Servicios Integrales de Fluidos de Rehabilitación n / Completación n a través s de la aplicación n del SISTEMA DE FLUIDO JM-92

Transcripción

1 Servicios Integrales de Fluidos de Rehabilitación n / Completación n a través s de la aplicación n del SISTEMA DE FLUIDO JM-92 Junio 213

2 Formulación Integral que contiene diferentes aditivos mezclados que cumplen varias funciones químicas como son: Emulsificante O/W, Surfactante no Iónico / Demulsificante, Humectante, Viscosificante, Inhibidor de Hinchamiento. Como producto tiene una gran versatilidad de aplicaciones en las operaciones de rehabilitación, completación y perforación; fluido de control, limpieza mecánica de sólidos, desplazamientos de líneas / oleoductos, divergente químico, controlador de perdida de filtrado, sistema acuoso inhibidor de hinchamiento y emulsiones, fluido de completación de pozos. Formulación n química de varios componentes en estado líquido, l cuya principal función n química es fungir como un surfactante soluble en agua del tipo emulsificante, con el objeto de generar emulsiones aceite en agua (O/W) estables a condiciones de temperatura y corte. Como funciones secundarias, dicha formulación n puede fungir como un surfactante soluble en agua y dispersable en aceite del tipo no emulsificante, para reducir las tensiones interfaciales fluido:fluido y evitar las mezclas estables e indeseables en aplicación n de sistemas de fluidos base agua, aceite y/o salmueras de Workover, en contacto con crudos livianos, medianos y pesados presentes en los yacimientos. Finalmente, la formulación también n posee propiedades como aditivo inhibidor de hinchamiento de arcillas en aplicación n de fluidos base agua y/o salmueras de Workover, evitando la expansión n de las arcillas sensibles al hinchamiento previniendo daños mecánicos de formación ocasionado por el taponamiento de los canales porosos mediante dicho fenómeno. Junio 213

3 Servicios de Laboratorio Pruebas de Compatibilidad / Humectabilidad. Caracterización n Básica B de Crudos (%BSW, API, Viscosidad Dinámica. Pruebas de Reología a / Viscosidad (<= 19 F). Propiedades Básicas B de Fluidos RA/RC (según n normativa API): Densidad, Viscosidad Embudo, ph, Contenido de Arena, Contenido de Sólidos, S Aceite y Agua (Retorta), Filtrado API, Análisis Químico (Alcalinidad, Cloruros, Dureza Total), entre otros. Proporcionar la asesoría a y asistencia técnica t en lo referente a las pruebas de laboratorio requeridas para prestar eficientemente el servicio de fluidos en los cuales se contemple el uso del JM-92, de acuerdo con las especificaciones técnicas t requeridas. Incluye los materiales, insumos, personal técnico t especializado y equipos de laboratorio requeridos. Servicios Técnicos T (24/365) Ingenieros de Campo / Operaciones (Químicos). Ingenieros Especialistas en Fluidos (Ingeniería a de Diseño). Supervisores de Servicios / Fluidos (Operaciones). Equipos de Campo (MUD-KIT). Con el fin de brindar a través s de la aplicación n del producto JM-92, un Servicio Integral de Fluidos de Workover Completación, contando con asistencia técnica t en las operaciones de taladros (incluye logística y equipos de campo), asesoría a en la planificación n y diseño o de propuestas (cesta de trabajo), supervisión n y control de las operaciones, presentación n de Informes Finales (RECAP), seguimiento estadístico stico de resultados, entre otros. Junio 213

4 Junio 213

5 Aceite Agua Emulsión Directa de Aceite en Agua, fase continua Agua. Alta estabilidad en el tiempo. Excelentes propiedades reológicas y estabilidad térmica hasta +/- 3 F. Fluido de Baja Densidad (7.24 LPG 7.66 libre de sólidos) para operaciones de Workover en pozos de bajo gradiente. USOS / APLICACIONES: Fluido Continuo de Control, principalmente en pozos de bajo gradiente (pérdida de fluido). Excelente Fluido para operaciones de Cañoneo, Limpieza, Pesca, Fresado. Adaptable como Fluido Viscoso de Empaque con Grava y Forzamiento de Arena (Estimulación). JM-92 Junio 213

6 1 1 (1) 5% PB % Emulsión 1,5% JM % Gasoil + 23,5% ADL (1) 5% BA % Emulsión 1,5% JM % Gasoil + 23,5% ADL Junio 213

