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DF171.
REEMPLAZO DE SALMUERASREEMPLAZO DE SALMUERASEN OPERACIONES DE EN OPERACIONES DE
TERMINACIÓNTERMINACIÓNE INTERVENCIÓNE INTERVENCIÓN
FORMACIONES PETACA - YANTATAFORMACIONES PETACA - YANTATA
Enrique J. CuéllarEnrique J. Cuéllar
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AGENDA-INTRODUCCION PROBLEMA ANTECEDENTES HIPOTESIS OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECIFICOS
-MARCO TEORICO COMPLETACION DE POZO CONSIDERACIONES SOBRE LOS FLUIDOS DE TERMINACION FLUIDOS CONVENCIONALES PROBLEMAS COMUNES DE LOS FLUIDOS
-DESARROLLO FLUIDOS DE TERMINACION ALTERNATIVOS PRUEBAS DE COMPATIBILIDAD, RETORNO DE PERMEABILIDAD, TIEMPO DE SUCCION CAPILAR, ANALISIS PETROGRAFICO, ESTUDIO DE LA CORROSION
-EVALUACION TECNICO ECONOMICA-CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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INTRODUCCION
Los fluidos de terminación e intervención son fluidos especializados que se usan durante las operaciones de completación de pozo y los procedimientos de intervención remediadores
Además de controlar la presión subsuperficial con la densidad, estos fluidos también deben minimizar los daños a la formación durante las operaciones de terminación e intervención
El objetivo es usar un fluido que cause el menor daño a la zona productiva, ya que las posibilidades de daños permanentes son mayores durante las operaciones de terminación e intervención que durante la perforación
Estos fluidos deben ser estables bajo condiciones de superficie y fondo de pozo, ser manejados de forma segura, ambientalmente ecológicos o usados con exposición controlada y ser rentables
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PROBLEMA
Las operaciones de terminación e intervención demandan el uso de grandes volúmenes de salmueras ( ClNa , ClK, etc )
Estos fluidos generan gran cantidad de hierro derivado de la corrosión, con consecuencias directas sobre la productividad del pozo
Para proceder a su disposición final se incurren en costos altos
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ANTECEDENTES
Para controlar las presiones de formación e inhibir la matriz arcillosa de los reservorios se utilizan salmueras de Sodio , Potasio o ambas
Estas salmueras generan hierro con consecuencias para la productividad
Altos costos para disposición final
Las salmueras contaminadas con hierro se introducen a la formación siendo otro mecanismo potencial de daño, como también la deshidratación de polímeros, migración de finos, etc.
Para evitar estos problemas se investigan otros productos o sistemas que beneficien a las operación pero que también sean fáciles de disponer
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HIPOTESIS
En las operaciones de terminación e intervención de pozos se generan daños a las formaciones productoras y contaminación ambiental con fluidos que actualmente resultan agresivos
Es posible introducir en estas operaciones el uso de fluidos o sistemas alternativos que afecten en menor medida a las formaciones productoras y al medio ambiente, manteniendo su efectividad.
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OBJETIVO GENERAL
Investigación del reemplazo de salmueras de Sodio y Potasio en operaciones de terminación e intervención para las formaciones Petaca y Yantata con beneficios para la operación y evitar impactos al medio ambiente
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OBJETIVOS ESPECIFICOS
•Caracterización del agua de las formaciones Petaca y Yantata
•Caracterización de las salmueras ( Sodio y Potasio ) y Formiatos
•Señalar la compatibilidad entre las salmueras propuestas ( cloruro de Potasio - Sodio) y el agua de las formaciones Petaca y Yantata
•Señalar la compatibilidad entre los fluidos alternativos propuestos ( Formiatos y aminas poli éteres ) y el agua de las formaciones Petaca y Yantata
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MARCO TEORICO
Completación de pozo
Aunque la producción exitosa de petróleo y gas desde un yacimiento de petróleo suponga muchos procedimientos importantes, quizás ninguno sea más importante que la completación propiamente dicha del pozo.
Una vez que un pozo ha sido perforado, sólo hay una oportunidad para completarlo correctamente.
