AUTORES: IInngg.. FFéélliixx SS.. EEcchheevvaarrrriiaa IInngg.. LLoouurrddeess GGuuttiiéérrrreezz IInngg.. LLoouurrddeess LLeessmmeess IInngg.. EEllssaa BB.. MMaarrttíínn IInngg.. RRaaiissaa IInnééss CChhiiuu IInngg.. MMaarriinnooFFoonnsseeccaa LLiicc.. AAmmaalliiaa QQuueezzaaddaa IInngg.. CCaarriiddaadd RRiittoollee TTeecc.. IIssaabbeell LLóóppeezz IInngg.. FFeerrmmíínn CCoorrrreeaa TTeecc..LLeeoonneell MMaarrttiinneezz TTeecc..SSaarraa DDeerrrriivveett TTeecc.. AAllbbeerrttoo EEttcchheeggooyyeenn TTeecc..TToommaassaa VVaallddeezz TTeecc.. JJoorrggee SSaannttooss BBoorrrreeggoo COLABORADORES:

Ing. Ariel Diaz , CEINPET Ing. Miguel Gala Valiente, EPEP Centro Ing. Ubaldo Cruz , EPEP Centro Grupo Técnico EPEP Centro Grupo Técnico OxiSold. SA

CEINPET 2005

FICHA TECNICA

1. Relación de autores y grado de participación

Félix S. Echevarria Pestana 13,00 % Lourdes V. Lesmes Garrido 11,00 % Lourdes Gutiérrez Calderón 10,00 % Elsa B. Martín Domínguez 10,00 % Raisa I. Chiú Padrón 5,35 % Sara Derrivet Zarzabal 5,20 % Tomasa Valdés García 5,20 % Isabel López Peláez 5,15 % Amalia Quesada Quintero 5,10 % Marino Fonseca Columbié 5,00 % Alberto Etchegoyen 5,00 % Leonel Martínez 5,00 % Jorge Santos Borrego 5,00 % Caridad Ritole 5,00 % Fermín Correa. 5,00 %

2. Entidades participantes Centro de Investigaciones del petróleo CEINPET Empresa de Perforación y Extracción de Petróleo Centro (EPEP Centro.) Empresa Aplicaciones de Gases y Soldadura (OxiSold. SA)

3. Objetivos Desarrollar una Tecnología de Estimulación con Ácidos Espumados, que nos permite incrementar la producción de petróleo en los pozos con bajas presiones de capas y grandes espesores productivos abiertos, en los yacimientos existentes. Alcanzar una mayor penetración con el tratamiento en las formaciones de altos contenidos de carbonatos (> 70 %), usando el sistema de ácido espumado para retardar la acción del mismo en este tipo de reservorio y controlar de esta forma las perdidas por filtrado. Crear una energía adicional en la formación, con la introducción del N2 gas, junto con el acido, para facilitar la limpieza del pozo.

4. Resultados Fundamentales

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Se creó una tecnología de estimulación de pozo con ácidos espumados, la cual permite realizar el tratamiento en pozos con bajas presiones de capas, con grandes espesores productivos abiertos y con altos grados de inclinación (Pozos Horizontales). Se introduce el uso del Surfactante SPUM-171, el cual es un producto desarrollado por el CEINPET. Este surfactante permite formar espuma estable en medio acido. Sustituye la adquisición de productos comerciales para estos fines. Se introduce por primera vez, en el país, el uso del Nitrógeno (N2) gas, en las estimulaciones de pozos. El sistema de acido espumado diseñado, crea una energía adicional en la formación, con la introducción de N2 gas, junto con el acido, lo que permite sacar más rápidamente los productos de la reacción del acido gastado, así como los finos que no se disolvieron durante el tratamiento. Con el sistema de ácidos espumados, desarrollado por el CEINPET, se logró reducir las perdidas por filtración del acido y retardar la acción del mismo con las rocas de alto contenido de carbonatos, lo que permite formar canales de flujos más largo en la roca. Se logró hacer por primera vez en Cuba, un tratamiento de estimulación de pozos, empleando acido espumado con surfactante y N2 gas. Con el tratamiento de estimulación, aplicado en el pozo Vd-569ª, se logró incrementar la producción de petróleo de 0 m3/d hasta 35 m3/d. Demostrándose la eficiencia de este tipo de tratamiento. Con la aplicación de este sistema de acido espumado, se reducen los costo de tratamiento, ya que se utilizan productos desarrollados en el país y la inversión se recupera en corto plazo. Se han obtenido hasta la fecha más de 5000 ton de petróleo adicional, por la aplicación de esta tecnología en el pozo Vd-569ª.

5. Aporte Científico Técnico Como aporte científico técnico obtenido con el desarrollo de esta tecnología de acido espumados podemos citar dos aspectos fundamentales que en su conjunto constituyen la metodología desarrollada para la aplicación de este tipo de tratamiento: Primero: El amplio estudio desarrollado para realizar la caracterización y evaluación de los diferentes productos con propiedades espumantes, permitió confeccionar una metodología para seleccionar productos surfactante para este tipo de aplicación, donde se evaluaron parámetros tales como: Propiedades Físico - Químicas de los Surfactantes, Calidad y Estabilidad de la espuma formada, propiedades Reológicas de estas espumas así como las propiedades de filtración del sistema espumados. Este conocimiento permitió desarrollar en nuestros laboratorios un surfactantes que cumpliera con las propiedades antes mencionada y de esa forma diseñar la formulación del sistema de acido Espumado. Segundo: Para llevar a cabo este tipo de tratamiento, a escala de aplicación en el pozo, se realizó un arduo trabajo de investigación y diseño, el cual permitió confeccionar con alto rigor técnico, el programa de tratamiento para la estimulación con acido espumado. Esto trajo como resultados también la confección de una metodología donde se identifican y

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registran la información primaria y las condiciones que debe tener el pozo para poderle aplicar este tipo de tratamiento con fluido activado con N2. Con todo este estudio desarrollado, se logró realizar el primer trabajo en Cuba, de estimulación de pozo con acido espumado a base de surfactante y nitrógeno gas, con resultados satisfactorios.

6. Efecto económico El efecto económico de nuestra Tecnología consiste en el considerable ahorro de divisas que representa para el país la aplicación de esta tecnología desarrollada en los laboratorios del CEINPET, además de proporcionarles a las empresas del sistema CUPET, una tecnología cubana para el petróleo cubano ,con la cual se puede contar en todo momento. Con la aplicación de esta tecnología, se logró incrementar la producción de petróleo del pozo Vd-569ª, de 0 m3/d hasta 35 m3/d, en las primeras mediciones. Hasta el momento se han obtenido más de 5000ton de petróleo adicional, que equivale a más de 600 000 CUC de beneficio. Es importante destacar que incrementar la producción de petróleo de estos pozos viejos , es como perforar pozos para descubrir nuevos Yacimientos , ya que como se conoce , por métodos convencionales de extracción de petróleo, solo se logra sacar entre un 8-10 % de las reservas existentes , el resto se queda en el Subsuelo (Yacimiento ). Como se observa en la figura 1, con estos métodos convencionales se extrae, prácticamente hasta un 10 % y el 90 % restante se queda en el yacimiento, por lo que hay que utilizar otras alternativas, para sacar mas reservas.

Extracion de petroleo por metodo convencionales

10%

90%

Figura 1. Extracción de petróleo, por métodos convencionales. Por lo tanto otra ventaja de gran a importancia que posee esta técnica es la de incrementar el coeficiente de recuperación de las reservas existente, lo cual se traduce en mayor producción de petróleo, reduciendo los costos de producción de la tonelada de petróleo. Basado en los resultados alcanzados, con la aplicación de esta tecnología, los grupos técnicos de las empresas petroleras, han analizado y seleccionado un potencial de pozos, que tienen mejores condiciones, para realizarle este tipo de tratamiento, los cuales se

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nombran a continuación: Pozos (Guasima 321, Vd-800, Majaguillar 2,3 y 21, Vd-732, Bj -805 y Pina 105) Por lo tanto, de los resultados del análisis de producción y económico, realizado para evaluar la factibilidad de la aplicación de esta tecnología, podemos decir que existe un potencial de más de 6 pozos seleccionado hasta el momento, donde se puede realizar este tipo de tratamiento, lo que podría significar un incremento de producción adicional de más de 387 936,6 ton, con un ahorro estimado de más de 1. 2 millones de USD y un pronóstico de más de 25 millones de USD de beneficio por incremento de la producción de petróleo. Los incrementos en la producción de petróleo que se obtienen, tienen un gran impacto desde el punto de vista económico y social, ya que la misma contribuye a la disminución de importaciones y a la generación de energía eléctrica en el país, constituyendo una fuente segura de suministro para el desarrollo de estos programas.

