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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ANALISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS DE PERFORACIÓN EN EL POZO OSO B-50, CAMPO OSO DE LA AMAZONIA ECUATORIANA. TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS JOEL GABRIEL BARRAGAN VEGA DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.Sc MGH Quito Mayo 2016
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANALISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL SISTEMA DE
REINYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS DE PERFORACIÓN EN
EL POZO OSO B-50, CAMPO OSO DE LA AMAZONIA
ECUATORIANA.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO DE PETRÓLEOS
JOEL GABRIEL BARRAGAN VEGA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.Sc MGH
Quito Mayo 2016
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 020187143-1
APELLIDO Y NOMBRES: Barragán Joel
DIRECCIÓN: 6 de diciembre y Rio Coca
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 032-980-571
TELÉFONO MOVIL: 0983354288
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Análisis técnico económico del sistema de
reinyección de lodos y ripios de perforación en el
pozo Oso B-50, campo Oso de la Amazonia
Ecuatoriana.
AUTOR O AUTORES: Barragán Vega Joel Gabriel
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN:
2016-05-26
DIRECTOR DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
ING. Fausto Ramos Aguirre M.Sc MGH
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: La reducción de desechos sólidos y líquidos
provenientes de la perforación de pozos ha causado
muchos inconvenientes en su tratamiento, para este
trabajo se estudiara una técnica llamada CRI
(Crutting Re-inyection) reinyección de lodos y ripios
de perforación. La cual consiste en realizar una
diagnostico geológico-ambiental, facilitando
identificar zonas idoneas donde se encapsulara un
volumen de lechada previamente preparada. También
se realiza un análisis petrofísico para saber el
X
volumen de recepción de la formación, reconocer la
existencia de capas impermeables, y que el fluido
reinyectado no afecte aguas superficiales ni para el
consumo humano.
La mezcla es reinyectada a la formación receptora
mediante alta presión para crear fracturamiento
hidráulico, a una tasa de bombeo ideal, y
condiciones reológicas favorables.
Se considera este método amigable con el medio
ambiente al ser un sistema cero descargas, elimina el
uso de extensas áreas para disposición de cortes de
perforación, reduciendo riesgos operacionales.
Es un 15 % más costosa, en comparación con
métodos tradicionales, pero podrán fácilmente ser
compensados con un alto volumen de lechada
confinada, el número de pozos tratados, y que este
método es una opción definitiva para eliminación de
desechos.
PALABRAS CLAVES: Re-inyección de fluidos de perforación, de pozos
petroleros
ABSTRACT:
La reducción de desechos sólidos y líquidos
provenientes de la perforación de pozos ha causado
muchos inconvenientes en su tratamiento, para este
trabajo se estudiara una técnica llamada CRI
(Crutting Re-inyection) reinyección de lodos y ripios
de perforación. La cual consiste en realizar una
diagnostico geológico-ambiental, facilitando
identificar zonas idoneas donde se encapsulara un
volumen de lechada previamente preparada. También
se realiza un análisis petrofísico para saber el
volumen de recepción de la formación, reconocer la
existencia de capas impermeables, y que el fluido
reinyectado no afecte aguas superficiales ni para el
consumo humano.
The mixture is reinjected through the receiving
formation to create high pressure hydraulic fracturing
, ideally at a rate of pumping , and favorable
rheological conditions .
This method is considered friendly to the
environment to be a zero discharge system
eliminates the use of large areas for disposal of drill
cuttings , reducing operational risks.
It is 15% more expensive compared to traditional
methods but easily can be compensated with a high
volume of confined slurry , the number of treated
wells, and that this method is a definite option for
waste disposal .
KEYWORDS
Re - injection of drilling fluids, oil wells
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, Barragán Vega Joel Gabriel CI. 020187143-1 autor/a del proyecto
titulado: análisis técnico económico del sistema de reinyección de lodos y
ripios de perforación en el pozo Oso B-50, campo Oso de la amazonia
ecuatoriana previo a la obtención del título de Ingeniero de Petróleos en la
Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial
a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito
de generar un Repositorio que democratice la información,
respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, 30 de mayo 2016
DECLARACIÓN
Yo Joel Gabriel Barragán Vega, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi
autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANALISIS TÉCNICO
ECONÓMICO DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS DE
PERFORACIÓN DEL POZO OSO B-50, CAMPO OSO DE LA AMAZONIA
ECUATORIANA”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue
desarrollado por Joel Gabriel Barragán Vega, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos
19, 27 y 28.
DEDICATORIA
A Dios, en primer lugar, por darme la vida, permitirme llegar hasta este
punto de culminación de mi carrera y por brindarme salud para lograr
cada uno de mis objetivos.
A mis queridos PADRES, que con su sacrificio, amor y aliento me
dieron la fuerza para seguir adelante y no caer ante las adversidades,
siendo una inspiración en mi vida para lograr alcanzar las metas
propuestas.
A mi HERMANO, Omar que supo brindarme su apoyo en los días
buenos y malos, además de ser compañero, amigo, y estar siempre a
mi lado.
AGRADECIMIENTO
Ing. Fausto Ramos, gracias por la dirección del trabajo de titulación, y
que ha de mas de ser mi tutor y maestro, fue un amigo que compartió
sus conocimientos y experiencias profesionales.
Gracias Ing. Santiago León por abrirme las puertas, brindarme un
espacio y por toda la información que me proporciono para la
realización de este trabajo.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a la Escuela de Ingeniería
de Petróleos, por todas sus enseñanzas, por ser parte de mi formación
académica y darme la oportunidad de crecer tanto personal como
profesionalmente.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN ...................................................................................................... I
ABSTRACT .................................................................................................... II
CAPÍTULO I ................................................................................................... 1
1.-INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 2
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ..................................................... 3
1.2 JUSTIFICACION ............................................................................... 3
1.3 OBJETIVO GENERAL....................................................................... 4
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 4
CAPITULO II .................................................................................................. 5
2.-MARCO TEORICO .................................................................................... 6
2.1 SISTEMA DE CIRCULACIÓN ............................................................... 6
2.2 LODOS DE PERFORACIÓN ................................................................ 7
2.2.1 CLASIFICACIÓN LODOS DE PERFORACIÓN ............................. 7
2.2.1.1. Lodos base agua ........................................................................ 7
2.2.1.2. Lodos base aceite ...................................................................... 7
2.2.2 PROPIEDADES FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................... 8
2.2.2.1. Propiedades físicas .................................................................... 8
2.2.2.2. Propiedades químicas ................................................................ 9
2.3 CONTROL DE SÓLIDOS ...................................................................... 9
2.3.1 MÉTODO DE CONTROL DE SÓLIDOS ...................................... 10
2.4 FORMAS DE TRATAMIENTO DEL LODO Y RIPIOS DE
PERFORACIÓN ....................................................................................... 11
2.5 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO .................................................... 11
2.5.1 GEOMETRÍA DE LA FRACTURA ................................................ 12
2.5.1.1. Fractura Vertical ....................................................................... 12
2.5.1.2. Fractura Horizontal ................................................................... 13
2.5.2 CREACIÓN DE FRACTURAS DE ACUERDO AL RÉGIMEN DE
REINYECCIÓN ..................................................................................... 13
2.5.2.1. Fracturas múltiples ................................................................... 13
2.5.2.2. Comportamiento de la presión en fracturamiento hidráulico .... 14
2.5.3 TRATAMIENTO EN SUPERFICIE DE FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO ........................................................................................ 16
2.5.3.1. Presión de Tratamiento ............................................................ 16
2.5.3.2. Pérdidas de presión por tortuosidad ......................................... 17
2.5.3.3. Pérdidas de presión a través de las perforaciones ................... 17
2.5.3.4. Pérdidas de presión por fricción en la tubería .......................... 17
2.6 PROCESO DE RE-INYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS DE
PERFORACIÓN ....................................................................................... 17
2.6.1 MODALIDADES DE RE-INYECCIÓN .......................................... 18
2.6.1.1. Reinyección en un pozo exclusivo y redundante ...................... 18
2.6.1.2. Anular simple en un pozo productor ......................................... 19
2.6.1.3. Reinyección de lechada mediante un pozo redundante ........... 20
2.6.2 DESCRIPCIÓN DEL TRATAMIENTO DEL FLUIDO DE DESECHO
Y PROCESO DE RE-INYECCIÓN. ....................................................... 20
2.7 NORMA AMBIENTAL REINYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS DE
PERFORACIÓN ....................................................................................... 22
CAPITULO III ............................................................................................... 24
3. METODOLOGÍA ...................................................................................... 25
3.1 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO ............................................................ 25
3.1.1 GEOLOGÍA DEL CAMPO ............................................................ 25
3.1.2 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DEL CAMPO ............................ 27
3.1.3 INFORMACIÓN ESTRATIGRÁFICA ............................................ 28
3.2 SELECCIÓN DEL POZO RE-INYECTOR ........................................... 29
3.3 SELECCIÓN DE LA ARENA A DISPOSICIÓN .................................... 29
3.4 ANALISIS PETROFÍSICO ................................................................... 31
3.5 ANALISIS DE LAS CAPAS IMPERMEABLES..................................... 32
3.6 POZO OSO B 50 ................................................................................. 33
3.7 PARÁMETROS DE REINYECCIÓN ................................................... 36
3.7.1 PARÁMETROS DE REINYECCIÓN DE PRESIÓN...................... 37
3.7.2 CARACTERISTICAS DE LA LECHADA ....................................... 42
3.7.2.1. Contención de la suspensión. .................................................. 42
3.7.2.2. Tamaños o tipos de la partícula................................................ 42
3.7.2.3. Tratamiento químico aplicable al fluido de desecho: ................ 42
3.7.2.4. Propiedades Reológicas del Fluido de Desecho ...................... 43
3.7.2.5. Contención de la lechada en la fractura ................................... 44
3.8 VOLUMEN DE LA ARENA RECEPTORA ........................................... 46
3.8.1 ANÁLISIS DEL VOLUMEN DE LA FORMACIÓN RECEPTORA . 46
3.8.2 SIMULACIÓN DE FRACTURA ..................................................... 48
3.9 EQUIPO DE SUPERFICIE PARA REINYECCIÓN DE
LOS Y RIPIOS DE PERFORACION. ......................................................... 56
3.9.1 SISTEMA DE TRANSPORTE DE RIPIOS. .................................. 56
3.9.2 SISTEMA DE TRANSPORTE DE RIPIOS EN TALADROS ......... 57
3.9.3 SISTEMA DE TRANSPORTE DE RIPIOS AL VACÍO .................. 58
3.9.4 SISTEMA NEUMÁTICO CLEANCUT .......................................... 59
3.9.5 EL SISTEMA DE CONVERSIÓN A LECHADA. ........................... 59
3.9.6 EQUIPOS NECESARIOS PARA LA OPERACIÓN ...................... 60
CAPITULO IV ............................................................................................... 65
4. RESULTADOS Y DISCUCIÓN ................................................................ 66
4.1 CONDICIONES AMBIENTALES-OPERACIONALES. ........................ 66
4.1.1 Migración de la lechada ................................................................ 67
4.2 PROGRAMA DE FACTIBILIDAD PARA LA RE-INYECCIÓN DE
FLUIDOS DE DESECHO (FEED) ............................................................. 68
4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO. ................................................................... 68
CAPITULO V................................................................................................ 72
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 73
5.1 CONCLUSIONES ............................................................................... 73
5.2 RECOMENDACIONES ....................................................................... 75
