Estudio del desempeño de dos Polímeros, de alto y bajo peso molecular para minimizar la dispersión y acreción de cortes de perforación en la sección intermedia de pozos en el Campo Shushufindi

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. ESTUDIO DEL DESEMPEÑO DE DOS POLÍMEROS, DE ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR PARA MINIMIZAR LA DISPERSIÓN Y ACRECIÓN DE CORTES DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN INTERMEDIA DE POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS. WASHINGTON FABIAN LOPEZ YELA [email protected]. DIRECTOR: ING. LUIS DÍAZ. [email protected]. Quito, diciembre 2014.

(2) II. DECLARACIÓN. Yo WASHINGTON FABIAN LOPEZ YELA, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. WASHINGTON FABIAN LOPEZ.

(3) III. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por WASHINGTON FABIAN LOPEZ YELA, bajo mi supervisión.. Ing. Luis Díaz DIRECTOR DE PROYECTO.

(4) IV. AGRADECIMIENTOS. Agradezco en primer lugar a Dios, mi amigo incondicional quien ha estado a mi lado todo este tiempo desde el inicio de mis días apoyándome cuando más lo necesito y permitiéndome tener una segunda oportunidad de vida.. A mis padres Francisco López y Bertha Yela, muchísimas gracias por brindarme todo su apoyo, por ser mis amigos más que mis padres, por aconsejarme siempre a buscar lo mejor para mí y por ayudarme en toda mi vida estudiantil.. A mis hermana Jessica y Margoth, ustedes han sido mi inspiración y mi motivación durante todo este tiempo, todos los obstáculos que se presentaron se pudieron superar pensando en ustedes, gracias por ser las mejores hermanas de este mundo.. Al ingeniero Luis Díaz director y colaborador principal de este proyecto, gracias por todo su apoyo y esmero en esta etapa importante del inicio de mi carrera profesional. A los ingenieros Luis Bolívar, Francisco Carrión, y Lucia Calderón.. Finalmente a mis amigos y amigas, por ser siempre una alegría en mi vida, por estar ahí en todo momento durante este largo proceso, son cinco años de grandes recuerdos, todos ustedes son como mis hermanos..

(5) V. DEDICATORIA. A mis padres que siempre creyeron en mí y me supieron apoyar para cumplir mi sueño de ser ingeniero petrolero, el cual fue mi objetivo desde que inicie mis estudios primarios. A mi tío abuelito Hernán Jiménez quien ha sido una persona muy importante para mí, gracias por toda su sinceridad y cariño. A mis hermanas y todos mis lindos sobrinos y sobrinas, les quiero muchísimo..

(6) VI. CONTENIDO DECLARACIÓN ...................................................................................................... II CERTIFICACIÓN ................................................................................................... III AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV DEDICATORIA ....................................................................................................... V CONTENIDO ......................................................................................................... VI ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................... XIV ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XVI SIMBOLOGÍA DE LAS SIGLAS ........................................................................ XVIII RESUMEN .......................................................................................................... XIX PRESENTACIÓN ................................................................................................ XXI CAPÍTULO 1 ........................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................................. 1 1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO SHUSHUFINDI ..................................... 1. 1.1.1. ANTECEDENTES ................................................................................... 1. 1.1.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ................................................................... 3. 1.2. GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE .................................................... 4. 1.2.1. LA CUENCA ORIENTE........................................................................... 4. 1.2.1.1. Dominio Occidental o Sistema Subandino ....................................... 4. 1.2.1.2. Dominio Central o Corredor Sacha-Shushufindi............................... 5. 1.2.1.3. Dominio Oriental o Sistema Capirán-Tiputini.................................... 6. 1.3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI .................... 7. 1.4. LITOESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............................. 10. 1.4.1. FORMACIÓN HOLLIN .......................................................................... 11. 1.4.2. FORMACIÓN NAPO ............................................................................. 12. 1.4.2.1. Formación Napo “T” ....................................................................... 12. 1.4.2.1.1. Formación T Inferior ................................................................... 12. 1.4.2.1.2. Formación T superior ................................................................. 12. 1.4.2.2 1.4.2.2.1. Formación Napo “U” ....................................................................... 13 Formación U inferior ................................................................... 13.

(7) VII. 1.4.2.2.2 1.4.3. FORMACIÓN TENA ............................................................................. 13. 1.4.3.1 1.4.4. Formación U superior ................................................................. 13. Formación Basal Tena. .................................................................. 14. FORMACION TIYUYACU. .................................................................... 14. 1.4.4.1. Tiyuyacu Inferior. ............................................................................ 14. 1.4.4.2. Tiyuyacu Superior. ......................................................................... 14. 1.4.5. FORMACION ORTEGUAZA. ................................................................ 15. 1.4.6. FORMACIONES DEL TERCIARIO. ...................................................... 15. CAPÍTULO 2 ......................................................................................................... 17 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN USADOS ACTUALMENTE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. ............................................... 17 2.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 17. 2.2. FLUIDO DE PERFORACIÓN ................................................................... 17. 2.2.1. Propiedades de los fluidos de perforación. ........................................... 18. 2.2.1.1. Propiedades físicas de un fluido de perforación. ............................ 18. 2.2.1.1.1. Densidad .................................................................................... 18. 2.2.1.1.2. Viscosidad API ........................................................................... 19. 2.2.1.1.3. Viscosidad Plástica .................................................................... 19. 2.2.1.1.4. Punto cedente. ........................................................................... 20. 2.2.1.1.5. Resistencia o Fuerza Gel ........................................................... 21. 2.2.1.1.6. Filtrado API................................................................................. 21. 2.2.1.1.7. Contenido de arena .................................................................... 22. 2.2.1.1.8. Porcentaje de sólidos y líquidos. ................................................ 22. 2.2.1.2. Propiedades químicas de un fluido de perforación. ........................ 23. 2.2.1.2.1. Potencial hidrógeno (pH) ............................................................ 23. 2.2.1.2.2. Dureza ........................................................................................ 23. 2.2.1.2.3. Cloruros. ..................................................................................... 23. 2.2.1.2.4. Alcalinidad .................................................................................. 23. 2.2.1.2.5. MBT ............................................................................................ 24. 2.2.2. Funciones del fluido de perforación ...................................................... 24. 2.2.2.1. Limpieza de los recortes de perforación del pozo. ......................... 25. 2.2.2.2. Controlar la presión de las formaciones. ........................................ 25.

