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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Determinación de los mecanismos de daño más frecuentes en la arena Hollín mediante
pruebas de retorno de permeabilidad en un campo de estudio de la Cuenca Oriente.
Estudio Técnico previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Ruilova Zambrano Mayra Jizbell
TUTOR:
Ing. Renán Gonzalo Ruiz Pozo
QUITO, Diciembre 2019
ii
DERECHOS DE AUTOR Yo, Mayra Jizbell Ruilova Zambrano, en calidad de autor (a) y titular de los derechos morales
y patrimoniales del trabajo de titulación “Determinación de los mecanismos de daño más
frecuentes en la arena Hollín mediante pruebas de retorno de permeabilidad en un campo
de estudio de la Cuenca Oriente.”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el
Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS
CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad
Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial
de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de
autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización
y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto
en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión
y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier
reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda
responsabilidad
FIRMA
Mayra Jizbell Ruilova Zambrano
C.C.: 0706224805
e-mail: [email protected]
iii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del
Trabajo de Titulación cuyo tema es: “DETERMINACIÓN DE LOS MECANISMOS DE
DAÑO MÁS FRECUENTES EN LA ARENA HOLLÍN MEDIANTE PRUEBAS DE
RETORNO DE PERMEABILIDAD EN UN CAMPO DE ESTUDIO DE LA CUENCA
ORIENTE.”, presentado por la señorita Mayra Jizbell Ruilova Zambrano para optar el
Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para
ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.
En la ciudad de Quito a los 16 días del mes de diciembre de 2019.
Renán Gonzalo Ruiz Pozo
DOCENTE-TUTOR
CC: 0400514121
iv
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de
Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
de la Universidad Central del Ecuador denominado “DETERMINACIÓN DE LOS
MECANISMOS DE DAÑO MÁS FRECUENTES EN LA ARENA HOLLÍN
MEDIANTE PRUEBAS DE RETORNO DE PERMEABILIDAD EN UN CAMPO DE
ESTUDIO DE LA CUENCA ORIENTE “es original y no ha sido realizado con anterioridad
o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual.
El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen
las fuentes de información consultadas.
Firma
Mayra Jizbell Ruilova Zambrano
CC: 0706224805
Firma
Renán Gonzalo Ruiz Pozo
CC: 0400514121
v
DEDICATORIA
A Dios por haberme dado la constancia,
Para continuar preparándome académicamente.
A mí querida familia en especial:
A mi padre Carlos Ruilova, tus 20 años de
Sacrificio se ven reflejados en estas páginas.
A mi madre Maira Zambrano, la mujer que
me ha enseñado todo en la vida, soy su fiel
reflejo.
A mis hermanas Yelena y Anahella, sin su paciencia,
ni su amor incondicional no hubiera llegado hasta aquí.
A mi bella sobrina Ailen, nuestros mundos se
chocaron en un momento inesperado, y en ese
momento mi mundo se convirtió en el tuyo.
Mayra Jizbell
vi
AGRADECIMIENTO
Al señor Ingeniero Renán Ruiz, por su guía, conocimientos, asesoramiento y experiencia que
fueron invaluables durante la realización del presente estudio técnico.
Al señor Ingeniero Álvaro Izurieta, por su paciencia, tiempo, y todas sus enseñanzas que me
han ayudado a mi crecimiento personal y profesional.
A la empresa Halliburton por haberme brindado la oportunidad de realizar este estudio
técnico, y a cada uno de los profesionales que me han ayudado a alcanzar mis objetivos, en
especial a las líneas de Production Enhancement y Wireline and Perforating.
A todos ellos les expreso mis más sinceros agradecimientos por su colaboración y apoyo
incondicional con este trabajo.
Mayra Jizbell,
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DERECHOS DE AUTOR .......................................................................................................... ii
APROBACIÓN DEL TUTOR .................................................................................................. iii
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ............................................................................... iv
DEDICATORIA ......................................................................................................................... v
AGRADECIMIENTO ............................................................................................................... vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................................... vii
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................... x
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................. xi
ÍNDICE DE ANEXOS ............................................................................................................ xiii
RESUMEN .............................................................................................................................. xiv
ABSTRACT ............................................................................................................................ xvi
ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................................. xviii
CAPITULO I: GENERALIDADES .......................................................................................... 1
1. Antecedentes ................................................................................................................... 1
2. Planteamiento del Problema ............................................................................................ 2
3. Objetivos:........................................................................................................................... 2
3.1. Objetivo General: ........................................................................................................ 2
3.2 Objetivos Específicos: ................................................................................................ 2
4. Justificación e Importancia .............................................................................................. 2
5. Entorno del Estudio ......................................................................................................... 3
5.1. Marco Institucional .................................................................................................. 3
5.2. Marco ético .............................................................................................................. 3
5.3. Marco legal .............................................................................................................. 3
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ......................................................................................... 4
2.1 Generalidades ................................................................................................................... 4
2.1.1 Ubicación del área de Estudio .................................................................................... 4
2.1.2 Geología ..................................................................................................................... 4
2.2 Ambientes Sedimentarios ................................................................................................. 5
2.2.1 Sistema Fluvial ........................................................................................................... 5
2.2.2 Sistema Estuarino ....................................................................................................... 6
2.2.3 Sistema Marino Somero ............................................................................................. 6
2.3 Arena Hollín ..................................................................................................................... 7
2.3.1 Arenisca Hollín Superior ........................................................................................... 7
viii
2.3.1.1 Hollín Mareal ...................................................................................................... 7
2.3.1.2 Hollín Glauconítico ............................................................................................. 8
2.3.2 Arenisca Hollín Inferior ............................................................................................. 9
2.3.3. Principales minerales en la arena Hollín .................................................................... 11
2.3.3.1 Caolinita - Al4Si4O10(OH)8 ................................................................................... 12
2.3.3.2 llita - (K, H3O) (Al, Mg, Fe)2[(Al Si,)4O10(OH)2] (H2O) ...................................... 13
2.3.3.3. Glauconita - [(K, Na) (Fe3+, Al, Mg)2(Si, Al)4O10(ΟH)2] .................................... 14
2.4. Darcy Law ................................................................................................................... 15
2.5. Pruebas de Retorno de permeabilidad .......................................................................... 16
2.6. - Difracción de Rayos X ................................................................................................ 18
2.7.- Daño de Formación ...................................................................................................... 19
2.7.1.-Principales Mecanismos de daño de Formación ........................................................ 20
2.7.1.1 Migración de Finos ............................................................................................... 20
2.7.1.1.1 Principios Físicos ........................................................................................... 22
2.7.1.2 Evidencia de Migración de Finos Durante la Producción .................................... 26
2.7.1.3.- Fluidos de Control .................................................................................................. 27
2.7.1.4.- Sistemas Ácidos .................................................................................................. 27
2.7.1.5.- Sistema de Estabilización de Finos .................................................................... 28
2.7.1.5.1 Aditivo para control de arcillas .................................................................. 29
2.7.1.6. Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM) ............................................... 32
2.7.1.7. Fractura Hidráulica .............................................................................................. 33
2.7.1.8. Fractura Hidráulica más agentes controladores de finos ..................................... 35
2.7.1.8.1 Opciones de tratamiento ................................................................................. 36
2.7.1.9 Fractura Hidráulica más modificadores de permeabilidad relativa ...................... 37
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ....................................................................... 39
3.1 Tipo de estudio. ......................................................................................................... 39
3.2 Universo y muestra ......................................................................................................... 39
3.3 Instrumentos de recopilación y procesamiento de la información. ................................ 39
3.3.1 Procedimiento .......................................................................................................... 39
3.4 Metodología de Desarrollo. ....................................................................................... 44
3.5 Análisis de Resultados ............................................................................................... 45
CAPÍTULO IV: RESULTADOS ............................................................................................. 46
4.1.-Resultados de las pruebas de retorno de permeabilidad ................................................ 46
4.1.1 Fluidos de Control .................................................................................................... 46
4.1.2 Sistemas Ácidos ....................................................................................................... 47
ix
4.1.3 Fluido estabilizador de finos .................................................................................... 49
4.1.3.1 Tratamientos ...................................................................................................... 51
4.1.3.1.1 Consolidación Química .............................................................................. 51
4.1.4. Modificadores de permeabilidad relativa. – ............................................................ 52
4.2. Análisis Mineralógico.................................................................................................... 54
4.4 Criterio de selección para tratamientos .......................................................................... 56
CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 57
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 57
5.1. Conclusiones .................................................................................................................. 57
5.2 Recomendaciones ........................................................................................................... 58
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 59
ANEXOS .................................................................................................................................. 63
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Composición del fluido I ........................................................................................... 40
Tabla 2. Composición del fluido II y III ................................................................................. 41
Tabla 3. Diseño de Fluidos. ..................................................................................................... 47
Tabla 4. Composición del diseño de Fluido I .......................................................................... 48
Tabla 5. Composición del diseño de Fluido II ........................................................................ 49
Tabla 6. Composición del diseño de Fluido III ....................................................................... 49
Tabla 7. Aditivos utilizados en el fluido de control. ............................................................... 51
Tabla 8. Diseño del Fluido I .................................................................................................... 53
Tabla 9. Diseño de Fluido II .................................................................................................... 53
Tabla 10. Diseño de Fluido III ................................................................................................ 54
Tabla 11.Criterio de selección para tratamientos. ................................................................... 56
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la Cuenca Oriente,
y sus relaciones con la curva eustática. ...................................................................................... 4
Figura 2. Ubicación geográfica del campo de estudio. ............................................................. 5
Figura 3. Diagrama de bloques que muestra la distribución de diferentes tipos de entornos de
depósito no marinos (continentales), que incluyen (1) abanico aluvial, (2) abanico delta, (3)
río trenzado y (4 y 5) río serpenteante inciso o no inciso. ......................................................... 6
Figura 4. Modelo conceptual que resume la evolución de una sucesión estuarina. .................. 6
Figura 5. Perfil costero a marino poco profundo orientado a la inmersión, que muestra los
distintos subambientes definidos en relación con el nivel de marea alta (HTL), el nivel de
marea baja (LTL) ....................................................................................................................... 7
Figura 6. Arena con estructuras sedimentarias mareales. ......................................................... 8
Figura 7. a) Arenisca glauconítica y b) Grano de glauconita. ................................................... 9
Figura 8. Facies Fluviales en la Arena Hollín. .......................................................................... 9
Figura 9. Gamma Ray formación Hollín campo de estudio. ................................................... 10
Figura 10. Mineralogía Arena Hollín de los principales campos de la Cuenca Oriente. ........ 11
Figura 11. Gamma Ray, Master Log, y Análisis del Registro eléctrico para la arena Hollín del
campo de estudio. ..................................................................................................................... 12
Figura 12. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la caolinita. ...................... 13
Figura 13. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la illita. ............................ 14
Figura 14. Descripción de la estructura cristalina monocíclica de la glauconita. .................. 15
Figura 15. Diagrama de flujo en dirección a producción. ....................................................... 17
Figura 16. Diagrama de flujo en dirección a la inyección. ..................................................... 18
Figura 17. Análisis Difracción de Rayos X. ........................................................................... 19
Figura 18. Reducción de la permeabilidad. Ganancia temporal y permanente de la
permeabilidad que ilustra la migración de finos. ..................................................................... 21
Figura 19. La fase de fluido único está presente, los finos se mueven con el fluido que fluye.
.................................................................................................................................................. 22
Figura 20. Los finos húmedos con agua son inmóviles cuando la fase acuosa está inmóvil. . 23
Figura 21. Los finos húmedos con agua son móviles cuando fluye tanto agua como petróleo.
