Estimulación de pozos
Definición.
Se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de éste a la formación. Objetivos para la estimulación de pozos.
Para pozos productores, incrementar la producción de hidrocarburos
Para pozos inyectores, aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor
Y para procesos de recuperación secundaria mejorada, optimizar los patrones de flujo Importancia de la estimulación.
Entre las contribuciones más significativas a la industria petrolera esta la ESTIMULACION DE POZOS. A través de la estimulación es timulación de pozos ha sido posible mejorar la producción prod ucción de aceite y gas e inclusive, incrementar las reservas recuperables. La estimulación ha llegado a ser una práctica estándar, y se puede asegurar que actualmente no existe pozo productor o inyector que no haya sido estimulado cuando menos una vez, pudiéndose considerar que la mayoría de los pozos perforados en este siglo han sido estimulados. Aun mas, considerable porcentaje de reservas de hidrocarburos, ha sido `posible producirlas económicamente a través de una Estimulación. La estimulación se ha aplicado a todo tipio de formaciones y profundidades de los pozos petroleros y se ha extendido a pozos de agua, de vapor, de desecho, etcétera.
A través de los años la tecnología asociada con la estimulación se ha enriquecido significativamente, desarrollándose métodos, materiales y equipos para estimular todo tipo de yacimientos. Los avances tecnológicos son consecuencia de la experiencia e investigación llevada a cabo desde los finales del siglo pasado; sin embargo. Los conocimientos sobre la estimulación de pozos aun no han sido del todo desarrollados. Consecuentemente, la aplicación del conocimiento actual para optimizar técnica y económicamente los diseños de estimulación, es algunas veces incierta y puede conducir a fracasos, por lo que la investigación en el campo de la estimulación continúa ininterrumpidamente. Desarrollo histórico.
El primer método de estimulación de la productividad de un pozo que fue aplicado se remonta al inicio de la explotación industrial de petróleo, aproximadamente en 1860. Este proceso fue ideado a través del uso de nitroglicerina que se hacía explotar. El método se llamó fracturamiento con explosivos y llego a ser popular en 1920. En 1894 el HCL se aplico en formaciones de caliza en Lima, Ohio, siendo patentado el proceso en marzo de 1896 (U.S: No. 556669), método abandonado o poco usado por la alta corrosión ocasionada en las instalaciones superficial y subsuperficial de los pozos. En 1929 se inyecto a la formación bajo `presión en Kentucky. Hasta 1932, con el desarrollo de los inhibidores de corrosión, la acidificación fue ampliamente aceptada y reconocida como un medio efectivo ede incrementar la productividad de los pozos. En 1940 se introdujo el empleo de mezclas de ácidos HCL-HF. El estudio de problemas de acidificación, inyección de agua, pérdidas de circulación, cementaciones forzadas y la incipiente estimulación de pozos con explosivos, condujeron a considerar otro de los más importantes métodos: el Fracturamiento Hidráulico, patentado por R.F Farris en noviembre 10 de 1953, e
introducido por Clark. La primera operación se efectuó en 1947 en un campo de gas 8hugoton) en Kansas, en el pozo Klepper No. Con resultados desalentadores. Posteriormente con el empleo de mayores volúmenes y gastos se aprobó con éxito y su aplicación fue ampliamente extendida a todos los países y a la mayoría de los tipos de yacimientos y a profundidades de hasta 6,000m y más. Adicionalmente y en forma simultánea se han desarrollado y probado una gran variedad de otros métodos de estimulación. Aunque de menor importancia a los previamente citados. Datos del yacimiento
Los parámetros más importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación son:
Permeabilidad
Presión de yacmiento
Porosidad
Mineralogía de formación
Densidad de los fluidos de la formación
Saturación de los fluidos de formación
Temperatura del yacimiento
Profundidad de la formación
Factor de daño
Curvas de incremento y decremento.
El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma importancia, ya que dependiendo del comportamiento de las mismas dirante su vida productiova se puede determinar que el yacimiento esta dañado, y para la comprobación del mismo se echa mano de herramientas para la determinación de parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del yacimiento. Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado.
Análisis de muestras y pruebas de laboratorio.