(8) VIII. 2.2.2.3. Suspender y descargar los recortes ............................................... 26. 2.2.2.4. Obturar las formaciones permeables.............................................. 27. 2.2.2.5. Mantener la estabilidad del agujero. ............................................... 27. 2.2.2.6. Minimizar los daños del yacimiento ................................................ 28. 2.2.2.7. Enfriar y lubricar la broca y el conjunto de perforación. .................. 29. 2.2.2.8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la broca. ... 29. 2.2.2.9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. ..................... 30. 2.2.2.10. Controlar la corrosión. .................................................................... 31. 2.2.2.11. Facilitar la cementación y la completación. .................................... 31. 2.2.2.12. Minimizar el impacto al ambiente. .................................................. 32. 2.2.3. Principales aditivos de un fluido de perforación. ................................... 32. 2.2.3.1. Materiales densificantes ................................................................. 33. 2.2.3.2. Materiales viscosificantes ............................................................... 34. 2.2.3.3. Materiales para el control de filtrado .............................................. 34. 2.2.3.4. Materiales para controlar reología. ................................................. 35. 2.2.3.5. Materiales para controlar pH. ......................................................... 35. 2.2.3.6. Materiales para controlar pérdida de circulación. ........................... 36. 2.2.3.7. Materiales para dar lubricidad ........................................................ 37. 2.2.3.8. Materiales surfactantes .................................................................. 37. 2.2.3.9. Materiales para flocular .................................................................. 37. 2.2.3.10. Materiales estabilizantes de lutitas ................................................. 38. 2.2.3.11. Materiales para controlar la corrosión ............................................ 39. 2.2.3.12. Materiales para controlar bacterias y hongos ................................. 39. 2.2.3.13. Materiales para precipitar contaminantes ....................................... 40. 2.3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN USADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. 40. 2.3.1. Sección conductora de 26”. .................................................................. 41. 2.3.2. Sección superficial de 16” ..................................................................... 42. 2.3.2.1. Pozos tipo S ................................................................................... 43. 2.3.2.2. Pozos tipo J modificado.................................................................. 44. 2.3.2.3. Pozos tipo J HD .............................................................................. 45. 2.3.3. Sección intermedia, 12 ¼” .................................................................... 47.

(9) IX. 2.3.4. Sección de producción de 8 ½”............................................................. 50. CAPÍTULO 3 ......................................................................................................... 52 ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE POLÍMEROS DE ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR. ...................................................................................................... 52 3.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 52. 3.2. QUÍMICA DE ARCILLAS.......................................................................... 52. 3.2.1. PROPIEDADES DE LAS ARCILLAS .................................................... 53. 3.2.1.1. Capacidad de intercambio catiónico ............................................... 54. 3.2.1.2. Hidratación de las arcillas............................................................... 55. 3.2.1.3. Área superficial ............................................................................... 57. 3.2.2. TIPOS DE ARCILLAS ........................................................................... 58. 3.2.2.1. Arcillas montmorilloníticas (arcillas de tres capas) ......................... 61. 3.2.2.2. Ilitas (arcillas de tres capas) ........................................................... 62. 3.2.2.3. Cloritas (arcillas de tres capas) ...................................................... 63. 3.2.2.4. Kaolinitas (arcillas de dos capas) ................................................... 64. 3.2.3 3.3. PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA. ........ 65 INTRODUCCIÓN A LOS POLÍMEROS.................................................... 67. 3.3.1. ESTRUCTURA DE LOS POLIMEROS. ................................................ 68. 3.3.2. REOLOGÍA Y SOLUBILIDAD ............................................................... 69. 3.3.3. PESO MOLECULAR Y TAMAÑO MOLECULAR .................................. 70. 3.3.3.1. Masa molecular promedio en número,. 3.3.3.2. Masa molecular promedio en peso,. 3.3.4. ..................................... 71 ........................................ 72. CLASIFICACIÓN DE LOS POLÍMEROS. ............................................. 72. 3.3.4.1. Según la cantidad de monómeros diferentes en el polímero.......... 72. 3.3.4.2. Según la forma de la cadena polimérica ........................................ 73. 3.3.4.3. Clasificación de acuerdo al comportamiento térmico ..................... 74. 3.3.4.4. Clasificación de acuerdo al comportamiento mecánico .................. 76. 3.3.5. POLÍMEROS DE MAYOR USO EN LA INDUSTRIA PETROLERA. ..... 77. 3.3.5.1. Poliacrilamidas ............................................................................... 77. 3.3.5.2. Goma Xantano ............................................................................... 78. 3.4 3.3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS POLÍMEROS A UTILIZAR. ............................... 79 ENCAPSULADOR 1 ............................................................................. 79.

(10) X. 3.3.2. ENCAPSULADOR 2 ............................................................................. 81. CAPITULO 4 ......................................................................................................... 85 FORMULACIÓN Y PRUEBAS DE LABORATORIO USANDO POLÍMEROS DE ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR. .................................................................. 85 4.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 85. 4.2. ADITIVOS ................................................................................................ 85. 4.2.1. ENCAPSULADORES............................................................................ 85. 4.2.2. VISCOSIFICANTE ................................................................................ 85. 4.2.3. CONTROLADORES DE FILTRADO ..................................................... 86. 4.2.4. INHIBIDOR DE LUTITAS ...................................................................... 86. 4.2.5. INIBIDORES DE ARCILLAS ................................................................. 87. 4.2.5.1. Inhibidor 1....................................................................................... 87. 4.2.5.2. Inhibidor 2....................................................................................... 88. 4.2.6. MEJORADOR DE LA ROP ................................................................... 89. 4.2.7. LUBRICANTES ..................................................................................... 89. 4.2.7.1. Lubricante 1 .................................................................................... 89. 4.2.7.2. Lubricante 2 .................................................................................... 90. 4.2.8. BACTERICIDA ...................................................................................... 90. 4.2.9. AGENTE DENSIFICANTE .................................................................... 90. 4.3. FORMULACIONES .................................................................................. 91. 4.3. OBTENCIÓN DE MUESTRAS ................................................................. 97. 4.3.1 4.4. SELECCIÓN DE LAS MUESTRAS. ...................................................... 97 PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS REALIZADAS. ........................... 99. 4.4.1. PRUEBAS BÁSICAS DE FLUIDOS DE PERFORACION BASE AGUA.99. 4.4.1.1. Medición de la densidad ................................................................. 99. 4.4.1.1.1. Instrumento de medición. ........................................................... 99. 4.4.1.1.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 100. 4.4.1.2. Medición de la viscosidad y resistencia gel. ................................. 100. 4.4.1.2.1. Instrumento de medición. ......................................................... 101. 4.4.1.2.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 101. 4.4.1.3. Filtración ....................................................................................... 102.