NOMENCLATURA / GLOSARIO ................................................................. 76
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................ 77
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Sistema de circulación .................................................................... 6
Figura 2. Condiciones reológicas de la lechada ............................................ 8
Figura 3. Equipo de control de sólidos ......................................................... 10
Figura 4. Fractura vertical ............................................................................ 12
Figura 5. Fractura horizontal ........................................................................ 13
Figura 6. Fracturas múltiples ....................................................................... 13
Figura 7. Comportamiento de presión durante fracturamiento .................... 15
Figura 8. Reinyección a un pozo dedicado .................................................. 18
Figura 9. Reinyección anular ....................................................................... 19
Figura 10. Reinyección redundante ............................................................. 20
Figura 11. Proceso de reinyección ............................................................... 22
Figura 12. Ubicación Campo Oso ................................................................ 25
Figura 13. Mapa estructural al tope Napo T ................................................. 26
Figura 14. Columna Estratigráfica ................................................................ 28
Figura 15. Análisis Petrofísico...................................................................... 32
Figura 16. Aislamiento Formación Napo T ................................................... 33
Figura 17. Completación del pozo reinyector Oso B-50 ............................... 35
Figura 18. Monitoreo de presión durante las operaciones CRI .................... 39
Figura 19. Barrera de tensión ...................................................................... 44
Figura 20. Barrera de módulo ...................................................................... 45
Figura 21. Barrera de permeabilidad ........................................................... 46
Figura 22. Volumen de un cilindro ............................................................... 48
Figura 23. Modelo de confinamiento de fracturas ........................................ 50
Figura 24. Análisis probabilístico de una fractura ........................................ 50
Figura 25. Recortes en movimiento ............................................................. 57
Figura 26. Sistema de transporte de ripios en taladros ................................ 58
Figura 27. Sistema de transporte de ripios al vacío ..................................... 58
Figura 28. Sistema de recolección de recortes cleancut .............................. 59
Figura 29. Sistema de conversión de lechada ............................................. 60
Figura 30. Tanque de lechada para CRI ...................................................... 61
Figura 31. Zaranda clasificadora .................................................................. 62
Figura 32. Tornillo sin fin transportador de ripios ......................................... 62
Figura 33. Bomba para reinyección de lechada ........................................... 63
Figura 34. Monitoreo de proceso de reinyección ......................................... 64
Figura 35. Especificaciones favorables en un proyecto de reinyección ....... 66
Figura 36. Migración de la lechada de reinyección ...................................... 67
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Clasificación y tamaño de sólidos de perforación. ........................... 9
Tabla 2. Parámetros adecuados para elegir arena receptora. ..................... 31
Tabla 3. Lodos y ripios estimados para reinyección en el pozo Oso B-50 ... 37
Tabla 4. Valores de Presiones de Superficie ............................................... 39
Tabla 5. Presión de fractura necesaria según el peso del lodo ................... 41
Tabla 6. Potencia necesaria de equipos ...................................................... 41
Tabla 7. Parametros físicos de la roca ......................................................... 49
Tabla 8. Parámetros de la arena .................................................................. 51
Tabla 9. Volumen de recepción Ejemplo 1 .................................................. 53
Tabla 10 Volumen de recepción Ejemplo 2 ................................................. 54
Tabla 11 Volumen de recepción Ejemplo 3 ................................................. 55
Tabla 12 Relación de métodos de disposición de lodos y ripios de
perforación. .................................................................................................. 69
Tabla 13. Comparación de costos sistemas de reinyección ........................ 70
INDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1. Gravedad Específica .................................................................. 8
Ecuación 2. Presión mínima de fractura ...................................................... 15
Ecuación 3. Presión hidrostática .................................................................. 15
Ecuación 4. Presión de fractura en superficie .............................................. 15
Ecuación 5. Potencia hidráulica ................................................................... 16
Ecuación 6. Pérdida de presión por tortuosidad .......................................... 40
Ecuación 7. Presión final de superficie ........................................................ 40
Ecuación 8. Área del cilindro ....................................................................... 46
Ecuación 9. Volumen de la arena ................................................................ 48
Ecuación 10. Volumen total de recepción .................................................... 48
i
RESUMEN
La reducción de desechos sólidos y líquidos provenientes de la perforación
de pozos ha causado muchos inconvenientes en su tratamiento, para este
trabajo se estudiara una técnica llamada CRI (Crutting Re-inyection)
reinyección de lodos y ripios de perforación. La cual consiste en realizar un
diagnostico geológico-ambiental, facilitando identificar zonas idoneas donde
se encapsulara un volumen de lechada previamente preparada. También se
realiza un análisis petrofísico para saber el volumen de recepción de la
formación, reconocer la existencia de capas impermeables, y que el fluido
reinyectado no afecte aguas superficiales ni para el consumo humano.
La mezcla es reinyectada a la formación receptora mediante alta presión
para crear fracturamiento hidráulico, a una tasa de bombeo ideal, y
condiciones reológicas favorables.
Se considera este método amigable con el medio ambiente al ser un sistema
cero descargas, elimina el uso de extensas áreas para disposición de cortes
de perforación, reduciendo riesgos operacionales.
Es un 15 % más costosa, en comparación con métodos tradicionales, pero
podrán fácilmente ser compensados con un alto volumen de lechada
confinada, el número de pozos tratados, y que este método es una opción
definitiva para eliminación de desechos.
ii
ABSTRACT
The reduction of solid and liquid waste from drilling has caused many
problems in their treatment, for this work a technique called CRI ( Crutting Re
- Inyection ) reinjection of drilling muds and cuttings will be studied . Which it
is to conduct a geological - environmental diagnosis , facilitating identify
suitable areas where a volume of slurry previously prepared was
encapsulated . one petrophysical analysis to know the volume of receiving
training is also done , recognize the existence of impermeable layers , and
that the fluid reinjected not affect surface or water for human consumption .
The mixture is reinjected through the receiving formation to create high
pressure hydraulic fracturing , a great pumping rate and favorable rheological
conditions.
This method is considered friendly to the environment to be a zero discharge
system eliminates the use of large areas for disposal of drill cuttings ,
reducing operational risks.
It is 15% more expensive compared to traditional methods but easily can be
compensated with a high volume of confined slurry , the number of treated
wells, and that this method is a definite option for waste disposal .
1
CAPÍTULO I
2
1.-INTRODUCCIÓN
La técnica CRI (Crutting Re-inyection) re-inyección de lodos y ripios de
perforación, es una operación que producirá un impacto mínimo sobre el
medio ambiente , proporcionando una solución económica en el manejo de
recortes de perforación. Al utilizar lodos base aceite que normalmente es
utilizada en perforación direccional, se debe tener más énfasis que el
tratamiento sea ambientalmente más amigable, porque las partículas de
aceite residual quedan impregnadas en los cortes, entonces los métodos
tradicionales no son tan recomendados al tener que transportar a superficie
los residuos, esto requiere invertir más tiempo y recursos. Por otra parte
operación CRI es un sistema cerrado con cero descargas donde no se debe
transportar los recortes, evitando riesgos, bajando costos, y reduciendo la
emisión de gases. Es un proceso donde la los cortes llegan a superficie
transportados por los lodos, para ser tratados en el sistema de control de
sólidos, la lecha se almacena en un tanque para verificar sus propiedades
reológicas y cumplir con los requerimientos necesarios, y de esta manera
ser bombea a una formación receptora seleccionada, a través del espacio
anular o tubular, a una gran presión, creando fractura hidráulica en la
formación, cementando al terminar la operación (MI-SWACO, 2007)
La reinyección de cortes y ripios de perforación, ha demostrados ser
practico, seguro, con menos costo, para confinar en formaciones receptoras
los residuos de perforación, siguiendo los pasos también recomendaciones
de ingeniería establecidos, en la prevención de eventualidades que se
pueden presentar en el transcurso de la operación, de esta manera lograr
los objetivos para las compañías operadoras, cumpliendo leyes ambientales
vigentes.
3
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
Las compañías operadoras de exploración y producción de petróleo y gas
son responsables por la disposición adecuada de cortes, lodos y aguas
generados durante las operaciones de perforación de pozos. En los últimos
años, el manejo apropiado de estos materiales se ha convertido en una de
las prioridades en la planeación de las operaciones de perforación, puesto
que se deben seguir las regulaciones existentes en cada país para disponer
de estos desechos de una manera segura y aceptable para el medio
ambiente.
En nuestro País, las legislaciones ambientales, cada vez son más exigentes,
reducen así las opciones para disposición de estos materiales o
incrementando el costo por descarga. Por lo cual hay nuevas técnicas que
nos ayudan a cumplir con estos requerimientos “La inyección de desechos
de perforación mediante la creación de fracturamiento hidráulico ha sido una
técnica utilizada con éxito y se ha convertido en el método de rutina de
disposición de desechos.” (Petrolnews, 2016).
1.2 JUSTIFICACION
Este trabajo de investigación de operaciones de reinyección de lodos y ripios
de perforación mejoraría el impacto ambiental y costos al manejar de
recortes de perforación, ya que en el Ecuador desde hace varias años la
explotación de los hidrocarburos ha ido incrementándose siendo una
oportunidad para su desarrollo , pero al mismo tiempo trajo consigo
irresponsabilidad con el medio ambiente ya que la perforación de pozo
petroleros utiliza lodos de perforación con gran cantidad de químicos que
deben ser tratados adecuadamente, por lo cual podrían causar daño
ambiental a largo o corto plazo.
La reinyección de recortes a pozos, adecuados para tal fin, es un proceso
donde los recortes de perforación se recolectan y transportan a un sistema
que los organiza, mezcla, clasifica, acondiciona convirtiéndolos en una
4
mezcla bombeable, la cual se reinyecta a un yacimiento (formación
receptora), ubicada a una gran profundidad permanentemente aislada.
1.3 OBJETIVO GENERAL
Analizar la factibilidad de la aplicación de la tecnología de reinyección de
lodos y ripios de perforación en el pozo Oso B-50 Campo Oso de la
Amazonia Ecuatoriana.
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar la estratigrafía y litología para establecer las condiciones de
la arena receptora.
Elegir la tecnología necesaria para reinyección en el campo en base a
parámetros técnicos y condiciones reológicas de la sustancia a
encapsular y calcular la capacidad receptora de la formación.
Analizar económicamente la tecnología propuesta.
5
CAPITULO II
6
2.-MARCO TEORICO
2.1 SISTEMA DE CIRCULACIÓN
Figura 1. Sistema de circulación
(M-I SWACO, 2014)
El proceso inicia al salir lodo del pozo como se observa en la figura 1,
dirigiéndose a equipos como tamices encargados del control de sólidos
desgasificadores y desarenadores para limpiar el lodo, luego será dirigido al
tanque de almacenamiento y agitación donde el lodo podrá ser tratado y ser
usado para recirculación.
La bomba succiona el fluido del tanque activo, para salir por la misma a alta
presión viajando por líneas horizontales hasta la base del pozo, entonces el
fluido pasa por una manguera rotativa que es flexible y de alta resistencia
para que de esta manera el fluido suba, y su vez esta manguera rotativa está
conectada al tubo vertical, pasando el fluido a través del mismo y
conectándose con la tubería de perforación, se desliza por su interior,
recorriendo toda la sarta de perforación hasta llegar a la broca, para arrastrar
los cortes de perforación y salir por el espacio anular, dirigiéndose hasta
superficie mediante la línea de descarga y llegando hasta el conjunto de
válvulas que impide reventones.