7 2% JM % Aceite (Gasoil) + 18% Agua Aplicación: Pozos SOMEROS hasta +/- 6 pies de profundidad TVD, Límite de Temperatura en el Yacimiento: +/- 16 ºF 3% JM % Aceite (Gasoil) + 17% Agua Aplicación: Pozos MEDIANAMENTE PROFUNDOS desde 6 hasta +/- 1 profundidad TVD, Límite de Temp. en el Yacimiento: +/- 23 ºF 4% JM % Aceite (Gasoil) + 16% Agua Aplicación: Pozos PROFUNDOS desde +/- 1 pies hasta +/- 14 pies de profundidad TVD, Límite de Temperatura en el Yacimiento: +/- 3 ºF c P y / o lb/1 s q ft Reología Bingham PC (lb/1 sq ft) VP (cp) c P y / o lb/1 s q ft Reología Bingham PC (lb/1 sq ft) VP (cp) c P y / o lb/1 s q ft Reología Bingham PC (lb/1 sq ft) VP (cp) Temperatura F Temperatura F Temperatura F Junio 213

8 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 8 Días (2,67 meses) *Ejecución: 2-ABR-6 / Evaluación: 14-JUL-6 Tasa Diaria Promedio: 12 BNPD Producción Total Acum.: 8194 BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: BNPD Producción Acum. Proyectada: BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 12 BNPD Ganancial Producción Acum.: 8194 BBL Producción Esperada: 1 BNPD Fluido de Control Pozo: LL-3432 / B-6-X.18B 2 1, BBPD BNPD %AyS 18 9, 16 8, 14 7, 12 6, 1 5, 8 4, 6 3, 4 2, 2 1,, 26/4/6 3/5/6 1/5/6 17/5/6 24/5/6 31/5/6 7/6/6 14/6/6 21/6/6 28/6/6 5/7/6 12/7/6 B arriles Netos Acumulados abr-6 3-may-6 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 1-may-6 17-may-6 24-may-6 31-may-6 7-jun-6 14-jun-6 21-jun-6 28-jun-6 5-jul-6 12-jul-6 26/4/6 1/5/6 24/5/6 7/6/6 21/6/6 5/7/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

9 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 49 Días (13,63 meses) *Ejecución: 18-FEB-7 / Evaluación: 9-MAY-8 Tasa Diaria Promedio: 379 BNPD Producción Total Acum.: BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: BNPD Producción Acum. Proyectada: BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 379 BNPD Ganancial Producción Acum.: BBL Producción Esperada: S/I Fluido de Control Pozo: SVS-125 / B-INFB 12 BBPD BNPD %AyS /3/7 28/5/7 28/7/7 28/9/7 28/11/7 28/1/8 28/3/ B arriles Netos Acumulados mar-7 28-abr-7 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 28-may-7 28-jun-7 28-jul-7 28-ago-7 28-sep-7 28-oct-7 28-nov-7 28-dic-7 28-ene-8 28-feb-8 28-mar-8 28-abr-8 28/3/7 28/5/7 28/7/7 28/9/7 28/11/7 28/1/8 28/3/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

10 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 151 Días (5,3 meses) *Ejecución: 1-AGO-6 / Evaluación: 26-ENE-7 Tasa Diaria Promedio: 193 BNPD Producción Total Acum.: BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: BNPD Producción Acum. Proyectada: BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 193 BNPD Ganancial Producción Acum.: BBL Producción Esperada: 4 BNPD Empaque con Grava Pozo: UD-759 / URD-1 7 BBPD BNPD %AyS /8/6 12/9/6 26/9/6 1/1/6 24/1/6 7/11/6 21/11/6 5/12/6 19/12/6 2/1/7 16/1/ B arriles Netos A cumulados ago-6 12-sep-6 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 26-sep-6 1-oct-6 24-oct-6 7-nov-6 21-nov-6 5-dic-6 19-dic-6 2-ene-7 16-ene-7 29/8/6 29/9/6 29/1/6 29/11/6 29/12/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

