capitulo 1.2.3
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INTRODUCCION
Una de las características de los crudos es la fluidez o viscosidad, representada
también indirectamente por la densidad o gravedad específica (expresada
internacionalmente mediante °API). En la escala °API, los crudos extrapesados
caen en el rango (0,0 - 9,9) °API y los pesados en el rango (10 - 21,9) °API.
En la escala de viscosidad en cp, estos crudos tienen una viscosidad entre
1.200 y 95.000 cp. Si se considera que el agua tiene, aproximadamente, 1
centipoise de viscosidad, se apreciará la poca fluidez de estos crudos. La
viscosidad es muy importante en el tratamiento y manejo del crudo, desde el
yacimiento hasta el fondo del pozo, de aquí a la superficie, y luego en el
transporte e instalaciones de refinación. Por tanto, para hacerlos más fluidos y
manejables requieren calentamiento o diluentes.
Además, otras características de estos crudos, es que tienen un alto contenido
porcentual de azufre. De igual manera pueden tener un apreciable contenido de sal
y también contienen metales (níquel, vanadio y otros). A veces pueden tener
también cierta cantidad de sulfuro de hidrógeno, que también es muy corrosivo y
venenoso.
Todo esto hace que la refinación de estos crudos requiera métodos y
tratamientos especiales para mejorar su calidad y obtener los resultados deseados
de comercialización.
Por otro lado, cabe resaltar que desde hace muchos años se conoce la
existencia de estos yacimientos de crudos pesados y extrapesados que hoy atraen
la atención de los petroleros del mundo. Tal es el caso de la Faja del Orinoco aquí
en Venezuela, como también áreas de petróleos pesados y extrapesados en
California, Canadá, México y otros sitios. Las razones por las que estos crudos no
se explotaban anteriormente, se deben principalmente a sus características y al
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hecho de que mejores tipos de crudos se obtenían sin mayores inconvenientes y en
abundancia. Otra razón por la que comenzaron a explotarse las áreas contentivas
de crudos pesados, es que las reservas hasta ahora contabilizadas no son
suficientes para el futuro, por lo tanto, las áreas ya conocidas de petróleos pesados
y extrapesados empezaron a tener importancia mundial y a ser estudiadas y
evaluadas detalladamente.
Cabe decir que los métodos de explotación de crudo pesado representan un
verdadero reto para los productores de petróleo, sin embargo, mediante la nueva
tecnología se han creado técnicas innovadoras de perforación, terminación,
estimulación y aunado con una vigilancia rutinaria de los pozos contribuyen para
que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables.
Existen depósitos (llamados también emulsiones) que están ligados al crudo en
el subsuelo y son los que esencialmente determinan la nomenclatura de pesado y
extra pesado.
Los pozos petroleros durante su vida productiva sufren obstrucciones por estos
depósitos en las tuberías o en las formaciones geológicas de donde proviene el
petróleo, lo que provoca una disminución en la productividad, estos depósitos se
mueven con la aplicación del Bio reductor de viscosidad BRV que actúa como
surfactante base aceite, de esta manera las tuberías quedan limpias y produciendo.
El término “surfactante” abarca una gran variedad de productos químicos, que
tienen amplios usos no solo en estimulaciones, sino también fuera de industria
petrolera.
Los “surfactantes” o productos químicos tenso activo, son útiles por su
capacidad única de alterar las fuerzas superficiales e interfaciales de diversos
líquidos y sólidos.
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El “hidrolub, es un novedoso producto formulado con mezcla de tensoactivos
no iónicos, detergentes aniónicos y reforzadores, que ha sido utilizado en
completaciones originales, reacondicionamientos, servicios y estimulaciones no
reactivas.
A nivel nacional se han trabajado aproximadamente 300 pozos productores, de
flujo natural, en pozos caracterizados por tener una producción deficiente, han
restaurado e incrementado su caudal volumétrico debido a la ruptura de
emulsiones, mojamiento de la roca, remoción de depósitos orgánicos formados
por parafinas y/o asfáltenos. En pruebas de permeabilidad en retorno sobre una
muestra, circulando crudo y luego “hidrolub, revelaron una reducción del daño.
La finalidad es implementar una nueva tecnología para restaurar la producción
de los pozos de crudos pesados y extra pesados.
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CAPITULO I
PRESENTACION DE LA PASANTÍA
1.1 CONTEXTO ORGANIZACIONAL
1.1.1 IDENTIFICACION DE LA EMPRESA
LUBVENCA ORIENTE, C.A.
PDVSA INDOVENEZOLANA, S.A.
ACTIVIDAD PRODUCTIVA DE LA EMPRESA
LUBVENCA ORIENTE, C.A., es una empresa dedicada al diseño, desarrollo,
distribución, comercialización de lubricantes especiales y químicos para el
mantenimiento, producción y explotación petrolera con la finalidad de prestarles
servicios a las industrias, cumpliendo con sus requerimientos y con el
compromiso de solucionar cualquier problema presentado, además de contar con
una alta tecnología utilizando equipos de medición y ensayos confiables,
manejados por personal altamente calificado orientados al mejoramiento continuo
de los procesos tomando en cuenta la seguridad industrial en toda el área laboral
para la preservación y conservación del medio ambiente.
LUBVENCA ORIENTE, C.A., es una empresa cuyo objetivo general es
cumplir con las especificaciones de las normas Nacionales e Internacionales
además está certificado bajo las normas de ISO-9001:2000 alcanzado los niveles
más alto de producción al más bajo costo y con un alto porcentaje Nacional e
Internacional.
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La empresa mixta petrolera INDOVENEZOLANA, S.A, posee programas
asociados al tratamiento y acondicionamiento del petróleo, que permiten asegurar
el cumplimiento de las especificaciones preestablecidas en relación con los
parámetros de calidad requeridos para el bombeo de crudo desde las estaciones.
Por esta razón, la empresa tiene la aplicación de programas de tratamiento
químicos sustenta bajo normas nacionales e internacionales y cuya eficiencia este
optimizada de acuerdo al requerimiento de cada proceso.
La empresa persigue un servicio integrado de proveedor calificado que no solo
incorpore una calidad rentable de suministro de productos químicos, sino también
un servicio que permita asegurar el cumplimiento (o superación), de las
categorías de rendimiento y metas establecidas en los procesos de estimulación,
con un enfoque proactivo de los problemas operacionales que se presenten en los
pozos localizados en el campo norte zuata (área San Cristóbal).
1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA EMPRESA
Está ubicada en la Av. Rotaria Vea, galpón LUBVENCA ORIENTE, C.A El
Tigre Estado Anzoátegui Venezuela. Teléfono: 0283-2314618/2316303. (Figura
1).