7
2.2 LODOS DE PERFORACIÓN
La composición física y química del lodo de perforación usado en un pozo,
es determinada por las condiciones del fondo del pozo y el tipo de formación
que se va perforar dependerá de la función que deberá cumplir como:
Remoción y transporte de recortes del pozo.
Enfriar y lubricar la broca y sarta de perforación.
Suspender y descargar recortes.
Controlar presiones de formación.
Mantener estabilidad del pozo.
Minimizar daños en el yacimiento.
Facilitar la cementación y completación del pozo
2.2.1 CLASIFICACIÓN LODOS DE PERFORACIÓN
2.2.1.1. Lodos base agua
Al mezclarse el agua con ciertas arcillas estas se hidratan e incrementan la
viscosidad de la mezcla, de esta manera el lodo pueda acarrear sólidos que
se generan durante la perforación. Las partículas de arcilla también forman
una película en el contorno del pozo (enjarre) reduciendo la permeabilidad y
evitando que el fluido se pierda” (QMAX, 2011).
2.2.1.2. Lodos base aceite
Se usa principalmente para tratar arcillas problemáticas, para aumentar la
estabilidad del pozo, y también para pozos direccionales con alto grado de
lubricidad previniendo la hidratación de arcillas, en su composición se
encuentra el aceite como fase continua, de esta manera puede ser utilizado
crudo, diesel, kerosén etc. Este lodo también minimiza el daño en la
formación al resistir elevados temperaturas y grandes presiones.
8
2.2.2 PROPIEDADES FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Ecuación 1. Gravedad Específica
2.2.2.1. Propiedades físicas
Densidad
lodo
[1]
Dónde:
SG: gravedad específica
: Densidad del lodo, (gr/
: Densidad del agua, (gr/
Reología.- Se refiere a las condiciones que esta debe cumplir para ser
re-inyectada en una formación receptora en relación a distintos
parámetros como son: Cantidad de sólidos, viscosidad, punto de
sedencia, viscosidad aparente y densidad, que se encuentran
especificados con sus respectivos valores en la siguiente figura.
Figura 2. Condiciones reológicas de la lechada
(MI-SWACO, 2007)
9
Viscosidad API Viscosidad Plástica
Punto cedente
Resistencia o fuerza del gel
Filtrado API
2.2.2.2. Propiedades químicas
Dureza
Cloruros
Potencial Hidrogeno (PH)
Alcalinidad.
2.3 CONTROL DE SÓLIDOS
Tabla 1. Clasificación y tamaño de sólidos de perforación.
(MI-SWACO, 2007)
“Los ripios de perforación son los sólidos que se desprenden de la formación
desde la superficie interior del hoyo, dichas partículas son creadas por la
acción de la fuerzas de compresión y rotatoria de la mecha. La Tabla 1,
muestra la diferencia entre ripios de perforación y partículas sólidas del fluido
de perforación, las cuales son añadidas al fluido para controlar las
propiedades fisicoquímicas del mismo” (Oropeza, 2013).
10
2.3.1 MÉTODO DE CONTROL DE SÓLIDOS
Figura 3. Equipo de control de sólidos
(Lizarazo, 2011)
Este equipo se encarga de reducir la concentración de sólidos,
desplazamiento de grandes cantidades de fluidos, por fluidos nuevos con
buenas características (Debra, 2001), separando partículas por efecto de la
gravedad (decantación), para luego aislar los sólidos por diferencia de
tamaño y masa por diferentes equipos en un proceso de separación
mecánica. El control del sistema de lodo se basa principalmente en la
remoción de sólidos, consiguiendo los siguientes beneficios:
Reducción de sólidos indeseables
Incrementa la vida útil de la broca
Incrementa la tasa de penetración
Optimiza los trabajos de cementación
Mejora la eficiencia de las bombas
Disminuye problemas de circulación
11
2.4 FORMAS DE TRATAMIENTO DEL LODO Y RIPIOS DE
PERFORACIÓN
La generación de lodos y cortes de perforación representa el mayor volumen
de desechos que se genera durante la perforación, para ello se debe realizar
un manejo ambientalmente adecuado para la disposición de estos mediante
las siguientes técnicas.
Bioremediación
Desorción térmica indirecta
Confinamiento
Fosas para disposición de cortes de perforación
Micro-celdas
Encapsulamiento
Reinyección subterránea de desechos
Los ripios y otros sólidos provenientes de la perforación petrolera son
transformados en partículas más pequeñas mediante el molidos o
degradación, para luego ser mezcladas con un líquido, creando una
suspensión, se reinyecta en una formación subterránea logrando la
eliminación permanente de estos residuos.
2.5 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Se define la fractura de una roca como el proceso mediante el cual se
reinyecta un fluido al pozo, creando presión hidráulica para vencer la fuerza
de tensión de la roca.
12
2.5.1 GEOMETRÍA DE LA FRACTURA
La geometría de la fractura durante el proceso de inyección de recortes
queda definida, por su altura, longitud y ancho. Esta depende de las
propiedades de la formación y del fluido fracturante de la siguiente manera:
2.5.1.1. Fractura Vertical
Figura 4. Fractura vertical
(Lizarazo, 2011)
Esta fractura se genera paralela a la dirección del pozo (figura 4). Si una
fractura vertical es generada a hoyo desnudo, esta se extiende de acuerdo a
la magnitud de la presión ejercida por el fluido de fracturamiento. En cambio,
en pozos revestidos, se pueden crear múltiples fracturas verticales al mismo
tiempo a través de las perforaciones.
13
2.5.1.2. Fractura Horizontal
Figura 5. Fractura horizontal
(Lizarazo, 2011)
Se origina cuando el menor esfuerzo principal en la formación es vertical o
paralelo al eje del pozo como se muestra en la figura 5. Pueden formarse a
pocas profundidades. A hoyo desnudo, la fractura iniciada en la pared del
pozo es vertical; una vez que la fractura se extiende y sale de la influencia
del pozo, el plano de fractura cambia y continua horizontal.
2.5.2 CREACIÓN DE FRACTURAS DE ACUERDO AL RÉGIMEN DE
REINYECCIÓN
2.5.2.1. Fracturas múltiples
Figura 6. Fracturas múltiples
(Lizarazo, 2011)
14
En la figura 6, se muestra fracturas múltiples al haber aplicado
fracturamiento horizontal dentro de la formación receptora, inyectando
volúmenes similares de lechada de manera periódica seguida de un periodo
de cierre, que depende del volumen inyectado y los sólidos contenidos en la
lechada, la inyección periódica promueve la creación de pequeñas fracturas
múltiples y a su vez una propagación adicional de lechada, que pueden
remediarse durante la fase de cierre.
2.5.2.2. Comportamiento de la presión en fracturamiento hidráulico
La presión ejercida debe ser suficiente para iniciar la fractura de la
formación, y poder continuar con la ruptura y su propagación. Una vez que
se ha formado la fractura, el fluido actúa como una cuña, forzando a la
fractura a crecer. Una fractura es creada más fácilmente usando un fluido de
perforación de baja viscosidad que con uno de alta viscosidad que no
penetra.
La tasa de inyección de fluido es constante, excepto que en algún momento
se detiene la inyección para obtener presiones de cierre. La presión de fondo
es mostrada Vs el tiempo desde la inyección inicial del fluido hasta que se ha
completado todo el tratamiento. La presión de superficie es, claro, diferente
de la presión de fondo porque el peso del fluido y la fricción se pierden en la
pared del pozo. El comportamiento de la presión durante una fractura se
puede analizar en la figura 7.
- Presión de ruptura: es la presión requerida para agrietar la formación
e iniciar la fractura, considerando un gradiente de fractura de la
siguiente manera.
[2].
Presión mínima de fractura
Dónde:
: Presión mínima de fractura (psi)
15
gf: Gradiente de fractura (psi/pie)
h: Profundidad de la zona de interés (pies)
- Presión de propagación: es la presión requerida para continuar el
alargamiento de la fractura.
- Presión de cierre instantáneo: es la presión requerida para mantener
abierta la fractura. En esta parte debemos tomar en cuenta el peso
del lodo que es generado por la presión hidrostática.
Ecuación 2. Presión mínima de fractura
[3]
Dónde:
: Presión hidrostática (psi)
SG: Gravedad específica
h: Profundidad de la zona de interés (pies)
Ecuación 3. Presión hidrostática
Figura 7. Comportamiento de presión durante fracturamiento
Fuente. (Astudillo, 2008)
Ecuación 4. Presión de fractura en superficie
16
2.5.3 TRATAMIENTO EN SUPERFICIE DE FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
2.5.3.1. Presión de Tratamiento
La presión de tratamiento (Ps) corresponde a la presión necesaria que se
debe aplicar en superficie para lograr fracturar la formación y está
determinada por la presión de fondo, presión de fractura, perdida de presión
por fricción y la presión hidrostática que es generada por el peso del lodo.
[4]
Presión de fractura en superficie Dónde,
𝑆: Presión de fractura en superficie (psi)
𝑐𝑙: Presión de cierre de fractura o estrés mínimo in situ, (psi)
𝑛𝑒𝑡: Presión neta o presión requerida para propagar la fractura
después de que esta ha sido iniciada. (psi)
𝑓: Pérdida de fricción en la tubería y en la perforación (psi)
: Presión de columna hidrostática del fluido (psi)
También es muy importante considerar en las operaciones de fracturamiento
la energía necesaria para lograr dichas presiones en superficie mediante el
cálculo del caballaje requerido (hp) al momento de elegir los equipos.
Ecuación 5. Potencia hidráulica
[5]
Dónde:
HHP: Potencia hidráulica (hp)
𝑆: Presión fractura de superficie (psi)
Q: Caudal de inyección (bbls/min)
17
2.5.3.2. Pérdidas de presión por tortuosidad
Las pérdidas de presión por tortuosidad ocurren cuando las perforaciones a
través de la cuales sale el fluido, no se encuentra orientada en dirección del
plano preferencial de formación de la fractura (dirección del esfuerzo
máximo). Por esta razón el fluido que sale del pozo describe una trayectoria
muy interrumpida en donde se presenta una caída de presión.
2.5.3.3. Pérdidas de presión a través de las perforaciones
Se deben básicamente a la disipación de la energía cinética, de modo que
influye la densidad del fluido, el caudal, el diámetro y número de las
perforaciones. A pesar de que el diseño de fracturamiento implica la
reducción de presión por perforaciones de tal manera de que se pueda
considerar despreciable.
2.5.3.4. Pérdidas de presión por fricción en la tubería
Babcock, es un método que utiliza el criterio de la velocidad crítica para
determinar el régimen de flujo. Dependiendo de la manera por donde se va a
bombear el fluido de fractura, sea por el espacio anular, o tubería.
2.6 PROCESO DE RE-INYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS DE
PERFORACIÓN
Esta tecnología ya ha sido utilizada en muchos países donde las condiciones
y regulaciones ambientales obligan aplicar nuevas tecnologías para tratar
ripios de perforación. Pues bien CRI es la tecnología que utilizara para este
estudio, tiene un sistema para satisfacer el requerimiento de volumen, fácil
adaptación a disponibilidad de la locación, es decir no necesita mucho
espacio para su instalación.