11 3% JM % Aceite (Gasoil) + 17% Agua Aplicación: Para realizar limpieza mecánica de sólidos (arena, grava, limaduras) en fondo de pozos, garantizando 1% de efectividad en trabajos de circulación, utilizando tanto fluidos acuosos como base aceite. Adicionalmente, como fluido de desplazamiento de líneas (oleoductos) y como divergente químico. 2-3% JM % Aceite (Gasoil) % Agua Aplicación: Para casos de pérdida severa ó total de circulación en pozos de baja presión ó altas permeabilidades. El principio del control de pérdida, se basa en una disminución de la pérdida por filtrado, a medida que se aumenta la viscosidad del sistema, sin necesidad de utilizar sólidos puenteantes ni píldoras poliméricas, las cuales aumentan el riesgo de daño a la formación productora. 1 9 Reología Bingham 14 Reología Bingham cp y / o lb/1 sq ft PC (lb/1 sq ft) VP (cp) cp y / o lb/1 sq ft PC (lb/1 sq ft) VP (cp) Temperatura F Temperatura F Junio 213

12 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 66 Días (2,2 meses) *Ejecución: 17-SEP-6 / Evaluación: 24-MAY-8 Tasa Diaria Promedio: 68 BNPD Producción Total Acum.: BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: 2 BNPD Producción Acum. Proyectada: 1212 BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 48 BNPD Ganancial Producción Acum.: 2933 BBL Producción Esperada: 9 BNPD Control Pérdida P Circulación Pozo: TJ-379 / B-5-X.27B 2 18 BBPD BNPD %AyS /3/5 22/6/5 22/9/5 22/12/5 22/3/6 22/6/6 22/9/6 22/12/6 22/3/7 22/6/7 22/9/7 22/12/7 22/3/8 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, B arriles Netos A cumulados sep-6 27-nov-6 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 27-ene-7 27-mar-7 27-may-7 27-jul-7 27-sep-7 27-nov-7 27-ene-8 27-mar-8 27/9/6 27/11/6 27/1/7 27/3/7 27/5/7 27/7/7 27/9/7 27/11/7 27/1/8 27/3/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

13 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 314 Días (1,47 meses) *Ejecución: 7-JUL-7 / Evaluación: 4-JUN-8 Tasa Diaria Promedio: 36 BNPD Producción Total Acum.: BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: 2 BNPD Producción Acum. Proyectada: 628 BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 16 BNPD Ganancial Producción Acum.: 5163 BBL Producción Esperada: 4 BNPD Control Pérdida P Circulación Pozo: TJ-1159 / B-3-X.19B 7 BBPD BNPD %AyS /3/6 28/6/6 28/9/6 28/12/6 28/3/7 28/6/7 28/9/7 28/12/7 28/3/ B arriles Netos Acumulados jul-7 27-ago-7 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 27-sep-7 27-oct-7 27-nov-7 27-dic-7 27-ene-8 27-feb-8 27-mar-8 27-abr-8 27-may-8 27/7/7 27/9/7 27/11/7 27/1/8 27/3/8 27/5/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

14 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 342 Días (11,4 meses) *Ejecución: 22-MAY-7 / Evaluación: 3-JUN-8 Tasa Diaria Promedio: 64 BNPD Producción Total Acum.: BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: BNPD Producción Acum. Proyectada: BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 64 BNPD Ganancial Producción Acum.: BBL Producción Esperada: 51 BNPD Píldora de Limpieza Pozo: PB-578 / B-3-X.43B 35 BBPD BNPD %AyS /1/6 18/4/6 18/7/6 18/1/6 18/1/7 18/4/7 18/7/7 18/1/7 18/1/8 18/4/ B arriles Netos A cumulados BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 28/6/7 28/8/7 28/1/7 28/12/7 28/2/8 28/4/ jun-7 28-jul-7 28-ago-7 28-sep-7 28-oct-7 28-nov-7 28-dic-7 28-ene-8 28-feb-8 28-mar-8 28-abr-8 28-may-8 5 BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

15 Fluido de Workover térmicamente estable hasta +/- 3 ºF (en ciertas concentraciones), poco sensible a sufrir degradación ó pérdida de sus propiedades reológicas. Excelentes propiedades reológicas a diversas concentraciones, fluido estable luego de ser sometido a condiciones de presión, corte y temperatura de yacimiento (fluido recuperable en su mayoría / reutilizable, con mínimo mantenimiento). Fácil manejo, aplicación y preparación (adaptable como Fluido de Perforación, Completación y Rehabilitación de Pozos). Puede ser utilizado para viscosificar distintos tipos de aceites (Gasoil, Go-Pet, VASSA, Aceites Minerales, Aceites Vegetales). No causa daños químicos a la formación / yacimiento, debido a que es un fluido limpio con alta capacidad interfacial (no genera incompatibilidades fluido : fluido y/o reacciones indeseables con los fluidos del yacimiento). No cambia la humectabilidad de la roca del yacimiento, impidiendo generar daños superficiales roca : fluido que cambien desfavorablemente las permeabilidades relativas, generando los problemas de bloqueo por agua y/o emulsión característicos en Fluidos Convencionales de Workover (moja fuertemente la superficie de la roca hacia el agua). No contiene Sólidos ni Polímeros en solución, evitando la generación de daños mecánicos de formación (taponamiento de las gargantas porales por sólidos ó revoques poliméricos, típico de los Fluidos Convencionales de Workover). Junio 213