La empresa mixta petrolera INDOVENEZOLANA, S.A, posee pozos
estaciones de flujo y descarga asociadas al campo operacional San Cristóbal, en el
estado Anzoátegui. (Figura 2, 3, 4).
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Figura1. UBICACIÓN GEOGRAFICA EMPRESA LUBVENCA
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Punta de Mata
GUARICO
MONAGASJOSE
Areas de aplicación “ Hidrolub 2212 D”“Hidrolub 2212 G”
MACHETE HAMACA
ZUATA
NEGROCERRO
Morichal
Maturín
SAN JUAN DE LOS MORROS
LIVIANO STM
DTTO NORTE
LIVIANO STM
PARIAGUANSan Tomé
S.J. de Guanipa
El Tigre
GAS ANACO
.
ANZOATEGUI
BARCELONA
PLC
Anaco
CERRO NEGRO
OROCUAL
Figura 2. UBICACIÓN GEOGRAFICA POZOS EMPRESA INDOVENEZOLANA
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POZO NZZ-283
YACIMIENTO OFIF,G NZZ0035
MAPA CON LA TRAYECTORIA DEL POZO NZZ-283ST
Figura 3. UBICACIÓN GEOGRAFICA POZOS EMPRESA INDOVENEZOLANA
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F i g u r a 2 . 5 . - D i v i s i ó n d e H a m a c a .
NZZ-283ST
NZZ-191 y NZZ-194
YACIMIENTO OFIE NZZ0035
MAPA CON LAS TRAYECTORIAS DE LOS POZOS NZZ-191 Y NZZ-194
Figura 4. UBICACIÓN GEOGRAFICA POZOS EMPRESA INDOVENEZOLANA
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1.1.3 RESEÑA HISTORICA DE LA EMPRESA
LUBVENCA ORIENTE, C.A, fue fundada por un grupo de inversionista
extranjeros en el año de 1984, con el objetivo de fabricar lubricantes especiales y
productos de mantenimiento industrial.
En el año1994, después de tomada las riendas de la empresa por la nueva
administración de inversionistas venezolanos, los objetivos establecidos se
ampliaron, teniendo como norte la sustitución de las importaciones de lubricantes
especiales, extendiendo así su campo de operaciones, no solo en el área de la
industria petrolera si no también en la industria en general. Hoy por hoy se ha
logrado el desarrollo de los lubricantes en el mercado nacional sustituyendo así
los productos tradicionalmente importados, mejorando al mismo tiempo la
productividad y rentabilidad de los procesos industriales de sus clientes, a través
de la tecnología de estos productos con calidad y precios competitivos, por esta
razón se ha convertido en una gran opción y apoyo significativo para la industria
en general.
En la actualidad LUBVENCA ORIENTE, C.A es una empresa evaluada por
INTEVEP y certificada por FONDONORMA como empresa dedicada al diseño,
desarrollo, distribución y comercialización de grasas lubricantes especiales,
químicos para el mantenimiento, producción y explotación petrolera está inscrita
ante el registro mercantil primero ante la circunscripción judicial del Estado
Anzoátegui bajo el folio Nº 27, tomo A-18 con fecha del 11 de noviembre de
1994.
El logro de estos objetivos no hubiese sido posible sin un equipo de gran
mística y excelente formación personal, lo cual ha permitido consolidar el nombre
de la empresa. En fin la empresa está orientada a ser proveedor de la industria en
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general y por lo cual se encuentra certificada bajo la normativa COVENIN ISO
9001-2000.
1.1.4 MISIÓN DE LA EMPRESA
Vencer las fuerzas de fricción minimizando el desgaste, prolongando la
vida de los equipos rotativos y estacionarios.
Vencer la resistencia al afloramiento del crudo y/o gas natural a la
superficie.
Conservar las condiciones originales de las instalaciones, equipos,
ambiente de trabajo y preservando el medio ambiente.
1.1.5 VISIÓN DE LA EMPRESA
Ampliar los niveles de producción en todas nuestras líneas de productos y
mantenerse como empresa líder en el mercado de lubricantes especiales,
alcanzado los máximos niveles de productividad al más bajo costo y crear nuevas
áreas de producción, que nos permitan la capacitación de nuevos clientes, con
productos de alta calidad y precios competitivos.
1.1.6 ORGANIGRAMA O ESTRUCTURA DE LA EMPRESA
La empresa LUBVENCA ORIENTE, C.A., cuenta con una estructura
organizativa de tipo vertical presentando disposición jerárquica de arriba-abajo
(descendiente). (Figura 5)
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Figura 5. ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA
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JUNTA DIRECTIVA
PRESIDENTE
ASESORES EXTERNOS
GERENTE GENERAL
SECRETARIA DE LA GERENCIA REPRESENTANTE TECNICO
GERENTE ADMINISTRATIVO
GERENTE DE PRODUCCION
GERENTE DE ASEG. CALIDAD
ADMINISTRADORA SECRETARIA VENTAS
SERVICIOS
Jefe de Producción y Despacho
Jefe de Calidad Secretaría Administrativa
Cuadrilla de Mantenimiento
Producción Preparadores
Almacenaje y Despacho
Mantenimiento Mecánico y Electricidad
Asistente Recepción
Aseo y Limpieza
Motorizado Cuerpo de Seguridad
1.1.6.1 Junta Directiva
La junta directiva da a conocer el compromiso asumido con el desarrollo e
implementación del Sistema de Gestión de Calidad (SGC) y de la mejora
continua de la eficacia del Sistema de Gestión.
1.1.6.2 Presidencia
Supervisa al gerente general y al gerente administrativo, se encarga de
programar, organizar, dirigir y controlar la administración de la empresa según su
política y normas fijadas previamente. Representante de LUBVENCA ORIENTE,
C.A., dirige la implantación de las políticas de producción, control de calidad y
comercialización de bienes y servicios. Preside las asambleas de las directivas y es
responsable de las decisiones tomadas en la misma.
1.1.6.3 Gerencia General
Bajo la supervisión del presidente, coordinación e implementación de los
objetivos, políticas actividades que debe cumplir el personal encargado de
departamento, así como la política de la calidad de la empresa.
1.1.6.4 Gerencia Administrativa
Se encarga de las actividades concernientes a la administración y contabilidad
de la empresa, así como de la supervisión del personal bajo su cargo.
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Preparación conjuntamente con la presidencia, del presupuesto anual de la
empresa. Así como también el estado financiero para su posterior discusión con la
junta directiva de la empresa.
1.1.6.5 Gerencia de Producción
Se encarga de dirigir, coordinar, programar, organizar y controlar todo lo
relacionado con la producción, programa las compras nacionales y coordina el
aprovisionamiento óptimo y económico de los insumos de la empresa. Emite
órdenes y autorización de despachos de productos al cliente; el programa coordina
y dirige los despachos a los clientes. Desarrolla y cumple con el programa de la
empresa.