(11) XI. 4.4.1.3.1. Instrumento de medición .......................................................... 102. 4.4.1.3.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 103. 4.4.1.4. Contenido de sólidos y líquidos. ................................................... 103. 4.4.1.4.1. Instrumento de medición .......................................................... 104. 4.4.1.4.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 104. 4.4.1.5. Medición del pH de fluidos de perforación.................................... 105. 4.4.1.5.1. Instrumento de medición. ......................................................... 105. 4.4.1.5.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 106. 4.4.1.6. Alcalinidad (pM, pF, Mf)................................................................ 106. 4.4.1.6.1. Instrumentos de medición ........................................................ 107. 4.4.1.6.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 107. 4.4.1.7. Ion cloruro .................................................................................... 108. 4.4.1.7.1. Instrumentos de medición. ....................................................... 109. 4.4.1.7.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 109. 4.4.1.8. Dureza total .................................................................................. 109. 4.4.1.8.1. Instrumentos de medición. ....................................................... 109. 4.4.1.8.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 110. 4.4.1.9. Envejecimiento del lodo................................................................ 110. 4.4.1.9.1. Instrumentos utilizados. ............................................................ 110. 4.4.1.9.2. Procedimiento .......................................................................... 110. 4.4.2. PRUEBAS ESPECIALES DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE. AGUA. 111 4.4.2.1. Prueba de azul de metileno para solidos perforados. .................. 111. 4.4.2.1.1. Instrumentos de medición. ....................................................... 111. 4.4.2.1.2. Procedimiento de medición ...................................................... 111. 4.4.2.2. Dispersión de sólidos. .................................................................. 113. 4.4.2.2.1. Instrumentos de medición. ....................................................... 113. 4.4.2.2.2. Proceso de medición. ............................................................... 113. 4.4.2.3. Hinchamiento lineal. ..................................................................... 114. 4.4.2.3.1. Instrumentos utilizados. ............................................................ 114. 4.4.2.3.2. Procedimiento de medición. ..................................................... 115. 4.4.2.4 4.4.2.4.1. Prueba de adhesión. .................................................................... 115 Instrumentos de medición. ....................................................... 116.

(12) XII. 4.4.2.4.2 4.5. Procedimiento de medición. ..................................................... 116. RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS DIFERENTES. PRUEBAS. .......................................................................................................... 117 4.5.1. RESULTADOS DE PRUEBAS BÁSICAS. .......................................... 117. 4.5.2. RESULTADOS DE PRUEBAS ESPECIALES .................................... 127. CAPÍTULO 5 ....................................................................................................... 133 ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................ 133 5.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................... 133. 5.1. ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS BASICAS. .............................................. 133. 5.1.1. VISCOSIDAD PLÁSTICA.................................................................... 133. 5.1.1.1. Formulaciones con peso de 12.8 ppg. ......................................... 133. 5.1.1.2. Formulaciones con peso de 10 ppg. ............................................ 135. 5.1.2. PUNTO CEDENTE ............................................................................. 136. 5.1.2.1. Formulaciones con peso de 12.8 ppg. ......................................... 137. 5.1.2.2. Formulaciones con peso de 10 ppg. ............................................ 137. 5.1.3. FILTRADO API. .................................................................................. 139. 5.1.3.1. Formulaciones con peso de 12.8 ppg. ......................................... 139. 5.1.3.2. Formulaciones con peso de 10 ppg. ............................................ 139. 5.2. ANÁLISIS DE PRUEBAS ESPECIALES. ............................................... 141. 5.2.1. DISPERSIÓN ...................................................................................... 141. 5.2.1.1. Formulaciones con peso de 12.8 ppg. ......................................... 141. 5.2.1.2. Formulaciones con peso de 10 ppg. ............................................ 143. 5.2.2. HINCHAMIENTO LINEAL ................................................................... 144. 5.2.2.1. Formulaciones con peso de 12.8 ppg. ......................................... 144. 5.2.2.2. Formulaciones con peso de 10 ppg. ............................................ 145. 5.2.3. ACRECIÓN ......................................................................................... 146. CAPÍTULO 6 ....................................................................................................... 149 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 149 6.1. CONCLUSIONES................................................................................... 149. 6.2. RECOMENDACIONES .......................................................................... 153.

(13) XIII. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 155 ANEXOS ............................................................................................................. 157 ANEXO No 1 ....................................................................................................... 158 RESULTADO DE LA PRUEBA DE MBT REALIZADA PARA LA SELECCIÓN DE MUESTRAS. ....................................................................................................... 158 ANEXO No 2 ....................................................................................................... 160 RESULTADO DE LA PRUEBA DE HINCHAMIENTO LINEAL DE LA MEJOR FORMULACIÓN (7A). ......................................................................................... 160 ANEXO No 3 ....................................................................................................... 175 MASTERLOG DE LA SECCIÓN INTERMEDIA DEL POZO SHUSHUFINDI 206D. ............................................................................................................................ 175.

(14) XIV. ÍNDICE DE TABLAS. TABLA 1: Producción mensual promedio del campo Shushufindi........................... 3 TABLA 2: Densidades de densificantes comunes de un fluido de perforación. .... 19 TABLA 3: Principales materiales densificantes. .................................................... 33 TABLA 4: Principales materiales viscosificantes. .................................................. 34 TABLA 5: Principales materiales para controlar pH. ............................................. 36 TABLA 6: Principales materiales surfactantes....................................................... 37 TABLA 7: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora .............................................................................................................................. 41 TABLA 8: Propiedades del fluido de perforación de la sección de superficial de 26”. .............................................................................................................................. 42 TABLA 9: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora .............................................................................................................................. 43 TABLA 10: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos tipo S ..................................................................................................................... 44 TABLA 11: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos tipo S ..................................................................................................................... 45 Tabla 12: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos tipo J HD................................................................................................................ 46 TABLA 13: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora............................................................................................................. 47 TABLA 14: Principales propiedades del fluido de perforación para sección intermedia, 12 ¼” .................................................................................................. 48 TABLA 15: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección de producción ............................................................................................................. 50 TABLA 16: Principales propiedades del fluido de perforación para sección de producción, 8 ½”.................................................................................................... 51 TABLA 17: CEC de las principales arcillas. ........................................................... 54 TABLA 18: Superficies específicas de algunas arcillas. ........................................ 57 TABLA 19: Arcillas comunes ................................................................................. 65 TABLA 20: Propiedades físicas del encapsulador 1 .............................................. 79 TABLA 21: Propiedades típicas del encapsulador 1 en agua dulce. ..................... 80 TABLA 22: Propiedades físicas del encapsulador 2. ............................................. 82 TABLA 23: Ventajas de los dos encapsuladores que van a ser probados. ........... 84 TABLA 24: Formulaciones utilizando encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg. .... 92 TABLA 25: Formulaciones utilizando encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg. .... 93 TABLA 26: Formulaciones utilizando encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg ........ 95 TABLA 27: Formulaciones utilizando encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg ........ 96.

(15) XV. TABLA 28: Topes de formación de la sección intermedia del pozo Shushufindi 206. .............................................................................................................................. 97 TABLA 29: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones A utilizando encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg. ............................................. 118 TABLA 30: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones B utilizando encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg. ............................................. 119 TABLA 31: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones C utilizando encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg................................................. 120 TABLA 32: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones D utilizando encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg................................................. 121 TABLA 33: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones A utilizando encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg .................. 122 TABLA 34: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones B utilizando encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg ................... 123 TABLA 35: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones C utilizando encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg. ..................... 124 TABLA 36: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones D utilizando encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg. ..................... 125 TABLA 37: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones A, encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg ................................................................................................. 126 TABLA 38: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones B, encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg ................................................................................................. 126 TABLA 39: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones C, encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg .................................................................................................... 127 TABLA 40: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones D, encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg. ................................................................................................... 127 TABLA 41: Porcentaje de dispersión, formulaciones A, encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg....................................................................................................... 128 TABLA 42: Porcentaje de dispersión, formulaciones B, encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg....................................................................................................... 128 TABLA 43: Porcentaje de dispersión, formulaciones C, encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg.......................................................................................................... 129 TABLA 44: Porcentaje de dispersión, formulaciones D, encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg.......................................................................................................... 129 TABLA 45: Formulaciones para prueba de acreción, encapsuladores 1 y 2. ...... 130 TABLA 46: Resultados de la prueba de dispersión a los encapsuladores 1 y 2.. 130.

