Presentacion Enrique Cuellas

DF171.

REEMPLAZO DE SALMUERASREEMPLAZO DE SALMUERASEN OPERACIONES DE EN OPERACIONES DE

TERMINACIÓNTERMINACIÓNE INTERVENCIÓNE INTERVENCIÓN

FORMACIONES PETACA - YANTATAFORMACIONES PETACA - YANTATA

Enrique J. CuéllarEnrique J. Cuéllar

DF172

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

DF173

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

DF174

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

DF175

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

DF176

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.

DF177

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

DF178.

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

DF179.

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.

DF1710.

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

DF1711.

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

DF1712.

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.


DF1713.

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.


DF1714.

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.


DF1715.

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.


DF1716.

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.


DF1717.

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


DF1718.

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

DF1719.

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


DF1720.

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


DF1721.

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.


DF1722.


DF1723.

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.


DF1724.


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%.

DF1725.

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+).


DF1726.

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


DF1727.

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)


DF1728.

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

DF1729.

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

DF1730.

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

DF1731.

.

Fluidos de terminación alternativos

DF1732.

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.


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.

DF1734.

.


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.


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)

DF1736.

Kla Stop mayor perdida de volumen hacia la formación


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)

DF1737

Muestra Tipo de Roca Porosidad y Diámetro de Poro Otras


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.


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.

DF1738.

Diferencial de peso formación Yantata


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.


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

DF1740.

Diferencial de Volumen formación Yantata


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

-


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.

-


DF1746.


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.

-


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.


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 :

-


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

-


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.

-


DF1757.


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.


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.


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


DF1762.

Gracias

Documents

Presentacion Enrique Cuellas