1.1.6.6 Gerencia de Aseguramiento de la Calidad
Se encarga del diseño de los productos terminados además de la planificación,
dirección, formulación y aplicación del sistema de la calidad, revisa y aprueba los
documentos en materia de calidad, programa de calibración, entre otros, ejecuta
las inspecciones correspondientes a cada proceso y documenta las mismas.
1.1.7 SECCIÓN O DEPARTAMENTO DONDE SE REALIZÓ LA
PASANTÍA
La pasantía ocupacional se llevó a cabo en el departamento de control de
calidad, en el cual se encarga de un estricto control de inspección, medición y
ensayo de la materia prima adquirida, al igual que de los productos elaborados por
la empresa, además cuenta con equipos de medición y control, que permite
garantizar que la materia prima recibida cumpla con las especificaciones técnicas
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exigidas por la empresa para su aceptación, todo ello se realiza bajo el control de
los procesos de la normativa COVENIN ISO 9001-2000, además de contar con un
personal altamente capacitado.
Identificación y trazabilidad de la materia prima, inspección y ensayo, dentro
de este aspecto se realiza análisis tanto de la materia prima como de los productos
terminados, los cuales se indican a continuación:
Gravedad Específica.
Punto de Fusión.
Punto de Goteo.
Punto de Inflamación.
Viscosidad brookfields (cps).
Viscosidad Cinemática (stocke).
Densidad,
Medición de PH
Penetración a 60 golpes.
Penetración a 10000 golpes.
Estado de inspección de los productos no conformes.
Ensayos Fisicoquímicos de Acides y Saponificación.
Acciones Correctivas.
La calibración y mantenimiento de los equipos de inspección y ensayo.
1.2 ACTIVIDADES DESARROLLADAS.
NOVIEMBRE 2012
SEMANAS 1 Y 2. Reuniones con los departamentos, conociendo las instalaciones y prácticas de laboratorio de LUBVENCA ORIENTE C.A.
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SEMANAS 3, 4 Y 5. Asignación de los objetivos del informe, se visita a la empresa INDOVENEZOLANA para la asignación de los pozos a estudiar. Entrega de información sobre los pozos y de los crudos para las pruebas de estudio.
DICIEMBRE 2012
SEMANA 5. Se estudia los últimos detalles para la entrega del capítulo 1 a los tutores.
SEMANA 6 Y 7. Diseño del surfactante para el crudo de los pozos en estudio mediante las pruebas de botella.
SEMANA 7. Revisión de los últimos detalles para la entrega del capítulo 2 a los tutores.
SEMANA 8 Y 9. Escogencia del surfactante para realizar la estimulación.
ENERO 2013
SEMANA 9. Finalización del capítulo 3 para ser entregado a los tutores.
SEMANA 10, 11 Y 12. Culminación del estudio en el laboratorio de crudo y comprobada su factibilidad con el crudo de los pozos, pasa al departamento del control de calidad y se procede a la elaboración del producto para la aplicación en los pozos.
SEMANA 12. Entrega de los primeros resultados obtenidos en el estudio de laboratorio d control de calidad.
FEBRERO 2013
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SEMANA 13, 14 Y 15. Exposición del estudio y resultados obtenidos. Preparación para la aplicación de los surfactantes a cada pozo.
SEMANA 15. Culminación de las pasantías, luego de haber revisado todo el estudio y su aplicación hayan culminado con éxito. Entrega del capítulo 4 a los tutores.
SEMANA 16. Se concluyen los estudios y se entrega a cada tutor el informe de pasantías y culminada la revisión, la exposición a la empresa LUBVENCA e INDOVENEZOLANA del informe final.
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CAPITULO II
FORMULACION DEL PROYECTO
2.1 SITUACIÓN PROBLEMÁTICA
Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, siendo el más
importante la faja petrolífera del Orinoco (FPO), la cual se extiende por el flanco
norte del río Orinoco, ocupando una extensión de 55000 Km2, de los cuales se
encuentran en explotación 11593 Km2, lo que es, aproximadamente un 21% de su
extensión.
La FPO, fue descubierta en el año 1936, con la perforación del pozo CANOA-
1, el cual produjo crudo de 7 °API, a una tasa de 40 Bbl/día; pero no fue hasta
finales de los años 60, que el estudio sobre la FPO se cuantifico, cuando, a través
de PDVSA, se evaluaron técnicas de producción de frío y caliente.
En los yacimientos de la FPO, los CAPOS, en la mayoría se encuentran bien
definidos, pero en ocasiones hay areniscas con agua que se encuentran por encima
del petróleo pesado, esto por la diferencia de densidad entre los fluidos, es decir,
en este caso el agua es más liviana, hecho que no sucede con el resto de los
yacimientos de crudo convencional.
Al inicio de la producción de la FPO, se estimó un factor de recobro de 5% sin
usar calentamiento para influenciar la viscosidad, lo que no fue rentable
económicamente, por lo que la FPO debió esperar para poder ser puesta en
producción.
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Los crudos de la faja poseen una ventaja, y es que su viscosidad es baja en
comparación con otros crudos pesados con densidad similar, razón por la cual, fue
posible bombear crudo desde el yacimiento, obteniendo producciones de unos
cientos de barriles sin métodos térmicos, pero se necesitaba más volumen de
crudo para justificar las grandes inversiones que debían ejecutarse sobre los
campos, es por ello que surgió la necesidad de implementar nuevas tecnologías
para influenciar mayor producción.
La primera solución al problema de producción fue aportada por el área de
perforación, la cual, por medio de pozos horizontales se obtenía mayores flujos
con menor diferencial de presión y una minimización de la producción de arena.
Por medio de ésta tecnología se obtuvo recobros semejantes al uso de pozos
verticales con inyección cíclica de vapor.
El siguiente paso en el fortalecimiento de la producción, fue la evolución de las
bombas de cavidad progresiva (BCP) y las bombas eléctricas sumergibles (BES),
con las cuales se puede manejar crudos pesados a grandes volúmenes.
La evolución de pozos horizontales a pozos multilaterales marco el siguiente
paso y quizás el más significativo, ya que permitió llegar a varias arenas
simultáneamente y juntos con BCP y BES, arrojar factores de recobro de un 12%
aproximadamente y junto con la incorporación de métodos de recuperación
térmica como inyección de vapor cíclica o continua, inyectar emulsiones químicas
o la combustión in situ, permitirá a los yacimiento de la FPO, obtener recobros
superiores al 20%.