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SUMARIO El presente informe resume los resultados y análisis de las actividades realizadas, con la finalidad de evaluar una metodología para introducir la tecnología del ácido espumado, como alternativa para incrementar la producción de petróleo en pozos depletados del campo Varadero. Estas actividades incluyen en primer lugar el estudio de las condiciones del pozo seleccionado como candidato para realizar la Prueba Piloto, el diseño del Programa de Evaluación del sistema ácido espumado en el laboratorio, así como, la confección del Programa de Tratamiento de Estimulación Acida, utilizando un surfactante desarrollado por el CEINPET y nitrógeno para generar la espuma ácida durante el tratamiento. Así mismo se incluyen los resultados y análisis de las pruebas de laboratorio realizadas en el CEINPET, orientadas hacia la selección de la mejor concentración del surfactante SPUM -171 en el sistema ácido, a las condiciones presentes en el yacimiento Varadero. Conjuntamente con este trabajo, se realiza un estudio comparativo de las propiedades de filtración del ácido simple, ácido emulsionado y ácido espumado, para valorar su comportamiento en el medio poroso. Todas estas actividades han permitido establecer la factibilidad técnica de aplicación de la Tecnología de Acido Espumado en el yacimiento Varadero, específicamente en el pozo Vd-569 A el cual fue el pozo o seleccionado, para aplicar el sistema ácido espumado desarrollado en el CEINPET.

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INTRODUCCIÓN El objetivo de la acidificación es lograr un canal dentro de la formación tan profundo como sea posible, penetrando preferiblemente a través de la región dañada de dicha formación. Cubrir de ácido determinadas zonas de interés a lo largo del pozo es lo más razonable, particularmente en los pozos horizontales donde el área de contacto con la formación es más extensa. Para mejorar los procesos de acidificación de la matriz, fundamentalmente en reservorios carbonatados, se ha utilizado con mucho éxito las inyecciones de un gas inerte, tal como nitrógeno y CO2. La inyección de gas incrementa la penetración de estos canales y mejora la acción del ácido sobre estos reservorios. La propagación de estos canales durante las acidificaciones depende fundamentalmente del leak-off de estos. Los altos leak-off producen grandes ramificaciones de las estructuras de los canales, lo que requiere una mayor cantidad de ácido para penetrar a una distancia dada que las que tienen menores leak-off, llegándose a la conclusión que la profundidad de estos canales que se obtienen está limitada por la pérdida de fluido, ya que cuando la pérdida del fluido es igual al líquido que entra, el proceso de propagación cesa. Los procesos que reducen el leak-off de estos canales incrementan la eficiencia de propagación de los mismos. La propagación de un gas saturado a través de un medio poroso reduce la permeabilidad relativa de la fase acuosa, reduciendo la pérdida del filtrado de los canales. La utilización de la espuma hace que los canales formados sean estrechos y menos ramificados que cuando se usa ácido solamente; por lo tanto con la espuma se requiere un menor volumen de ácido, del orden de 5 a 6 veces menor, contribuyendo a una disminución del sedimento residual y logrando la propagación de estos canales a una distancia mayor dentro de la formación, mejorando el radio de drenaje del pozo, constituyendo este criterio una de sus mayores ventajas. La seguridad del trabajo es otra de las ventajas de la utilización de las espumas. Como las espumas son básicamente una combinación de nitrógeno inerte y agua, no hay peligro de combustión o explosión durante las operaciones de campo, también como las presiones de fricción son bajas y la colocación en las fracturas pueden ser alcanzadas a bajas velocidades de bombeo, las presiones de inyecto generalmente se reducen. Además el empleo de la espuma ácida facilita una rápida y completa limpieza, una alta eficiencia del fluido y una baja pérdida por fricción. Un beneficio adicional es que la espuma ácida exhibe un efecto retardante sobre la velocidad de reacción del ácido. La espuma que se utiliza frecuentemente en los pozos de estimulación incluye polímeros también como surfactantes que mejoran la estabilidad y modifican las propiedades reológicas. ANTECEDENTES El yacimiento Varadero es un reservorio de alto contenido de carbonato, por lo que la reacción con el ácido clorhídrico es muy violenta, se alcanza poca penetración y la pérdida por filtrado del ácido es alta, por lo que nuestro trabajo esta encaminado a desarrollar tecnologías que superen estos problemas como es el caso del uso de sistemas de ácidos espumados como forma de mejorar la penetración del ácido en este tipo de reservorio.

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Se conoce también que la existencia de casquete de gas secundario en el yacimiento puede ser un problema a la hora de seleccionar una medida geólogo-técnica (punzar y ampliar nuevos horizontes) y que en el yacimiento existen una serie de pozos con zonas viejas, donde estas zonas por lo general tienen grandes espesores productivos abiertos y bajas presiones de capa. Los estudios que hemos realizado y las experiencias que nos muestran las literaturas especializadas nos conducen a la línea de trabajo con las espumas para dar la solución a estos problemas (bajas presiones de capa). El uso de sistemas espumados crea una energía adicional en la formación con la introducción de N2 (g) junto con el ácido, lo que permite sacar más rápidamente los productos de la reacción del ácido gastado así como los finos que no se disolvieron durante el tratamiento de ácido. También este sistema posee buenas propiedades de control de filtrado del ácido durante el tratamiento ayudando a la formación de los canales de flujo más largos en la roca. OBJETIVOS DE LA TECNOLOGIA Utilizar un Sistema Espumado que permita retardar la acción del HCl 15% sobre las formaciones de alto contenido de carbonatos para formar canales de flujo más largo en la Formación y crear una energía adicional en la zona aledaña al caño del pozo con la introducción de Nitrógeno gaseoso junto con el ácido de forma tal que permita sacar más rápidamente los productos de la reacción del ácido gastado y los finos que no se disuelvan durante el tratamiento

Figura 2. Limpieza del Sistema de Ácido Espumado.

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NOVEDAD Se realiza por primera vez un estudio integral para caracterizar y evaluar productos surfactantes capaces de formar espumas en medio acido, se diseñan formulaciones para formar sistemas espumados, para los trabajos de estimulación de pozos y se confeccionan por primera vez, programas de tratamiento de pozo con fluidos activados. Se logró por primera vez en Cuba una tecnología así como una receta de ácido espumados para la estimulación de formaciones de altos contenidos de carbonatos (> 70 % calizas) y bajas presiones de capas, Permitiendo que este llegue a ella con el 100% de su concentración de diseño (HCl 15%) logrando que el mismo penetre más profundo y que los nuevos canales que se crean sean más largo, donde se introducen logros como: Se creó una tecnología de estimulación de pozo con ácidos espumados, la cual permite realizar el tratamiento en pozos con bajas presiones de capas, en pozos con grandes espesores productivos abiertos y en pozos con altos grados de inclinación (Pozo Horizontales). Se introduce el uso del Surfactante SPUM-171, el cual es un producto desarrollado por el CEINPET. Este surfactante permite formar espuma estable en medio acido. Sustituye la adquisición de productos comerciales para estos fines. Se introduce por primera vez, en el país, el uso del Nitrógeno (N2) gas, en las estimulaciones de pozos. Con el sistema de ácidos espumados, desarrollado por el CEINPET, se logró reducir las perdidas por filtración del acido y retardar la acción del mismo con las rocas de alto contenido de carbonatos, lo que permite formar canales de flujos más largo en la s rocas. Se logró hacer por primera vez en Cuba, un tratamiento de estimulación de pozos, empleando acido espumado con surfactante y N2 gas. Con el tratamiento de estimulación, aplicado en el pozo Vd-569ª, se logró incrementar la producción de petróleo de 0 m3/d hasta 35 m3/d. Demostrándose la eficiencia de este tipo de tratamiento. Se han obtenido hasta la fecha más de 5000 ton de petróleo adicional, por la aplicación de esta tecnología en el pozo Vd-569ª. DESARROLLO DEL TRABAJO Para el diseño del programa de tratamiento para la estimulación de un pozo se realiza primeramente la recolección de datos para el diagnostico. La recolección de datos es normalmente la operación más delicada de una estimulación. La recolección de datos hecha analizando la historia del pozo puede ser determinante en el diagnóstico del problema que causa la reducción de la productividad. Un diagnóstico acertado se traduce en una estimulación exitosa.

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Entre los datos que se necesitan recolectar para hacer el Diagnóstico del Pozo, se encuentran: Datos del Pozo: Tipo de Yacimiento Intervalo punzado Presión de fondo Presión de capa Presión de fracturación Presión del cabezal Temperatura de fondo Porosidad Permeabilidad Producción actual

Reserva actual recuperable Producción acumulada total Reserva original recuperable Frente de agua (zona de contacto) Diámetro del tubing Diámetro del casing packer utilizado Nivel de Fluidos en el pozo Régimen de explotación Litología

Datos de las estimulaciones realizadas Aditivos utilizados Radio de penetración Espesor efectivo del punzado Producción promedio m3/d antes del tratamiento Producción promedio m3/d después del tratamiento Capacidad del tubing Caudal de Inyección m3/min Tiempo de contacto (o de reacción) Efecto deseado. Otros factores que tienen que ser analizados para el diagnóstico, tienen relación con el comportamiento del Yacimiento, análisis del historial de producción, hacer análisis Nodal de la producción, el número de pozos perforados, los análisis de los registros Geofísicos, si hay inyección de gas o agua, el volumen del yacimiento, la cantidad de petróleo producido, el factor de recuperación por costo de petróleo recuperable, el contacto agua-petróleo etc. El análisis de estos factores permiten hacer consideraciones tales como: Si existe petróleo para recuperar. Si hay canalización por agua ó por gas Si el pozo a estimular está cerca del frente de agua Si el pozo a estimular tiene un comportamiento anormal comparado con su historial y los pozos cercanos Si el pozo dejó de producir luego de un reacondicionamiento, una estimulación o una acidificación Si la declinación fue lenta o rápida