18
2.6.1 MODALIDADES DE RE-INYECCIÓN
La forma de reinyectar dependerá si el pozo existe o si se debe perforar un
nuevo pozo, en caso de perforar un nuevo pozo, éste estará sujeto al
análisis geológico que se realiza previamente; pero si el pozo existe, ya sea
este viejo o abandonado se cambia de denominación a reinyector y se toma
en cuenta la completación que tiene el pozo, la profundidad de la zona de
disposición, el tamaño del volumen de los ripios y desechos producidos,
ubicación de la formación receptora, propiedades de la formación receptora.
A continuación se describen tres modalidades de reinyección de las cuales
para este estudio el mas recomendado es reinyección por tubería de
producción por la que anteriormente se estaba produciendo petróleo, al
existir trabajos previos en el Campo Oso de reinyección de agua de manera
exitosa.
2.6.1.1. Reinyección en un pozo exclusivo y redundante
Figura 8. Reinyección a un pozo dedicado
(M-I SWACO, 2003)
19
La reinyección a un pozo exclusivamente diseñado con la finalidad de
disposición final de los residuos, se lo puede realizar mediante la tubería de
producción. En pozos abandonados, agotados, exploratorios con el mismo
fin, como se presenta en la figura 8.
La posibilidad de tener un pozo exclusivo permite a la reinyección de cortes
y también la reinyección de agua en diferentes formaciones del mismo pozo,
esto se podrá realizar cuando la sobrecarga litológica lo permita para hacer
posible la reinyección múltiple en el mismo pozo.
2.6.1.2. Anular simple en un pozo productor
Figura 9. Reinyección anular
(M-I SWACO, 2003)
Se debe considerar un pozo activo donde el espacio anular no ha sido
taponado (figura 9), con cemento por condiciones de seguridad y evitar
pérdidas de fluido según el programa de perforación, entonces de esta
manera poder inyectar la lechada por encima de la formación productora.
20
2.6.1.3. Reinyección de lechada mediante un pozo redundante
Figura 10. Reinyección redundante
(M-I SWACO, 2003)
Para este caso la reinyección se realiza por la tubería de producción (figura
10), ya que es específicamente para pozos que hayan agotado su
producción, también se deben hacer nuevas perforaciones para de esta
manera conectar la tubería de la cual se estaba produciendo con la
formación receptora, aislamiento de espacio anular vecino, además colocar
un tapón a la profundidad del yacimiento agota, evitando así cualquier fuga
de fluidos.
2.6.2 DESCRIPCIÓN DEL TRATAMIENTO DEL FLUIDO DE DESECHO Y
PROCESO DE RE-INYECCIÓN.
El material a ser procesado y reinyectado inicialmente es trasferido a la
unidad de procesamiento del fluido de desecho, mediante: sistemas de
vacío, tornillo transportador o sistemas de transporte neumático. El material
incluye recortes de perforación, fluidos de perforación, aguas de producción,
arena producida, agua de lluvia, desecho del Dewatering, lodo, entre otros.
21
Una vez el desecho se encuentra en la unidad de procesamiento, éste es
recirculado mediante bombas centrifugas, las cuales degradan el tamaño de
partículas de los sólidos a una medida adecuada para la reinyección. Agua
y/o polímero viscosificante pueden ser agregados para ajustar las
propiedades de la lechada.
Cuando fluido es procesado bajo las especificaciones esperadas de
densidad y viscosidad, es transferida hacia la zaranda clasificadora donde
las partículas grandes son separadas y recirculadas nuevamente a los
tanques para mayor proceso. El fluido que pasa por la zaranda cae en el
tanque de retención que también posee agitación para mantener la
homogeneidad y suspensión de las partículas. Posteriormente, el fluido de
desecho es movido mediante bomba centrifuga hacia la bomba triplex de
alta presión la cual inyecta el fluido en el subsuelo hacia la formación
receptora creando un sistema de fracturamiento hidráulico que va a contener
de forma segura el desecho inyectado detallado en la figura 11.
Durante este proceso, las presiones de reinyección son monitoreadas y
analizadas por ingenieros geomecánicos especializados para preservar la
adecuada reinyección de fluidos de desecho. Por calidad de aseguramiento,
las propiedades del fluido de desecho deben ser también monitoreadas
constantemente.
La configuración del equipo de reinyección es diseñado de forma particular
dependiendo el caso para ajustar a las características y necesidades
específicas del proyecto.
22
Figura 11. Proceso de reinyección
(M-I SWACO, 2003)
2.7 NORMA AMBIENTAL REINYECCIÓN DE LODOS Y RIPIOS
DE PERFORACIÓN
Según el Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en
el Ecuador, Decreto Ejecutivo 1215 del año 2001, en su Artículo 29, Artículo
56 y Artículo 57 establece lo siguiente:
23
Artículo 29 Manejo y Tratamiento de Descargas Líquidas
Literal C: “Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier
empresa para disponer de desechos líquidos por medio de inyección
en una formación porosa tradicionalmente no productora de petróleo,
gas o recurso geotérmicos, deberá contar con el estudio aprobado por
la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y
Minas que identifique que la formación receptora y demuestre
técnicamente:
Artículo 56. - Perforación de Desarrollo.
Literal C: Los fluidos y/o ripios de perforación podrán ser tratados y
dispuestos o inyectados, conforme a lo establecido en el artículo 29
de este Reglamento.
Artículo 57. – Instalaciones de producción.
Literal E: Pozos para inyección.- Para la inyección y disposición de
desechos líquidos, se reacondicionarán aquellos pozos que han
dejado de ser económicamente productivos o que estén abandonados
y, cuando sea estrictamente necesario y ambientalmente justificable
se perforarán otros adicionales.
24
CAPITULO III
25
3. METODOLOGÍA
3.1 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO
El Campo Oso se encuentra ubicado dentro del Bloque 7 a 50 km al sur de
la ciudad del Coca, en el centro-occidente de la Cuenca Oriente figura 12. Es
un campo de 2300 hectáreas donde ubicamos las plataformas Oso 9, Oso A,
Oso B y Oso G, encontrándose estas tres últimas en constante perforación
de pozos petroleros.
Figura 12. Ubicación Campo Oso
(PETROAMAZONAS EP, 2015)
3.1.1 GEOLOGÍA DEL CAMPO
Dentro del marco geológico, el Bloque 7 está situado en la parte centro-
occidental de la Cuenca Oriente del Ecuador, cerca de la transición entre la
planicie selvática de la Amazonía y la zona subandina con presencia de
fallas y levantamientos. En la actualidad, la Cuenca Oriente es una cuenca
26
Terciaria de ante-país, desarrollada frente a la zona de plegamiento
compresional andina. Es una cuenca sucesora de otra cuenca pasiva más
amplia del Cretácico, dentro de un sistema de fosas tectónicas extensionales
del Mesozoico Temprano, que también deformaron los depósitos del
Paleozoico que bordean los escudos estables de Brasil y Guyana. figura 13
mostrado a continuación.
Figura 13. Mapa estructural al tope Napo T
(PETROAMAZONAS EP, 2015)
27
3.1.2 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DEL CAMPO
La Formación Chapiza del Jurásico Medio, consiste de una espesa serie de
arcillolitas rojas, tobas y areniscas. Esta formación está cubierta por las
areniscas fluviales a transicionales de la Formación Hollín del Cretáceo
Inferior.
Concordantemente sobre la Formación Hollín se depositaron las lutitas,
calizas y areniscas de la Formación Napo. Estos depósitos
predominantemente marino somero, han sido divididos en varias unidades
de interés petrolífero, como: la Arenisca T, la Caliza B, la Arenisca U, la
Caliza A y la Caliza M-2.
Sedimentos clásticos finos de la Formación Tena del Cretáceo tardío al
Paleoceno temprano yacen sobre la Formación Napo.
28
3.1.3 INFORMACIÓN ESTRATIGRÁFICA
Figura 14. Columna Estratigráfica
(Paladines, 2002)
29
3.2 SELECCIÓN DEL POZO RE-INYECTOR
El pozo Oso-B50 empieza su producción en diciembre de 2011 con 1200
bppd al 20% de bsw, hasta marzo de 2014 con una producción de 50 bppd
al 93% de bsw acumulando 165 966 bls petróleo, para mayo de 2014 se
prueba el yacimiento Napo T hasta julio del mismo año, cerrado por bajo
aporte, acumulando 3 264 bls petróleo. Las reservas remanentes de 7 000 y
3 000 para Hollín y napo T respectivamente justifican inversiones para pozo
productor.
Sobre la base de las disposiciones establecidas en el Reglamento Sustitutivo
del Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas en el
Ecuador, Art. 29, respecto al tratamiento y disposición de los fluidos
resultantes de la perforación y producción, se realiza el presente estudio
técnico que describe las condiciones geológicas de la Formación Hollín, para
ser empleadas para la re-inyección de fluidos de perforación en el pozo
OSOB-050 , de espesores de arena Napo T.
El convertir el pozo OSOB-050 en re-inyector, se enmarca dentro del
programa para la disposición de los fluidos de perforación del Campo OSO,
que se llevara a cabo en el Bloque 7.
3.3 SELECCIÓN DE LA ARENA A DISPOSICIÓN
Del análisis geológico y de las características estratigráficas del pozo OSO
B-50, se ha considerado que la Formación Napo T presenta condiciones
óptimas para ser receptora. Esta unidad se encuentra separada de
formaciones de agua dulce por estratos impermeables como son las lutitas
superiores de la Napo, las arcillas de la Formación Tena, así como potentes
capas impermeables dentro de las formaciones terciarias depositadas sobre
la Formación Tiyuyacu, esto más la limitada extensión de las fallas
existentes, las cuales no alcanzan la superficie hacen imposible la conexión
30
del agua de formación re-inyectada hacia los acuíferos superficiales; por lo
que no constituye un peligro para las capas someras de agua dulce en el
área. Dicha disposición permite conceptuar al sistema desde el punto de
vista hidrogeológico como un acuífero confinado profundo.
La Formación Napo T en el pozo OSOB-50 se localiza en los intervalos de
8 833 pies MD y está hasta 8 948 pies MD, la reinyección a esta
profundidad no afectará en modo alguno a posibles zonas someras de agua
dulce.
El presente estudio y las conclusiones a las que se han llegado, justifican
que las Areniscas de la Formación Napo T cumplen con los requisitos
exigidos en el Artículo 29, numeral C, Reinyección de aguas y desechos
líquidos del Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las
operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador.
De esta manera, se ha tomado en cuenta el cronograma de perforación en
el campo OSO y su posible incidencia dentro del sistema de producción ha
decidido presentar el siguiente estudio de re-inyección de fluidos de
perforación en la Formación Napo T.
De acuerdo a la tecnología y la información que nos facilita el campo. Debe
seleccionarse cuidadosamente la formación para poder inyectar, asegurando
que en la parte superior de la zona de inyección haya una roca sello para
que la suspensión no pueda trasladarse a la superficie.
En base a estudios técnicos mostrados en la tabla 2, en se debe escoger los
parámetros más adecuados que nos ayudaran a elegir de mejor manera la
arena receptora de ripios de perforación que estén relacionados con las
condiciones de las formaciones de la cuenca ecuatoriana de la siguiente
manera.
31
Tabla 2. Parámetros adecuados para elegir arena receptora.