Ya analizada la problemática a pesar de los métodos que se han empleado
hasta los momento no solucionan el problema en si ya que con el tiempo esos
pozos va decayendo la tasa de producción es por este motivo que se presenta una
nueva tecnología para restaurar la producción de los pozos de crudos pesados y
extra pesados.
El hidrolub, es un novedoso producto formulado con mezcla de tensoactivos
no iónicos, detergentes aniónicos y reforzadores, que ha sido utilizado en
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completaciones originales, reacondicionamientos, servicios y estimulaciones no
reactivas y se ha utilizado en aproximadamente 300 pozos productores, de flujo
natural, en pozos caracterizados por tener una producción deficiente, y han
restaurado e incrementado su caudal volumétrico debido a la ruptura de
emulsiones, mojamiento de la roca, remoción de depósitos orgánicos formados
por parafinas y/o asfáltenos. En pruebas de permeabilidad en retorno sobre una
muestra, circulando crudo y luego “hidrolub, revelaron una reducción del daño.
La finalidad es implementar una nueva tecnología para restaurar la producción
de los pozos de crudos pesados y extra pesados.
2.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO
2.2.1 OBJETIVOS GENERALES
Determinar las mejoras en la producción de hidrocarburos con la estimulación
química aplicadas con surfactante diseñadas específicamente para los crudos
pesados y extra pesados en los pozos (NZZ-283, NZZ-191, NZZ-194) de la
Empresa Petrolera Indo venezolana.
2.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Caracterización de muestras de crudo de los diferentes pozos antes y
después de la inyección del HIDROLUB.
Estudiar los pozos (NZZ-283, NZZ-191, NZZ-194) en cuanto a su
comportamiento de producción, tipo de crudo, condiciones del yacimiento.
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Estudiar la influencia del HIDROLUB en parámetros como ºAPI del crudo
producido, corte de agua, viscosidad, propiedades petrofísicas y litológicas
del área estimulada, correspondientes a estos pozos pilotos.
Estudiar los pozos (NZZ-283, NZZ-191, NZZ-194) después de la
estimulación con el surfactante en cuanto su comportamiento en la
producción.
Realizar un seguimiento de la aplicación del HIDROLUB.
2.3 JUSTIFICACIÓN
En dicho trabajo se planteo la necesidad de determinar el efecto del fluido con
la estimulación química con surfactante en los pozos tratados con este producto
mediante el estudio de sus características geológicas del yacimiento y
comportamiento de producción para así identificar las condiciones optimas
requeridas para aplicar esta técnica.
Debido a diferentes fallas en los pozos o yacimientos ha decaído la producción
trayendo como consecuencia perdida para las empresa petrolera
INDOVENEZOLANA y para solventar estos daños es necesario el uso de
químicos aptos para restaurar e incrementar el caudal volumétrico debido a la
ruptura de emulsiones, mojamiento de la roca, remoción de depósitos orgánicos
formados por parafinas y/o asfáltenos.
Con la aplicación del HIDROLUB se espera obtener un estudio amplio en los
pozos (NZZ-283, NZZ-191, NZZ-194) para así aumentar su producción.
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CAPITULO III
MARCO REFERENCIAL
3.1 ANTECEDENTES.
Desde hace muchos años se conoce la existencia de yacimientos de crudos
pesados y extrapesados que hoy atraen la atención de los petroleros del mundo.
Tal es el caso de la Faja del Orinoco aquí en Venezuela. Las razones por las que
estos crudos no se explotaban anteriormente, se deben principalmente a sus
características y al hecho de que mejores tipos de crudos se obtenían sin mayores
inconvenientes y en abundancia. Otra razón por la que comenzaron a explotarse
las áreas contentivas de crudos pesados, es que las reservas hasta ahora
contabilizadas no son suficientes para el futuro, por lo tanto, las áreas ya
conocidas de petróleos pesados y extrapesados empezaron a tener importancia
mundial y a ser estudiadas y evaluadas detalladamente.
Los métodos de explotación de crudo pesado representan un verdadero reto
para los productores de petróleo, sin embargo, mediante la nueva tecnología se
han creado técnicas innovadoras de perforación, terminación, estimulación y
aunado con una vigilancia rutinaria de los pozos contribuyen para que los
yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables.
La merma del suministro de petróleo, los altos precios de la energía y la
necesidad de restituir las reservas, están incentivando a las compañías petroleras a
invertir en yacimientos de petróleo pesado. Los petróleos pesados y viscosos
presentan desafíos en el análisis de fluidos y obstáculos para la recuperación, que
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están siendo superados con la nueva tecnología y las modificaciones de los
métodos desarrollados para los petróleos convencionales.
La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a
hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar.
Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su
valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas
del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados
tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que
exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la
disposición final de los residuos. Con la gran demanda y los altos precios del
petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos
de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del
mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado. El petróleo
pesado se define como petróleo con 22.3°API o menor densidad. Los petróleos de
10°API o menor densidad se conocen como extrapesados, ultrapesados o
superpesados porque son más densos que el agua.
Si bien la densidad del petróleo es importante para evaluar el valor del recurso
y estimar el rendimiento y los costos de refinación, la propiedad del fluido que
más afecta la producibilidad y la recuperación es la viscosidad del petróleo.
Cuanto más viscoso es el petróleo, más difícil resulta producirlo. No existe
ninguna relación estándar entre densidad y viscosidad, pero los términos “pesado”
y “viscoso” tienden a utilizarse en forma indistinta para describir los petróleos
pesados, porque los petróleos pesados tienden a ser más viscosos que los petróleos
convencionales.
El petróleo pesado promete desempeñar un rol muy importante en el futuro de
la industria petrolera y muchos países están tendiendo a incrementar su
producción, revisar las estimaciones de reservas, comprobar las nuevas
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tecnologías e invertir en infraestructura, para asegurarse de no dejar atrás sus
recursos de petróleo pesado.
Por consiguiente la empresa INDOVENEZOLANA S.A está comenzando a
hacer estudios acerca de la estimulación de pozos petroleros utilizando la nueva
tecnología HIDROLUB que ha sido un producto bastante innovador. Ya se han
hecho varias pruebas de estimulación a pozos con deficiencia de producción en
otras zonas como Zulia y Anaco donde la estimulación reaccionó favorable,
teniendo en cuenta que dichos pozos eran de crudo liviano. Las pruebas actuales
se harán para ver si este producto es favorable también para estimular pozos de
crudos pesados y extrapesados.
Hay muchos trabajos que referencian sobre esta nueva tecnología del
HIDROLUB y diferentes procesos de estimulación de pozos, que nos servirá de
base para la buena realización de este trabajo. Entre ellos tenemos:
ESTUDIO DEL EFECTO DE LAS ESTIMULACIONES
REALIZADAS UTILIZANDO HIDROLUB 2212-D EN
YACIMIENTOS PERTENECIENTES A LA UNIDAD DE
EXPLOTACION DE YACIMIENTO (U.E.Y) LIVIANO, DISTRITO
SAN TOME PDVSA.
