Proyecto De Estimulacion De Pozo Para Imprimir.doc 4j4i2f

ESTIMULACION DE POZOS PETROLEROS

EVALUACION DE YACIMIENTO

UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENE MORENO” FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE ING. PETROLERA

DIPLOMADO EN PRODUCCION DE POZOS GRUPO #8 ESTIMULACION DE POZOS PETROLEROS Docente

:

Integrantes :

Ing. TANGA APAZA RICHART PEREZ ROSALES ROSMERY SOTO BARCO GABRIELA HURTADO JOSE LUIS

Fecha:

6/05/2017

SANTA CRUZ – BOLIVIA 2017

3



3



INTRODUCCION: La estimulación de pozos se define como la inyeción de fluidos de tratamiento (ácidos en su mayoría), a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas. Muchos de nuestros pozos con problemas de producción requieren de estimulaciones No ácidas (no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinación de su producción, por lo tanto, la selección de un pozo candidato a estimular y el diseño de su tratamiento requiere de un buen análisis de gabinete. La determinación del tipo de daño, el análisis nodal y la corroboración del daño a través de pruebas de laboratorio son factores importantísimos que deben considerarse para seleccionar y diseñar el tratamiento de un pozo candidato a estimular. El daño a la formación es uno de los factores por el cual la productividad en los pozos disminuye los daños se deben a lo siguiente.   

Daños que se originan durante la perforación son debido a la invasión de fluido e invasión de solidos Daños durante la cementación 1. Lechada de cemento. 2. Compresión del cemento Daños durante la competición pueden ocurrir por cañoneo de pozos y por fluido de competición.

3





Otros daños de formación son debido a la migración de finos emulsiones depósitos orgánicos cambios de movilidad bloqueo por agua deposiciones ferrosas.

Los métodos para diagnosticar el daño tenemos:   



Análisis de la roca mediante las propiedades porosidad permeabilidad. Análisis de los fluidos crudo, agua y gas Modelamiento de la productividad. mediante  Ajuste del modelo estático  Obtención de los daños SKIN, o IPR  Pronostico de estimulación y fracturamiento de pozos El análisis nodal es la opción más factible para evaluar el daño de un pozo



El proceso de lavado de pozo tiene la finalidad de desplazar el lodo y remover los sólidos adheridos a las paredes de la tubería para eliminar partículas como barita, recortes, cemento y sedimento, esto con el objeto de tener un fluido libre de contaminantes, y así evitar daño a la formación durante las operaciones de disparos, estimulación, y/o fracturamientos. Aunque se debe tomar en cuenta que, si se omite, los sólidos no removidos pueden taponear los poros y canales de la formación productora durante los disparos, causando reducciones drásticas en la permeabilidad y a su vez una disminución de la producción.

Aditivos: Existe una gran cantidad de aditivos utilizados en los tratamientos ácidos, que facilitan el uso de los sistemas permitiendo una mayor efectividad, básicamente estos pueden agruparse en: a)- Inhibidores de corrosión b)- Surfactantes c) Solventes mutuos d) - Aditivos de control de fierro e) - Agentes divergentes f) - Gas Cuando el daño consiste de parafinas y asfáltenos, deben usarse solventes orgánicos como solvente base para ayudar a disolver el material y así restaurar la permeabilidad. Los principales ácidos son:

3





HCI Disuelve minerales de carbonatos.



HCI-HF Disuelve minerales de silicatos tal como arcilla y feldespatos.

El objeto de una acidificación de la matriz es reducir el efecto de daño no mecánico a cero. El objetivo del tratamiento es el de remover el daño a la formación en la zona dañada. El ácido tenderá a fluir en las zonas de alta permeabilidad y dejará las zonas de menos permeabilidad sin tratamiento. Se utiliza poco en pozos de agua de pequeña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro. Las paredes de la cavidad no se derrumbarán seriamente mientras que el pozo esté lleno con aceite o esté sometido a presión elevada. El chorro usado para excavar la cavidad puede usarse más tarde para llenarla con grava. Antes del tratamiento debe verificarse que la baja productividad es debido al daño a la formación soluble en ácido. El fracturamiento hidráulico Este método utiliza generalmente agua. El agua se bombea mediante presión a orificios perforados en el suelo. La fuerza del agua causa el agrietamiento o fracturación del suelo. Además, logra que las fracturas existentes se agranden. Cuando se desea alcanzar mayor profundidad en la fracturación se bombea arena dentro del subsuelo junto con el agua. La arena ayuda a abrir las fracturas y evita que las mismas se cierren como consecuencia del peso del suelo. OBJETIVOS: GENERAL: 

Conocer y desarrollar las técnicas de estimulación de pozos, para aplicar en la descripción del pozo LOS PENOCOS LPS-X4

ESPESIFICOS o Definir estimulación de pozos y daño a la formación.