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Si el levantamiento o el empuje natural han tenido variaciones que justifican la baja producción Si hubo pérdidas de filtrado en la completación o perforación Si se inyectó en la formación fluidos contaminados Si se modificó la permeabilidad con algún agente químico Si se inyectó vapor que puede haber producido emulsión, etc. En la investigación que se realiza para diseñar el tipo de tratamiento a aplicar para corregir un comportamiento anormal o indeseable en un pozo, hay que analizar todos los factores que pueden tener participación en el problema en cuestión. Solamente el completo conocimiento de las causas que generan la anomalía, pueden permitir tomar la acción adecuada para lograr los objetivos deseados. Hay que evitar que la intervención en un pozo se realice a la ligera basándose solamente en intervenciones anteriores y no tomando en cuenta factores que pueden arrojar un diagnóstico real de lo que está ocurriendo. Este trabajo se ha diseñado teniendo en cuenta todos los elementos que intervienen en el proceso de producción de los pozos; así como la disponibilidad de los recursos y herramientas que posee la Empresa para realizar este tipo de trabajo. Metodología empleada EEnn eell llaabboorraattoorriioo ssee ddeessaarrrroollllaa uunn aammpplliioo TTrraabbaajjoo ccoonn llaa rreeaalliizzaacciióónn ddee nnuummeerroossaass pprruueebbaass qquuee ppeerrmmiitteenn oobbtteenneerr llaa ddoossiiffiiccaacciióónn ddee ccaaddaa uunnoo ddee llooss ccoommppoonneenntteess ddeell ssiisstteemmaa uuttiilliizzáánnddoossee nnoorrmmaass AAPPII yy AASSTTMM ppaarraa llaa ddeetteerrmmiinnaacciióónn ddee::

Características del petróleo y las rocas Solubilidad pH y Densidad Tensión superficial e Interfacial Humectabilidad Compatibilidad Calidad y estabilidad de las Espumas Comportamiento reologico de las espumas Evaluación de las espumas en el medio poroso. Análisis químico de los fluidos de retorno

Los fluidos espumados, son los fluidos últimamente desarrollados para su aplicación en la industria del Petróleo. Su uso se ha generalizado en un alto número de operaciones, lo cual los hace de una amplia versatilidad. Poseen ventajas particulares y muy beneficiosa cuando son usados en tratamientos de Estimulación (Fractura Hidráulica,Acidificaciones).

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Figura 3. Sistema Ácido Espumado. Principales Ventajas del Sistema Espumado. La espuma que se utiliza frecuentemente en los pozos de estimulación incluye polímeros también como surfactantes que mejoran la estabilidad y modifican las propiedades reológicas. De lo que podemos inferir que un sistema estable de espuma está compuesto por: Una fase líquida continua, un surfactante para formar la espuma,( ya que el tipo de surfactante y la concentración en que se utilice define la textura y la viscosidad de la espuma; el tamaño de la burbuja disminuye al incrementarse la concentración del surfactante y la disminución del tamaño de la burbuja incrementa la viscosidad de la espuma) un viscosificador para estabilizar el sistema y un crosslinker de espuma. Generalmente este último se utiliza cuando se emplean las espumas en fracturación para propiciar la capacidad de acarreo del agente soporte; en nuestro caso no es necesario utilizar este componente. Entre las ventajas más importantes que presenta un Sistema de Estimulación Espumado se pueden citar:

Los Fluidos Espumados hacen que los canales de flujo formados sean más estrechos y menos ramificados que cuando se utiliza ácido simple.

Energizan momentáneamente reservorios de baja presión. Garantizan una baja pérdida de fluido a la formación. Reducen la posibilidad de daño a la formación. Reducen la necesidad de pistoneo (Swab). Acortan el tiempo de cierre del pozo después de la estimulación. Puede utilizarse como Agente Desviador de Flujo en pozos equipados con

accesorios de control de arena, gravel packs o liners acanalados. Permite realizar el tratamiento uniforme en pozos horizontales con grandes

espesores abiertos. Reducen los costos de operación.

Un fluido de Estimulación

espumado es una dispersión de un gas

en un liquido, en donde el gas constituye la fase dispersa y el

Ácido Espumado

Líquido, fase externa o

Gas, fase interna o

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Factores que caracterizan las Espumas. La espuma es una dispersión homogénea de un gran volumen de gas, dentro de una pequeña cantidad de líquido. Las burbujas de gas creadas están separadas unas de otras por una película de líquido. En esta película de líquido se encuentra el surfactante formando una doble capa con el agua contenida entre ellas. Las espumas pueden mostrar elasticidad, rigidez y comportamiento no newtoniano. La densidad de la espuma puede tener una rango desde cercano o equivalente a la del líquido hasta menor que la del gas, en dependencia del grosor de la película de líquido y del tamaño de la burbuja. Aunque las espumas utilizadas son con frecuencia referidas como “Espumas estables”, esa estabilidad es reducida y los cambios estructurales comienzan a tener lugar tan pronto como éstas se forman. La gravedad y la diferencia de presión creada entre ellas causan el drenaje del líquido entre las caras del surfactante en la película de la burbuja, con el resultado de un adelgazamiento y una fragilidad en las paredes de la burbuja. La estabilidad de las espumas puede incrementarse reduciendo la velocidad de drenaje del líquido, incrementando la elasticidad de la capa de surfactante, teniendo un surfactante adecuado en el agua que repare la película cuando ésta se distorsione bajo las condiciones de corte. Otro método que mejora la estabilidad de las espumas es incrementar la viscosidad de la fase líquida; esto puede ser llevado a cabo adicionando un polímero al líquido para incrementar la viscosidad, mezclando previamente el líquido y el gas para crear una espuma. Un parámetro con frecuencia evaluado para medir el estado de las espuma es la Calidad, la cual se define como volumen del gas por volumen de espuma. Por consiguiente cuando se habla de la calidad de una espuma, es necesario decir las condiciones bajo las cuales se aplica esta espuma (Ely). Los factores que afectan la textura de la espuma son la calidad, presión, la técnica de generación de la espuma y la composición química de la misma. La textura de la espuma alcanza un equilibrio estático a un determinado esfuerzo de corte; una textura fina dinámicamente más estable se producirá a altas velocidades de corte, altas presiones y alta concentración de surfactante. Un volumen de nitrógeno de aproximadamente 60-90 %, apropiadamente disperso en agua rinde una espuma estable cuando contiene un agente espumante. La estabilidad de la espuma y la viscosidad aumentan como la calidad de la espuma aumenta desde 60 a 90 %. Las acidificaciones típicas son diseñadas para que terminen con una calidad de espuma de 70, 75 ó 80. Esto significa que el 70%, 75% ó 80% del fluido de tratamiento es gas. Se puede mejorar la viscosidad de la espuma de un fluido utilizando un formador de estructuras (crosslinked) de espuma, esto no solo mejora la viscosidad sino que mejora ampliamente la vida media.

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La calidad de la espuma se determina matemáticamente según Mitchell como:

100%,

, ⋅+

=uidoVolumenLíqVolumenGas

VolumenGasumaCalidadEsp

PT

PT

La calidad de la espuma se refiere a la relación del nitrógeno respecto al fluido, expresado en %. La calidad al 75% expresa que el fluido es 25% líquido y 75% N2. Ejemplo de ello es cuando un volumen de fluido igual a 200 mL es espumado a un volumen final de 800 mL, esto quedaría [100%-(200/800*100)]=75%. Debe medirse, para una mejor efectividad a los valores a presión de fondo y temperatura de fondo (TransMeridian). Como el volumen de nitrógeno varía a diferentes temperaturas, según la Ley de los Gases, se introduce un factor B (beta) que tiene en cuenta la presión, la temperatura y el factor de compresibilidad Z, que también varía con la temperatura. Este factor se traduce en la cantidad de N2 gaseoso requerido para “llenar” un espacio (k) a una P y T determinada. Las unidades de B son m3/m. El mismo disminuye lentamente con el aumento brusco de la temperatura, esto se debe a que cuando el gas se expande llena más espacios. A su vez, B aumenta con el aumento de la presión porque cuando el gas se contrae llena menos espacios. El tiempo de vida medio o tiempo de drenaje es el tiempo que la espuma toma para romperse bajo condiciones atmosféricas (15.5 oC, 14.7 psi), cuando la mitad del agua utilizada para preparar la mezcla de espuma retorne a su estado natural. Una espuma de calidad 70 – 80 % con un espumante de buena calidad sin estabilizador, generalmente tiene un rendimiento de vida media de 3 – 4 minutos, si se adicionan estabilizadores, que usualmente son agentes viscosificadores o gelificantes son factibles y fácilmente obtenibles tiempos de vida media en un rango entre 20 – 30 minutos. Tiempos de vida más largos son obtenidos bajo presión. Muchos aditivos pueden afectar drásticamente la calidad y la vida media de la espuma. Un sistema Espumado esta constituido como elemento primario y fundamental por un tensoactivo responsable de generar la espuma y que al mismo tiempo posee cualidades detergentes dispersantes, además de un agente viscosificador responsable de aumentar la viscosidad del medio y con ello la estabilidad de la espuma formada. En algunos casos si es requerido es usado un agente rompedor de la espuma, el cual tiene la función de colapsar la espuma formada, después que la misma haya realizado su función (1). Combinando adecuadamente estos elementos se obtienen Sistemas Espumados con estabilidad requerida para los propósitos a alcanzar. Para el desarrollo del sistema espumado se evaluaron 4 agentes espumantes aniónicos considerando su poder espumante en Sistemas Espumados. A los mismos les fue determinado el poder espumante mediante el Método de Pulsación del Disco Perforado (3), explorándose la influencia de la temperatura y concentración de espumante con y sin viscosificador y rompedor.