Universidad Metropolitana
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Química
Caracas, Septiembre 2002
Los resultados obtenidos en este trabajo muestran que el HIDROLUB 2212-D
actúa de manera diferentes en los yacimientos; llegando a aumentar la producción
y disminuir el porcentaje de agua en algunos casos y de manera contraria en otros,
se hace una constante la variación de las propiedades fisicoquímicas como lo son
la viscosidad, los asfáltenos y las parafinas. Para el logro de los objetivos de este
trabajo se realizaron pruebas de compatibilidad con diferentes crudos
pertenecientes al campo Elotes, Edo Anzoátegui del HIDROLUB 2212-D y
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posteriormente una caracterización tanto al crudo como al agua antes y después de
la estimulación para así observar y cuantificar posibles cambios en el crudo que
puedan afectar los resultados.
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION DE LOS
POZOS ESTIMULADOS CON HIDROLUB 2212-D
PERTENECIENTE A LA U.E.Y, LIVIANO, DISTRITO SAN
TOME.
Universidad de Oriente
Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas
Departamento de Petróleo
Puerto La Cruz, Julio 2002
La historia de los procesos de estimulación matricial no reactiva con
HIDROLUB 2212-D en la U.E.Y liviano de San Tome comenzó en octubre del
2000, este producto fue introducido en Oriente procedido por los buenos
resultados obtenidos en Zulia y Anaco, donde dicha técnica se aplico con bastante
éxito. La diversidad de respuestas reportadas por los pozos estimulados en la
U.E.Y liviano motivo a la realización de este trabajo. Se planteo la necesidad de
determinar el efecto del fluido de estimulación HIDROLUB 2212-D en los pozos
tratados con este producto mediante el estudio de sus características geológicas,
de yacimiento y comportamiento de producción, para así identificar las
condiciones optimas requeridas para aplicar esta técnica. Los resultados más
satisfactorios se obtuvieron en los campos de Guara Este, Budare y GM-4, donde
se observaron porcentaje de éxito superior al 40% de los pozos estimulados.
Durante el estudio se observo que un alto porcentaje de los pozos estimulados
redujo la producción de agua luego del tratamiento, acotando que los mejores
candidatos serán aquellos que posean un corte de agua mayor al 70%. Es muy
importante destacar que este trabajo es solo el comienzo de un profundo estudio y
seguimiento a una técnica que aporta resultados bastante aceptables a muy bajo
costo.
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3.2 BASES CONCEPTUALES.
3.2.1 ESTIMULACION
Se puede considerar a la estimulación como el proceso mediante el cual se
restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora que sirve
para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de este a la formación
(1).
En la mayoría de los casos, cuando un pozo deja de producir o no permite la
inyección de fluido de forma económica, ello es una indicación de que la
formación está dañada. Este hecho puede ser ocasionado por taponamiento de los
canales de flujo.
Para que una formación sea productiva se requiere de tres condiciones:
Que contenga fluido móvil.
Que el yacimiento tenga energía.
Que la roca tenga capacidad de flujo.
La capacidad de flujo generalmente se incrementa mediante el proceso de
estimulación.
3.2.2 TIPOS DE ESTIMULACION
Existen dos tipos básicos de estimulación: la matricial y el fracturamiento.
Ellos se caracterizan por los caudales y presiones de inyección usados en el
proceso de estimulación. Caudales de inyección inferiores a la presión de fractura
de la formación caracterizan la estimulación matricial; mientras que aquellos
caudales a presiones superiores a la presión de fractura de la formación
caracterizan la estimulación por fracturamiento.
Para definir estos rangos de caudal y presión es común analizar, previo a
cualquier estimulación, pruebas de inyectividad en el intervalo productor. Esto
permite conocer el comportamiento de la presión al incrementar el caudal de
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inyección. En la figura 6, se ilustra el comportamiento típico de la presión,
durante una prueba de inyectividad.
Dependiendo de la interacción entre las soluciones de estimulación y los
materiales que dañan la roca, la estimulación matricial puede dividirse en:
No reactiva
Reactiva
Presión (LPC)
Después de Fracturar
Antes de Fracturar
Caudal de Inyección (BPM)
Figura 6. Comportamiento de la presión de inyección en la superficie, durante una prueba de inyectividad (1).
3.2.2.1 ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
La estimulación matricial reactiva o acida consiste en la inyección a la
formación de soluciones químicas a gastos y presiones inferiores a la presión de
ruptura de la roca. Estas soluciones reaccionan químicamente disolviendo
materiales extraños a la formación y parte de la propia roca (2).
El objetivo principal en esta técnica es remover el daño ocasionado en las
perforaciones y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones en el mismo.
28
También, en formaciones de alta productividad, la acidificación matricial se usa
para estimular la productividad natural del pozo.
3.2.2.2 ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los
materiales o sólidos de la roca (3).
Se utilizan principalmente soluciones:
Oleosas o acuosas.
Alcoholes.
Solventes mutuos.
Aditivos.
Surfactantes.
Se utiliza principalmente para remover daños
Daños por bloqueo (agua, aceite o emulsiones).
Daños por pérdidas de lodo.
Daños por depósitos orgánicos.
Mojabilidad por aceite.
El éxito de la estimulación depende principalmente de la selección del fluido
de estimulación. El proceso de selección de un fluido es en lo general muy
complejo, pues una mala escogencia del fluido de estimulación podría resultar
contra indicativo.
29
Ellos consisten principalmente en un fluido base y aditivos que le dan las
propiedades requeridas. A esta mezcla de fluidos base y aditivo se le denomina
surfactante.
Para la selección del fluido de estimulación se deben tener en cuenta los
siguientes parámetros:
Tipo de daño de la formación.
Características de la formación.
Condiciones del pozo.
Mineralogía de la formación.
Criterio económico.
Compatibilidad con la roca de la formación.
3.2.3 SURFACTANTES
Los surfactantes o agentes activos de superficie están compuestos por
moléculas orgánicas, se caracterizan por formar dos grupos químicos, uno soluble
en agua, llamado hidrófilo, y otro soluble en aceite llamado lipofilico (4).
Estos productos, mezclados con fluidos acuosos u oleosos pueden afectar
favorable o desfavorablemente el flujo de hidrocarburos hacia el pozo, por lo que
es de gran importancia considerar su acción durante los procesos de perforación,
terminación, reparación, limpieza y estimulación de pozos.
Para comprender la acción de los surfactantes es necesario analizar la
estructura de sus moléculas. Para ello se acostumbra a representarlos
esquemáticamente como se muestra en la figura 7.