La completación afecta todos los eventos subsiguientes durante toda la vida productiva del pozo.
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El fluido usado durante la completación de un pozo tiene un gran impacto sobre la conservación del potencial para lograr una producción satisfactoria. Es crítico que el método de completación y los requisitos del fluido coincidan con las características de la formación.
Completar un pozo consiste básicamente en prepararlo para producir petróleo y/o gas.
Completación de pozo
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La mayoría de los yacimientos son sensibles a cualesquier fluidos que no sean los fluidos contenidos naturalmente en ellos. Por lo tanto, cualquier fluido introducido que sea químicamente y/o físicamente diferente de los fluidos naturales de la formación puede causar daños al yacimiento
Todos los pozos son vulnerables en cierta medida a los daños causados a la formación, desde una reducción ligera de la velocidad de producción al taponamiento completo de zonas específicas
El objetivo es usar un fluido que cause el menor daño posible a la zona productiva, ya que las posibilidades de daños permanentes son mayores durante las operaciones de terminación e intervención que durante la perforación.
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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Los fluidos de terminación son colocados a través de la zona productiva seleccionada una vez que el pozo ha sido perforado, pero antes de ponerlo en producción.
Los fluidos de intervención son usados durante las operaciones de reparaciones realizadas en pozos productivos, generalmente para tratar de aumentar o extender la vida económica del pozo.
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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Las funciones de los fluidos de terminación e intervención son las siguientes: • Controlar las presiones subsuperficiales.
• Minimizar los daños a la formación.
• Mantener la estabilidad del pozo.
• Controlar el filtrado hacia la formación.
• Transportar los sólidos.
• Mantener propiedades estables del fluido.
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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Daños a la Formación
Minimizar la reducción de la permeabilidad del pozo es imprescindible para el éxito de cualquier completación de pozo, así como para mantener la productividad del pozo.
Cualquier actividad, material o circunstancia que reduzca la permeabilidad de un yacimiento productivo respecto al flujo de hidrocarburos se puede clasificar como daño a la formación.
Los pozos que requieren el control de arena son especialmente vulnerables a daños cerca del pozo, ya que la técnica principal para controlar la producción de arena – filtro de grava – requiere que los fluidos potencialmente dañinos y la arena del filtro de grava hagan contacto con el yacimiento.
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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La mejor manera de lograr una terminación exitosa es minimizando los daños a la formación– desde el momento en que el trepano entra en la zona productiva hasta que el pozo comienza a producir.
Los mecanismos de daños se pueden clasificar en las siguientes categorías generales: • Hinchamiento de arcillas o migración de finos• Invasión de sólidos.• Cambios de humectabilidad• Reacciones químicas – precipitación de incrustaciones.• Emulsión o bloques de agua.
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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La magnitud de los daños causados por estos mecanismos depende de la formación y del fluido usado durante las operaciones de terminación o intervención.
Para determinar el tipo de fluido más eficaz o más conveniente a usar en un pozo, se debe tomar en cuenta su vulnerabilidad frente a los daños a la formación.
Para la mayoría de los yacimientos, los costos adicionales relacionados con el uso de un fluido de completación a base de salmuera clara serían compensados por la reducción de los daños a la formación y el aumento de la producción.
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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El fluido utilizado para terminación o intervención debe cumplir con los requerimientos generales de :
- Compatible con la roca yacimiento (no dañino).- Buenas propiedades de suspensión de sólidos.- Baja pérdida de fricción.- Baja pérdida de filtrado.- Densidad fácilmente controlable.- Fácilmente disponible.- Bajo costo.- No tóxico.- Removible fácilmente de la formación- Disposición final ambientalmente aceptable
Consideraciones sobre los fluidos de terminación
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Las sales usadas comúnmente incluyen: mezclas de Cloruro de Sodio (NaCl), Bromuro de Sodio (NaBr), Cloruro de Potasio (KCl), Cloruro de Calcio (CaCl2), Bromuro de Calcio (CaBr2) y Bromuro de Zinc (ZnBr2).
Estas sales pueden ser usadas solas o mezcladas en combinaciones específicas para formar una salmuera con las propiedades requeridas.