3



o Detallar los parámetros, efectos y procedimiento operativo del tratamiento de pozos. o Mencionar las técnicas de estimulación de pozos. o Indicar las funciones, características, ventajas y desventajas, de las técnicas de estimulación por fractura

Hidráulica

con

agente

de

sostén,

acidificación Matricial, fracturamiento ácido y fraack o Conocer la importancia de la estimulación de pozos o Conocer los factores que ocasionan daño en la formación dar a conocer los métodos para solucionar estos.

DESARROLLO ESTIMULACION DEL YACIMIENTO La estimulación de pozos es una técnica que ayuda a mantener o mejorar la producción de los pozos petroleros. La estimulación de un pozo es la actividad que se encarga de restituir o crear canales de flujo en la roca productora para poder aumentar la producción o inestabilidad de fluidos, y tiene el objetivo de lograr una mayor conductividad entre los canales de flujo creados y la formación. Esta actividad puede ser llevada a cabo tanto para pozos de gas como para pozos de petróleo como herramienta para eliminar el daño (s), así como para resolver problemas asociados con la producción de hidrocarburos. Existen muchos avances tecnológicos como simuladores y equipo de laboratorio que nos permiten detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor certidumbre. La selección

3



del método más adecuado para la estimulación depende de distintos factores tanto técnicos como económicos. 2.1.1. Datos De Yacimiento Para Un Tratamiento de Estimulación Los parámetros más importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación son:

2.1.2. Efectos De La Estimulación En Un Pozo Petrolero La ecuación de Darcy en su forma más simple se puede usar para conocer la respuesta de un pozo productor. En condiciones de flujo permanente, suponiendo un yacimiento radial circular como el mostrado en la figura 1, se tiene la ecuación de Darcy para condiciones ideales de flujo:

Ecuación 1 Dónde: q: es el gasto del pozo h: es el espesor del intervalo productor : es la presión de fondo fluyendo en condiciones de flujo ideal μ: es la viscosidad de los fluidos del yacimiento : es el radio del pozo : es su radio de drene

3



En esta ecuación la K está referida a una permeabilidad equivalente, efectiva a los fluidos del yacimiento, función de la heterogeneidad de la formación y otros factores. Figura 1 Condiciones esquemáticas del flujo Darcy en un yacimiento radial

circular Fuente: Uriostegui, V. (2011). Fracturamiento Hidraúlico La ecuación anterior es válida para condiciones en las cuales no existiera una alteración en la permeabilidad en la vecindad del pozo, así como ninguna restricción de flujo. En condiciones reales, es común que exista una caída de presión adicional, ∆ps, la cual fue definida en función del “efecto de skin”, S, por Everdingen y Hurst.

Ecuación 2 Dada por:

Ecuación 3 De donde:

3



Ecuación 4

Sustituyendo

en la ecuación 1 se tiene:

Ecuación 5 Ecuación que en su forma más sencilla representa las condiciones reales de flujo del yacimiento al pozo, donde S es matemáticamente adimensional. Cada uno de los términos de esta ecuación afectaran directamente a la producción, pero los únicos parámetros que se pueden modificar se restringen a la permeabilidad, k, y al efecto skin, S. un valor bajo de permeabilidad o un valor alto del efecto skin provocaran una baja productividad en el pozo.

2.1.3. Procedimiento Operativo Para Realizar Una Estimulación 1. Actualizar el estado mecánico del pozo, el cual debe incluir datos de la profundidad del aparejo de producción con diámetros, peso unitario, profundidades, anomalías, etc. 2. Analizar el programa proporcionado por su departamento. 3. Elaborar un programa operativo alterno para solventar cualquier problema que se pudiera presentar durante el desarrollo de la operación. 4. Realizar una reunión de seguridad con el personal involucrado (jefe de pozo, producción, seguridad industrial, servicio a pozos etc), a los que deberá explicar la importancia y los alcances de la operación. 5. Asignar tareas y funciones específicas al personal que intervendrá. 6. Supervisar la instalación y prueba hidráulica de las unidades de bombeo y líneas de control.

3



7. Represionar el espacio anular con la mitad de la presión máxima de inyección esperada, para detectar anomalías. 8. Recircular los productos de tratamiento antes de bombearlos al pozo, para lograr la homogeneización de los fluidos de tratamiento durante un mínimo de 30 minutos. 9. Efectuar la inyección de los fluidos de tratamiento según el programa proporcionado; deberá monitorear continuamente la presión en la TP y en el espacio anular. 10. Al terminar el programa de bombeo, verificar las presiones de cierre, final y estabilizada después de 10 minutos de cerrado el pozo. 11. Descargar la presión del espacio anular si la presión final es < a 3000 psi; se procede a retirar las unidades de bombeo. 12. Seleccionar el estrangulador dependiendo de la presión final obtenida y abrir el pozo a la línea de descarga registrando el comportamiento de la presión. 13. Recuperar y analizar las muestras continuamente para monitorear la limpieza del pozo. 14. Evaluar el desempeño del personal y compañías que participaron en la operación. 15. Elaborar el reporte final de la operación, el cual debe incluir volúmenes y gastos de inyección durante la estimulación.