(16) XVI. ÍNDICE DE FIGURAS. FIGURA 1: Ubicación geográfica del campo Shushufindi. ......................................3 FIGURA 2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente ...................................................4 FIGURA 3: Fallas-Campo Shushufindi ....................................................................7 FIGURA 4: Mapa tope Areniscas T superior y T inferior .........................................8 FIGURA 5: Mapa Tope Areniscas U superior y U inferior .......................................9 FIGURA 6: Mapa Tope Basal Tena.......................................................................10 FIGURA 7: Columna estratigráfica del campo Shushufindi ...................................11 FIGURA 8: Chert (Roca Sedimentaria rica en sílice) ............................................15 FIGURA 9: Embudo de Marsh...............................................................................20 FIGURA 10: Pozo tipo S .......................................................................................43 FIGURA 11: Pozo tipo J Modificado ......................................................................45 FIGURA 12: Pozos J Modificado vs J HD .............................................................46 FIGURA 13: Valores de reología por tipo de pozo. ...............................................49 FIGURA 14: Concentración promedio de aditivos para minimizar problemas con las arcillas. ..................................................................................................................49 FIGURA 15: Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica. ...................................................................................................................56 FIGURA 16: Fotomicrografía de partículas de bentonita. ......................................60 FIGURA 17: Partícula de montmorillonita idealizada. ...........................................60 FIGURA 18: Pirofilita eléctricamente neutra. .........................................................61 FIGURA 19: Sustitución de Al3+ por Mg2+ causando una partícula cargada negativamente. ......................................................................................................61 FIGURA 20: Comparación de estructuras de arcillas ............................................64 FIGURA 21: Asociación de las arcillas. .................................................................66 FIGURA 22: Estructura simulada del polietileno de alta densidad y el decano .....68 FIGURA 23: Fórmulas de esqueleto estructural de un polímero lineal, y polímeros reticulares de enlaces cruzados. ...........................................................................69 FIGURA 24: Grafica de distribución de masas moleculares. ................................71 FIGURA 25: Moléculas de polietileno ....................................................................73 FIGURA 26: Formula química del PHPA ...............................................................73 FIGURA 27: Formula química carboximetilcelulosa (CMC), polímero lineal. ........74 FIGURA 28: Estructura química de la goma Xantana ...........................................74 FIGURA 29: Hilo nylon ..........................................................................................75 FIGURA 30: Resina urea-formol. ..........................................................................75 FIGURA 31: Poliestireno .......................................................................................76 FIGURA 32: Caucho nitrílico. ................................................................................76 FIGURA 33: Poliésteres ........................................................................................77 FIGURA 34: Fórmula general de la poliacrilamida. ...............................................78.

(17) XVII. FIGURA 35: Curva de CEC de la sección intermedia del pozo Shushufindi 206. .98 FIGURA 36: Balanza de lodo. .............................................................................100 FIGURA 37: Viscosímetro de medición directa. ..................................................101 FIGURA 38: Filtro prensa API .............................................................................103 FIGURA 39: Retorta ............................................................................................104 FIGURA 40: Medidores electrónicos de pH.........................................................106 FIGURA 41: Ensayos por gotas-Titulación con azul de metileno. .......................112 FIGURA 42: Máquina para medición de hinchamiento lineal. .............................114 FIGURA 43: Prensa para elaboración de arcillas. ...............................................114 FIGURA 44: Pastilla de arcilla para prueba de hinchamiento lineal. ...................115 FIGURA 45: Procedimiento de prueba de acreción. ...........................................117 FIGURA 46: Acreción de recortes usando encapsuladores 1 y 2 respectivamente. ............................................................................................................................131 FIGURA 47: Curva de hinchamiento lineal, formulación 7A, peso del lodo 12.8 ppg. ............................................................................................................................131 FIGURA 48: Viscosidad plástica antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg. ................................................134 FIGURA 49: Viscosidad plástica antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg. ...................................................136 FIGURA 50: Punto Cedente antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg .................................................137 FIGURA 51: Punto Cedente antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg ....................................................138 FIGURA 52: Comparación de los valores de filtrado antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores Peso 12.8 ppg......................139 FIGURA 53: Comparación de los valores de filtrado antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg........................140 FIGURA 54: Porcentaje de dispersión de las arcillas de Shushufindi usando los encapsuladores 1 y 2 de alto y bajo peso molecular respectivamente. Peso 12.8 ppg. .....................................................................................................................142 FIGURA 55: Porcentaje de dispersión de las arcillas de Shushufindi usando los encapsuladores 1 y 2 de alto y bajo peso molecular respectivamente. Peso 10 ppg. ............................................................................................................................143 FIGURA 56: Comparación del porcentaje de hinchamiento lineal usando los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg. .........................................................................145 FIGURA 57: Comparación del porcentaje de hinchamiento lineal usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg. ............................................................................146 FIGURA 58: Comparación del porcentaje de acreción de recortes cunado se usan los dos polímeros. ...............................................................................................147 FIGURA 59: Demostración grafica de la acreción de recortes según el tipo de polímero. .............................................................................................................148.

(18) XVIII. SIMBOLOGÍA DE LAS SIGLAS Símbolo. Significado. Dimensiones. mm. milímetros. L. º API. Grados API. CEC. Capacidad de intercambio catiónico. lpg. libras por galón. psi. libras fuerza por pulgada cuadrada. µm. micrón. L. ºF. grados Fahrenheit. T. ºC. grados Celsius. T. VP. Viscosidad plástica. PC. Punto cedente. pH. Potencial hidrogeno. MBT. Methyl blue test. RPM. Revoluciones por minute. ROP. Rata de penetración. bbl/d. Barriles por día. V/t. lb/bbl. Libras por barril. M/V. POES. Petróleo original en sitio. BHA. Bottom hole assembly. M/V.