Cada sal es soluble en agua y produce una salmuera clara al disolverse siempre y cuando esté por debajo del punto de saturación
Las mezclas de la solución de sal deben ser seleccionadas de manera que sean químicamente compatibles unas con otras.
Fluidos convencionales
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Los factores que deben ser considerados para la selección de una salmuera clara adecuada para las operaciones de completación y rehabilitación incluyen:
• Densidad del fluido.• Temperatura del pozo.• Temperatura de cristalización.• Compatibilidad de los fluidos de la formación.• Filtración.• Control de corrosión.• Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente (HSE).• Disposición ambientalmente aceptable• Aspectos económicos
Fluidos convencionales
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DENSIDAD
La densidad del fluido suele ser seleccionada de manera que exceda la presión del yacimiento más un margen de seguridad predeterminado.
Los niveles de sobre balance que suelen ser usados son 200 psi para pozos de petróleo y 300 psi para pozos de gas.
Esto debería ser suficiente para impedir que los fluidos de la formación entren en el pozo debido a la presión de pistoneo creada por el movimiento de la sarta.
El nivel de presión diferencial es importante para crear perforaciones abiertas sin daños
Fluidos convencionales
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TEMPERATURA
Todos los fluidos serán afectados por la temperatura. La densidad de una salmuera disminuye cuando la temperatura aumenta, debido a la expansión volumétrica térmica del fluido.
Las salmueras son especialmente vulnerables a los cambios de densidad con la temperatura. Si la presión hidrostática de una columna de fluido disminuye debido a la expansión térmica, puede que sea difícil controlar el pozo.
La densidad de la salmuera debe ser corregida para tomar en cuenta la temperatura y la presión.
La temperatura también afecta la estabilidad de varios aditivos, así como la velocidad de corrosión.
Fluidos convencionales
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Fluidos convencionales
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TEMPERATURA DE CRISTALIZACION
Si la temperatura disminuye demasiado para el fluido seleccionado, éste se cristalizará o congelará. Cada solución de salmuera tiene un punto de cristalización o congelación.
Fluidos convencionales
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Fluidos convencionales
COMPATIBILIDAD DE LOS FLUIDOS DE LA FORMACION
La preocupación principal es determinar si una salmuera de completación causará el hinchamiento y/o la migración de las arcillas de la formación, especialmente en arenisca “compacta” de alto contenido de arcillas
Para prevenir el hinchamiento de las arcillas, la salmuera de completación debe tener una composición y una concentración de sales que sean compatibles con la formación en particular.
La sal mas usada con este fin es KCl al 3%.
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Otra preocupación es la formación de incrustaciones debido a las reacciones químicas entre las salmueras de completación y el agua de la formación.
Las incrustaciones son depósitos de minerales inorgánicos, estas incrustaciones pueden formarse debido a la mezcla de aguas incompatibles, cambios de solubilidad con la temperatura, cambios de solubilidad con la presión y la evaporación del agua.
Las incrustaciones son generalmente causadas por la precipitación de cationes multivalentes como el calcio (Ca2+), magnesio (Mg2+) e hierro (Fe3+).
Fluidos convencionales
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CORROSION
Las soluciones de ClNa o ClK suelen ser muy corrosivas.
El oxígeno disuelto es el agente corrosivo principal en fluidos de completación a base de ClNa o ClK ,
La solubilidad del oxígeno en estas salmueras disminuye a medida que la concentración de sal se acerca al punto de saturación, creando celda de oxigeno diferencial aumentando la posibilidad de un ataque corrosivo
Fluidos convencionales
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SALUD, SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE
Las salmueras tienen propiedades químicas que les son exclusivas, y por lo tanto deben ser manejadas con mayor cuidado.