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En estas condiciones resultó seleccionado un Sistema Espumado con concentraciones del agente espumante y del viscosificador de 1.0% y 0.4% respectivamente. En estas condiciones fueron observados mejores resultados en cuanto al Tiempo de vida medio (t1/2), Tiempo de ruptura total (tRt) y Volumen de espuma formado (Ve). Estudio estadístico al Método del Anillo de Du Noüy. La medición del tiempo de vida medio, resultado obtenido al ensayar el Método de Pulsación del Disco Perforado (3), fue evaluado con el objetivo de conocer su repetibilidad y precisión. Para ello fueron realizadas 10 mediciones en las condiciones de trabajo establecidas. Para el estudio estadístico los resultados fueron procesados mediante el Programa Statgraph versión 2.0. Formulación del Sistema Ácido Espumado. Planificación de experimentos. A fin de explorar una superficie mayor y poder determinar además el efecto de la interacción de variables se planificaron las experiencias utilizando la técnica del Diseño Experimental. En la tabla #1 se presentan dichas variables. Tabla #1. Variables Independientes.

Código Variable X1 Conc. Espumante X2 Conc Viscosificador

A continuación en la Tabla #2 se presentan las variables dependientes consideradas Tabla #2 Variables Dependientes

Código

Variable

Y1 Tiempo de vida media (t1/2) Y2 Tiempo de ruptura total (tRt) Y3 Volumen de Espuma

Los resultados del diseño fueron procesados con el Programa Statgraph versión 2.0, obteniéndose las ecuaciones matemáticas que explican la influencia de las variables independientes y su interacción sobre el valor de las respuestas.

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A continuación en la tabla #3 aparecen los valores de t1/2 obtenidos. Tabla #3 Valores de tiempo de Vida medio

No de ensayos

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Valores del t1/2 (seg.)

140 112 130 124 109 139 129 138 126 137

Como se observa la Tabla #3 muestra los valores t1/2 obtenidos en cada una de las réplicas efectuadas. Los mismos fueron corridos mediante el Programa Statgraph versión 2.0. El cual mostró que para los 10 valores considerados que se encuentran entre 109.0 y 140.0, se obtuvo un intervalo de confianza para la media igual a 128.4 +/- 7.8 segundos y uno de 10.99 +/- 4 segundo para la desviación estándar con un nivel de confiabilidad del 95.0% en ambos casos, por lo cual el método resulta confiable para realizar la medición requerida. Para la selección de la formulación a utilizar en el sistema de acido espumado se evaluaron los siguientes parámetros: Determinación de estabilidad del Agente Espumante. A continuación en la Tabla #4 se muestran los resultados de la caracterización realizada al Agente Espumante en el tiempo. Tabla #4 Estabilidad del Agente Espumante

Índices Tiempo de almacenamiento (mes)

Estabilidad a 60oC (seg.)*

Componente activo

Densidad a 27oC (g/cm3)

pH Tensión Superficial (dinas/cm)

Solubilidad en agua a 27oC

0 140 33.09 0.974 12.24 30.25 total 1

130 32.86 1.040 12.23 29.53 total

2 139 31.33 1.037 12.43 29.67 total 3 137 34.99 1.037 12.30 27.68 total 4 126 33.37 1.043 12.31 29.92 total 5 138 35.89 1.040 12.35 29.80 total

Solución al 1.5% Se hace evidente que para todos los índices controlados los valores reportados son muy cercanos, o sea que la variación es debida a errores de método siempre existentes en cualquier ensayo, por lo cual consideramos que el producto mantiene sus

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características iniciales dentro del período de los 6 meses después de haber sido obtenido. Estudio de compatibilidad de las espumas con el ácido en condiciones de superficie en el medio poroso. Para la realización de este trabajo se estudiaron diferentes sistemas de ácido-espumado las que contienen además de los aditivos que se usan en la estimulación ácida, otros productos como el SPUM-171 y el HEC- ambos como agente espumante y como viscosificador respectivamente en el ácido. La formulación que se presenta en este informe del sistema ácido espumado tiene la siguiente composición: HCL 15%, HAC al 2%, JC-2 al 0.4% + ETSL-00 al 5%, HEC-10 al 0.4%. Para las pruebas de compatibilidad y de AKM se utilizaron muestra de petróleo del pozo Varadero 569– A, así como muestra del afloramiento de la Loma de Bonachea correspondiente a la formación Cifuentes. Tabla #5 Características de la formación: Formación Litología Carbonatosidad

Cifuentes del J3

T

Caliza de color crema recristalizada y fracturada con microorganismo en la fractura, algunos lentiformes de pedernal y contenidos arcillosos.

93.2%

Petróleo Tabla #6 Características del petróleo Varadero 569-A Densidad Viscosidad Cp Asf y Res.

% BSW %

API g/cm3

20ºC 300c 500c Asf Res H2o Emul. Sedim total

5.85

1.0281

155494

20641

12.46

19.76

0

50

0

50

Por los resultados obtenidos se observa en la tabla un crudo con altos valores de densidad, viscosidad y alto contenido de asfáltenos y resinas cuya característica principal originado por la alta emulsión que presenta el mismo cuyo valor es de un 50%.

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Tabla #7 Prueba de Compatibilidad a temperatura de 600c entre la formulación ácida + espuma (Hcl 15%, Hac al 2%, JC-2 al 0.4% + ETSL-00 al 5%, HEC al 0.4%.) con el Crudo Varadero 569-A.

Tiempo min. %de separación de la fase acuosa 0 82 10 94 20 96 30 100 60 100

Por los resultados que se obtiene en las pruebas de compatibilidad estamos en presencia de una formulación ácido espumoso la cual no presenta problemas de emulsión con el crudo probado, obteniendo a los 30 min de ensayo un 100% de separación de la fase acuosa. Comportamiento del ácido espumado con la formación y el petróleo Tabla #8 Prueba de Compatibilidad a temperatura de 600c entre la formulación ácida +espuma (Hcl 15%, Hac al 2%, JC-2 al 0.4% + ETSL-00 al 5%, HEC-10 al 0.4%) reaccionada con la formación de Bonachea y el Crudo Varadero 569-A.

Tiempo min. %de separación de la fase acuosa 0 96 10 96 20 96 30 96 60 96

Como se puede observar en la tabla #8 la formulación ácida +espuma (Hcl 15%, Hac al 2%, JC-2 al 0.4% + ETSL-00 al 5%, HEC-10 al 0.4%) reaccionada con la formación de Cifuentes afloramiento Loma de Bonachea no presenta problemas de emulsión con el crudo probado, obteniendo durante todo el tiempo de ensayo un 96% de separación de la fase acuosa.

18

Tabla #9. Caracterización química ácido espumado con la formación

Análisis Muestra PH 0.23 ρ g/cm3 1.19 Acidez % 1.52 Cl- mg/l 14180

Ca2+ mg/l 77900

Mg2+ mg/l 3466

Fe2+ mg/l 6

Fe3+ mg/l 160 Fetotal mg/l 166

Si comparamos los resultados que se observan en la tabla #9 con los obtenidos y reportados en la tabla #8 vemos que estamos en presencia de una formulación ácida espumosa (Hcl 15%, Hac al 2%, JC-2 al 0.4% + ETSL-00 al 5%, HEC-10 al 0.4%) totalmente gastada (1.52% de acidez) como consecuencia de la reacción que se produjo con la formación de Bonachea donde hay aumento de la densidad y un incremento bastante significativo de los valores de calcio y magnesio no así en los valores de hierro de la cual por el valor de Ph que se obtiene no hay precipitación de este. Tabla #10. Evaluación de la variación de la permeabilidad durante la inyección del ácido espumado

Exp-to Perm agua inicial

Perm agua para Vrp

Permeabilidad al agua después de la inyección

Variación de la permeabilidad

Kri (mD) Kr2(mD) producto Krf´’ (%)

2-A-1 4.94 0.93 Mezcla ácida (ETSL-00 al 1%) 1er ciclo, tres pases.

9.603 932.80

4.94 Mezcla ácida (ETSL-00 al 1%) 2 do ciclo, dos pases.

521.04 5325.80

2-A-2 298.46 293.47 Mezcla ácida (ETSL-00 al 5%) 1er ciclo, dos pases

590.70 101.28

PK= (Kri-Krf/Kri)*100, donde Kri es la permeabilidad efectiva al agua inicial, antes de la inyección de los productos de pruebas (mD); Krf es la permeabilidad efectiva al agua final después de la inyección del producto de prueba.