16 JM-92 Petróleo Salmuera de KCL Fluido 1% Acuoso que al ser mezclado con Petróleo forma una Emulsión Directa de Petróleo en Agua, fase continua Agua. Reducción Instantánea de la Viscosidad del Petróleo comparativamente con la Emulsión (especialmente en Crudos Pesados y Extra-Pesados). Emulsión estable bajo condiciones dinámicas, inestable (separación de fases 1% estático). Fluido de Densidad 8.4 LPG para operaciones de Workover, alternativo al uso del Gasoil ó Agua. USOS / APLICACIONES: Fluido Continuo de Control, Cañoneo, Pesca, Cementación, Cambio Método, Empaque y Forzamiento de Arena (Estimulación) en operaciones de Workover y Completación de pozos con gradientes de fluido de +/- 8,4 LPG. Alto poder tensoactivo e inhibidor para prevenir daños de formación por incompatibilidades, inversión de mojabilidad e hinchamiento de arcillas. Junio 213

17 (1) 5% UD % Fluido ADL +,85% JM % KCL (2) 5% UD % Fluido ADL + 3% KCL (1) 5% BA % Fluido ADL +,85% JM % KCL (2) 5% BA % Fluido ADL + 3% KCL Junio 213

18 Junio 213

19 Hinchamiento Lineal Arenas de Formación URD-1 / Pozo: UD-313 Formulación Descripción Tiempo de estabilización, min (hr) % Hinchamiento N. 1 ADL: Agua del Lago 25 (34),9 N. 2 ADL + 3% KCl 246 (34),32 N. 3 ADL + 3 lpb JM (,3),11 N. 4 ADL + 3 lpb JM % KCl 3,2 (,5),9 N. 5 ADL + 3 lpb JM % Crudo 1863 (31),7 N. 6 ADL + 1% KCl + 3 lpb JM % Crudo 32 (,5),24 N. 7 ADL + 2% KCl + 3 lpb JM % Crudo 23 (,38),23 N. 8 ADL + 3% KCl + 3 lpb JM % Crudo 1 (,2),17 N. 9 ADL + 4% KCl + 3 lpb JM % Crudo 8 (,13),12 % Hinchamiento 1,,9,8,7,6,5,4,3,2,1 ADL ADL+3% KCl ADL+3 lpb JM-92 ADL+ 3% KCl + 3 lpb JM-92 ADL + 3 lpb JM % Crudo ADL + 1% KCl + 3 lpb JM % Crudo ADL + 2% KCl + 3 lpb JM % Crudo ADL + 3% KCl + 3 lpb JM-92+ 6% Crudo ADL + 4% KCl + 3 lpb JM % Crudo Hinchamiento lineal. Muestras de arenas de formación., Tiempo, min. Junio 213

20 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 524 Días (17,47 meses) *Ejecución: 25-NOV-3 / Evaluación: 2-JUN-5 Tasa Diaria Promedio: 414 BNPD Producción Total Acum.: BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: 16 BNPD Producción Acum. Proyectada: BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 38 BNPD Ganancial Producción Acum.: BBL Producción Esperada: 3 BNPD F. Acuso: Control, Cemento, Completación Pozo: UD-681 / URD BBPD BNPD %AyS /7/3 5/9/3 5/11/3 5/1/4 5/3/4 5/5/4 5/7/4 5/9/4 5/11/4 5/1/5 5/3/5 5/5/5 B arriles Netos Acumulados ene-4 14-feb-4 14-mar-4 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 14-abr-4 14-may-4 14-jun-4 14-jul-4 14-ago-4 14-sep-4 14-oct-4 14-nov-4 14-dic-4 14-ene-5 14-feb-5 14-mar-5 14-abr-5 14-may-5 14-jun-5 14/1/4 14/3/4 14/5/4 14/7/4 14/9/4 14/11/4 14/1/5 14/3/5 14/5/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