(19) XIX. RESUMEN Este proyecto fue propuesto por la compañía Schlumberger del Ecuador conjunto con su segmento M-I SWACO, el propósito es evaluar el desempeño de dos polímeros encapsuladores de diferente peso molecular para minimizar los problemas de dispersión y acreción de recortes de perforación de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena de los pozos del campo Shushufindi. Es importante aclarar que por motivos de confidencialidad de Schlumberger, no se mencionara ningún nombre comercial de los productos usados en las diferentes formulaciones del fluido de perforación, en su reemplazo y de aquí en adelante, los polímeros a ser probados se los llamara como “encapsulador 1” al polímero de alto peso molecular, y “encapsulador 2” al polímero de bajo peso molecular. El proyecto no queda solo ahí, sino que se aprovechó la oportunidad para evaluar un estabilizador térmico el cual está incluido en varias formulaciones. Las muestras de arcillas utilizadas para el estudio fueron obtenidas del pozo Shushufindi-206D, las cuales corresponden a toda la sección intermedia e incluyen arcillas de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, y Tena. Al número total de muestras se le realizó la prueba de azul de metileno (MBT) para determinar las arcillas más reactivas con las que se iba a desarrollar el trabajo, al final se seleccionó las arcillas de la formación Tena las cuales resultaron ser las más inestables. Las distintas formulaciones fueron propuestas por el personal de M-I SWACO, en las cuales se varían los tipos de encapsuladores usados, los inhibidores de arcilla, los lubricantes e incluso la concentración del estabilizador térmico. Al número total de formulaciones que fue 36 se realizó pruebas básicas de reología, filtración y químicas, y también fueron sometidas a pruebas especiales de dispersión, acreción e hinchamiento lineal para evaluar el comportamiento de los fluidos en conjunto con las muestras antes mencionadas. Los. resultados. obtenidos. mostraron. un. comportamiento. superior. del. “encapsulador 2” en cuanto a minimizar la dispersión de las arcillas en el fluido,.

(20) XX. también se demostró con la prueba de acreción que el polímero de bajo peso molecular (encapsulador 2) tiende a reducir la adhesión de las arcillas en las herramientas de fondo. En cuanto a la estructura organizacional del proyecto, en el primer capítulo se realiza una descripción geológica y litológica del campo Shushufindi la cual incluye en detalle la columna estratigráfica del campo y describe la litología de cada formación, estos datos son de gran importancia para conocer el diseño del fluido que mejor se adapte a esas condiciones, también se resumen otros datos que incluyen la producción actual. En el segundo capítulo se realiza un análisis de los sistemas de fluidos de perforación usados actualmente para la perforación de los distintos tipos de pozos en el campo. En este capítulo se da la definición y funciones principales de los fluidos de perforación, así también se analizan las distintas propiedades que deben tener los fluidos. El detalle de las propiedades de los lodos usados en el campo se realizó mediante un estudio estadístico a una base de datos de los pozos perorados en el año 2013 y parte del 2014. El tercer capítulo se presenta las propiedades de las arcillas, el comportamiento y la clasificación, también se introduce a la teoría de los polímeros en general, su estructura y las distintas variaciones que pueden presentarse. Finalmente se describen los dos tipos de polímeros que van a ser evaluados en este estudio, sus propiedades, sus ventajas y desventajas. El cuarto capítulo describe las formulaciones usadas y el procedimiento y materiales usados en cada una de las pruebas realizadas. Además se detallan todos los aditivos usados para cada formulación y el proceso de selección de las muestras de arcillas. Al final de este capítulo se resumen los resultados de la mayoría de pruebas realizadas. El capítulo cinco es un análisis a mayor detalle de los resultados obtenidos en las pruebas básicas y especiales Finalmente en el capítulo seis se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas en el desarrollo del proyecto..

(21) XXI. PRESENTACIÓN Este proyecto se ha realizado con el objetivo de evaluar el comportamiento que presentan dos polímeros de distinto peso molecular, el cual servirá como una referencia clave en las futuras formulaciones que realice el personal de M-I SWACO, también será una importante fuente de información como material de consulta para la Escuela Politécnica Nacional. Para el desarrollo de este trabajo fue necesario un conocimiento previo del campo, de las formaciones y litología que requieren un mayor cuidado durante el proceso de perforación de pozos nuevos. En la sección intermedia de los pozos de Shushufindi se encuentran gran cantidad de arcillas reactivas al contacto con el fluido de perforación base agua, para ello es necesaria una formulación que cumpla con los requerimientos de inhibición y encapsulación de los recortes producidos, la dispersión de la arcilla en el fluido es un problema que debe ser controlado de manera eficiente y se pudo probar que las formulaciones que usan el encapsulador 2 minimizan los porcentajes de dispersión de arcillas. En el desarrollo del plan inicial de este proyecto se planteaba la teoría de que los polímeros de alto peso molecular usados en las formulaciones de los fluidos contribuían a la adhesión de recortes en las herramientas, mientras que los polímeros de bajo peso molecular reducían esta tendencia de acreción, luego de realizadas las pruebas en el laboratorio efectivamente se pudo comprobar que el índice de acreción se reduce cuando se usan polímeros de bajo peso molecular. Todos los beneficios que se pudieran obtener a partir de este estudio serán directamente otorgados a M-I SWACO una compañía de Schlumberger del Ecuador..

(22) 1. CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI 1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO SHUSHUFINDI. 1.1.1 ANTECEDENTES El campo Shushufindi fue descubierto con la perforación del pozo Shushufindi-01, el cual se terminó oficialmente en enero de 1969, alcanzó una profundidad total de 9772 pies. Las pruebas iniciales produjeron 2496 barriles de petróleo al día de un crudo de 26.6° API en el reservorio "U" y 2621 barriles al día, de 32.5° API de la arena “T”. La producción comercial inició en el año 1972, con 19,200 barriles de petróleo al día. La primera campaña de perforación se realizó en los primeros cinco años de producción, (1972–1977) durante este periodo de tiempo se incrementó la producción a 120,000 barriles de petróleo al día, con bajo corte de agua, menor al 1.5%. Desde aquella fecha al presente, el campo tiene más de 40 años de explotación ininterrumpida, durante este tiempo se ha producido un total acumulado de petróleo de 1,2 billones de barriles del POES (4.2 billones de barriles). El Campo Shushufindi tiene cinco formaciones productoras: Napo T Inferior, Napo T Superior, Napo U Inferior, Napo U Superior y Basal Tena. Los reservorios principales son las areniscas, Napo T Inferior y Napo U Inferior que han aportado más del 90% de la producción acumulada hasta la fecha. En estos dos reservorios el principal mecanismo de producción es la intrusión de agua o empuje hidráulico gracias a los acuíferos laterales asociados a estos niveles. Como es característico en yacimientos con acuífero lateral, el frente de agua arribó hacia los pozos productores después de seis años de iniciada la explotación, es así que a partir del año 1978 empezó a incrementarse el corte de.