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Como puede verse en la tabla # 10, en todos los casos, obtenemos un aumento significativo de permeabilidad, variando en más del 100 %. Estos resultados nos indican que el producto cumplió su objetivo, lográndose el efecto deseado. Estudio de la filtración de los fluidos. Prueba de filtración (Leak-off) El flujo de los fluidos de estimulación ácida hacia la formación a tratar, es considerado generalmente perjudicial ya que disminuye la eficiencia del tratamiento. La pérdida de fluido durante un tratamiento es un proceso de filtración, controlado por un número de parámetros que incluyen la composición del fluido, la velocidad del flujo, la presión y temperatura, porosidad y tamaño de los poros, presencia de microfracturas, etc. y existen tres mecanismos esenciales que controlan el proceso. Mecanismo dominado por la viscosidad y la permeabilidad relativa (Cv). La viscosidad y la permeabilidad relativa controlan el proceso cuando la viscosidad del fluido que filtra hacia la formación es mayor que el fluido del yacimiento y es más representativo en yacimientos gasíferos fracturados y en presencia de fluidos que no forman revoque. Generalmente los fluidos que se escapan de un fluido formador de revoque poseen menos viscosidad que el propio fluido de estimulación. Para este mecanismo se utiliza la fórmula de cálculo

⋅⋅∆⋅

⋅=µ

φPKCV 0469.0

Donde: K = Permeabilidad de la formación ∆P= Presión diferencial µ = Viscosidad del fluido filtrante Mecanismo dominado por la compresibilidad de los fluidos del yacimiento. Como el fluido de estimulación es forzado hacia la formación, la zona invadida por éste es cada vez mayor y como consecuencia el fluido de la formación es comprimido, lo cual restringe cada vez mas el flujo. Este mecanismo es más efectivo cuando el fluido del yacimiento y el de estimulación poseen propiedades físicas similares y no son muy compresibles. Para este mecanismo se utiliza la fórmula de cálculo Donde: K = Permeabilidad de la formación

⋅⋅⋅

⋅∆⋅=µ

φCcKPCC 0374.0

20

�P = Presión diferencial = Viscosidad del fluido del yacimiento Cc = Coeficiente de compresibilidad del fluido de la formación Mecanismo dominado por la formación de revoque Este mecanismo opera preferentemente cuando se utilizan fluidos formadores del revoque, este revoque es menos permeable que la formación y por tanto la pérdida de filtrado comienza a ser controlado mas por dicho revoque, que por la roca. Para este mecanismo se utiliza la fórmula de cálculo

AmCW ⋅= 0164.0

Donde: m = Pendiente de la curva de filtración � = Area del núcleo empleado En muchos de los casos el proceso es controlado por los mecanismos regulados por la viscosidad y la compresibilidad por lo que se define un coeficiente total dado por la siguiente ecuación matemática

VCCVVC CCCC111

22+=

Si el proceso se considera regulado por los tres mecanismos entonces el coeficiente total de filtración se analiza por la ecuación:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅++−

=

22

222

112

11411

WV

WVCC

CC

CCCCC

El coeficiente total de filtración o coeficiente “Leak-off”(C)es considerado uno de los parámetros mas importantes a controlar durante el diseño de un tratamiento y por tanto, si se quiere obtener un resultado satisfactorio, es de vital importancia calcular o estimar el valor de dicho coeficiente lo mas cercano posible a la realidad Para el estudio del proceso de filtración de los fluidos de estimulación ácida se diseñó un equipo similar al utilizado en norma API RP 39 “Standard Procedures for Evaluation of Hidraulic Fracturing Fluids” y se utilizó el procedimiento descrito en dicha norma para la evaluación de los fluidos estudiados.

21

Los fluidos evaluados fueron:

Acido simple (HCL 15%; HAC 2 %; JC-2 0.4 %, Travi 0.1 %),Acido emulsionado HCL 15 %; HAC 2%; Unikol 0.1 %, Cay 610 0.25%; Travi 0.05 % EB 2 1 % +

LCO Espuma ácida (HCL 15 %; HAC 2%; JC-2 0.4%; ETS 5 %; HEC-10 0.4 % )

Como resultados podemos observar en la figura , que el sistema de acido espumados es el que menos perdida por filtración posee.

00,0020,0040,0060,0080,01

0,0120,0140,0160,018

m/s1/2

Coeficientes de pérdida de filtrado (CW)

Acido EmulsionadoAcido SimpleEspuma ácida

Figura 4. Coeficiente de filtrado

Caudal vs tiempo

0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,80

0 5 10 15 20 25 30 min

cm³/s

Acido emulsionado

Acido simple

Espuma ácida

Figura 5. Comportamiento del caudal de filtración vs tiempo

22

FORMULACIÓN PROPUESTA (RECETA) Basado en los resultados obtenidos durante el estudio de caracterización, en el desarrollo de las pruebas estáticas como en las dinámicas realizada en el simulador físico AKM, se propone utilizar en el tratamiento la siguiente formulación: HCL al 15 % + HAC al 2 % + HEC-10 al 0.4 % + Ceinpet – JC2 al 0.4 % + ETLS-00 al 5 % . La función de cada componente es la siguiente:

HCl al 15 % parte activa con la formación HAC al 2% secuestrante de hierro Ceinpet JC2 al 0.4 % , inhibidor de Corrosión HEC-10 al 0.4 % viscosificador de la solución, estabilizador de la espuma. ETLS-00 al 5 % , tensoactivo formador de la espuma.

DISEÑO DEL PROGRAMA DE TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA CON ESPUMAS. Tabla #11 Datos del pozo Vd-569 A Profundidad. 1740 m Diámetro exterior de la camisa de producción Dx8.5mm 146 mm Diámetro interior de la camisa de producción Dx8.5mm 130 mm Capacidad de la camisa (Diámetro interior 130mm) 0.01326 m3 /m Diámetro exterior del Tubing 88.9 mm Diámetro interior del Tubing 76 mm Capacidad del Tubing 0.0045 m3 /m Zonas Punzadas. 1720-1660 m 1650-1590 m Porosidad 15 % Permeabilidad 100 mD Radio del Pozo 0.073 m Radio de drenaje 100 m Radio de penetración, zona dañada 0.6 m Gradiente de fractura aproximado atm./m Presión de fondo at 1650 89 atm Presión de capa at 1650 63 atm Espesor de la capa a tratar 120 m Densidad del fluido G/cm3 Temperatura de formación 60 ºC Nivel de fluido del pozo En la boca m

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PROGRAMA DE TRATAMIENTO PROPUESTO El volumen de ácido para el tratamiento ha sido calculado teniendo en cuenta la Estequiometría. Tabla #12 Determinación del Volumen de Tratamiento Concentración del ácido 16 % Densidad del ácido 1077.6 Kg/m3 Porosidad inicial 0.1 fracción Espesor de la formación 120 m Radio de penetración en la formación 0.6 m Carbonatosidad de la formación 75 % Poder de Disolución Gravimétrico, β 0.110 Masa de roca / masa de

ácido Poder de Disolución Volumétrico X.

0.0437 m3 de roca/ m3 de ácido

Volumen de roca que debe disolverse por m lineal 0.029 m3 de roca Relación de m3 de ácido por m lineal 1.26 m3/m Incremento de Porosidad 2.6 % Incremento de Permeabilidad 10 Veces Volumen de ácido necesario 56 m3 Partiendo de estas condiciones que no son las óptimas para el espesor de capa abierta y teniendo la limitante en el agregado de bombeo de nitrógeno que solo nos permite alcanzar un caudal máximo de bombeo de 8 stm3/min. Se propone realizar el tratamiento con un volumen de 80 m3 de espumas. Teniendo condiciones para realizar el trabajo el volumen de tratamiento adecuado para alcanzar un radio de penetración de 1m en la zona a estimular es de 166 m3 de solución ya que tenemos un espesor de 120 m. Por otra parte partiendo de lo que se plantea en las estimulaciones con ácido espumados, donde se dice que con el ácido espumado se requiere un menor volumen de ácido, del orden de 5 a 6 veces menor, al utilizar un volumen de 80 m3 de espumas estamos en el rango de lo que se plantea ya que estaríamos utilizando un volumen 3 veces mayor de lo necesitado en un tratamiento de ácido espumado (27,6 m3). Partiendo de estas consideraciones el programa de tratamiento que se propone para todo el intervalo es el siguiente:

24

Tabla #13 Diseño de programa de tratamiento con ácido espumado Presión de trabajo 100 atm 100 atm Temperatura de superficie 27 °c 27 °c Temperatura de formación 61 °c 61 °c Temperatura de trabajo 44 °c 44 °c Factor de espacio 68 Stm3/m3 68 Stm3/m3 Volumen de Espuma 80 m3 80 m3 Calidad de la espuma 0.3 % 0.3 % Vol.N2 (100 atm y44 oC) 24 m3 24 m3 Volumen N2 standard 1632 m3 1632 m3 Volumen de líquido 56 m3 56 m3 Caudal de Nitrógeno 7 stm3/min 7 stm3/min Q. N2 (100 atm y44 oC) 0.103 m3/mim 0.65 bbl/min Caudal de líquido 0.237 m3/mim 1.5 bbl/min Caudal total 0.34 m3/mim 2.14 bbl/min Calidad de la espuma(Superficie) 30.28 % 30.28 % Tiempo de inyección 235.29 min 235.29 min Tiempo de inyección 3.9 h 3.9 h Como se observa en la tabla #13, producto a las limitaciones que tenemos con el caudal de nitrógeno vamos a obtener una calidad de espumas de 30 % , muy inferior a las obtenidas en el laboratorio ( 70-80 %). Esto trae como consecuencia que la espuma no sea tan estable y que su comportamiento sea la de un fluido newtoniano como se puede observar en el siguiente gráfico. ”. Se ha demostrado en la práctica que con calidades de espuma por debajo de 55 % éstas se comportan como fluidos newtonianos; y con calidades por encima del 55 % éstas exhiben propiedades de shear thinning, lo que significa que las espumas a un determinado valor de calidad tienen una viscosidad aparente menor a altas velocidades de corte.” Figura #6 Comportamiento reológico de las Espumas

25

Por lo tanto en el tratamiento propuesto la formulación ácida Se inyectará semi-espumada, aparentemente será un ácido nitrificado donde la solución se inyecta con un volumen de nitrógeno determinado lográndose espumar el ácido pero con una calidad de espuma baja y con poca estabilidad de la misma. Este tratamiento como se observa en la tabla #13 , a las condiciones del pozo tendrá un caudal de inyección de la solución líquida de 0.24m3/min ( 1.5 bbl/min) y de Nitrógeno de 0.103m3/min (0.65 bbl/min ) para un caudal total de salida después del generador de 0.34 m3/min ( 2.14 bbl/min ). Este tipo de tratamiento también nos va a permitir evaluar la efectividad de utilizar ácido espumado con nitrógeno en el yacimiento Tratamiento Se propone dejar situada la tubería de producción a la misma profundidad (1002m) que está en estos momentos, realizar la inyección del tratamiento y luego si es necesario ponerlo en bombeo ya la tubería estaría situada y podríamos evaluar la efectividad del tratamiento en todo el intervalo.