30
Grupo Afín al Grupo Afín al
Agua Aceite
Figura 7. Representación esquemática de un surfactante
3.2.4 CLASIFICACION DE LOS SURFACTANTES
La acción de los surfactantes se debe a fuerzas electrostáticas, en consecuencia
se clasifican de acuerdo a la naturaleza iónica del grupo soluble en agua (5). De
esta forma los surfactantes se clasifican en:
Aniónicos.
Catiónicos.
No iónicos.
Anfóteros (6).
31
3.2.4.1 Aniónicos
Los surfactantes Aniónicos normalmente son sales donde la parte hidrofílica
del surfactante posee una carga negativa, balanceada por un catión metálico. Los
grupos hidrofílicos pueden ser, entre otros, carboxilato, sulfonato y sulfato.
Figura 8. Características de un surfactante Aniónico.
3.2.4.2 Catiónicos
En los surfactantes Catiónicos la parte hidrofílica posee una carga positiva. Lo
más común es encontrar sales de amonio cuaternario, normalmente como haluros.
Figura 9. Características de un surfactante Catiónico.
32
3.2.4.3 No-iónicos
En estos casos, no existen grupos cargados en la parte hidrofílica, sin embargo,
la solubilidad en agua se deriva de grupos muy polares como los polioxietilenos o
polialcoholes.
Figura 10. Características de un surfactante No – Iónico.
3.2.4.4 Anfóteros
Estos surfactantes contienen, o pueden contener, cargas positivas y negativas al
mismo tiempo. En este grupo encontramos sulfobetaínas y derivados de
aminoácidos.
3.2.5 UTLIZACION DE LOS SURFACTANTES EN LA ESTIMULACION
DE POZOS
Los surfactantes se emplean mezclados entre sí con un solvente. Se mezclan
surfactantes aniónicos-aniónicos, aniónicos-no iónicos, atiónico-catiónico,
atiónico-iónico y no iónico-no iónico. La mezcla de surfactantes aniónicos-
33
catiónico no es recomendable debido a que se puede tener una reacción que
produce precipitados.
La solubilidad de los surfactantes depende de la reacción de los grupos
solubles en agua y en aceite. Por lo tanto un incremento en la relación de los
grupos solubles en aceite propicia una mayor solubilidad en aceite. Por el
contrario, un incremento de los grupos solubles en agua produce una mayor
solubilidad en agua.
El éxito de una estimulación matricial no reactiva depende, principalmente, de
la selección de los surfactantes para la remoción del daño especifico. Por tanto, es
conveniente indicar la acción normal de los diferentes tipos de surfactantes.
3.2.5.1 ACCION DE LOS SURFACTANTES ANIONICOS
Mojan de agua la arena, la lutita o la arcilla cargados negativamente.
Mojan de aceite la caliza o dolomita, cuando su Ph sea menor de 8.
Mojan de agua la caliza o dolomita si el Ph es 9.5 o mayor, debido a que
estos sólidos cambian su carga superficial.
Rompen emulsiones de agua en aceite.
Emulsionan el aceite en agua.
Dispersan la arcillas o finos en agua.
3.2.5.2 ACCION DE LOS SURFACTANTES CATIONICOS
Mojan de aceite la arena, la lutita o la arcilla.
Mojan de agua la caliza o dolomita, cuando su Ph sea menor de 8.
Mojan de aceite la caliza o dolomita si el Ph es 9.5 o mayor.
Rompen emulsiones de aceite en agua.
Emulsionan el agua en aceite.
Dispersan la arcillas o finos en aceite.
34
3.2.5.3 ACCION DE LOS SURFACTANTES NO-IONICOS
Estos surfactantes son probablemente los más versátiles de todos para la
estimulación de pozos, ya que estas moléculas no se ionizan.
En combinación con otros productos químicos, los surfactantes no-iónicos
pueden proporcionar otras características, tales como: alta tolerancia al
agua dura y al Ph ácido.
La mayoría de los surfactantes no-iónicos son derivados de oxido de
etileno o mezclas de oxido de etileno-oxido de propileno. La solubilidad
en agua de los no-iónicos se debe a la formación de puentes de hidrogeno
o a la atracción del agua por el oxigeno del oxido de etileno, esta atracción
se reduce a altas temperaturas y/o altas concentraciones de sal,
ocasionando que la mayoría de los surfactantes no-iónicos se separen de la
solución.
3.2.5.4 ACCION DE LOS SURFACTANTES ANFÓTEROS
Son moléculas que poseen grupos ácidos y básicos.
En un Ph ácido, la parte básica de la molécula se ioniza y proporciona
actividad superficial a la molécula.
En un Ph básico, la parte ácida de la molécula se neutraliza y por lo
general, tiene menos actividad superficial que a otros valores de Ph.
El uso de los surfactantes anfóteros es limitado; sin embargo, algunos
están siendo empleados como inhibidores de corrosión.
3.2.6 TIPOS DE DAÑOS QUE PUEDEN SER PREVENIDOS,
DISMINUIDOS O AGRAVADOS POR SURFACTANTES
Un gran número de tipos de daño a la formación pueden ser removidos,
prevenidos o disminuidos con surfactantes. El enfoque más efectivo es emplear
los surfactantes para prevenir el daño que podría ocurrir durante casi todas las
fases de las operaciones de pozos, incluyendo la perforación, terminación, control,
35
reparación y estimulación. Sin embargo debe tenerse extremo cuidado en la
selección y el uso de los surfactantes. Un surfactante específico puede prevenir o
disminuir un tipo de daño y crear otro tipo. Los tipos de daños que pueden ser
prevenidos, disminuidos o agravados por surfactantes son:
Humectar de aceite la roca de formación.
Bloqueos por agua.
Bloqueos por emulsión.
Película interfacial o bloqueos por membrana.
Bloqueos por partículas.
Restricción del flujo debido a una elevada tensión superficial o interfacial
de un líquido.
Bloqueos por depósitos orgánicos.
3.2.7 FLUIDO BASE
Los fluidos base utilizados en los tratamientos de estimulación son
generalmente crudo y agua. Aquellos tratamientos de estimulación que utilizan
crudos como fluido de transporte del surfactante, generalmente se emplea un
crudo refinado, tal como el aceite diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosina
con 2 o 3% de un surfactante miscible o dispersable en aceite.
Se puede utilizar crudo refinado, limpio y filtrado, pero no debe contener
materiales, tales como: inhibidores de corrosión, agentes deshidratadores y
productos químicos extraños o sólidos en suspensión. Es difícil eliminar los
sólidos suspendidos consistentes de asfalto, parafina o finos de aceite crudo.