En la Cuenca Oriente, el nivel freático de los acuíferos utilizados para el
consumo y la actividad del ser humano se encuentra entre los primero 650
pies (200 m) de profundidad.
En el pozo OSOB-050 se planea inyectar en la Formación Napo T, los
cuales se encuentran alrededor de 2.5 Km de profundidad.
3.4 ANALISIS PETROFÍSICO
La Arenisca Napo “T” Principal está compuesta de una arenisca cuarzosa,
café oscuro, friable de grano fino a muy fino, redondeada, moderadamente
clasificada y abundante matriz arcillosa. Mientras que la Arenisca “T”
Superior consta como una arenisca cuarzosa de color gris verdosa, friable
de grano fino a muy fino, redondeada de buen sorteamiento, matriz arcillosa,
cemento calcáreo e inclusiones glauconíticas. La evaluación de registros, la
descripción de ripios y los datos de producción indican que la Arenisca Napo
“T” tiene zona de pago, a continuación en lal siguiente figura.
PARÁMETRO DESCRIPCIÓN
Profundidad de la formación
receptora Promedio 7000-8000 Pies
Espesor > 25
Porosidad > 20 %
Permeabilidad > 20%
Límites Que no tenga contacto con el
agua superficial
Localización Debajo de un estrato
impermeable
32
Figura 15. Análisis Petrofísico
(PETROAMAZONAS EP, 2015)
3.5 ANALISIS DE LAS CAPAS IMPERMEABLES
En el pozo OSOB-050 se planea inyectar en la Formación Napo T, los
cuales se encuentran alrededor de 2.5 Km de profundidad.
Según el Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en
el Ecuador, Decreto Ejecutivo 1215 del año 2001, en su Artículo 29.- Manejo
y Tratamiento de Descargas Líquidas, establece en el literal C:
Reinyección de aguas y desechos líquidos.- Cualquier empresa para
disponer de desechos líquidos por medio de inyección en una formación
33
porosa tradicionalmente no productora de petróleo, gas o recurso
geotérmicos, deberá contar con el estudio aprobado por la Subsecretaría de
Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas que identifique que
la formación receptora y demuestre técnicamente
Figura 16. Aislamiento Formación Napo T
(PETROAMAZONAS EP, 2015)
3.6 POZO OSO B 50
El pozo OSO-B050, localizado en el Campo OSO, es un pozo direccional
tipo “S”. Inició operaciones de perforación el 14 de Noviembre del 2011,
hasta julio del 2014 probando el yacimiento napo T cerrando por bajo aporte.
Se realizan estudios para proyectos de reinyección de ripios en los intervalos
de Napo T desde 8914 - 8942 (28 pies).
En basé a todos es parámetros la reinyección de lodos y ripios de
perforación en el Oso B-50 es de tipo redundado al ser cerrado por baja
producción, se utiliza la tubería de producción ya que se encuentra fuera de
uso para inyectar la lechada, previo taponamiento del espacio anular. Esta
34
tecnología para disposición final de los desechos de perforación en la cual
se puede utilizar pozos existentes para realizar dicho proceso, como pozos
agotados, abandonados y exploratorios.
Procedimiento de operaciones
Armar líneas para control de pozo desde Choke Manifold hacia el cabezal
del pozo. Prueba presión con 3000 psi, ok.
Llenar tanques del con agua fresca. Prepara fluido de control de 8.9 LPG,
filtrado y tratado con químicos: Surfactante (2 GL/100 BLS), Biocida (2
GL/100 BLS) y Anticorrosivo (2 GL/100 BLS). Total 1000 BLS.
Control del pozo:
Bombear 500 GLS de Diésel y 30 BLS de píldora con 20 GAL de
Surfactante. Circular y controlar el pozo en reversa a la estación OSO B con
fluido de control de 8.9 lpg.
Circula fluido de control en reversa a mayor caudal al tanque de lodos para
limpieza de tubería. Observa retornos limpios.
Observa pozo estático por 30 minutos, pozo controlado.
Retirar cabezal de producción e instala preventoras:
Instalar 3” BPV. Desarmar sección “C” del cabezal de producción.
Armar Casing Spool 11" 5M, BOP doble cuerpo 11" 5M, BOP anular 11" 5M,
niple campana 11" 5M. Pruebas de funcionamiento.
Instalar subestructura, rampa, planchada, caballetes y Flow Line hacia el
tanque de lodos.
Levantar tubo de maniobra y enroscar en Tubing Hanger. Levantar sarta.
Técnico de Centrilift debe tomar datos eléctricos.
Retira 3" BPV y Tubing Hanger.
35
Instalar spooler y polea
Desconectar el TUBING HANGER. Sacar tubería de 3-1/2" 9.3 LPP. EUE,
N80 (276 juntas) quebrando a los caballetes.
Armar con drill pipe overshot de pesca y bajar hasta 8 857 pies. Realizar
maniobra de pesca y recuperar packer VTA
Figura 17. Completación del pozo reinyector Oso B-50
(PETROAMAZONAS EP, 2015)
36
3.7 PARÁMETROS DE REINYECCIÓN
En el estudio del Pozo Osos B-50 utilizamos una tasa re reinyección de 4 a 5
bls/min que están dentro de los parámetros mundiales más favorables, para
crear una fractura hidráulica mediante la reinyección de un considerable
volumen de lechada que va a ser contenida por la formación receptora de
forma segura.
Analizaremos el peso del lodo y ripios que se van a reinyectar que se
encuentran en un rango de 9 a 11 libras por galón, donde escogeremos
valores de 9, 10 ,11 libras por galón para los cálculos, trabajaremos con
unidades de campo de modo que estos valores deben ser transformados a
gramos sobre centímetros cúbicos de la siguiente manera, para transformar
de libras por galón a gramos sobre centímetros cúbicos utilizamos 0.1194
como factor de conversión, a este valor obtenido lo dividimos para la
densidad del agua 0.9990 gramos sobre centímetro cubico para obtener la
gravedad específica de cada uno de los valores mostrados en la tabla 3.
Para un lodo de 9 lb/gal:
9 x 0.1194 = 1.0746
Cálculo gravedad específica, ecuación 1
37
Tabla 3. Lodos y ripios estimados para reinyección en el pozo Oso B-50
Lodos y ripios para reinyección
Peso del lodo en
lb/gal
Peso del lodo
gr/ SG
9 1.0746 1.0755
10 1.1940 1.1952
11 1.3143 1.3147
3.7.1 PARÁMETROS DE REINYECCIÓN DE PRESIÓN
Los datos de presión constituyen un parámetro de entrada clave para
modelos de fracturamiento hidráulico, que se utilizan tanto para el diseño
como para validación del modelo durante la operación de reinyección.
Estos parámetros sirven para comprender como está operando un pozo de
reinyección, la relación presión-tiempo proporciona un indicador clave del
desempeño de las operaciones. Si la presión se incrementa lentamente con
el tiempo, se puede hablar de un relleno normal en la zona de reinyección.
Sin embargo, un incremento rápido de la presión indica obstrucción en la
región cercana al pozo, lo cual requiere atención inmediata.
Para el cálculo de la presión en superficie utilizamos las ecuaciones 2 y 3 de
segundo capítulo que nos indican la presión de cierre y la presión que
genera la lechada de reinyección, teniendo como dato la profundidad de la
formación receptora de 8948 pies y un gradiente de fractura tomado como
referencia el cálculo teórico de Hubert & Willis para determinar los limites
mínimo y máximo de gradiente de fractura que están en valores entre 0.602
y 0.702 psi/pie. Para nuestro caso tomaremos el valor de 0.602 psi/pie que
es el valor más adecuado para el caso de estudio.
38
Para hallar la presión hidrostática utilizaremos los valores de gravedad
específica (SG) obtenidos anteriormente multiplicados por una constante y
por el valor de profundidad de la formación receptora.
En el cálculo de las pérdidas de presión por fricción se estableció que por
cada 1 000 pies de tubería se pierde aproximadamente 191 psi de presión, a
la profundidad de 8 948 pies que se encuentra la formación receptora.
En la siguiente tabla se presenta los valores de las presiones de superficie,
presión hidrostática y perdida de presión por fricción de cada uno de los
valores de lodos antes mencionados.
39
Tabla 4. Valores de Presiones de Superficie
Peso de la
lechada
(lb/gal)
Presión de
fondo de
fractura (psi)
Perdidas de
presión por
fricción (psi)
Presión
hidrostática
(psi)
9 5 386.7 1 709 4 187.00
10 5 386.7 1 709 4 630.78
11 5 386.7 1 709 5 093.48
La presión es un indicador clave en el desempeño de las operaciones tanto
para el diseño inicial del sistema como para la validación del modelo durante
toda la inyección de lechada.
En el registro de presión figura 18, podemos darnos cuenta el ciclo de la
inyección, que empieza por un periodo de bombeo y luego el periodo de
cierre, luego de terminado el bombeo, la fractura se cerrara y la presión se
igualara a la presión de la formación.
De esta manera nos damos cuenta que la presión de bombeo debe ser
mayor a la presión de la formación, para tener una buena presión de
propagación de la fractura con un valor de 510 psi que se utilizara para los
cálculos.
Figura 18. Monitoreo de presión durante las operaciones CRI
Fuente. (MI-SWACO, 2007)
40
Al obtener las presiones de fractura según el peso del lodo (tabla 5),
podemos calcular la presión en superficie utilizando la ecuación 4.
A este valor de presión de superficie tenemos que añadir la perdida por
tortuosidad, y lo hacemos sacando el 10% del valor obtenido, para luego
sumar y obtener la presión necesaria para la efectiva inyección con fractura
a la arena.
[6]
Dónde:
: Perdida de presión por tortuosidad, (psi)
s: Presión de fractura en superficie (psi)
Ecuación 6. Pérdida de presión por tortuosidad
La siguiente ecuación es necesaria para el cálculo de presión final de
superficie.
Ecuación 7. Presión final de superficie
Ps+ [7]
𝑖
En la tabla 5, se muestran los resultados de presión de superficie necesaria
para crear la fractura en la formación con relación al peso del lodo.
41
Tabla 5. Presión de fractura necesaria según el peso del lodo
Peso de la
lechada
(lb/gal)
Presión de
superficie
(psi)
Presión
por tortuosidad
(psi)
Presión Final de superficie
(psi)
9 3 418.7 341.87 3 760.57
10 2 974.92 297.49 3 272.41
11 2 512.22 251.22 2 763.44
Las presiones en superficie esperadas están entre 2 000-45 000 psi en base
al diseño de equipos, por lo tanto el rango de presiones obtenidas en la tabla
anterior son las adecuadas.
Es muy importante el cálculo de la potencia necesaria que necesitaran los
equipos para la reinyección de lodos y ripios de perforación para esto
utilizaos la ecuación 5, es necesario tomar en cuenta el caudal que será de 4
barriles por minutos según lo establecido para el pozo Oso B-50, estos
valores fluctúan entre 4-5 BPM.
HHP= 0.0245*Ps*Q
HHP = 368.54 hp
Tabla 6. Potencia necesaria de equipos
Peso de la lechada (lb/gal)
Potencia (HP)
9
369
10 320
11 270
42
3.7.2 CARACTERISTICAS DE LA LECHADA
La lechada debe tener una consistencia uniforme y poseer las características
correctas de suspensión y transporte para asegurar que no ocurran
salpicaduras de sólidos.