DAÑO A LA FORMACION: 2.1.4. CONCEPTO. - El daño es la alteración negativa de las propiedades de flujo de los conductos porosos y fracturas en la vecindad del pozo, las per formaciones de los disparos y del yacimiento mismo. 2.1.5. EFECTO SKIN El concepto de efecto skin fue introducido por primera vez por Hurst y Van Everdingen, quienes proponen al factor de daño como una manera de cuantificar el flujo no-ideal sobre el comportamiento de la producción de fluidos del yacimiento hacia el pozo. Matemáticamente el efecto de daño no tiene dimensión física. Este

3



efecto de daño está indicado por la ecuación 3, y en unidades de campo se tiene que:

Ecuación 6 La

se debe a las caídas de presión adicionales causadas por los efectos de: la

zona alterada de la formación

, la turbulencia al llegar los fluidos a los disparos

, la terminación relativa del intervalo disparado con la zona productora la restricción al flujo por el patrón y penetración de los disparos restricciones en los túneles de las mismas

ya y por las

es decir:

Ecuación 7 En consecuencia se le puede asociar a cada caída de presión un factor de pseudodaño, por lo que el efecto skin, S, está compuesto por los pseudofactores:

Ecuación 8

Dado que las pruebas de presión permiten obtener el efecto skin o factor de daño total, S, este valor estará influenciado por el factor de daño verdadero a la formación y los otros pseudofactores, algunos de los cuales pueden tomar valores negativos, positivos o nulos. En la estimulación solo compete el factor de daño verdadero, Sfd, y el pseudofactor por restricciones en los túneles de los disparos, por lo que es de extrema

3



importancia cuantificar los componentes del efecto skin y así estimar el efecto de la estimulación dirigida a la remoción del daño verdadero de la formación en la vecindad del pozo y la eliminación de las restricciones en los túneles de los disparos. A continuación se presenta valores típicos de S y su significancia relativa Figura 2 Valores típicos de S y su significancia relativa

2.1.6. ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN -DAÑO DE PERFORACIÓN: Invasión de sólidos de perforación. Invasión de fluidos de perforación. -DAÑO DE CEMENTACIÓN: Lechada de cemento. Compresión del cemento. -DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS: Daños por punzado. Daños por fluidos de terminación. Daños en Gravel Packs. Daños durante la producción. Daño durante la limpieza del pozo. Daño durante el tratamiento ácido.

3



Tratamientos de control de agua. -DAÑO EN POZOS INYECTORES: Inyectores de agua. TIPOS VARIOS DE DAÑO: 

Emulsiones.



Cambios de mojabilidad.



Water Block.



Sarros.



Depósitos orgánicos.



Depósitos mixtos.



Fangos y arcillas. 2.1.7. ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN.

-DAÑO DE PERFORACIÓN: Invasión de sólidos de perforación: Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de pérdidas de circulación. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, haría que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del daño en las inmediaciones del pozo. Invasión de fluidos de perforación: Normalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la pérdida de inyección puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasión de filtrado que una

3



roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible químicamente con el filtrado de la inyección. Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad. En particular, la reducción de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actúan como pequeñas partículas sólidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicación de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaño de las partículas. Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitación en el interior de los poros. Cuando la circulación durante la perforación se hace a caudales más o menos elevados, el filtrado que invade la formación está a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitación de asfáltenos y parafinas.

-DAÑO DE CEMENTACIÓN: El principal objetivo de la cementación es lograr un perfecto aislamiento del anular del casing. El cemento no tiene las correctas propiedades de pérdida de fluidos, la formación queda poco protegida a la invasión de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de trabajo durante la cementación, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforación y más aún en cementaciones con flujos turbulentos. Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partículas del revoque.

Lechada de cemento: El tamaño desordenado de los granos de conforman al cemento, junto con el uso de agentes de deshidratación muy eficaces, resultan en

3



una limitada filtración de sólidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento. El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta a los minerales arcillosos de la formación.

Compresión del cemento: La etapa de compresión del cemento produce daños severos en arenas no consolidadas.

-DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS: Daños por punzado: Éste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%. Compactación de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente reducción en la permeabilidad local. La sobrepresión introduce restos de formación y da las carcazas en la formación, además introduce fluidos con sólidos en la formación. Penetración insuficiente, está afectada por la resistencia de la roca, y puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by- (wormholes). Inadecuada selección de la geometría. Se prefiere baja penetración pero con gran diámetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeños diámetros y gran profundidad en formaciones duras. Inadecuada elección de la presión diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable.

Daños por fluidos de terminación: Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos, bacterias y/o residuos de polímeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formación. Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsión block) y precipitación de incrustaciones.