Para los tratamientos de estimulación, usando agua como fluido de transporte,
se utiliza agua limpia con 2% de KCI o agua salada limpia con 2 o 3% de un
surfactante soluble o dispersable en agua.
36
3.2.8 PROBLEMAS FACTIBLES DURANTE UN TRATAMIENTO
QUIMICO
En el momento de realizar una estimulación química de un pozo pueden surgir
algunos problemas, los cuales en la mayoría de los casos se pueden prevenir, otros
por el contrario son imprevisibles, ya sea por fallas mecánicas, fallas humanas o
quizás, por alguna información errada.
Lógicamente dichos problemas ocasionan gastos adicionales y a veces la
pérdida total del trabajo, por lo que es importante conocer los casos más comunes.
3.2.8.1. Fuga en las Líneas de Bombeo y/o Cabezal del Pozo.
Para evitar esto, antes de iniciar el bombeo se prueban las líneas y el cabezal
del pozo con una presión alta (4000 a 5000 psi) para confirmar que la línea de
bombeo y el cabezal resistirán cualquier subida de presión.
3.2.8.2. Obstrucción del Tubing con Asfáltenos y/o Parafinas.
Esto se observa por un aumento en la presión de inyección a bajas tasas de
bombeo, cuando aun no se ha inyectado química suficiente como para llevar el
volumen del tubing. En este caso se debe inyectar a tasas bajas para que la
química limpie el área dentro del tubing y en caso de que este se llene, se debe
parar el bombeo por un tiempo y forzar con el fluido desplazante.
3.2.8.3. Fractura de la Formación.
Ocurre cuando se inyecta a una presión mayor que la presión de la fractura de
formación. El momento de la fractura se reconoce por una caída brusca en la
presión de inyección.
3.2.8.4. Pozo Totalmente Taponado
Son pozos en los cuales el tapón de asfáltenos o parafinas es tan sólido que el
surfactante no puede diluirlo.
37
3.2.8.5. Pozo Comunicado.
Se detecta por que la presión en el anular tiende a igualarse con la presión de
inyección en la tubería de producción y cuando se detiene el bombeo, la presión
del cabezal (presión de bombeo) baja rápidamente, en cuyo caso la estimulación
se debe detener y verificar si la comunicación es por los equipos de subsuelo o por
mala concentración.
3.2.8.6. Fallas Mecánicas en el Equipo de Bombeo.
Son los problemas más frecuentes y se presentan generalmente debido a la falta
de un mantenimiento preventivo que unido a la antigüedad de los equipos y el uso
excesivo provoca un desgaste natural que se traduce en un aumento del promedio
de fallas por año del equipo.
3.2.9 HIDROLUB
3.2.9.1 Descripción
Es un producto formulado especialmente para procesos de estimulación
matricial. Elaborado a partir de la combinación de surfactantes aniónicos y no-
iónicos en base acuosa, además contiene un paquete de aditivos reforzadores. La
acción química del HIDROLUB comienza al aplicar el producto, penetrando y
causando alteraciones de las fuerzas retentivas manifestándose en la tensión
interfacial y superficial, mojabilidad y capilaridad.
3.2.9.2 Ventajas y Propiedades
El HIDROLUB por poseer en su estructura una mezcla de surfactantes
aniónicos-no iónicos debidamente seleccionado, presenta las siguientes
propiedades sobre los demás productos convencionales:
38
Reduce la tensión interfacial: presenta el poder de disminuir la fuerza de
los fluidos en medios porosos, es decir la acción bajo tensora de los
surfactantes permite reducir las fuerzas capilares responsables del
entrampamiento de los fluidos en medios porosos produciendo que los
hidrocarburos fluyan con la energía disponible.
Excelente mojamiento de la roca: su Ph y los surfactantes permiten dejar la
roca mojada por agua, ya que reduce considerablemente la saturación de
los hidrocarburos que cubren la roca y evita la tendencia al bloqueo por
agua.
Evita y destruye la formación de emulsiones que restringen el flujo de
fluidos al pozo: actúa en las emulsiones causando su ruptura debido a que
reduce la tensión interfacial permitiendo romper la rigidez de la película y
además neutraliza el efecto de los agentes emulsificantes.
Disminuir el corte de agua que se traduce en un incremento de la
productividad de estos pozos petroleros manteniendo estables su
producción.
Posee solventes capaces de remover depósitos orgánicos en la roca y
tuberías de producción formados por hidrocarburos asfalténicos y/o
parafínicos. Además de disminuir la viscosidad de los lodos de perforación
y dispersar los sólidos mejorando la permeabilidad de la roca.
Es un producto completamente biodegradable y puede ser diluido en agua
a cualquier proporción. No desprende vapores tóxicos, ni contiene
elementos abrasivos.
Es un producto de formulación nacional.
Altamente económico (en convenio con pdvsa).
3.2.9.3 Desventajas
De baja actividad por encima de los 300 ºf.
Forma emulsiones en la superficie de contacto cuando es desplazado hacia
la formación con gasoil y/o kerosene.
De baja actividad entre 8 y 16 ºApi.
39
De baja actividad en pozos que presenten poco corte de agua (de 0 a 5 %).
Baja actividad para disolver crudos altamente asfalténicos y altamente
parafínicos.
De baja actividad para disolver carbonatos.
3.2.10 MACOLLAS
Una macolla consta de 24 pozos, de los cuales cada uno produce cerca
de 1.200 barriles, por lo que cada macolla va a producir 40.000
barriles cuando se encuentre en plena actividad.
Una macolla es nueva tecnología de perforación y explotación petrolera que se
aplica en una área de aproximadamente una hectárea. La misma permite aumenta
la producción y bajar los costos. Una sólo macolla puede producir hasta 40.000
barriles diarios.
La macolla permite una disminución en los costos de hasta 80%. Es más efi-
ciente y de mejor producción. También requiere menor mantenimiento.
Esta nueva tecnología permite alcanzar hasta 24 pozos petroleros al mismo
tiempo, cuidar el medio ambiente, incrementar la producción y bajar los costos
económicos. Cada pozo extrae diariamente un aproximado de 1.200 barriles petró-
leo extrapesado de 8 grados API que es mejorado hasta 32 y 42 grados API.
Desde las macollas los taladros inician una perforación vertical que a medida
que se interna en el subsuelo inicia la perforación horizontal hasta donde se
encuentran los depósitos de crudo. Esta es la explotación más idónea para el tipo
de yacimientos en la Faja y el grado de acierto en cada pozo es de un 100%.