.................................................................................................................................................. 23
Figura 22. Adsorción de componentes polares del petróleo crudo para formar finos
humectados mixtos. .................................................................................................................. 24
xii
Figura 23. Eliminación parcial de lod finos mixtos de las paredes de los poros durante la
intrusión de agua. ..................................................................................................................... 24
Figura 24. Relación de Permeabilidad Vs Velocidad Intersticial. .......................................... 25
Figura 25. Caso Histórico, escenario de producción. .............................................................. 26
Figura 26. Comportamiento de la presión respecto a la concentración de fluido inyectado. . 28
Figura 27. Penetración en la formación por pie de intervalo (solución de tratamiento que
contiene 1% del aditivo para permeabilidad mayor a 30 md). ................................................. 31
Figura 28. Presión vs Radio de penetración para diferentes caudales, tomando en cuenta a
que drawdown se quiere trabajar. ............................................................................................. 32
Figura 29. Acción del modificador de permeabilidad relativa frente a la saturación de agua. 33
Figura 30. Acción del tratamiento acido en la garganta poral. ............................................... 33
Figura 31. Índice de productividad para un pozo fracturado (s=-5) y sin fractura (s=0). ....... 35
Figura 32. Esquema del mecanismo de acción del tratamiento. ............................................. 36
Figura 33. Esquema del mecanismo de acción del tratamiento. ............................................. 37
Figura 34. Representación esquemática de una geometría de conformidad de fractura
multicapa en contacto con capas de agua. ................................................................................ 38
Figura 35. Caso 1 de Producción Campo de estudio. ............................................................. 40
Figura 36. Caso 2 de Producción Campo de estudio .............................................................. 42
Figura 37. Caso 3 de Producción Campo de estudio. ............................................................. 43
Figura 39. Resultados permeabilidad reganada Vs fluidos de control utilizados. .................. 46
Figura 40. Resumen de resultados de retorno de permeabilidad VS sistemas ácidos. ............ 48
Figura 41. Resultados Prueba de velocidad critica realizada al núcleo K-P02. ...................... 50
Figura 42. Pruebas de retorno de permeabilidad fluidos modificadores de permeabilidad
relativa. ..................................................................................................................................... 52
Figura 43. Pruebas de retorno de permeabilidad de los fluidos modificadores de
permeabilidad relativa. ............................................................................................................. 53
Figura 44. Porcentaje de Cuarzo de los pozos en estudio. ...................................................... 54
Figura 45. Porcentaje de arcillas de los pozos en estudio. ...................................................... 55
xiii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P01. ................................................. 63
Anexo 2. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P02. ................................................. 63
Anexo 3. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P03. ................................................. 64
Anexo 4. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P04. ................................................. 64
Anexo 5. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P05. ................................................. 65
Anexo 6. Tabla de principales minerales encontrados en el Campo de Estudio de acuerdo con
las pruebas XRD. ...................................................................................................................... 66
Anexo 7. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la calcita. ............................ 67
Anexo 8. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la dolomita. ........................ 69
Anexo 9. La superficie de un metal compuesta por sitios anódicos como catódicos. ............. 70
Anexo 10. Composición Surfactante Dipolar. ......................................................................... 71
xiv
Tema: Determinación de los mecanismos de daño más frecuentes en la arena Hollín mediante
pruebas de retorno de permeabilidad en un campo de estudio de la Cuenca Oriente.
Autora: Ruilova Zambrano Mayra Jizbell
Tutor: Ruiz Pozo Renán Gonzalo
RESUMEN
Este estudio describe las diferentes pruebas de laboratorio utilizadas para identificar los
mecanismos de daño de formación y relacionar el comportamiento de producción asociado con
la arenisca de Hollín del Play Central de la Cuenca Oriente. Se proponen diferentes tratamientos
para mejorar la productividad y extender la vida productiva del pozo. Este estudio evalúa
diferentes enfoques de diagnóstico, diseño e implementación de campo para respaldar los
diversos trabajos recomendados durante el ciclo de producción de los pozos analizados.
El análisis comienza con un diagnóstico en base a los diferentes casos históricos de producción
del campo de estudio, luego se procedió a verificar la información antes analizada, para ello se
tomó los datos arrojados de las pruebas de Difracción de rayos X que nos mostraron la presencia
de mineralogía específica. Una vez identificado el problema con el reservorio Hollín se
procedió a recomendar tratamientos, para esto se tomó los datos de las diferentes pruebas de
retorno de permeabilidad para fluidos de control, sistemas ácidos, sistema de estabilización de
finos, y modificadores de permeabilidad relativa.
La descripción sedimentaria muestra que la arenisca de Hollín se puede subdividir en tres
unidades de flujo diferentes, cada una asociada con un mecanismo de daño de formación
diferente. La unidad superior, o glauconítica, a menudo se asocia con una baja permeabilidad y
daño por estimulaciones pasadas, debido a la falta de uso de mezclas de ácidos estándar.
Las unidades medias y bajas a menudo se asocian con la migración de finos como el mecanismo
principal de daño de formación. Las mezclas de estabilización de finos se investigaron mediante
pruebas de permeabilidad recuperada. Los resultados demuestran la liberación de finos a
medida que se supera la tasa crítica la cual fue determinada a una tasa de 10 ml/min.
Finalmente se propuso también la estimulación ácida como una alternativa a estas unidades de
flujo con pruebas de permeabilidad recuperada de hasta un 400%.
El efecto agresivo del agua se identifica como la causa principal de la baja producción en la
capa inferior; para estos casos, se investigaron el efecto de los modificadores de permeabilidad
xv
relativa los cuales dieron resultados positivos ya que el retorno de permeabilidad al agua fue 0
%.
En general se recomienda realizar análisis adicionales de velocidad crítica después del evento
de migración de finos para así tener una información más precisa de los cambios que ocurren a
nivel poral.
PALABRAS CLAVES:
RETORNO DE PERMEABILIDAD/ XRD/ ESTIMULACION ACIDA/ MECANISMO DE
DAÑO/ RPM/ FRACTURA.
xvi
Topic: Determination of the most frequent damage mechanisms in Hollín sand through
permeability return tests in a study field of the Oriente Basin.
Autora: Ruilova Zambrano Mayra Jizbell
Tutor: Ruiz Pozo Renán Gonzalo
ABSTRACT
This study describes the different laboratory tests used to identify formation damage
mechanisms and related production behavior associated with the Hollín sandstone, central play
of the Oriente basin. Different treatments are proposed to improve productivity and to extend
the productive life of the well. This study evaluates different approaches from diagnosis, design,
and field implementation to support the various jobs recommend during the production cycle
of the analyzed wells.
The analysis begins with a diagnosis based on the different historical production cases of the
field of study, then we proceeded to verify the information previously analyzed, for this we
took the data obtained from the X-ray Diffraction tests that showed us the presence of specific
mineralogy. Once the problem with the soot reservoir was identified, treatments were
recommended, for this the data of the different permeability return tests for control fluids, acid
systems, fine stabilization system, and relative permeability modifiers were taken.
The sedimentary description shows that Hollín sandstone can be subdivided into three different
flow units, each associated with a different formation damage mechanism. The superior unit,
or glauconitic, is often associated with low permeability and damage from past stimulations,
due to the lack of use of standard acid mixtures.
Medium and low units are often associated with fine migration as the main mechanism of
formation damage. The stabilization mixtures of fines were investigated by tests of recovered
permeability. The results demonstrate the release of fines as the critical rate is exceeded which
was determined at a rate of 10 ml / min.
Finally, acid stimulation was also proposed as an alternative to these flow units with tests of
recovered permeability of up to 400%.
The aggressive effect of water is identified as the main cause of low production in the lower
layer; For these cases, the effect of the relative permeability modifiers which gave positive
results was investigated since the return of water permeability was 0%.
xvii
In general, it is recommended to perform additional critical velocity analyzes after the fine
migration event in order to have more precise information on the changes that occur at the poral
level.
Keywords:
PERMEABILITY RETURN / XRD / ACID STIMULATION / DAMAGE MECHANISM /
RPM / FRACTURE.
xviii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
mD: milydarcys
PSI: Pounds square inch (Libras fuerza pulgada cuadrada)
RPM: Regained Permeability Modifier (Modificador de permeabilidad relativa).
XRD: X-Ray Diffraction (Difracción de rayos X)
CSNG: Compensated Spectral Natural Gamma Ray (Gamma Ray Espectral)
BBL/D: Barriles por día
1
CAPITULO I: GENERALIDADES
1. Antecedentes
El daño de formación es un problema común de los reservorios hidrocarburíferos que puede
ocurrir durante las diversas fases de la recuperación de petróleo y gas que incluyen operaciones
de perforación, producción y reacondicionamiento.
Las empresas productoras de hidrocarburos requieren aplicar diferentes metodologías a fin
de recuperar la productividad de las formaciones dañadas, para lo cual cuentan con el apoyo de
empresas de servicios petroleros especializadas en la aplicación de formulaciones de fluidos de
control, sistemas ácidos, fluidos de fractura y control de agua específicos, que permitan
optimizar la producción de los pozos dañados, de manera especial en campos maduros.
Entre las metodologías que permiten identificar los tratamientos a la formación que sean
más adecuados a cada pozo en particular, se encuentran las pruebas de retorno de
permeabilidad, que se realizan para determinar el daño causado por los fluidos inyectados al
yacimiento.
La arenisca Hollín es uno de los reservorios más productivos de la cuenca Oriente, por
lo que es importante para las compañías operadoras identificar la interrelación entre la roca
reservorio y los fluidos que se inyectan. El análisis de la interacción de los fluidos en
operaciones de reacondicionamiento con el yacimiento mediante el uso de pruebas de retorno
de permeabilidad nos permitirá conocer cómo afecta dicho fluido a la arena reservorio, creando
una base de datos que ayude a la compañía de servicios y a las empresas operadoras a elegir el
fluido de una manera eficaz y eficiente.
2
2. Planteamiento del Problema
Las operaciones de producción implican la interacción de diferentes tipos de fluidos con la
roca reservorio. Al ingresar un fluido a la formación este interactúa con el fluido original del
yacimiento y la roca de la formación, ocasionando un daño a la formación dando como resultado
una variación en la producción esperada del pozo.
En los últimos años se han desarrollado nuevas tecnologías que han ayudado a una mejor
selección de fluidos de tratamiento tales como: fluidos de control, sistemas ácidos, fluidos de
fractura y control de agua específicos, sin embargo, estos fluidos pueden reaccionar de una
manera diferente dependiendo las características petrofísicas y mineralógicas de la roca,
presiones y características del crudo.
En la actualidad no se cuenta con una base de datos elaborada e interpretada de pruebas de
retorno de permeabilidad que nos permita identificar las formulaciones con mejor desempeño
para el reservorio en estudio.
3. Objetivos:
3.1. Objetivo General:
Analizar los mecanismos de daño más frecuentes a través de pruebas de retorno de
permeabilidad para la Arena Hollín en un campo petrolero del Oriente Ecuatoriano.
3.2 Objetivos Específicos:
• Identificar las diferencias mineralógicas de los distintos núcleos para el reservorio
Hollín.
• Determinar el mecanismo de daño que afecta a la Arena Hollín.
• Evaluar el retorno de permeabilidad en fluidos de control, sistemas ácidos, y control de
agua específicos.
• Identificar estrategias para la prevención y / o reducción del daño potencial de la
formación de pozos productores del reservorio Hollín.
4. Justificación e Importancia
La producción de un pozo petrolero podría verse afectada durante las operaciones de
reacondicionamiento cuando la reacción entre los fluidos de control, sistemas ácidos, fluidos
de fractura y control de agua; con el sistema roca fluido del yacimiento no es favorable, debido
a partículas de solidos presentes en el fluido, reacción con los minerales de la roca porosa, y
3
reacciones químicas que provocan precipitación de sólidos; lo cual se traduce en daño a la
formación que se refleja en una pérdida de producción para el campo.
Los resultados del presente estudio permitirán la selección de un fluido adecuado para el
reservorio en análisis, con lo cual se buscará recuperar la productividad del pozo y disminuir el
costo de producción por barril de la empresa operadora, y de esta manera incrementar los
ingresos y rentabilidad de los proyectos petroleros.
5. Entorno del Estudio
El presente estudio técnico se realizó en el siguiente contexto.
5.1. Marco Institucional
El presente estudio técnico es un requisito para obtener el Título de Ingeniero de
Petróleos en la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la
Universidad Central del Ecuador. Este trabajo es desarrollado con los conocimientos y
capacitación obtenida en la carrera de Ingeniería de Petróleos y con el apoyo e información
brindada por la empresa Halliburton.
5.2. Marco ético
El siguiente estudio técnico no afecta los intereses de la Universidad Central del
Ecuador, ni los intereses de la empresa privada Halliburton ya que se lo realizará considerando
los principios éticos y normativos de cada institución. Además, se respetarán los resultados
obtenidos en el análisis de laboratorio, los cuales se manejarán con un criterio de ética de la
información y uso adecuado de un software con licencia, en caso de ser necesario.
5.3. Marco legal
El estudio técnico se lo realiza bajo la normativa de titulación del Sistema de Educación
Superior del País y la Constitución de la República del Ecuador Art. 123 y 350 que regulan la
aprobación de títulos académicos que posean un análisis científico, humanista y técnico en
relación con el desarrollo del país.
• Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador.
• Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
• Art. 37 Reglamento de Régimen Académico del Sistema Nacional de Educación
Superior.
• Art. 212 del Estatuto Universitario de la Universidad Central del Ecuador.
4
• Guía de Procedimientos para Elaboración de Estudios Técnicos de la Unidad Titulación.