21 Resumen Evaluación Volumétrica: Período Evaluación: 29 Días (,97 meses) *Ejecución: 28-ABR-8 / Evaluación: 9-JUN-8 Tasa Diaria Promedio: 245 BNPD Producción Total Acum.: 71 BBL Tasa Diaria Anterior Promedio: BNPD Producción Acum. Proyectada: BBL Tasa Diaria Ganancial Promedio: 245 BNPD Ganancial Producción Acum.: 71 BBL Producción Esperada: S/I F. Acuso: Control, Cañoneo, Empaque Pozo: TJ-1453 / LGINF BBPD BNPD %AyS /5/8 19/5/8 26/5/8 2/6/8 9/6/8 B arriles Netos A cumulados may-8 14-may-8 16-may-8 BNA (Barriles Netos Acumulados) BNA (Proyección sin Workover) BNA (Ganancial) 18-may-8 2-may-8 22-may-8 24-may-8 26-may-8 28-may-8 3-may-8 1-jun-8 3-jun-8 5-jun-8 7-jun-8 9-jun-8 12/5/8 19/5/8 26/5/8 2/6/8 9/6/ BNPD(P) Acum. Ganan. BNPD(P) Acum. Junio 213

22 Fluido de Workover 1% ambientalmente aceptable. No causa daño a la formación productora, caso contrario estimula la producción del hidrocarburo en el espacio poroso (mojabilidad hacia el agua de la roca + reducción de tensiones superficiales e interfaciales, evitando la inducción a formar emulsiones W/O en el pozo / yacimiento). Facilita las prácticas operacionales de Workover en pozos de crudo pesado y extra-pesado, debido a la efectiva reducción de la viscosidad del fluido de control. Fácil manejo y preparación (no es tóxico para el humano y el ambiente). Evaluado, aprobado y utilizado por PDVSA Occidente (Venezuela). Adaptable como fluido de Rehabilitación y Completación (especialmente para pozos candidatos a cambio de método (IBES / IBCP). Ahorros significativos debido a la reducción de 66,6% del consumo de KCL (reducción de la concentración de 3% a 1% p/v), manteniendo efectivamente la propiedad de inhibición de hinchamiento de arcillas. Junio 213

23 Fluido 1% base aceite (Gasoil), fase continua aceite, colocando el surfactante / humectante JM-92 en forma dispersa dentro del fluido (no soluble). Características tensoactivas similares al Fluido Acuoso (antes expuesto), sin la presencia de agua. Fluido de Densidad +/- 7.2 LPG para operaciones de Workover, alternativo al uso del Gasoil (solo). JM-92 Aceite (Gasoil) USOS / APLICACIONES: Fluido Continuo de Control, Cañoneo, Pesca, Empaque y Forzamiento de Arena (Estimulación) en operaciones de Workover y Completación de pozos con gradientes de fluido de +/- 7,2 LPG. Alto poder tensoactivo y humectante para prevenir daños de formación por incompatibilidades e inversión de mojabilidad (en fluidos base aceite). Junio 213

24 (1),85% JM ,15% Gasoil (limpio) (2) 1% Gasoil (limpio) min. Baño 17 F Mezclas: Grava ml. LL ml. Fluido Evaluado 3 min. Baño 17 F Mezclas: Grava 12-4 (Humectada) + 25 ml. LL ml. ADL Junio 213

25 Logística / Infraestructura Mecanismos de Contratación Asesoría, Diseño e Ingeniería Servicios Técnicos de Campo Procesamiento Datos Sistema Interactivo Evaluación Resultados Seguimiento Soporte Técnico Laboratorio Aplicación Nuevas Tecnología Servicios Integrales y Soluciones Diversas de Fluidos de Workover - Completación Junio 213

26 Diseño y Contenido Molero, Alejandro (KENTODAL) Ciodaro, Garibaldi (KENTODAL) Parra, Jorge (KENTODAL) Molero, José (Asesor Técnico KENTODAL) Desarrollado en Maracaibo - Venezuela Presentación realizada por: A. Molero Junio 213

27 Servicios Integrales de Fluidos de Rehabilitación n / Completación n a través s de la aplicación n del SISTEMA DE FLUIDO JM-92 Junio 213