Las salmueras higroscópicas pueden extraer rápidamente el agua de cualquier cosa con la que hagan contacto y pueden quemar la piel o los tejidos sensibles
El equipo de protección personal debe ser usado cuando se trabaja con estos sistemas (consultar la Hoja de Seguridad de los Materiales (MSDS)
Fluidos convencionales
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Salmueras base Calcio cusan daño a la formación debido a la precipitación de los compuestos de carbonato, bicarbonato o sulfatos
Son fluidos corrosivos por su contenido de cloruros, que afectan directamente a todo material metálico
Son altamente conductivos, lo cual genera una celda de corrosión
Generación de hierro derivada de la corrosión con consecuencias para la productividad
Grandes costos para su disposición final
Mayores costo de manipuleo
Problemas comunes de los fluidos
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FLUIDOS DE TERMINACION ALTERNATIVOS
Como fluidos alternativos consideramos los Formiatos ( Na, K y Ce )y aminas poliéteres ( Kla Stop )
Los formiatos y las aminas poliéteres se consideran ambientalmente aceptables y se ha demostrado que son esencialmente anticorrosivos.
Los formiatos son en gran parte compatibles con los polímeros convencionales del yacimiento de petróleo y se piensan que son relativamente no-perjudiciales a las formaciones productivas con respecto a los fluidos convencionales, haciéndolos los candidatos excelentes para ser seleccionado también dentro los mercados fluidos de terminación e intervención
DESARROLLO
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Los fluidos alternativos :
Son excelentes inhibidores de corrosión
Proporcionar inhibición de la arcilla
Compatibles con los fluidos de formación
La investigación ha demostrado que los sistemas divalentes pueden llevar a la formación de precipitados, en cambio los monovalentes no causan daño a la formación por que no generan precipitados al contacto con los fluidos de formación.
Pueden alcanzar rangos de densidades altas
Fluidos de terminación alternativos
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.
Fluidos de terminación alternativos
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Se realizaron pruebas de compatibilidad con las formaciones Petaca y Yantata comparativas con tres fluidos de terminación para ver la incidencia sobre sus propiedades.
Composición
Pruebas de compatibilidad
Componentes KCl Kla Stop HCOOHNa
KCl lpb 12,00
Kla Stop lpb 2,00
HCOOHNa lpb 10,00
Soda caustica lpb 0,15 0,15 1,00
secc de oxigeno lpb 0,20 0,15 0,30
Biocida lpb 0,20
DF1733
Formación Petaca
Muestra Tipo de Roca Porosidad y Diámetro de Poro Otras
PLM-A3-I 1-4-2 Fm : Yantata
Arenisca
Entre 50 y 100 µ, máximo 200 µ. Porosidad 35%. Poros bien conectados
Tamaño grano 100 - 250 µ. Cuarzo 80% Feldespatos 10% Arcillas ~5% y otros.
PLM-A3-I 2-9-4 Fm : Yantata
Arenisca
Entre 50 y 100 µ máximo 200 µ. Porosidad 30%. Poros bien conectados
Tamaño grano 100 - 250 µ. Cuarzo 80% Feldespatos 10-15 % Arcillas ~5% y otros.
PLM-X1 3-21-7 Fm : Petaca
Arenisca
La mayoría de los poros son < a 150 µ, con un máximo de 300 µ . Porosidad 5 – 10 %. Poros no bien conectados, la mayoría totalmente bloqueados por arcillas o calcitas.
Tamaño grano 100 - 300 µ. Cuarzo 65% Feldespatos 15 % Arcillas 10-15 % y otros.
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.
Pruebas de compatibilidad
Con los datos iniciales y los datos finales podemos graficar los diferenciales de peso y los volúmenes de los fluidos usados
Diferencial de peso formación Petaca
Difrenciales de la formacion Petaca
KCl Kla Stop HCOONa
Estatico 8,79 gr 14,10 gr 9,13 gr
Dinamico 2,78 gr 3,40 gr 2,69 gr
DF1735.