3.7.2.1. Contención de la suspensión.
Garantizar la contención estable, es decir que a largo plazo hay que tener la
suspensión inyectada asegurada dentro de la zona de inyección. Debe
seleccionarse cuidadosamente la formación para poder inyectar, asegurando
que en la parte superior de la zona de inyección haya una roca sello para
que la suspensión no pueda trasladarse a la superficie.
3.7.2.2. Tamaños o tipos de la partícula.
Las partículas que sean demasiado grandes podrían causar un
taponamiento y por lo tanto reducir o impedir la capacidad de la formación
para recibir materiales inyectados.
3.7.2.3. Tratamiento químico aplicable al fluido de desecho:
Polímero viscosificante, las partículas de solidos puede
sedimentarse y tapar el pozo inyector si el fluido de desecho no tiene
buena capacidad de suspensión o si el tiempo de inyecciones es muy
largo. El fluido de desecho debe tener una cierta viscosidad antes de
ser inyectado. Los viscosificantes son frecuentemente usados para
acondicionar este fluido de desecho a los niveles de suspensión
requeridos
43
Anticorrosivo, el uso de este químico ayuda a controlar la velocidad
de corrosión en todo el sistema y maximizar la vida del equipo y
estado mecánico del pozo inyector, se emplea un producto fílmico el
cual se adhiere a las paredes expuestas de metal en equipos y
tuberías, evitando de esta forma que el proceso electroquímico tenga
lugar y se reduzca la corrosión. Las concentraciones típicas están en
0.2 l/bls.
Biocida, el objetivo del uso de este aditivo es para eliminar baterías
en el fluido de desecho. Las bacterias pueden afectar dramáticamente
la efectividad del polímero viscosificante y además se pueden generar
sub-productos derivados de los procesos aeróbicos como H2S,
incrementando el riesgo de la operación y seguridad del personal.
Removedor de Oxigeno, se usa este químico para remover el
oxígeno del fluido de desecho para prevenir corrosión y cualquier
taponamiento en el equipo usado para la reinyección. De tal manera,
este aditivo solo es usado cuando es necesario en concentraciones
que oscilan entre los 0.01 y 0.02 l/bls.
3.7.2.4. Propiedades Reológicas del Fluido de Desecho
El tamaño de las partículas y la concentración de sólidos son las
propiedades intrínsecamente relacionadas con la reología del fluido de
desecho. En cualquier fluido viscoso que contenga sólidos, éstos tienden a
sedimentar con el tiempo. La velocidad de sedimentación de los sólidos es
una función del tamaño de partícula, viscosidad del fluido, diferencia de
densidad entre el fluido y los sólidos, aditivos químicos y tiempo.
44
3.7.2.5. Contención de la lechada en la fractura
Durante la inyección de lodos y ripios de debe tomar en cuenta las
características que presenta la formación receptora, ya que la fractura
creada al inyectar volúmenes considerables de lechada puede ser más
grande de lo esperado también conectarse con acuíferos cercano, para
evitar este tipo de eventos y obtener resultados más óptimos se utiliza un
simulador de fracturamiento hidráulico tridimensional que ayudara a predecir
el campamiento de propagación de inyección de la lechada.
Barrera de tensión
La barrera de tensión se presenta cuando el gradiente de fractura de una
formación es más grande que el gradiente de fractura de una zona de
interés, de esta manera, la fractura no se puede propagar de manera
longitudinal a causa de un límite que presenta la misma formación,
denominado tensión.
Figura 19. Barrera de tensión
(Geehan, 2007)
45
Barrera de tensión
Cuando la fractura entra a la formación la amplitud de la fractura dentro y
cerca de la formación es reducida, la presión de fricción se incrementa, para
prevenir y desacelerar el crecimiento de la fractura dentro de la formación.
Un alto valor del módulo de elasticidad de la formación evita la propagación
de la fractura.
Figura 20. Barrera de módulo
(Geehan, 2007)
Barreras de permeabilidad
Formación que contiene la fractura es altamente permeable. Las pérdidas
de fluido dentro de la formación altamente permeable y las partículas de los
cortes son dejadas detrás, de modo que se previene el crecimiento de la
fractura. Pero como el daño de la formación se incrementa con la inyección
continua de la lechada, por lo cual la barrera original no puede actuar como
un límite de contención.
46
Figura 21. Barrera de permeabilidad
(Geehan, 2007)
3.8 VOLUMEN DE LA ARENA RECEPTORA
El volumen de lecha que se va a ser reinyectada en la formación receptora
necesita un análisis de todas las propiedades físicas de la roca, que se
puede obtener mediante registros eléctricos, Estas sondas ubicadas dentro
del pozo, pueden obtener datos en función de la profundidad, que servirán
para determinar la cantidad de barriles de lechada que podrán ser
reinyectados en la formación receptora; con los cuales podemos obtener
indicios de áreas permeables y porosidad de la roca.
Ecuación 8. Área del cilindro
3.8.1 ANÁLISIS DEL VOLUMEN DE LA FORMACIÓN RECEPTORA
Para realizar un estudio que nos den los resultados esperados de debe tener
en cuenta parámetros como la rata de inyección y el volumen a inyectar en
cada secuencia, la reología del fluido y el tamaño de partículas requerido, se
especifica también cuándo se deben parar las operaciones y los
desplazamientos de fluido requeridos.
47
Se hace una estimación de la capacidad de almacenamiento que tiene la
formación o cuántos pozos se necesitan, sabiendo la cantidad de material a
inyectar, además se calcula el espacio que debe haber entre pozo y pozo,
finalmente se explica cuál es el impacto de las operaciones de WI en las
operaciones de perforación.
Entonces tomando en cuenta todos estos parámetros, para analizar el
volumen vamos a imaginar que el reservorio es continuo y homogéneo, en
altura del reservorio como en sus propiedades físicas, también
consideramos que es en forma cilíndrica de esta manera podemos calcular
el radio de inyección y penetración del fluido que se va reinyectar, entonces
se utiliza la ecuación de área de un cilindro.
[8]
Dónde:
π: constante (3.1416)
r: radio de penetración (pies
A este valor del área del cilindro, multiplicamos por la altura de la arena es
de 115 pies que se dispones para realizar la operación.
[9]
are
Dónde,
V: volumen de la arena (pies³)
A: área de la arena (pies²)
h: altura de la arena (pies)
48
Figura 22. Volumen de un cilindro
(Wikipedia, 2016)
Ecuación 9. Volumen de la arena
Se debe seleccionar otra ecuación, ya que la anterior no considera que el
reservorio es una arena, entonces se considera que la arena tiene porosidad
determinada y fluidos en su interior, y tenemos la ecuación VT que es
volumen total de fluidos que puede almacenar la arena.
Ecuación 10. Volumen total de recepción
𝑆 [10]
Dónde:
VT: Volumen total de recepción, (pies³)
V: Volumen de la roca receptora, (pies³)
: Porosidad, (fracción)
Sw: Saturación de agua o fluidos, (fracción)
3.8.2 SIMULACIÓN DE FRACTURA
Las simulaciones de fracturamiento hidráulico para la evaluación de la
contención de fractura se basan en el principio de la inyección de un
considerable volumen de lechada de forma continua buscando emular el
peor escenario que produce los mayores tamaños de fracturas hipotéticos
49
que pueden obtenerse de esta manera se va utilizar el modelo de
fracturamiento hidráulico de Perkins y Kern (1961) modificado
posteriormente por Nordgren PKN, indica que la longitud de la fractura es
mucho mayor a la altura de la misma.
Para realizar un estudio de penetración de la fractura se presenta rangos
porcentuales que tomando valores de 50% 75% y 90% de efectividad de
fractura, el cual nos dará el valor probabilístico de penetración en la
formación.
En la siguiente tabla tenemos parámetros físicos de la roca para el cálculo
de almacenamiento de lodos y ripios de perforación que se va reinyectar.
Tabla 7. Parametros físicos de la roca
Característica de la arena Valor
Porosidad 12%
Permeabilidad 125 mD
Altura de la arena 115 pies
Densidad de la roca promedio 2,3 𝑔 𝑐
Saturación del fluido 30%
La selección adecuada de una formación para la eliminación de desechos de
lodos y ripios de perforación, se presenta estas consideraciones: las
formaciones deben tener con gradiente de fractura muy superior que la zona
de inyección elegida; Formaciones salinas que actúen de contención o sello,
a medida que el fluido entra en la formación de alta permeabilidad, quedan
residuos sólidos que impiden que la fractura crezca en la zona de alta
permeabilidad. Cuando la fractura ingresa a una formación más resistente,
su ancho cerca de la formación más rígida se reduce, lo cual incrementa la
50
caída de presión por fricción retardando el crecimiento de la fractura en la
formación.
Figura 23. Modelo de confinamiento de fracturas
(MI-SWACO, 2007)
Los simuladores de fracturas de avanzada ayudan a los ingenieros a
visualizar el alcance y la orientación de las fracturas inducidas. Las zonas de
inyección suelen estar selladas en el tope, y a veces en la base por
formaciones arcillosas o evaporitas, esto ayuda a contener el crecimiento
vertical de la red de fracturas. (MI-SWACO, 2007).
Figura 24. Análisis probabilístico de una fractura
(MISWACO, 2008)
51
El fenómeno que se produce al analizar la longitud de una fractura es que
cuando la presión de ruptura que necesita la roca para romperse disminuye
al ingresar al yacimiento disminuyendo la probabilidad de una fractura
exitosa
Dado que el existe una incertidumbre en el volumen de inyección de lechada
el alcance de las fracturas de operaciones CRI, se realizó un estudio que
predijo el comportamiento de la fractura mediante un análisis probabilístico
que lo consideraba más como un rango que como un valor de resultados
basados en riesgos .Como se mostró en el gráfico 30, los valores
probabilísticos y la longitud de penetración de fractura en metros, y para
mayor comprensión de detalla en pies. Las simulaciones indicaron que
existía una posibilidad para el 90% una longitud de penetración de fractura
de 110.31 metros, (361.85 pies), para 75% una longitud de penetración
56.15 metros (184.17 pies) y para 50% una longitud de penetración 24.41
metros (80.06 pies)
Entonces utilizando los valores de características de la arena que se
encuentran en la tabla, y los valores de análisis probabilístico de una
fractura, se aplica las ecuaciones 8, 9, 10 para calcular el volumen de
recepción de una arena.
Ejemplo # 1
Cálculo de volumen de recepción de una arena para un valor de probabilidad
de fractura de 50%.
Tabla 8. Parámetros de la arena
Datos
Efectividad
(%)
Longitud
penetración
de fractura
(m)
Espesor
arena
(pies)
Porosidad
(%)
Saturación
de agua
(%)
50 24.41 115 12 30
52
Para transformar de metros a pies utilizamos el factor de conversión 1 metro
3,28 pies así:
Luego para el cálculo del área utilizamos la ecuación 8 respectivamente.
El volumen se calcula mediante la ecuación 9, a continuación.
Se debe considerar que este volumen obtenido no considera que la arena
contiene fluidos en su interior y porosidad por lo cual utilizamos la ecuación
10.
El volumen total de reinyección de lechada es de 83 364.53 pies cúbicos, se
tiene que transformar a barriles mediante un factor de conversión de
0.17811de esta manera.
53
Este volumen se transformó a barriles que son las unidades de campo que
se utiliza normalmente, y se puede tomar este valor de volumen de
recepción como referencia para la reinyección de recortes de perforación en
otros pozos.
