UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE …€¦ · 4.1.7. Resumen del Estado de los Pozos Analizados por Campos del Activo ... Figura 19 Grafico de Índice de Productividad de

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“DETERMINACIÓN DE LA INFLUENCIA DEL FLUIDO DE CONTROL PARA

MINIMIZAR DAÑOS DE FORMACIÓN SEGÚN SU CONCENTRACIÓN EN

TRABAJOS DE COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO EN LOS

CAMPOS DEL ACTIVO SHUSHUFINDI”

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos

AUTOR:

Sofía Gabriela Cisneros Zurita

TUTOR:

Bolívar Germán Enríquez Vallejo

Septiembre - 2017

QUITO – ECUADOR

ii

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Sofía Gabriela Cisneros Zurita en calidad de autora y titular de los derechos

morales y patrimoniales del trabajo de titulación “Determinar la influencia del fluido

de control para minimizar daños de formación según su concentración en trabajos de

completación y reacondicionamiento en los Campos del Activo Shushufindi”,

modalidad presencial, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE

LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E

INNOVACIÓN, concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una

licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con

fines estrictamente académicos. Conservamos a mi favor todos los derechos de autora

sobre la obra, establecidos en la normativa citada. Asimismo, autorizo a la Universidad

Central del Ecuador para que realice la digitalización y publicación de este trabajo de

titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la

Ley Orgánica de Educación Superior.

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

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

responsabilidad por cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y

liberando a la Universidad de toda responsabilidad.

iii



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TUTOR

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

del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “Determinar la influencia del fluido de control

para minimizar daños de formación según su concentración en trabajos de

completación y reacondicionamiento en los Campos del Activo Shushufindi”,

presentado por Sofía Gabriela Cisneros Zurita para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a

la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 7 días del mes de Agosto del 2017.

Dr. Bolívar German Enríquez Vallejo

C.I. 040091369-5

TUTOR

iv



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TRIBUNAL

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

“DETERMINACIÓN DE LA INFLUENCIA DEL FLUIDO DE CONTROL

PARA MINIMIZAR DAÑOS DE FORMACIÓN SEGÚN SU

CONCENTRACIÓN EN TRABAJOS DE COMPLETACIÓN Y

REACONDICIONAMIENTO EN LOS CAMPOS DEL ACTIVO

SHUSHUFINDI”, preparada por la señorita Cisneros Zurit Sofía Gabriela, egresada

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

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

original y autentico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 21 días del mes de Septiembre del 2017.

v

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 “Determinar

la influencia del fluido de control para minimizar daños de formación según su

concentración en trabajos de completación y reacondicionamiento en los Campos del

Activo Shushufindi” 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.

SOFÍA GABRIELA CISNEROS ZURITA BOLÍVAR GERMAN ENRÍQUEZ VALLEJO

1725797086 040091369-5

vi

DEDICATORIA

A mis padres Edgar y Gladys por ser unas personas excepcionales, y un ejemplo a

seguir, gracias a ustedes soy lo que soy y para ustedes este logro en mi vida.

Para mi hermana Pamela, su esposo que me apoyaron para seguir adelante, a mi

sobrina Scarlet por siempre sacarme una sonrisa, para mis abuelitos que con sus

consejos me supieron dar fuerzas para seguir y para mamita Esther que aunque no

esté conmigo yo sé que está feliz de este triunfo.

A todos quienes contribuyeron de alguna forma para que uno de mis objetivos se

cumpla.

vii

AGRADECIMIENTO

A Dios por haberme dado el amor e inteligencia para tener la vida que tengo.

A todos los Ingenieros de la Escuela de Petróleos de la Universidad Central del

Ecuador por brindarme sus conocimientos.

A Petroamazonas EP por permitirme realizar el proyecto.

Al Doctor Bolívar Enríquez por ser un excelente tutor y guiarme para realizar el

proyecto.

A los ingenieros que conforman el Activo Shushufindi por brindarme sus

conocimientos y ser un aporte para la culminación del proyecto.

A mis amigos con quienes compartí gratos momentos en nuestra formación

profesional y a mi enamorado quien me ha apoyado incondicionalmente.

A mi familia por siempre aconsejarme y guiarme.

viii

ÍNDICE

RESUMEN................................................................................................................. xvi

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

GENERALIDADES ..................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 1

CAPÍTULO II ............................................................................................................. 11

MARCO TEÓRICO .................................................................................................... 11

2. ASPECTOS GENERALES DEL ACTIVO SHUSHUFINDI ............................. 11

2.1. Producción Actual ........................................................................................... 11

2.2. Ubicación Campos del Activo Shushufindi .................................................... 12

2.3. Litología .......................................................................................................... 13

2.3.1. Formación Tena ............................................................................................... 13

2.4. Aspectos Generales del Campo Shushufindi- Aguarico ................................. 16

2.4.1. Descripción del Campo Shushufindi- Aguarico .............................................. 16

2.4.2. Ubicación Geográfica ...................................................................................... 16

2.4.3. Estructura ........................................................................................................ 17

2.4.4. Estratigrafía ..................................................................................................... 21

2.5. Aspectos generales del Campo Drago ............................................................. 24

2.5.1. Descripción del Campo Drago ........................................................................ 24


2.5.3. Estructura ........................................................................................................ 25

2.6. Aspectos generales del Campo Cobra ............................................................. 26

2.6.1. Descripción del Campo Cobra ........................................................................ 26


2.6.3. Estructura ........................................................................................................ 28

2.7. Aspectos generales del Campo Condorazo ..................................................... 30

2.7.1. Descripción del Campo Condorazo ................................................................. 30

ix


2.7.3. Estructura ........................................................................................................ 31

2.8. Propiedades de la roca y de los fluidos ........................................................... 33

2.8.1. Permeabilidad .................................................................................................. 33

2.8.2. Permeabilidad Absoluta .................................................................................. 34

2.8.3. Permeabilidad efectiva .................................................................................... 35

2.8.4. Permeabilidad relativa ..................................................................................... 36

2.8.5. Mojabilidad ..................................................................................................... 38

2.9. Tensión Interfacial y Superficial. .................................................................... 39

2.10. Índice de Productividad ................................................................................... 39

2.11. Presión de Reservorio ...................................................................................... 40

2.12. Presión de Fondo Fluyente .............................................................................. 40

2.13. Reacondicionamiento de Pozos (Workover) ................................................... 40

2.14. Proceso General de un Trabajo de Reacondicionamiento ............................... 41

2.14.1. Control de pozo en trabajos de Workover ....................................................... 42

2.15. Fluido de Control ............................................................................................ 42

2.15.1. Definición ........................................................................................................ 42

2.15.2. Funciones del Fluido de Control ..................................................................... 43

2.15.3. Tipos de fluidos de completación .................................................................... 44

2.15.4. Selección del Fluido de Control ...................................................................... 47

2.15.5. Tipos de Surfactantes ...................................................................................... 50

2.15.6. Solvente Mutual .............................................................................................. 51

2.15.7. Bactericidas ..................................................................................................... 52

2.16. Pruebas de Laboratorio .................................................................................... 53

2.16.1. Pruebas de Compatibilidad de Fluidos. ........................................................... 53

2.16.2. Pruebas de Retorno de Permeabilidad ............................................................. 55

2.17. Daño de Formación ......................................................................................... 56

2.17.1. Origen de Daño ............................................................................................... 56

2.17.2. Causas de Daños de Formación ...................................................................... 59

2.17.3. Tipos de Daños ................................................................................................ 60

x

CAPITULO III ............................................................................................................ 67

DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................................... 67

3. TIPO DE ESTUDIO ............................................................................................ 67

3.1. Universo y muestra .......................................................................................... 67

3.2. Métodos y técnicas de recopilación de datos .................................................. 68

3.3. Procesamiento y análisis de información ........................................................ 68

CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 73

ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................................. 73

4. RESULTADOS.................................................................................................... 73

4.1. Pruebas de Compatibilidad de fluidos y cálculo del IP ................................... 73

4.1.1. Shushufindi Central ......................................................................................... 75

4.1.2. Shushufindi Norte ........................................................................................... 77

4.1.3. Shushufindi Sur ............................................................................................... 79

4.1.4. Shushufindi Sur Oeste ..................................................................................... 81

4.1.5. Campo Aguarico ............................................................................................. 83

4.1.6. Campo Drago .................................................................................................. 85

4.1.7. Resumen del Estado de los Pozos Analizados por Campos del Activo

Shushufindi ................................................................................................................. 87

4.2. Pruebas de Retorno de Permeabilidad ............................................................. 88

4.2.1. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 79 “T” Prueba 1 ..................... 89

4.2.2. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 79 “T” Prueba 2 ..................... 90

4.2.3. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 15B “U” Prueba 1 ................. 91

4.2.4. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 15B “U” Prueba 2 .................. 92

4.2.5. Prueba de Retorno de Permeabilidad del Drago Este 2 “Ti” .......................... 93

4.2.6. Resultados de las pruebas de retorno de permeabilidad .................................. 94

4.2.7. Pruebas de Compatibilidad de Fluidos ............................................................ 96

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 99

5.1. Conclusiones ................................................................................................... 99

xi

5.2. Recomendaciones .......................................................................................... 102

GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................... 106

ANEXOS .................................................................................................................. 107

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 Mapa de Ubicación de los Campos del Activo Shushufindi ...................... 12

Figura 2 Ubicación del Campo Shushufindi .............................................................. 17

Figura 3 Mapa Estructural de la arena Tinferior del Activo Shushufindi .................. 20

Figura 4 Mapa Estructural de la arena U inferior del Activo Shushufindi ................ 20

Figura 5 Secciones Estratigráficas definidas en el campo Shushufindi – Aguarico .. 23

Figura 6 Ubicación Campo Drago ............................................................................. 25

Figura 7 Sección Sísmica mostrando los componentes Estructurales Principales ..... 26

Figura 8 Ubicación del Campo Cobra ........................................................................ 27

Figura 9 Mapa Estructural de la arena Basal Tena del Campo Cobra ....................... 29

Figura 10 Ubicación Campo Condorazo ................................................................... 31

Figura 11 Mapa Estructural de la arenisca T inferior del Campo Condorazo ........... 32

Figura 12 Curva típica de permeabilidades relativas en un sistema Agua – Petróleo 37

Figura 13 Ángulo de contacto .................................................................................... 38

Figura 14 Tipos de emulsión según su naturaleza ..................................................... 62

Figura 15 Obstrucción de poros por finos e hinchamiento de arcillas ....................... 65

Figura 16 Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados de la estación

Shushufindi Central ..................................................................................................... 76

Figura 17 Gráfico de Índice de Productividad de los pozos analizados de la estación

Shushufindi Norte ....................................................................................................... 78


Shushufindi Sur ........................................................................................................... 80

xiii


Shushufindi Sur Oeste ................................................................................................. 82

Figura 20 Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados del Campo

Aguarico ...................................................................................................................... 84

Figura 21 Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados del Campo

Drago ........................................................................................................................... 86

Figura 22 Grafico del Estado de los Pozos del Activo Shushufindi .......................... 88

Figura 23 Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 79 prueba 1 ............... 89

Figura 24 Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 79 prueba 2 ............... 90

Figura 25 Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 15B prueba 1 ............. 91

Figura 26 Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 15B prueba 2 ............ 92

Figura 27 Prueba de retorno de permeabilidad del pozo Drago Este 2 ...................... 93

Figura 28 Variación de permeabilidad del Pozo SHS 79 Arena “T” ......................... 95

Figura 29 Variación de permeabilidad del Pozo SHS 15 B “Arena” ......................... 95

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Arenas Productoras de los Campos del Activo Shushufindi.......................... 11

Tabla 2 Producción del Activo Shushufindi Mayo 2017 ............................................ 11

Tabla 3 Características de Curvas de Permeabilidades Relativas para4 rocas hidrófilas

y Oleofilas ................................................................................................................... 37

Tabla 4 Clasificación de los Surfactantes .................................................................. 51

Tabla 5 Causas de Daño de Formación ....................................................................... 58

Tabla 6 Presiones de Reservorio por Campo (psi) ...................................................... 71

Tabla 7 Cálculo del Índice de Productividad en la Estación Shushufindi Central ...... 75

Tabla 8 Índice de Productividad en la Estación Shushufindi Norte............................ 77

Tabla 9 Índice de Productividad en la Estación Shushufindi Sur ............................... 79

Tabla 10 Índice de Productividad en la Estación Shushufindi Sur Oeste ................... 81

Tabla 11 Índice de Productividad en el Campo Aguarico .......................................... 83

Tabla 12 Índice de Productividad del Campo Drago .................................................. 85

Tabla 13 Estado de los pozos analizados por Campos ................................................ 87

Tabla 14 Estado de los pozos del Activo Shushufindi ................................................ 87

Tabla 15 Resultados de las pruebas de Retorno de Permeabilidad ............................. 94

xv

ANEXOS

Anexo 1 Mapa de Ubicación de los pozos del Activo Shushufindi. ......................... 108

Anexo 2 Resumen de la operación ............................................................................ 109

Anexo 3 Prueba de Compatibilidad 50% F- 50% C realizada del pozo Shushufindi 63

en los laboratorios de MI Swaco. .............................................................................. 110





Anexo 6 Prueba de Compatibilidad 50% F- 50% C realizada del pozo Drago Norte 07

en los laboratorios de Halliburton. ............................................................................ 111

Anexo 7 Diagrama del pozo Drago 30 WO 1 ........................................................... 112

Anexo 8 Diagrama del pozo Drago 30 WO 2 ........................................................... 113

Anexo 9 Diagrama del Pozo Shushufindi 83 WO 5 ................................................. 114

Anexo 10 Diagrama del Pozo Shushufindi 83 WO 6 ............................................... 115

xvi

TEMA: “Determinar la influencia del fluido de control para minimizar daños de

formación según su concentración en trabajos de completación y reacondicionamiento

en los campos del Activo Shushufindi”

Autora: Sofía Gabriela Cisneros Zurita

Tutor: Dr. Bolívar Enríquez

RESUMEN

El desarrollo del proyecto consiste en determinar la influencia del fluido de control a

diferentes concentraciones en trabajos de completación y reacondicionamiento, para

evitar y/o minimizar el daño a la formación. La concentración y la formulación del

fluido de control debe ser la óptima; para lo cual se realizan pruebas de compatibilidad

y de retorno de permeabilidad que se debe relacionar con cada una de las arenas

productoras de los campos del Activo Shushufindi.

Para mantener o aumentar la producción de hidrocarburos existen diferentes técnicas

de completación, reacondicionamiento, y perforación en los cuales se usan fluidos de

control, con la finalidad de reducir los diferentes tipos de daños en las formaciones

productoras del Activo Shushufindi. Los pozos que fueron analizados indican que 48

pozos disminuyen el Índice de Productividad, 32 pozos lo mantienen, algunos pozos

tuvieron problemas como un alto corte de agua (BSW), problemas con Unidad Máxima

de Transferencia (MTU), no tuvieron señal en el sensor, y algunos pozos se cerraron.

Mediante los resultados de las concentraciones que se utilizaron en los campos

Shushufindi, Aguarico, y Drago en algunas zonas fueron satisfactorias mientras que en

otras no. La recomendación es la formulación de un fluido de control para cada pozo,

realizando las pruebas de compatibilidad con diferentes concentraciones de aditivos y

la prueba de retorno de permeabilidad en núcleos de arenas diferentes con el fin de que

el trabajo del fluido de control sea el esperado.

El proyecto se enfoca en la importancia de controlar el pozo con el fluido de control

con el menor daño posible durante las operaciones de reacondicionamiento de pozos

ya sea antes o después del trabajo y así evitar problemas en la producción del campo.

PALABRAS CLAVES: DAÑO DE FORMACIÓN/ ÍNDICE DE

PRODUCTIVIDAD/ CONCENTRACIÓN/ FLUIDO DE CONTROL.

xvii

THEME: "To determine the influence of the control fluid to minimize the formation

damages according to its concentration in works of completion and reconditioning in

the fields of the Shushufindi"

Author: Sofía Gabriela Cisneros Zurita

Tutor: Dr. Bolívar Enríquez

ABSTRACT

This project consists in determining the influence of the control fluid at different

concentrations in completion works and buildups, in order to avoid and / or minimize

formation damage. The concentration and formulation of the control fluid should be

optimal; so tests of compatibility and permeability return shall be performed in order

to relate them with each of the producing sands of the Shushufindi oilfield.