Pruebas de compatibilidad
Kla Stop es el que sufre mayor hidratación
Kla Stop es el que sufre mayor hidratación
Diferencial de peso estatico PTC
0
2
4
6
8
10
12
14
16
KCl Kla Stop HCOONa
tipo de fluido
dife
renc
ial e
n (g
r)
Diferencial de peso dinamico PTC
0
2
4
6
8
10
12
14
16
KCl Kla Stop HCOONa
tipo de fluido
dife
renc
ial e
n (g
r)
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Kla Stop mayor perdida de volumen hacia la formación
Pruebas de compatibilidad
diferencial de volumen estatico petaca
-20-18-16-14-12-10
-8-6-4-20
KCl Kla Stop HCOONa
Fluido
dife
renc
ial e
n (m
l)
KCl mayor perdida de volumen
Diferencial de Volumen formación Petaca
Diferencial de Volumen Estudio dinamico PTC
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0KCl Kla Stop HCOONa
Fluido
dife
renc
ial e
n (m
l)
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Muestra Tipo de Roca Porosidad y Diámetro de Poro Otras
PLM-A3-I 1-4-2 Fm : Yantata
Arenisca
Entre 50 y 100 µ, máximo 200 µ. Porosidad 35%. Poros bien conectados
Tamaño grano 100 - 250 µ. Cuarzo 80% Feldespatos 10% Arcillas ~5% y otros.
PLM-A3-I 2-9-4 Fm : Yantata
Arenisca
Entre 50 y 100 µ máximo 200 µ. Porosidad 30%. Poros bien conectados
Tamaño grano 100 - 250 µ. Cuarzo 80% Feldespatos 10-15 % Arcillas ~5% y otros.
PLM-X1 3-21-7 Fm : Petaca
Arenisca
La mayoría de los poros son < a 150 µ, con un máximo de 300 µ . Porosidad 5 – 10 %. Poros no bien conectados, la mayoría totalmente bloqueados por arcillas o calcitas.
Tamaño grano 100 - 300 µ. Cuarzo 65% Feldespatos 15 % Arcillas 10-15 % y otros.
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Diferencial de peso formación Yantata
Pruebas de compatibilidad
Difrenciales de la formacion Yantata
KCl Kla Stop HCOONa
Estatico 3,50 gr 3,72 gr 2,43 gr
Dinamico 1,49 gr 2,12 gr 1,50 gr
DF1739.
Pruebas de compatibilidad
Diferencial de peso Estudio estatico HMP
3,25
3,3
3,35
3,4
3,45
3,5
3,55
3,6
3,65
3,7
3,75
KCl Kla Stop HCOONa
Fluido
Dife
renc
ial e
n (g
r)
Diferencial de peso estático Yantata Diferecial de peso Estudio dinámico Yantata
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
KCl Kla Stop HCOONa
Fluido
Kla Stop tiene mayor aumento de peso
El Kla Stop es el que tiene mayor aumento de peso
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Diferencial de Volumen formación Yantata
Pruebas de compatibilidad
Diferencial de Volumen estático Yantata
Kla Stop es el que mayor perdida presenta
Kla Stop es el que mayor perdida presenta
Diferencial de Volumen dinamico YantataDiferencial de volumen Estudio estatico HMP
-7,2
-7
-6,8
-6,6
-6,4
-6,2
-6
-5,8
-5,6
-5,4KCl Kla Stop HCOONa
Fluido
Dife
renc
ial (
ml)
Diferencial de volumen Estudio dinamico HMP
-10
-9
-8
-7
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0KCl Kla Stop HCOONa
Fluido
dife
renc
ial e
n (m
l)
DF1741
Tiempo de succión capilarTiempo de succión capilar
Mide la tendencia de las arcillas a hidratarse en contacto con agua midiendo la tensión capilar entre los poros de la Formación.Permite determinar el grado de interacción entre arcillas contenidas en la Formación y los fluidos probados..
DF1742
Tiempo de succión capilar YantataTiempo de succión capilar Yantata
DF1743
Tiempo de succión capilar PetacaTiempo de succión capilar Petaca
DF1744.
El trabajo de compatibilidad fue realizado con el fin de verificar las reacciones de las salmueras de Cloruro de Potasio, Kla-Stop y Formiato de Potasio en agua de preparación común con el agua de las formaciones productoras Petaca y Yantata Fluidos:
Salmuera de KCl Formiato de Sodio. Kla Stop
-
Pruebas de compatibilidad
DF1745.
Análisis físico químico de los fluidos.
Se realizan pruebas de compatibilidad por porcentajes.
