Selección de un surfactante para evitar la formación de emulsiones y su viabilidad en la estimulación matricial no reactiva de la arena T inferior del campo Parahuacu
El uso adecuado de fluidos en el pozo durante los procesos de perforación en la zona de interés, completación y producción pueden disminuir el daño a la formación principalmente causado por la incompatibilidad de los fluidos del pozo con los del yacimiento, provocando bloqueo por emulsiones, bloqueo...
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| Hovedforfatter: | |
|---|---|
| Format: | bachelorThesis |
| Sprog: | spa |
| Udgivet: |
2020
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| Fag: | |
| Online adgang: | https://hdl.handle.net/20.500.13066/24014 |
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Tilføj Tag | Summary: | El uso adecuado de fluidos en el pozo durante los procesos de perforación en la zona de interés, completación y producción pueden disminuir el daño a la formación principalmente causado por la incompatibilidad de los fluidos del pozo con los del yacimiento, provocando bloqueo por emulsiones, bloqueo por agua, taponamiento por sólidos dispersos, aumento del caudal de agua, entre otros. La presente investigación se enfocó esencialmente en la disminución del daño a la formación en la arenisca T inferior del campo Parahuacu causado por las emulsiones petróleo-agua. La primera fase de la investigación seleccionó un surfactante para prevenir la formación y remover las emulsiones, se realizó ensayos en el laboratorio, aplicando las prácticas recomendadas de la norma API, con muestras de fluidos y roca de la arenisca T inferior; el uso de surfactante radicó en disminuir el daño a la formación dando como resultado de las pruebas que el surfactante no iónico del grupo éter es el indicado para mejorar la separación de fluidos del yacimiento en la producción de hidrocarburos. En la segunda fase de la investigación se analizó como el surfactante seleccionado no iónico del grupo éter es aplicado en la estimulación matricial no reactiva para verificar su viabilidad de uso, realizando cálculos de presiones de inyección menores a la presión de fractura de la formación, también cálculos del volumen del surfactante y tiempo de inyección mínimo de 4.74 min y máximo de 24 horas; resultando como favorable y viable su utilización incrementando en 0.06% la producción de fluidos del yacimiento. |
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