Baja pérdida de fluido a la formación. Reducen la necesidad de pistoneo (Swab). Reducen las posibilidades de daño a la

Formación. Energizan momentáneamente reservorios

de baja presión. La seguridad del trabajo es otra de las ventajas de la utilización de las espumas. Como las espumas son básicamente una combinación de Nitrógeno inerte, no hay peligro de combustión o explosión durante las operaciones de campo

Figura #7 Tratamiento

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Prueba de Campo pozo VD-569 A Se prevé hacer la prueba de campo con un volumen de espuma de 80 m3 lo que representa un volumen de solución ácida de 56 m3. Tabla #14. Cantidad de Productos PRUEBA DE CAMPO PARA 1 m3 DE SOLUCION ACIDA HCL 15 % = 504.9 Litros 0.50488 m3 HAC 2 % = 19.37 Litros 0.01937 m3 ETLS-00 5 % = 50 Litros 0.05000 m3 Ceinpet-JC2 0.4 % = 4 Litros 0.00400 m3 Viscosificador 0.4 % = 4 Litros 0.00400 m3 AGUA m3 = 417.75 Litros 0.41775 m3 SUMA TOTAL 1000.00 Litros 1.000 m3

PARA 56 m 3 DE SOLUCION ACIDA TENEMOS HCL 15 % = 28,273.4 Litros 28.273 m3HAC 2 % = 1,084.680 Litros 1.085 m3ETLS-00 5 % = 2800 Litros 2.8 m3Ceinpet-JC2 0.4 % = 224 Litros 0.224 m3Viscosificador 0.4 224 kg 0.224 tonAGUA m3 = 23393.89 Litros 23.39 m3SUMA TOTAL 56000.00 Litros 56.000 m3

INSTALACIÓN DE SUPERFICIE PARA EL TRABAJO CON NITRÓGENO.

Según las norma SPP 11 de Schlumberger, la conexión de la tubería de descarga de alta presión de la bomba de N2 a la línea de tratamiento principal o al cabezal del pozo debe tener las siguientes características: Las conexiones de tratamiento de las tuberías de descarga deben ser uniones integrales o sin presión. Las unidades de la bomba de nitrógeno deben tener una válvula de retención fija en la descarga de la unidad.

Bomba criogénica para el envío de nitrógeno a la presión convenida de entrega. La presión máxima de trabajo de la bomba es de 200 atm y el caudal máximo de 8 stm3/min. Este último caudal es el que contamos actualmente

27

Vaporizador ambiental para la total conversión de nitrógeno líquido a gaseoso a temperatura ambiente. Está compuesto por tubos de acero inoxidable aleteados con aluminio, la capacidad es de 600 m3/h y la presión máxima de trabajo de 250 bar. Entre los dispositivos de seguridad cuenta con una válvula de 220 bar disparo y un manómetro de electrocontacto con parada de motor eléctrico de la bomba según la presión de entrega requerida.

Panel de control y protección para garantizar el ajuste de los parámetros de presión convenidos. Cuenta con dispositivos de parada general por emergencia, con sistema de control de instrumentación para manómetro de electrocontacto. La instalación constará de un tanque de 70 m3 de agua y una bomba instalada al mismo. En caso de accidente o derrame se debe aplicar agua abundante (caso de nitrógeno líquido). Además, se debe garantizar una manguera de ½ “ para mantener la temperatura del vaporizador ambiente y no se congele. En la figura #1 se ilustra un Sistema de Instalación de Superficie típico del tratamiento de ácido espumado.

TK HCl + AditivosTK HCl + Aditivos

TK Agua + Surfactante +

Polímeros

Rig TK

BombaN2

Paila de N2

Agregado de Bombeo GE

Vaporizador

Pozo

MotoBomba

TK H2O

Válvulas Cheque

1

2

3

1, 2 y 3

60 m3

60 m3

60 m3

63 m363 m3

TK HCl + AditivosTK HCl + Aditivos

TK Agua + Surfactante +

Polímeros

Rig TK

BombaN2

Paila de N2

Agregado de Bombeo GEGE

Vaporizador

Pozo

MotoBomba

TK H2O

Válvulas Cheque

1

2

3

1, 2 y 3

60 m3

60 m3

60 m3

63 m363 m3

Figura. #8. Esquema de Instalación de Superficie para la aplicación de la tecnología de Ácido Espumado. NORMAS de SEGURDAD Cuando se bombea nitrógeno pozo abajo, cuando se transfiere o siempre que sea posible un contacto personal con nitrógeno liquido, se exige el siguiente equipo de protección.

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Mangas largas. Mascaras de protección facial. Guantes de cuero o guantes plásticos aislados. El nitrógeno liquido sobre su piel o en sus ojos congelara inmediatamente los tejidos, causando una quemadura grave. Es necesario obtener tratamiento medico inmediato. El nitrógeno liquido quema porque la temperatura del nitrógeno es de menos 320 ºF (menos 196ºC) Los empleados deben evitar el contacto con las fugas de N2 y no deben trabajar en las áreas donde se bombee N2 líquido. Si una persona ha tenido contacto con N2 liquido, lave la piel inmediatamente con abundante agua tibia durante por lo menos 5 minutos. No toque la piel. Obtenga atención médica inmediata después de lavar el área afectada. EJECUCION DEL TRABAJO Programa de Inyección.

1. Inyectar un PreFlujo de 6 m3 de surfactante ( agua de capa + CEINPET SPUM-171 al 2 % ) para mitigar la adsorción del surfactane en la formación .

2. Comenzar la Inyección del Tratamiento con la solución ácidas a un caudal entre 0.26 – 0.3 m3/min, (volumen 56 m3 solucion ).

3. Después de haber inyectado 0.5 m3 de la solución ácida (chequeado la circulación por el cabezal de la solución ácida ) se comienza la Inyección del nitrógeno a un caudal de 7 stm3/ min, para Nitrificar la solución ( Vol.= 2146 Stm3 de gas).

4. Continuar Inyectando un PostFlujo de 6 m3 de solvente + 2 % de surfactante CEINPET SPUM -171 al 2% ( Nitrificado).

5. Desplazar con 4 m3 de agua de capa Nitrificada . 6. Parar la inyección del Nitrógeno. 7. Terminar el desplazamiento con la inyección de 3m3 de agua de capa. 8. Cerrar el pozo dos horas . 9. Abril el pozo con un choque regulable para el centro colector . 10. Evaluar los resultados.

29

Después de realizada la estimulación en este pozo se observaron los resultados expuestos en las figuras #9 y #10. Figura #9 Comportamiento de la producción antes y después de realizado el tratamiento

30

Comportamiento de las presiones durante el tratamiento con ácido Pozo Vd-569A, 8 de agosto 2004

0 10

in)

(atm

)

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

0 60 120 180 240 300 360

Tiempo (m

Pres

ión

PreflujoSurfactant

1m3 solucion

Solucion Acida+

PostFlujo de LCO+ Nitrogeno

Tratamiento con ácido EspumadoComportamiento de la Producción Pozo Vd-569A

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 50 100 150 200 250 300

Días

Prod

ucci

ón (m

3/d)

Produccion antes TratamientoProduccion Despues Tratamiento

Las presiones se comportaron de la siguiente manera: Figura #10. Comportamiento de las presiones durante el tratamiento con Ácido Espumado. En el gráfico anterior se describe el comportamiento de las presiones al inyectarse cada una de las etapas del tratamiento, observándose una disminución de la presión al ponerse en contacto el ácido espumado con la formación, aumentando al desplazar la solución con nitrógeno.

Las conclusiones más importantes, que arribamos en la aplicación de esta tecnología al pozo VD-569 A, están relacionadas con los resultados obtenidos después de realizado el tratamiento comparado con los planificados en el diseño. Estos resultados se reflejan en la Tabla #15 y a continuación de la misma se detallarán los más significativos. Tabla #15. Principales resultados obtenidos después de aplicado el tratamiento en el Pozo VD-569 A.