In order to maintain or increase the production of hydrocarbons there are different

completion techniques, buildups, and drilling in which control fluids are used in order

to reduce the different types of damages in the producing formations of the Shushufindi

oilfield. The wells that were analyzed showed that 48 wells decrease Productivity

Index, 32 wells maintain Productivity Index, some wells had problems such as a high

water cut (BSW), problems with Maximum Transmission Unit (MTU), had no signal

in the sensor, and some wells were closed.

The results of the concentrations that were used in the Shushufindi, Aguarico, and

Drago oilfields, in some zones were satisfactory, whereas in others not. The

recommendation is the formulation of a control fluid for each well by conducting

compatibility tests with different concentrations of additives and the permeability

return test in different cores in order to get optimal results.

The project focuses on the importance of controlling the well with fluid producing

minimum damage during buildup operations either before or after work and then avoid

problems in production.

KEY WORDS: FORMATION DAMAGE/ PRODUCTIVITY INDEX/

CONCENTRATION/ CONTROL

xviii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API.- American Petroleum Institute.

BOP.- Preventor de reventones.

BFPD.- Barriles de fluido por día.

BPPD.- Barriles de petróleo por día.

BSW.- corte de agua.

gpt.- Galones por tonelada

J.- Índice de Productividad

Pwf.- Presión de fondo fluyente

Pr.-Presión de reservorio.

Φ= Porosidad

K.- Permeabilidad.

Kro.- Permeabilidad relativa del petróleo.

Krw.- Permeabilidad relativa del agua.

μm.- Micrómetro.

Sw.- Saturación de agua.

MTU.- Unidad Máxima de Transferencia.

PIP.- Presión de entrada de la bomba

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1. INTRODUCCIÓN

La industria petrolera es considerada la principal fuente de ingreso económico del país,

según el Banco Central del Ecuador en el 2015 representó un ingreso al estado de

10,16% mientras que en el 2014 represento el 22.7% por lo que registró un

decrecimiento a la economía, los estudios con relación a la producción de

hidrocarburos son de gran importancia y es el objetivo principal de las empresas.

El campo Shushufindi al tener una producción diaria ± de 65.881 BPPD, y 26,7 API

promedio, se torna importante para el Ecuador, la producción y la calidad del petróleo

(crudo liviano), por lo que para minimizar posibles daños de estos pozos debemos

realizar el análisis de los fluidos de control y mantener la producción.

Prevenir las posibles causas como daños de formación, aumento de BSW, migración

de finos, problemas mecánicos, son controles de las operaciones con el propósito de

evitar una disminución de la producción de petróleo y en ocasiones cuando no se realiza

controles adecuados llegan a provocar el cierre del pozo, que es una perdida en costos

y en producción.

2

Los fluidos de control como una variable critica de los campos Shushufindi - Aguarico,

Drago, Condorazo y Cobra forman parte del Activo Shushufindi, demuestran la

compatibilidad del fluido de control con las arenas Hollín, T, U, y Basal Tena, este

proyecto analiza de la influencia de las concentraciones de los fluidos de control con

respecto a los daños generados en las diferentes arenas, reflejados en el índice de

producción.

1.1. Planteamiento del problema

En el activo Shushufindi los trabajos de workover representan el 35%, un indicativo

que determina cuantos pozos están intervenidos con el objetivo de elevar la producción,

y minimizar o prevenir los diferentes daños de formación por causas como:

Surgimiento de emulsiones.

Hinchamiento de arcillas.

Cambio en la humectabilidad de la roca durante el control del pozo.

Los daños de formación constituyen un problema presente en la industria petrolera

especialmente en trabajos de perforación, producción, workover, fracturamiento

hidráulico entre otros.

Los fluidos de control son considerados como una posible causa para que se produzca

un daño de formación, especialmente cuando son incompatibles por la concentración

3

de los aditivos de la formulación del fluido de control, por la naturaleza de las

sustancias químicas que forman parte del fluido, o con la mineralogía de las arenas

productoras.

Para minimizar estos daños de formación a consecuencia de los fluidos previamente se

deben realizar pruebas de compatibilidad de fluidos y retorno de permeabilidad,

garantizando que el fluido utilizado sea el óptimo.

1.2. Objetivos

1.2.1. Objetivo General

Determinar la influencia de la concentración del fluido de control en los daños de

formación en trabajos de completación y reacondicionamiento en los campos del

Activo Shushufindi.

1.2.2. Objetivos Específicos

Descripción de los reservorios de los campos del Activo Shushufindi.

Evaluar la eficiencia de los fluidos de control mediante el análisis de la curva

del Índice de Productividad (IP).

4

Analizar los resultados de pruebas de emulsión entre fluidos de la formación y

fluidos de control.

Analizar los resultados obtenidos en pruebas de retorno de permeabilidad en

núcleos al ser expuestos a un fluido de control.

1.3. Justificación e Importancia

El Activo Shushufindi con una producción ± de 65.881 BPPD en mayo del 2017, buena

calidad de crudo se torna importante realizar estudios que relacionen factores que

produzcan daños de formación y ocasionen una disminución en la producción.

Variables como caudal, variación de presión tanto del reservorio como de fondo

fluyente son indicativos para calcular el índice de productividad, si existe baja

producción es necesario intervenir con trabajos de reacondicionamiento de los pozos.

Determinar el índice de productividad ayuda a prevenir que el pozo sufra daños

importantes en el reservorio, provocando pérdidas de producción que reflejan costos

operativos adicionales.

Los fluidos de control son importantes para controlar el pozo, son utilizados en los

trabajos de reacondicionamiento y trabajos de completación de pozos (cañoneo,

cementación, fracturamiento, estimulación, acidificación, limpieza etc.). La finalidad

5

es reducir los diferentes tipos de daño en las formaciones productoras debido a que

existe mayor probabilidad de causar daños permanentes durante la realización de estos

trabajos.

Es importante un diseño óptimo del fluido de control que al contacto con las

formaciones productoras se produzca el menor daño; con el objetivo principal de

mantener o mejorar la producción. Las características del fluido de control tienen que

ser compatibles con las características de las formaciones productoras.

1.4. Entorno del Estudio

1.4.1. Marco Institucional

Este Proyecto se lo realizará con el auspicio de dos instituciones:

Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,

Petróleos y Ambiental – Carrera de Ingeniería de Petróleos.

Petroamazonas EP es una empresa pública de la Industria Petrolera en la

República de Ecuador dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos.

6

Universidad Central del Ecuador

La Universidad Central del Ecuador, liderar la gestión cultural, académica, científica y

administrativa del sistema nacional de educación superior, para contribuir al desarrollo

del país y de la humanidad, para crear el conocimiento científico – tecnológico, arte y

cultura, formar profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior.

Carrera de Ingeniería de Petróleos

Forma Ingenieros de Petróleos con excelencia para el desarrollo de todas las

actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos, con

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

equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias

nacionales e internacionales.

Petroamazonas EP

Es una empresa pública líder en la Industria Petrolera de la República de Ecuador

dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, de manera eficiente,

sustentable y segura, con responsabilidad social y ambiental, con el aporte del mejor

talento humano para contribuir al desarrollo energético del Ecuador.

7

1.4.2. Marco Ético

El presente trabajo se regirá a los protocolos, principios y valores tanto de la institución

que colabora con el mismo, como de la Facultad de Ingeniería en Geología Minas,

Petróleos y Ambiental y otros actores involucrados para su realización.

Se respetará la confidencialidad y discreción de la información fuente para el análisis

del presente trabajo, así como la normativa de derechos de autor en lo que respecta a la

elaboración escrita del mismo y garantizar la confiabilidad de los resultados.

1.4.3. Marco Legal

Normativa vinculada al Proceso de Titulación

Ley Orgánica de Educación Superior

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

Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y

grados académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás

aspectos relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la promoción

de la movilidad estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o

investigadoras. (Nacional, Ley Organica de Educacion Superior, 2010)

8

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

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

de grado y posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de

Información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando

los derechos de autor. (Nacional, Ley Organica de Educacion Superior, 2010).

Reglamento de Régimen Académico

Art.21.- “Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica

superior, y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes:

examen de grado o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos

integradores, ensayos o artículos académicos, etnografías, sistematización de

experiencias prácticas de investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios

comparados, propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o

presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de negocios.

Emprendimientos, proyectos técnicos, trabajos experimentales, entre otros de similar

nivel de complejidad”. (Superior, 2014).

Estatuto Universitario

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

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

9

trabajos pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un

seminario de fin de carrera.

Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional

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

investigación conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación

práctica, con característica de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos de

aplicación, recursos, tiempos y resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en el

Art. 37 del Reglamento Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional de

Educación Superior.” (UCE, 2010).

Unidad de Titulación Aprobado por el CES

Que en el documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el

Estudio Técnico y dice:

Estudios Técnicos

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

referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,

explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con

alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados.

(Petróleos, 2016).

10

Normativa Vinculada al Sector Petrolero

Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador

Mediante el Acuerdo Ministerial No. 1311. RO/ 681 de 8 de mayo de 1987 se expidió

el Reglamento de operaciones hidrocarburíferas del Ecuador , reformado con Acuerdo

Ministerial No. 389 el 3 de Abril del 2012 , tiene como finalidad de este reglamento

es regular y controlar las operaciones hidrocarburíferas las cuales comprenden las

actividades de exploración y explotación de hidrocarburos las cuales incluyen las

actividades de perforación exploratoria y de desarrollo, y las actividades de transporte,

almacenamiento, refinación, industrialización y producción de petróleo y gas natural.

(Ministerio de Energia y Minas, 2012).

11

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2. ASPECTOS GENERALES DEL ACTIVO SHUSHUFINDI

El activo Shushufindi comprende los campos: Shushufindi –Aguarico, Aguarico Oeste,

Drago, Drago Norte, Drago Este, Cobra, Condorazo y Condorazo Sur – Este. Para

efecto de esta investigación los campos Shushufindi, Aguarico y Drago serán

analizados y los campos Condorazo y Cobra no, por su bajo aporte de producción.

Los yacimientos productores de petróleo son:

Tabla 1: Arenas Productoras de los Campos del Activo Shushufindi

Campo Arenas Productoras

Shushufindi-Aguarico U, T y Basal Tena Aguarico Oeste Hollín Superior , T Superior y Basal Tena

Drago, Drago Norte, Drago Este Hollín Superior , T Inferior, T Superior , U Inferior,

U Superior, y Basal Tena Cobra Basal Tena

Condorazo T Inferior, T Superior, U Inferior y U Superior. Condorazo Sureste Hollín Superior, U Inferior y U Superior.

2.1. Producción Actual

Tabla 2: Producción del Activo Shushufindi mayo 2017 ( (Petroamazonas EP, 2017).

Campo Fluido Neto Agua Grav Bsw% (BFPD) (BPPD) (BAPD) API °

Aguarico 40.438,930 11.658,540 28.780,390 29,0 71,2 Cobra 890,318 304,654 585,664 23,3 65,8 Drago 80,196 78,592 1,604 28,1 2,0

Drago Este 3.388,695 1.078,073 2.310,622 26,5 68,2 Drago Norte 10.126,244 7.195,381 2.930,863 27,2 28,9

Shushufindi Central 38.496,670 9.878,160 28.618,510 28,9 74,3 Shushufindi Norte 46.735,284 16.198,020 30.537,264 27,0 65,3 Shushufindi Sur 37.050,537 9.536,910 27.513,627 28,9 74,3

Shushufindi Sur Oeste 44.841,376 9.953,380 34.887,996 19,3 77,8 Total SHS 222.048,25 65.881,71 156.166,54

12

2.2. Ubicación Campos del Activo Shushufindi

Figura 1: Mapa de Ubicación de los Campos del Activo Shushufindi (Petroamazonas EP, 2016)

En el anexo 1 Ubicación de los pozos del Activo Shushufindi.

2

13

2.3. Litología

2.3.1. Formación Tena

2.3.1.1. Basal Tena

Es un reservorio de menor importancia en el campo, este reservorio presenta una

estructura grano decreciente el cual es un problema serio, presenta espesores hasta 22

ft aproximadamente, en el área Sur-Oeste del campo el espesor del reservorio

disminuye, mientras que en Aguarico el espesor mejora. (Petroamazonas EP, 2014)

2.3.1.2. Formación Napo

Los principales reservorios en la Cuenca Oriente corresponden a: la arenisca T,

arenisca U, y arenisca M1; aunque también presenta reservorios marginales: caliza B,

caliza A y arenisca M2 (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).

Las arenisca T y arenisca U, tienen un ambiente de depositación estuarino influenciado

por mareas. Sin embargo, hacia el tope de la arenisca U, el ambiente de depositación

estuarino cambia a un ambiente de depositación de plataforma somera con facies.

14

Arenisca T

Las areniscas T están sobre las lutitas y calizas de la Formación Napo. Es de grano

medio a grueso con ocasionales finos, minerales parecidos a los de la arenisca U, tiene

una matriz de caolinita y en menor proporción clorítica. En estas areniscas existe

permeabilidad alta.

Arenisca T Inferior

Son areniscas de cuarzo de grano fino a medio, bien sorteadas, formando paquetes

grano decreciente. El espesor de la arenisca T Inferior varía entre 14 pies a 127 pies

con un engrosamiento hacia la parte central y sur del campo. La presencia de

estratificación cruzada, láminas discontinuas de materia orgánica y doble capas de lodo

indica un ambiente estuarino, representando planicies arenosas.

Arenisca T Superior

Presenta lutitas negras con laminación que sobreyacen areniscas finas de ambiente de

planicie arenosa de marea del Miembro Arenisca T Inferior subyacente. Sobreyaciendo

las lutitas (9299-9280 pies) se tienen paquetes de areniscas finas a medio color verde

por la presencia de glauconita. (Petroamazonas EP, 2014)

15

Arenisca U

Esta arenisca es subdividida en dos miembros, Arenisca U Inferior y Arenisca U

Superior. Estos dos miembros están separados por lutitas que marca el límite de dos

secuencias definidas.

Arenisca U Inferior

La Arenisca U Inferior es grano decreciente, a la base se observan areniscas de grano

fino a medio, masivas, con estratificación cruzada, saturadas de petróleo e interpretadas

como depósitos de canales.

Arenisca U Superior

El espesor de U Superior varía entre 37 pies y 107 pies. No tiene una tendencia clara

en la dirección de las arenas, lo cual debe ser relacionado al ambiente de depósito que

forma cuerpos discontinuos de sedimentos. La base de U Superior presenta areniscas,

con laminación y presencia de glauconita lo cual indica un ambiente shoreface.

(Petroamazonas EP, 2014).

16

2.4. Aspectos Generales del Campo Shushufindi- Aguarico

2.4.1. Descripción del Campo Shushufindi- Aguarico

El campo Shushufindi- Aguarico (Bloque 57) fue descubierto en 1969 por la compañía

Texaco-Gulf, con el pozo Shushufindi 1, cuya profundidad de perforación fue 9772

pies. La producción del campo empezó en agosto de 1972 alcanzando su pico de

producción en 1986 fue de 126.400 BFPD. Los principales reservorios del activo

Shushufindi son: U Superior, U Inferior, T Superior, T Inferior y Basal Tena. Los

reservorios del campo son muy productivos al norte y al sur, los cuales tienen presiones

muy parecidas a las del inicio después de aproximadamente 30 años de producción.

(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).

2.4.2. Ubicación Geográfica

El campo está ubicado en la Cuenca Oriente Ecuatoriana, en la Provincia de

Sucumbíos, Cantón Shushufindi forma parte del Corredor Central Sacha – Shushufindi,

Este campo geográficamente se extiende desde los 00´ 06´ 39´ a los 00´ 17´ 58´ latitud

Este, hasta los 76´ 36´ 55´ de longitud Oeste. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).

17

Figura 2: Ubicación del Campo Shushufindi (Petroamazonas EP, 2014).

2.4.3. Estructura

El campo Shushufindi - Aguarico presenta un anticlinal el cual tiene una orientación

N-S y tres culminaciones, dos dentro del campo Shushufindi y uno en el campo

aguarico. El anticlinal se desarrolló por una inversión tectónica del cretácico tardío,

mediante pruebas realizadas el anticlinal presenta evidencias de afectaciones

18

estructurales del basamento los cuales presentan lineamientos que continúan hacia el

Oeste. (Petroamazonas EP, 2016)

El modelo estructural del sistema de fallas que tiene el campo nos permite determinar

la comunicación que existe de los fluidos entre los diferentes arenas “U” y “T” con la

cual constituye una vía de comunicación entre los fluidos.

Debido a la producción existen cambios importantes y significativos los cuales

provocan cambios en los yacimientos como es la disminución de producción, de

presión, intrusión de agua, y cambio del con tanto agua petróleo.