Tabla 9. Volumen de recepción Ejemplo 1
Dato Unidad Valor
Espesor arena (pies) 115
Longitud fractura (pies) 80.06
Porosidad (%) 12
Saturación (%) 30
Área ( 𝑖𝑒 20 136.36
Volumen Total ( 𝑖𝑒 3 364.54
Volumen recepción (barriles) 14 848.06
De los cálculos realizados se obtuvo un valor del volumen de recepción de la
arena de 14 848.06 barriles considerando la cantidad de lodos, ripios, y
aguas residuales que van a poder ser almacenados en la arena, sabiendo
esto, pronosticar el volumen de residuos de perforación de futuros pozos que
se podrá confinar en esta arena
Tomando en cuenta todos estos parámetros obtenidos se tiene una
posibilidad de fractura de 60% produciendo una longitud fractura de 80.06
pies, por lo cual en este espacio de puede confinar el volumen de lodos y
ripios de perforación de 1 pozo aproximadamente de los cuales el 33% son
54
lodos y ripios y el 77% restante es agua residual con el que se realizó la
lechada.
Ejemplo # 2
Cálculo de volumen de recepción de una arena para un valor de probabilidad
de fractura de 75%.
Tabla 10 Volumen de recepción Ejemplo 2
Dato Unidad Valor
Espesor arena (pies) 115
Longitud fractura (pies) 184.17
Porosidad (%) 12
Saturación (%) 30
Área ( 𝑖𝑒 106 558.39
Volumen Total ( 𝑖𝑒 441 151.73
Volumen recepción (barriles) 78 573.54
Para los resultados obtenidos en el ejemplo 2, se obtuvo un valor del
volumen de recepción de la arena de 78 573.54 barriles tomando en cuenta
la cantidad de lodos, ripios, y aguas residuales que van a poder ser
almacenados en la arena, sabiendo esto, pronosticar el volumen de
residuos de perforación de futuros pozos que se podrá confinar en esta
arena.
Analizando estos parámetros obtenidos se tiene una posibilidad de fractura
de 30% generando una longitud fractura de 184.17 pies, por lo cual en este
espacio se puede confinar un volumen de lodos y ripios de perforación de
5.3 pozos aproximadamente de los cuales el 33% son lodos y ripios y el 77%
restante es agua residual con el que se realizó la lechada, pero en estas
55
condiciones se reinyecta más cantidad de lechada en menos tiempo de
modo que es favorable para toda la operación.
Ejemplo # 3
Cálculo de volumen de recepción de una arena para un valor de probabilidad
de fractura de 90%.
Tabla 11 Volumen de recepción Ejemplo 3
Dato Unidad Valor
Espesor arena (pies) 115
Longitud de fractura (pies) 361.85
Porosidad (%) 12
Saturación (%) 30
Área ( 𝑖𝑒 411 345.76
Volumen Total ( 𝑖𝑒 1 702 971.45
Volumen recepción (barriles) 303 316.25
Con basé a los resultados obtenidos para una posibilidad del 90%, se
obtuvo un valor del volumen de recepción de la arena de 303 316.25 barriles
se estima la cantidad de lodos, ripios, y aguas residuales que van a poder
ser almacenados en la arena, sabiendo esto, pronosticar el volumen de
residuos de perforación de futuros pozos que se podrá confinar en esta
arena
Después del análisis realizado, se considera la posibilidad de fractura de
10% creando una longitud fractura de 361.85 pies, así en este espacio se
puede internar un volumen de lodos y ripios de perforación de 20.4 pozos,
que este es un numero alto de pozos para confinar, un alto volumen de
lechada, lo que significa el desgaste acelerado de todos los equipos en
operación que no representa por tener una probabilidad de fractura de tan
solo 10% como se mencionó anteriormente.
El sistema de reinyección de lodos y ripios de perforación debe cumplir con
el mayor volumen de fluido inyectado para esto se calculó el volumen total
56
de la arena receptora, mediante el análisis probabilístico de una fractura
gráfico 30 se llegó a la conclusión que el ejemplo número 2 es el más
favorable por presentar un porcentaje de fractura de 75 y un número posible
de pozos reinyectados de 5, entonces bajo estos parámetros es la mejor
opción.
3.9 EQUIPO DE SUPERFICIE PARA REINYECCIÓN DE
LOS Y RIPIOS DE PERFORACION.
Un sistema de re-inyección de ripios comprende cuatro componentes
principales:
3.9.1 SISTEMA DE TRANSPORTE DE RIPIOS.
Los ripios que se generan durante las operaciones de perforación consiguen
llegar a superficie transportados por el lodo, y son removidos del fluido de
perforación usando equipos de control de sólidos convencionales, proceso
que se le conoce como generación de desechos, donde se recupera parte
del lodo y los sólidos son separados y almacenados en tanques, según las
condiciones de espacio disponible en superficie. Este material, se pulveriza o
muele a un tamaño de partícula predeterminado y se mezcla con agua y/o
desechos líquidos para formar una lechada que se pueda bombear. La
configuración del sistema de transporte de ripios integra el proceso desde la
unidad de acondicionamiento, que es donde se seleccionan los ripios que
cumplen con el tamaño de partícula óptimo, hasta la unidad donde se crea y
acondiciona la suspensión a inyectar dependiendo de la formación receptora
(Lizarazo, 2011).
57
Figura 25. Recortes en movimiento
(MI-SWACO, 2007)
3.9.2 SISTEMA DE TRANSPORTE DE RIPIOS EN TALADROS
Esta técnica traslada la mezcla por medios mecánicos como bandas
transportadoras de manera eficaz; se encuentra limitado por el alto
contenido de líquidos, distancias cortas, la elevación, el cambio de dirección.
Un aspecto importante es que los ripios se exponen a este tipo de transporte
solo y cuando los materiales pueden causar atascamiento en el sistema. En
la figura 26 se muestra el equipo.
58
Figura 26. Sistema de transporte de ripios en taladros
(M-I SWACO, 2003)
3.9.3 SISTEMA DE TRANSPORTE DE RIPIOS AL VACÍO.
Puede ser una buena opción si la configuración del equipo de reinyección se
encuentra un poco más lejos o puede ubicarse más arriba que la cuneta de
recortes. Mediante este transporte los sólidos y los líquidos son
transportados por aire al vacío desplazado en líneas fijas al usar una unidad
de vacío. Este sistema transporta tanto materiales secos, como materiales
húmedos del pozo. Se encuentra limitado por la distancia, las propiedades
del material y la tasa esperada de inyección. La configuración presentada en
la figura 27.
Figura 27. Sistema de transporte de ripios al vacío
(M-I SWACO, 2003)
59
3.9.4 SISTEMA NEUMÁTICO CLEANCUT
El sistema de transporte más flexible, proporcionando muchas más opciones
para colocar el equipo re-inyección, de la siguiente manera:
Ofrece capacidad de cero descargas es decir que no hay ningún
contacto con el exterior cumpliendo normas ambientales.
Brinda una solución para la eliminación de una amplia gama de
corrientes de desecho de perforación.
Mayor capacidad de manejo de volumen que un paquete CRI
autónomo (50 toneladas métricas/hr máx.)
Figura 28. Sistema de recolección de recortes cleancut
(M-I SWACO, 2003)
3.9.5 EL SISTEMA DE CONVERSIÓN A LECHADA.
En este punto es donde los recortes que salen de las zarandas de lutita se
convierten en una lechada bombeable. La planificación cuidadosa del
sistema es crucial, ya que la calidad de la lechada determinará el éxito del
proceso de re-inyección de ripios. Se considera, los siguientes elementos:
Tanque de sólidos gruesos
Tanque de sólidos finos
Zarandas de clasificación
Sistema de control de proceso
60
Figura 29. Sistema de conversión de lechada
(Leal & Lizarazo, 2011)
3.9.6 EQUIPOS NECESARIOS PARA LA OPERACIÓN
La unidad de procesamiento de fluidos de desechos en esencia se encarga
de la degradación del desecho/recorte hasta cumplir con los niveles
requeridos de especificación de tamaño de partícula y homogeniza el recorte
dentro de una lechada que contiene las propiedades de suspensión
adecuadas para ser inyectada en la formación. Los componentes de este
sistema CRI son los siguientes:
Tanques de Generación de Fluido de Desecho.
El Sistema de Lechada ofrecido para este proyecto es un Sistema de dos (2)
Tanques de Lechada con capacidad de 55 barriles cada uno con asiento
cónico. Cada tanque está equipado con dos bombas centrifugas moledoras
interconectadas a través de un manifold para recircular la lechada hasta
obtener los tamaños de sólidos ≤ 300 micras (Lizarazo, 2011).
61
Figura 30. Tanque de lechada para CRI
(Halliburton, 2013)
Tanques de Retención & Zaranda Clasificadora.
Tanques de retención, con capacidad de 100 barriles, tiene instalado una
zaranda clasificadora la cual asegura obtener la granulometría deseada con
el uso de las mallas apropiadas; en este proyecto se tomara como límite de
diámetro de partícula ≤300 micrones. Este tanque también se utiliza para
almacenamiento temporal y se puede transferir este fluido al tanque
adicional de retención de 100 bls para su posterior bombeo a las bombas de
reinyección, (figura 31). La zaranda clasificadora tiene la función de la
separación en lechada de sólidos finos y sólidos gruesos. Los sólidos
gruesos son descargados y dirigidos de regreso a los tanques de generación
de lechada para una degradación adicional. La Lechada obtenida en el
tanque de retención se mantiene en recirculación con una bomba centrifuga
en donde se verifica y acondiciona (de ser necesario) las propiedades del
fluido con el fin de obtener la calidad de lechada esperada para la
reinyección.
62
Figura 31. Zaranda clasificadora
(Lizarazo, 2011)
Tornillo Helicoidal Recolector de Recortes.
Se usa en el sistema para el proceso de transporte de sólidos. Cada sección
de tornillo tubular transportador (sin fin) es de 18 pulgadas de diámetro por
12 pies de largo las cuales son unidas para formar una sección de tornillo
más largas y ajustar de acuerdo a necesidades particulares del proyecto.
Estos tornillos helicolidales cuentan con líneas de activación del paro de
emergencia a lo largo de sus secciones.
Figura 32. Tornillo sin fin transportador de ripios
(Halliburton, 2013)
Bomba Triplex de Reinyección a Alta Presión
Luego que se diseña la lechada, este fluido es inyectado en el subsuelo en
la formación receptora bajo la acción de bombas triplex de alta presión.
63
Estas bombas están diseñadas para soportar la condición erosiva alta
causada por la reinyección de un fluido con sólidos. La potencia de la bomba
debe ser lo suficiente para proveer la energía necesaria para superar el
gradiente de fractura y romper la formación creando de esta manera una
fractura hidráulica.
Figura 33. Bomba para reinyección de lechada
(Halliburton, 2013)
Sistema de Monitoreo y Registro
El sistema Data Logger de CRI es parte de una unidad de registro
desarrollada para monitoreo de presiones y tasas de reinyección durante las
operaciones de Reinyección de fluidos de desecho.