• Art. 2 y Art. 3 Código Orgánico de la Economía Social de los Conocimientos,
Creatividad e Innovación.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1 Generalidades
2.1.1 Ubicación del área de Estudio
El Campo de estudio está ubicado al Noroeste de la región Amazónica y forma parte del
Corredor Sacha Shushufindi. Geológicamente el Campo se ubica al Oeste de la subcuenca cretácica
Napo y es un entrampamiento estructural, formado por un anticlinal asimétrico. (Baby, Rivadeneria, &
Barragán, 2004)
Figura 1. Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la Cuenca Oriente, y sus
relaciones con la curva eustática. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014)
2.1.2 Geología
El reservorio primario corresponde a una secuencia clástica de la formación cretácea
Hollín. Sin embargo, los miembros T y U de la formación Napo y el miembro Basal Tena de la
formación Tena se consideran reservorios potenciales. El ambiente sedimentológico en la
formación de Hollín estaba cambiando durante el proceso de sedimentación. (Leal, Gaibor,
Garces, & Benalcazar, 2015)
5
La formación de Hollín incluye sedimentos fluviales marinos, dominados por mareas y
poco profundos, que presentan diferentes características petrofísicas relacionadas con el
entorno de deposición y diagénesis. La formación de Hollín se subdivide en dos miembros
informales: Hollín Inferior y Hollín Superior.(Leal et al., 2015)
2.2 Ambientes Sedimentarios
Los ambientes de depositación son de vital importancia debido a que con ellos podemos
conocer acerca de la sedimentología, depositación, facies y mineralogía de los diferentes
reservorios de nuestro interés. Un ambiente de depositación busca entender la formación de
diferentes estructuras sedimentarias durante eventos como erosión, meteorización,
movimientos de placas tectónicas, y procesos químicos.
La formación Hollín se puede subdividir en dos miembros informales: Hollín Inferior y
Hollín Superior. Sin embargo, desde la perspectiva sedimentológica, se han definido tres
entornos de depósito: fluvial, mareal y estuarino. (Vallejo y Gaibor 2013, Barragan et al. 2004,
Vallejo et al. 2002, Shanmugam et al. 2000, Jaillard 1997 y White et al. 1995).
2.2.1 Sistema Fluvial
Depósitos Fluviales (también conocidos como Aluviales), abarca una amplia gama de
sedimentos generados por la actividad de ríos, arroyos, y procesos de flujos asociados con la
Figura 2. Ubicación geográfica del campo de estudio.
(Hidrocarburos, n.d.)
6
gravedad. Este tipo de sistemas ocurren en el presente bajo una variedad de condiciones
climáticas y en diferentes ambientes tales como: desiertos, regiones húmedas y glaciales.
(Boggs, 2006)
Figura 3. Diagrama de bloques que muestra la distribución de diferentes tipos de entornos de depósito
no marinos (continentales), que incluyen (1) abanico aluvial, (2) abanico delta, (3) río trenzado y (4 y
5) río serpenteante inciso o no inciso.
(Slatt, 2006)
2.2.2 Sistema Estuarino
Dalrymple, Zaitlin, and Boyd (1992) definen a un estuario como “La porción de mar
adentro de un sistema de valles que reciben sedimentos de fuentes marinas como fluviales, en
la cual contienen facies influenciadas por la marea, olas y procesos fluviales”.
Figura 4. Modelo conceptual que resume la evolución de una sucesión estuarina. (Johnson, Stright, Purcell, & Durkin, 2017)
2.2.3 Sistema Marino Somero
Las líneas costeras no deltaicas reciben su suministro de sedimentos de una variedad
de fuentes. Por ejemplo, los sedimentos pueden depositarse temporalmente en las
7
desembocaduras de los ríos y luego ser recogidos y movidos a lo largo de la costa por olas y
corrientes para formar playas. Además, los sedimentos pueden recogerse en el lecho marino y
desplazarse hacia tierra, nuevamente para formar depósitos en la playa. En general, existe un
transporte neto de arena en tierra, desde el fondo marino hasta la costa. Este transporte terrestre
neto se produce debido al movimiento hacia el interior del agua por las olas generadas por el
viento y las corrientes cercanas a la costa.(Slatt, 2006)
Figura 5. Perfil costero a marino poco profundo orientado a la inmersión, que muestra los distintos
subambientes definidos en relación con el nivel de marea alta (HTL), el nivel de marea baja (LTL) (Catuneanu, 2006)
2.3 Arena Hollín
La arenisca Hollín se desarrolla sobre una superficie peneplenizada pre-aptanse (más
conocida como precretácica), y puede ser dividida en los siguientes cuerpos:(Baby et al., 2014)
• Hollín Superior
• Hollín Inferior
2.3.1 Arenisca Hollín Superior
La arenisca Hollín superior se puede subdividir en dos intervalos: marinas poco
profundas y dominadas por mareas.
2.3.1.1 Hollín Mareal
Después del intervalo fluvial, los sedimentos submareales se depositan en la cuenca.
Estos sedimentos presentan estructuras sedimentarias típicas de las mareas, como cortinas de
lodo, laminaciones arrugadas, laminación de flasers, lechos lenticulares y grietas de sinéresis.
En el campo de estudio se caracteriza por los cambios laterales de facies, los cuerpos de arena
8
de grano medio a grueso presentan intercalaciones de depósitos de sedimentos finos (shale),
laminaciones de materia orgánica, facies heterolíticas (flasher, laminaciones), intervalos de
arenisca con abundante caolinita como matriz la cual deteriora completamente la calidad de
reservorio e incluso intervalos de caolín. (Rodriguez et al., 2015)
El intervalo de mareas presenta estructuras sedimentarias típicas de las mareas, que
incluyen cortinas de lodo, laminaciones arrugadas, laminaciones flaser, lenticular y grietas de
sinéresis.(Sandoval, Gaibor, Benalcazar, & Jimenez, 2015)
Figura 6. Arena con estructuras sedimentarias mareales. (Sandoval et al., 2015)
El mineral diagenético primario es la caolinita, que puede presentarse como parte de
la matriz o como cemento (Burfoot y Phillips 2000, Fig. 6). Por lo tanto, la calidad del reservorio
de estas areniscas está relacionada con la presencia de caolinita. Los mejores reservorios
corresponden a las areniscas con estratificación cruzada, areniscas masivas y areniscas con
laminación flaser. (Sandoval et al., 2015)
2.3.1.2 Hollín Glauconítico
Las facies marinas principales se componen de areniscas glauconíticas verdes, de
grano fino a medio, y de estratificación masiva o cruzada; A nivel local, podría presentar
cemento calcáreo o siderítico. La calidad del reservorio está relacionada con el porcentaje de
glauconita y cemento. Los mejores reservorios muestran menos del 5% de glauconita. Estas
facies sugieren un ambiente marino poco profundo para este intervalo. La Fig. 7 muestra una
cresta de banco de arena (verde claro) y una pendiente de bancos de arena (verde oscuro). La
cresta de las barras de arena corresponde a una secuencia de areniscas glauconíticas masivas y
cruzadas, mientras que la pendiente de la barra representa una intercalación de areniscas y
lutitas. El tipo de ambiente de depositación corresponde a barras de shoreface y litológicamente
está conformada por arenisca cuarzosa, matriz arcillosa, cemento calcáreo y abundante
glauconita. (Mapas de facies by. Gaibor J - 2017).
9
Figura 7. a) Arenisca glauconítica y b) Grano de glauconita. (Rodriguez et al., 2015)
2.3.2 Arenisca Hollín Inferior
Esta arenisca también es conocida como Hollín fluvial u Hollín Principal (Main
Hollín)
El intervalo fluvial incluye cuarzo arenitas de grano medio a grueso con una
cantidad variable de caolinita en la matriz. Las litofacies primarias incluyen areniscas con una
estratificación cruzada intercalada con areniscas masivas; La presencia de intervalos ricos en
materia orgánica son comunes. Los datos de los registros de pozos muestran sellos locales; el
grosor de estos depósitos de llanura de inundación oscila entre 3 a 20 pies.(Sandoval et al.,
2015)
Figura 8. Facies Fluviales en la Arena Hollín. (Sandoval et al., 2015)
10
Los pozos que han profundizado dentro de la formación han permitido obtener
información de registros eléctricos. En base a correlaciones con la información de las curvas
de los registros eléctricos (GR) se define que Hollín Inferior presenta una buena continuidad
lateral, litológicamente conformados por arenisca de grano medio a grueso, con buenas
propiedades petrofísicas (Rodriguez et al., 2015).
El intervalo fluvial de la formación de Hollin comprende cuarzo arenitas de grano
medio a grueso con una cantidad variable de caolinita en la matriz. Las principales litofacies
son areniscas con estratificación cruzada y areniscas masivas; La presencia de clastos de lodo
y carbón es común (Rodriguez et al., 2015).
Figura 9. Gamma Ray formación Hollín campo de estudio. (Leal et al., 2015)
11
2.3.3. Principales minerales en la arena Hollín
(Halliburton, 2019)
La arena de Hollín se muestra como una arena bastante limpia. Las arcillas
encontradas muestran una dispersión de hasta el 40% que a pesar de ser un porcentaje
relativamente bajo pueden provocar daño de la formación (ver Figura 10).
Las principales arcillas que se encuentran en las diferentes muestras analizadas son
Caolinita e illita, conocidas como arcillas de migración (intercambio de iones) las cuales son
las causantes de perdida de permeabilidad del reservorio, lo que se ve reflejado en una
disminución en la producción (Ver Figura 10).
Se encontró también una cantidad relativamente pequeña de glauconita únicamente
en una de las muestras tomadas, la glauconita es conocida por crear pellets que se acumulan en
la arena durante la producción (Ver anexo 6), además la glauconita es conocida por afectar los
resultados del registro eléctrico de resistividad debido a su capacidad para conducir la
electricidad.(Atahualpa & Trujillo, 2013)
Por otra parte, se encuentran una cantidad considerable de minerales carbonatados
que a pesar de que no dañan la formación directamente, pero pueden reaccionar con otros y
precipitar creando nuevos minerales que si pueden causar problemas. (Ver anexo 6).
0 20 40 60 80 100
K-P01 Plug #1
K-P01 Plug #2
K-P02 Plug #1
K-P02 Plug #2
K-P03 Plug #1
K-P03 Plug #2
K-P04 Plug #1
K-P05 Plug #1
Caolinita Illita Glauconita Calcita Pirita Feldespatos Siderita Dolomita
Figura 10. Mineralogía Arena Hollín de los principales campos de la Cuenca Oriente.
12
Se encuentran también siderita y pirita minerales causantes de escala y los feldespatos
que al precipitar los silicatos de potasio pueden causar una reducción de la permeabilidad. (Ver
anexo 6).
Figura 11. Gamma Ray, Master Log, y Análisis del Registro eléctrico para la arena Hollín del campo
de estudio.
Para la detección y comprobación de los minerales expuestos en las pruebas de Difracción de
rayos X se utilizó registros eléctricos, la Curva de Gamma Ray y los master log (Ver Fig.11),
se tomó datos de la curva gamma Ray del campo de estudio para un ambiente fluvial de donde
proviene la caolinita e illita, el grafico de factor fotoeléctrico vs la relación torio-potasio
obtenido de los registros eléctricos del campo de estudio, muestra que el mineral que abunda
en mayor cantidad es la caolinita.
2.3.3.1 Caolinita - Al4Si4O10(OH)8
Generalmente se forman en perfiles de suelo en ambientes cálidos y húmedos donde las
aguas ácidas filtran intensamente litologías de lecho rocoso como el granito.(Nichols, 2009)
Se produce por la alteración química o descomposición de las rocas o minerales, en este
caso hidrólisis; un ion de H+ u OH- reemplaza un ion en el mineral. (Nelson, n.d.)
La caolinita tiene una estructura de dos capas, un catión de intercambio de K + y una
pequeña capacidad de intercambio de base, y es básicamente una arcilla que no se hincha, pero
se dispersará y se moverá fácilmente.(Civan, 2000)
13
Figura 12. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la caolinita. (Civan, 2000)
2.3.3.2 llita - (K, H3O) (Al, Mg, Fe)2[(Al Si,)4O10(OH)2] (H2O)
La illita es un mineral arcilloso muy común, la mayoría de los minerales illita se
forman diagenéticamente a partir de otros minerales arcillosos como la esméctica y la caolinita
a temperaturas superiores a 70°C. Se forma en los suelos de áreas templadas donde la lixiviación
es limitada (Nichols, 2009).
La transformación de la esmectita en illita es importante en los estudios de presión
anormalmente alta del fluido porque se debe expulsar un volumen significativo de agua de la
esmectita original para producir la illita no hidratada.
El cambio de esmectita a illita es independiente de la edad del sedimento, el ambiente de
deposición o los cambios en el componente original de arcilla detrítica, y ocurre a una
profundidad de 9000 a 12,000 ft. La transformación de la esmectita en illita requiere la adición
de K+ (Freed, 1976).