3



Es necesario utilizar fluidos de terminación limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas. Los fluidos de terminación normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosión. Estos últimos pueden provocar un bloqueo por emulsión (emulsión block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar la Fe+++. Daños en Gravel Packs: Punzados y espacios entre casing y tubing sin arena. Gravel pack contaminado por partículas de la formación y por geles sin romper. Grasas, pinturas y residuos de polímeros entre la formación y el gravel pack. Inadecuada selección del tamaño de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formación durante la producción. Daños durante la producción: Algunos reservorios no pueden ser puestos en producción a altos caudales de flujo o elevados caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenómenos adversos. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles están siendo extraídos en forma simultánea. Dependiendo del tamaño de las partículas, estas pueden bloquear el poro a través de su interconexión con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en producción hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenómeno es mucho más complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones del pozo. El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presión de flujo por debajo del punto de rocío en el fondo del pozo, ocurriendo una destilación in-situ de las fracciones livianas producidas. Daño durante la limpieza del pozo: Altas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la formación.

Daño durante el tratamiento ácido: Materiales del tubing que son arrastrados hacia la formación, hay que tener en cuenta que los ácidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la cañería del tubing y el casing, disminuyendo el

3



espesor de los mismos, pudiendo llegar a dañarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las cañerías hacia la formación. Los surfactantes utilizados para dispersar sólidos durante la acidificación e inhibir la corrosión de las cañerías del casing y el tubing por acción del ácido crean dentro del sistema poral bloques de emulsión (emulsión blocks).

Bloqueo por agua (water block): Precipitación de productos secundarios de la reacción ácida con minerales de la formación. Los productos secundarios que podrían formarse, pueden ser analizados y predichos mediante modelos geoquímicas que dependen por un lado de la composición de la roca de la formación y de la composición del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinámicas. Algunos aditivos utilizados para prevenir la corrosión del hierro del sistema de producción pueden formar precipitados. La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes inhibidores de corrosión.

Tratamientos de control de agua: La fracción de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyección de poliacrilamidas. La mayoría de las veces, sin embargo, la inyección de las mismas lleva a una caída en la producción de gas y petróleo simultáneamente con la del agua.

EN POZOS INYECTORES Inyectores de agua: 1. Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento. 2. Perturbación in-situ de las arcillas. 3. Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación.

3



4. Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada.

Emulsiones: La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores.

Cambios de mojabilidad: La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que está mojando a la roca.

Water Block: El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo. El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de o con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales. Sarros: Los sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la

formación.

Normalmente esta precipitación es mucho mayor durante la producción, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo.

3



Depósitos orgánicos: Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión.

Depósitos mixtos: Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas. Fangos y arcillas: Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.

SISTEMA DE FLUIDO PARA UNA ESTIMULACION MATRICIAL 3.3.1 Ácidos que se usan en el lavado matricial 

Fluido de estimulación Acida de Arcilla Orgánica (Organic Clay Acid OCA)

Es un sistema ácido de alto rendimiento diseñado para formaciones de arenisca sensibles que pueden presentar el mayor desafío para los tratamientos de acidificación convencionales. Debido a la precipitación perjudicial de productos de reacción secundarios y terciarios, los lodos ácidos convencional tiene la mayor probabilidad de fallo en formaciones con muy alta temperatura o un alto contenido de arcilla que es sensible a HCl. El fluido OCA combina un efecto de retardo y la tecnología avanzada para la estimulación profunda al interior del depósito con una precipitación mínima. Reduce el riesgo de disminución de la producción, así como la precipitación mineral secundaria y terciaria que puede bloquear los poros. Sus propiedades de retrasado permiten una corrosividad reducida. El fluido OCA también

3



combate la formación de sedimentos, problemas que aquejan a los sistemas ácidos convencionales y estabiliza finos de formación mientras se mantiene la integridad de las estructuras de las areniscas para promover la producción a largo plazo.  . Agente divergente Agente químico utilizado en tratamientos de estimulación para asegurar una inyección uniforme en el área que se va a tratar. Los agentes divergentes, también llamados divergentes químicos, funcionan mediante la creación de un efecto de bloqueo temporario que se limpia con seguridad luego del tratamiento, lo que permite mejorar la productividad en todo el intervalo tratado. En la acidificación matricial en pozos de inyección, se utiliza ácido benzoico como divergente químico, mientras que, en pozos de producción, se utilizan resinas solubles en petróleo. Ambos compuestos son ligeramente solubles o inertes en un medio ácido [HCl], pero después de funcionar como divergente se disuelven con inyección de agua o producción de petróleo, respectivamente.  . OilSEEKER Fluido utilizado en estimulaciones acidas con altos cortes de agua. Este fluido al entrar al o con el agua de formación, la hace más viscosa, por esa razón al momento de la acidificación, el ácido entrara por la zona de menos resistencia o menos viscosa; es decir, donde se halla el petróleo y el ESTIMULACION MATRICIAL REACTIVA ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN ARENAS

La estimulación matricial es caracterizada por los gastos y presiones de inyección inferiores a la presiónde fractura. Esto permitirá una penetración del fluido a la matriz, en forma radial circular, con un consecuente mejor o de la zona dañada cercana a la pared del pozo con el fluido de estimulación. La estimulación matricial es de las técnicas más antiguas utilizadas en procesos de estimulación de pozos. El objetivo principal de la estimulación matricial es remover la condición de daño en la formación antes de que el pozo produzca a su potencial natural. El éxito de la estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento. Dependiendo de la interacción entre las soluciones de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, la estimulación matricialse divide en dos grandes grupos: estimulación matricial no reactiva y estimulación matricial reactiva

