltan los servicios de limpieza realizados a este pozo.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

0,

50,

100,

150,

200,

250,

300,

350,

28-Jul-2001 05-Nov-2001 13-Feb-2002 24-May-2002 01-Sep-2002 10-Dic-2002 20-Mar-2003

BLS

/DIA

0,

200,

400,

600,

800,

1000,

1200,

1400,

1600,

MPC

ND


Servicio 1

Servicio 2

1

Gráfico 4.12 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0042. (Fuente: Franco, 2004.)

Servicio N°1: este trabajo se realizó después de una fuerte declinación en la

tasa de petróleo observada para el 19/09/2001 el pozo produjo una tasa del 62

BNPD. Después del servicio, la producción alcanzó una producción de 268

BNPD luego se ve afectada por la fluctuación de la tasa de inyección de gas de

levantamiento.

El servicio se realizó en dos etapas; remoción de orgánicos e inorgánicos, el

seguimiento de la producción antes y después de la limpieza se muestra en la

Tabla 4.3. El servicio se considera efectivo con un incremento del 17% en su

producción.

Observación N°1: una fuerte caída de la producción se observa a partir del

11/12/2001 causada por el aumento excesivo en la tasa de inyección de gas

varia de 450 MPCND a 1360 MPCND. La mala optimización en el sistema de

inyección de gas ha mantenido una baja producción en el pozo.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Servicio N°2: sin haber optimizado la inyección de gas de levantamiento, se

realiza un segundo servicio de limpieza, en una sola etapa: remoción de

orgánicos no obtuvo éxito alguno, ya que la producción después del servicio

continuó declinando y no se ha podido recuperar.

Actualmente se encuentra activo cerrado, estado PTL, ultima producción 0

BNPD

POZO DM 0045. El pozo se encuentra completado en el cretáceo, yacimiento KM-24, en el

intervalo productor 9048’-9088’, después de abandonar basamento, el cual se

anula con un tapón a 9154’ (ver anexo 15).

En el pozo se realizaron 4 servicios de limpieza, se analizan a continuación:

0,

50,

100,

150,

200,

250,

300,

350,

400,

450,

01-Ene-2000 19-Jul-2000 04-Feb-2001 23-Ago-2001 11-Mar-2002 27-Sep-2002 15-Abr-2003 01-Nov-2003 19-May-20040,

500,

1000,

1500,

2000,

2500,


Servicio 1 Servicio 2 Servicio 3

Servicio 4

1

Gráfico 4.13 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0045. (Fuente: Franco 2004). Servicio N°1: el primer servicio de limpieza se realizó el 21/03/2001. No se le

realizaron pruebas de análisis de depósitos. En este pozo la producción se

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

mantuvo constante antes del servicio en 152 BNPD, la presión de inyección y

la tasa de gas de levantamiento (ver Tabla 4.4). No se aprecia ningún cambio

considerable en las variables de producción no se justifica la limpieza, la

misma se realiza en tres etapas como se muestra en la Tabla4.3. Después del

servicio se muestra una tasa de 209 BNPD, pero un día después alcanza su

comportamiento habitual, el cual fue promediado en 150 BNPD el servicio no

resultó efectivo.

Observación N°1: una fuerte declinación de la producción se aprecia el

07/07/2001 asociada a un incremento considerable en la tasa de inyección de

gas de levantamiento de 628 MPCND a 1105 MPCND y la presión de inyección

que disminuye de 400 lpc a 300 lpc por lo que para el 16/112001 se realiza un

cambio de válvulas de gas de levantamiento restituyendo así la producción.

Servicio N°2: una vez optimizada la tasa de inyección de gas de levantamiento

en 635 MPND se aprecia un descenso en la producción que lleva al pozo a

producir 119 BNPD. Se realiza el segundo servicio de limpieza: remoción de

sólidos orgánicos, después del servicio la producción aumenta a 143 BNPD,

hace pensar que el servicio resultó efectivo pero hay un factor muy importante

y relacionado directamente con la producción como lo es la presión de

inyección de gas de levantamiento, la misma antes del servicio disminuyó a

320 lpc y después de la limpieza aumenta a 640 lpc por lo que la efectividad del

servicio es dudosa, esto también se refleja en los servicios 3 y 4 (Gráfico 4.13)

en los cuales se realizó el mismo tipo de limpieza con los mismos fluidos y las

mismas condiciones y no resultaron efectivas, obsérvese las Tablas 4.3 y 4.4

para mas detalles.

El pozo se encuentra actualmente produciendo, en estado PIL, 82 BNPD con

40% AyS y 3122 PCN/BN de RGP.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

POZO DM 0101. Pozo completado en el cretáceo, yacimiento DM-97, tiene como intervalo productor a hoyo abierto de 9478’-11220’. Desde el 19/04/1999 el pozo inició su producción con BES.

En el pozo no se han realizados análisis químicos de depósito, para poder

conocer el tipo de problema existente en el pozo, pero en un cambio de bomba

realizado el 08/11/2002 se localizaron muestras de sólidos inorgánicos a la

descarga de la bomba; análisis de estos sólidos indicaron su composición era

carbonato de calcio (CaCO3).

Al igual que el DM 0022, el pozo DM 0101 se encuentra inactivo desde finales del 2002 por daños al equipo BES producto de la producción de carbonato de formación. (véase Figura 4.3)

Figura 4.3 Sólidos recuperados de la Bomba Electro sumergible pozo DM-0101 El comportamiento de la producción desde su completación con BES se

muestra en el gráfico 4.14 donde se resaltan los principales eventos

relacionados con la producción.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

0,

200,

400,

600,

800,

1000,

1200,

1400,

1600,

1800,

01-Sep-2001 21-Oct-2001 10-Dic-2001 29-Ene-2002 20-Mar-2002 09-May-2002 28-Jun-2002 17-Ago-2002 06-Oct-2002 25-Nov-20020,

10,

20,

30,

40,

50,

60,

70,

Bruta (B/D) Neta (B/D) % AYS Certif.

Servicio 1

1 2

3

Gráfico 4.14 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0101. (Fuente: Franco, 2006).

En el año 2002 el pozo fue intervenido 3 veces con máquina de servicio; el

tiempo entre cada intervención fue no mayor a tres meses, esto por distintas

causas como: falla en el cable de potencia por excesivos arranques, golpes en

el cable de potencia, tubería corroída, reducción del diámetro interno por

deposición de carbonatos a lo largo de la tubería de producción, bombas

trancadas con 30’ de sedimentos encima de la descarga de la bomba.

Durante los trabajos realizados a la bomba se le intentó darle arranque sin

tener éxito, las bombas se encontraban totalmente trancadas. La gran cantidad

de fallas en el fluido eléctrico y el manejo de alto porcentaje de sólidos son

parte responsable de estas fallas.

Servicio N°1: Para el 07/10/02, el pozo se encontraba produciendo 96 BNPD

para el 18/10/2002 se realizó trabajo de limpieza química en una sola etapa

(ver Tabla 4.3). El siguiente reporte de medida de producción se tiene para el

16/11//02 y fue de 458 BNPD, pero después del servicio de limpieza se realizó

un cambio de bomba, (08/11/02), la efectividad de los productos químicos

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

usados no se logra apreciar. Después de este cambio de bomba la producción

fue declinando hasta 393 BNPD (última medida de producción reportada

23/11/02). Cabe destacar que los tipos de sólidos presentes en el pozo era de

naturaleza inorgánica y el tratamiento aplicado para este trabajo fue para

sólidos orgánicos.

El 07/02/2003 ingeniería de optimización programó la inyección de gasoil por la

tubería de producción y al mismo tiempo el arranque del equipo BES en

reversa, pero éste no arranco, razón por la cual los sólidos no habían sido

removidos con la inyección.

Estas son las razones por las cuales actualmente surge la inquietud de estudiar la factibilidad de un cambio de método de producción.

Actualmente el pozo se encuentra sin producción, esperando trabajo de

máquina.

POZO DM 0137. El pozo está completado de forma sencilla no selectiva en el yacimiento

cretáceo DM-121, en el intervalo 8180’-8968’ produce bajo el método gas de

levantamiento.

Se cuenta con una prueba de análisis químico de una muestra captada en el

fondo analizada el 27/04/1997 cuyos resultados muestran un 64% P/P de

sólidos inorgánicos en la composición de la muestra con 56% de solubilidad en

HCl al 15%, en caso de requerir una limpieza es recomendable que sea

química (ver Tabla 4.1)

En el pozo se realizó un (1) servicio de limpieza, el cual se analiza a

continuación:

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

0,

50,

100,

150,

200,

250,

300,

350,

400,

01-Ene-2000 19-Jul-2000 04-Feb-2001 23-Ago-2001 11-Mar-2002 27-Sep-2002 15-Abr-20030,

200,

400,

600,

800,

1000,

1200,

1400,

1600,

1800,

2000,


Servicio 1

Gráfico 4.15 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0137. ( Fuente: Franco, 2004)

Servicio N°1: debido a la baja producción, se realiza un servicio de limpieza en

una sola etapa: remoción de orgánicos el 29/05/2002 (ver Tabla 4.3), las

variables de producción como lo son: la presión de inyección de gas, la presión

de cabezal, la tasa de inyección de gas se mantienen constantes antes del

servicio de limpieza, la caída de producción está asociada a la deposición de

sólidos. Después de la limpieza, la producción muestra una tendencia a

aumentar, mostrando una tasa de 69 BNPD después de mantenerse por

debajo de los 30 BNPD antes de la limpieza, pero un descenso en la presión

de inyección de gas lift produjo nuevamente la caída de producción, la cual se

mantiene en promedio de 20 BNPD después de la limpieza como se muestra

en la Tabla 4.4.