P O Z O V D -5 6 9 AP lan R e a lV a lo r V a lo r U M

650-1590)1650-1590) m60 60 m

1 2 a tm2 0 .2 5 2 0 .2 5 a tm

1 0 0 1 6 .1 2 5 a tm2 7 3 0 oC6 1 6 1 oC4 4 4 5 .5 oC

8 9 .4 2 1 8 .6 stm 3/ m 3

8 0 1 2 5 m 3

0 .3 0 .5 8 Fra c io n5 0 5 0 K g / m 3

8 .2 5 8 .2 5 a tm2 6 .8 2 6 7 2 .5 stm 3

2 3 9 8 .8 1 3 4 8 .5 m 3

5 6 5 2 .5 m 3

7 7 .1 2 stm 3/ m in0 .0 7 8 3 0 .3 8 2 8 m 3/ m in0 .2 6 1 7 0 .2 8 0 0 m 3/ m in0 .3 4 0 0 0 .6 6 2 8 m 3/ m in

2 3 5 8 %2 6 .7 5 2 5 .4 3 stm 3/ m 3 L iq u id o

1 .3 3 2 .0 8 m 3 E sp u m a/ m2 3 5 .3 1 8 8 .6 m in

3 .9 3 .1 hT iem po de in yecc iónT iem po de in yecc ión

C auda l To ta l de Inyecc ion a l pozo (a P ,T )C a lidad de la e spum a(Superfic ie )Re la c ion G as /L iqu idoRe la c ión de m 3espum ax m etro lin ea l fo rm ac ión

Vo lum en de líqu idoC auda l de N itrógenoBom baQ . N 2 (a P ,T )C auda l de líq u ido

D ens idad estim ada , flu ido e spum adoP res ion H id rosta tica estim ada F lu ido Espum adoVo lum en N 2 ,C ond ic iones s tandard

Vom um en N 2 (a P , T )

Tem pera tu ra de traba joFacto r de espac ioVo lum en de Espum aC a lidad de la e spum a, e stim ada

P res ion de FondoP res ion de T raba jo P rom ed iaTem pera tu ra de superfic ieTem pera tu ra de fo rm ac ión

P ará m etro sIn te rva lo estim u ladoLong itud de l In te rva loP res ión cabeza de Pozo .

Se observa que: La presión de trabajo en la Boca del pozo disminuyó considerablemente por encima de lo previsto, siendo el resultado real de 16 atm, de 100 atm planificadas. El caudal Total de Inyección a presión y temperatura aumentó el doble de lo planificado, siendo su valor real de 0,66 m3/min. El factor de espacio disminuyó comparado con el planificado, siendo el valor final de 18,6 stm3/m3. La calidad de la espuma real superó la planificada siendo su valor de 58%, habiéndose planificado una calidad de 23%. Aumentó el volumen de espuma planificado, teniendo que utilizarse en el tratamiento un total de 125 m3 de espuma. Disminuye la relación gas/líquido planificada, siendo la real de 25,43 m3/m3. El tratamiento antes descrito se realizó en nuestro país por vez primera con nitrógeno. Basados en estos resultados se seleccionaron los pozos restantes para aplicar esta tecnología.

31

Comportamiento actual del pozo

Comportamiento de la Producción del pozo Vd-569A antes y después del tratamiento con acido espumado.

0

5

10

15

20

25

30

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

Tiempo (meses)

Qp(

m3/

d)

Qp antes del tratamiento.Qp despues del tratamiento

Desde el 8 de Agosto del 2004 hasta la fecha se han obtenido más de 8 500 toneladas de petróleo adicional Por lo que se puede apreciar la efectividad que tiene este tipo de tratamiento.

32

ANALISIS DE FACTIBILIDAD ECONOMICA

+

33

VALORACION DEL IMPACTO DEL RESULTADO Importancia estratégica Se dispone de un producto y una Tecnología nacional , que nos libera de la dependencia del mercado externo, poniéndonos en condiciones de proporcionar a las Empresas de perforación y extracción de petróleo nacional esta herramienta de trabajo diseñada especialmente para estimular los yacimiento de petróleo cubano. Importancia Económica El efecto económico de nuestro proyecto consiste en el considerable ahorro de divisas que representa para el país la aplicación de ésta tecnología con medios propios, desarrollada en los laboratorios del CEINPET, además de proporcionarles a las empresas del sistema CUPET, una tecnología cubana para el petróleo cubano con la cual se puede contar en todo momento. Como primer aspecto debe señalarse que cada yacimiento y en específico cada pozo tiene características propias, por lo cual los costos por concepto de tratamiento difieren en cada caso. Por este motivo centramos nuestro análisis en el yacimiento varadero a fin de hacer una estimación lo más real posible. Costo del tratamiento El costo por concepto de tratamiento a un pozo está entre 150 000 y 200 000 MT, hecho con medios propios, donde una parte se cotiza en divisas y la otra en moneda nacional. Sin embargo este mismo trabajo contratado a una compañía extranjera implica una erogación en divisa de mas de 200 000 USD. Tabla #16 Costo de Tratamiento por Pozo COSTO DEL TRATAMIENTO Contratado a compañía Extranjera

Realizado por el Ceinpet - Cupet

Ahorro por pozo

200000 USD 100000 MT 100000 USD

34

VALORACION ECONOMICA DEL TRABAJO REALIZADO. Para hacer el análisis de viabilidad económica se utilizó la Información del pozo Vd-569 A , al cual se le hizo un estudio del análisis de la producción, se le aplico un pronostico de producción, utilizando un coeficiente de declinación anual de 16 % antes del tratamiento y de 0.3 % después del tratamiento, por el método exponencial como se observa en el grafico 5.1, se considero una producción base de 1 m3/d y un incremento de la producción de 16 m3/d después del tratamiento.

Graf most. Declino y Acumulado en V-569A

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020Años

Qp

mc/

d

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

Qp mc/d Despues Qp mc/d antes Acum despues T Np acum Antes

Figura 11. Producción declinada y acumulado. Se consideró además un precio para el crudo de 134 USD/ton, un ritmo de la inflación del 6 % anual, un crecimiento anual del precio del crudo de 3% y además que todas las ganancia serian utilizadas para la amortización de la inversión. En la tabla # 17, aparece representada la producción obtenida de la declinación del pozo por el método exponencial, así como el pronóstico de variación de los precios del petróleo y costos de operación en ese mismo periodo.

35

Tabla # 17. Pronóstico de variación de los precios del petróleo y costos de operación en el periodo Agosto04- Julio05

Meses Qp (m3) Precio Tonelada

Costo de Operaciones

Agosto /04 496,54 133,97 1.250,00 Septiembre/04 457,54 134,30 1.256,25 Octubre/04 544,31 134,64 1.262,53 Noviembre/04 407,30 134,98 1.268,84 Diciembre/04 380,37 135,31 1.275,19 Enero/05 430,34 135,65 1.281,56 Febrero/05 452,00 135,99 1.287,97 Marzo/05 452,00 136,33 1.294,41 Abril /05 452,00 136,67 1.300,88 Mayo/05 452,00 137,01 1.307,39 Junio/05 452,00 137,36 1.313,93 Julio/05 452,00 137,70 1.320,49

En la tabla # 18 aparecen detalladas las partidas de costo que intervienen en la introducción de la tecnología incluyendo el costo de la investigación. De este análisis se decide tomar como valor de la inversión el costo en moneda total (144.671,98 MT) redondearlo a 150 000 USD y usar este valor en el análisis económico. Tabla # 18 Partidas de costos Datos MN USD MT Herramientas y Materiales EMPERCAP 26.889,84 14.684,80 41.574,64 Equipos EMPERCAP 54.923,48 15.406,86 70.330,34 Servicio Sherritt 8.531,00 8.531,00 Servicio OxiSold.SA 8.000,00 8.000,00 Servicio CEINPET 14.432,00 1.804,00 16.236,00 Costo total de la Inversión 96.245,32 48.426,66 144.671,98 Para demostrar la viabilidad económica financiera del trabajo a realizar, se realizó la evaluación del servicio de Estimulación utilizando las siguientes herramientas de la DIP (Dirección Integrada de Proyectos).

Valor actual neto (VAN) Tasa interna de rendimiento ( TIR ) Periodo de recuperación (PR)

36

Tabla #19 Cronograma del flujo de caja para el análisis de factibilidad económica del servicio de estimulación. Meses Inversiones Producción

( m3) Precio del petróleo (USD/m3)

Ingresos (USD)

Costo de operaciones(USD)

Cash Flow

Tasa de actualización.