19

Figura 3: Mapa Estructural de la arena T Inferior del Activo Shushufindi (Petroamazonas EP, 2017).

20

Figura 4: Mapa Estructural de la arena U Inferior del Activo Shushufindi . (Petroamazonas EP, 2017)

21

2.4.4. Estratigrafía

En la cuenca oriente la producción de hidrocarburos está relacionada a los depósitos de

las arenas U, T, y M-1 del Cretácico Inferior a Medio y de la arena Basal Tena del

Cretácico Superior. Las arenas predominantes del campo se caracterizan por ser

principalmente de grano medio y en la mayoría de los casos impregnadas de petróleo,

además se caracterizan por la ausencia de matriz arcillosa. (Petroamazonas EP, 2014)

Existen tres secciones estratigráficas, una con dirección Norte – Sur, y dos con

dirección Oeste – Este, para el análisis de tendencias de espesor de la estructura.

2.4.4.1. Sección estratigráfica 1, Norte - Sur

La sección estratigráfica Norte-Sur muestra una antiforma que ocupa la mayor parte

del campo, profundizándose hacia el sur. En general la sección cretácica desde el tope

de la formación Hollín hasta el tope de la arenisca Basal Tena se engrosa hacia el sur

del campo. (Petroamazonas EP, 2014)

En relación a las unidades reservorios, se observa que espesor del miembro arenisca T

inferior es variable a los largo del campo Shushufindi -Aguarico. El miembro arenisca

U inferior hacia el sur del campo, aumenta el espesor. El miembro arenisca U superior

muestra un comportamiento similar al de la arenisca T superior. La caliza A presenta

22

un aumento de espesor hacia el sur, de igual manera, la arenisca Basal Tena muestra

un engrosamiento hacia el sur del campo.

2.4.4.2. Secciones estratigráficas 2 y 3, Oeste - Este

La sección Oeste-Este 2, muestra una antiforma, no se observan variaciones de espesor

importantes en este corte, lo cual muestra que la estructura observada en este corte, es

posterior a la sedimentación. El corte estratigráfico Oeste-Este muestra únicamente el

flanco oeste de una antiforma, la antiforma del campo Shushufindi- Aguarico se

ensancha hacia el sur del campo. En esta sección no se observan variaciones

importantes de espesor. (Petroamazonas EP, 2014)

23

Figura 5: Secciones Estratigráficas definidas en el campo Shushufindi – Aguarico (Petroamazonas EP,

2014).

24

2.5. Aspectos generales del Campo Drago

2.5.1. Descripción del Campo Drago

El campo se conoció como Vista Sur que fue definida por la Corporación Estatal

Petrolera Ecuatoriana (CEPE) en 1972 mediante la interpretación de líneas sísmica 2D,

Petroproducciòn retoma el prospecto con la interpretación de sísmica 3D y le denomina

campo Drago en el año 2006. Se determinó la existencia del campo con la perforación

del pozo drago 1 en el año 2007, con prueba de producción en el reservorio U Inferior

fue de 879 BPPD, con 1% BSW Y 27,9 API. El campo actualmente tiene una

producción de 14.000 BBPD.


El campo Drago, Drago Norte, Drago Este se encuentra al Noreste del campo Sacha y

al oeste del campo Shushufindi, en la cuenca oriente del Ecuador.

25

Figura 6 : Ubicación Campo Drago (Petroamazonas EP, 2016).

2.5.3. Estructura

Se trata de una estructura anticlinal asimétrica, con un eje de dirección aproximada

Norte- Sur, está constituida de tres altos principales, Drago al suroeste, Drago Norte al

norte y Drago Este al sureste de la gran estructura. Es producto de la reactivación de

fallas pre-Cretácicas, y de movimientos transcurrentes, con la intrusión de cuerpos

ígneos, dieron origen a esta estructura. (Petroamazonas EP, 2016)

26

Esta estructura, está influenciada, por la intrusión de tres cuerpos ígneos, en uno de los

cuales fue perforado por el pozo Vista-1, donde se evidencia que el intrusivo,

reemplazo a la unidades T y Hollín, dividiendo en dos cuerpos al reservorio T.

Figura 7 : Sección Sísmica mostrando los componentes Estructurales Principales (Petroamazonas EP,

2016).

2.6. Aspectos generales del Campo Cobra

2.6.1. Descripción del Campo Cobra

El pozo exploratorio Cobra 1 fue perforado al Este del campo Shushufindi- Aguarico,

alcanzo una profundidad de 9870 pies, la prueba de producción inicial realizada en el

reservorio Basal Tena fue de 524 BPPD con BSW del 54%.

27


El campo está ubicado al noreste de la Cuenca Oriente del Ecuador en la Provincia de

Sucumbíos, aproximadamente a 43 Km hacia el Sureste de Lago Agrio.

Figura 8: Ubicación del Campo Cobra (Petroamazonas EP, 2016).

28

2.6.3. Estructura

La estructura cobra fue resultado de la interpretación de sísmica 3D en el año 2003, el

campo Cobra es un anticlinal asimétrico de dirección aproximada S-N-NW, de bajo

relieve, este localizada en la parte hundida de la falla inversa de Shushufindi y tiene

influencia del basamento con presencia de volcano-sedimentos pre cretácicos.

(Petroamazonas EP, 2014)

29

Figura 9: Mapa Estructural de la arena Basal Tena del Campo Cobra (Petroamazonas EP, 2016).

30

2.7. Aspectos generales del Campo Condorazo

2.7.1. Descripción del Campo Condorazo

Se descubrió la estructura Condorazo con la perforación del pozo exploratorio

Condorazo 1, con una prueba de producción en la arenisca U inferior de 622 BBPD

con un BSW del 64%. La estructura Condorazo forma parte de altos estructurales de

bajo relieve, que están asociados al eje estructural Drago - Condorazo y Vista, estos

altos estructurales presentan direcciones NW-SE.


El campo se ubica al noreste de la Cuenca Oriente del Ecuador, en la Provincia de

Sucumbíos, al noreste del campo Sacha.

31

Figura 10: Ubicación Campo Condorazo (Petroamazonas EP, 2016)

2.7.3. Estructura

La estructura del campo Condorazo es un anticlinal asimétrico pequeño de dirección

N-S es de bajo relieve, con buzamiento mayor en el franco sur, que limita con la

estructura Drago, al norte de la estructura se presenta un alto estructural con mayor

relieve.

32

Figura 11: Mapa Estructural de la arenisca T inferior del Campo Condorazo (Petroamazonas EP,

2016).

33

2.8. Propiedades de la roca y de los fluidos

2.8.1. Permeabilidad

Permeabilidad es la capacidad que tiene un medio poroso que permite el paso del

fluido, su medida es en darcies o milidarcies en honor a Henry Darcy.

En 1856 Henry Darcy, dedujo la fórmula que lleva su nombre, como resultado de la

investigación de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada para la

purificación de agua.

La ley de Darcy con algunas limitaciones, a otros medios porosos o al movimiento de

otros fluidos, dos o más fluidos inmiscibles.

𝑄 =𝐾𝐴(𝑃1−𝑃2)

𝜇𝐿 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 1

Donde:

𝑄 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑐𝑚3

𝑠)

𝐾 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑚𝐷)

𝐴 = 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 ( 𝑐𝑚2)

∆𝑃 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 (𝑎𝑡𝑚)

34

𝜇 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 ( 𝐶𝑝)

𝐿 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 ( 𝑐𝑚)

2.8.2. Permeabilidad Absoluta

Es la medición de permeabilidad cuando un fluido que normalmente es agua satura

100% el medio poroso.

2.8.2.1. Reducción de Permeabilidad Absoluta

La reducción de la permeabilidad absoluta se da por:

El taponamiento de los espacios porales por solidos del fluido de control

que invadieron la formación.

Por la capa de lodo que se genera durante la perforación.

Migración de finos que se encuentran en los espacios porales para

ubicarse en la garganta de poro.

El hinchamiento de arcillas para llenar los espacios porales.

Invasión de Partículas

La invasión de las partículas sólidas es una de las principales causas de daño de

formación porque tapona la garganta poral lo que ocasiona una reducción de la

35

permeabilidad. Mientras las partículas finas se mueven por el medio poroso, son

capturadas y depositadas en la matriz porosa, como resultado en la matriz se generan

cambios en la porosidad y permeabilidad de la arena.

2.8.2.2. Arcillas para llenar los espacios porales.

La arcilla son minerales muy pequeños, la ilita, esmectita, caolinita y clorita son arcillas

que se presentan con frecuencia en donde existe rocas sedimentarias.

Las ilitas y caolinitas son consideradas como arcillas no hinchables, que son liberadas

de las superficies de los poros para migrar con el fluido, las esmectitas son arcillas

hinchables se expanden y migran. Las arcillas se hinchan dependiendo la concentración

del agente salino que tenga el fluido de control. Las arenas U y T del Campo

Shushufindi – Aguarico tienen alto contenido de glauconita.

“La glauconita es un mineral silicio verde que se encuentra en las rocas sedimentarias

y se forman en las plataformas continentales, se caracteriza por la tasa de sedimentación

lenta y la presencia de material orgánico” (Schlumberger Oilfield Glossary, 2017).

2.8.3. Permeabilidad efectiva

La capacidad de flujo o fluido preferencial cuando en el yacimiento hay presencia de

otros fluidos, las principales causas que afectan directamente a la permeabilidad

36

efectiva son la naturaleza del pozo y las saturaciones relativas de los fluidos

(Schlumberger Oilfield Glossary, 2017).

La permeabilidad efectiva esta en función a la saturación, es decir cuando la saturación

del fluido disminuye, la permeabilidad efectiva también.

2.8.4. Permeabilidad relativa

La permeabilidad relativa “es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido

saturado parcialmente de la roca y la permeabilidad absoluta saturada al 100%” (Stinco,

2001)

La permeabilidad relativa del petróleo y del agua está en función de la saturación, ver

la figura 12.

37

Figura 12: Curva típica de permeabilidades relativas en un sistema Agua – Petróleo (Escobar)

Las características de las curvas de permeabilidad relativa en función a la mojabilidad,

la roca hidrófila que son mojadas por agua y las rocas oleofilas son mojadas por

petróleo.

Tabla 3: Características de Curvas de Permeabilidades Relativas para rocas hidrófilas y Oleofilas (Modificado de Craig, 1982)

Roca Hidrófila Roca Oleófila

Sw Irreducible > 0,2 < 0,15

Saturación en el cruce de las curvas > 0,5 < 0,5

Krw máxima < 0,3 > 0,5

38

2.8.5. Mojabilidad

Cuando existen dos fluidos inmiscibles en contacto hay tendencia de que uno de los

fluidos estos puede ser agua o petróleo se adhiera a la roca con mayor preferencia.

La mojabilidad disminuye la permeabilidad relativa, esto se puede reducir utilizando

solvente mutual, surfactante para cambiar la fase mojada por petróleo.

Figura 13: Ángulo de contacto. (Andespetroleum, 2013)

Cuando este ángulo disminuye, las características mojantes del líquido aumentan.,

cuando el ángulo es 0° existe mojabilidad completa , < 90° esta mojado por agua, >

90° esta mojado por petróleo, 180° no existe mojabilidad

La mojabilidad del reservorio es importante por el fluido debido a las fuerzas de

atracción, la fase no-mojante ocupa los canales abiertos mientras que la fase mojante

invade los espacios porales más pequeños.

39

2.9. Tensión Interfacial y Superficial.

Una propiedad entre dos fases inmiscibles es la tensión que son las fuerzas que se dan

en la interfaz. Tensión interfacial es la fuerza que se da cuando las dos fases son líquidas

y Tensión Superficial es la fuerza cuando una de las fases es gas y la otra un líquido.

2.10. Índice de Productividad

Es la relación entre el caudal y el diferencial de presión en el medio poroso de la

siguiente forma:

𝐽 =𝑞

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2

Donde:

𝑞 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑏𝑙𝑠)

𝑃𝑟 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 (𝑃𝑠𝑖)

𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑦𝑒𝑛𝑡𝑒 (𝑃𝑠𝑖)

Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc:

Baja productividad: J < 0,5

Productividad Media: 0,5 < J < 1,0

Productividad Alta: 1,0 < J < 2,0

Productividad Excelente: 2,0 < J (Maggiolo, 2005)

40

2.11. Presión de Reservorio

La presión de formación o reservorio está relacionada a la presión ejercida en los poros

del yacimiento, esta presión se puede afectar debido al peso de la columna hidrostática.

2.12. Presión de Fondo Fluyente

La presión de fondo fluyente se representa Pwf es la presión fluyente de los fluidos que

se encuentra en el fondo del pozo a la altura de los punzamientos.

2.13. Reacondicionamiento de Pozos (Workover)

Reacondicionamiento de pozo tiene como objetivo transformar el estado del mismo,

obteniendo las condiciones deseadas para la producción de hidrocarburos.

Esta operación se da cuando un pozo que está produciendo por flujo natural o por

levantamiento artificial ya sea por bombeo neumático, hidráulico o mecánico tiene

problemas. Prevenir o reparar un daño existente que se provocó ya sea en la

completación, en la tubería o en la formación. Los principales objetivos de realizar un

reacondicionamiento de pozos es realizar cambios de sistema de levantamiento

artificial del pozo, trabajos de pesca, fracturamiento hidráulico de las formaciones,

acidificación de las formaciones, realizar cañoneo o recañoneo de las arenas, limpieza

41

de arenas, cambio de bombas con el fin de no tener problemas operacionales y costos

adicionales.

2.14. Proceso General de un Trabajo de Reacondicionamiento

Para obtener mejores resultados en la operación que se realice se debe tomar en cuenta

varias consideraciones como:

La seguridad adecuada para ejecutar el trabajo

Equipos adecuados y en condiciones óptimas para que no presenten problemas

al momento de la ejecución del trabajo.

El proceso de actividades que tiene un trabajo de reacondicionamiento es:

1. La movilización de los equipos que componen el taladro de

reacondicionamiento

2. Mantener el pozo controlado con fluido de completación con las

especificaciones adecuadas para cada pozo.

3. Instalar el Preventor de Reventones (BOP).

4. Se realiza viaje de limpieza del pozo.

5. Ejecución del diseño de completación.

42

2.14.1. Control de pozo en trabajos de Workover

Es importante que el pozo este controlado antes de realizar cualquier operación para

mantener el pozo controlado se debe utilizar un volumen de fluido de control y

mantener la columna hidrostática cuya presión sea mayor a la presión del reservorio,

se debe conocer la capacidad de volúmenes y presión de bombeo que se va a emplear.

Después de que la columna hidrostática se estabilice, se desarma el cabezal para luego

instalar el preventor de reventones (BOP).

2.15. Fluido de Control

2.15.1. Definición

Un fluido de control se usa en los trabajos de reacondicionamiento y trabajos de

completación de pozos (cañoneo, cementación, fracturamiento, estimulación,

acidificación, limpieza etc.). Los fluidos utilizados pueden ser de diferente tipo: gas,

petróleo, agua, salmuera, soluciones químicas, con la finalidad de reducir los diferentes

tipos de daño en las formaciones productoras debido a que existe mayor probabilidad

de causar daños permanentes durante la realización de estos trabajos.

Necesariamente un fluido de control tiene que ser diseñado de manera que al contacto

con las formaciones productoras el daño que se produzca en las formaciones sea el

mínimo posible para mantener o mejorar la producción, además las características del

43

fluido de control tienen que ser compatibles con las características de las formaciones

productoras.

2.15.2. Funciones del Fluido de Control

Facilitar el desplazamiento de los fluidos de control para remover sólidos desde el pozo

y controlar las presiones de formación generando una presión hidrostática del fluido

mayor a la presión hidrostática del pozo.

Proveer estabilización al pozo y controlar las presiones superficiales que son el

resultado de las fuerzas de gravedad que actúan en las formaciones y los fluidos.

Reducir los diferentes daños de formación.

Controlar el filtrado hacia la formación.

Proveer los medios para la suspensión y transporte de los diferentes solidos

dentro de la formación.

La función primordial que debe tener un fluido de control es ayudar al

movimiento de los fluidos a un punto en particular hoyo abajo, para limpiar

solidos desde la formación a superficie y controlar presiones de formación.

44

2.15.3. Tipos de fluidos de completación

2.15.3.1. Salmueras

Estos fluidos son los más utilizados en los trabajos de Completaciòn y

reacondicionamiento debido a que ocasiona un menor daño a la formación, la

producción no se ve altamente afectada y alarga la vida útil del pozo.

Las salmueras pueden ser cloruros, bromuros, formiatos los cuales suben y/o bajan la

densidad del fluido.