La limpieza se realizó en una sola etapa: remoción de sólidos orgánicos según

productos utilizados, pero observando los resultados de análisis, el pozo

produce sólidos inorgánicos, posible razón de que el servicio no haya sido

efectivo.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Actualmente el pozo se encuentra cerrado, estado PLT, la última prueba

26/04/2003 muestra 18 BNPD, 50 % AyS, 7694 PCN/BN de RGP.

POZO DMM0002.

El pozo se encuentra en una extensión del campo El Moján yacimiento DMM

02 completado en el cretáceo a hoyo abierto, intervalo productor 8738’-10657’,

produce intermitente por flujo natural.

No se cuenta con pruebas de análisis químico de depósitos para este pozo.

Para el 03/05/2000 se realizó chequeo de fondo HUD a 9906 pies,

encontrándose obstruidos 748 pies, el representan un 40% de la zona

productora.

A continuación se muestra en el Gráfico 4.16, el comportamiento de producción para este pozo:

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

15-Mar-2000 01-Oct-2000 19-Abr-2001 05-Nov-2001 24-May-2002 10-Dic-2002 28-Jun-2003 14-Ene-20040

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Bruta (B/D) Neta (B/D) % AYS Certif.

Servicio 1

Gráfico 4.16 Seguimiento de limpieza del pozo DM-0137. ( Fuente Franco, 2004)

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

SERVICIO N°1: este servicio de limpieza se realizó el 30/08/2001 en una sola

etapa de inyección de químicos (ver Tabla 4.3). El paquete de químicos usados

fue para remoción de sólidos orgánicos. La producción promediada dos meses

antes de la limpieza fue de 418 BNPD y promediada tres meses después de la

limpieza fue de 545 BNPD; es decir, con un incremento en la producción de

23% y un 3% de AyS, por lo cual el servicio resultó efectivo.

Actualmente el pozo se encuentra cerrado, estado natural. La última prueba

24/06/2003 muestra 178 BNPD, 1 % AyS, 4944 PCN/BN de RGP.

4.6 SEGUIMIENTO DE PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DE UN SERVICIO DE LIMPIEZA QUÍMICA.

En la tabla 4.4 se muestran todos los trabajos de limpieza química realizados a

los pozos del campo desde el 2001, en los cuales se aplicaron los químicos

aportados por la empresa en licitación y que aún opera en el campo. Por ser

Clariant la empresa contratista que actualmente opera en las labores de

limpieza, uno de los objetivos es determinar que tan efectivos han sido estos

servicios de limpieza.

La columna de comentario (Tabla 4.4) es el resultado de toda la recopilación

obtenida de los gráficos de producción, los factores que influyen en la

declinación de la producción y las especificaciones de garantía establecidas

por la empresa, los cuales llevan a la conclusión sí el servicio de limpieza a

cumplido con sus objetivo.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

POZO RED THP CHP BB BN GASL MPCN

GASF MPCN % AYS FECHA DE

LIMPIEZA RED THP CHP BB BN GASL MPCN

GASF MPCN % AYS BN %GAN.

DM0002 329 299 560 820 9 21/03/2001 1143 964 4 4669 16 665 69 EXITOSO

DM0002 534 324 4 2329 39 02/02/2002 71 497 315 4 1818 37 -9 -3 NO EXITOSO

DM0002 70 242 251 166 695 1039 34 13/08/2002 128 645 372 167 3393 137 55 1 1 NO EXITOSO

DM0002 129 635 329 101 3358 126 69 18/10/2002 128 662 258 74 2923 195 71 -27 -36 NO EXITOSO

DM0005 L.A 40 410 32 30 1244 98 6 27/03/2001 L.A 240 1000 47 44 1270 53 6 14 32 EXITOSO

DM0008 L.A 90 360 278 240 1294 595 14 30/07/2001 L.A 650 1000 343 263 1424 521 23 23 9 EXITOSO

DM0008 L.A 80 300 263 216 1420 1142 18 02/02/2002 1" 90 240 322 280 1445 619 13 64 23 EXITOSO

DM0008 L.A 100 1200 141 94 532 148 33 09/08/2002 1" 100 1350 177 100 178 665 44 6 6 NO EXITOSO

DM00014 L.A 120 403 175 694 638 57 27/03/2001 L.A 684 373 694 765 45 198 53 EXITOSO

DM00014 L.A 120 560 275 135 500 341 51 04/05/2002 L.A 88 523 483 404 482 730 16 269 67 EXITOSO

DM00014 L.A 90 535 340 261 435 198 23 12/09/2002 L.A 120 800 485 332 440 170 32 71 21 EXITOSO

DM00014 L.A 100 720 485 331 440 174 32 28/10/2002 L.A 100 950 477 275 592 871 42 -56 -20 NO EXITOSO

DM00016 L.A 140 630 97 47 780 71 52 27/07/2002 L.A 120 620 101 52 780 183 49 5 10 NO EXITOSO


DM00022 L.A 110 1150 998 308 781 475 69 15/08/2001 L.A 100 1100 985 312 781 421 68 4 1 EXITOSO



DM00042 L.A 123 100 270 523 19 03/10/2001 L.A 100 400 156 121 413 605 22 21 17 EXITOSO

DM00042 1/2" 90 300 28 23 1039 180 18 29/05/2002 L.A 90 550 23 20 976 184 13 -3 -15 NO EXITOSO

DM00045 L.A 50 460 175 152 606 1810 13 21/03/2001 1/2" 1300 170 188 150 628 1883 20 -2 -1 NO EXITOSO

DM00045 L.A 60 320 164 119 635 2727 27 22/05/2002 1/2" 70 640 182 143 635 112 21 24 17 EXITOSO



DM0101 L.A 996 401 0 653 60 18/10/2002 L.A 120 1200 1090 404 0 460 63 3 1 NO EXITOSO


DMM0002 L.A 428 418 428 418 0 294 2 30/08/2001 5/8" 560 545 0 350 3 127 23 EXITOSO

GANANCIASPRODUCCIÓN

COMENTARIOGENERAL

1"

1"

1"

ANTES DE LA INYECCION DESPUES DE LA INYECCION

1"

1"

1"

1"

1"

Tabla4.4 Seguimiento de producción antes y después de un servicio de limpieza química.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

La evaluación detallada de los servicios de limpieza en los pozos productores

del Campo Mara Este, es realizada con el propósito de demostrar la efectividad

o no de estos servicios, en los cuales son utilizados unos productos químicos

conocidos por su nombre comercial (características y usos expuestas en el

capítulo III) y utilizados en paquetes (mezcla de uno o varios productos

químicos) inyectados en el pozo mediante un proceso de bombeo sin retorno

de fluidos restituyen la producción de los pozos los cuales se ven afectados

por la incrustación de sólidos o la formación de emulsiones.

En la Tabla de 4.3 se muestran los productos inyectados para cada etapa:

remoción de orgánicos, remoción de inorgánicos e inhibición. Los paquetes

utilizados en los servicios son:

Primera etapa, remoción de orgánicos.

Mezcla 1: OT-3038 y TM-2514

Mezcla 2: PT-2601 y TM-2506

Segunda etapa, remoción de inorgánicos,. Mezcla: OT-2506, SD-2214, TK-2407

Donde el producto SD-2214 es el encargado de la remoción de los sólidos inorgánicos, especialmente el carbonato de calcio (CaCO3). Tercera etapa, inhibición.

Mezcla: PT-2609,TK-2407, ST-2803 Donde el producto ST-2803 es el encargado de la inhibición.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

A continuación se muestra el análisis estadístico de todos los trabajos de limpieza junto a los productos utilizados, dieron a conocer con este estudio el problema de los pozos del campo presentan y cual de estos servicios resultaron efectivos. Para la población de estudio se realizaron en total 26 servicios de limpieza, de

los cuales solo 11 resultaron efectivos.

Servicios de limpieza

42%

58%

Servicios efectivos Servicios no efectivos

EXITOSO NO EXITOSO Total

11 15 26

Servicios de limpieza

Gráfico 4.17 Efectividad de los servicios de limpieza.

En el gráfico 4.16 se puede apreciar que la efectividad de los trabajos de

limpieza es de un 42%, resultado que necesita ser analizado para conocer las

causas de esta baja efectividad.

Debido a la baja efectividad mostrada en forma general, se realizó un análisis

en el cual se muestran los productos, el tipo de problema tratado y el número

de etapas se llevó a cabo cada servicio de limpieza.

Los resultados obtenidos son los siguientes:

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Análisis del servicio según el tratamiento aplicado. Tabla 4.5 Efectividad de los productos aplicados.(Franco,2006).

Efectividad

Efectividad

Efectividad

DM- 0002-0008-0014-0021-0045-DMM-02

0002-0005-0008-0014-0042

Nota: producto aplicado con OT-2506 y TK-2407

Remoción de incrustaciones orgánica

Producto utilizado N° Servicios aplicados Servicios efectivos Servicios no efectivosTM-2506

60%

SD 2214

Pozos tratados con éxito

DM-

Servicios efectivos7

Servicios no efectivos

Remoción de incrustaciones inorgánica

4Producto utilizado

11N° Servicios aplicados

8 3 5

Producto utilizado N° Servicios aplicados Servicios efectivos

38%

Pozos tratados con éxito

DM- 0014-0042


Nota: producto aplicado con PT-2601

Nota: producto aplicado con OT-3038

7 1 6

14%

Pozos tratados sin éxito

TM-2514

El más alto porcentaje de efectividad del paquete se observa con la aplicación del producto SD-2214, el cual es utilizado en la remoción de sólidos inorgánicos (escamas, carbonato) con un 60% de efectividad. Fue utilizado en 11 servicios de los cuales solo 7 resultaron efectivos, y su aplicación se realizó en más de una etapa.