Se evaluan las propiedades de las aguas de formación luego de los fluidos a probar puros, posteriormente realizamos una mezcla por porcentajes , es decir 90% del fluido de terminación vs el 10% del agua de formación 70% del fluido de terminación vs el 30% del agua de formación y así sucesivamente para simular la penetración del fluido en la formación.
-
Pruebas de compatibilidad
DF1746.
Pruebas de compatibilidad
PARAMETROS FISICOS Y QUIMICOS
A agua formacion PetacaF Formiato de Na
Punto F F 90% F 70% F 50% F 30% F 10% A HCOONa A 10% A 30% A 50% A 70% A 90% 100%
Parametros Quimicos
Fe+++ (ppm) 25,75 0,83 26,25 20,65 11,25 16,25 20,75
HCOO- (ppm) - 640 0 460 410 380 490 HCO3
- (ppm) 366 1220 488 610 610 488 610 CO3
= (ppm) 0 0 0 0 0 0 0
Dza. Total (ppm) 88,00 68,00 96,00 80,00 72,00 80,00 80,00
Dza. Ca++ (ppm) 57,20 44,20 62,40 52,00 46,80 52,00 52,00
Dza. Mg++ (ppm) 13,20 10,20 14,40 12,00 10,80 12,00 12,00
Cl- (ppm) 700 600 600 600 600 600 600 SO4
= (ppm) 1 0 14 9 2 1 1
Na+ (ppm) 478,56 1777,94 457,31 522,35 535,56 476,41 522,27 PH 5,50 8,23 5,45 6,89 7,59 7,32 6,89
PHs 7,29 6,94 7,12 7,07 7,12 7,18 7,07
Indice de Estabilidad -1,79 1,29 -1,67 -0,18 0,47 0,14 -0,18
DF1747.
-
Pruebas de compatibilidadPunto F F 90% F 70% F 50% F 30% F 10% A
HCOONa A 10% A 30% A 50% A 70% A 90% 100%Parametros Fisicos
TSS (ppm) 123 50 76 69 50 50 69
Turbidez (FTU) 150 50 100 100 50 50 70
TSD (ppm) 1645 2657 1665 1829 1819 1648 1829
Conductividad (ms/cm) ND ND ND ND ND ND ND
Temperatura °C 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0
Oíl in Water ( % ) 0 0 0 0 0 0 0
Densidad (gr/cc) 1 1,29 1 1,18 1,1 1,06 1,04
Composición Mineral Ca (HCO3)2 (ppm) 231,77 179,10 252,84 210,70 189,63 210,70 210,70 Mg (HCO3)2 (ppm) 78,95 61,10 86,26 71,64 65,06 71,64 71,64 Na (HCO3) (ppm) 173,45 427,19 311,54 540,56 570,03 372,16 540,56
HCOONa ( ppm ) 0,00 1001.2 0,00 823,20 756,00 690,20 992,34 MgSO4 (ppm) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Na2SO4 (ppm) 1,42 0,00 20,59 13,49 2,84 1,42 13,49MgCl2 (ppm) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00FeCl2 (ppm) 62,87 1,91 64,14 50,17 27,31 40,01 50,80
Na Cl (ppm) 1096,88 987,48 929,57 942,44 964,08 951,80 941,85
DF1748.
-
Corrosión
DF1749
Generación del ion Hierro
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 200 400 600 800 1000
mg/ltConcentración
ppm
de
ion
Fe
KCl HCOOK
DF1750
Corrosión
3% KCl
Agua Potable
DF1751.
-
Pruebas de compatibilidad
Salmuera de KCl Fluido con Kla Stop Formiato de SodioRango de densidad 1,00 - 1,16 1,00 - 1,01 1,00 - 1,32
gr / ccMedidas
medio Requiere varias Requiere minimas Requiere minimasambientales
Compatibilidadde Compatible Compatible Compatible
fluidostasa de Alta Baja Baja
corrosion
Costos Menor Mayor Mayor
Matriz de selección de fluidos
DF1752.
En las gestiones 2010 y 2011 se usaron salmueras de Cloruro de potasio y Sodio ( KCl y NaCl ) en las operaciones básicamente en los Campos: Mamoré, Río Grande, Víbora, Yapacaní, La Peña. -Gestión 2010 64.834 bbl
-Gestión 2011 29.681 bbl
EVALUACION TECNICO ECONOMICA
2010 2011
DF1753.