▪ Reacciones
1) M (H2O) X= l +XH2O +∆Hr
Arcilla Hidratada
4KAlSi3O
8 + 4H
+
+ 2H2O → 4K
+
+ Al4Si
4O
10(OH)
8 + 8SiO
2
Orthoclase + Hydrogen ion + water Potassium ion Kaolinite quartz
14
(H2O) X = agua entre capas
L= cristal deshidratado
∆Hr= reacción endotérmica
2) Smectite + Al+3 + K+ = illite + Si+4
3) 4.5 K+ + 8 Al+3 + smectite → illite
+ Na+ + 2 Ca+2 +2.5 Fe+3
+2 Mg+2 + 3 Si+4 + 10 H2O
4) 3.9 K+ + 1.57 smectite → illite
+ 1.57 Na+ + 3.14 Ca+2 + 4.28 Mg+2
+ 4.78 Fe+3 + 24.66 Si+4 + 57 O-2
+ 11.40 OH- +15.7 H2O
Figura 13. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la illita. (Civan, 2000)
2.3.3.3. Glauconita - [(K, Na) (Fe3+, Al, Mg)2(Si, Al)4O10(ΟH)2]
Numerosos estudios han demostrado que los minerales glauconíticos se forman
predominantemente en las profundidades del agua desde la plataforma media hasta la pendiente
superior en los océanos. Estas áreas tienden a tener tasas de sedimentación lentas, otro requisito
comúnmente citado para la precipitación de minerales glauconíticos.(Chafetz & Reid, 2017)
15
La glauconitización requiere cuatro factores esenciales: (1) material de origen
(generalmente una capa expandible de silicato), (2) una fuente de hierro y potasio (agua de mar),
(3) condiciones reductoras locales y (4) tiempo. El último factor enfatiza la naturaleza
progresiva de la glauconitización, que puede terminarse en cualquier etapa (probablemente por
medio de depositación) (Triplehorn, 1965).
La forma del cristal de la glauconita es monocíclica (Thompson & Hower, 1975), el cual se
refiere a tres ejes de longitudes desiguales.(Danna, 2006)
Figura 14. Descripción de la estructura cristalina monocíclica de la glauconita. (Danna, 2006)
2.4. Darcy Law
Darcy desarrolló una ecuación de flujo de fluidos que desde entonces se ha convertido
en una de las herramientas matemáticas estándar del ingeniero petrolero. Si se establece un flujo
lineal horizontal de un fluido incompresible a través de una muestra de núcleo de longitud 𝐿 y
una sección transversal del área 𝐴, la ecuación de flujo de fluido gobernante se define como
(Ahmed, 2001):
(1)
Sin embargo, si tomamos en cuenta que en el pozo el flujo es radial los términos de la
ecuación varían a:
(2)
𝐾 = 𝑄 ∗ 𝜇 ∗ 𝐿
𝐴 ∗ ∆𝑃
𝑄𝑂 =0.00708 𝑘𝑓 ℎ (𝑃𝑟 − 𝑃𝑓)
𝜇 𝛽 ln (𝑟𝑒 𝑟𝑤) + 𝑠⁄
16
Donde:
k = permeabilidad (md)
h = espesor de la formación (ft)
Pr = presión del reservorio (psi)
Pf = presión de fondo fluyente (psi)
u = viscosidad (cp)
B = factor de expansión de volumen ( B1)
re = radio de drenaje (ft)
rw = radio del pozo (ft)
S = factor de daño
Q = caudal
L = longitud del núcleo
A = área de la sección transversal
2.5. Pruebas de Retorno de permeabilidad
Una prueba de retorno de permeabilidad puede revelar daños en la formación, y se realiza
utilizando un permeámetro de retorno. La porosidad y la conductividad de una muestra de núcleo se
determinan haciendo fluir un aceite mineral refinado a través del núcleo. Para simular la invasión de
fluido y filtrado en el núcleo, el fluido de reacondicionamiento se coloca contra el lado de salida del
núcleo y la presión diferencial se aplica en la dirección opuesta a la de la medición de flujo anterior.
Después de la contaminación, el aceite mineral fluye a través del núcleo en la dirección original y la
porosidad resultante se compara con la porosidad original para determinar si se ha producido una
reducción en la permeabilidad. (Wilcox, Fisk, & Corbett, 1987).
En la siguiente figura se indica el proceso de la prueba de retorno de permeabilidad.
17
Figura 15. Diagrama de flujo en dirección a producción. (Halliburton, 2019)
Bomba utilizada para todos los fluidos
introducidos en el sistema. Regulador de contrapresión fijado a 1000 psi. Solo
descarga fluidos bombeados sobre la cara del tapón del
núcleo que no fluyeron a través del núcleo.
Presión de sobrecarga de 1500 psi
Regulador de
contrapresión
fijado a 500 psi
Descarga de todos
los fluidos que
pasan a través del
tapón central.
Significa que el valor de 3 vías está
configurado para evitar el flujo en esta
dirección.
Significa la dirección en que el fluido
puede fluir a través del aparato de
prueba de núcleo.
En la (s) etapa (s) de producción de la prueba, el fluido
que se bombea ingresa a la celda de prueba y existe el
final del núcleo que simula el pozo. El fluido debe fluir
a través del tapón del núcleo y debe existir a través del
regulador de contrapresión establecido a 500 psi.
18
Figura 16. Diagrama de flujo en dirección a la inyección. (Halliburton, 2019)
2.6. - Difracción de Rayos X
El análisis de difracción de rayos X en polvo (XRD) es una técnica no destructiva que
puede proporcionar un análisis mineralógico rápido y preciso del volumen y contenido de
arcilla de muestras de roca sedimentaria (Amaefule, 1988). Esto se logra analizando por
separado las arcillas y los componentes de arena / limo de las muestras de roca. (Kersey, 1986).
Los sólidos cristalinos tienen una disposición organizada de átomos en tres dimensiones.
Los rayos X tienen longitudes de onda en el mismo rango que el espaciado de los átomos en
estos sólidos cristalinos. A diferencia de la luz visible, cuando un haz de rayos X se proyecta
sobre un sólido cristalino, los rayos X difractarán o reflejarán solo en ciertos ángulos. Estos
ángulos deben obedecer la Ley de Bragg (Halliburton, 2019):
2*d*sinθ=λn (3)
n = Número entero
λ = Longitud de onda de la onda incidente
d = Espaciado entre planos en la red atómica
Bomba utilizada para todos los fluidos
introducidos en el sistema.
Regulador de contrapresión fijado a 1000 psi. Solo
descarga fluidos bombeados sobre la cara del tapón del
núcleo que no fluyeron a través del núcleo.
Regulador de
contrapresión
fijado a 500 psi
Descarga de todos
los fluidos que
pasan a través del
tapón central.
Presión de sobrecarga de 1500 psi
Significa la dirección en que el fluido
puede fluir a través del aparato de
prueba de núcleo.
Significa que el valor de 3 vías está
configurado para evitar el flujo en esta
dirección.
En la (s) etapa (s) del fluido de tratamiento, de la prueba, el fluido
que se bombea ingresa a la primera celda y entra en contacto con
el extremo del núcleo que simula el pozo. El fluido puede fluir a
través del tapón del núcleo y existir a través del regulador de
contrapresión establecido en 500 psi, o si no es posible el flujo a
través del tapón del núcleo, puede existir a través del regulador de
contrapresión establecido a 1000 psi.
19
Θ = El ángulo entre el rayo incidente y los planos de dispersión
Es decir, para los rayos X de una sola longitud de onda, solo hay un ángulo para un
espacio particular entre los átomos donde se reflejarán. Ya que en cada mineral hay átomos de
diferentes elementos en numerosos arreglos espaciados que producen un reflejo, usamos un
difractómetro, un instrumento donde podemos variar el ángulo del haz de rayos X y medir en
qué ángulos se refleja el haz para eso muestra. El patrón de XDR resultante se compara con el
patrón de minerales conocidos para determinar la composición mineral (ver Fig.17). Las
mediciones cuantitativas se pueden realizar en función de la intensidad relativa o la fuerza de
los reflejos para cada mineral presente. (Halliburton, 2019)
Figura 17. Análisis Difracción de Rayos X. (Halliburton, 2019)
2.7.- Daño de Formación
El daño de la formación es causado por las interacciones fisicoquímicas, químicas,
biológicas, hidrodinámicas y térmicas de la formación porosa, las partículas y los fluidos y la
deformación mecánica de la formación bajo tensión y cizallamiento del fluido. Estos procesos
se activan durante las operaciones de perforación, producción, reacondicionamiento y
fracturación hidráulica. Los indicadores de daños en la formación incluyen deterioro de la
permeabilidad, y disminución del rendimiento del pozo. (Civan, 2000)
20
2.7.1.-Principales Mecanismos de daño de Formación
1) Incompatibilidades fluido-fluido, por ejemplo, emulsiones generadas entre el filtrado de
lodo a base de aceite invasor y el agua de formación. (Civan, 2000)
2) Incompatibilidades del fluido con la roca, por ejemplo, el contacto de la arcilla esmectita
potencialmente inflable o la arcilla caolinita desfloculable por medio de líquidos a base de
agua no equilibrada, con el potencial de reducir severamente la permeabilidad del pozo.
(Civan, 2000)
3) Invasión de sólidos, por ejemplo, la invasión de agentes muy densos o sólidos obtenidos
durante la perforación. (Civan, 2000)
4) Trampa / bloqueo de fase, por ejemplo, la invasión y atrapamiento de fluidos a base de
agua en la región cercana al pozo de un pozo de gas. (Civan, 2000)
5) Alteración química / alteración de humectabilidad, por ejemplo, adsorción de
emulsionantes que cambia las características de humectabilidad y flujo de fluido de una
formación. (Civan, 2000)
6) Migración de finos, por ejemplo, el movimiento interno de partículas finas dentro de la
estructura de poros de una roca que resulta en el taponamiento de las gargantas de poros.
(Civan, 2000)
7) Actividad biológica, por ejemplo, la introducción de agentes bacterianos en la formación
durante la perforación y la posterior generación de lodos poliméricos de polisacárido que
reducen la permeabilidad. (Civan, 2000)
2.7.1.1 Migración de Finos
La migración de finos es una fuente reconocida de daños en la formación en algunos
pozos de producción, particularmente en areniscas. La evidencia indirecta, como la disminución
de la productividad durante un período de varias semanas o meses, es el síntoma más común.
Esta reducción de la productividad generalmente se puede revertir mediante tratamientos con
sistemas ácidos. (Syed, Kalfayan, & Montmogomery, 2016)
21
Este comportamiento a menudo sugiere una acumulación de finos en la región cercana
al pozo durante un período de tiempo. Los estudios de campo y los experimentos de laboratorio
han indicado que los finos que causan la reducción de la permeabilidad incluyen arcillas,
feldespatos, micas y plagioclasa. (Syed et al., 2016)
Las pruebas de flujo del núcleo realizadas en el laboratorio muestran claramente si se
inyectan salmueras de baja salinidad (<2%) en rocas sensibles al agua se obtienen grandes
reducciones en la permeabilidad (hasta factor 500). Ahora está bien establecido que esta
dramática reducción de la permeabilidad es casi en su totalidad un resultado de la migración de
finos. La evidencia se muestra claramente en la Fig. 18.
(Syed et al., 2016)
Los minerales de grano fino están presentes en la mayoría de las areniscas y algunos
carbonatos. No se mantienen en su lugar por la presión de confinamiento y son libres de
moverse con la fase de fluido que los moja (generalmente agua). Permanecen unidas a las
superficies de los poros por fuerzas electrostáticas y Van der Waals. A concentraciones altas de
sal (> 2%), las fuerzas de Van der Waals son lo suficientemente grandes como para mantener
los finos unidos a las superficies de los poros. A medida que disminuye la salinidad, las fuerzas
electrostáticas repulsivas aumentan porque la carga negativa en las superficies de los poros y
los finos ya no están protegidos por los iones. Cuando las fuerzas electrostáticas repulsivas
superan las fuerzas atractivas de Van der Waals, los finos se liberan de las superficies de los
poros. La magnitud típica de la concentración de sal crítica está en el rango de 5000 a 15000
Figura 18. Reducción de la permeabilidad. Ganancia temporal y permanente de la
permeabilidad que ilustra la migración de finos.
22
ppm (1.5%) de cloruro de sodio. Si una arenisca sensible al agua se expone a salmuera con una
salinidad por debajo de la concentración de sal crítica, se liberan finos y se observan
reducciones significativas en la permeabilidad (Syed et al., 2016).
La migración de finos también puede ser inducida por arrastre mecánico de finos, que
puede ocurrir cuando la velocidad del fluido aumenta por encima de una velocidad crítica.
Gruesbeck y Collins (1982), entre otros, han medido la velocidad crítica de las areniscas. Los
valores típicos reportados de velocidades críticas están en el rango de 0.02 m / s. Esto se traduce
en tasas de flujo de pozo modestas para la mayoría de los pozos de petróleo y gas (Syed et al.,
2016).