Comúnmente las salmueras son una mezcla de varios agentes salinos y agua con sólidos

disueltos. Las salmueras deben ser compatibles con los otros aditivos del fluido de

control. (Energy API, 2001).

Las salmueras con la incorporación de aditivos químicos enriquecen sus propiedades

como por ejemplo: inhibición de arcillas, anticorrosivo y control de pérdidas de

circulación.

45

2.15.3.2. Fluidos base aceite

Estos fluidos son emulsiones inversas, para formar una emulsión inversa es necesario

que todos los materiales añadidos sean solubles en aceite y aditivos compatibles en

concentraciones óptimas.

La formulación de los fluidos base aceite tiene agentes puenteantes que deben ser

solubles en ácido para que pueda eliminar la formación de revoque o presencia de

solidos residuales. Presenta ventajas como:

Soportan altas temperaturas.

Presenta corrosión baja.

El rango de densidades es amplio.

Tiene daños mínimos a las formaciones sensibles al agua.

Y desventajas como:

Provocar bloqueo por emulsión.

Cambio en la humectabilidad de la formación,

Restricciones ambientales.

2.15.3.3. Fluidos base agua

Estos fluidos son usados mayoritariamente con fluidos de completaciòn y

reacondicionamiento. La formulación de los fluidos base agua es con agente salino y

46

con agua, son más económicos y demandan un tratamiento mínimo. La fase acuosa

puede variar de agua dulce a concentraciones altas de sales. (Energy API, 2001).

2.15.3.4. Fluidos espumosos

“Las espumas se emplean ocasionalmente como fluido de circulación para las

operaciones de completación y reacondicionamiento, son aplicables en yacimientos de

baja presión para limpiar la arena” (Garaicochea, 1985).

Los fluidos espumosos se utiliza para estabilizar las espumas de nitrógeno usando una

fase liquida de hidrocarburo. Los hidrocarburos, tales como el diésel se pueden utilizar

para crear espumas para fracturar.

Las espumas de base acuosa se han utilizado para tratar con éxito las formaciones

sensibles a los líquidos inyectados como fluidos de fracturación. El uso de hasta 65%

de nitrógeno reduce la carga de líquido en la formación, mejora el control de pérdida

de fluido y proporciona energía para mejorar la recuperación de líquido. La

estructuración de la espuma también ayuda a mejorar la colocación del apuntalante en

la fractura. El agente espumante permite reemplazar la fase líquida de agua por

hidrocarburo y, por lo tanto, extiende las propiedades beneficiosas de la espuma a

formaciones muy sensibles.

47

2.15.3.5. Fluidos con sólidos en suspensión

Estos fluidos no se los utiliza con frecuencia porque provocan taponamiento y reducen

considerablemente la permeabilidad, por consecuencia disminuye el índice de

productividad. La objetivo es mantener controlada la presión de reservorio, para

aumentar el peso tiene cantidades grandes de sólidos en el fluido. (Centro Internacional

de Educación y Desarrollo (CIED), 1996).

2.15.4. Selección del Fluido de Control

El principal aspecto en la selección del fluido de control de un pozo es la densidad del

fluido utilizado para el control de las presiones de formación, también existen algunos

criterios a ser tomados en cuenta como el contendido de sólidos para sortear el

taponamiento de la formación, además de las características del filtrado considerado el

cambio en la mojabilidad, hinchamiento de las arcillas y la formación de emulsiones,

el tiempo de producción, los trabajos realizados en el pozo, lo que ayudará a la

determinación de las concentraciones que debe tener el fluido de control para intervenir

el pozo.

2.15.4.1. Inhibidores

Un inhibidor es un químico que demora la acción de la corrosión, para que sea efectivo

un inhibidor depende de su capacidad para formar y conservar una película protectora

48

sobre la superficie, los factores que reducen el número de moléculas del inhibidor

absorbidas reducirá la efectividad del inhibidor.

2.15.4.2. Surfactantes

Un surfactante se define como un agente tensoactivo, lo que significa que es un

producto químico que, cuando se añade a un líquido, cambia la tensión superficial del

líquido. Los emulsionantes, los no emulsionantes y los agentes antiespumantes son

todos ejemplos de agentes tensoactivos.

Los surfactantes están compuestos de un grupo soluble en aceite (Grupo lipófilo) y un

grupo soluble en agua (grupo hidrófilo). Estos productos químicos tienen la capacidad

de disminuir la tensión superficial de un líquido por adsorción en la interface entre el

líquido y un gas. Los surfactantes disminuyen la tensión interfacial por adsorción en

las interfaces entre dos líquidos inmiscibles. También reducen los ángulos de contacto

adsorbiendo en las interfaces entre un líquido y un sólido.

La tensión superficial se compone de las fuerzas presentes en la película superficial de

todos los líquidos, intenta empujar el fluido en una forma con la menor superficie, las

partículas en la película superficial son atraídas hacia el interior, causando tensión.

El agua tiene una fuerte tensión superficial y también tiende a formar gotas,

especialmente en contacto con superficies aceitosas. El alcohol y los hidrocarburos

líquidos comunes como xileno, queroseno, gasolina utilizados en la fractura tendrán

49

bajas tensiones superficiales; tienden a extenderse en una superficie sólida para formar

una película. La tensión superficial de la mayoría de los líquidos se puede cambiar por

la adición de surfactantes.

Un surfactante es un aditivo no emulsificante, que ayuda a la prevención de emulsiones

entre el fluido de control y fluidos de la formación.

• Orientación de los surfactantes en las interfaces.

Los agentes tensoactivos o surfactantes son usados en trabajos de workover para

disminuir la tensión superficial entre sólidos y líquidos, líquidos y líquidos y gases,

además de demulsificar el ácido y el aceite. Un agente tensoactivo debe cumplir con:

Evitar y destruir las emulsiones entre el fluido inyectado y el fluido de

formación.

Determinar las características de humectabilidad favorables para la roca

del reservorio.

Movilizar el petróleo de las partículas y partículas finas humectadas por el

agua.

Ser soluble en el fluido de control.

Ser compatible con otros químicos en el pozo (BJ Services-Edc Lar, 2004).

50

2.15.5. Tipos de Surfactantes

Los surfactantes son clasificados en cuatro grupos principales, dependiendo de la

naturaleza del grupo soluble en agua. Estas divisiones son:

Aniónico

Catiónico

No iónico

Anfotérico

Los surfactantes aniónicos son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua es

cargado negativamente.

Los surfactantes catiónicos son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua es

cargado positivamente.

Los surfactantes no iónicos son moléculas orgánicas que no ionizan y por lo tanto

permanecen sin carga.

Los surfactantes anfóteros son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua puede

ser cargado positivamente, cargado negativamente, o sin carga, la carga real de un

anfótero tensoactivo es dependiente del pH del sistema.

51

Tabla 4: Clasificación de los Surfactantes. (Bj Services, 2004)

2.15.6. Solvente Mutual

El solvente mutual es un material que tiene una solubilidad apreciable tanto en

petróleos como en agua. Algunos químicos, incluyendo alcoholes, aldehídos, cetonas,

éteres y otros, tienen esta propiedad. En la industria petrolera el solvente mutual es

usado para describir un glicol- éter, este es usado más frecuentemente en acidificación

de arenisca es etil glicol monobutil éter, además su solubilidad mutua, reduce la tensión

interfacial entre aceite y agua, actúa como un disolvente para solubilizar aceite en agua.

Mejora la acción de los surfactantes y emulsionantes en contacto con materiales de

formación, actúa como un detergente capaz de eliminar los materiales humectantes de

52

aceite de las superficies que de otro modo serían humectantes. La solubilidad en aceite

de los éteres de glicol se incrementa e incide en los hidrocarburos.

El solvente mutual tiene las siguientes características:

Contribuye a reducir la saturación de agua al disminuir la tensión superficial

del agua, evitando así la formación de bloqueos por agua.

Humecta con agua a la formación, ayudando a mantener la permeabilidad

relativa para la producción de petróleo.

Ayuda que se humecten los finos insolubles con petróleo y logren estabilizar

las emulsiones.

Para ayudar a prevenir la adsorción de los materiales mantiene la concentración

suficiente de surfactantes e inhibidores en solución.

2.15.7. Bactericidas

Los bactericidas se utilizan para destruir o controlar las bacterias, las mismas causan

inestabilidad de la viscosidad en geles mezclados en lotes. Cuando las condiciones son

favorables, un número suficiente de bacterias puede ser la causa principal de la

degradación del gel.

53

Algunos de los ambientes más favorables para las bacterias son los tanques que

contienen fluido de fracturamiento que a menudo contienen varios galones de gel

descompuesto por bacterias de trabajos previos, cuando se añade nuevo gel las

bacterias tienen nueva fuente de alimento, cuando las condiciones son favorables,

algunas especies pueden incluso alcanzar concentraciones máximas dentro de

veinticuatro horas.

Hay diferentes tipos de bacterias que se puede clasificar por sus necesidades

ambientales:

• Las bacterias aeróbicas crecen en presencia de oxígeno

• Las bacterias anaerobias crecen en ausencia de oxígeno

• Algunas bacterias prosperan en temperaturas, mientras que otros no

• Varias bacterias pueden prosperar en una variedad de rangos de pH.

2.16. Pruebas de Laboratorio

2.16.1. Pruebas de Compatibilidad de Fluidos.

La prueba de compatibilidad de fluidos determina la combinación de aditivos más

efectiva y la concentración de aditivos que se necesitan para prevenir las emulsiones.

54

La conductividad individual de la prueba debe ser amigable con los componentes de

los químicos, las concentraciones y posibles peligros que puedan ocurrir cuando varios

químicos o fluidos son mezclados juntos. Algunas formulaciones de fluidos de

perforación y completación contienen aditivos que reaccionaran con ácidos,

desarrollan gas y generan una cantidad significativa de calor. Se debe tomar en cuenta

que antes de realizar las pruebas se debe revisar las hojas técnicas de los aditivos para

que no exista incompatibilidad de los mismos.

Aplicando la norma API RP 42 a 180 °F para realizar las pruebas de compatibilidad se

sigue el procedimiento:

Preparar 100 ml de cada formulación a ser probada.

Mezclar 50 ml de la formulación y 50 ml de crudo en botellas de compatibilidad.

Colocamos las botellas en un baño térmico y medimos la fase acuosa separada a los

2, 4, 6, 8, 10, 15, y 30 min, evaluamos la capacidad de separación de la fase acuosa.

Luego de los 30 min observar la claridad de la fase acuosa, la humectabilidad arriba

y al fondo de la probeta, la interface y la velocidad de separación.

Finalmente, filtrar en una malla # 325 y observar cualitativamente si el sistema

presenta sedimentos, emulsión o “lodos”.

Si se desea cuantificar el sedimento se debe filtrar el sistema en un papel filtro pesado

y comparar con el peso de un Blanco (filtrado del crudo solo) como referencia.

Para compatibilidad con sistemas ácidos y no ácidos se sigue el mismo

procedimiento.

55

2.16.2. Pruebas de Retorno de Permeabilidad

Esta prueba se realiza para determinar la permeabilidad que tiene la arena después de

ser sometida al fluido de control, son utilizadas para determinar el fluido óptimo que

se va a usar y el daño que puede ocasionar.

Se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones para realizar la prueba.

Tomar una muestra de la arena productora.

Densidad requerida en la arena productora.

Presión de formación.

Análisis de agua de formación.

Antecedentes de la zona o arena productora.

• Procedimiento

Se desplaza aceite en

contraflujo hasta obtener

una permeabilidad

constante (kl).

Se inyecta el fluido de prueba

bajo 500 psi de presión hasta

que por lo menos un volumen de

poro, del filtrado del lodo ha

sido recuperado en el otro

extremo.

En contraflujo se circula

aceite hasta alcanzar una

permeabilidad constante

(kf).

Los resultados de las pruebas se representan mediante el gráfico Permeabilidad vs

Tiempo de la permeabilidad antes y después de utilizar el fluido. Ver figura 23

56

2.17. Daño de Formación

Es una alteración de las características originales del reservorio (permeabilidad (K) y

porosidad (φ)) en la cara de la arena que se podría generar por la exposición del

reservorio a los fluidos de control que tiene varios componentes que reducen la

permeabilidad, las reacciones químicas que se producen entre el fluido de control y la

roca de formación pueden precipitar sólidos que taponan los espacios de poros. El daño

de formación es un factor que afecta la eficiencia de los trabajos de estimulación lo

cual provoca una disminución en la producción.

2.17.1. Origen de Daño

2.17.1.1. Daño por Perforación

Los daños que causan los fluidos de perforación son ocasionados por el filtrado o por

invasión de sólidos en el medio poroso. La invasión del filtrado de lodo se da por la

formación de revoque en las paredes del pozo que no tiene buena consistencia.

Para minimizar la invasión es importante que los fluidos de perforación tengan el

mínimo filtrado posible. Para controlar el filtrado depende principalmente de la

capacidad que tiene el fluido para formar un revoque en la cara de la formación.

57

2.17.1.2. Daño por Completación

Para la completación del pozo se realizan varias operaciones como son: disparos,

estimulaciones, pruebas de admisión, inducciones, tratamientos de limpieza, etc. Para

minimizar el daño ocasionado al disparar el intervalo, se deben utilizar presiones

diferenciales a favor del yacimiento, baches de soluciones no-ácidas y ácidos

orgánicos, fluidos de control libres de sólidos que sean compatibles con la formación,

evitando así la creación de emulsiones, bloqueos por agua, hinchamiento de las arcillas

y cambios en la mojabilidad de la roca. Si el pozo es terminado a hueco abierto, o ha

sido disparado antes de completar el pozo, pueden ocurrir pérdidas del fluido de control

que agravan el daño a la formación.

2.17.1.3. Daño por Estimulación

La estimulación de pozos debe ser diseñada con atención y el cuidado pertinente para

evitar que los fluidos de control que se utiliza dejen residuos por precipitaciones o no

sea compatibles con los fluidos de la formación. Una selección inadecuada de estos

fluidos, causará daños severos y en ocasiones permanentes, ya que están constituidos

por productos químicos que pueden provocar emulsiones, afectar la mojabilidad,

reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asfálticos.

Como consecuencia la vida productiva del pozo el depletamiento del yacimiento,

genera cambios en la estabilidad de los fluidos producidos, dando origen a

precipitaciones orgánicas (asfáltenos y / o parafinas) o inorgánicas (sales).

58

Tabla 5: Causas de Daño de Formación (BJ Services , 2004)

Origen Causa del Daño Tipo de Daño Tratamiento Acidificación y otros Tratamientos

Químicos Tubería/o Ácidos sucios Invasión de sólidos Ácidos

Desestabilización de arcillas y finos Hinchamiento o migración de arcillas

Ácidos

Deposición de compuestos y hierro Precipitación Química Ácidos

Formación de emulsión Bloqueo por emulsión Surfactantes , Solventes

Cambio de Saturación, alta tensión superficial

Bloqueo por agua Surfactantes , Solventes

Humectación de la formación Cambio de Humectabilidad Surfactantes , Solventes

Cementación Filtrado del cemento (Compuestos de Ca)

Precipitación Química Ácidos

Invasión del cemento (muy alta K) Invasión de sólidos Ácidos

Filtrado de colchones lavadores Precipitación química, arcillas Ácidos

Fracturamiento Hidráulico Residuos del fluido Disminución conductiva de la fractura

Incompatibilidad con la formación Daño de K

Inyección de Agua Petróleo en suspensión Taponamiento Solventes y Ácidos

Sólidos en suspensión Invasión de sólidos Ácidos

Residuos de bacterias Bacterias Ácidos bactericidas

Productos de corrosión Invasión de sólidos Ácidos

Incompatibilidad de aguas Incrustaciones Inorgánicas Según Incrustación


Ácidos

Inyección de Gas Sólidos erosionados de la tubería Invasión de sólidos Ácidos

Aceite lubricante de los compresores Deposiciones orgánicas Solventes, Surfactantes

Perforación Invasión del lodo ( muy alta K) Invasión de sólidos Ácidos

Filtrado de lodo (arcillas sensibles) Hinchamiento o migración de arcillas

Ácidos, Estabilización

Lodos con alto calcio Precipitación química Ácidos

Sellado de permeabilidad de la pared Invasión de sólidos Ácidos

Punzamiento Compactamiento, rotura, taponamiento

Daño de punzamiento ( Cañoneo)

Ácidos

Producción Colapso de la Formación Desconsolidación Control de Arenas

Migración de Finos Hinchamiento o migración de arcillas

Ácidos

Formación de incrustaciones Incrustaciones Inorgánicas Según Incrustación

Depositación de parafinas y asfaltenos

Deposiciones orgánicas Solventes, Surfactantes

Pérdidas en revestimiento (agua de formación o residuos del lodo)

Invasión de sólidos o precipitación química

Ácidos

Altos Caudales de Producción Migración de finos Ácidos

Bloqueo por agua o condensado Bloqueo por agua Surfactantes , Solventes

Workover Sólidos en suspensión Invasión de sólidos Ácidos

Residuos de la tubería Invasión de sólidos Ácidos


Ácidos

Humectación de la formación Cambio de Humectabilidad Surfactantes , Solventes

Formación de emulsiones Bloqueo por emulsión Surfactantes , Solventes

Cambio de Saturación, Alta tensión superficial

Bloqueo por agua Surfactantes , Solventes

Parfinas y asfatenos( fluidos fríos) Deposiciones orgánicas Solventes, Surfactantes

Redepositación Orgánica Deposiciones orgánicas Solventes, Surfactantes

Incompatibilidad Química Incrustaciones, precipitaciones

Ácidos

59

2.17.2. Causas de Daños de Formación

2.17.2.1. Durante la Perforación de zonas productoras.

En el proceso de perforación desde la penetración de la broca altera el equilibrio físico-

químico de la roca, los fluidos contenidos, minerales que la conforman y esfuerzos que

existen. La presión excesiva para controlar las presiones de las formaciones atravesadas

induce a la invasión de sólidos generados en el fluido de perforación y del filtrado del

líquido, en las inmediaciones del pozo, produciendo una progresiva disminución de la

porosidad y permeabilidad, por lo tanto, es el factor principal que da origen a el daño

de la formación.