Otro aspecto importante se observa los 26 servicios de limpieza realizados,

15 de estos fueron aplicados para la remoción de sólidos orgánicos (asfaltenos,

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

resinas) y de los cuales solo 4 resultaron efectivos (ver gráfico4.18). Esto

difiere del estudio analizado anteriormente, en donde por medio de las pruebas

de análisis químico de depósitos (Tabla 4.1) se observó las 15 muestras de

fondo analizadas, 13 muestran más de 55% P/P de sólidos inorgánicos en la

composición de la muestra, lo que demuestra el problema el incrustaciones en

los pozos del campo está asociado directamente a los sólidos inorgánicos, es

decir carbonato de calcio y no a sólidos orgánicos. (asfaltenos, parafinas).

Tipo de Incrustacion Efectivos Total

Inorgánicos 7 11

Orgánicos 4 15

Total 11 26

Servicios de limpieza Efectivos

Servicios de limpieza Efectivos

64%

36%

Inorgánicos Orgánicos

Gráfico 4.18 Efectividad de los servicios de limpieza según el tipo de incrustación.

Las incrustaciones de sólidos inorgánicos: escamas, esquelas y deposición de

finos en el fondo del pozo, están en contacto con el crudo y son cubiertas de

pequeñas capas de asfaltenos o resinas, razón por la cual el producto diseñado

para la remoción de los sólidos inorgánicos no actúa eficientemente, pero

realizar el servicio por etapas, es decir la primera etapa se remueva las

incrustaciones de estas capas de materia orgánica y la segunda donde se

aplique el tratamiento para remover la incrustación de sólidos inorgánicos es la

manera mas efectiva de realizar los trabajos de limpieza química.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

En el Gráfico 4.18 se puede observar la mayor efectividad de los servicios de

limpieza fue para los trabajos de remoción de incrustaciones inorgánicas con

un 64% de efectividad.

De los veintiséis (26) servicios de limpieza realizados, cinco (5) se llevaron a cabo en dos etapas como se muestra en la Tabla 4.6. Tabla 4.6 Remoción de incrustaciones en dos etapas.(Franco,2006)

EtapasPrelavado OT-3038 TM-2514 PT-2601 TM-2506

Tratamiento

Efectividad 70%

Pozos tratados con éxitoDM- 0005-0008-0042

Servicios no efectivos6 4 2

remoción de inorgánicos SD 2214

N° Servicios aplicados Servicios efectivos

Mezcla 1 Mezcla 2remoción de orgánicos

En la Tabla 4.6, en la etapa de prelavado se muestran dos mezclas, las cuales son utilizadas independientemente con el tratamiento.

El hecho de que una limpieza resulte efectiva, no garantiza el problema se

elimine, las incrustaciones pueden volver a formarse en cuestión de días y de

nuevo declinaría la producción, un buen tratamiento de inhibición permitiría

controlar por mas tiempo la deposición o incrustación de los sólidos.

Para la población de estudio se realizaron 26 servicios de limpieza de los

cuales solo cuatro (4) fueron en tres etapas como se muestra en la siguiente

tabla.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.7 Remoción de incrustaciones en tres etapas.(Franco,2006).

Prelavado OT-3038 TM-2514 PT-2601 TM-2506

Tratamiento

Inhibición Inhibe la formación de incrustaciones. ST-2803

3 1

Efectividad


remoción de orgánicos

remoción de inorgánicos SD 2214

N° Servicios aplicados Servicios efectivos4

75%

Mezcla 1 Mezcla 2

Pozos tratados con éxitoDM- 0002-0014-0022

El único servicio no resultó efectivo fue realizado en el pozo DM-0045, la producción obtuvo un aumento de 50 BNPD. Sin embargo este valor se ve influenciado por un incremento en la tasa de inyección de gas de levantamiento por lo que no se puede garantizar la efectividad del servicio.

Una observación importante se puede apreciar en el pozo DM-0022, en el cual

las bombas se veían afectadas por incrustaciones de carbonato y por ende

tenían que ser cambiadas. Hubo un único servicio de limpieza realizado en tres

etapas para este pozo y después de la aplicación del producto, la producción

se mantuvo por más de 9 meses sin observar problemas de incrustaciones.

4.8 SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS A LIMPIEZA. Conociendo la manera efectiva de realizar los servicios de limpieza y los productos han permitido mantener el potencial en los pozos se han visto afectados por deposición de sólidos, además el estudio de una nueva herramienta de limpieza mecánica se adapta a las condiciones y problemas de los pozos del campo en estudio, se da inicio a la selección de pozos candidatos a limpieza. Si bien el estudio abarca los pozos activos, los procedimientos para

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

la selección y jerarquización de los pozos candidatos a limpieza es aplicable para todos los yacimientos del campo.

Para los servicios de limpieza química la práctica está concebida para los

pozos que presenten:

Cualquier completación mecánica ( sencilla, selectiva, doble y otras.), siempre

y cuando se tenga conocimiento de los intervalos expuestos al tratamiento

químico.

Flujo natural, o con sistemas de levantamiento tal como bombeo mecánico, gas

lift, bombeo electro sumergible, bombeo cavidad progresiva.

Una historia de producción consistente, con la finalidad de facilitar el proceso de diagnóstico y evaluación post tratamiento.

Daño en la cara de la formación por depósitos orgánicos, inorgánicos,

emulsiones y finos.

Presiones de yacimiento por encima de su presión de abandono.

Un porcentaje de agua menor de 70%. Se recomienda tener la caracterización

del agua de formación. Por encima de 70% debe evaluarse la posibilidad de

control de agua.

Temperaturas de yacimiento menores a 240 F.

Los límites de no-aplicabilidad de la práctica vienen dado para:

Pozos con huecos en el revestidor o en la tubería de producción.

Pozos presenta obstrucciones que impidan el paso de los fluidos hacia las

zonas de interés, por lo cual resulta conveniente disponer de una verificación

de fondo reciente para determinar el grado de limpieza del mismo.

Pozos cuyo sistema de levantamiento no se encuentre optimizado.

Pozos que presenten válvulas de retención.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

4.8.1 Pasos para la selección de pozos candidatos a limpieza. Paso N°1 Clasificación de yacimientos. Se clasifican los yacimientos según su edad geológica y el porcentaje de agotamiento. Tabla 4.8 Porcentaje de agotamiento de los yacimientos del cretáceo y basamento(Franco, 2006).

Yacimientos Presión inicial (Pi) Presión actual (Pa) %DP Lpc Lpc

DMM-0002 4200 2800 33DM-121 4400 2100 52Tetones 4400 1200 73

Tetones Este 4400 1200 73DM-67 4300 1000 77DM-97 4000 800 80KM-24 4400 600 86

Central 4300 3000 30

Oeste 4300 2200 49

DM-122 4400 2000 55

%DP: Porcentaje de agotamiento

Cre

táce

oB

asam

ento

Paso N°2 Construcción de mapas de iso propiedades. Se utilizan para determinar las zonas de mayor producción y establecer la prioridad de selección de pozos en las áreas de mayor a menor producción. Se muestran la producción de petróleo acumulado, gas acumulado y corte de agua, además sobre el mapa estructural del yacimiento se ubican las pruebas de análisis químico de depósitos sobre los pozos en las que fueron tomadas y el mapa de burbuja para la última producción de petróleo de los pozos activos e inactivos antes de ser cerrados.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Yacimientos del Cretáceo.

Tasa de Petróleo Agua Gas Corte de ReservasFECHA N° de pozos Petróleo Acumulado Acumulada Acumulado Agua Remanentes

bls/dia MMbls MMbls MM % MM01/11/2003 5 178 5,7 0,33 4344 10 2268

Tasa de Petróleo Agua Gas Corte de PotencialFECHA Pozos Petróleo Acumulado Acumulada Acumulado Agua bls/dia

bls/dia MMbls MMbls MM %26/08/03 DMM-0002 178 2,9 0,04 2260 10 99

Yacimiento DMM-2

Pozos Activos

. Tabla4.9 Variables de producción del yacimiento DMM-02 y sus pozos activos Mapas de isopropiedades yacimiento DMM-02.

0 1 4 2 9

P e t r ó l e o a c u m u l a d o M M B l s

0 1 1 2 2

G a s a c u m u l a d o M M M p c n

Figura 4.3 Mapas de Petróleo Acumulado, Gas Acumulado, Corte de agua y Tasa real de Petróleo yacimiento DMM-02.

0 30 50

Corte de agua %

Figura 4.3 (cont.) Mapas de Petróleo Acumulado, Gas Acumulado, Corte de agua y Tasa real de Petróleo yacimiento DMM-02.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo


bls/dia MMbls MMbls MM % MM01/12/2003 20 14 41,5 1,1 52368 62 3,1


bls/dia MMbls MMbls MM %26/04/2003 DM-0137 14 13,8 0,046 145 62 19

Yacimiento DM-121

Pozos Activos

Tabla4.10 Variables de producción del yacimiento DM-121 y sus pozos activos.

Mapas de isopropiedades yacimiento DM-121.

0 26 44

Corte de agua %

0 11 2 3

G as acum ulado M M M pcn

0 7.8 16

Petróleo acumulado MM Bls

A n á l i s i s Q u í m i c o% P / P S ó l i d o s i n o r g á n i c o s

0 5 0 9 9 Figura 4.4 Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, Tasa real de Petróleo y Análisis Químico de depósitos yacimiento DM-121.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.11 Variables de producción del yacimiento Tetones y sus pozos activos.