Las observaciones anteriores implican que la migración de finos puede ser inducida por
cualquier operación que introduzca fluidos de baja salinidad (<2%) o pH alto (> 9%) en una
formación sensible al agua. La migración de los finos también puede ser inducida por altos
índices de flujo en la región del pozo cercano, particularmente en los pozos que producen agua.
Los ejemplos de tales operaciones incluyen que las lutitas intermedias contienen cantidades
sustanciales de arcillas inflables. Cuando hay arcillas inflables en el intervalo de producción,
pueden producirse problemas de daños de formación debido a la sensibilidad de la velocidad o
la sensibilidad del agua. Se debe tener cuidado para garantizar que se mantengan las tasas de
producción y la extracción en dichos pozos de manera que la velocidad crítica no se exceda en
la región cercana al pozo (Syed et al., 2016).
2.7.1.1.1 Principios Físicos
Comportamiento de partículas finas en presencia de un sistema de fluido agua-petróleo
en medios porosos.
Figura 19. La fase de fluido único está presente, los finos se mueven con el fluido que fluye.
(Civan, 2000)
23
Cuando solo está presente una fase de fluido único y fluye lo suficientemente rápido
como para mantener las partículas suspendidas, las partículas de formación se mueven a través
de los poros con el fluido, a menos que se unan mecánicamente a las restricciones de poros
(Fig. 19). (Civan, 2000)
Figura 20. Los finos húmedos con agua son inmóviles cuando la fase acuosa está inmóvil.
(Civan, 2000)
La humectabilidad de las partículas y las fuerzas interfaciales influyen fuertemente en
la movilidad de las partículas cuando hay flujo multifásico. Las partículas se moverán solo si
la fase que las moja se está moviendo (Fig.20) (Civan, 2000).
Figura 21. Los finos húmedos con agua son móviles cuando fluye tanto agua como petróleo.
(Civan, 2000)
El flujo simultáneo de petróleo y agua causa la migración de finos porque el agua es lo
suficientemente móvil como para transportar los finos y porque las alteraciones de presión
causadas por el flujo multifásico mantienen los finos agitados (Fig. 21) (Civan, 2000).
24
Figura 22. Adsorción de componentes polares del petróleo crudo para formar finos humectados
mixtos.
(Civan, 2000)
La adsorción de componentes polares pesados del petróleo crudo en partes de las partículas
finas puede hacer que se mezclen y que la composición de la salmuera puede afectar las fuerzas
de balance, lo que influye en la eliminación de partículas finas de la superficie de los poros
durante la intrusión de agua (empuje hidráulico) (Civan, 2000).
Figura 23. Eliminación parcial de lod finos mixtos de las paredes de los poros durante la intrusión de
agua.
(Civan, 2000)
25
La fuerza de arrastre que actúa sobre una partícula fina unida a la superficie del poro es
proporcional a la velocidad intersticial y la viscosidad del fluido y el área de la superficie de la
partícula (Civan, 2000).
A medida que la velocidad del fluido se incrementa gradualmente, se puede alcanzar una
velocidad del fluido intersticial crítica necesaria para el desprendimiento de partículas finas de
la superficie de los poros. Amaefule y col. (1987) declaró: "La velocidad crítica depende de la
fuerza iónica y el pH del fluido portador, la tensión interfacial, la geometría y la morfología de
los poros, y la humectabilidad de la roca y las partículas finas". Luego, las partículas se eliminan
hidrodinámicamente de superficie de poros y arrastrada por el fluido que fluye a través de
medios porosos. Las partículas finas que migran aguas abajo con el fluido pueden encontrarse
y obstruir gargantas de poro estrecho mediante un proceso de atasco. Esto hace que aumente la
diferencia de presión en el núcleo y que disminuya la permeabilidad (Civan, 2000).
(Civan, 2000)
Figura 24. Relación de Permeabilidad Vs Velocidad Intersticial.
26
Por lo tanto, desde un punto de vista práctico, la velocidad intersticial crítica se
caracteriza como la velocidad intersticial a la que comienza la reducción de la permeabilidad y
el aumento del diferencial de presión a medida que la velocidad del fluido se incrementa
gradualmente desde un valor suficientemente bajo (Civan, 2000).
2.7.1.2 Evidencia de Migración de Finos Durante la Producción
La migración de finos es un evento que se visualiza en la producción, ya que existe una
disminución de esta. El presente caso histórico nos brinda un ejemplo de que es lo que pasa
durante las diferentes etapas de producción de un pozo.
Figura 25. Caso Histórico, escenario de producción.
Durante los 3 primeros meses de producción observamos una producción con una
declinación moderada, m=2.18 (donde m= pendiente), luego cuando comienza la producción
de agua observamos una declinación excesiva en la producción (m=11.43), esto quiere decir
que el agua interactuó con el reservorio y este se vio afectado por el inicio de la migración de
finos, continuando este panorama hasta llegar a una producción de 243 bbl (m= 3 y m=2.44).
Se procede a enviar el fluido de control de finos y observamos un aumento de la
producción a 900 bbl aproximadamente (m= 1.17), sin embargo, al cabo de 3 meses la
producción de agua vuelve a incrementarse lo cual provoca una disminución en la producción
nuevamente (m= 5.85), esto nos indica que la migración de finos continuará afectando la
producción de reservorio ya que el agua siempre va a estar presente.
27
Existen 2 escenarios en los cuales puede producirse la migración de finos durante la
producción inicial donde principalmente existe una declinación (Ver Figura 25), y el otro es
durante la operación de perforación o reacondicionamiento del pozo la cual es provocada por
mala selección del fluido de control.
2.7.1.3.- Fluidos de Control
La pérdida de fluidos bombeados que circulan desde la superficie hasta la profundidad
total (TD) y regresan durante varias operaciones de perforación, terminación e intervención
plantean numerosos problemas que afectan a los pozos y reservorios. La pérdida de fluido (FL)
para la formación es costosa, no solo en términos del volumen de fluido en sí, sino también, en
términos de tiempo y los gastos necesarios para mitigar el problema. El control del pozo puede
fracasar, si existe deterioro en la limpieza de los pozos y si existe daño en el reservorio a veces
permanente, como resultado de la entrada de fluidos en la formación. Un tratamiento de perdida
de fluido sin viscosidad y de baja viscosidad puede ayudar a (1) mitigar la pérdida de
circulación, (2) evitar la pérdida de líquido de perforación costoso durante los
reacondicionamientos, y (3) mejorar el control del pozo al mantener una columna hidrostática.
(Eoff & Waltman, 2009)
Libres de sólidos y formulados con sales acuosas, estos fluidos pueden alcanzar un
amplio rango de densidad incorporando la sal apropiada (cloruros, amonio y formiatos). (World
Oil, 2015).
Para mitigar la migración de finos se han diseñado varios tratamientos químicos. Éstos
incluyen: sistemas ácidos, sistema de estabilización de finos, modificadores de permeabilidad
relativa, fractura hidráulica, y fractura hidráulica más métodos combinados
2.7.1.4.- Sistemas Ácidos
El tratamiento de estimulación de la matriz más común es la acidificación, en la que se
inyecta una solución ácida para disolver los minerales en la formación. Sin embargo, también
se utilizan otros disolventes. Los ácidos más comunes son el ácido clorhídrico (HCl), usado
principalmente para disolver minerales carbonatados, y mezclas de HCl y ácido fluorhídrico
(HF), utilizados para atacar minerales de silicato como arcillas y feldespatos. Otros ácidos,
particularmente algunos ácidos orgánicos débiles, se usan en aplicaciones especiales, como
pozos de alta temperatura. La acidificación de la matriz es un tratamiento cercano al pozo, con
todo el ácido reaccionando dentro de aproximadamente 1 pie del pozo en formaciones de
28
arenisca y en unas pocas pulgadas a aproximadamente 10 pies del pozo en carbonatos.
(Economides & Nolte, 2000)
2.7.1.5.- Sistema de Estabilización de Finos
Las formaciones de arenisca contienen cantidades variables de minerales arcillosos y
partículas finas, que están unidas a los granos de arena por las débiles fuerzas de atracción de
Van Der Waals. Los minerales arcillosos naturales se encuentran generalmente en estado
aglomerado o floculado. Es bien sabido que la inyección de fluidos de baja salinidad o alto pH
perturbará el estado de equilibrio entre las partículas de arcilla y la matriz de granos de arena.
Como resultado, estas partículas finas se dispersarán, bloquearán las gargantas de poros y
causarán una severa pérdida de permeabilidad.(Syed et al., 2016)
Figura 26. Comportamiento de la presión respecto a la concentración de fluido inyectado. (Syed et al., 2016)
Muchos investigadores han examinado los factores que afectan la disminución de la
permeabilidad debido a la migración de finos y la hinchazón de la arcilla, incluidos los cambios
de salinidad, el pH, el caudal y la temperatura. Estos estudios demostraron que las partículas de
arcilla se liberan cuando las arcillas entran en contacto con fluidos de baja salinidad. Las
partículas dispersas permanecen suspendidas en agua dulce y se transportan con el fluido que
fluye hasta que se capturan en las gargantas de poros, lo que disminuye la permeabilidad. Los
minerales de arcilla se cargan negativamente a valores de pH superiores a 5. Las cargas
negativas en los minerales de arcilla los hacen sensibles a los fluidos y proporcionan el
mecanismo por el cual operan los estabilizadores de arcilla. (Syed et al., 2016)
29
Los químicos utilizados para estabilizar las arcillas y los finos funcionan al ser
adsorbidos, generalmente por atracción electrostática o intercambio iónico, en los minerales a
estabilizar. Debido a que los silicatos tienen una carga negativa, el estabilizador más efectivo
tiene una carga positiva (catiónica). Los estabilizadores de arcilla comunes son cationes
altamente cargados, surfactantes cuaternarios, poliaminas, aminas policuaternarias y silanos
orgánicos.(Economides & Nolte, 2000)
Los estabilizadores de arcilla se usan comúnmente en tratamientos de acidificación y
fracturamiento. Deben ser térmicamente estables a la presión y temperatura del yacimiento.
Deben ser químicamente estables en los ácidos utilizados para la estimulación y en el entorno
de alto pH que se encuentra en los tratamientos de fracturamiento (en el caso de usar geles de
borato de alto pH).(Syed et al., 2016)
Los polímeros orgánicos catiónicos tienen grupos funcionales de polaridad positiva.
Se adsorben en las superficies de arcilla en múltiples sitios. El polímero adsorbido con múltiples
accesorios a la superficie de la roca resistirá el intercambio con otros cationes en solución. Esto
aumentará la vida útil del tratamiento de estabilización de arcilla. (Syed et al., 2016)
2.7.1.5.1 Aditivo para control de arcillas
Con el objetivo de mitigar la migración de finos se utilizan diferentes diseños de fluido
el cual depende de la permeabilidad del reservorio.(Halliburton, 2017)
Aditivo para permeabilidad menor 30 md. - Este diseño está destinado
principalmente para su uso, en formaciones con una permeabilidad de 30 md o menos. Este
diseño proporciona una penetración superior en roca apretada sin daños por permeabilidad
impuestos por el tratamiento. Su uso debe considerarse cuando se espera migración de finos, ya
sea durante el tratamiento de formación o durante la producción de petróleo crudo o gas natural
posteriormente. Las pruebas han demostrado que debe usarse una proporción de 10 galones
como mínimo del tratamiento por cada 1,000 galones de agua de mezcla.(Halliburton, 2017)
Aditivo para permeabilidad mayor a 30 md. - El segundo diseño es un polímero
que se puede usar para estabilizar varios tipos de finos minerales que se producen comúnmente
en muchas formaciones. El compuesto estabiliza efectivamente muchos finos minerales que no
responden al tratamiento con estabilizadores de arcilla convencionales. En pruebas de
laboratorio, el uso del compuesto puede proporcionar una estabilización sustancial, a largo
30
plazo, de finos minerales como sílice, carbonatos, hematita, magnetita, siderita y arcillas
migratorias. Los estudios de laboratorio también indican que es un eficaz estabilizador de arcilla
inflables. El compuesto es efectivo a altas temperaturas. Se ha demostrado que estabiliza
efectivamente los finos minerales incluso después de la exposición a temperaturas de 500 ° F
(260 ° C) (Halliburton, 2017).
El compuesto no debe usarse en formaciones con una permeabilidad menor a 30 md,
En general, la concentración recomendada de compuesto es de un mínimo de 1% en volumen
(10 gal / 1,000 galones) de fluido inyectado. El radio de tratamiento mínimo recomendado es
de 6 pies. Para una formación de arenisca que contenga un 5% de finos de sílice y no minerales
de arcilla, usar 3 gal de compuesto por pie de zona tratada (Halliburton, 2017).
Para el cálculo del volumen que debe ser inyectado se utiliza la siguiente ecuación
(Halliburton, 2017):
(4)
Donde
V= Volumen de Aditivo necesario por galón de químico sin diluir.