2.17.2.2. Durante la terminación del pozo.

Se considera que los disparos origina una zona triturada y muy comprimida alrededor

de las perforaciones, su permeabilidad solo debe ser de 10% al 20% de la permeabilidad

de la formación, la mayoría de las perforaciones se derrumban como consecuencia de

la concentración de los esfuerzos alrededor del pozo.

2.17.2.3. Tubería de producción y empaques

Durante la introducción de la tubería de completación y de fluidos con sólidos, pueden

presentarse pérdidas de circulación, ocasionando taponamientos en las fracturas

60

cercanas al pozo, así como en la porosidad. Todo esto ocurrirá si la presión hidrostática

del fluido de terminación es mayor que la presión de formación.

2.17.2.4. Durante la estimulación de pozos

Una mala selección de los fluidos de tratamiento causará un daño adicional o la

disminución de la efectividad del tratamiento por causa de los productos químicos que

podrían cambiar la mojabilidad en la roca, crear emulsiones, causar precipitaciones

indeseables, etc.

2.17.2.5. Daños a la Formación durante la Producción Inicial

En la fase de producción en varias ocasiones la urgencia de utilizar sustancias químicas

para inhibir la corrosión, depositación de sales o parafinas que entran en contacto con

la formación causará un mayor daño y cambio en la mojabilidad de la roca.

2.17.3. Tipos de Daños

Debido a las operaciones (Estimulación, Producción, Perforación y Completaciòn) se

presentan varios tipos de daño en el pozo, los procesos que causan daño de formación

son: químicos, físico- químico, hidrodinámico, termal y mecánicos. El parámetro más

importante que determina el fluido de tratamiento son las características físicas del

daño, se clasifican en:

61

a) Emulsiones

b) Bloqueo por agua

c) Incrustaciones

d) Depósitos orgánicos

e) Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos

f) Hinchamiento de arcillas.

g) Daño por bacterias

2.17.3.1. Emulsiones

Las emulsiones se forman por la invasión del fluido, por el filtrado de fluidos o por los

fluidos de control, pueden generarse por el filtrado con alto o bajo pH del fluido.

Tipos de Emulsiones

Se puede clasificar por su naturaleza:

Emulsión directa es cuando la fase continua es agua y la dispersa es petróleo.

Emulsión inversa cuando la fase continua es petróleo y la dispersa es agua.

Y por el tamaño de las gotas:

Macro emulsiones con gotas de diámetro entre 1 a 10 μm.

Mini emulsiones con diámetro de gotas menores a 1 μm.

62

Figura 14: Tipos de emulsión según su naturaleza. (http://ateb.es/index.php/sample-sites/shop, s.f.)

2.17.3.2. Bloqueo por agua

Se produce por la disminución en la permeabilidad relativa al petróleo por el aumento

de la saturación de agua en el medio poroso, el bloqueo por agua ocurren cuando se

filtra a la formación agua originada de los fluidos de control.

2.17.3.3. Incrustaciones

Se desarrollan después que el pozo es puesto en producción o en pocos meses, esto

acatando el porcentaje de producción de agua.

Son depósitos minerales precipitados que se pueden generar por la variación de presión

y temperatura, las impurezas, las incompatibilidades entre los fluidos, cambios en el

pH, que el fluido se evapore, variación en la producción, esto se produce en la tubería

de producción y en la formación.

63

Métodos de tratamiento para evitar la formación de incrustaciones.

Se tiene tres métodos para prevenir la formación de incrustaciones:

a) Colocación de inhibidores durante tratamientos de estimulación.

b) Tratamientos squeeze.

c) Técnica de colocación de químicos.

Colocación de inhibidores durante tratamientos de estimulación

En el proceso de estimulación, los inhibidores son bombeados de dos formas; el

primero utiliza inhibidores líquidos, estos son añadidos y bombeados con el pre-

colchón a lo largo del tratamiento, el segundo los inhibidores son sólidos que son

añadidos con el material sustentante en fracturamientos.

Tratamiento squeeze.

Según Mora Ríos Alfonso. La colocación de inhibidores de incrustaciones por medio

de tratamiento squeeze, consiste del bombeo de un inhibidor de incrustaciones líquido

a la formación, esta técnica permite que el inhibidor sea adsorbido por la formación.

En este caso, el inhibidor requiere de un fluido de desplazamiento tal como el cloruro

de calcio, sin embargo, la reacción entre el inhibidor y el fluido de desplazamiento,

puede producir sales de calcio. El inhibidor de incrustaciones lentamente se libera a

64

medida que los fluidos producidos fluyen a través del área tratada. Después de realizar

un tratamiento squeeze la concentración de inhibidor sigue un comportamiento

exponencial, la desventaja de este comportamiento es que al principio una gran

cantidad de inhibidor es producido.

Técnica de colocación de químicos, CPT

Esta metodología se adapta a formaciones fracturadas, es muy parecida a los

tratamientos con squeeze, aunque su objetivo principal es en trabajos de fracturamiento

y en formaciones que son naturalmente fracturadas.

2.17.3.4. Depósitos orgánicos

Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados (parafinas o

asfáltenos), se pueden localizar en la tubería de producción, en los disparos y en el

yacimiento. La principal causa se debe a los cambios de presión y temperatura durante

la etapa de producción alrededor del pozo.

2.17.3.5. Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos

Son combinaciones de fluidos que generan incrustaciones de tipo orgánico (parafinas

o asfáltenos) e inorgánico como arcillas o finos. Cuando los finos junto con el aceite y

el agua tienen un proceso de migración dentro del yacimiento puede producir un

65

cambio en la mojabilidad, en estos casos se pude utilizar para su remoción ácidos

emulsionados.

2.17.3.6. Daño por la migración de finos y arcilla

El daño por la migración de finos y arcilla produce una disminución de la

permeabilidad del yacimiento, como efecto de la invasión de los sólidos presentes en

el fluido de perforación o por hinchamiento de las arcillas de los poros, como

consecuencia del filtrado de lodo. Los sólidos presentes en los fluidos de perforación y

completación irrumpen en los poros cuando en el pozo existe un diferencial de presión

capaz de taponarlos, obteniendo un daño o reducción de la permeabilidad. Se observa

en la figura la formación de un enjarre debido a los sólidos presentes, la depositación

de las partículas sólidas en los poros de la formación y finalmente el taponamiento de

los poros por acumulación de sólidos.

Figura 15: Obstrucción de poros por finos e hinchamiento de arcillas. (Ríos)

66

2.17.3.7. Daño por bacterias

La inyección de bacterias en el pozo principalmente anaeróbicas crece rápidamente,

obstruyendo el espacio poroso en la formación con precipitados biológicos que son

resultado de la función bacteriológica, produciendo una disminución en la

permeabilidad.

67

CAPITULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3. TIPO DE ESTUDIO

El presente trabajo es de tipo analítico porque se analizó e interpretó toda la

información recolectada para realizar la presente investigación.

Prospectivo porque los resultados del presente trabajo, servirán a futuro como

guía para mejorar, desarrollar y optimizar el proceso de extracción de petróleo.

3.1. Universo y muestra

El universo seleccionado comprende el activo Shushufinfi, los campos Shushufindi,

Aguarico, Drago, Condorazo, Cobra, ubicados en la provincia de Sucumbíos, Bloque

57. Se tomara los informes de laboratorio realizados en el año 2016 para el análisis de

la composición del fluido de control de pozo.

68

3.2. Métodos y técnicas de recopilación de datos

Analizar las estadísticas de: pruebas de retorno de permeabilidad (que minimice el daño

de formación en cada reservorio), también para la determinación del fluido de control

(se considerara los datos de informes de laboratorio realizados).

3.3. Procesamiento y análisis de información

Para la realización del proyecto la información necesaria será proporcionada por la

empresa Petroamazonas EP. Incluye informes de análisis de laboratorio de fluido –

fluido y pruebas de retorno de permeabilidades que fueron realizados en los núcleos de

las arenas productoras de los campos Shushufindi, Aguarico y Drago.

Se tomaron los datos de cada uno de los pozos que se realizaron trabajos de pulling,

rediseño de la bomba, cambio de completaciòn, se revisó que concentración de fluido

fue utilizado para la operación.

Se toma la producción de fluido (O&W) ANTES Y DESPUÉS de realizar el trabajo de

workover, además se calculó la presión de fondo fluyente (Pwf); la investigación se la

realiza mediante la selección aleatoria de un pozo.

69

• DRAGO 030S1

Sistematizando los datos de la presión de intake de la bomba (PIP), la producción de

fluido, petróleo, corte de agua y grados API de crudo obtenidos mediante el programa

OFM (Oil Field Manager) y los datos de profundidad de la bomba y de la arena

productora (tope y base) tomados del diseño de la completaciòn ver anexo 7; para

calcular la presión de fondo fluyente (Pwf) de cada pozo analizado.

1. Cálculo de la presión a la mitad de los punzamientos.

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑀𝐷 =𝑃𝑟𝑜𝑓𝑇𝑜𝑝𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 + 𝑃𝑟𝑜𝑓𝐵𝑎𝑠𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜

2 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 3

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑀𝐷 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎 𝑚𝑖𝑡𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑢𝑛𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 (𝑓𝑡)

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑇𝑜𝑝𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑡𝑜𝑝𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 (𝑓𝑡)

𝑃𝑟𝑜𝑓𝐵𝑎𝑠𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙𝑜 (𝑓𝑡)

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑀𝐷 =10190 + 10172

2= 10181 𝑓𝑡

2. Cálculo de la variación de profundidad

∆𝑃𝑟𝑜𝑓 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑀𝐷 − 𝑃𝑟𝑜𝑓𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 4

∆𝑃𝑟𝑜𝑓 = 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑓𝑡)

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑀𝐷 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎 𝑚𝑖𝑡𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑝𝑢𝑛𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 (𝑓𝑡)

70

𝑃𝑟𝑜𝑓𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 (𝑓𝑡)

∆𝑃𝑟𝑜𝑓 = 10181 − 9956 = 225 𝑓𝑡

Cálculo de la densidad relativa del crudo

API= 28.3

BSW= 62%

𝜌 =131.5

141.5 + 𝐴𝑃𝐼

𝜌 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 (𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙)

𝐴𝑃𝐼 = 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑜𝑠 𝐴𝑃𝐼 𝑑𝑒𝑙 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜

𝜌 =131.5

141.5 + 28.3= 0,9566

Cálculo de ∆𝑝

∆𝑝 = 𝜌 ∗ ∆𝑃 ∗ ∆𝑃𝑟𝑜𝑓

∆𝑝 = 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 (𝑓𝑡)

𝜌 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 (𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙)

∆𝑃 = 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 (0.433𝑝𝑠𝑖/𝑓𝑡)

∆𝑃𝑟𝑜𝑓 = 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑓𝑡)

71

∆𝑝 = 0,9566 ∗ 0.433 ∗ 225

∆𝑝 = 93,1969 𝑝𝑠𝑖

Cálculo de Pwf

PIP = 545 psi

𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝐼𝑃 + ∆𝑝

𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑦𝑒𝑛𝑡𝑒 (psi)

𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑎𝑘𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎(psi)

∆𝑝 = 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑝𝑠𝑖)

𝑃𝑤𝑓 = 545 + 93,1969

𝑃𝑤𝑓 = 638,1968 ≈ 638 𝑝𝑠𝑖

Se procede a calcular el índice de productividad (J) antes del workover revisando que

el pozo produce de una arena o de arenas combinadas. El pozo DRRD-030S1 produce

de la arena Ti en donde la presión de reservorio es 2100 psi.

Tabla 6: Presiones de Reservorio por Campo

Arena Productora

Shushufindi Central (psi)

Shushufindi Norte (psi)

Shushufindi Sur (psi)

Shushufindi Sur Oeste

(psi)

Aguarico (psi)

Drago (psi)

Ti 2300 2200 2300 - 2500 2100

Ts - 2200 2200 - 1500 -

Ui 2000 2500 2700 2800 2500 1180

Us 1600 1600 - 2500 1500 -

BT - 1300 - - - -

72

DATOS:

q = 242 BFPD

Pr= 2100 psi

Pwf= 638 psi

𝐽1 =𝑞

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓

𝐽1 =242

2100 − 638

𝐽1 = 0,17

Cálculo del índice de productividad (J) después del workover.

DATOS:

q = 239 BFPD

Pr= 2100 psi

Pwf= 594 psi

𝐽2 =239

2100 − 594 = 0,16

∆𝐽 = 𝐽2 − 𝐽1

∆𝐽 = 0,16 − 0,17

∆𝐽 = -0.01 Bajo Índice de Productividad

73

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

4. RESULTADOS

4.1. Pruebas de Compatibilidad de fluidos y cálculo del IP

UBICACIÓN Pozo [N°]Arena antes

WO Fecha W.O. [BFPD] [BPPD] [Bsw %] Pwf (psi) Pr (psi)

IP

ANTES Fecha W.O.