T a s a d e P e tró le o A g u a G a s C o rte d e R e s e rva sF E C H A N ° d e p o zo s P e tró le o A c u m u la d o A c u m u la d a A c u m u la d o A g u a R e m a n e n te s

b ls /d ia M M b ls M M b ls M M % M M0 1 /1 2 /2 0 0 3 3 0 2 0 5 9 1 3 1 0 2 ,7 5 2 5 4 2 3 ,5

T a s a d e P e tró le o A g u a G a s C o rte d e P o te n c ia lF E C H A P o zo s P e tró le o A c u m u la d o A c u m u la d a A c u m u la d o A g u a B ls /d ia

b ls /d ia M M b ls M M b ls M M %1 6 /0 1 /2 0 0 3 D M -0 0 0 2 8 8 1 5 ,3 0 ,4 1 2 4 6 9 7 6 9 80 6 /0 3 /2 0 0 2 D M -0 0 0 5 0 9 ,5 0 ,0 3 7 7 1 1 0 2 6 00 5 /0 3 /2 0 0 3 D M -0 0 2 6 0 1 ,5 0 ,5 4 2 1 1 8 2 2 1 5 61 5 /0 7 /2 0 0 3 D M -0 0 3 1 8 7 0 ,8 8 0 ,1 8 9 5 9 2 4 8 4

Y a c im ie n to T e to n e s

P o z o s A c tiv o s

Mapas de iso propiedades yacimiento Tetones.

0 9 1 9

G a s a c u m u l a d o M M M p c n

0 8 1 5


0 3 0 6 1

C o r t e d e a g u a %

Figura 4.5 Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, Tasa real de Petróleo y Análisis Químico de depósitos yacimiento Tetones.

A c t i v o s

T e t o n e s

T e t o n e s


0 5 0 9 9 Figura 4.5 (cont.) Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, Tasa real de Petróleo y Análisis Químico de depósitos yacimiento Tetones.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.12 Variables de producción del yacimiento Tetones Este y sus pozos activos.


bls/dia MMbls MMbls MM % MM01/12/2003 8 154 8 2 10871 43 3,96



DM-0014 154 0,8 0,376 476 40 270DM-0022 0 0,8 0,88 490 56 400

Yacimiento Tetones Este

Pozos Activos

Mapas de isopropiedades yacimiento Tetones Este

0 1 3 2 7

G a s a c u m u la d o M M M p c n

0 1 2

P e tró le o a c u m u la d o M M B ls

0 5 0 9 9

C o r te d e a g u a %

Ultima producción de petróleo

Análisis Químico% P/P Sólidos inorgánicos

0 50 99

Figura 4.6 Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, Tasa real de Petróleo y Análisis Químico de depósitos yacimiento Tetones Este.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo


bls/dia MMbls MMbls MM % MM01/12/2003 15 0 43,4 1,1 36338 50 4



Yacimiento DM-67

Pozos Activos

Tabla 4.13 Variables de producción del yacimiento DM-67 y sus pozos activos. Mapas de isopropiedades yacimiento DM-67.

0 45 99

C orte de agua %

0 5 10

G as acum ulado M M M pcn

0 5 9

P etró leo acum ulado M M B ls


0 5 0 9 9 Figura 4.7 Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, y Análisis Químico de depósitos yacimiento DM-67.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo


bls/dia MMbls MMbls MM % MM01/12/2003 6 0 32,3 6,2 19715 20 7,5



Yacimiento DM-97

Pozos Activos

Tabla 4.14 Variables de producción del yacimiento DM-97 y sus pozos activos.

0 1 2 2 3


0 5 0 9 9

C o r te d e a g u a %

0 8 1 5

G a s a c u m u la d o M M M p c n

Figura 4.8 Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado y última producción de Petróleo yacimiento DM-97.

A c t i v o

U l t i m a p r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o

Figura 4.8 (cont.) Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado y última producción de Petróleo yacimiento DM-97.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.15 Variables de producción del yacimiento KM-24 y sus pozos activos.


bls/dia MMbls MMbls MM %01/11/2003 11 241 38,1 1 66286 35 12,4


bls/dia MMbls MMbls MM %26/08/03 DM-0008 167 14,1 0,53 20000 30 24517/09/03 DM-0045 83 1,8 0,12 2847 42 123

Yacimiento KM-24

Pozos Activos

0 2 1 4 2

C o rte d e a g u a %

0 7 1 4

P e tró leo ac u m u lad o M M B ls

0 1 8 3 5

G as acu m u la d o M M M p cn

A n á lis is Q u ím ico% P /P S ó lid o s in o rg án ico s

0 5 0 9 9

U ltim a p ro d u c c ió n d e p e tró le o

A ctiv o s

Figura 4.9 Mapas de Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, última producción de Petróleo y Análisis químico de depósitos yacimiento KM-24.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.16 Variables de producción de los pozos activos del Basamento.


bls/dia MMbls MMbls MM %27/02/2003 DM-0016 39 4,5 1,1 7326 50 9425/03/2003 DM-0021 0 0,75 0,071 2545 12 7024/02/2003 DM-0023 101 7,21 0,71 8913 40 18001/12/2003 DM-0029 0 0,34 0,023 1027 10 2706/10/2002 DM-0044 30 0,92 0,035 7587 4 4602/07/2003 DM-0122 0 6,27 1,8 5978 64 18007/03/2003 DM-0123 0 3,32 3,1 4551 84 5625/03/2003 DM-0131 0 13,8 3,6 9950 99 024/06/2003 DM-0133 42 0,33 0,089 554 30 54

Pozos activos en Basamento

Los mapas de isopropiedades del basamento no se realizaron debido a la

delimitación de los yacimientos no está definida correctamente. Sin embargo, a

continuación se muestran los gráficos de burbujas donde se representan el

petróleo acumulado, el corte de agua y la tasa de petróleo que mostraron los

pozos antes de ser cerrados.

Mapas de burbujas Basamento.

0 50 99

Corte de agua %

Figura 4.10 Mapas de burbuja Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, Tasa real de Petróleo y Análisis químico de depósitos del basamento.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

A nális is Q u ím ico% P /P S ó lido s ino rgán icos

0 5 0 9 9

P ozos ac tivos

85 % P /P só lid os O rgán icosen an ális is qu ím ico

M uestras de asfalteno s encam bios de V G L

Figura 4.10 (cont.) Mapas de burbuja Petróleo Acumulado, Corte de agua, Gas Acumulado, Tasa real de Petróleo y Análisis químico de depósitos del basamento.

El análisis de estos mapas es de gran ayuda para determinar si los pozos de la

población en estudio se encuentran en la zona de mayor producción, además

de identificar las zonas de mayor corte de agua y mayor producción de gas

causante de la declinación en la producción.

El estudio está basado en los pozos activos, pero con ayuda de estos mapas el

ingeniero de producción y yacimiento podrán inclinar su interés en la apertura

de los pozos que se encuentren en las mejores zonas y se encuentran

cerrados por diversos problemas.

Paso N°3 Obtener gráficos del comportamiento de producción. En este paso se realizan los gráficos del comportamiento de producción,

estudiando las siguientes variables: BBPD, BNPD, RGP, PTP, CHP, %AyS y

Tasa de inyección de gas lift.

Para el seguimiento de limpieza se realizaron y analizaron todos estos gráficos,

pero solo a los pozos a los cuales se les realizaron trabajos de limpieza.

Estos gráficos en la tabla se realizan para determinar si la declinación de la

producción es de forma normal o causada por problemas mecánicos o por

incrustación de sólidos.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

A continuación en la Tabla 4.16 se muestran los pozos activos ordenados de

acuerdo a su potencial.

Tabla 4.17 Petróleo acumulado, tasa neta, tasa esperada y %AyS de los pozos activo.

P e tró le o T a s a C o r te d eA c u m u la d o P e tró le o A g u a

b ls b ls b ls % A y SC R E T A C E O D M 0 0 0 2 1 5 ,2 4 8 9 9 8 7 6B A S . O E S T E D M 0 0 0 5 9 ,5 3 0 5 0 2

C R E T . T E T O N E S D M 0 0 0 8 1 2 ,2 4 1 7 4 2 4 5 3 0C R E T . T E T O E S T E D M 0 0 1 0 1 ,4 1 0 6 5 8 0

C R E T . K M -2 4 D M 0 0 1 4 0 ,8 5 1 6 8 2 7 0 4 0B A S . O E S T E D M 0 0 1 6 4 ,4 8 4 0 9 4 5 0

C R E T . T E T O E S T E D M 0 0 2 1 0 ,7 5 0 7 0 1 2C R E T . T E T O N E S D M 0 0 2 2 0 ,8 1 0 4 0 0 0

C R E T . D M -6 7 D M 0 0 2 3 7 ,2 0 1 0 1 1 8 0 4 0B A S . C E N T R A L D M 0 0 2 6 1 ,4 9 0 1 5 6 2 2

B A S . D M -1 2 2 D M 0 0 2 9 0 ,3 4 0 2 7 1 0C R E T . T E T O N E S D M 0 0 3 1 0 ,8 8 8 8 8 4 2 4

C R E T A C E O D M 0 0 4 2 1 ,3 5 1 8 9 5 3 0B A S . D M -1 2 2 D M 0 0 4 4 0 ,9 2 3 0 4 6 4

C R E T . D M M -0 2 D M 0 0 4 5 1 ,7 9 8 3 1 2 3 3 0B A S . C E N T R A L D M 0 0 6 7 9 ,3 2 0 6 0 5 5

C R E T . D M -9 7 D M 0 1 0 1 2 1 ,3 8 0 5 8 0 0B A S . C E N T R A L D M 0 1 2 2 0 ,6 7 3 0 1 8 0 6 4

B A S . D M -1 2 2 D M 0 1 2 3 0 ,4 2 6 0 5 6 8 4C R E T . K M -2 4 D M 0 1 3 1 0 ,3 1 0 1 0 0 1 0 0B A S . D M -1 2 2 D M 0 1 3 3 0 ,2 1 4 1 5 4 3 0

C R E T . D M -1 2 1 D M 0 1 3 7 0 ,0 6 1 3 1 9 8 0C R E T A C E O D M M 0 0 0 2 2 ,5 6 2 6 8 9 9 1

1 2 0 1 3 1 5 1C a m p o

T a s a e s p e ra d a

P o z o s q u e n o s e ra n p ro p u e s to s a lim p ie z a p o r p re s e n ta r a lto c o r te d e a g u a (p o s ib le e m u ls ió n o a is la r z o n a s d e a g u a )

N o m b reY a c im ie n to

El gráfico 4.19 muestra la tasa de petróleo y la tasa esperada de cada pozo

ordenados de mayor a menor potencial con la intención de jerarquizar los

pozos en busca de la ganancia de producción y la prioridad en la solución de

los problemas que estos presentan, por otra parte se muestra el gráfico del

acumulado de petróleo para jerarquizar los pozos según su capacidad de

producción.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Gráfico 4.19 Tasa de petróleo y tasa esperada para los pozos activos del campo.