Análisis de muestra El éxito de un tratamiento en su gran porcentaje depende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una serie de análisis y pruebas más comunes.
Análisis composicional, esta prueba nos permite detectar la presencia de emulsiones, sedimentos orgánicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar provocando el daño al yacimiento. De este análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo. En forma similar para el agua se determina la densidad, ph y sales disueltas en ella (cloruros). Además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen orgánicos o inorgánicos (fierro).
Análisis mineralógico, este análisis se realiza para determinar el contenido de minerales y su proporción en la roca del yacimiento, es de suma importancia conocer la mineralogía ya que dependiendo de ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditivos. Este análisis se puede determinar de dos formas, fluorescencia y difracción de rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los minerales presentes en la roca analizada. Pruebas de laboratorio.
Pruebas de compatibilidad, de esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora.
Pruebas de emulsión, estas pruebas se realizan para determinar la cantidad de acido separada en el menor tiempo, la calidad de las fases acido hidrocarburos (aceite) y la tendencias a precipitados de asfáltenos o lodo
asfaltico. Prueba de análisis de agua de formación. Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los aparejos de producción y la precipitación de estas en la formación. Software técnico para el diseño de las estimulaciones.
El software debe contemplar los siguientes aspectos:
Selección de candidato. Establecer en esta etapa la validación de los datos de tratamiento y la cuantificación de producción postfractura, teniendo como meta principal la selección de pozos con bajo riesgo y alto potencial.
Establecer la naturaleza y localización del daño, el software debe ser capaz de identificar el daño y su posible origen, ya que de esto se desprende la selección adecuada de los fluidos de tratamiento.
Selección de los fluidos de tratamiento y sus aditivos en función del daño pronosticado
Determinación de la presión y gasto de inyección
Determinación de los volúmenes de los fluidos de tratamiento
Desarrollar cedulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento
Definir etapas de limpieza del pozo
Análisis económico y rentabilidad del tratamiento
Algunos de los métodos usados se exponen a continuación.
Estimulaciones químicas: como métodos de tratamientos de problemas a pozos productores. Acidificación La acidificación es una de las aplicaciones más viejas usadas en la industria petrolera para la estimulación de pozos. Empezó a usarse en 1985. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (CaCO3, calizas), ácido clorhídrico (HCL) en solución de 15%, ha sido un buen disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor.
2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2 Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el ácido. Durante los años, el diseño y realización de tareas de acidificación de pozos petrolíferos han evolucionado en todos los aspectos. Los análisis básicos de laboratorio son más extensos y fundamentales para determinar las características físicas y químicas de las rocas y sus reacciones a los diferentes tipos de ácidos aplicables como: puros, concentrados, diluidos o gelatinosos. Factores como la viscosidad, densidad, temperatura, presión, penetración y celeridad o amortiguación de la reacción son evaluados con miras a obtener el mejor resultado posible. Como los ácidos clorhídricos y fórmicos son corrosivos, se dispone de inhibidores y otros aditivos que permiten aminorar su corrosividad en el equipo de acidificación y las tuberías del pozo mismo. La acidificación es un método para aumentar el rendimiento de un pozo bombeando ácido directamente en un yacimiento productor con objeto de abrir canales de flujo mediante la reacción de los productos químicos y los minerales. Al principio se utilizaba ácido clorhídrico (normal) para disolver las formaciones calizas. Este ácido es aún muy utilizado, pero ahora se le añaden diversas sustancias químicas para controlar su reacción y evitar la corrosión y la formación de emulsiones. Junto al ácido clorhídrico se emplean también ácido fluorhídrico, ácido fórmico y ácido acético, dependiendo del tipo de roca o de los minerales del yacimiento. El ácido fluorhídrico siempre se combina con uno de los otros tres ácidos y originalmente se usaba pa ra disolver la arenisca. Suele llamársele “ácido anti lodo”, dado que actualmente se utiliza para limpiar perforaciones taponadas
con lodo de perforación y restaurar la permeabilidad dañada en las inmediaciones del agujero del pozo. Los ácidos fórmico y acético se utilizan en yacimientos profundos, muy calientes, de caliza y dolomita, y como ácidos de descomposición antes de la
perforación. El ácido acético también se añade a los pozos como agente tampón neutralizante para controlar el pH de los líquidos de estimulación del pozo. Casi todos los ácidos llevan aditivos, como inhibidores para evitar la reacción con los revestimientos metálicos, y tensoactivos para prevenir la formación de lodos y emulsiones. Para la gran mayoría de aplicaciones, la acidificación se usa en yacimientos de areniscas con el objetivo de remover el daño de la formación. En formaciones donde el contenido de cuarzo es de aproximadamente el 95%, es posible estimular la formación por disolución de cuarzo. Procedimiento operacional Generalmente el procedimiento operacional en un trabajo de acidificación es el siguiente:
Pickling: consiste en inyectar agentes de control de hierro tanto en la tubería de producción, casing y coiled tubing, para evitar posible contaminación del tratamiento principal.