La información es colectada por el sistema de registro y reporte por un
transmisor de presión y un sensor de desplazamiento de pistón de la bomba
de reinyección para inferir la tasa a la cual se está inyectando. Todo esto se
monitorea a una frecuencia definida por el operador, de 1 a sesenta
segundos. El disco duro del sistema tiene suficiente capacidad para
almacenar datos de al menos seis meses y la pantalla puede ser configurada
para mostrar las tendencias de los parámetros medidos. Esto, permita al
operado de monitorear la reinyección y extraer los datos necesarios para
generar reportes diarios y semanales que pueden ser usados para un
análisis detallado del comportamiento del fracturamiento.
64
Figura 34. Monitoreo de proceso de reinyección
(MI-SWACO, 2007)
Monitoreo y Análisis avanzado de fractura e Inyección.
El monitoreo es proporcionado por el continuo registro y análisis de los
parámetros críticos de la inyección como son las presiones de inyección,
caudales volúmenes y parámetros de fluidos de inyección o lechada. El
mínimo de parámetros de monitoreo incluyen presiones en el tubular /
anular, caudal y presión del espacio anular adyacente. Este monitoreo
avanzado proporciona una información invaluable acerca de la fractura
hidráulica, proceso de apertura y cerrado y evaluación de los parámetros
críticos para asegurar la contención de la fractura y dominio de la inyección.
65
CAPITULO IV
66
4. RESULTADOS Y DISCUCIÓN
4.1 CONDICIONES AMBIENTALES-OPERACIONALES.
Figura 35. Especificaciones favorables en un proyecto de reinyección
(Lizarazo, 2011)
Para la reinyección de lodos y ripios de perforación de se debe cumplir con
el reglamento ambiental local para operaciones hidrocarburiferas. La
formación receptora se debe localizar debajo de un estrato impermeable, el
cual no admita el paso de un fluido (ya sea agua o hidrocarburo); este tipo
de estrato debe tener buena capacidad de almacenamiento.
Nunca debe existir comunicación entre acuíferos, ni tampoco de los pozos y
la formación receptora, entonces se tiene precaución de cementar la tubería
de revestimiento desde la formación receptora hasta superficie.
67
4.1.1 Migración de la lechada
Figura 36. Migración de la lechada de reinyección
(Lizarazo, 2011)
Cuando se inyecta la lechada puede ocurrir migración de la misma por
diferentes factores, geológico, estructurales, extensión de fracturas, mala
cementación.
Si una formación esté aislada por rocas sello, no quiere decir que la
contención dentro de ésta sea segura, debido a la manera en que están
posicionadas las formaciones y al tipo de estructuras que limitan con ella.
Normalmente las estructuras que pueden crear fenómenos de migración que
puede ser a través de fallas denominado migración lateral y también
migración por fallas diaclasas. Se deben evitar zonas con discontinuidades
laterales.
68
4.2 PROGRAMA DE FACTIBILIDAD PARA LA RE-INYECCIÓN
DE FLUIDOS DE DESECHO (FEED)
Los estudios de factibilidad (FEED) forman parte del programa integral de
aseguramiento de inyección y se enfocan en la evaluación completa del
proyecto antes de su ejecución para determinar su viabilidad técnica.
Los objetivos de los estudios de factibilidad de WI y las evaluaciones de
ingeniería son garantía de una estimación sistemática de todos los
componentes en un proyecto específico de CRI siguiendo un esquema de
planeación, chequeo, reacción para asegurar que los riesgos potenciales
sean identificados y los mejores procedimientos sean aplicados.
Específicamente, los objetivos de un estudio de factibilidad evalúan los
siguientes:
4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO.
El estudio de costos para reinyección CRI para manejo de desechos es uno
de los métodos que requiere mayor uso de tecnológica, por lo que requiere
una inversión elevada inicial, pero considerando factores como costo, y
beneficio puede ser uno de los de más seguros, con bajo costo, debido al
volumen que se puede manejar y su utilización in-situ, en muchos casos
puede existir una operación simultánea de perforación y en el mismo pozo
hacerse la inyección.
En basé a los datos experimentales esta tecnología es amigable con el
medio ambiente, el proceso de CRI es un sistema cerrado con cero
descargas, bajo porcentaje de emisiones de gases tóxicos, y reduce el
riesgo de contaminación.
69
Sobre la basé de los datos experimentales, se analiza parámetros
operacionales para el cálculo de valores económicos en la reinyección de
lodos y ripios de perforación basada en:
Inversión inicial de factibilidad
Costo alquiler equipo
Costos de operación.
Costo por tonelada inyectada
Monto total de inversión
Tabla 12 Relación de métodos de disposición de lodos y ripios de perforación.
Factor de
comparación Re-inyección de cortes
de perforación
Sistema tradicional
Impacto ambiental Bajo Medio
Costo $/bbl 5 10
Riesgo / Seguridad Medio Bajo
Volumen
tratado/Tiempo Alto Bajo
(Oropeza, 2013)
Según la tabla 15, se llegó a la conclusión que la reinyección de lodos y
ripios de perforación CRI muestra grandes beneficios en comparación con
los sistemas usados tradicionalmente, ya que implica mejor selección del
fluido de perforación para reducir la producción de desechos; Reúso y
Reciclaje, por ejemplo en la tecnología de reinyección de lodos vemos que
el impacto ambiental en mínimo o casi nulo por tener un sistema cerrado de
cero descargar, así también los costos por barril inyectados son muy
inferiores, al confinar alto volumen de lechada que puede ser confinar en la
formación receptora.
En cuando al riesgo y seguridad, se estimó que tiene un nivel medio, al tener
que él trabajar con presiones altas, y químicos para lograr las condiciones
70
adecuadas de funcionamiento, para poder conseguir las condiciones óptimas
en el proceso de preparación y reinyección de la lechada.
Tabla 13. Comparación de costos sistemas de reinyección
CRI Vs SISTEMA TRADICIONAL
Re-inyección de cortes de
perforación
Sistema tradicional
Factores Valores $ Factores Valores $
Costo/día 12 000 Costo/día 5 000
Costo/anual 438 000 Costo/anual 12 825 000
Costo/12 pozos 52 560 000 Costo/12 pozos 21 900 000
Estudio de
Factibilidad
100 000 Estudio de
Factibilidad
No se requiere
TOTAL 52 660 000 TOTAL 21 900 000
(Astudillo, 2008)
La comparación de los sistemas de tratamiento de desechos de perforación,
se analiza algo muy importante a considerar el estudio de factibilidad que
corresponde a un valor de 100 000 dólares en el sistema CRI como inversión
inicial, que el sistema tradicional no requiere.
La diferencia de costos en los dos sistemas es de 30 760 000 dólares que
corresponde al valor estimado para un estudio de 12 pozos para un año,
entonces el sistema CRI es un 15 % más costoso porque se debe hacer una
inversión inicial de estudio de factibilidad, estos podrían variar dependiendo
de la empresa de servicios, la cantidad de pozos, la dificultad de operación y
el tipo de contrato etc.
Para el ecuador se presenta casos similares donde la tecnología actual en
superficie donde se estima equipo, personal, químicos utilizados, operación,
maquinaria, área necesaria para celdas y piscinas, un volumen de 15 000
71
barriles de recortes entre sólido y líquido para un promedio de 25 días que
dura una operación de perforación el valor es de 134 000 dólares.
En cambio para la nueva tecnología se tiene estimaciones del alquiler del
equipo por día 200 000 dólares y el precio del barril inyectado 5 dólares, de
igual manera para 25 días promedio de perforación el costo es de 170 000
dólares, la diferencia seria de 36 000 dólares.
Existen muchas consideraciones al momento de estimar costos de una
operación de CRI, a menudo es económicamente favorable especialmente
para la perforación de pozos múltiples. Por ejemplo para un programa de
veinte pozos en la Gyda/Ula Field, los cuatro últimos mostraron que la
reinyección de recortes de perforación costaría aproximadamente $9.6
millones en comparación con $18 millones en comparación con el
procesamiento en tierra y $39 millones para el uso de lodo a base de agua.
72
CAPITULO V
73
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Del análisis estratigráfico y de las características técnicas del pozo
OSO-B50 se ha considerado que las Areniscas de la Formación Napo
T, presentan condiciones óptimas para ser receptoras de lodos y
ripios de perforación
Se ha identificado el pozo productor OSO-B50 para la conversión a
re-inyector por baja producción de petróleo de 50 bppd y un bsw alto
de 93 %, en base al análisis geológico y características estratigráficas
se ha considerado que la Formación Napo T presenta condiciones
óptimas para ser receptora.
El presente estudio y las conclusiones a las que se ha llegado,
justifican que las Areniscas de la Formación Napo T cumplen con los
requisitos exigidos en el Artículo 29, numeral C Reinyección de aguas
y desechos líquidos del Reglamento Sustitutivo del Reglamento
Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador.
Se elige la formación receptora arenisca Napo T, basadas en la tabla
7, de características físicas de la roca.
Los costos comparativos del sistema de re-inyección de lodos y ripios
de perforación con anteriores métodos están detallados en la tabla 13,
siendo la nue tecnología nueva un 15% mas costosa por su inversión
inicial que puede ser facilmente recuaperado al efectuar perforacines
de pozos multiples con un alto volumen de lechada confinada.
Económicamente el sistema de reinyección de lodos y ripios de
perforación es un poco más costoso por varios factores como, la
tecnología utilizada, estudio de factibilidad inicial, pero estos costos
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podrían variar dependiendo de la empresa de servicios, la cantidad de
pozos, la dificultad de operación y el tipo de contrato etc. De esta
manera debe considerar también que es una opción definitiva para el
tratamiento de desechos de perforación y a su vez amigable con el
medio ambiente, que cumple con todas las regulaciones ambientales.
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5.2 RECOMENDACIONES
Adaptar la tecnología de reinyección de lodos y ripios de perforación,
como un método de disposición y eliminación de residuos en las
operaciones de ecuatorianas, ya que reduce el impacto ambiental y el
costo a largo plazo en comparación con los métodos tradicionales
empleados en la actualidad.
Realizar estudios de factibilidad para la implementación del método
de reinyección de lodos y ripios de perforación, en campos de
Ecuador económicamente no rentables, enfocados en pozos
abandonados, exploratorios o secos.
Realizar estudios para la perforación de pozos nuevos exclusivos
destinados a la aplicación de CRI, donde se tomen en cuenta los
volúmenes de desechos provenientes de pozos adyacentes, que se
encuentren dispuestos en superficie
Crear una norma ambiental en el Ecuador que regule la operación de
reinyección de lodos y ripios de perforación.
76
NOMENCLATURA / GLOSARIO
Anular: espacio entre dos círculos. En el caso de un pozo, es el
espacio entre dos tuberías u entre una tubería y la pared de hueco.
Columna Estratigráfica: describe la ubicación de las unidades de roca
en un área específica.
Cortes de Perforación: fragmentos de roca que se obtiene en el
proceso de perforación de un pozo y que al recuperarse en la
superficie del pozo se encuentra impregnados con los fluidos de
perforación.
CRI: Cuttings Re-Injection.
DCRI: Drill Cuttings Re-Injection
MAE: Ministerio de Ambiente del Ecuador.
Lechada: es la dispersión de cortes de perforación impregnados con
fluidos de perforación en agua, con propiedades Físicas y reológicas
que permiten bombearse de manera fluida hacia el interior del pozo
inyector.
Módulo de Young: Es una medida de elasticidad.
RAOHE: Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas
del Ecuador.
Reinyección: acción de disponer los cortes de perforación en
formaciones receptoras, a través de pozos.
77
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