3



ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA La estimulación matricial reactiva o acidificación matricial consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a gastos y presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca. Su objetivo es Remover el daño ocasionado en las perforaciones y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones en el mismo. En formaciones de alta productividad la acidificación matricial se utiliza para estimular la productividad natural del pozo. En la estimulación matricial reactiva las soluciones de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales extraños que dañan la formación y disuelven los propios sólidos de la roca. Ésta estimulación se emplea para remover algunos tipos de daño como los daños ocasionados por partículas sólidas (arcillas), precipitaciones inorgánicas, etc. En formaciones de alta productividad, la estimulación matricial reactiva se utiliza no solo para remover el daño, sino también para estimular la productividad natural del pozo, a través del mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo disolviendo parte de los sólidos de la roca. Lostipo de estimulación tiene resultados satisfactorios y aún sorprendentes, cuando la formación se encuentra dañada. En el caso que no hubiese daño, solo pequeños incrementos en la productividad del pozo podrán esperarse.

3



La estimulación matricial reactiva se debe llevar a cabo a caudales de inyección bajos, generalmente su efecto se limita a remover los daños someros de la formación (3 a 5 ft). Se deben tener en cuenta:     

Temperatura Fluidos de formación Mineralogía Completación Reactividad

ESTIMULACION NO REACTIVA ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA Utilizada principalmente para remover daños por: Bloqueo por: • Bloqueo por Agua • Bloqueo por Aceite • Bloqueo por Emulsiones • Perdida de lodos • Depósitos orgánicos SELECCIÓN DEL FLUIDO ÓPTIMO       

Las condiciones del pozo El criterio económico La mineralogía de la formación La identificación y avaluación del daño La experiencia que se tiene en el área Los resultados de pruebas específicas del laboratorio Características de la formación

Proceso de la estimulación matricial no reactiva

1. Evaluación del daño:  Si es susceptible para removerse por este método, se procede a seleccionar la solución de tratamiento.  Si no es posible identificarse el daño, no deberá aplicarse la estimulación. 2. Selección de la solución de tratamiento: si la estimulación matricial no reactiva está indicada, los surfactantes deberán seleccionarse de acuerdo con los

3



procedimientos de laboratorio y las características expuestas en la siguiente tabla:

3. Gasto y presión de inyección: Se obtienen a través de la prueba de inyectividad. Y si no se dispone de esta prueba, se hace a través del paso 1 (evaluación del daño) 4. volumen de solución de tratamiento:  Depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la zona dañada.  Se recomiendo en lo general una penetración de 2 a 5 pies y que el intervalo tratado no exceda los 50 pies.  En caso de que exceda los 50 pies deberán usarse técnicas de estimulación selectiva por etapas. 5. Programa de la estimulación:  consiste en especificar todas las acciones que se tomaran, desde la planeación previa de la estimulación, antes, durante y después de la misma. 

En este programa deben incluirse los volúmenes, gastos, presiones, tiempos, tipos de fluido y los antecedentes necesarios del pozo, incluyendo su estado mecánico.

3



Para las formaciones de Areniscas el tipo de Ácido que puede usarse es: Ácido Fluorhídrico (HF), mezclado con HCL o con ácidos orgánicos. Se puede mezclar éste ácido con HCL o con ácidos orgánicos para disolver minerales arcillosos, feldespatos y arenas, debido a que los minerales arcillosos y los feldespatos tienen mayor área de o, la mayoría del HF se gastará más rápido en estos materiales que en el cuarzo o en las arenas. Es el único ácido que reaccionará con arena y otros minerales silicios como la arcilla, la reacción química es:

La reacción entre el HF y una arcilla como la bentonita, está dada por

E l H F r e a c c i o n a r á c o n m i n e r a l e s calcáreos como la caliza, sin embargo producirá precipitados insolubles de fluoruro de calcio:

La principal razón para acidificar una formación de areniscas es remover el daño causado por la invasión de partículas sólidas y al hinchamiento, dispersión, migración o floculación de finos. Estos tratamientos están limitados para daños someros de 1 a 3 pies de lavecindad del pozo, el HF puede ser retardado paramejorar la distancia de penetración del ácido. Un daño por arcillas puede ser una mezcla tanto de hinchamiento como migración de finos, cuando eso ocurre se debe acidificar la formación con un sistema que disuelva arcillas finas con contenido de sílice. En la mezcla de Ácido Fluorhídrico (HF) - Ácido Orgánico ( Acético o Fórmico), se puede utilizar para retardar la reacción con la arena y las arcillas, y disminuir el ataque corrosivo, de esta manera se puede penetrar más profundamente la formación y remover más daño. A menores temperaturas son másseveros los productos secundarios productos de la reacción de estamezcla de ácidos, por lo que se debe