(23) 2. agua, desde 2.5 % hasta 68 % aproximadamente.. En. el. año. 2011. la. producción cayó hasta 45,000 barriles de petróleo por día, debido a que el campo es considerado maduro por su tiempo de producción, el gobierno ecuatoriano decidió realizar la licitación del campo Shushufindi y permitir una mejor producción con la aplicación de tecnologías nuevas e inversión en el campo. En el año 2012 nace el Consorcio Shushufindi S.A el cual consiste en una alianza conformada por Schlumberger, Tecpetrol y KKR, el cual firma en conjunto con EP PETROECUADOR un contrato para la explotación del campo maduro, con el objetivo de optimizar la producción de petróleo en el campo Shushufindi. Esta optimización del campo se realiza a través de un conjunto de procesos y acciones que permiten la modernización y rejuvenecimiento del campo Shushufindi, mediante la aplicación de tecnologías y procesos los cuales ayudan a aumentar: El factor de recuperación de los reservorios por la aplicación de nuevas tecnologías. La vida útil del campo a través de la incorporación de reservas. La eficiencia operativa mediante la innovación tecnológica y prácticas de excelencia. El consorcio Shushufindi S.A. realiza el 100% de las inversiones necesarias para contribuir con los objetivos trazados mediante la prestación de servicios específicos para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Las inversiones se realizan en tres áreas principales que contribuyen con el rejuvenecimiento del proyecto: Gerenciamiento de Operaciones, inversión en la producción incremental e inversión en hidrocarburos nuevos. Con el consorcio Shushufindi S.A. se espera alcanzar un pico de producción de 90,000 barriles de petróleo al día, para el año 2016. A la fecha actual, Diciembre del 2014 se tienen los siguientes datos de producción, los cuales se indican en la tabla 1..

(24) 3. TABLA 1: Producción mensual promedio del campo Shushufindi. Producción Producción mensual de Petróleo. Mes Septiembre Octubre Noviembre 73228 76094 76557. Unidad bbl. Fuente: Consorcio Shushufindi. 1.1.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA. El campo Shushufindi, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos en la región amazónica del Ecuador, a 250 kilómetros al este de Quito y a 35 kilómetros al sur de la frontera con Colombia en las siguientes coordenadas de referencia: Norte 9.978.857 m y Este 316357 m. Tiene como límite al Noreste el campo Libertador, al Suroeste al campo Sacha y al Sur el campo Limoncocha. Las ciudades más próximas al campo Shushufindi, son Lago Agrio ubicado a 50 km al Norte y Coca a 55 km. al Sur, respectivamente. FIGURA 1: Ubicación geográfica del campo Shushufindi.. Fuente: Consorcio Shushufindi.

(25) 4. 1.2. GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE. A continuación se describirá la geología de la Cuenca Oriente, ya que es necesario un conocimiento a mayor escala antes de profundizar en el campo Shushufindi. 1.2.1. LA CUENCA ORIENTE. La Cuenca Oriente posee tres dominios tectónicos bien definidos, este modelo estructural presenta sus propias características geométricas y cinemáticas relacionadas a una herencia del pre-cretácico. A continuación se describen cada uno de los dominios. La ubicación geográfica de cada uno de los dominios se muestra en la figura 2. FIGURA 2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente. Fuente: BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente.. 1.2.1.1 Dominio Occidental o Sistema Subandino Este dominio presenta de norte a sur tres zonas estructurales: El levantamiento Napo, que corresponde a un gran domo alargado en orientación NNE-SSO, limitado al Este y al Oeste por fallas de transpresión; la Depresión Pastaza, donde se puede observar un cabalgamiento en las fallas al contacto Zona SubandinaCordillera Oriental; la Cordillera de Cutucú, la cual se caracteriza por un cambio de orientación de las estructuras, de Norte-Sur a NNO-SSE, y la aparición de.

(26) 5. formaciones triásicas y jurásicas (Formaciones. Santiago y Chapiza) y en menor proporción paleozoicas (Formaciones. Pumbuiza y Macuma). Esta cordillera parece corresponder a la continuación suroeste del Corredor Central SachaShushufindi.1 El dominio Occidental contiene 4 campos petroleros conocidos: Bermejo (el único en producción), Rubí, Pungarayacu y Oglán. En él se acumulan 5,400 millones de barriles de petróleo que representan el 18 % del total de petróleo en sitio de la Cuenca Oriente. Dentro del dominio es casi exclusiva la presencia de crudos pesados y extrapesados,. acumulados. en. los. campos. Pungarayacu,. de. areniscas. bituminosas (6-10° API) y en el campo Oglán (11-13° API). Los únicos crudos livianos conocidos en este dominio se encuentran en el campo Bermejo, localizado cerca de la frontera con Colombia. 1.2.1.2 Dominio Central o Corredor Sacha-Shushufindi Este dominio esta deformado por mega fallas en transpresión orientadas NNESSO, que se verticalizan en profundidad y pueden evolucionar a estructuras en forma de tlor hacia la superficie. El dominio Central es el más productivo de la cuenca abarca los campos petrolíferos más importantes de la Cuenca Oriente, como son Sacha, Shushufindi y Libertador, concentra el mayor volumen de petróleo en sitio (15,500 millones de barriles de petróleo), que constituye alrededor del 54 % del total descubierto en la cuenca. La distribución del crudo en este dominio muestra una cierta zonificación: en la parte Norte y Centro-Norte, se localiza la gran mayoría de campos con crudos livianos y medianos, mientras que hacia el Centro-Centro Sur, el crudo se va tornando de mediano a pesado. Cerca del 51% del total del petróleo original en sitio del mismo se acumula en sus tres mayores campos: Shushufindi, Sacha y Libertador. "arena U" es el reservorio 1. BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Petroproducción, IFEA, Ecuador..

(27) 6. que concentra los mayores volúmenes de reservas de este dominio, seguido de "arena T" y Hollín. 1.2.1.3 Dominio Oriental o Sistema Capirán-Tiputini El dominio central corresponde a una cuenca extensiva, actualmente invertida, estructurada por fallas lístricas que se conectan sobre un nivel de despegue horizontal. Las. estructuras. petrolíferas. están. asociadas. con. anticlinales. fallados,. desarrollados sobre semigrabens jurásicos, producto de una inversión tectónica del Eoceno Temprano o de varias reactivaciones como en el caso de la tendencia lshpingo-Tambococha-Tiputini, que experimentó una primera inversión eocénicotardía y la última reciente. La mayoría de fallas son lístricas y según la información sísmica tienen un nivel de despegue en el basamento. Se ubica en el borde oriental de la cuenca. Acumula alrededor de 7,600 millones de barriles, que equivalen aproximadamente al 28 % del petróleo original en sitio de toda la cuenca. Muestra una cierta distribución areal en la calidad de los crudos, con predominio de los crudos medianos hacia el NNO, y de los crudos pesados en dirección centro y este. Hacia el sur, cerca de la frontera con Perú, se encuentran varios campos con crudos pesados y medianos. El campo Ishpingo, de crudo pesado, el mayor de este dominio, concentra el 34% del petróleo en sitio (2,700 millones de barriles). Le siguen en orden descendente los campos Yuturi e Irocon cerca de 600 millones de barriles de petróleo en sitio cada uno, Tiputini y Amo con volúmenes de crudo en el sitio entre 400 y 500 millones de barriles. El principal reservorio desarrollado casi exclusivamente en este dominio es "M-1”, siendo "U" el segundo en importancia. Acumulaciones menores se encuentran en Basal Tena, Napo T, M-2 y marginalmente en Hollín..