Desplazamiento del crudo (solvente) 10-75 gal/pie
Desplazamiento del agua de formación 12-25 gal/pie
Preflujo de ácido acético para limpieza 25-100 gal/pie
Preflujo de HCl con el objetivo de evitar reacciones secundarias 25-200 gal/pie
Tratamiento principal (HCl-HF, ácido orgánico, HF de acuerdo al tipo de formación) 25-200 gal/pie
Overflush (que debe ser el mismo ácido para mantener el equilibrio del sistema.
Desplazamiento. Propiedades de los fluidos de acidificación Velocidad de reacción: El tratamiento ácido puede superar o reducir
varias clases de resistencias al flujo, tales como:
Baja permeabilidad natural de la formación
Conductividad ilimitada de fisuras naturales o inducidas
Hinchamiento de arcillas
Permeabilidad reducida en la vecindad del borde del pozo a causa de incrustaciones
Reducción del diámetro efectivo del tubing como resultado de una acumulación de incrustaciones. Concentración: Dependiendo del ácido a usar y de factores tales
como:
Tiempo de reacción
Corrosión de tuberías
Solubilidad de la formación
Efecto de los productos de reacción
Mecanismo de mordedura de la formación
Características emulsionantes y de formación de sedimento o sedimentos de asfaltenos del crudo
Efectividad del desemulsionante en la formulación del ácido. Viscosidad: Ya que los sistemas de ácido son a base de agua, su
viscosidad es alrededor de un centipoise y actúan como fluidos newtonianos Corrosión (no aditiva): La corrosión de metales en el pozo es un fenómeno que tiene lugar durante el tratamiento ácido, el cual es aceptado siempre y cuando se controle para que no pase de determinados valores. Presión de fricción: Puede ser definida como la presión (o carga) por el flujo del agua u otros fluidos como resultado de la fricción entre el fluido en movimiento y las paredes del conducto.
Acidificación en areniscas La arcilla, juntamente con el material calcáreo, va a reaccionar con el ácido
fluorhídrico (HF) aún cuando el régimen de reacción es bajo comparado con el
ácido clorhídrico (HC1) en calizas. Ya que el ácido fluorhídrico reacciona con areniscas, sedimentos, arcillas y la mayoría de los lodos de perforación, ha sido hallada efectivo para eliminar da de formaciones en la estimulación de yacimientos de areniscas. La concentración más común es de 15% de HCl y 3 o 4% de HF. El ácido clorhídrico en estas formulaciones tiene tres propósitos:
Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio.
Para disolver el material soluble al HCL y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro de HF.
Para prevenir la precipitación de Fluoruro de Calcio. Otros usos La acidificación sirve muchas veces como colchón de fracturamiento
hidráulicos, para disolver finos y partículas formadas en el proceso de cañoneo. Rompe las emulsiones en las formaciones que son sensibles a pH bajo o que están estabilizadas por partículas que el ácido pueda disolver. Es usado también para romper fluidos del tipo gel viscoso sensibles al ácido en los tratamientos de fracturas hidráulicas, que no se hayan roto después de finalizar un tratamiento. Los pasos básicos para el diseño de una acidificación son básicamente los siguientes:
Seleccionar los candidatos de pozos más adecuados, evaluando la severidad del daño, su localización, radio de penetración del daño y si un ácido puede remover el mencionado daño.