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

Bls

/Dia

DM

010

1

DM

002

2

DM

001

4

DM

000

8

DM

002

3

DM

012

2

DM

002

6

DM

004

5

DM

013

1

DM

M00

02

DM

000

2

DM

004

2

DM

001

6

DM

003

1

DM

002

1

DM

001

0

DM

006

7

DM

012

3

DM

013

3

DM

000

5

DM

004

4

DM

002

9

DM

013

7

P o te n c i a l T a s a P e t r ó le o

0 , 0 0

5 , 0 0

1 0 , 0 0

1 5 , 0 0

2 0 , 0 0

2 5 , 0 0

MM

bls

DM

010

1

DM

000

2

DM

000

8

DM

000

5

DM

006

7

DM

002

3

DM

001

6

DM

M00

02

DM

004

5

DM

002

6

DM

001

0

DM

004

2

DM

004

4

DM

003

1

DM

001

4

DM

002

2

DM

002

1

DM

012

2

DM

012

3

DM

002

9

DM

013

1

DM

013

3

DM

013

7

P e tr o le o p ro d u c id o A c u m u la d o

Gráfico 4.20 Petróleo producido acumulado para los pozos activos del campo.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Cretáceo (Np vs t)

Gráfico 4.21 Petróleo producido en función del tiempo para los pozos activos del cretáceo.

Basamento (Np vs t)

Gráfico 4.22 Petróleo producido en función del tiempo para los pozos activos del basamento.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Paso N°4 Proceder al análisis de condiciones mecánicas.

Verificar la optimización de gas de levantamiento, operatividad de válvulas y

presión de inyección

Verificar operatividad de la bomba de producción BES.

Verificar con guaya taponamiento de tubería de producción y perforaciones

Optimización del sistema de Gas de levantamiento.

La Tabla 4.18 muestra la optimización del sistema de inyección de gas para los

pozos de la población de estudio; esta información fue extraída de un trabajo

especial de grado realizado para estos pozos en el cual se estudio la

optimización de la inyección de gas de levantamiento.

Tabla 4.18 Optimización del sistema de inyección de gas de levantamiento.

DM-02 DM-08 DM-14 DM-16 DM-23 DM-26DM-29 DM-31 DM-45 DM-42 DM-44 DM-122DM-123 DM-131 DM-137

Optimizado No optimizado

Poz

os

Operatividad de la bomba de producción BES.

En la siguiente tabla se muestra los pozos que operan con BES en el campo y

el estado en el cual se encuentran.

Tabla 4.19 Pozos con bomba electro sumergible.

Operativa No operativaDM-22

DM-101Poz

os

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Taponamiento de tubería de producción.

En la tabla siguiente se muestran los pozos cuya producción se ha visto

afectada a causa de atascamiento de herramientas u otros implementos en la

tubería y en el fondo del pozo.

P o z o C a u s a

D M -0 0 6 7 T a p o n a ta s c a d o e n m a n g a

F le je m e ta lic o a ta s c a d o e n e l fo n d o n o a fe c ta la p ro d u c c ió n

D M -0 1 0 1

Tabla 4.20 Pozos con tubería obstruida.

Cabe destacar que estos pozos no se encuentran produciendo bajo las

condiciones óptimas, debido a problemas mecánicos, son objeto de este

estudio, en el pozo DM-101 se encontraron durante varios cambios de bomba

depósitos de escamas. Paso N°5 Detectar incrustaciones en el pozo. Los pozos presentan una fuerte declinación en la producción y su sistema de

levantamiento se encuentra optimizado, por otro lado no tienen problemas de

atascamientos en tubería por ningún pez y presentan historias de limpieza a

causa de incrustaciones son los candidatos a limpieza. Estos pozos se

muestran en la Tabla 4.26

Paso N°6 Chequear con guaya el HUD. Se debe chequear con guaya la profundidad máxima permisible con el fin de

comprobar si el pozo presenta algún tipo de obstrucción pueda bloquear el

intervalo cañoneado o la zona productora (de estar completado hoyo abierto).

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

La tabla se muestra a continuación presenta los valores de HUD y la

profundidad del intervalo productor para todos los pozos ordenados por el

espesor de la obstrucción.

Tabla 4.21

Profundidad y espesor del intervalo obstruido.(Franco, 2006).

( p ie s ) ( p ie s ) ( p ie s )D M - 0 0 6 7 9 2 2 1 7 4 0 2 9 2 2 1 8 1 3 8 1 0 8 3D M - 0 0 3 1 1 0 6 9 3 8 8 8 7 1 0 6 9 3 9 8 4 6 8 4 7

D M M - 0 0 0 2 1 0 6 5 4 8 7 3 8 1 0 6 5 4 9 9 0 6 7 4 8

D M - 0 0 2 3 9 5 0 7 6 8 2 8 9 5 0 7 8 8 7 4 6 3 3D M - 0 1 2 2 1 0 2 1 0 7 7 2 7 1 0 2 1 0 9 6 8 3 5 2 7

D M - 0 1 3 3 1 0 0 0 1 9 0 8 2 1 0 0 0 1 9 5 0 7 4 9 4

D M - 0 0 2 9 1 0 5 0 0 9 2 0 8 1 0 5 0 0 1 0 1 3 4 3 6 6D M - 0 0 1 6 1 0 0 1 0 8 9 2 7 1 0 0 1 0 9 8 4 4 1 6 6D M - 0 0 2 1 1 0 3 0 0 9 2 7 4 1 0 3 8 5 1 0 2 4 5 1 4 0D M - 0 0 4 4 1 0 0 0 0 8 0 7 9 1 0 0 0 0 9 9 2 1 7 9D M - 0 0 1 4 T a p ó n 9 9 6 0 8 9 4 0 9 1 6 0 9 0 9 8 6 2D M - 0 0 2 6 T a p ó n 8 3 9 5 7 9 1 5 8 2 0 0 8 3 4 3 5 2D M - 0 0 2 2 T a p ó n 9 6 0 1 8 4 8 5 9 3 6 5 9 5 8 5 1 6D M - 0 0 4 2 T a p ó n 8 6 8 0 8 3 5 0 8 4 4 5 8 4 4 2 3D M - 0 0 0 5 7 8 9 0 7 6 1 4 7 8 2 6 *D M - 0 0 0 8 9 4 9 4 8 3 3 8 1 0 0 2 0 * * * * * *D M - 0 0 4 5 T a p ó n 9 1 4 2 9 0 4 8 9 0 8 8 * * * * * *D M - 0 1 0 1 1 1 2 2 0 9 4 7 8 1 1 2 2 0 * * * * * *

* * * * * * *

P o z o

*

H U DE s p e s o r d e

la o b s t r u c c ió n

P r o f u n d id a dIn t e r v a lo s

P r o d u c t o r e s

P o z o s e n lo s c u a le s n o s e h a n r e a liz a d o c h e q u e o s r e c ie n te m e n te

O B S T R U C C IÓ N E N D IF E R E N T E S P R O F U N D ID A D E S : (5 2 6 9 ’, 5 3 8 2 ’, 5 6 0 0 ’) F O R M A C IÓ N E N T U B E R ÍA D E E S Q U E L A S , A S F A L T O , E S C A M A S )

( p ie s )

Se puede observar en la tabla como la mayoría de los pozos activos del campo

presentan acumulación de sólidos en el fondo (HUD), de los cuales 10 pozos

presentan más de 140 pies de intervalo obstruidos, lo que representa un

problema de mayor magnitud debido a una limpieza química no garantiza la

obstrucción sea removida completamente.

Cabe destacar que aquellos pozos presenten más de 80% de AyS y un bajo

potencial no se les realizaran propuestas de limpieza, también aquellos pozos

cuyo comportamiento de producción se ha mantenido estable a pesar del alto

corte de agua. Es por ello que los pozos DM-02, DM-10, DM-123, DM-131 Y

DM-137 no serán candidatos a trabajos de limpieza. (ver Tabla 4.16)

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Los pozos DM-08, DM-45 Y DM-101 no se les realizó medición de HUD

recientes, pero en los mismos se han realizado servicios de limpieza recientes.

El pozo DM-67 es el que más presenta obstrucción en el fondo del pozo

(1083’), pero este actualmente se encuentra sin producción por estar atascado

un tapón en una manga (ver anexo 16).

El pozo DM-101 no tiene medida de HUD, pero según los reportes de trabajos

hechos durante varios cambios de bomba se diagnosticó los cambios eran

debido a daño a la bomba por incrustaciones de carbonato.

Si no existen restricciones mecánicas en los equipos superficiales y de fondo, y

el sistema de levantamiento está optimizado, debe presumirse la existencia de

daño en la formación alrededor de la sección productiva que impiden la

efectividad del flujo.