Arena

despues WO[BFPD] [BPPD] [Bsw %] Pwf (psi) Pr (psi)

IP

DESPUES

AGENTE SALINO

(lb/bbl)

% SOLVENTE

MUTUAL

%INHIBIDOR

DE ARCILLAS%SURFACTANTE %BIOCIDA ΔIP % ΔIP ΔBPPD ΔPwf ESTADO DAÑO

PERDIDA DE

CIRCULACION

1 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSK-106 TI 25/12/2015 2256 767 66Sin señal

de sensor2300 16/01/2016 TI 3285 1380 58% 1193 2300 2,97 No uso 1.30 0.52 0.52 0.06 613

Sin señal del

sensor antes de -

2 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSF-140 TI 05/12/2016 200 70 65 1008,8 2300 0,15 21/01/2016 TI 924 231 75 912 2300 0,67 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 0,5108 329,7798 161 -96,8 Mantiene IP No

3 SHUSHUFINDI CENTRAL SHS-185 UI 09/02/2016 1026 235 77 570 2000 0,72 23/02/2016 UI 2820 705 75% 1190 2000 3,48 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 2,764 385,2357 470 620 Mantiene IP No

4 SHUSHUFINDI CENTRAL SHS-187 TI 22/12/2015 2142 86 96% 1855 2200 6,21 07/03/2016 TI 941 2,7 100% 1745 2200 2,07 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -4,141 -66,6898 -83 -110 Cerrado Si

5 SHUSHUFINDI CENTRAL SHS-073 UI + US 29-Apr-16 1182 355 70% 794 1950 1,02 29-Apr-16 UI + US 768 169 78% 648 1950 0,59 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,433 -42,326 -186 -146,3 Bajo IP Si

6 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSU-083 UI + US 30-May-16 600 234 61% 1083 1250 3,59 30-May-16 UI + US 344 89 74% 842 1250 0,84 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -2,742 -76,4824 -145 -240,6 Bajo IP Si

7 SHUSHUFINDI CENTRAL SHS-044 UI + US 0 0 0Sin señal

de sensorUI + US 224 0 100 - - - - 0 0 Cerrado Si

8 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSK-106 TI 22-Jun-16 3510 877,5 75 1064,3707 2230 3,01 25-Jul-16 TI 3204 897,12 72 1376 2230 3,75 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,7405 24,59138 20 311,63 Mantiene IP No

9 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSI-134 UI 13-Jul-16 1374 370,98 73% 782 1950 1,18 31-Jul-16 UI 855 239,4 72% 909 1950 0,82 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,355 -30,2037 -132 126,63 Bajo IP Si

10 SHUSHUFINDI CENTRAL SHS-185 UI 15-Jul-16 3042 517,14 83% 1049 2000 3,20 27-Aug-16 UI 2280 319,2 86% 1062 2000 2,43 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,766 -23,973 -198 13,469 Bajo IP Si

11 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSF-191 TI 19-Jul-16 2160 238 89 1759 2200 4,90 19-Sep-16 TI 3740 337 91 1413 2200 4,75 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,146 -2,97543 99 -346 Mantiene IP No

12 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSU-083 UI + US 28-Sep-16 288 74,88 74 981,78908 1172 1,51 10-Oct-16 UI + US 310 151,9 51 949 1172 1,39 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,124 -8,18793 77 -32,79 Bajo IP Si

13 SHUSHUFINDI CENTRAL SHSF-140 TI 19-Oct-16 348 132,24 62 642,45482 2300 0,21 17-Dec-16 TI 1284 449,4 65 547 2300 0,73 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,5225 248,8745 317 -95,45 Mantiene IP No

14 SHUSHUFINDI NORTE SHS-046 UI 24/01/2016 357 151 14 1569 2800 0,29 08/02/2016 UI 590 531 10% 1026 2950 0,31 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,02 5,74 380 -543 Bajo IP Si

15 SHUSHUFINDI NORTE SHS-086 UI 26/01/2016 1540 268 81 1318 1475 9,81 11/02/2016 UI 2860 658 77 1056 1475 6,83 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -2,98 -30,41 390 -262 Bajo IP Si

16 SHUSHUFINDI NORTE SHSW-205 TI + UI 03/01/2016 2773 1592 50 750 1800 2,64 17/02/2016 TI + UI 3201 1751 45% 942 1800 3,73 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,09 41,27 159 192 Mantiene IP No

17 SHUSHUFINDI NORTE SHSB-150 UI 10/02/2016 1452 214 81 2573 2800 6,40 23/02/2016 UI 3056 367 88% 922 2800 1,63 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -4,77 -74,56 153 -1651 Bajo IP Si

18 SHUSHUFINDI NORTE SHS-077 TI + UI 11/02/2016 1542 264 84 1319 1750 3,58 09/03/2016 TI + UI 2628 420 84 922 1750 3,17 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,40 -11,29 156 -397 Bajo IP Si

19 SHUSHUFINDI NORTE SHSX-211 US 09/09/2015 184 61 67 493 1200 0,26 03/03/2016 US 190 118 38% MTU 1200 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 57 MTU -

20 SHUSHUFINDI NORTE SHSH-202 UI 27/01/2016 42 8 81%Sin señal de sensor1800 06/03/2016 UI 101 21 78,78 MTU 1800 4.0 1.05 0.13 0.26 0.023 13Sin señal del

sensor antes de -

21 SHUSHUFINDI NORTE SHSC-250 US 24/10/2015 22 21 5 987 1600 0,04 18/03/2016 US 150 52 65% MTU 1600 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 31 MTU -

22 SHUSHUFINDI NORTE SHS-059 UI 13/03/2016 566 170 70% 1548 2050 1,13 08/04/2016 UI 1320 396 70% 875 2050 1,12 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 0,00 -0,36 226 -673 Mantiene IP No

23 SHUSHUFINDI NORTE SHSB-245 TI 17-Feb-16 1754 351 80 1127 2200 1,63 5-Apr-16 TI 2320 325 86 1302 2200 2,58 No uso 1.05 0.52 0.26 0.04 0,95 58,05 -26 175,02 Mantiene IP No

24 SHUSHUFINDI NORTE SHSS-107 BT 2-May-16 350 158 55 921 1300 0,92 2-May-16 BT 370 185 50 865 1300 0,85 4.3 1.30 0.52 0.26 0.06 -0,07 -7,89 27 -56 Bajo IP Si

25 SHUSHUFINDI NORTE SHS-066 UI 5-May-16 233 121 48Sin señal

de sensor2800 5-May-16 UI 179 93 48 MTU 2800 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -28

Sin señal del

sensor antes de -

26 SHUSHUFINDI NORTE SHS-043 US + UI + TI 19-Jul-16 890 356 60 1004 1600 1,49 19-Jul-16 US + UI + TI 888 270 70 966 1600 1,40 4.0 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,09 -6,13 -86 -37,52 Bajo IP Si

27 SHUSHUFINDI NORTE SHS-101 UI 28-May-16 548 71 87Sin señal

de sensor2500 28-May-16 UI 472 61 87 815 2500 0,28 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -10

Sin señal del

sensor antes de -

28 SHUSHUFINDI NORTE SHS-116 TS 31-May-16 93 50 46Sin señal

de sensor2300 31-May-16 TS 138 73 47 MTU 2300 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 23

Sin señal del

sensor antes de -

29 SHUSHUFINDI NORTE SHS-036 UI 15-May-16 896 233 74 823 2000 0,76 15-May-16 UI 224 110 51 MTU 2000 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -123 MTU -

30 SHUSHUFINDI NORTE SHS-066 UI 23-Jun-16 179 93 48Sin señal

de sensor0 23-Jun-16 UI 200 118 41 MTU 0 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 25

Sin señal del

sensor antes de -

31 SHUSHUFINDI NORTE SHST-62B UI 28-Jun-16 782 555 29 800 1316 1,52 28-Jun-16 UI 712 506 29 700 1316 1,16 4.3 0.26 0.26 0.26 0.03 -0,36 -23,73 -50 -100 Bajo IP Si

32 SHUSHUFINDI NORTE SHS-056 TS + TI 25-Jun-16 2022 404 80 1540 3100 1,30 25-Jun-16 TS + TI 2664 373 86 1646 3100 1,83 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,54 41,36 -31 106 Mantiene IP No

33 SHUSHUFINDI NORTE SHSC-250 US 24-Oct-15 22 20,68 6 988 1600 0,04 18-Mar-16 US 150 52,35 65,1 MTU 1600 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 32 MTU -

34 SHUSHUFINDI NORTE SHS-070 TS + TI + UI 19-Jun-16 1856 371,2 80 1188 2000 2,29 14-Jul-16 TS + TI + UI 2607 521,4 80 1354 2000 4,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,75 76,56 150 166,03 Mantiene IP No

35 SHUSHUFINDI NORTE SHS-077 TI + UI 23-Jun-16 2922 350,64 88 881,06297 2000 2,61 25-Jul-16 TI + UI 2592 362,88 86 969 2000 2,51 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,10 -3,73 12 87,937 Bajo IP Si

Prueba antes WO Prueba despúes WO FLUIDO DE CONTROL

74

UBICACIÓN Pozo [N°]Arena antes

WO Fecha W.O. [BFPD] [BPPD] [Bsw %] Pwf (psi) Pr (psi)

IP

ANTES Fecha W.O.

Arena

despues WO[BFPD] [BPPD] [Bsw %] Pwf (psi) Pr (psi)

IP

DESPUES

AGENTE SALINO

(lb/bbl)

% SOLVENTE

MUTUAL

%INHIBIDOR

DE ARCILLAS%SURFACTANTE %BIOCIDA ΔIP % ΔIP ΔBPPD ΔPwf ESTADO DAÑO

PERDIDA DE

CIRCULACION

36 SHUSHUFINDI NORTE SHS-099 US 20-Jun-16 102 99,96 2 590,08862 2400 0,06 27-Jul-16 US 46 27,6 40 299 2400 0,02 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,03 -61,15 -72 -291,1 Bajo IP Si

37 SHUSHUFINDI NORTE SHSB-150 UI 4-Sep-16 2580 258 90 471,88766 2800 1,11 13-Oct-16 UI 2250 225 90 759 2800 1,10 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,01 -0,52 -33 287,11 Bajo IP Si

38 SHUSHUFINDI NORTE SHS-054 BT 30-Aug-16 472 358,72 24% 592 1400 0,58 10-Oct-16 BT 219 153,3 30% 597 1400 0,27 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,31 -53,34 -205 4,5206 Bajo IP Si

39 SHUSHUFINDI NORTE SHS-063 UI + US 30-Aug-16 746 358,08 52 12,220755 1200 0,63 27-Oct-16 UI + US 905 742 18 438 1200 1,19 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,56 89,10 384 425,78 Mantiene IP No

40 SHUSHUFINDI NORTE SHSJ-071 TI 6-Oct-16 2712 488 82 1305 2200 3,03 27-Oct-16 TI 3405 544,8 84 1254 2200 3,60 7.1 1.05 0.52 0.26 0.06 0,57 18,78 57 -51 Mantiene IP No

41 SHUSHUFINDI NORTE SHS-070 TS + TI + UI 7-Nov-16 2636 527,2 80 1200,8729 2000 3,30 26-Nov-16 TS + TI + UI 2964 503,88 83 1129 2000 3,40 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,10 3,16 -23 -71,87 Bajo IP Si

42 SHUSHUFINDI NORTE SHSB-136 TI + UI 13-Dec-16 328 216 34 MTU 1800 24-Dec-16 TI + UI 360 21,6 94 1150 2200 0,34 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -194 MTU -

43 SHUSHUFINDI SUR SHSA-002 TI 10/12/2015 654 150 76 1528 2200 0,97 19/02/2016 TI 816 163 80 1033 2200 0,70 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,27 -28,15 13 -495 Bajo IP Si

44 SHUSHUFINDI SUR SHSD-217 TS 26/01/2016 1704 1687 1 1050 2100 1,62 07/02/2016 TS 2697 2670 1 835 2100 2,13 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 31,37 983 -215 Mantiene IP No

45 SHUSHUFINDI SUR SHSN-124 UI 01/02/2016 252 383 5Sin señal

de sensor1800 13/02/2016 UI 408 388 5 623,9 1800 0,35 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 5

Sin señal del

sensor antes de -

46 SHUSHUFINDI SUR SHS-028 TS + TI + UI 23-Apr-16 2844 711 75% 1380 1800 6,77 23-Apr-16 TS + TI + UI 2685 644 76 1293 1800 5,30 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -1,48 -21,82 -67 -87,16 Bajo IP SI

47 SHUSHUFINDI SUR SHS-028 TS + TI + UI 7-May-16 2685 644 76 1286 1800 5,22 7-May-16 TS + TI + UI 2520 605 76 1401 1800 6,32 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 1,10 21,01 -40 115,46 Mantiene IP No

48 SHUSHUFINDI SUR SHSA-002 TI 4-Jun-16 813 171 79% 963 2250 0,63 4-Jun-16 TI 654 131 80% 860 2250 0,47 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,16 -25,52 -40 -103 Bajo IP Si

49 SHUSHUFINDI SUR SHSA-163 TI 2-Jun-16 1356 217 84 1790 2350 2,42 4-Oct-16 TI 2574 412 84 998 2350 1,90 4.3 0.26 0.26 0.26 0.03 -0,52 -21,42 195 -792,3 Bajo IP Si

50 SHUSHUFINDI SUR SHSN-224 UI 11-Jun-16 1278 332,28 74 1117,7541 2700 0,81 16-Aug-16 UI 1340 335 75 970 2700 0,77 - - - - -0,03 -4,10 3 -147,8 Bajo IP Si

51 SHUSHUFINDI SUR SHS-067 UI 23-Jun-16 3512 983,36 72 884,09814 2300 2,48 29-Jul-16 UI 3368 808,32 76 868 2300 2,35 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,13 -5,18 -175 -16,1 Bajo IP Si

52 SHUSHUFINDI SUR SHSD-217 TS 28-Jul-16 2442 2271,06 7% 562 2300 1,40 23-Aug-16 TS 1920 1766,4 8% 704 2300 1,20 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,20 -14,36 -505 142,48 Bajo IP Si

53 SHUSHUFINDI SUR SHS-179 TI 5-Aug-16 1425 299 79 1563,2 2300 1,93 22-Aug-16 TI 2340 486 80 944 2300 1,73 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,21 -10,77 187 -619,2 Bajo IP Si

54 SHUSHUFINDI SUR SHSD-007 TI 17-Jul-16 1092 109 90 1999,7 2300 3,64 OFF TI 0 0 0 0 2300 0,00 0 0 0 0 0 -3,64 -100,00 -109 -2000 Cerrado No

55 SHUSHUFINDI SUR SHS-075 TI 19-Aug-16 1734 173 90 1816,7 2500 2,54 4-Oct-16 TI 3300 660 80 1738 2500 4,33 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,79 70,66 487 -78,7 Mantiene IP No

56 SHUSHUFINDI SUR SHS-028 TS + TI + UI 10-Oct-16 2285 548,4 76 1366,6734 1800 5,27 3-Nov-16 TS + TI + UI 2656 637,44 76 1177 1800 4,26 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -1,01 -19,15 89 -189,7 Bajo IP Si

57 SHUSHUFINDI SUR SHS-092 UI 16-Nov-16 957 200,97 79 1024,126 2090 0,90 4-Dec-16 UI 1074 214,8 80 - 2090 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 14 Cerrado Si

58 SHUSHUFINDI SUR SHS-023 TI 18-Nov-16 2442 244,2 90 1950,5458 2422 5,18 4-Dec-16 TI 2964 296,4 90 2094 2422 9,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 3,86 74,46 52 143,45 Mantiene IP No

59 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSZ-138 UI 07/02/2016 2393 827 61 1552 2600 2,28 13/02/2016 UI 2942 941 68% 908 2700 1,64 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,64 -28,10 114 -644 Bajo IP Si

60 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHS-069 UI 12/03/2016 960 134 86% 812 2500 0,57 21/03/2016 UI 1123 157 86% 1455 2500 1,07 4.0 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 88,96 23 643 Mantiene IP No

61 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSO-131 UI 06/03/2016 2120 424 80 1470 2800 1,59 21-Apr-16 UI 2520 403 84 1009 2800 1,41 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,19 -11,74 -21 -461,1 Bajo IP Si

62 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSP-293 UI 10/04/2016 298 250 16 749 2000 0,24 10-Apr-16 UI 278 181 35 1299 2000 0,40 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,16 66,47 -69 549,89 Bajo IP Si

63 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHS-094 UI 30/04/2016 1282 103 92 2237 3000 1,68 30-Apr-16 UI 2383 238 90 1912 3000 2,19 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 30,36 136 -325 Mantiene IP No

64 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHS-027 UI 23/09/2016 458 202 56 810 2900 0,22 23-Sep-16 UI 424 187 56 575 2900 0,18 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,04 -16,78 -15 -235 Bajo IP Si

65 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSO-181 UI 24/06/2016 2232 670 70% 988 3100 1,06 24-Jun-16 UI 2010 523 74% 929 3100 0,93 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,13 -12,41 -147 -59,4 Bajo IP Si

66 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHS-024 TS + TI 27/06/2016 1842 239,46 87 1944,2374 2500 3,31 16-Jul-16 TS + TI 2366 354,9 85 1884 2500 3,84 - - - - 0,53 15,89 115 -60,24 Mantiene IP No

67 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSO-035 UI 04/07/2016 1260 466,2 63 1467,2253 2500 1,22 OFF UI 0 0 0 0 2500 0,00 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -1,22 -100,00 -466 -1467 Cerrado No

68 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSZ-165 UI 12/08/2016 2418 193 92 2409,9 2900 4,93 5-Oct-16 UI 2388 119 95 2461 2900 5,44 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 10,25 -74 51,1 Mantiene IP No

69 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSZ-169 UI 01/09/2016 2290 503,8 78 978 2700 1,33 24-Oct-16 UI 2259 496,98 78 1465 2700 1,83 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,50 37,55 -7 487 Mantiene IP No

70 SHUSHUFINDI SUR OESTE SHSZ-138 UI 23/11/2016 2988 776,88 74 1095,6507 2600 1,99 24-Dec-16 UI 3030 969,6 68 778 2600 1,66 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,32 -16,27 193 -317,7 Bajo IP Si

96745 26060,28 111779 29341

Prueba antes WO Prueba despúes WO FLUIDO DE CONTROL

75

4.1.1. Shushufindi Central

Tabla 7: Cálculo del Índice de Productividad en Shushufindi Central

Ubicación

Pozo [N°]

Arena

antes

WO

IP

ANTES

IP

DESPUÉS

Agente

salino

(lb/bbl)