Diseñar el tratamiento más adecuado de acuerdo a: el tipo de ácido que puede remover el daño de la formación y su compatibilidad con la formación y los fluidos contenidos en ella, caudal máximo de operación.
Control de calidad.
Monitoreo del tratamiento.
Evaluación de resultados.
Entre los daños por el ácido tenemos: sólidos y filtrado de lodo durante la perforación, invasión de filtrado durante el proceso de cementación (a causa del efecto del pH), compactación de la zona cañoneada, taponamiento de depósitos orgánicos, carbonato de calcio, migración de fluidos y óxidos de hierro durante la producción; invasión de sólidos, hinchamiento de arcillas durante trabajos de reacondicionamiento; desprendimiento de arcillas y finos, precipitación de sólidos formados por las reacciones químicas entre los fluidos tratamiento-formación y cambio de mojabilidad durante un trabajo de estimulación. Tipos de estimulaciones ácidas y bombeo de ácidos
Los tratamientos de estimulación requieren de una selección apropiada tanto del ácido como de la técnica de acidificación, para lo cual debemos considerar tres factores químicos correlacionados al seleccionar el ácido apropiado: La estequiometria, el equilibrio termodinámico y la velocidad de reacción. La estequiometria de una reacción ácida con los materiales de la formación relaciona la proporción molecular entre reactivos y productos de reacción, y una vez conocida se puede calcular fácilmente la cantidad de formación disuelta por un volumen del ácido. Un parámetro útil que relaciona la estequiometria del ácido es el poder disolvente. Se establece un equilibrio termodinámico en muchas reacciones ácidas antes que el ácido haya reaccionado totalmente. En particular en el equilibrio alcanzado en la reacción de ácidos orgánicos (tal como el acido acético o fórmico) con formaciones de piedra caliza o dolomitas. Las consideraciones del equilibrio controlan también la precipitación de los productos de la reacción que puede anular los beneficios del tratamiento en formaciones carbonáticas o areniscas.
La velocidad de reacción entre un determinado ácido y el material de la formación fija el tiempo requerido para que el ácido reaccione. Al evaluarlo junto con la geometría dentro de cual ocurre la reacción, se puede estimar la distancia que el ácido penetra lejos del pozo (y con ello la estimulación esperada). Tipos de estimulaciones ácidas Se conoce como estimulación a una serie de tratamientos que tienen por objeto eliminar el daño a la formación y restaurar la capacidad natural de producción del pozo, o según el caso, incrementarla por encima de su capacidad natural. Si la inyección del tratamiento se realiza a tasas y presiones inferiores a las necesarias para vencer la resistencia mecánica de la roca, el tratamiento será matricial, si se excede la resistencia mecánica de la roca, será un tratamiento de fracturamiento. Entre las estimulaciones acidas podemos encontrar las siguientes:
El lavado ácido Tiene como propósito remover los depósitos de las paredes del pozo
o para abrir los intervalos perforados obturados, generalmente tapados con escalas.
Estimulación matricial
Consiste en eliminar el daño a la permeabilidad en las cercanías del pozo para restaurar su capacidad natural de producción. La estimulación matricial se lleva a cabo inyectando fluidos en la formación, reactivos o no, en régimen de flujo radial, a presiones inferiores a la presión de fracturamiento de la formación con el objeto de eliminar el daño presente y restaurar la permeabilidad a su valor original.
Estimulación matricial en carbonatos Para las formaciones de carbonatos los tipos de ácido que pueden usarse
son:
-
Ácido Clorhídrico (HCL)
-
Ácidos Orgánicos ( Acético y Fórmico)
Este tipo de estimulaciones, ya sea en formaciones calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generación de canales por la disolución de material que genera el ácido. El Ácido Clorhídrico es el ácido mas utilizado en la estimulación de pozos, y el más fuerte, al 15% se le conoce como ácido regular, si comparamos la misma concentración, es el más corrosivo de los ácidos, reacciona con la caliza y la dolomita. Los agentes de superficie (surfactantes) son los principales productos químicos que se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar estos fenómenos de superficie. La selección de un químico para cualquier aplicación particular dependerá de que contaminante esta taponando o bloqueando la permeabilidad de la formación. El HCL no disolverá parafinas, asfaltenos o grasas de la tubería, los tratamientos de esos sólidos o agentes bloqueadores requiere de un solvente orgánico efectivo ( normalmente un solvente aromático como tolueno, xileno u ortonitrotolueno) .