Paso N° 7 Realizar análisis de depósito. Para proponer cualquier trabajo de limpieza se deben captar muestras del

fluido en superficie y realizar caracterización química, conjuntamente con la

muestra de sólidos de fondo, para determinar la presencia de emulsiones y/ó

depósitos de asfaltenos, parafinas, escamas. En el caso de no detectar

emulsiones, se infiere la baja en producción de fluido (con o sin agua), se debe

exclusivamente a daño en la formación causados por depósitos de carácter

orgánico (asfaltenos y parafinas) y/o depósitos inorgánicos (carbonatos ó

escamas).

Los resultados de los análisis de laboratorio permitirán determinar la presencia

significativa de compuestos químicos (asfaltenos, parafinas, carbonato) o

emulsiones esto pueden ocasionar la obstrucción en el lecho poroso.

Basándose en la concentración de estos elementos se definirá un tratamiento

químico adecuado.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Para llevar un seguimiento adecuado de los pozos que presenten

incrustaciones se debe realizar un análisis de información de la siguiente

manera.

Figura 4.11 Análisis de información de pozos con o sin

obstrucciones.(Franco, 2006).

Diseño del tratamiento:

Considerando el procedimiento generado en las mejores prácticas, para la

elección de candidatos se procede a la selección del tratamiento adecuado al

tipo de daño identificado previamente. La caracterización química efectuada al

crudo, al agua y/o muestras de sólidos captadas en el fondo del pozo.

permitirán determinar el tratamiento a ser aplicado.

Los resultados de este estudio demostraron el principal problema que presente

los pozos es la incrustación de carbonato, pero estas incrustaciones se

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

encuentran cubiertas de pequeñas capas de asfaltenos, el tratamiento de

limpieza debe realizarse en dos o tres etapas.

En la primera etapa (prelavado) se deben incluir productos para la remoción de

sólidos orgánicos.

En la fase de post lavado (segunda etapa), se inyectará un volumen de fluido

químico para la remoción de sólidos inorgánicos (escamas, carbonatos) igual a

½ del volumen de la sarta de completación, desplazando al final con gasoil o

agua tratada hasta unos 10 pies por debajo del tope de la empacadura,

garantizando siempre la frente a las perforaciones se mantenga el fluido

químico.

En los pozos donde el problema de incrustaciones sea muy frecuente se debe

realizar una tercera etapa (inhibición), con el fin de mantener por mas tiempo el

control de las incrustaciones.

El calculo del volumen óptimo para el servicio se debe calcular con ayuda del

diagrama mecánico actualizado con todas las características de la tubería y el

revestidor de producción.

PROPUESTAS PARA CUANDO EL SISTEMA DE INYECCIÓN DE GAS ESTE OPTIMIZADO.

La siguiente propuesta está orientada a pozos que han sido tratados

anteriormente con limpieza química y actualmente presentan problemas

asociados a la obstrucción de sólidos en la zona productora donde el espesor

de la obstrucción es menor a 100 pies, y en los cuales el sistema de inyección

de gas de levantamiento se encuentre optimizado.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.22 Pozos propuestos a limpieza química en dos o tres etapas de inyección.

Ultima tasa Tasa Incremento Producción Esperada

BNPD BNPD BNPDDM-0008 174 3 245 71DM-0014 168 4 270 102DM-0022 312 1 400 88DM-0045 83 3 120 37DM-0101 404 1 550 146

Total 1141 12 1585 444

Pozos Servicios Anteriores

Los pozos DM-0022 y DM-0101 se encuentran actualmente sin producción,

esperando por cambio de bomba, sin embargo son propuestos a limpieza

química debido que las bombas son afectadas por incrustaciones de carbonato;

para estos pozos se propone limpieza en tres etapas, puesto que la etapa de

inhibición permitirá controlar por mayor tiempo la deposición de sólidos

frecuente en estos pozos.

Pozos propuestos a Limpieza mecánica.

Los pozos de la población en estudio después del año 2000 no se les ha

realizado trabajo alguno de limpieza mecánica, a excepción de un pozo, el DM-

0042 se le realizó un trabajo de limpieza mecánica pero no tuvo éxito, ya sobre

la obstrucción se encontraban unas cuñas y por ello no logró avanzar la

limpieza, además se encontró dificultad en generar retorno de fluidos.

Los pozos a continuación se proponen a limpieza mecánica tienen un intervalo

de deposición de sólidos mayor a 800 pies y el sistema de inyección de gas de

levantamiento se encuentra optimizado.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Tabla 4.23 Pozos propuestos a limpieza mecánica con Cyclone Bailer.

Ultima tasa Tasa Producción Esperada

BNPD BNPD BNPDDM-0031 88 0 200 112DM-0067 0 0 90 90

Total 88 0 290 202

Pozos IncrementoServicios Anteriores

PROPUESTAS PARA CUANDO EL SISTEMA DE INYECCIÓN DE GAS NO ESTE OPTIMIZADO.

Los pozos a continuación se proponen a limpieza tienen un intervalo de

deposición de sólidos mayor a 150 pies y el sistema de inyección de gas de

levantamiento no se encuentra optimizado, la propuesta en estos pozos

principalmente está orientada en la optimización del sistema de inyección.

Sin embargo, los pozos presentan depósitos de sólidos en el fondo los que

deben ser removidos mediante una limpieza mecánica debido a que el gran

espesor de depósitos que presentan disminuyen la capacidad de producción de

estos pozos y un servicio químico no sería el efectivo.

Tabla 4.24 Pozos propuestos a limpieza mecánica con Cyclone Bailer y no optimizado el sistema de inyección de gas de levantamiento

U ltim a ta sa T a s a P ro d u cc ió n E s p e ra d a

B N P D B N P D B N P DD M -0 0 1 6 4 0 2 1 1 0 7 0D M -0 0 2 1 0 1 7 0 7 0D M -0 0 2 3 1 0 1 1 2 0 0 9 9D M -0 1 2 2 3 0 0 1 5 0 1 2 0

T o ta l 1 7 1 4 5 2 4 3 5 3

In c re m e n toP o zo s S e rv ic io s A n te rio re s

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

4.9 CONSIDERACIONES ECONÓMICO REALIZADO A LOS POZOS PROPUESTOS A LIMPIEZA. A continuación se muestran los resultados de la evaluación económica hecha

para cada una de las propuestas de limpieza.

Pozos candidatos a limpieza química.

Los costos asociados al servicio de limpieza química en tres etapas tienen un

valor de 50 MMBs y los costos de producción son aportados por el programa

para la Unidad Mara Liviano.

La tabla se presenta a continuación muestra la relación de costos asociados a

la producción y los costos de los servicios de limpieza en la columna de

RA/RC, adicional a estos se presentan los costos de una limpieza anual

permitiría el mantenimiento del pozo y el control de las incrustaciones en el

fondo del pozo.

Tabla 4.25 Relación de costos en todo el horizonte económico para los pozos candidatos a limpieza química.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

NIVEL VPN (M M B s) TIR TIR M EIm TPdO leoLUZ 4.797,71 1000,0% 41,2% 1,00 0,00PD VSA 4.797,71 1000,0% 41,2% 1,00 0,00NAC IO N 30.042,44 1000,0% 0,0% 1,00 0,00 .

Tabla 4.26 Resultados del análisis económico para los pozos candidatos a limpieza química

% -35,0% -25,0% -10,0% 0,0% 15,0% 20,0% 60,0% 80,0%Producción 4606,22 5461,37 6741,13 7593,88 8873,02

Precios 248,31 4797,71 7593,88 11783,82 13180,47Gastos 9627,79 7593,88 4533,63 3500,87 -9219,10 -17354,71

Diagrama de Araña

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

-40,0% -20,0% 0,0% 20,0% 40,0% 60,0% 80,0%

VPN

(MM

BS)

Producción Precios Gastos Gráfico 4.23 Sensibilidades del análisis económico representadas por un

gráfico de araña.(Franco, 2006).

Pozos candidatos a limpieza Mecánica.

Los costos asociados al servicio de limpieza Mecánica con Cyclone Bailer

tienen un valor de 80 MMBs, y los costos de producción son aportados por el

programa para la Unidad Mara Liviano.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

La tabla se presenta a continuación muestra la relación de costos asociados a

la producción y los costos de los servicios de limpieza mecánica en la columna

de RA/RC, adicional a estos se presentan los costos de una limpieza química

anual permitiría el mantenimiento del pozo y el control de las incrustaciones en

el fondo del pozo.

Tabla 4.27 Relación de costos en todo el horizonte económico para los pozos candidatos a limpieza mecánica.

Tabla 4.28 Resultados del análisis económico para los pozos candidatos a limpieza Mecánica.