EVALUACION TECNICO ECONOMICA
2010 2011
Costo KCl ( $us ) 470.046,00 254.069,00
Costo inhibidor de corrosion ( $us ) 65.807,00 65.807,00
Costo total ( $us ) 535.853,00 319.876,00
Estos son los costos que demandaron la preparación de la salmuera de KCl de una densidad promedio de 8,5 ppg.
DF1754.
Si reemplazamos el fluido de KCl por Formiato de Na y K o por Kla Stop los costos que demandarían la preparación de una densidad promedio de 8,5 ppg serian :
-
EVALUACION TECNICO ECONOMICA
Costo HCOONa ( $us ) 515.430,00 235.964,00
Costo inh. de corrosion ( $us ) 5.100,00 5.100,00 Costo total ( $us ) 520.530,00 241.064,00
Costo Kla Stop ( $us )519.320,00 237.744,00
Costo inh. de corrosion ( $us )0,00 0,00
Costo total ( $us ) 519.320,00 237.744,00
DF1755.
El resumen de costos
-
EVALUACION TECNICO ECONOMICA
Cloruros de Na y Ken Miles $us
Formiatos en Miles $us
KLA Stop en Miles $us
Producto 44,70 77,75 79,89
Trans. Materiales 3,16 1,67 1,56
Filtración 12,48 1,56 1,44
Inhibidor de Corrosion 5,13 0,00 0,00
Disposición 27,95 17,69 15,78
Trans. Fluidos 5,38 1,11 1,11
Inyección 1,20 0,22 0,22
DF1756.
-
EVALUACION TECNICO ECONOMICA
DF1757.
EVALUACION TECNICO ECONOMICA
8,017,958,56
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
KCL/ NaCl KCOOH KLA STOP
U$ Bbl
Costo por barril
DF1758.
Los fluidos alternativos base Formiatos y estabilizadores de arcillas son compatibles con las formaciones productoras Petaca y Yantata.
Los análisis físicos - químico demuestran que los fluidos son compatibles con aguas con contenido de sulfuros y carbonatos sin generar incrustaciones de consideración
Ninguno de los fluidos alternativos base Formiatos y estabilizadores de arcillas sobre pasan los limites de solubilidad por lo que su tendencia a las incrustaciones es tolerable y no presentan las formación de precipitaciones
Estos fluidos son relativamente fáciles de manejar, transportar, reciclar y volver a usar, además de su habilidad de proporcionar inhibición de la arcilla
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
DF1759.
Los fluidos en base Formiatos y aminas poliéteres pueden alcanzar densidades hasta 19 ppg.
Los fluidos alternativos como KCOOH/NaCOOH pueden sustituir a los fluidos en base KCl y NaCl proporcionando densidad de fluido e inhibición a las formaciones con arcillas reactivas.
Los fluidos alternativos como Formiatos y Aminas poliéteres no requieren del uso de inhibidores de corrosión puesto que demuestran menor agresividad que otros fluidos.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
DF1760.
Se recomienda el uso fluidos en base Formiatos y aminas poliéteres en operaciones donde la generación de Hierro por corrosión sea severa
Los fluidos alternativos base Formiatos y aminas poliéteres recomendamos sean usados en las formaciones Petaca y Yantata ya no presentan ningún tipo de reacción química que altere la permeabilidad y/o porosidad
Los fluidos alternativos base Formiatos y aminas poliéteres se recomienda utilizar en locaciones donde las condiciones operativas físicas sean menos confortables debido a que se necesitaran menos equipos de mezclado, filtración, menor generación de basura menor utilización de agua, etc.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
DF1761.
Se recomienda el uso de fluidos alternativos base Formiatos y aminas poliéteres por que su uso en formaciones como Petaca y Yantata queda demostrado que introducen menor daño a las formaciones de interés
Se recomiendan las alternativas evaluadas porque son compatibles y versátiles para satisfacer las demandas de las operaciones de terminación e intervención
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
DF1762.
Gracias