Estimulacion matricial en arenas
Es realizada con el empleo de surfactantes, solventes mutuos y desemulsificantes, en el caso de pozos de gas es recomendable el uso de ácidos alcohólicos. Los depósitos Orgánicos como parafinas y asfaltenos dañan la Permeabilidad absoluta, sus orígenes son numerosos y complejos, su principal mecanismo es el cambio en la temperatura y presión en el pozo y las cercanías, pueden removerse con solventes aromáticos (Xileno y Tolueno) y aditivos (antiasfaltenos, dispersantes de parafinas).
Se puede mezclar ácido fluorhídrico 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 contacto, la mayoría del HF se gastará más rápido en estos materiales que en el cuarzo o en las arenas.
La fractura ácida Consiste en estimular el pozo más allá de su capacidad natural de
producción, eliminando el daño y parte de la matriz de roca calcárea. En el fracturamiento ácido, los fluidos se inyectan a presiones por encima de la presión de fracturamiento de la formación, con el objeto de crear canales de alta permeabilidad por medio de la disolución química de parte de la matriz. En este caso la permeabilidad creada es mayor que la original de la formación.
Fracturamiento hidráulico Un fracturamiento hidráulico es la superposición de una estructura de muy
alta conductividad en el yacimiento, de modo que exista un gran contraste entre la permeabilidad de éste y la de la fractura, y el aporte de fluidos sea desde el yacimiento a la fractura y de ésta al pozo. En general se fracturan yacimientos de arenisca de baja permeabilidad natural, o aquellos que han sufrido daño que no puede ser eliminado por medios químicos. Aunque los sistemas de ácido son diferentes para cada uno de estos tipos de roca, los principios que rigen son los mismos; así, si no hubiese daño, el volumen de ácido requerido para mejorar la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo sería muy grande, especialmente en areniscas, y no podría justificarse el gasto con el pequeño aumento en la producción. En rocas carbonáticas, el ácido pasa a través del daño, formando túneles. Así, el incremento en la permeabilidad será mucho mayor en carbonatos que en areniscas. Tipos de ácidos
La mayor parte de la producción de hidrocarburos se presenta en formaciones carbonatos o areniscas. Durante la etapa de perforación o culminación diversos factores químicos o mecánicos pueden alterar su estado provocando daños que resultan en una caída de presión y por lo consiguiente una disminución de la producción de hidrocarburos. El tratamiento en general para este tipo de formaciones puede clasificarse en la siguiente forma: Reactivas y No reactivas, así mismo, se usan combinaciones de ellos, y el uso de aditivos, para diversas aplicaciones.
Reactivas
• Acido Clorhídrico, HCl • Acido Fluorhídrico, HFl • Acido acético CH3 - COOH • Acido fórmico HCOOH
No reactivas
• Solvente Mutuos • Solventes Aromáticos
El ácido clorhídrico y el ácido fluorhídrico son ácidos minerales, mientras que el ácido acético y el ácido fórmico son ácidos orgánicos. También encontramos sistemas de ácidos retardados como ácido gelificado, ácido químicamente retardado y ácido emulsionado.