Vrock= Volumen de roca a ser tratado para un radio de 6 ft, Vrock= π r2h= (113.1 ft2) (h) donde
“h” es el espesor de la zona a ser tratada en pies.
F= Fraction de cada mineral en la roca.
ρrock= Densidad de la roca. La densidad promedio de las arenas es 164.03 lb/ft3.
Θ = Porosidad.
Ffines= Fracción de partículas de roca menor a 45 micrones en diámetro.
Debido a que la ecuación 4 contiene términos difíciles de determinar, se utiliza una
relación más sencilla entre la profundidad de penetración y porosidad la cual se muestra a
continuación.
31
Figura 27. Penetración en la formación por pie de intervalo (solución de tratamiento que contiene 1%
del aditivo para permeabilidad mayor a 30 md). (Halliburton, 2015)
Ahora bien, la pregunta que viene a continuación es como elegimos el radio de penetración,
para aquello se desarrolló el siguiente gráfico:
32
Figura 28. Presión vs Radio de penetración para diferentes caudales, tomando en cuenta a que
drawdown se quiere trabajar. (Halliburton, 2019)
La figura 28 nos muestra la relacion existente entre presión y radio de penetración para
caudales desde 500 STB/d hasta 1700 STB/d, dependiendo de la presión y el porcentaje de
drawdown en el que queremos trabajar, podemos calcular para esos diferentes caudales el
máximo radio de penetración.
2.7.1.6. Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM)
Es la aplicación de procesos a reservorios y perforaciones para reducir la producción de
agua, mejorar la eficiencia de recuperación o satisfacer una amplia gama de gestión de
reservorios y objetivos ambientales. Si bien el uso de procesos de conformidad puede no
resultar en un aumento de la producción, tales procesos a menudo pueden mejorar la
rentabilidad de los operadores como resultado de los siguientes beneficios:
• Vida productiva más larga.
• Reducción de los costos de levantamiento.
• Reducción de preocupaciones y costos ambientales.
• Tratamiento minimizado y eliminación de agua.
33
• Reducción de costos de mantenimiento de pozos.
(Pirson, n.d.)
Figura 30. Acción del tratamiento acido en la garganta poral. (Garcia, Soriano, Chacon, & Eoff, 2008)
2.7.1.7. Fractura Hidráulica
Si se bombea un fluido a un pozo más rápido de lo que el fluido puede escapar a la
formación, inevitablemente la presión aumenta y, en algún momento, algo se rompe. Debido a
Effect
Figura 29. Acción del modificador de permeabilidad relativa frente a la saturación de
agua.
34
que la roca es generalmente más débil que el acero, lo que se rompe es por lo general la
formación, lo que resulta en la división del pozo a lo largo de su eje como resultado de las
tensiones del aro de tracción generadas por la presión interna. (Economides & Nolte, 2000)
Sin embargo, en general, la roca se fractura debido a la acción de la presión del fluido
hidráulico lo cual crea una fractura "hidráulica". Debido a que la mayoría de los pozos son
verticales y la tensión de ruptura más pequeña es la tensión horizontal mínima, la división inicial
(o ruptura) da como resultado una separación vertical y plana en la tierra.(Economides & Nolte,
2000)
Según Economides & Nolte fracturación hidráulica ha sido y seguirá siendo una de las
herramientas de ingeniería principales para mejorar la productividad de los pozos. Esto se logra
por:
• Colocar un canal conductor a través del daño del pozo de tal forma que fluya el
hidrocarburo, sin pasar por esta zona dañada.
• Extender el canal a una profundidad significativa en el reservorio para aumentar aún
más la productividad.
• Colocar el canal de manera que se altere el flujo de fluido en el depósito.
Prats (1961), en una publicación ampliamente citada, presentó las fracturas hidráulicas
como causantes de un radio efectivo del pozo y, por lo tanto, un efecto de daño equivalente una
vez que el pozo entra en el flujo (pseudo) radial. En otras palabras, el reservorio fluye hacia un
pozo fracturado, como si este último tuviera un pozo agrandado. (Economides & Nolte, 2000)
35
Figura 31. Índice de productividad para un pozo fracturado (s=-5) y sin fractura (s=0). (Halliburton, 2019)
2.7.1.8. Fractura Hidráulica más agentes controladores de finos
Este tipo de fluido se puede usar para tratar caras de fractura como parte del tratamiento
de fracturamiento hidráulico. El uso de este sistema en las caras de fractura (y el apuntalante)
proporciona una película hidrofóbica que ayuda a mejorar la recuperación del fluido de
fracturamiento después de un tratamiento de fractura y protege al apuntalante de las reacciones
geoquímicas causadas por la presencia de agua, lo que a menudo conduce a la obstrucción de
los poros o la disminución de la conductividad.(Songire, Uppuluri, & Rama, 2014)
Además de recubrir el apuntalante y tratar la cara de la fractura, el fluido potenciador
diluido se puede inyectar en una matriz de formación con una permeabilidad superior a 100 md.
El polímero se aplica sobre las partículas de formación para ayudar a prevenir la migración de
finos en una formación no consolidada o débilmente consolidada para producir y /u obstruir el
paquete de grava / apuntalante durante la producción del pozo. (Songire et al., 2014)
Los finos generados como resultado del empotramiento del apuntalante en la cara de la
fractura también contribuyen a la pérdida de conductividad. Los finos se liberan a medida que
36
aumenta la presión de cierre de la formación en el paquete de apuntalante, invadiendo el paquete
y obstruyendo los poros entre los apuntalantes. Los apuntalantes recubiertos con el polímero
ayudan a reducir este efecto formando una superficie pegajosa en el apuntalante, que inmoviliza
los finos (Fig. 32) (Songire et al., 2014).
Figura 32. Esquema del mecanismo de acción del tratamiento. (Halliburton, 2019)
2.7.1.8.1 Opciones de tratamiento
1) Tratar las caras de la fractura con una solución diluida del tratamiento antes de colocar
el apuntalante recubierto con el reforzador en las fracturas. Se inyecta un volumen de solución
diluida del tratamiento como parte de la preparación o el líquido de relleno en las fracturas que
se han creado recientemente. Las concentraciones recomendadas de fluido a inyectar son 10 gal
/ 1000 gal de líquido del tratamiento. Para el tratamiento de las caras de fractura durante la
inyección de líquido de relleno, use un reforzador diluido con un líquido base-gel (Vasquez,
Waltman, & Eoff, 2010).
2) Inyectar una solución diluida del reforzador en las formaciones que rodean el pozo
como parte del líquido de relleno, antes de realizar el empaque de grava, paquete de agua, el
fracturamiento, o como parte del tratamiento de remediación, para estabilizar la formación de
finos y evitar que invadan la grava o el apuntalante (Vasquez et al., 2010).
37
Figura 33. Esquema del mecanismo de acción del tratamiento. (Halliburton, 2019)
2.7.1.9 Fractura Hidráulica más modificadores de permeabilidad relativa
El uso de modificadores de permeabilidad relativa (RPM) en tratamientos de fractura
hidráulica se considera una técnica de control de conformidad. El objetivo del tratamiento de
conformidad con fracturas no es solo evitar una zona de daño cercana al pozo o crear un canal
altamente conductor para aumentar la producción de hidrocarburos, sino también detener o
minimizar el corte de agua.(Diaz et al., 2009)
La mayoría de los sistemas RPM consisten en polímeros hidrofílicos que se bombean a
la formación para reducir el movimiento del agua a través de la red de poros de roca sin causar
una reducción significativa de la permeabilidad al petróleo o al gas. (Diaz et al., 2009)
El procedimiento de conformidad de la fractura consiste en bombear una solución de
RPM después del gel y antes del tratamiento de fractura principal, para filtrar la solución de
polímero en las caras de la fractura. La acción del polímero RPM en las caras de fractura reduce
la formación de agua que ingresa al paquete de apuntalante (Diaz et al., 2009).
(1) Original reservoir fluid
(2) Matrix conditioner
(3) Acid pre Flush
(4) Fines Stabilization Blend
1
2
3
4
38
Figura 34. Representación esquemática de una geometría de conformidad de fractura multicapa en
contacto con capas de agua. (Diaz et al., 2009)
39
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de estudio.
El presente estudio técnico es de tipo analítico debido a que fundamentado en los datos obtenidos a
través de las pruebas de retorno de permeabilidad y Difracción de rayos X determinaremos propiedades
petrofísicas y mineralógicas de nuestro reservorio de interés.
Además, es de tipo evaluativo ya que con los resultados obtenidos podremos determinar el fluido
de control, sistemas ácidos, fluidos de fractura y control de agua, que mejor interactúe con la arena de
nuestro interés mitigando el daño de formación.
3.2 Universo y muestra
El universo corresponde el campo de estudio con un total de 25 pozos productores de
los reservorios Hollín, U, T y Basal Tena, del cual tomamos como muestra 5 pozos productores
de la Arena Hollín, los cuales son analizados en el presente estudio.
3.3 Instrumentos de recopilación y procesamiento de la información.
La recopilación de información y datos se obtuvo directamente de la empresa
HALLIBURTON mediante la Base de datos crudos de Laboratorio de “Production
Enhancement”.Para el procesamiento de estos datos se utilizó el software Excel.
3.3.1 Procedimiento
Para un mejor desarrollo del presente estudio técnico se lo dividió en diferentes fases:
diagnostico, verificación, tratamientos, análisis y soluciones.
1) Se realizó un diagnóstico en base a los diferentes casos históricos de producción del
campo de estudio, observando el comportamiento de la producción de fluido en el
tiempo, además se estudió los master logs de los pozos que nos permitieron conocer
mineralogía del reservorio, a través de estos primeros datos se observó un posible
problema en la producción del reservorio Hollín.
Análisis de Producción
El análisis de la historia de producción de los pozos del campo en estudio muestra
varios casos que permiten extraer lineamientos para el mejoramiento de la producción del
campo.
40
Caso 1
Figura 35. Caso 1 de Producción Campo de estudio.
En este caso observamos que conforme la producción de agua va incrementando, la
producción de petróleo disminuye m=1.76, 0.57 y 0.14 (donde m= pendiente). Esto es debido
a que existe una interacción entre el reservorio y el agua, lo cual provoca el comienzo de la
migración de finos debido a que esta agua no tiene la concentración de sal necesaria para
mantener a las arcillas de migración unidas a la formación.
El 8 de mayo del 2016 se realiza un primer workover en el cual se utilizó el siguiente
diseño de fluido:
Tabla 1. Composición del fluido I
Químico Concentración
Bifluoruro de Amonio 200 ppt
HCl 438 gpt
Inhibidor de HF 438 gpt
Inhibidor de corrosión 4 gpt
Surfactante 2 gpt
La reacción del reservorio con el fluido diseñado no muestra resultados favorables, ya
que existe un aumento de la producción de agua de aproximadamente del 24 %, sin embargo,
41
la producción de petróleo se llega a estabilizar favorablemente en comparación con el primer
periodo (m= 0.63 y 1,28).
El 8 de septiembre del 2017 y el 9 de febrero del 2018 se realizan un segundo y tercer
workover respectivamente para los cuales se utilizó un diseño de fluido diferente:
Tabla 2. Composición del fluido II y III
Químico Concentración
Bifluoruro de Amonio 200 ppt
HCl 438 gpt
Cloruro de Amonio 77 gpt
Ácido Acético 30 gpt
Aditivo Control de Arcillas 2 gpt
Inhibidor de corrosión 4 gpt
Surfactante 2 gpt
En este segundo escenario la producción de petróleo aumenta significativamente (1000
bbl/día) a pesar de mantener un corte de agua del 30 %, sin embargo este escenario dura muy
poco tiempo ya que se observa un decaimiento brusco de la producción (m = 7.73) esto es
debido al volumen de fluido que se bombeo para controlar las arcillas de migración, por lo que
en el escenario 3 se observa que se bombea nuevamente el mismo fluido de control ya que tuvo
resultados favorables en el anterior escenario pero esta vez en cantidades más grandes.
En este caso la producción se estabiliza mostrando una pendiente mucho menor (m =
0.07) durante aproximadamente 7 meses, sin embargo, mientras aumenta la producción de
petróleo, de la misma manera lo hace la producción de agua por lo que se evidencia que la
migración de finos es un problema que se puede controlar durante un periodo de tiempo, pero
no se puede eliminar definitivamente.
42
Caso 2
Figura 36. Caso 2 de Producción Campo de estudio
Durante los 3 primeros meses de producción observamos una producción relativamente
estable (m=2.18), luego cuando comienza la producción de agua observamos una declinación
excesiva en la producción (m=11.43), esto quiere decir que el agua interactuó con el reservorio
y este se vio afectado por el inicio de la migración de finos, continuando este panorama hasta
llegar a una producción de 243 bbl (m= 3 y m=2.44).