(28) 7. 1.3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI. El campo Shushufindi es una estructura que forma parte del corredor o dominio central de la Cuenca Oriente. El campo Shushufindi está deformado por mega-fallas de transpresión, orientadas NNE-SSO, que se verticalizan en profundidad y pueden evolucionar a estructuras en flor hacia la superficie. Esto se puede observar en la figura 3. Estas fallas, después de la discordancia pre-cretácica, se verticalizan y en su mayoría han fallado los sedimentos del Cretácico como los hicieron con el flanco Oriental de la estructura de Shushufindi. FIGURA 3: Fallas-Campo Shushufindi. Fuente: BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente. La. estructura. del. campo. Shushufindi,. es. un. Anticlinal. de. 231. km². aproximadamente de área referido al tope de la Caliza A (marcador sísmico). El anticlinal es alargado, con un bajo relieve estructural hacia el flanco occidental y es abrupto hacia el flanco oriental, controlado por una falla reactivada orientada en dirección Norte-Sur en el flanco oriental. Esta falla en la parte sur es subvertical y al norte se invierte y divide en dos a ambos lados de la estructura de Aguarico. A continuación se presentan los mapas estructurales de Basal Tena, arenas “U” y “T”..

(29) 8. El mapa estructural en la arena T superior indica que la parte más somera se encuentra a 8,250 pies (SS) y la más profunda se encuentra a 8,625 pies (SS). Y la diferencia entre los topes de T superior y T inferior es de 100 pies (SS) en toda la estructura. Los topes y bases de las formaciones T inferior y superior se pueden observar en la figura 4. FIGURA 4: Mapa tope Areniscas T superior y T inferior. Fuente: Consorcio Shushufindi.. El mapa estructural de la arena U superior indica que la parte más somera se encuentra a 8,000 pies (SS) y la más profunda se encuentra a 8,375 pies (SS). Y la diferencia entre los topes de la arena U superior y U inferior es de 50 pies (SS) en toda la estructura. Los topes y bases de las formaciones U inferior y superior se pueden observar en la figura 5..

(30) 9. FIGURA 5: Mapa Tope Areniscas U superior y U inferior. Fuente: Consorcio Shushufindi.. El mapa estructural de Basal Tena indica que la parte más somera de la estructura se encuentra a -7,300 pies (SS) y la más profunda se encuentra a 7,625 pies (SS), según referencia de los pozos vecinos. También se puede observar que la falla ubicada en la parte oriental de la estructura tiene una salto entre -200 a -300 pies (SS). Los topes y bases de la formación Basal Tena se pueden observar en la figura 6..

(31) 10. FIGURA 6: Mapa Tope Basal Tena. Fuente: Consorcio Shushufindi. 1.4. LITOESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SHUSHUFINDI. La producción en el campo Shushufindi está asociada a reservorios del Cretácico Inferior a Medio, la formación Napo (areniscas T y U) y depósitos del Cretácico Superior (Base del Terciario), la arenisca Basal Tena. A continuación se describe la litología según la secuencia estratigráfica del Campo Shushufindi. Se describirá las formaciones desde la más antigua, empezando con la formación Hollin, luego se describe la formación Napo con sus respectivas subdivisiones, también se describe las formaciones suprayacentes de la formación Napo, entre las cuales se encuentran las formaciones Tena, Tiyuyacu, Orteguaza y Chalcana, todas pertenecientes a la edad geológica del Paleógeno. Y finalmente se resumen las formaciones del terciario..

(32) 11. FIGURA 7: Columna estratigráfica del campo Shushufindi. Fuente: BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente. 1.4.1. FORMACIÓN HOLLIN. Se sabe que la formación está dividida en dos niveles. La sección inferior de la formación Hollín está compuesta por areniscas con presencia de caolín y lutitas. La formación Hollín no es productiva en el campo Shushufindi. La sección superior de la Formación Hollín, consiste en areniscas con presencia de glauconitas, lutitas y calizas..

(33) 12. 1.4.2. FORMACIÓN NAPO. Las formaciones del grupo Napo en el campo Shushufindi están conformadas por una sucesión de calizas, areniscas, arcillas y lutitas, depositadas principalmente en ambientes marinos; caídas importantes del nivel del mar que coinciden con eventos eustáticos a nivel mundial y que dieron lugar a condiciones fluviocontinentales, resultando en la deposición de las areniscas de la Formación Basal Tena. A continuación se describe las principales formaciones del grupo Napo. 1.4.2.1 Formación Napo “T” La formación Napo unidad “T” es de origen deltaico transicional de continental a marino, por sus características litoestratigráficas es subdividido en dos paquetes arenosos, T Superior y T Inferior estos dos niveles litológicos son claramente diferenciales y fácilmente correlacionables a través del campo. 1.4.2.1.1. Formación T Inferior. La formación T Inferior, en su parte basal, muestra un paquete lutítico de origen marino, que hace las veces de sello para la Formación Hollín subyacente, sobre las lutitas basales de la T inferior, se localiza un paquete arenoso continuo de buen desarrollo como roca almacenadora y buena calidad de reservorio, de 30 a 110 pies de espesor, constituyendo una unidad de flujo de buen potencial productivo. Compuesta de areniscas gris verdosa, cafe clara, y blanca, cuarzosa, con grano fino y muy fino, subredondeado, posee una matriz arcillosa y presencia de caolín, además calizas blancas y suaves. 1.4.2.1.2. Formación T superior. La T Superior, con un paquete arenoso continúo de buen desarrollo vertical y menor calidad como roca almacenadora de 60 a 145 pies de espesor, además se pueden encontrar intercalaciones de lutitas y calizas. Litológicamente la arenisca de la formación T superior pueden ser hialina, cafés clara, cuarzosa, grano fino a muy fino, subredondeado, asociada con glauconita..

(34) 13. 1.4.2.2 Formación Napo “U”. La Formación Napo U, esta subdividido en dos paquetes arenosos, U Superior y U Inferior, paquetes arenosos con presencia de caolín y glauconita además de calizas y lutitas claramente diferenciados y correlacionables a través del campo. 1.4.2.2.1. Formación U inferior. U Inferior, muestra un paquete arenoso de buen desarrollo de 10 a 100 pies de espesor, de buena calidad como roca reservorio, constituyendo una unidad de flujo de buen potencial productivo. Litológicamente está conformada por arenisca: hialina, café clara, cuarzosa, de tamaño de grano medio a fino, subangular y subredondeada, con inclusiones de pirita, presenta manchas en parches a uniforme, café oscuro. La sísmica indica la posible existencia de una serie de canales preferenciales de desarrollo arenoso casi lineales, orientados en dirección NW-SE; este hecho sugiere una notable influencia estructural en la deposición de los sedimentos. 1.4.2.2.2. Formación U superior. U Superior, con un paquete arenoso de buen desarrollo vertical, de 60 a 140 pies de espesor y de menor calidad como roca reservorio. Compuesta por arenisca: gris oscura, gris clara, cuarzosa, grano muy fino a fino, redondeado, posee matriz arcillosa, y cemento calcáreo, con presencia de glauconita. 1.4.3. FORMACIÓN TENA. La formación Tena de gran espesor, aproximadamente de 600 pies en el campo Shushufindi, está constituida en su mayoría por arcillolita, con intercalaciones de limolitas, posee presencia de capas de arenisca, en la base de la formación Tena existe un paquete de areniscas las cuales se comportan como reservorio secundario en el campo Shushufindi..