3

delos



Ousar en pozos de 200 F de temperatura o mayor. La mezcla se debe preparar con agua dulce, nunca debe usarse salmuera o agua corriente para tratamiento con HF ya que estas aguas contienen sodio o potasio. Los efectos de la reacción del HF con la arena se incrementarán a medida que la temperatura se incremente, por ejemplo el ritmo de desgaste es 13 veces másrápido a 300 F que a 75 F. La mejor selección para remover daño por arcillas en pozos calientes y profundos con yacimientos en areniscas es la de 6% de ácido fórmico y1.5% de HF. En la estimulación de areniscas existentes etapas básicas de bombeo: a) Precolchon b) Fluido de tratamiento c) Fluido de desplazamiento A) EL PRECOLCHON Siempre se bombea por delante del HF, proporciona un barrido entre la mezcla del ácido vivo y gastado y los fluidos de la formación, este barrido reduce la posibilidad de formar fluosilicatos y fluoaluminatos de potasio. En el caso de usar HCL como precolchón este removerá el CaCO3 y evitará su reacción con el HF. Los más comunes son (básicamente son los mismos para el desplazamiento): Ácido Clorhídrico (HCL) Cloruro de Amonio (NH4Cl) Diesel Kerosina Aceite Estos se seleccionan en función de la Temperatura y de la composición mineralógica de la roca. La Figura nos muestra el comportamiento de los diferentes precolchones en función de ambas variables, esta puede ser utilizada en la selección del precolchón.

B) FLUIDO DE TRATAMIENTO

3



Removerá el daño por arcillas, para completar esto, el sistema ácido deberá contener iones de fluoruro. Los surfactantes en un fluido de tratamiento para un yacimiento de areniscas deben ser de tipo no iónico- aniónico y/o aniónico. La Figura nos muestra elcomportamiento de los diferentessistemas en función de la Temperatura yla mineralogía, esta puede ser utilizadaen la selección del fluido de tratamiento.

C) EL FLUIDO DESPLAZANTE Se utiliza para desplazar el HF, asegura que la mayoría del HF reaccione en la formación y contribuir a los resultados del tratamiento. El cloruro de amonio es el más común y es una de las pocas sales que no precipitará con el HF o con el HF gastado, el diésel se utiliza también en pozos de aceite. Ya que el HF reacciona muy rápidamente, no se recomienda un largo período de cierre, debe empezar a regresarse los fluidos tan pronto como con formaciones de baja permeabilidad. Una vez que se han bombeado los fluidos hacia la formación, cumpliendo con las etapas del tratamiento finalmente se bombea un fluidodesplazadorcompatible con el sistema y cuyo volumen será igual al volumen de las tuberías hasta la base del intervalo a disparar. En el caso de la estimulación matricial en areniscas, la apertura del pozo debe ser lo más rápido posible.

El éxito de cualquier tratamiento matricial depende de la respuesta favorable que tenga la formación ante la formación ante el fluido de tratamiento. Por ello, el fluido de tratamiento debe eliminar el daño de formación y ser completamente compatible con la roca y los fluidos de la formación. La sensibilidad que una formación pueda tener ante un fluido dado incluye todas las reacciones perjudiciales que puedan ocurrir al entrar en o el fluido y la roca: la pérdida de consolidación y el colapso de la matriz, la liberación de finos o la formación de precipitadas. Una formación es “sensible” si la reacción entre el fluido en cuestión y los minerales de la roca genera un daño en la formación.

3



La sensibilidad de las areniscas se ve afectada por daño a la formación causada por el ácido fluorhídrico, así como otros factores. Los iones de silicio, aluminio, potasio, sodio, magnesio y calcio pueden formar precipitados a temperaturas determinadas y una vez que se exceda su límite de solubilidad, podrían generar daños en la formación. Por ello, la sensibilidad depende de la reactividad general de los minerales de la formación con el ácido.

La solubilidad real de los minerales de un yacimiento de areniscas depende en gran medida de su posición dentro de la estructura de la roca. Por ello, los estudios petrográficos nos pueden ayudar a entender la respuesta de la roca al tratamiento durante la prueba de flujo.

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO El trabajo de fracturamiento hidráulico de un pozo consiste en la inyección de un fluido a presión denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la roca que se quiere fracturar, expuesta en la cara del pozo, para lograr la falla de la misma, es decir, hasta fracturar o hacer fallar la formación.

3



APLICACIONES DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. También se utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco consolidadas y para atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación (asfáltenos, parafinas y arcillas migratorias).

3



DISEÑO DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Antes de ejecutar un fracturamiento hidráulico, se realiza un diseño en el cual se debe de tener conocimiento de diversos parámetros que serán empleados en cualquier software de las diferentes empresas de servicios (ejemplo: FracCade, Frac pro, Meyer), para la simulación de los parámetros de fractura como lo son (longitud, ancho, conductividad, alto de fractura, plan de bombeo, concentración del agente de soporte), ajustando de tal manera estos parámetros a los requeridos en cada trabajo en particular.