VAN (M$)

0 -150000 -150000 0 $571.782

1 496,54 133,97 66521,2 1250,00 65271,20 14% $193.238

2 457,54 134,30 61449,6 1256,25 60193,38 14% $193.238

3 544,31 134,64 73286 1262,53 72023,45 14% $193.238

4 407,30 134,98 54976 1268,84 53707,19 14% $193.238

5 380,37 135,31 51469,5 1275,19 50194,27 14% $193.238

6 430,34 135,65 58376,7 1281,56 57095,12 14% $193.238

7 452,00 135,99 61468,2 1287,97 60180,23 14% $193.238

8 452,00 136,33 61621,9 1294,41 60327,47 14% $193.238

9 452,00 136,67 61775,9 1300,88 60475,05 14% $193.238

10 452,00 137,01 61930,4 1307,39 60622,98 14% $193.238

11 452,00 137,36 62085,2 1313,93 60771,27 14% $193.238

12 452,00 137,70 62240,4 1320,49 60919,92 14% $193.238

TIR 41% Tabla # 20 Resultados del periodo de Recuperación de la inversión. Gasto (Inversión ) 150.000,00 MT Meses Flujo de

Caja Flujo de caja acumulado

Recuperación de la inversión

ago-04 66.521,20 66.521,20 -83.478,80 sep-04 61.449,63 127.970,83 -22.029,17 oct-04 73.285,98 201.256,81 51.256,81 nov-04 54.976,03 256.232,84 106.232,84 dic-04 51.469,46 307.702,30 157.702,30 ene-05 58.376,69 366.078,98 216.078,98 feb-05 61.468,21 427.547,19 277.547,19 mar-05 61.621,88 489.169,07 339.169,07 abr-05 61.775,93 550.945,00 400.945,00

37

may-05 61.930,37 612.875,37 462.875,37 jun-05 62.085,20 674.960,57 524.960,57 jul-05 62.240,41 737.200,98 587.200,98 Como resultado del análisis reflejado en la tabla #19, se obtiene un VAN positivo ($ 193.238) a la tasa de descuento que utiliza CUPET (14 %), siendo el TIR mayor de 14 %, lo que refleja las ganancias que se puede tener con la aplicación de esta tecnología de acido espumados. La evaluación del servicio por el método de periodo de Recuperación, reflejada en la tabla #20, demuestra que él mismo es satisfactorio, ya que la inversión se recupera en 2.5 meses , cumpliendo con las normas establecida por CUPET, donde se plantea que el PR debe ser como mínimo tres años Como se observa en la figura 11 , la declinación de la producción hasta alcanzar la producción base de nuevo , puede durar más de 8 años, obteniendo una producción acumulada de más de 35 000 ton. Por lo tanto, como se puede observar en la tabla #21, donde se refleja un análisis del periodo de recuperación anual, se obtiene en el primer año de efectividad del tratamiento una ganancia de mas de 600 000 usd y una ganancia a acumulada de más de 2.7 millones al cabo de 5 años, lo que representa una producción adicional de 35 000 ton. Tabla # 21 Resultados del periodo de Recuperación de la inversión. Gasto (Inversión ) 150.000,00 USD Años Flujo de

Caja (USD) Flujo de caja acumulado(USD)

Recuperación de la inversión

2004 757.050,04 757.050,04 607.050,04 2005 661.734,58 1.418.784,62 1.268.784,62 2006 577.911,36 1.996.695,98 1.846.695,98 2007 504.165,13 2.500.861,11 2.350.861,11 2008 439.253,14 2.940.114,25 2.790.114,25 Tabla #22 Ganancia por peso invertido Años Gasto

acumulado ( USD)

Ganancia Acumulada (USD)

Ganancia por cada (USD) invertido

1 165.000,00 194.945,00 1,18 2 180.900,00 926.614,00 5,12 3 197.754,00 1.683.367,00 8,51

38

En la tabla #22 se observa que por cada USD que se invierte en el primer año (2004) se obtiene una ganancia de 1.18 USD, esta ganancia se va incrementando, al cabo de los 3 años se obtiene una ganancia de 8.51 usd/cada usd invertido, lo que indica la rentabilidad o ganancia que se puede obtener por la aplicación del tratamiento. A todos estos cálculos debe agregarse el potencial de tratamientos que pueden realizarse en los diferentes yacimientos cubanos, donde Basado en los resultados alcanzados, con la aplicación de esta tecnología, en los grupos técnicos de las empresas petroleras, se han analizado y seleccionado un potencial de pozos, que tienen mejores condiciones, para realizarle este tipo de tratamiento, los cuales se nombran a continuación:

Majaguillar 2 Majaguillar 3 Majaguillar 21 Vd-800

Vd-732 Guasima 321 Bj-805 Pina 105

Por lo tanto existe un potencial de más de 6 pozos seleccionado hasta el momento, donde se puede realizar este tipo de tratamiento. Para hacer un análisis de la efectividad económica, que se puede obtener, con la aplicación de esta tecnología de acido espumado, en este potencial de pozos seleccionados, vamos a tomar como base los siguientes parámetros:

• Producción base 10 m3/d • Acumulado base 4000 m3 • Un incremento de producción de 30 m3/d después del tratamiento • Se va a utilizando un coeficiente de declinación anual de 8.3 % después del

tratamiento, por el método exponencial. • un precio para el crudo de 134 USD/ton • un ritmo de la inflación del 6 % anual, • un crecimiento anual del precio del crudo de 3% • 50 % de las ganancias serian utilizadas para la amortización de la inversión. • Un costo de tratamiento por pozo de 150 000 USD • Se utilizaran solamente 4 pozos en el análisis, por lo que el costo de tratamiento

total seria de 600 000 usd y el incremento de producción 120 m3/d. Con los parámetros antes mencionados se realizó el análisis y pronostico de la producción, representándose los resultados en la siguiente figura.

39

Graf most. Declino y Acumulado en un potencial de 4 pozos.

0

20

40

60

80

100

120

140

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020Años

Qp

mc/

d

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

Qp mc/d Despues Qp mc/d antes Acum despues T Np acum Antes

Figura 12. Producción declinada y acumulado potencial de pozo. Para demostrar la viabilidad económica financiera del trabajo a realizar, se emplea nuevamente en la evaluación de la aplicación del tratamiento de Estimulación, las herramientas de la DIP (Dirección Integrada de Proyectos). Valor actual neto (VAN) Tasa interna de rendimiento (TIR) Periodo de recuperación (PR) Donde podemos observar ,los resultado del análisis reflejado en la tabla #23, se obtiene un VAN positivo ($17.579.224 ) a la tasa de descuento que utiliza CUPET (14 %), siendo el TIR mayor de 14 %, lo que refleja las ganancias que se puede tener con la aplicación de esta tecnología de acido espumados. Tabla #23 Cronograma del flujo de caja para el análisis de factibilidad económica del servicio de estimulación.

Años Inversiones Producción ( m3)

Precio del petróleo (USD/m3)

Ingresos (USD)

Costo de operaciones(USD)

Cash Flow

Tasa de actualización.

VAN (M$)

0 -600000 -600000 0 $25.503.417

1 43.801,75 133,97 5.868.097,31 60.000,00 5.808.097,31 14% $17.579.224

2 40.312,99 137,99 5.562.731,39 63.600,00 5.499.131,39 14% $17.579.224

3 37.102,11 142,13 5.273.256,21 67.416,00 5.205.840,21 14% $17.579.224

4 34.146,97 146,39 4.998.844,82 71.460,96 4.927.383,86 14% $17.579.224

5 31.427,20 150,78 4.738.713,34 75.748,62 4.662.964,72 14% $17.579.224

40

TIR 963% La evaluación del servicio por el método de periodo de Recuperación, reflejada en la tabla #24, demuestra que él mismo es satisfactorio, ya que la inversión se recupera en 2 meses , cumpliendo con las normas establecida por CUPET, donde se plantea que el PR debe ser como mínimo tres años Como se observa en la figura #12 , la declinación de la producción hasta alcanzar la producción base de nuevo , puede durar más de 8 años , con l el coeficiente de declinación utilizado, obteniendo una producción acumulada de más de 387 936,6 ton. Por lo tanto, como se puede observar en la tabla #, donde se refleja un análisis del periodo de recuperación anual, se obtiene en el primer año de efectividad del tratamiento una ganancia de mas de 5 millones usd y una ganancia a acumulada de más de 25 millones al cabo de 5 años, lo que representa una producción adicional de 387 936,6 ton. Tabla # 24, Resultados del periodo de Recuperación de la inversión, potencial de pozos. Gasto (Inversión ) 600.000,00 USD Años Flujo de

Caja (USD) Flujo de caja acumulado(USD)

Recuperación de la inversión

2005 5.808.097,31 5.808.097,31 5.208.097,31 2006 5.499.131,39 11.307.228,70 10.707.228,70 2007 5.205.840,21 16.513.068,91 15.913.068,91 2008 4.927.383,86 21.440.452,77 20.840.452,77 2009 4.662.964,72 26.103.417,49 25.503.417,49 Por lo tanto, de los resultados de este análisis de producción y económico, podemos decir que existe un potencial de más de 6 pozos seleccionado hasta el momento, donde se puede realizar este tipo de tratamiento, lo que podría significar un incremento de producción adicional de más de 387 936,6 ton. , con un ahorro estimado de más de 1200 000 millones de USD y un pronostico de más de 25 millones de USD de beneficio por incremento de la producción de petróleo.

41

CONCLUSIONES GENERALES

1. Se Introduce una nueva Tecnología de acidificación, para estimular pozos de petróleo, usando fluidos activados con nitrógenos.

2. El incremento de la viscosidad del ácido, al ser espumado, ayuda a aumentar la

estabilidad de la espuma.

3. El incremento de producción de petróleo (más de 5000 ton), obtenido en el pozo VD-596A, demuestra y confirma la efectividad de este tipo de tratamiento.

4. El tratamiento se realiza con bajos costo, recuperándose en corto plazo los gastos

incurridos.

5. El resultado obtenido tiene un imparto estratégico toda vez que con el producto y la tecnología de estimulación desarrollada, nos independizamos de las compañías extranjeras para la realización de estos tratamientos.

6. Con los tratamientos aplicados hasta el momento se ha obtenido un beneficio

económico neto del orden de los 600 mil USD, beneficio que será incrementada con la aplicación de los tratamientos a nuevos pozos y yacimientos.

RECOMENDACIONES

1. Incrementar el volumen de nitrógeno en los próximos tratamientos.

2. Recomendar a OXISOLD o a CUPET la adquisición de una bomba con capacidad mínima de flujo de 30 m3/min. para aumentar la calidad de las espumas.

3. Continuar Generalizando, la aplicación de esta tecnología.

REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA

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