(35) 14. 1.4.3.1 Formación Basal Tena. La arenisca “Basal Tena” se presenta en el campo Shushufindi como una superficie de erosión/no depositación, tiene espesores con rangos de 1 a 22 pies. El límite del reservorio para Basal Tena, está definido por la extensión del límite inferior probado de arenas, debido a la ausencia de contacto agua-petróleo para esta unidad. Está compuesta por arcillotlitas y areniscas blancas, translucidas, cuarzosas, con grano muy fino, redondeado, tiene una buena selección, y posee matriz arcillosa, con cemento calcáreo, presenta una pobre porosidad inferida, con inclusiones de glauconita. 1.4.4 FORMACION TIYUYACU. La formación Tiyuyacu de origen fluvial ha sido dividida en dos miembros en base a criterios sedimentológicos y tectónicos: 1.4.4.1 Tiyuyacu Inferior. El miembro inferior de la formación Tiyuyacu también conocido como conglomerado Tiyuyacu inferior, de ambiente continental, posee un espesor notable de unos 500 pies aproximadamente, es constituido principalmente por conglomerados en menor proporción de areniscas gruesas y lutitas. Los conglomerados contienen un 90% de cherts rojizos y angulosos y 10% de cuarzos lechozos y rocas metamórficas. La base corresponde a una superficie de erosión, está compuesta en su gran mayoría por conglomerados y en menor proporción por areniscas y lutitas. 1.4.4.2. Tiyuyacu Superior.. El miembro superior Tiyuyacu o también llamado conglomerado Tiyuyacu superior, corresponde a un ambiente de deposición continental, está formada mayormente por conglomerados y en menor proporción por areniscas y lutitas; es importante notar que los clastos encontrados en el miembro superior cambian drásticamente respecto a la del miembro inferior. Los clastos son un 90% de cuarzo lechozo. La base del conglomerado superior corresponde a una serie de.

(36) 15. deposición de arcillolitas y limolitas, posee e un espesor de más o menos 800 pies. FIGURA 8: Chert (Roca Sedimentaria rica en sílice). 1.4.5 FORMACION ORTEGUAZA. La formación Orteguaza está constituida por depósitos marinos y se compone de lutitas en mayor parte, también posee areniscas, limolitas y pequeñas capas de carbón. Litológicamente los bancos de areniscas son de color blanco, y blanco verdoso, translucidas, cuarzosas, con grano fino a muy fino, redondeada, posee matriz arcillosa, con inclusiones de glauconita y carbón. Al tope de la formación existe presencia de lutitas gris verdosa, gris clara, suave a moderadamente dura, planar, laminar, terrosa y con inclusiones de micro pirita. A la base de la formación se encuentra lutitas de color gris verdoso, moderadamente duras, laminar, cerosa, no calcárea. 1.4.6 FORMACIONES DEL TERCIARIO. Entre las formaciones más antiguas del terciario tenemos la formación Chalcana suprayacente a la formación Orteguaza, consiste en su mayor parte de arcillolitas y limolitas, intercalados con finos lentes de areniscas finas a medias. La formación Arajuno está constituida por areniscas finas y gruesas, conglomerados intercalados con limolitas y arcillolitas rojizos. La formación.

(37) 16. Chambira está formada de conglomerados con su mayoría de clastos de cuarzo lechozo con matriz arcillo-arenosa cuarzosa. La formación Curarary se compone de areniscas con estructura de mareas, las cuales se han encontrado fauna como tortugas, marinas y cocodrilos. La formación Mera está conformada por arcillas y areniscas tobáceas, con horizontes de conglomerados gruesos con estratificación cruzada de tipo torrencial. La granulometría de los depósitos es fuerte y sus elementos alcanzan a veces más de un metro de diámetro productos a frecuentes flujos de escombros..

(38) 17. CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN USADOS ACTUALMENTE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. 2.1. INTRODUCCIÓN. Este capítulo empieza con una descripción de los conceptos básicos de los fluidos de perforación, sus propiedades, definición, tipos de fluidos, también se incluye las principales funciones del fluido de perforación dentro del pozo. Luego se describe cada uno de los sistemas de fluido de perforación utilizados actualmente en el campo Shushufindi, esta descripción se la realizará para cada sección del pozo clasificando los diferentes tipos de pozo. Para ello se ha tomado en cuenta los pozos perforados hasta el primer semestre del 2014 y todos los pozos del 2013. En la sección intermedia se detalla los principales problemas operacionales relacionados con el fluido de perforación utilizado.. 2.2. FLUIDO DE PERFORACIÓN. Un fluido de perforación como su nombre lo indica es usado en la perforación de pozos petroleros, se puede definir como una mezcla química de tres fases. 1. La fase continúa del lodo. Puede estar conformada por agua fresca o comúnmente se usa una variedad de soluciones de salmueras, saladas a saturadas como líquido de base para preparar un sistema a base de agua. Adicionalmente existen fluidos en. los cuales la fase continua es aceite o. diésel, a estos se los conoce como fluidos base aceite..

(39) 18. 2. Los sólidos inertes, son los sólidos en suspensión que son químicamente inactivos. La barita es un ejemplo de sólido inerte, esta es añadida al fluido de perforación para aumentar la densidad del fluido. 3. La fase de sólidos reactivos, está compuesta generalmente por arcillas comerciales, arcillas hidratables que son incorporadas al fluido de perforación, un ejemplo es la bentonita, la cual es usada para viscosificar el fluido. Estos sólidos son tratados químicamente para controlar las propiedades del fluido de perforación. Varios aditivos serán usados para obtener las propiedades deseadas. El fluido de perforación debe cumplir varias funciones dentro de la perforación del pozo. Las funciones del fluido de perforación están relacionadas a sus características físicas y químicas, es por eso que a continuación se describen las principales propiedades de un fluido de perforación común. 2.2.1 Propiedades de los fluidos de perforación. De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades de un fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas. 2.2.1.1 Propiedades físicas de un fluido de perforación. 2.2.1.1.1 Densidad La densidad se define como el peso por unidad de volumen. En la industria petrolera se expresa comúnmente en libras por galón (Ib/gal), o en relación con el peso del agua como gravedad específica (SG). La presión estática ejercida por una columna hidrostática del fluido de perforación depende tanto de la densidad como la profundidad del pozo. Por lo tanto, es conveniente expresar la densidad en términos de libras por pulgada cuadrada por cada pie, como un gradiente de presión (psi/pies). Las densidades de algunos componentes del fluido de perforación se presentan en la tabla 2..