40
3.3 BASES TEÓRICAS.
En la actualidad Petrolera Indovenezolana requiere de la estimulación y limpieza
de los siguientes pozos:
POZO ARENA ACTIVIDAD
NZZ 191 E COILED TUBING (ESTIMULACION)
NZZ 194 E COILED TUBING (ESTIMULACION)
NZZ 283 FG COILED TUBING (ESTIMULACION)
3.3.1 Pozo NZZ 191
El pozo se encuentra completado en la arena E y se diagnostico con posible
daño, su producción normal estaba en el orden de los 500 BNPD, posteriormente
disminuye la producción incluyendo los barriles brutos por lo que se presumió
arenamiento. El pozo fue intervenido para limpieza por relleno dando como
resultado que el pozo se encontraba sin relleno, sin embargo, no mejoró el perfil,
actualmente produce 90 BNPD por lo que se evaluó la energía en el area drenada
por el pozo a través de guaya Bhp/Bht la misma arrojo una de presión de 530 lpc
(Feb-2012) en ese horizonte.
Pyac = 604 lpc
Potencial = 600 bls
41
Figura 11. Pozo NZZ 191
42
3.3.2 Pozo NZZ 194
El pozo NZZ 194 se encuentra completado en la arena E, en Septiembre del
2010 fue intervenido por cabillero para reemplazar la bomba y es a partir de dicho
reemplazo cuando disminuye la producción del mismo de 600 a 150 barriles
promedios y se produce el aumento continuo de la tasa de gas. Se realizó chequeo
por arena dando como resultado que el pozo se encontraba sin relleno,
posteriormente fue medida la presión en el pozo a través de guaya (Bhp/Bht), el
resultado arrojo 663 LPC (Feb-2012), esto permitió observar que el yacimiento
posee presión suficiente en este horizonte, de esta manera se determino que la
formación posee daño por la intervención con el cabillero a finales del 2010.
Pyac = 604 lpc
Potencial = 600 bls
43
Figura 12. POZO NZZ 194
44
3.3.3 Pozo NZZ 283
El pozo NZZ-283 fue completado originalmente con equipo de Bombeo de Cavidad Progresiva en la arena F,G y puesto en producción en Julio 2011 con 100 RPM, al día siguiente de ser activado se reportó el pozo parado por alta tensión en el Drive, se chequeó instalaciones de superficie (Variador y Cabezal) y se realizaron varios intentos de arranque sin éxito, fue activado nuevamente y se paro reportándose bomba dañada, se intervino con cabillero MT-116 encontrando bomba arenada, se verifico el revestidor y colgador los cuales no presentaron novedades relevantes, se puso en producción en Septiembre 2011.
Las pruebas de producción realizadas a partir de esta fecha mostraron que el pozo producía con alto corte de agua, por tanto se decidió realizar la inyección de surfactante (oxi-azul) con el fin de cambiar la humectabilidad del pozo y bajar dicho corte, sin embargo, los resultados no fueron los esperados. Por esta razón el pozo se encuentra en evaluación desde el 22-12-11. Hasta la fecha el pozo ha drenado 77132 Bls de petróleo. Actualmente se encuentra activo.
Las muestras describen la granulometría de la arena a lo largo de la sección como un cuerpo masivo de arenisca de color gris claro, cuarzo cristalina a hialina, subangular a subredondeado, de grano grueso a fino, buen escogimiento.
Pyac = 425 lpc
Potencial = 350 bls
45
Figura 13. Pozo NZZ 283
46
Se procederá a hacer el estudio de los crudos en el laboratorio correspondientes con cada pozo para saber si la estimulación con HIDROLUB genera resultados productivos. Se harán los estudios y ensayos de cada crudo por separado y en periodos de prueba para conocer las características de cada pozo y así verificar si se obtuvieron resultados satisfactorios.
3.4 BASES LEGALES.
Los programas asociados al tratamiento y acondicionamiento del petróleo,
permiten asegurar el cumplimiento de las especificaciones preestablecidas en
relación con los parámetros de calidad requeridos para el bombeo de crudo. Por
esta razón, es necesaria la aplicación de programas de tratamiento químicos
sustenta bajo normas nacionales e internacionales y cuya eficiencia este
optimizada de acuerdo al requerimiento de cada proceso.
La empresa INDOVENEZOLANA, S.A, al igual que LUBVENCA, C.A,
persiguen no solo un servicio integrado de proveedor calificado que incorpore
una calidad rentable de suministro de productos químicos, sino también un
servicio que permita asegurar el cumplimiento (o superación), de las categorías
de rendimiento y metas establecidas en los procesos con un enfoque proactivo de
los problemas operacionales que se presenten en cualquier momento.
Son empresas 100% venezolana especializada en el diseño, desarrollo y
fabricación de grasas y lubricantes especiales y químicos para la industria
petrolera y mantenimiento industrial. Cumpliendo con todas las normas,
regulaciones y leyes ambientales.
47
3.4.1 LUBVENCA, C.A.
Presenta auditorias de los entes:
INTEVEP
FONDONORMA
Y recibe certificaciones de:
ISO 9001:95
ISO 9001:2000
I-QNET
PROVEEDOR PETROLERO (RPP)
Para así mantenerse dentro de los estándares apropiados de producción y
servicio.
3.4.1.1 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL DE LA EMPRESA
Reunión de seguridad y asignación de tareas y responsabilidades.
Chequeo del cabezal del pozo para observar las condiciones del mismo y
tipo de flanche necesario para el bombeo.
Vestir equipo y probar líneas de superficie con 3000 lpc.
Cerrar línea de l.a.g., cerrar el pozo y liberar presión de líneas.
Con el pozo cerrado presurizar línea de bombeo con 500 l.p.c. por encima
de la presión de cabezal del pozo.
Con el anular cerrado inyectar por el tubing la mezcla del surfactante.
Cerrar el pozo y liberar presión de líneas.
48
Dejar el pozo en remojo por 24 – 48 horas.
Arrancar el pozo (evaluar su comportamiento).
Todo el procedimiento siguiendo las reglas y normativas necesarias para que
sea optimo.
3.4.2 INDOVENEZOLANA, S.A.
Los programas asociados al tratamiento y acondicionamiento del petróleo,
permiten asegurara el cumplimientos de las especificaciones preestablecidas en
relación con los parámetros de calidad requeridos para el bombeo de crudo desde
la estación. Por esta razón, es necesaria la aplicación de programas de tratamiento
químicos sustenta bajo normas nacionales e internacionales y cuya eficiencia este
optimizada de acuerdo al requerimiento de cada proceso.
Actualmente en las instalaciones asociadas al sistema de producción, se llevan
a cabo los siguientes programas de tratamiento químicos:
Inyección de productos desemulsionantes en estaciones de flujo.
Inyección de humectante de sólidos.
Aplicación de antiespumante en estaciones.
Inyección de inhibidor de incrustaciones.
Todos los procedimientos siguiendo las reglas y normativas necesarias para
que sea óptimo.
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