3



EJECUCION Y EVALUACION DE LA FRACTURA Antes de la evaluación de la fractura son ejecutadas una serie de pruebas (comunicación, prebolado, mini frac, entre otros). La evaluación de la fractura es realizada inmediatamente después de finalizado el bombeo, con la data obtenida de las presiones manejadas durante el tratamiento. Considerando en esta evaluación el tiempo de cierre, el empaque de la fractura, longitud alcanzada, los intervalos fracturados, si ocurrió arenamiento en el pozo durante o después de la fractura, el tiempo de rompimiento de gel de la fractura, tiempo de activación de los pozos después de finalizado el trabajo determinando de esta manera el éxito o fracaso de la operación de la fractura

3



EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Los equipos de fracturamiento actualmente usados son: •

Equipos de almacenamiento de fluidos.

•

Equipos de almacenamiento de agentes de sostén.

•

Equipos mezcladores.

•

Equipos de bombeo de alta presión.

•

Centro de control.

•

Líneas de superficie y de distribución

3



OPERACIONES ADITIVOS La sílica flúor o sílica sand se ha utilizado en fracturas de formaciones naturalmente fracturadas para sellar microfracturas laterales, permitiendo de este modo, que progrese la fractura generada por bombeo hidráulico. Cuando se utiliza sílica sand o arena malla 100, debe evitarse mezclarla con el agente activador, debido a que reduce la permeabilidad del mismo en la fractura. En este caso, es aconsejable el uso de preflujo alternados con reductor de filtrado y arena obturante.

AGENTES DE SOSTÉN El agente de sostén más convencional y de mayor uso en la industria del petróleo es la arena. Su utilización se remonta desde las primeras operaciones realizadas con entibadores y su selección, surgió de su fácil disponibilidad y bajo costo. Los productos más comunes son: •

Arena.

•

Cascara de nuez

•

Bolas de aluminio o acero

•

Esferas de vidrio

•

Arenas recubiertas en resina (curado completo)

3



•

Arenas recubiertas en resina (curado parcial)

•

Bauxita

•

Cerámicos.

COIL FRAC Se trata de una solución innovadora tanto para nuevas terminaciones de pozos como para reparaciones. El servicio de estimulación a través de tubería flexible CoilFRAC es una mezcla de tubería flexible y tecnología de fracturamiento selectivo. En combinación con arreglos de fondo de pozo especialmente diseñado, el servicio de estimulación CoilFRAC permite aislar efectivamente las zonas de interés sin necesidad de efectuar costosas operaciones de reparación. El potencial del yacimiento aumenta a la vez que se reducen considerablemente el tiempo de terminación total y los costos unitarios.

3



Prueba de Resistencia de la Formación

Una prueba de la resistencia de la formación o “prueba de jarra”, se actualiza cuando hay un riesgo de un daño en la formación.

Durante esta prueba, el pozo es presionado a una presión predetermina la cual la formación debería ser capaz de aguantar.

Si el peso de lodo de Fractura o gradiente se saben, la Presión de Prueba de Superficie (STP) para permanecer debajo se puede calcular en la siguiente manera: STP psi = 0.052 X Revestidor Prof. pie X (Peso de Lodo e Fractura

ppg

– Peso

Lodo Presente ) ppg

ó STP psi = Revestidor Prof. pie X (Gradiente de Fractura ppg/pie – Gradiente Lodo Presente ppg/pie)

Si esta prueba se realiza sin fracturar la formación, la

3



prueba se considera “buena.” La ventaja: la formación no se dañó.

La desventaja: resistencia máxima de la formación no fue determinada.

Prueba de Goteo (LOT) Una Prueba de Goteo es realizada para estimar la máxima cantidad de presión o densidad de fluido que la formación que se prueba puede soportar antes de que ocurra pérdidas o fractura de formación. Según cómo esta prueba se realice, se tiene que tomar en cuenta las diferentes propiedades del lodo

Hay varias técnicas del LOT, que dependen en como la presión pueden ser aplicada a la formación y puede obtenerse distinto resultado. Estos incluyen:   

Bombear la sarta abajo Bombear el revestimiento abajo Circulación por el estrangulador

Realización de la Prueba de Goteo No es importante el método ni prueba que se utiliza, lo siguiente se tiene que realizar: Determine las condiciones del fluido. Cierre de Pozo. Utilizar la correspondiente técnica de presurización. Bombear LENTAMENTE y comience anotar las presiones.

3



APLICACIÓN Planteamiento Repsol presento un plan de desarrollo que incluye la intervención en el pozo LPSX4. El desafío es incrementar y mantener la producción del pozo depletado de areniscas no consolidadas mediante la remoción del daño, la estabilización de los finos. Este campo ha estado en producción desde el 2001 produciendo de a formación petaca y tiene una terminación de empaque de grava debido a la arena no consolidada. A partir del 2006 empezó a declinar la producción, donde el equipo de ingeniería de producción propuso intervenciones del pozo utilizando empacadores de válvula y estimación de pozos cayendo nuevamente la producción. Después de un análisis global del historial de producción del pozo, se decidió colocar el sistema de levantamiento artificial de gas lift no obteniendo buenos resultados se recomendó la limpieza de pozo con un ácido matricial, efectuando con tubería flexible y nitrógeno. Basados en el análisis realizado de daño de formación, se propuso efectuar un tratamiento con CleanSweep, ácido clorhídrico y ácido oca. La siguiente Tabla muestra las propiedades de la formación petaca donde se realizó el tratamiento.