%

Solvente

mutual

%Inhibidor de

arcillas

%Surfactante

%Biocida

ΔIP

% ΔIP

ΔBPPD

ΔPwf

Estado

Daño

Perdida de

circulación

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSK-106

TI

2,97

No uso

1.30

0.52

0.52

0.06

613

Sin señal

del sensor

antes de la

prueba

-

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSF-140 TI 0,15 0,67 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 0,5108 329,7798 161 -96,8 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHS-185 UI 0,72 3,48 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 2,764 385,2357 470 620 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHS-187 TI 6,21 2,07 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -4,141 -66,6898 -83 -110 Cerrado Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHS-073 UI + US 1,02 0,59 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,433 -42,326 -186 -146,3 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSU-083 UI + US 3,59 0,84 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -2,742 -76,4824 -145 -240,6 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHS-044 UI + US 0 0 Cerrado Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSK-106 TI 3,01 3,75 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,7405 24,59138 20 311,63 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSI-134 UI 1,18 0,82 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,355 -30,2037 -132 126,63 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHS-185 UI 3,20 2,43 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,766 -23,973 -198 13,469 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSF-191 TI 4,90 4,75 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,146 -2,97543 99 -346 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSU-083 UI + US 1,51 1,39 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,124 -8,18793 77 -32,79 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

CENTRAL

SHSF-140 TI 0,21 0,73 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,5225 248,8745 317 -95,45 Mantiene IP No

76

Figura 16: Gráfico de Índice de Productividad de los pozos analizados en Shushufindi Central

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

SHSK-106 SHSF-140 SHS-185 SHS-187 SHS-073 SHSU-083 SHS-044 SHSK-106 SHSI-134 SHS-185 SHSF-191 SHSU-083 SHSF-140

0,00 0,15

0,72

6,21

1,02

3,59

3,01

1,18

3,20

4,90

1,51

0,21

2,97

0,67

3,48

2,07

0,590,84

3,75

0,82

2,43

4,75

1,39

0,73

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SHUSHUFINDI CENTRAL

IP antes IP después

77

4.1.2. Shushufindi Norte

Tabla 8: Índice de Productividad en Shushufindi Norte

Ubicación

Pozo [N°]

Arena antes

WO

IP

ANTES

IP

DESPUÉS

Agente

salino

(lb/bbl)

%

Solvente

mutual

%Inhibidor

de arcillas

%Surfactante

%Biocida

ΔIP

%

ΔIP

ΔBPPD

ΔPwf

Estado

Daño

Perdida de

circulación

SHUSHUFINDI NORTE SHS-046 UI 0,29 0,31 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,02 5,74 380 -543 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHS-086 UI 9,81 6,83 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -2,98 -30,41 390 -262 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHSW-205 TI + UI 2,64 3,73 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,09 41,27 159 192 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHSB-150 UI 6,40 1,63 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -4,77 -74,56 153 -1651 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHS-077 TI + UI 3,58 3,17 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,40 -11,29 156 -397 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHSX-211 US 0,26 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 57 MTU -

SHUSHUFINDI NORTE

SHSH-202

UI

4.0

1.05

0.13

0.26

0.023

13

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

-

SHUSHUFINDI NORTE SHSC-250 US 0,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 31 MTU -

SHUSHUFINDI NORTE SHS-059 UI 1,13 1,12 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 0,00 -0,36 226 -673 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHSB-245 TI 1,63 2,58 No uso 1.05 0.52 0.26 0.04 0,95 58,05 -26 175,02 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHSS-107 BT 0,92 0,85 4.3 1.30 0.52 0.26 0.06 -0,07 -7,89 27 -56 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE

SHS-066

UI

4.3

1.05

0.52

0.26

0.06

-28

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

-

SHUSHUFINDI NORTE SHS-043 US + UI + TI 1,49 1,40 4.0 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,09 -6,13 -86 -37,52 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE

SHS-101

UI

0,28

4.3

1.05

0.52

0.26

0.06

-10

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

-

SHUSHUFINDI NORTE

SHS-116

TS

4.3

1.05

0.52

0.26

0.06

23

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

-

SHUSHUFINDI NORTE SHS-036 UI 0,76 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -123 MTU -

SHUSHUFINDI NORTE

SHS-066

UI

4.3

1.05

0.52

0.26

0.06

25

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

-

SHUSHUFINDI NORTE SHST-62B UI 1,52 1,16 4.3 0.26 0.26 0.26 0.03 -0,36 -23,73 -50 -100 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHS-056 TS + TI 1,30 1,83 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,54 41,36 -31 106 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHSC-250 US 0,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 32 MTU -

SHUSHUFINDI NORTE SHS-070 TS + TI + UI 2,29 4,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,75 76,56 150 166,03 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHS-077 TI + UI 2,61 2,51 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,10 -3,73 12 87,937 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHS-099 US 0,06 0,02 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,03 -61,15 -72 -291,1 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHSB-150 UI 1,11 1,10 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,01 -0,52 -33 287,11 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHS-054 BT 0,58 0,27 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,31 -53,34 -205 4,5206 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHS-063 UI + US 0,63 1,19 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,56 89,10 384 425,78 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHSJ-071 TI 3,03 3,60 7.1 1.05 0.52 0.26 0.06 0,57 18,78 57 -51 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI NORTE SHS-070 TS + TI + UI 3,30 3,40 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,10 3,16 -23 -71,87 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI NORTE SHSB-136 TI + UI 0,34 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -194 MTU -

78

Figura 17: Gráfico de Índice de Productividad de los pozos analizados en Shushufindi Norte

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

0,29

9,81

2,64

6,40

3,58

0,260,00 0,04

1,13

1,63

0,92

0,00

1,49

0,00 0,00

0,76

0,00

1,521,30

0,04

2,292,61

0 0,06

1,11

0,58 0,63

3,033,30

0,00

0,31

6,83

3,73

1,63

3,17

0,00 0,00 0,00

1,12

2,58

0,85

0,00

1,40

0,280,00 0,00 0,00

1,16

1,83

0,00

4,04

2,51

0,00 0,02

1,10

0,27

1,19

3,603,40

0,34

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SHUSHUFINDI NORTE


79

4.1.3. Shushufindi Sur

Tabla 9: Índice de Productividad en Shushufindi Sur

Ubicación

Pozo [N°]

Arena antes

WO

IP

ANTES

IP

DESPUÉ

S

Agent

e

salino

(lb/bbl

)

% Solvente

mutual

%Inhibidor

de arcillas

%Surfactante

%Biocida

ΔIP

% ΔIP

ΔBPPD

ΔPwf

Estado

Daño

Perdida de

circulación

SHUSHUFINDI

SUR

SHSA-002 TI 0,97 0,70 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,27 -28,15 13 -495 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHSD-217 TS 1,62 2,13 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 31,37 983 -215 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

SUR

SHSN-124

UI

0,35

4.3

1.05

0.52

0.26

0.06

5

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

-

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-028 TS + TI +

UI

6,77 5,30 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -1,48 -21,82 -67 -87,16 Bajo IP SI

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-028 TS + TI +

UI

5,22 6,32 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 1,10 21,01 -40 115,46 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

SUR

SHSA-002 TI 0,63 0,47 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,16 -25,52 -40 -103 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHSA-163 TI 2,42 1,90 4.3 0.26 0.26 0.26 0.03 -0,52 -21,42 195 -792,3 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHSN-224 UI 0,81 0,77 - - - - -0,03 -4,10 3 -147,8 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-067 UI 2,48 2,35 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,13 -5,18 -175 -16,1 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHSD-217 TS 1,40 1,20 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,20 -14,36 -505 142,48 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-179 TI 1,93 1,73 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,21 -10,77 187 -619,2 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHSD-007 TI 3,64 0,00 0 0 0 0 0 -3,64 -100,00 -109 -2000 Cerrado No

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-075 TI 2,54 4,33 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,79 70,66 487 -78,7 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-028 TS + TI +

UI

5,27 4,26 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -1,01 -19,15 89 -189,7 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-092 UI 0,90 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 14 Cerrado Si

SHUSHUFINDI

SUR

SHS-023 TI 5,18 9,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 3,86 74,46 52 143,45 Mantiene IP No

80

Figura 18: Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados en Shushufindi Sur

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

0,97

1,62

0,00

6,77

5,22

0,63

2,42

0,81

2,48

1,401,93

3,64

2,54

5,27

0,90

5,18

0,70

2,13

0,35

5,30

6,32

0,47

1,90

0,77

2,35

1,201,73

0,00

4,33 4,26

0,00

9,04

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SHUSHUFINDI SUR


81

4.1.4. Shushufindi Sur Oeste

Tabla 10: Índice de Productividad en Shushufindi Sur Oeste

Ubicación

Pozo [N°]

Arena

antes

WO

IP

ANTES

IP

DESPUÉS

Agente

salino

(lb/bbl)

%

Solvente

mutual

%Inhibidor

de arcillas

%Surfactan

te

%Biocida

ΔIP

% ΔIP

ΔBPPD

ΔPwf

Estado

Daño

Perdida de

circulación

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSZ-138 UI 2,28 1,64 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,64 -28,10 114 -644 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHS-069 UI 0,57 1,07 4.0 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 88,96 23 643 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSO-131 UI 1,59 1,41 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,19 -11,74 -21 -461,1 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSP-293 UI 0,24 0,40 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,16 66,47 -69 549,89 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHS-094 UI 1,68 2,19 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 30,36 136 -325 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHS-027 UI 0,22 0,18 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,04 -16,78 -15 -235 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSO-181 UI 1,06 0,93 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,13 -12,41 -147 -59,4 Bajo IP Si

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHS-024 TS + TI 3,31 3,84 - - - - 0,53 15,89 115 -60,24 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSO-035 UI 1,22 0,00 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -1,22 -100,00 -466 -1467 Cerrado No

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSZ-165 UI 4,93 5,44 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,51 10,25 -74 51,1 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSZ-169 UI 1,33 1,83 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,50 37,55 -7 487 Mantiene IP No

SHUSHUFINDI SUR

OESTE

SHSZ-138 UI 1,99 1,66 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,32 -16,27 193 -317,7 Bajo IP Si

82

Figura 19: Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados en Shushufindi Sur Oeste

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

SHSZ-138 SHS-069 SHSO-131 SHSP-293 SHS-094 SHS-027 SHSO-181 SHS-024 SHSO-035 SHSZ-165 SHSZ-169 SHSZ-138

2,28

0,57

1,59

0,24

1,68

0,22

1,06

3,31

1,22

4,93

1,33

1,991,64

1,071,41

0,40

2,19

0,18

0,93

3,84

0,00

5,44

1,83 1,66

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SHUSHUFINDI SUR OESTE


83

4.1.5. Campo Aguarico

Tabla 11: Índice de Productividad en el Campo Aguarico

Ubicación

Pozo [N°]

Arena

antes

WO

IP

ANTES

IP

DESPUÉS

Agente

salino

(lb/bbl)

%

Solvente

mutual

%Inhibidor

de arcillas

%Surfactante

%Biocida

ΔIP

%ΔIP

ΔBPPD

Estado

Daño

Perdida de

circulación

AGUARICO AGRD-030 UI 2,19 2,11 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,082 -3,7 685 Baja IP Si

AGUARICO

AGRF-014

TI

0,40

4.3

1.05

0.52

0.26

0.06

155

Sin señal del

sensor antes

de la prueba

No

AGUARICO AGRA-013 TS 0,69 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -107 MTU -

AGUARICO AGRA-015 US 0,17 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 106 MTU -

AGUARICO AGRH-033 UI 1,89 0,96 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,932 -49,2 1175 Baja IP Si

AGUARICO AGRE-023 US 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -72 MTU -

AGUARICO AGRG-044 UI 1,36 1,93 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,575 42,4 245 Mantiene IP No

AGUARICO AGR-001 UI 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 69 MTU -

AGUARICO AGRG-040 UI 3,20 4,69 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,491 46,6 413,06 Mantiene IP No

AGUARICO AGRD-034 UI 1,25 1,89 No uso 1.05 0.52 0.26 0.06 0,643 51,6 242 Mantiene IP No

AGUARICO AGRF-038 TI 0,37 0,36 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,0108 -2,9 10 Mantiene IP No

AGUARICO AGRI-037 UI 4,15 4,79 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,636 15,3 177,48 Mantiene IP No

AGUARICO AGRC-025 UI 1,29 1,10 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,193 -14,9 47,04 Baja IP Si

AGUARICO AGRD-034 UI 1,89 1,72 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 -0,174 -9,2 485,28 Baja IP Si

AGUARICO AGRH-029 UI 9,89 15,66 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 5,774 58,4 32 Mantiene IP No

AGUARICO AGRG-044 UI 0,39 1,75 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,362 351,7 -20,04 Mantiene IP No

AGUARICO AGRC-

047HS1

UI 4,43 3,73 - - - - -0,701 -15,8 355,96 Baja IP SI

AGUARICO AGR-001 UI 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0 Cerrado No

AGUARICO AGRA-012 UI 0,30 0,38 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 0,079 26,0 435,2 Baja IP SI

AGUARICO AGRA-013 TI 1,44 3,06 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 1,6136 111,8 17,2 Mantiene IP No

AGUARICO AGRA-015 US 0,14 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 81 MTU -

AGUARICO AGRC-018 UI 1,04 4.3 1.05 0.52 0.26 0.06 196,95 MTU -

84

Figura 20: Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados del Campo Aguarico

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

2,19

0,000,69 0,17

1,89

0,001,36

0,00

3,20

1,250,37

4,15

1,29 1,89

9,89

0,39

4,43

0,00 0,301,44

0,00 0,00

2,11

0,40 0,00 0,000,96

0,00

1,93

4,69

1,890,36

4,79

1,10 1,72

15,66

1,75

3,73

0,00 0,38

3,06

0,141,04

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD CAMPO AGUARICO


85

4.1.6. Campo Drago

Tabla 12: Índice de Productividad del Campo Drago

Ubicación

Pozo [N°]

Arena

antes

WO

IP

ANTES

IP

DESPUÉS

Agente

salino

%

%Solvente

mutual

(gpt)

% Inhibidor de

arcillas (gpt)

%Surfactante

(gpt)

%Biocida

(gpt)

ΔIP

%ΔIP

ΔBPPD

ΔPwf

Estado

Daño

Perdida de

circulación

DRAGO NORTE DRRD-030S1 TI 0,17 0,16 2 25 10 3 0,2 -0,01 -4,12 100 -43,8 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DRRD-056 TI 0,15 0,66 2 25 10 3 0,2 0,51 333,01 41 -348,0 Mantiene IP No

DRAGO ESTE DRTA-013 TI 0,01 0,08 2 25 5 3 0,2 0,07 779,27 44 -14,4 Cerrado No

DRAGO NORTE DRRA-001 UI 0,36 1,06 2 26 5 5 0,4 0,70 194,09 13 336,2 Mantiene IP Si

DRAGO NORTE DRRA-042 UI 0,71 0,45 2 26 5 3 0,2 -0,26 -37,13 16 -291,6 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DRRE-038 TI 3,41 3,10 2 26 5 5 0,3 -0,31 -9,06 -95 -70,5 Bajo IP Si

DRAGO ESTE DRTA-36HR1 UI 1,34 1,26 2 26 5 3 0,4 -0,08 -5,86 -4 -15,0 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DRRA-006 UI 0,78 0,14 2 21 5 3 0,4 -0,64 -82,12 -81 -368,8 Bajo IP Si

DRAGO ESTE DRTA-010 TI 8,61 1,19 2 26 3 3 0,2 -7,43 -86,23 26 -573,1 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DRRC-021 UI 0,42 0,22 2 26 5 3 0 -0,20 -47,99 24 -457,0 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DRRD-053 TI 1,16 1,71 2 26 3 3 0,3 0,55 46,88 -67 91,3 Mantiene IP No

DRAGO NORTE DRRA-011 UI 1,10 0,80 2 33 6,5 3 0 -0,31 -27,89 -157 -3,5 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DRRD-055S1 UI 0,53 0,38 2 30 3 3 0,43 -0,16 -29,37 -34 -185,3 Bajo IP Si

DRAGO NORTE DGR-0021 TI 0,11 0,09 2 26 5 3 0 -0,02 -16,27 9 -415,8 Bajo IP Si

86

Figura 21: Grafico de Índice de Productividad de los pozos analizados del Campo Drago

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

0,17 0,15 0,010,36

0,71

3,41

1,340,78

8,61

0,42

1,16 1,100,53

0,11

0,160,66

0,08

1,060,45

3,10

1,26

0,14

1,19

0,22

1,71

0,800,38 0,09

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD CAMPO DRAGO


87

4.1.7. Resumen del Estado de los Pozos Analizados por Campos del Activo Shushufindi

Tabla 13: Estado de los pozos analizados por Campos

SHUSHUFINDI CENTRAL

% SHUSHUFINDI NORTE

% SHUSHUFINDI SUR % SHUSHUFINDI SUR OESTE

% AGUARICO % DRAGO %

Mantiene IP 5 38% Mantiene IP 7 24% Mantiene IP 4 25% Mantiene IP 5 42% Mantiene IP 8 36% Mantiene IP 3 22%

Bajo IP 5 38% Bajo IP 12 41% Bajo IP 9 56% Bajo IP 6 50% Bajo IP 6 27% Bajo IP 10 71%

Cerrado 2 15% Cerrado 0 0% Cerrado 2 13% Cerrado 1 8% Cerrado 1 5% Cerrado 1 7%

Sin señal del sensor

1 8% Sin señal del sensor





0 0%

MTU 0 0% MTU 5 17% MTU 0 0% MTU 0 0% MTU 6 27% MTU 0 0%

TOTAL 13 TOTAL 29 TOTAL 16 TOTAL 12 22 14

Resumen de los Pozos del Activo Shushufindi

Tabla 14: Estado de los pozos del Activo Shushufindi

ESTADO TOTAL %

Mantiene IP 32 30%

Bajo IP 48 45%

Cerrado 7 7%

Sin señal del sensor 8 8%

MTU 11 10%

TOTAL 106

DAÑO TOTAL %

SI 55 30%

NO 32 45%

88

Figura 22: Grafico del Estado de los Pozos del Activo Shushufindi

4.2. Pruebas de Retorno de Permeabilidad

Las arena "T" y "U" tienen composiciones similares, independientemente del pozo,

en donde predomina cuarzo, con cantidades mínimas de caolinita, ilita y esmectita.