NIVEL VPN (MMBs) TIR TIRM EIm TPdOleoLUZ 1.459,08 1008,4% 20,3% 1,00 1,11PDVSA 1.459,08 1008,4% 20,3% 1,00 1,11NACION 12.979,58 1000,0% 58,1% 1,00 0,00

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

% -35,0% -25,0% -10,0% 0,0% 15,0% 20,0% 60,0% 80,0%Producción 1397,14 1825,77 2460,66 2880,87 3507,35

Precios -1169,84 1459,08 2880,87 4923,91 5600,26Gastos 3956,90 2880,87 1124,93 467,82 -6846,09 -11067,90

Diagrama de Araña

-12000

-9000

-6000

-3000

0

3000

6000

9000

-40% -20% 0% 20% 40% 60% 80%

VPN

(MM

BS)

Producción Precios Gastos Gráfico 4.24 sensibilidades del análisis económico representadas por un gráfico de araña.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Rev. De 10-3/4" @

Rev. De 6-5/8" @

Niple "X" 2-7/8" EUE 8rd (I.D=2,313") @

Mandriles MMA 2-7/8"1729' 3678' 5631'

Pta.. De la Tub. 2-7/8" @

Base de Forro . De 5-1/2" @

POZO: DM-0002 DIAGRAMA MECÁNICO

GUASARE 2063'

COLON 3245'

SOCUY 5454'

LA LUNA 5558'

MARACA 5922'

ACTUALIZADO EN AGOSTO 2003

HUD @ 5942’ W/L (04/09/02)

Anexo N° 1.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

NIPLE DE 3 1/2” “NU CON ORIFICIO 14/64 @ 7300

POZO: DM-0005

7826'

7614'

3100'

GUASARE

DIAGRAMA MECÁNICO

BOTELLA DE 3 1/2 " x 4 1/2 " @ 7307’ EUE

BOTELLA DE 4 1/2 " x 3 1/2 " @ 7322’ EUE

BOTELLA DE 2 3/8 " x 4 1/2 " @ 7795’EUE

MANGA “XO” DE 2 3/8” @ 7800’ NIPLE “D” DE 2 3/8 @ 7805’

TOPE DE LA PUNTA @ 7810'

CASCO DE MULA DE 2 3/8 " @ 7768'

REV. DE 7” @ 7867’

MANDRIL “MMA” CON ORIFICIO @ 7319’

BOTELLA DE 3 1/2 " x 2 7/8 " @ 7285'

TUBERIA DE 2 3/8” CS HYD4.7#

6007' SOCUY

6097' LA LUNA

7483' MACHIQUES

6432' MARACA

7806' RIO NEGRO

7867' BASAMENTO

VGL R20 12/64” 790 a 6530’ S/P VGL R20 12/64” 755 a 7236’ S/P

VGL CM2 24/64” 570 a 7281’ S/P


REV. DE 9 5/8 @ 601’

OBTURADOR TECH TOOL 7” @ 7293

TUB. 3 1/2”

BOTELLA DE 2 3/8” CS HYD x 3 1/2” @ 7301

Hoyo 81/2 @7890’

HUD @ 7850’ W/L ARENA (23/12/98)

NOTA: OBSTRUCCIÓN EN DIFERENTES PROFUNDIDADES: (5269’, 5382’, 5600’) FORMACIÓN EN TUBERÍA DE ESQUELAS, ASFALTO, ESCAMAS) REPORTE DEL 11/03/02, (ÚLTIMO)

Anexo N° 2..

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

REV. 10-3/4” A 502’

8432’ TOP LA LUNA

PROF. TOTAL: 10020’

8315’ TOP SOCUY

8753’ TOP COGOLLO

6241’ TOP COLON

5524’ TOP GUASARE

9971’ TOP RIO NEGRO

RANURAS: 8397’- 8572’ Y 9894’- 10010’

LINER 5” @ 8199’- 10010’

MANGA “XD-1” A 8765’

TUB. 2-7/8”

MANDRIL KBM 3-1/2” A 7961’

10016’ TOP BASAMENTO

2’ TOP MISOA

PUNTA DE TUB. A 8800’

BOTELLA 3-1/2” x 2-7/8” A 8055’

NIPLE “x” 2-7/8” A 8795’

COLGADOR 5” A 8199’



Anexo N° 3.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

1390’ TOP

6390’ TOP MITO

8186’ TOP

10013’ TOP

REV 10 3/4” @ 997’

Rev 7 “@ 8220’

EMPACADURA LATCH @

FORRO 4 1/2” 7991’-

TAPÓN DE CEMENTO @

TAPON PUENTE @

PUNTA DE TUBERIA @

P.T.: 10500’



8940’-8960’ 9010’-9030’ 9110’-9130’ 9140’-9160’

HUD @ 9098’

Anexo N° 5.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

FORRO 4 1/2” @ 6914 ‘ - 9916 ‘

REV. 13 3/8” @

TUB. DE PROD. DE 3 1/2

MANDRILES MMA 3 1/2 “

1588 ‘ 2736 ‘ 3737 ‘ 4588 ‘ 5212 ‘ 5805 ‘ 6307 ‘

BOTELLA 3 1/2 “ x 2 7/8” @ 6159’

MANGA @ 6661’

PUNTA DE TUB. DE 1/2” @

REV. 7” @

GUASARE 4500'

COLON 5321'

LA LUNA 7183'

RIO NEGRO8806'

P.T.: 10010’

RANURADO: 8927 ‘ - 9910 ‘ BASAMENTO

8883'



Anexo N° 6.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

REV. 13 3/8” @

TOPE DE CEMENTO @

REV. 7 “@

DESCARGA @

REV. 9 5/8” @ MANGA XD-3 3-1/2” @

TUBERIA DE 3

LINER 4-1/2” @ RANURADO 9698’-

P.T :

MANDRILES 3-MMA C/R-20 1

9785’’-9865’

8990’--9365’

8895’-8910’

8485’-8790’

1293’ TOP EOCENO

6070’ TOP COLON

8189’ TOP COGOLLO




TAPÓN PUENTE @

CENTRALIZADOR @ 8411

BASE DEL MOTOR @

EMR = 89’

HUD @ 9585’ W/L (06/02)

Anexo N° 8.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo


REV. 13-3/8’ @ 997’

REV. 9-5/8” @ 5884’

1797’ 3387’ 4560’ 5500’ 6207’

MANDRILES 12/64”

PUNTA DE TUB.2-7/8” @ 6555’

LINER DE 4-1/2” , 6583’-9491’

REV. DE 7” @ 6828’

RANURADO @ 7698’-9393’

P. F: 9507’

3207’ GUASARE

4027’ COLON

5843’ SOCUY 5943’

LA LUNA

7646’ BASAMENTO

7573’ RIO NEGRO


HUD @ 8874’ W/L (05/02)

Anexo N° 9.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

REV. 13-3/8” @ 815’

REV. 9-5/8” @ 6858’

MANGA “XD-1” @ 7708’ EMP MECANICA CAMCO KH @ 7748’ MANGA “XD-1” @ 7783’ NIPLE X (ID 2.313) @ 7815’ POP DE 2-7/8” @ 7848’ ENTRY GUIDE 2-7/8” @ 7848’


INT. CAÑON. @ 7915-7965, 8020-8060, 8160-8200, 8427-8442, 8475-8485, 8495-8505, 8510-8520, 8530-8540

TAPON DE CEMENTO @ 8395’

TAPÓN POISETE @ 8565’ TAPÓN DE HIERRO @ 8600’

REV. 7” @ 8673’

P. F. @ 10001’

SOCUY 6822'

LA LUNA 6952'

MANDRILES KBM

1747’ 3248’ 4486’ 5597’ 6490’ 7281’ 7674’

COGOLLO 7272'

BASAMENTO 8646'


HUD @ 8343’

Anexo N° 10..

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

NIPLE 2 7/8” “X” @ 251’

REV.13 3/8” @ 1001’

REV. 9 5/8” @ 7810’

MANGA “X-1” DE 2 /8”7 @ 9144’

EMP.BAKER @ 9184’ REV. DE 7” @ 9208’

NIPLE XN DE 2 7/8” @ 9219’

PUNTA DE TUB. DE 2 7/8” @ 9225’

HUD: 10134’W/L (03/02)

P. F. 10500’

2011’ 3552’ 6390’ 8581’ 9067’

5/08/82

MANDRILES DE 2 7/8”MMA4592’ TOP MARCELINA

7458’ TOP LA LUNA

9099’ TOP RIO NEGRO

849’ TOP MISOA

4870’ TOP GUASARE 5356’ TOP COLON 7323’ TOP SOCUY


5075’ 7563’



Anexo N° 11.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

P. F @

REV. 7” @

TAPÓN DE CMTO @ 8680’

REV. 9-5/8” @

REV. 13-3/8” @

MANDRILES KBM 2 7/8”

1412’ 2660’ 3755’ 4776’ 5610’ 6365’ 7024’ 7565’ 8009’

MANGA “XD-1” DE 2-7/8” @ 8252’

EMP. BAKER RECUP. FHS-47A4 @ 8263’ MANGA “XD-1” DE 2-7/8” @ 8278’ NIPLE OTIS “E” (D.I = 2 1/4”) @ 8285’ BOTELLA DE 2-7/8” x 3-1/2” @ 8289’

LA LUNA 7104'

GUASARE 4349'

BASAMENTO 8785'


TUBERIA 2 7/8


OBSTRUCCION @ 8442' (06/08/01) CUÑAS DE EMPACADURA BAKER R-3 SOBRE EL RELLENO (06/08/01)

8570'-8575' 8350'-8370’ 8380’-8400’ 8405’-8415’ 8435’-8445’

Anexo N° 13.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

7945’ TOP DEL BASAMENTO

6460’ TOP COGOLLO

5980’ TOP LA LUNA

5855’ TOP SOCUY

GAS LIFT

REV. 13- 3 / 8” @ 997’

TUB.DE PRODCCION 2- 7 / 8”

REV. 9-5 / 8” @ 5877’

MANGA XD-1 2-7/8” @ 7767’

EMP.RECUPERABLE OTIS @ 7800’

MANGA XD-1 2-7/8” @ 7836’

NIPLE 2-7/8”A 7869’(SETADING VALVE)

BOTELLA 2-7/8”x3-1/2” @ 7902’

COLGADOR @ 7977’

REV.7” @ 8079’

FORRO RANURADO 8104’-8502’ 8664’-9314’ 9355’-9914’

FORRO DE 4-1/2” DE 7997’@ 9997’

P.T : 10000’

Mandriles KBM 2-7/8"

4000' 5450' 6575’ 7350’



H.U.D. @ 9921’ W/L (25-05-02) LINER DE 4-1/2" DESDE 7977' HASTA 9997'

Anexo N° 14.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo


COLO

7352

LA 7438

BASAMENT

9153

REV. 9-5/8” @

REV. 7” @ 9296’

MANDRILES 7556’ 8573’ 8636’

EMP. HID.DOBLE @ 8650’

JOINT 2 3/8” x 10’

NIPLE “D” 2 3/8 “ @ 8961’

PERFORACIONES: 9048’-9088’

COGOLLO 8947

TUB. DE 2 7/8”

BOT. 2 7/8” x 2 3/8” @8647’

TUB. DE 1/2”

TUBO 2 3/8” x 31’ J-55

NIPLE “X” 2 7/8” @ 250’

MANGA XD-1 @ 8928

8 tubos 4 1/2 N-80

8 tubos 2 3/8” J-55

ORIFICIO

PTA. TUB @


TAPÓN PUENTE @ 9142’

Anexo N° 15.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

CONCLUSIONES

Sobre la base del análisis efectuado a los resultados obtenidos como producto de esta investigación, se llegó a concluir lo siguiente:

De las 15 muestras de sólidos extraídas de los pozos, 13 indicaron el

origen de la formación de depósitos se debe a la precipitación de sólidos

inorgánicos con más de un 60% p/p en la composición de las muestras.