Se procede a enviar el fluido de control de finos (Ver Tabla 7) y observamos un aumento
de la producción a 900 bbl aproximadamente (m= 1.17), sin embargo, al cabo de 3 meses la
producción de agua vuelve a incrementarse lo cual provoca una disminución en la producción
nuevamente (m= 5.85), esto nos indica que la migración de finos continuara afectando la
producción de reservorio ya que el agua siempre va a estar presente.
43
Caso 3
Figura 37. Caso 3 de Producción Campo de estudio.
Este último caso muestra una situación diferente a los anteriores, observamos una
declinación de la producción de una manera más lenta (m=0.51) en aproximadamente 2 años
conforme aumenta el corte de agua, se procede a realizar un reacondicionamiento con el
objetivo de aumentar la producción, sin embargo, al cabo de un año el corte de agua aumenta
hasta un 90% por lo que la producción declina rápidamente.
A partir de este punto observamos que la producción de fluido se mantiene constante,
es decir no aumenta ni disminuye (m=0.02) por lo que se puede concluir que ya han sido
drenados todos los finos de migración es decir ya no existe más arcillas que migrar a este punto.
Es importante recalcar que en este estado de producción ya es muy difícil realizar un
tratamiento de remediación, es posible tratar de llegar a este estado en un periodo temprano con
el objetivo de estabilizar la producción a través de los RPM, sin embargo, toda acción de
remediación se la debería realizar mucho antes.
2) La segunda fase consto de la verificación, ya que se tenía una idea del problema se
procedió a verificar la información antes analizada, para ello se tomó los datos arrojados
de las pruebas de Difracción de rayos X que nos mostraron la presencia de mineralogía
específica, además se analizó las imágenes de láminas delgadas y por último se tomó
los datos de un registro de gamma ray espectral que nos sirvió para corroborar la
44
presencia de ciertos minerales de manera cualitativa. Dentro de la base de datos se
encontró una prueba de velocidad crítica que ayudo a entender el comportamiento de la
producción con respecto a la permeabilidad.
3) Ya con todos los datos expuestos se procedió a analizar cada uno de ellos: Difracción
de rayos X, registros eléctricos, pruebas de retorno de permeabilidad, velocidad crítica,
y escenarios de producción que nos permitirían enfatizar en el problema y buscar una
posible solución.
4) Una vez identificado el problema con el reservorio Hollín se procedió a recomendar
tratamientos, para esto se tomó los datos de las diferentes pruebas de retorno de
permeabilidad para fluidos de control, sistemas ácidos, sistema de estabilización de
finos, y modificadores de permeabilidad relativa, además se analizó una alternativa poco
convencional para el control de la migración de finos presente en la arena Hollín a través
de la fractura hidráulica controlando el diferencial de presión del reservorio.
5) Finalmente, con el análisis de los resultados de las pruebas se llegó a distintas soluciones
que nos permitirán una optimización de la producción del reservorio y un mejor diseño
de los fluidos a utilizar para los diferentes trabajos de reacondicionamiento a realizarse
en el reservorio Hollín.
44
3.4 Metodología de Desarrollo.
45
3.5 Análisis de Resultados
El análisis de resultados se lo realizó con los datos obtenidos de las pruebas de retorno de
permeabilidad, XRD, geología mediante una tabulación. Además, se integran diferentes escenarios de
producción en donde se evidencia el comportamiento de la arena Hollín.
46
CAPÍTULO IV: RESULTADOS
4.1.-Resultados de las pruebas de retorno de permeabilidad
4.1.1 Fluidos de Control
En el campo de estudio se realizaron diferentes pruebas con fluidos de control (Ver
Figura 21), la prueba de retorno de permeabilidad muestra que dependiendo del diseño del
fluido existiría diferentes reacciones de la roca reservorio con el mismo, observamos que existe
una mejora en la permeabilidad de hasta el 15% y una pérdida de permeabilidad del 9 %.
-40%
-30%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
K-P03,Diseño # 7
K-P03,Diseño # 8
K-P02,Diseño #6
K-P02,Diseño #9
K-P01,Diseño #1
K-P05,Diseño #3
K-P01,Diseño #2
K-P04,Diseño #10
K-P04,Diseño #4
K-P05,Diseño #5
Perm
eab
ilid
ad R
egan
ada
(%)
Figura 38. Resultados permeabilidad reganada Vs fluidos de control utilizados.
(Halliburton, 2019) .
47
Tabla 3. Diseño de Fluidos.
Diseño Sal Estabilizador de finos
gpt
Solvente mutual
gpt
Surfactante
Diseño 1 KCl 10 30 3
Diseño 2 NH4Cl 10 20 3
Diseño 3 KCl 10 30 3
Diseño 4 NH4Cl 10 20 3
Diseño 5 NH4Cl 10 20 3
Diseño 6 HCOONa 10 50 3
Diseño 7 HCOONa 10 50 3
Diseño 8 HCOONa 10 50 3
Diseño 9 KCl 10 30 3
Diseño 10 NH4Cl 10 20 3
4.1.2 Sistemas Ácidos
El escenario durante la utilización de fluidos ácidos durante la producción es muy
diferente en el campo de estudio, mostrando que el fluido 1 es aquel que da mejores resultados
ya que existe un retorno de permeabilidad de hasta el 400 % en algunos de los casos. Por otra
parte, los diseños de fluidos 2 y 3 muestran una reacción poco favorable con los diferentes
pozos ya que el retorno de permeabilidad es menor al 100 %, sin embargo, todos los fluidos
utilizados muestran un escenario favorable para el campo en estudio.
48
(Halliburton, 2019)
Tabla 4. Composición del diseño de Fluido I
Químico Concentración
Agua 383 ppg
HCl 485 gpt
Bifluoruro de amonio 200 ppt
Agente de control de pH 30 gpt
Reticulante 77 gpt
Aditivo para control de arcillas 10 gpt
Surfactante no iónico /entre ácido y
crudo Altas temperaturas
2 gpt
Figura 39. Resumen de resultados de retorno de permeabilidad VS sistemas ácidos.
49
Tabla 5. Composición del diseño de Fluido II
Químico Concentración
Agua Filtrada 624.75 mL
Cloruro de Amonio 27 gr
Ácido Glicólico 97.5 mL
Bifluoruro de amonio 12 gr
Surfactante no iónico /entre ácido
y crudo Altas temperaturas
1.5 mL
Tabla 6. Composición del diseño de Fluido III
Químico Concentración
Agua 540 gal/Mgal
Bifluoruro de amonio 400 lb/ Mgal
Ácido Clorhídrico 434 gal /Mgal
4.1.3 Fluido estabilizador de finos
Se realizó una prueba de velocidad crítica para el pozo K-P02 donde se analizó el
efecto del fluido estabilizador de finos. La velocidad crítica es el caudal al que el núcleo
comienza a producir finos. Además, esta prueba evalúa un tratamiento de control de finos que
permitiría un aumento de la velocidad reflejada en producción, la prueba se realizó a un
diferencial de presión (drawdown) de 1000 Psi.
Se seleccionó el pozo debido a que contiene porcentajes de caolinita grandes (60%) lo cual nos
beneficia ya que la migración de finos se va a dar mucho más rápido, además se contaba con
una muestra de núcleo adicional para este pozo a diferencia del resto de pozos en los que
únicamente se contaba con una muestra.
50
Figura 40. Resultados Prueba de velocidad critica realizada al núcleo K-P02. (Halliburton, 2019)
De acuerdo con el grafico los resultados muestran que al comienzo de la prueba la
permeabilidad se estabiliza a 125 md (m=0) al alcanzar 118 volúmenes porosos. Luego se
incrementa la velocidad en dos pasos a 5 mL/min y 10 mL/min manteniendo esta última hasta
antes de la inyección del sistema estabilizador de finos, en este periodo se observa una
reducción de permeabilidad hasta alcanzar 112 md (m=0.24, 0.34, y 0.13), y se establece una
velocidad de 10 mL/min a la cual se produce la migración de finos.
Una vez determinada la velocidad crítica se procede a bombear el fluido para estabilizar
la producción de finos y observamos una variación de la permeabilidad hasta que alcanza la
velocidad de 10mL/min (m=0), donde observamos que la permeabilidad permanece constante,
es decir no existe perdida de permeabilidad.
A continuación, se procede a aumentar la velocidad del fluido gradualmente en tres
pasos 15 mL/min, 20 mL/min y 25 mL/min (m=0.13, 0.12 y 0.08), en esta última observamos
una pérdida de permeabilidad mínima traducida en 90 md (m=0.08), demostrando que el fluido
de estabilización de finos funcionó de manera efectiva.
0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 100 200 300 400 500 600 700
Ca
ud
al d
e F
luid
o, m
L/m
in
Pe
rme
ab
ilida
d, m
d
Volumen Poral, mL
Flow RateFluid Velocity
Fluido de estabilización de finos
m1
=0
m2
= 0
,24
m3
= 0
,34
m4
= 0
,13
m5
= 0
Producción de Finos
m7
= 0
,12
m8
= 0
,08
m6 =
0,1
3
51
La prueba de velocidad critica realizada al núcleo del pozo K-P02 muestra un aumento
de la producción traducido en 10 mL/min equivalentes a 90,58 B/día a 25 mL/min equivalentes
a 226 B/día.
Hay que tener presente que estos resultados son cualitativos mas no cuantitativos; ya
que la prueba fue realizada en flujo lineal, más en el pozo el flujo es radial, por lo que los
resultados están sujetos a variaciones.
4.1.3.1 Tratamientos
4.1.3.1.1 Consolidación Química
Para la presente prueba se utilizó un fluido para mitigar la producción de finos, y así producir
una mayor cantidad de caudal de petróleo.
El fluido utilizado consta de la siguiente composición:
Tabla 7. Aditivos utilizados en el fluido de control.
Químico Concentración
Formiato de Sodio 8.4 ppg
Solvente Mutual 50 gpt
Surfactante no iónico entre ácido y
agua
3 gpt
Aditivo para control de arcillas
(Diseño #1 y #2)
10 gpt
Surfactante no iónico /entre ácido y
crudo Altas temperaturas
2 gpt
52
4.1.4. Modificadores de permeabilidad relativa. –
Figura 41. Pruebas de retorno de permeabilidad fluidos modificadores de permeabilidad relativa. (Halliburton, 2019)
Las pruebas muestran que los fluidos afectaron la permeabilidad del agua presente en el
reservorio, ya que en los pozos K-P01, K-P03, y K-P04, observamos que el retorno de
permeabilidad del agua es 0 % lo cual indica que el agua no se movió.
En el caso de los tratamientos 1, 4 y 6 observamos que existe un retorno de
permeabilidad favorable para el petróleo lo cual quiere decir que mientras el agua se mantuvo
inmóvil, el petróleo pudo fluir lo que se puede ver traducido en aumento de la producción.
53
Figura 42. Pruebas de retorno de permeabilidad de los fluidos modificadores de permeabilidad
relativa.
(Halliburton, 2019)
Tabla 8. Diseño del Fluido I
Químico Concentración
Polímero 65 gal/Mgal
Cloruro de Potasio 7 %
Surfactante no iónico 5 gal /Mgal
pH 5-6.5
Tabla 9. Diseño de Fluido II
Químico Concentración
Polímero 16.75 gal/Mgal
Cloruro de Potasio 18.25 gr
Agua 243.5 ml
Surfactante no iónico 1.25 ml
pH 5.3
54
Tabla 10. Diseño de Fluido III
Químico Concentración
Polímero 20 gal/Mgal
Cloruro de Potasio 20 gr
Agua 243.5 ml
Surfactante no iónico 1.25 ml
pH 5.6
4.2. Análisis Mineralógico
El presente Grafico se muestra la cantidad de cuarzo existente en los pozos tomados
como muestras, el cual manifiesta que:
• P-K02, P-K04 y P-K05: Los siguientes pozos muestran una arena relativamente limpia,
ya que el porcentaje de cuarzo bordea entre el 94% y el 100%.
• P-K01 y P-K03: Los siguientes pozos muestran un porcentaje de cuarzo menor,
mostrando una variación entre el 88% y 97 % lo cual muestra que ellos contienen una
arena relativamente sucia, mostrando mayor variedad mineralógica.
Figura 43. Porcentaje de Cuarzo de los pozos en estudio.
82,00
84,00
86,00
88,00
90,00
92,00
94,00
96,00
98,00
100,00
P-K01 P-K02 P-K03 P-K04 P-K05
% Cuarzo Vs Pozos
Mediana Q1
Mediana Q3
55
Las muestras obtenidas de los pozos del campo de estudio fueron clasificadas para
obtener el porcentaje de arcillas encontradas en cada pozo:
Figura 44. Porcentaje de arcillas de los pozos en estudio.
La arcilla predominante en el reservorio Hollín son la caolinita e ilita, conocidas como
arcillas de migración, los siguientes minerales encontrados son la Dolomita, y la Calcita que
son carbonatos los cuales pueden ser causantes de la precipitación de ciertos fluidos (Ver anexos
6, 7 y 8).