La selección de líquidos se basa en la mineralogía. Para los pozos SHS 79,SHS 15B

y Drago Este 2, se analizó con dos fluidos de control variando las concentraciones

de los aditivos para determinar el mejor resultado de variación de permeabilidad.

30%

45%

7%

8%

10%

Estado de pozos del Activo Shushufindi

Mantiene IP

Bajo IP

Cerrado

Sin señal del sensor

MTU

63%

37%

TOTAL

SI

No

89

4.2.1. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 79 “T” Prueba 1

Figura 23: Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 79 prueba 1. (Bj Services)

Los resultados obtenidos es un incremento en la permeabilidad en un 61%

aproximadamente.

Permeabilidad Inicial: 319 md

Permeabilidad después del fluido: 514 md (61% Incremento)

90

4.2.2. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 79 “T” Prueba 2

Figura 24: Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 79 prueba . (Bj Services)


aproximadamente.

Permeabilidad inicial: 219 md

Permeabilidad después del fluido: 431 md (97% Incremento)

91

4.2.3. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 15B “U” Prueba 1

Figura 25: Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 15B prueba 1. (Bj Services)

Los resultados obtenidos es un decrecimiento en la permeabilidad en un 19%

aproximadamente.


Permeabilidad después del fluido 1: 147 md (19% Decrecimiento)

92

4.2.4. Prueba de Retorno de Permeabilidad del SHS 15B “U” Prueba 2

Figura 26: Prueba de retorno de permeabilidad del pozo SHS 15B prueba 2. (Bj Services)


aproximadamente.


Permeabilidad después del fluido 2: 343 md (110% Incremento)

93

4.2.5. Prueba de Retorno de Permeabilidad del Drago Este 2 “Ti”

Figura: 27 Prueba de retorno de permeabilidad del pozo Drago Este. (Halliburton)


Permeabilidad después del fluido: 252 md (106% incrementa)

94

4.2.6. Resultados de las pruebas de retorno de permeabilidad

Tabla 15: Resultados de las pruebas de Retorno de Permeabilidad

Pozo

Arena

Intervalo

(ft)

%

Minerale

s de

arcilla

%

Minerale

s de

carbonat

o

% Otros

minerales

Fluido %

Agent

e

Salin

o

Solvent

e

Mutual

(gpt)

Surfactante(gpt) Inhibid

or de

arcillas

(gpt)

Inhibido

r de

corrosió

n (gpt)

Controlado

r de hierro

Ácido

Orgánico

Ácido

Inorgánico

Permeabili

dad Inicial

(md)

Permeabilida

d Después

(md)

%Δ

K

(md)

SHS- 79 T 9332-

9333

97,0% 3,0% ND Fluido

1

2 1 2 2 3 10 30 319 514 61,1

Fluido

2

2 1 3 2 5 10 35 219 431 96,8

SHS-15

B

U 9168-

9169

95,0% 5,0% ND Fluido

1

- 1 2 2 3 10 30 181 147 -18,8

Fluido

2

2 1 3 2 5 10 35 163 343 110,4

Pozo Arena Intervalo

(FT)

%

Minerale

s de

arcilla

%

Minerale

s de

carbonat

o

% Otros

minerales

Fluido %

Agent

e

Salin

o

Solvent

e

Mutual

(gpt)

Surfactante(gpt) Inhibid

or de

arcillas

(gpt)

Inhibido

r de

corrosió

n (gpt)

Controlado

r de hierro

Acido

Orgánico

Acido

Inorgánico

Permeabili

dad Inicial

(md)

Permeabilida

d Después

(md)

%Δ

K

(md)

DRG- 2 Ti 9707,4 < 100 trazas ND Fluido - - - - - - - - 236 252 106,8

95

Figura 28: Variación de permeabilidad del Pozo SHS 79 Arena “T”

Figura 29: Variación de permeabilidad del Pozo SHS 15 B “Arena”

Fluido 1

Fluido 2

0

100

200

300

400

500

600

Fluido 1

319

514

219

431

PE

RM

EA

BIL

IAD

(m

d)

VARIACIÓN DE PERMEABILIDAD

del POZO SHS 79 ARENA "T"

Fluido 1

Fluido 2

0

100

200

300

400

Fluido 1

181147

163

343

PE

RM

EA

BIL

IAD

(m

d)

VARIACIÓN DE PERMEABILIDAD

del POZO SHS 15 B "ARENA "

96

4.2.7. Pruebas de Compatibilidad de Fluidos

Tabla 16: Concentraciones del Fluido de Control para los Campos Shushufindi – Aguarico

Tabla 17: Concentraciones del Fluido de Control para el Campo Drago

AditivosConcentracion

esAditivos

Concentrac

ionesUnidad Aditivos

Concentrac


Concentrac


Concentrac

ionesUnidad

Agente

Salino 12

Agente

Salino 22 %

Agente

Salino 32 %

Agente

Salino 41 gpt

Agente

Salino 25 %

Inhibidor de

Arcillas10.0

Inhibidor de

Arcillas10.0 gpt

Inhibidor de

Arcillas10.0 Gpt

Inhibidor de

Arcillas10.0 gpt

Inhibidor de

Arcillas10.0 gpt

Surfactante 3.0 Surfactante 3.0 gpt Surfactante 3.0 Gpt Surfactante 3.0 gpt Surfactante 3.0 gpt

Bactericida 0.2 Bactericida 0.2 gpt Bactericida 0.2 Gpt Bactericida 0.2 gpt Bactericida 0.2 gpt

Solvente

Mutual 50.0

Solvente

Mutual 50.0 gpt

Solvente

Mutual 50.0 Gpt

Solvente

Mutual 50.0 gpt

Solvente

Mutual 50.0 gpt

Formulación 1 – Diseño Formulación 2 – Diseño Formulación 3 – Diseño Formulación 4 – Diseño Formulación 5 – Diseño

97

Tabla 18: Resultados de las pruebas de Compatibilidad de Fluidos SHS 201

CARACTERÍSTICAS F1 F2 F3 F4 F1 F2 F3 F4 F1 F2 F3 F4

Humectabilidad Tope Buena Buena Mala Mala Buena Buena Buena Buena Buena Buena Buena Buena

Humectabilidad Base Muy Buena Muy Buena Muy Buena Buena Muy Buena Muy Buena Buena Buena Muy Buena Muy Buena Buena Buena

Claridad del Agua Buena Buena Buena Buena Buena Regular Buena Buena Buena Buena Regular Regular

Velocidad Separación Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena

Interface Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida

Lodos Sedimento No No No No No No No No No No No No

SHS 201 "UI" AGENTE SALINO 150%F - 50%C 25%F - 75%C 75% F - 25%C

CARACTERÍSTICAS F1 F2 F3 F4 F5 F1 F2 F3 F4 F5 F1 F2 F3 F4 F5

Humectabilidad Tope Buena Buena Buena Buena Buena Buena Buena Mala Mala Buena Buena Buena Buena Buena Buena

Humectabilidad Base Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Buena Muy Buena Muy Buena Buena Buena

Claridad del Agua Buena Buena Buena Buena Regular Buena Buena Regular Buena Buena Buena Buena Buena Buena Regular

Velocidad Separación Muy Buena Muy Buena Muy Buena Buena Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Muy Buena Buena

Interface Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida Definida

Lodos Sedimento No No No No No No No No No No No No No No No

SHS 201 "UI" AGENTE SALINO 250%F - 50%C 25%F - 75C% 75%F - 25%C

98

Tabla 19: Resultados de la pruebas de Compatibilidad de Fluidos en los Campos Shushufindi - Aguarico

Tabla 20: Resultados de la pruebas de Compatibilidad de Fluidos en el Campo Drago

Pozo F#1 F#2 F#3 F#4 F#5 Observaciones

Drago 01 X

Drago Norte 01 X

Drago Este 01 X

Drago 04 X

Drago 07 X

Drago Este 012 X

Drago Norte 22 X

Drago Norte 24 X

Drago Norte 29 X

Drago Norte 35 X

Drago Norte 56 X Claridad de agua no muy

buena

F#1 F#2 F#3 F#4 F#1 F#2 F#3 F#4 F#5

SHS-201 U inferior XRealizar otra formulacion con

agente salino 2

SHS-063 U inferior XRealizar otra formulacion con

agente salino 1

AGRC-18 U inferior X X

AGRD-30 U inferiorRealizar otra formulacion con

agente salino1 y 2

AGRA-12 U inferior X X

Agente Salino 1 Agente Salino 2POZO OBSERVACIONES ARENA

99

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

Del total de 106 pozos analizados del activo Shushufindi se encontró lo

siguiente:

32 pozos mantienen el Índice de Productividad (J) y corresponde a un

30%, cuando el porcentaje de la diferencia de IP es positiva

48 pozos se encuentran con un bajo IP que corresponde al 45%

7 pozos se cerraron y corresponde a 7% cuando las pruebas realizadas

después del workover tienen un alto corte de agua (BSW).

8 pozos no tienen señal del sensor y corresponde al 8%.

11 pozos tiene problemas de MTU y corresponde a 10%..

Las concentraciones del fluido que se utilizaron en los pozos que producen

de la arena T Inferior de la estación Shushufindi Central fueron los óptimos

para mantener el índice de productividad, mientras que para las arenas

combinadas Ui y Us estas concentraciones no fueron compatibles con la

formación.

En los pozos de la estación Norte que producen de la arena BT y Us, las

concentraciones no tuvieron los mejores resultados ya que causaron una

disminución de la productividad; para la arena Ti los fluidos fueron

100

totalmente compatibles dando los mejores resultados, mientras que para la

arena Ui, 3 pozos mantienen y 3 bajan el IP.

En la Estación Suroeste que produce de la arena Ui , los resultados indican

que las concentraciones de los fluidos en algunos pozos mantiene el IP,

mientras que en otros baja el IP, por lo que el fluido debería tener otras

concentraciones para el uso en esta arena.

Para el Campo Aguarico las concentraciones que se utilizó en la arena Ti

fueron las óptimas para elevar el índice de productividad, mientras que en

la arena Ui, 5 pozos bajan y 7 mantiene IP.

De los pozos analizados en el campo Drago que registran una disminución

en el índice de producción, los cuales produce de las arenas Ti, Ts, Ui,, se

utilizaron fluidos con bajas concentraciones de solvente mutual, surfactante

e inhibidor de arcillas, mismas que no fueron las óptimas para la ejecución

del trabajo.

De las pruebas de compatibilidad realizadas en 5 pozos se concluye que para

los pozos SHS-201 se debe utilizar el mismo agente salino, para SHS-063

cambiar el agente salino, para el pozo Aguarico D-30 las formulaciones

plateadas no fueron las óptimas, para el pozo Aguarico A-12 y Aguarico C-

18 las formulaciones con los dos agentes salinos fueron óptimas.

101

Para el campo Drago las formulaciones fueron totalmente compatibles con

el crudo de los pozos seleccionados a excepción del pozo Drago Norte 56

que no obtuvo resultados favorables.

La permeabilidad tiene una relación directa con la composición del fluido

de control, demostrando el aumento de la misma a excepción del pozo SHS-

15B con arena U, donde el fluido de control no utilizó un agente salino.

Como resultado no posee una densidad óptima y no prevee el hinchamiento

de arcillas, ocasionando que la permeabilidad decrezca en un 19% .

En las muestras de la arena T contienen mayor cantidad de minerales de

arcilla que en la arena U, y menos cantidad de minerales de carbonatos.

De las pruebas de compatibilidad realizadas en el campo Shushufindi –

Aguarico , para los pozos AGRC-18 y AGRA-12 las formulaciones

propuestas son las óptimas ,mientras que para los pozo SHS-201,SHS-63 y

AGRD-30 se debe realizar nuevas formulaciones con los dos agentes

salinos.

Las Pruebas realizadas para el Campo Drago las formulaciones 1 y 4 fueron

las óptimas a excepción del pozo Drago Norte 56 que la formulación optima

fue la 5 que la claridad de agua no fue buena.

102

5.2. Recomendaciones

Durante las operaciones de reacondicionamiento de pozos ya sea antes o

después del trabajo que se vaya a realizar, es importante controlar el pozo

con el fluido de control óptimo y así evitar problemas en la producción de

los pozos.

Realizar pruebas de compatibilidad a cada uno d elos pozos que vayan a ser

intervenidos.

Realizar pruebas de retorno de permeabilidad en los núcleos muestreados

de los campos del activo Shushufindi, para conocer si la formación queda

humectada al agua y si los aditivos van a proteger sin desgastar la cara de la

formación, para que no afecte la producción.

Para que el trabajo del fluido de control sea el óptimo, en el campo Drago,

la formulación más recomendable es incrementar la concentración de

solvente mutual a 50 gpt, ya que mientras va disminuyendo el solvente

mutual el valor de la permeabilidad baja; el porcentaje de agente salino que

se utiliza no es óptimo ya que no controla el hinchamiento de arcillas, por

lo que se recomienda utilizar 5% de agente salino. La concentración de

inhibidor de arcillas y surfactante debe aumentar a 5 gpt para un mejor

resultado.

103

En la zona Norte de Shushufindi cerca de la zona del intrusivo se

recomienda cambiar el agente salino para que inhiba las arcillas dispersables

y migratorias.

De acuerdo al análisis la formulación más óptima en el campo Shushufindi-

Aguarico es 4,3 lb/bls de agente salino, 1,05% de Solvente Mutual, 0,52%

de Inhibidor de arcillas, 0,26% de surfactante y 0.06% de bactericida, para

la zona centro Sur el fluido de control es óptimo.

104

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106

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Agente salino.- es una sal que ayuda a la densidad del fluido las unidades son

(lb/gal).

Bactericida.- Ayuda a controlar las bacterias que se encuentran en el pozo.

Emulsión.- Mezcla de agua y petróleo que se encuentran en una fase.

Inhibidor de arcillas.- Previene el hinchamiento de las arcillas que se encuentra

en el pozo.

Surfactante.- Ayuda a romper la emulsión que se forma en el fondo del pozo.

Solvente mutual.- Es una mezcla de alcoholes que ayuda a que el petróleo no se

quede pegado en las paredes.

Micrómetro.- es una unidad de longitud equivalente a una milésima de milímetro.

107

ANEXOS

108

Anexo 1: Mapa de Ubicación de los pozos del Activo Shushufindi.

109

Anexo 2: Resumen de la operación

110

Anexo 3: Prueba de Compatibilidad 50% F- 50% C realizada del pozo Shushufindi 63 en los

laboratorios de MI Swaco.



111



Anexo 6: Prueba de Compatibilidad 50% F- 50% C realizada del pozo Drago Norte 07 en los

laboratorios de Halliburton.

112

Anexo 7: Diagrama del pozo Drago 30 WO 1

113

Anexo 8: Diagrama del pozo Drago 30 WO 2

114

Anexo 9: Diagrama del Pozo Shushufindi 83 WO 5

115

Anexo 10: Diagrama del Pozo Shushufindi 83 WO 6

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