Los trabajos de limpieza mecánica han sido poco efectivos, debido a que el

70% de los pozos en estudio presentaron altas pérdidas de circulación, no

permite el retorno de fluidos en las labores de limpieza.

A través del seguimiento de producción realizado a los 26 trabajos de

limpieza se determinó la efectividad para estos servicios fue de un 42%.

De los 26 servicios de limpieza realizados, 15 fueron aplicados para la

remoción de sólidos orgánicos, de los cuales solo 4 resultaron efectivos,

demuestra un mal diagnóstico de la causa de la obstrucción, debido a que el

principal problema existente en los pozos del campo es la deposición de

sólidos inorgánicos.

Se realizaron 11 servicios de limpieza para remoción de incrustaciones

inorgánicas, resultando 7 exitosos, con una efectividad de 64%, lo que

corrobora, el problema de deposición de sólidos es de naturaleza inorgánica.

Los trabajos de limpieza química realizados para la remoción de

incrustaciones en dos y tres etapas de inyección han sido los más exitosos con

un 70 y 75% de efectividad respectivamente.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Se determinó los problemas en los cambios de BES está asociado con la

incrustaciones de carbonatos, las cuales se comprobaron con muestras físicas

de las incrustaciones observadas en superficie extraídas de las bombas.

9 pozos presentaron entre 140-1080 pies de espesor de obstrucción de

sólidos en el fondo, se realiza una limpieza química en estos pozos no sería lo

más efectivo.

De los 23 pozos en estudio 6 son propuestos a limpieza química y 6 a

limpieza mecánica, con el fin de incrementar la producción de 1200 BNPD a

2650 BNPD incorporando a producción 5 pozos que se encuentran

actualmente cerrados por diversas causas.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

RECOMENDACIONES

Con el fin de incrementar la producción en los pozos se ven afectado por la deposición de sólidos y asegurar el éxito de los trabajos de limpieza, se debe tomar en cuenta las siguientes recomendaciones:

Sincerar la data de producción (tomar pruebas por pozo) para observar el

comportamiento real del pozo e identificar la declinación brusca en la tasa de

crudo que pudieran ser causados por la obstrucción de sólidos.

Se debe chequear con guaya la profundidad máxima permisible (HUD), con

el fin de comprobar si el pozo presenta algún tipo de obstrucción que pueda

bloquear el intervalo cañoneado o la zona productora (de estar completado

hoyo abierto).

Se debe Captar muestras de fluidos en superficie y realizar caracterización

química, conjuntamente con las muestras de sólidos de fondo, para determinar

la presencia de emulsiones y/no depósitos de sólidos, a fin de hacer un

diagnóstico preciso del problema.

Efectuar pruebas de compatibilidad entre el crudo y el fluido tratante, de tal

manera que se pueda determinar incompatibilidades antes de la aplicación del

tratamiento y poder extender su aplicación al pozo. no se recomienda que las

pruebas las realice la empresa contratista vaya a realizar el trabajo de

limpieza.

Debido a las incrustaciones de sólidos inorgánicos están en contacto con el

crudo, y son cubiertas de pequeñas capas de asfaltenos o ceras, se

recomienda realizar los tratamientos de limpieza en dos o tres etapas de

inyección para garantizar que se remuevan todas las capas de sólidos.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

Al momento de realizar la inyección se deben tomar muestras del producto

químico a ser inyectado y realizarles pruebas con el propósito de garantizar

que sea el mismo producto seleccionado en el tratamiento.

No se recomienda el uso de gas oil como fluido de desplazamiento en la

primera etapa de inyección, estos promueven la precipitación de sólidos

orgánicos

Realizar chequeo de fondo después de realizado el servicio de limpieza,

con el fin de comprobar todos los sólidos fueron removidos.

Tomar pruebas de producción 4 días después de realizado el servicio de

limpieza, para garantizar que se haya circulado todo el fluido inyectado.

Considerar las propuestas planteadas en este estudio, permitirá el incremento de la producción y mantener el potencial del Campo Mara Este.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

NOMENCLATURA

% AyS: Porcentaje agua y sedimento.

CaCO3: Carbonato de calcio.

HUD: Profundidad máxima permisible.

THP: Presión en la tubería.

CHP: Presión en el revestidor.

RGP: Relación gas-petróleo.

HCl: Ácido clorhídrico.

%P/P: Porcentaje peso sobre peso.

%P/V: Porcentaje peso sobre volumen.

BB: Barriles brutos.

BN: Barriles netos.

BNPD: Barriles netos por día.

BBPD: Barriles brutos por día.

RED: Reductor o choque en la línea de producción.

GASF: Gas de formación.

GASL: Gas lift.

%GAN: Porcentaje ganancial.

Bls: Barriles.

Gal: Galones.

LAG: Levantamiento artificial por gas.

BES: Bombeo electrosumergible.

ppm: Partes por millones.

PTL: Produciendo por tubería con gas de levantamiento.

PIL: Produciendo intermitentemente con gas de levantamiento.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

BIBLIOGRAFIA. INFORMES Y MANUALES: INTEVEP. Curso especializado ″ Daño a la formación y estimulación de pozos″. Maracaibo, Noviembre 2001. N° informe 2011. LEON, GARCIA DE CARVAJAL. Informe técnico ″Control de depósitos orgánicos″, INTEVEP, Los Teques 2001.N° 9826. INTEVEP. Taller control de arena en yacimientos profundos. Los Teques 1995. PDVSA ú OLEOLUZ, PLAN EXPLOTACIÓN DEL CAMPO MARA ESTE, YACIMIENTOS CRETÁCEO Y BASAMENTO, revisión Agosto 2002. LANTE . Caracterización físico-química de crudos y depósitos sólidos como guía para la optimización de la producción de crudos. CRABTREE, ESLINGER, FLETCHER, JONSON, KING. La lucha contra las incrustaciones – remoción y prevención, Editorial Carrasquero, Caracas. RAMOS, CHACIN. Optimización del sistema de levantamiento artificial con gas de los yacimientos Cretaceo y Basamento del Campo Mara Este. Tesis de Grado. Universidad del Zulia, Maracaibo, Noviembre 2003. MARRUECO,F. Factores causantes de las obstrucciones. Enero 2000. PÉREZ,M. Efectos de las incrustaciones. Enero 2002. MONTIEL,J. Incrustaciones en las tuberías de producción. Enero 2001. AGUIRRE, M. Daños en un pozo de producción. Febrero 2002. AGUIRRE,P. Moléculas de asfaltenos. Febrero 2001. PÉREZ,M. Efecto de la viscosidad en la formación de asfaltenos. Febrero 2002. VILLALOBOS,D. Efecto de la composición en la precipitación de asfaltenos. Febrero 2002. VILLALOBOS,M. Efecto de la temperatura en la precipitación de asfaltenos. Febrero 2002. VILLALOBOS,M. Estructuras de la parafinas. Febrero 2002.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

PEREZ,G. Efecto de la temperatura en la precipitación de parafinas. Marzo 2001. GONZÁLEZ,M. Efecto del régimen de flujo en la deposición de parafinas. Marzo 1999. GONZÁLEZ,M. Deposición de la parafina en el yacimiento. Marzo 1999. MARRUECO,J. Deposición de la parafina en tuberías de producción. Marzo 2000. PÉREZ,M. Fresa para remoción de escamas. Marzo 2000. MARRUECO,J Partes de la herramienta. Cyclone Bailer. Marzo 2000. GONZÁLEZ, P. Efecto venturi. Marzo 2001. GONZÁLEZ,P. Malla Free- Flow TM. Marzo 2000. GONZÁLEZ,P. Ensamblaje de la herramienta Cyclone Bailer. Marzo 2000. WHITTEN,D y PECK,L. Auto sedimentación. Marzo 1998. MARRUECO,J y FERNÁNDEZ,M.Asfaltenos. Marzo 2005. PÉREZ,M. Boquilla. Marzo 2000. MARRUECO,J. Composición. Marzo 2000. MONTIEL, J. Carbonato. Marzo 1999. CARRUYO. Cyclone Bailer de Waterford. Marzo 1997. HERNIA,M. Escamas. Mayo 1999. HERNIA,J. Incrustación. Mayo 1998. HIMMELBLAU, D. Presión. Mayo 1997. RAMÍREZ,J. Parafinas. Mayo 2000. HIMMELBLAU,D. Temperatura. Mayo 1997. ARIAS,F. Investigación descriptiva. Junio 2002. ARIAS,F. Investigación aplicada. Junio 1989. ARIAS, F. Diseño de la investigación de campo. Mayo 2002. MORLES ,F. Población. Junio 1994.

DERECHOS RESERVADOS

Capítulo

ESPINOSA,M. Pozos activos del Campo Mara Este. Julio 1985. MORLE ,F. La muestra. Julio 1994. MANUAL DE OLEOLUZ. Pozos con pruebas de análisis de depósitos. Julio 1998.

DERECHOS RESERVADOS

2101-06-00597

Documents

Transcript of 2101-06-00597