Espesor neto Permeabilidad Porosidad Temperatura de

DATOS CONVERSIÓN CANTIDAD UNIDADES CANTIDAD UNIDADES 12 m 39,37 pies 30 md 20 % 165 º R 625,00 º R

fondo Presión de

1600

psi

reservorio RGP PM del gas Radio de drene

250 24,54 1500

PCN/BN lb-mol pies

3

1614,70

Psia


Casing de

7

producción Viscosidad del

0,93

petróleo API Casing de

35 6,725


pulgadas

0,58

pies

. º pulgadas

producción

4.2.

Solución del caso

5.3.1. Propiedades del fluido Cálculos previos Radio del pozo(��)

0,29

pies

Cálculo de propiedades del fluido SGg Temperatura crítica Presión crítica Temperatura pseudoreducida Presión pseudoreducida

0,85 415,23 670,17 1,51 2,41

��Ñ �� = 187 + 330 ∗ �� − 71,5 ∗ ��2 �� = 706 − 51.7 ∗ �� − 11.1 ∗ ��2

3

ºR Psia



��

��

�� =

�� = ��

��

5.3.2. Cálculo de factor de compresibilidad del gas 10(0,3106−0,49∗1,5+0,1824∗1,52)=0,968

D=

C= 0,132 − 0,32 ∗ log(1,5) = 0,076 B=

A= 1,39 ∗ (1,5 − 0,92)0,5 − 0,36 ∗ 1,5 − 0,101 = 0,418 �

1 − 0,418

0,968 �

5.3.3. Viscosidad del condensado

��

��

��/��

�� = �� ∗ ��=0,85*28,97 lb-mol=24,62 lb-mol

�

3



� = 2,4 − 0,2 ∗ 1,583 = 2,083

�

� �� = 118,736 ∗ 10−4 ∗ �1,583∗0,0122,083 = 0,012 ��.

4.3.4. Método de Darcy 703 ∗ 10−6 ∗ 30 ∗ 39,37 ∗ (��2 − ��2) �� = 1500 0,012 ∗ 0,8 ∗ 625 ∗ [�� (

)−

3 + �]

0.29

4

�� = 1,284 ∗ 10−3 ∗ (��2 − ��2) Para s=100 �� = 2,394 ∗ 10−3 ∗ (��2 − ��2) Para s=50

Pwf

AOF

(PSIA)

CON

CON

S=100

S=50

(PCD)

3

AOF

(PCD)



0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1614,7

3348 3335 3296 3232 3142 3027 2885 2719 2526 2308 2064 1794 1499 1178 831 459 61 0

3

6242 6218 6146 6026 5859 5643 5380 5069 4710 4303 3848 3345 2794 2196 1550 855 113 0



CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES  Se puede evidenciar la importancia de la estimulación y el daño de 

formación durante la producción de pozos Identificar los daños presentes en la formación, así como los tipos de



daños y su respectiva remoción Las técnicas de estimulación son estimulación matricial que pueden ser reactivas y no reactivas mediante acidificación y el fracturamiento hidráulico mediante inyección de fluido RECOMENDACIONES

- La selección de los pozos candidatos para la aplicación de una técnica de estimulación, debe ser minuciosa, teniendo en cuenta la evaluación económica y logística. - Las características del fluido, apuntalante, geometría de la fractura y propiedades del yacimiento permiten realizar estudios en los cuales se seleccione el sistema óptimo que permita el éxito del tratamiento aplicado. - Tomar muy en cuenta la química en los tratamientos que se van a aplicar, para poder aplicar el tipo de ácido y la concentración correcta. - Los operadores recomiendan que cuanto más grande y grueso es el filtro en una técnica de frack pack, mejor funciona el pozo. - Es muy recomendable actualizarse en artículos que sean publicados sobre fluidos de vanguardia que se utilicen durante el proceso de frac-pack, ya que debido al aumento de la aplicación de esta técnica alrededor del mundo, se siguen realizando estudios y pruebas a distintos sistemas de fluidos.

3

Proyecto De Estimulacion De Pozo Para Imprimir.doc 4j4i2f

Overview 3e4r5l

More details w3441

Related Documents 3m3m1z

Proyecto De Estimulacion De Pozo Para Imprimir.doc 4j4i2f

Materiales Para Pozo De Visita 256r6c

Estimulacion Matricial Proyecto 4f354o

Proyecto Estimulacion Temprana 4r2c1n

Proyecto Estimulacion Sensorial.pdf i255

Proyecto Pozo Petrolero 2a1g1h

More Documents from "Mery Rosales" 4bf4c

Proyecto De Estimulacion De Pozo Para Imprimir.doc 4j4i2f

Diagrama Funcional 523k4f

Christopher Pelant 6o3k18

6l6m1j

Cuestionario Cruz Roja 721y3a

6l6m1j