0 20 40 60 80 100
K-P01 Plug #1
K-P01 Plug #2
K-P02 Plug #1
K-P02 Plug #2
K-P03 Plug #1
K-P03 Plug #2
K-P04 Plug #1
K-P05 Plug #1
Porcentaje de arcilla por pozos
Caolinita
Ilita
Glauconita
Calcita
Pirita
Feldespatos
Siderita
Dolomita
% %% % % %
56
4.4 Criterio de selección para tratamientos
En base a las pruebas realizadas se estableció un lineamiento de selección de
tratamientos, que se reúnen en el siguiente cuadro.
Tabla 11.Criterio de selección para tratamientos.
Estimulación Ácida Estabilizador de Finos Modificadores de
permeabilidad relativa
Índice de
Productividad (J)
Declinación
Producción (m)
Tiempo de duración (t)
57
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
• El análisis mineralógico, ambiente depositacional y los registros eléctricos muestran al
reservorio Hollín como una arena limpia, que eventualmente puede tener hasta un 40%
de minerales distintos al cuarzo, entre ellos arcillas como caolinita e ilita.
• Los casos históricos de producción y la prueba de velocidad crítica muestran una
declinación de producción conforme incrementa el corte de agua, debido a la migración
de finos.
• Entre los tratamientos químicos que permiten mitigar el daño de formación por
migración de finos se encuentran: estimulación acida, agentes estabilizadores de finos,
y modificadores de permeabilidad relativa.
• Las pruebas de retorno de permeabilidad para fluidos ácidos muestran un resultado
favorable ya que se mantiene o se regana la permeabilidad hasta un 400%.
• La acción de los modificadores de permeabilidad relativa los cuales buscan atenuar el
incremento de corte de agua en el tiempo fue satisfactoria ya que los resultados muestran
una permeabilidad reganada de 0% al agua.
• El tratamiento de estabilización de finos ayuda a mejorar la producción del pozo, ya que
al realizar la prueba de velocidad crítica observamos que existe una reducción de
permeabilidad a 10 ml/min, y luego de enviar el tratamiento a un mismo caudal de 10
ml/min la permeabilidad del reservorio se mantiene estable, logrando inclusive
aumentar la velocidad del fluido hasta 25 ml/min, logrando producir una cantidad mayor
sin verse afectada la permeabilidad del reservorio.
58
5.2 Recomendaciones
• Se debe extender el análisis realizado en la presente investigación a todos los reservorios
que presenten arcillas de migración.
• Se debe realizar análisis adicionales de velocidad crítica ayudados por pruebas de
diámetro de garganta poral, tomografía computarizada antes y después del evento de
migración para tener información más precisa de los cambios que ocurren a nivel poral
durante un tratamiento de formación.
• Se debe realizar un estudio detallado técnico-económico de los pozos en los que se
quiere implementar los diferentes tratamientos químicos a fin de evaluar su factibilidad.
• Los tratamientos de estimulación ácida se deben repetir periódicamente durante la vida
productiva del pozo para que los niveles de producción sean rentables.
• Se recomienda realizar pruebas de retorno de permeabilidad para el fluido de fractura y
métodos combinados, para un análisis más profundo de como mitigar el daño a través
de este método poco convencional.
• Se recomienda realizar un modelo matemático que permita simular o predecir la
declinación de producción por migración de finos.
59
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61
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Conformance (Conformidad): Sistemas de fluidos utilizados durante las operaciones de
recuperación de petróleo en las que los fluidos promueven la mejora del barrido y el control de
la movilidad.
CSNG (Gamma Ray Espectral): Registro utilizado para medir completamente el espectro de
gamma Ray, la herramienta utiliza técnicas especiales de compensación de pozos para
proporcionar los registros de concentraciones de potasio, uranio y torio más precisos de la
industria.
Estimulación ácida: El tratamiento de estimulación, en la que se inyecta una solución ácida
para disolver los minerales en la formación.
Fractura: Si se bombea un fluido a un pozo más rápido de lo que el fluido puede escapar a la
formación, inevitablemente la presión aumenta y, en algún momento, algo se rompe. Debido a
que la roca es generalmente más débil que el acero, lo que se rompe es por lo general la
formación, lo que resulta en la división del pozo a lo largo de su eje como resultado de las
tensiones del aro de tracción generadas por la presión interna
Mecanismo de Daño: Un mecanismo de daño es causado por las interacciones fisicoquímicas,
químicas, biológicas, hidrodinámicas y térmicas de la formación porosa, las partículas y los
fluidos y la deformación mecánica de la formación bajo tensión y cizallamiento del fluido. Estos
procesos se activan durante las operaciones de perforación, producción, reacondicionamiento y
fracturación hidráulica.
Migración de finos: La migración de finos es una fuente reconocida de daños en la formación
en algunos pozos de producción, particularmente en areniscas. La evidencia indirecta, como la
disminución de la productividad durante un período de varias semanas o meses, es el síntoma
más común.
Permeabilidad reganada: Una prueba que puede revelar daños en la formación, y se realiza
utilizando un permeámetro de retorno. Para simular la invasión de fluido y filtrado en el núcleo, el fluido
de reacondicionamiento se coloca contra el lado de salida del núcleo y la presión diferencial se aplica
en la dirección opuesta a la de la medición de flujo anterior. Después de la contaminación, el aceite
mineral fluye a través del núcleo en la dirección original y la porosidad resultante se compara con la
porosidad original para determinar si se ha producido una reducción en la permeabilidad.
62
RPM (Modificadores de Permeabilidad Reganada): Tratamiento cuya aplicación es a
reservorios y perforaciones para reducir la producción de agua.
Velocidad crítica: Prueba utilizada para determinar la velocidad crítica del núcleo. Este es el
caudal al que el núcleo comienza a producir finos.
XRD (Difracción de rayos X): El análisis de difracción de rayos X en polvo (XRD) es una
técnica no destructiva que puede proporcionar un análisis mineralógico rápido y preciso de
menos de 4 micras de tamaño, volumen y contenido de arcilla de muestras de roca sedimentaria
(Amaefule, 1988). Esto se logra analizando por separado las arcillas y los componentes de arena
/ limo de las muestras de roca. (Kersey, 1986).
63
ANEXOS
Anexo 1. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P01.
Anexo 2. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P02.
64
Anexo 3. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P03.
Anexo 4. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P04.
65
Anexo 5. Porcentaje de Arcillas presentes en el pozo K-P05.
66
Mineral Formula Consideraciones de Ingeniería Solubilidad
HCl HF
Tecto
silic
ato
s
Feldespatos
Albita
NaAl2Si2O8
Contiene Na+. La precipitación de silicatos de sodio puede reducir dramáticamente la permeabilidad.
Muy Baja
Moderada
Microcline KAl2Si2O8
Contiene K+. La precipitación de silicatos de potasio puede reducir dramáticamente la permeabilidad.
None Moderada
Filo
silic
ato
s
Arcillas Autogenicas
Caolinita (Dikita)
Al2Si2O5(OH)4
Puede causar problemas de migración de finos, si se dispersa con agua dulce puede causar obstrucción de las gargantas porales.
Bajo Alto
Illita KAl3Si3O10(OH)2
Arcilla de intercambio de iones. Puede causar problemas de migración de finos. Contiene K+ que puede precipitar cuando se mezcla con HF gastado.
Bajo Alto
Micas
Mica (Muscovita)
KAl3Si3O10(OH)2
Arcilla de intercambio de iones. Inestable en HCl. Contiene K+ que puede precipitar cuando se mezcla con HF.
Baja Moderada
Glauconita K2 (MgFe)2Al6(Si4
O10)3(OH)10
Forma pellets de color verdoso en arenas.
Baja *
Sulfuros y Sulfatos Pirita FeS2 Forma escala. Insoluble HCl. None *
Carbonatos
Calcita (Carbonato)
CaCO3
Consume HCl el cual aumenta el pH y conducir a la precipitación de AlF3. Puede causar la precipitación de fluoruros de calcio.
Alta Alta
Siderita FeCO3 Forma Escala. Muy soluble HCl. Alta Alta
Dolomita Ca Mg (CO3)2
La dolomita produce una reacción muy débil, en el ácido clorhídrico diluido, sin embargo; si el ácido está caliente o si la dolomita está en polvo, se observará una reacción mucho más fuerte.
Alta Alta
Anexo 6. Tabla de principales minerales encontrados en el Campo de Estudio de acuerdo con las pruebas XRD.
67
Calcita
La calcita ocurre más comúnmente en entornos sedimentarios, particularmente en
entornos marinos poco profundos como las conchas y las partes duras de los organismos
marinos. También se encuentra en vetas hidrotermales y depósitos de aguas termales. En
ambientes sedimentarios, la calcita se produce con mayor frecuencia como piedra caliza o
como mármol, que es piedra caliza metamorfisada.(Minnesota, n.d.)
Aunque la calcita a veces se presenta en su forma mineral simple, generalmente tiene
un origen biogénico, es decir, se ha formado como parte de una planta o animal. Una gran
variedad de organismos utiliza carbonato de calcio para formar estructuras y conchas
esqueléticas y muchos sedimentos y rocas calcáreas están formados de material hecho de esta
manera.(Nichols, 2009)
• Reacciones
CaO + H2O → Ca (OH)2
Ca (OH)2 + CO2 → CaCO3↓ + H2O
Anexo 7. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la calcita.(Shaffer, n.d.)
68
Dolomita
La dolomita es un mineral de carbonato de calcio y magnesio (CaMg (CO3)2) que se
encuentra en las rocas sedimentarias carbonatadas de todas las edades. Se cree que la mayoría
de la dolomita se forma de manera diagenética, un proceso conocido como dolomitización. Se
proponen 3 escenarios para que la dolomitización ocurra (Nichols, 2009):
• El modelo de zona de mezcla para la dolomitización propone que cuando el agua dulce,
que está poco saturada con respecto a la calcita, pero sobresaturada con respecto a la
dolomita, se mezcle con las aguas marinas, se produciría la dolomita (Humphrey y
Quinn, 1989).
• Las regiones costeras áridas donde las salmueras concentradas promueven la
dolomitización se ha sugerido en el modelo de reflujo, pero, aunque esto puede resultar
en la formación de dolomita en el sedimento a 1 o 2 m de la superficie, este mecanismo
no parece ser capaz de generar grandes volúmenes de dolomita (Patterson y Kinsman,
1982).
• Por otra parte, parece ser más probable que ocurra una dolomitización a gran escala en
algún momento después del enterramiento y, por lo tanto, se han propuesto varios
modelos de enterramiento (Morrow 1999) o modelos de agua de mar (Purser et al. 1994).
Las sucesiones gruesas de la piedra caliza de la plataforma se pueden transformar total
o parcialmente en dolomita si el agua de mar, o salmueras de poros que se originaron
como agua de mar, puede hacerse pasar a través de la roca en grandes cantidades durante
largos períodos de tiempo.(Nichols, 2009)
Reacción
2CaCO3+Mg+2 → CaMg (CO3) +Ca+2
(Calcita) (Dolomita)
69
Anexo 8. Descripción esquemática de la estructura cristalina de la dolomita.(Morrow, 1982)
70
Aditivos Sistemas Ácidos
Inhibidores de corrosión. - Un inhibidor de la corrosión es una sustancia química que retarda
el ataque de la corrosión ácida en la tubería de perforación, la tubería de producción o cualquier
otro metal con el que el ácido entra en contacto durante el tratamiento. (Economides & Nolte,
2000)
Anexo 9. La superficie de un metal compuesta por sitios anódicos como catódicos.(Schechter, 1992)
Surfactantes. - Los agentes tensioactivos se utilizan en el tratamiento con ácido para
reducir la tensión interfacial, para acelerar la limpieza y para prevenir la formación de lodos.
Los surfactantes nunca deben agregarse a los fluidos de tratamiento sin una comprensión
completa de sus efectos. (Schechter, 1992)
Cabe destacar que, en el diseño de la mayoría de los tratamientos de pozo, los
surfactantes son seleccionado con poca o ninguna información de laboratorio para respaldar la
elección y, a veces, sin un conocimiento completo de sus propiedades en las condiciones en que
se aplicarán. La selección inadecuada de surfactante puede conducir a resultados contrarios a
los previstos y puede ser perjudicial para el éxito del tratamiento. (Economides & Nolte, 2000)
71
Anexo 10. Composición Surfactante Dipolar.(Economides & Nolte, 2000)
Solvente Mutual. - Un solvente mutuo que es un compuesto que exhibe una solubilidad
significativa tanto en aceite como en agua ayuda a disolver tanto el inhibidor adsorbido como
el residuo insoluble en ácido. Muchos productos químicos, incluidos alcoholes, cetonas y
éteres, pueden clasificarse como solventes mutuos.(Schechter, 1992)