Tratamientos de estimulación por combinaciones de ácidos (reactivas) Se utilizan combinaciones de estos ácidos mezclados con aditivos para diferentes aplicaciones. Entre las combinaciones mas utilizadas en la industria petrolera tenemos: Mud acid Su nombre se debe a su uso durante muchos años para eliminar el daño causado por lodos de perforación. Consiste en una mezcla de ácido clorhídrico y ácido fluorhídrico, siendo la más usual 12% HCl- 3% HF a la cual se conoce RMA o Regular Mud Acid. Esta clase de ácido reacciona rápidamente con los minerales arcillosos y lentamente con los feldespáticos y cuarzo. Las reacciones pueden dar lugar a la precipitación de productos insolubles y a la pérdida de la resistencia mecánica de la matriz de la arenisca, por lo que se recomienda hacer pruebas previas de laboratorio para determinar la concentración óptima del HF. Recientes investigaciones han demostrado que, para evitar la precipitación de compuestos de aluminio durante la estimulación con este tipo de ácido se requiere que la relación HCl sea de un mínimo de 6-1, y de un máximo 9-1, de modo que se mantenga el pH ácido al máximo mientras se gasta el HF. HCl La mayoría de los tratamientos de formaciones carbonáticas emplean ampliamente el ácido clorhídrico, generalmente usado al 15% de la solución en agua. Con el desarrollo de inhibidores para prevenir la corrosión en las tuberías, mejoraron las concentraciones usadas (más altas) y aumentar la eficacia. Concentraciones diluidas son utilizadas en donde el poder disolvente del ácido no es la única necesidad. Así, en la acidificación de areniscas donde el HCl al 5% y 7.5% se utiliza a menudo para desplazar agua congénita delante de mezclas ácidas Clorhídrico – Fluorhídrico.
Acido fluorobórico (HBF4) Es un tratamiento de estimulación para los reservorios formados por areniscas que generalmente están compuestos de cuarzo con varios materiales de arcilla, incluso feldespato, carbonatos y otros. Surge de la necesidad de generar lentamente el HF a condiciones de yacimientos, dada a la rápida reacción del HF puro con las arcillas lo cual hace que tenga poca penetración antes de gastarse. Tiene la propiedad de estabilizar las partículas finas y se lo conoce comercialmente como Clay Acid o Sandstone Acid. Es un tipo de ácido que surgió como una alternativa del Mud Acid y genera HF por hidrólisis a medida que se consume en su reacción con las arcillas y en algunos casos se puede inyectar como una etapa del tratamiento después del Mud Acid para penetrar profundamente. Se recomienda especialmente en arenas con alto contenido de caolinita, porque la estabiliza, igualmente, es adecuado en arenas con contenido de minerales potásicos, ya que evita la precipitación de compuestos dañinos. Tratamientos (no reactivos) Son utilizados en aquellos pozos que presentan daño de deposición de asfáltenos o parafinas, se trataran con mezclas de solventes aromáticos, surfactantes y solventes mutuos que en algunos casos podrán contar con ácido anhídrido (glacial), para reducir el agua presente en los alrededores del pozo, por ejemplo un tratamiento especial a los pozos inyectores de agua que presentan taponamiento por bacterias sulfato reductoras; este consiste en inyectar al pozo una solución concentrada de HIPOCLORITO DE SODIO, pero antes es necesario realizar pruebas de laboratorio para determinar la posible reacción del hipoclorito u otro oxidante fuerte con los minerales, en general, se recomienda que los oxidantes no penetren mucho en el medio poroso, sino que sólo limpien la cara de la formación.
Las soluciones acuosas, solventes mutuos y estabilizadores de arcillas pueden ser utilizadas en formaciones muy sensibles al HCl (contenido de clorita), este puede ser usado pero solo después de haber inyectado un volumen de agua para evitar el contacto con el hipoclorito con el ácido, lo cual genera cloro gaseoso con grave peligro para la seguridad. Los daños ocasionados por el bloqueo de agua se pueden tratar también con solventes y surfactantes para así poder reducir en lo más mínimo la tensión interfacial. Bombeo de ácido La inyección de los diferentes tipos de ácidos que existen para tratamientos en los pozos, se la hace mediante bombeo ya sea con tubería flexible (bombeo con coiled tubing) o directamente en el cabezal del pozo (bombeo sin coiled tubing) ya sea con camión bomba o con bombas manuales las cuales son empleadas para bombeo de aditivos preventores de corrosión, parafinas y escala. Una de las principales causas de falla de los tratamientos ácidos es el no haber cubierto toda la zona dañada con el tratamiento. Los fluidos bombeados a la formación toman el camino de menor resistencia, que generalmente es el intervalo menos dañado, o el que no está dañado en absoluto. Entonces el tratamiento no cumple con su objetivo. Algunos factores que afectan la colocación y distribución de un tratamiento químico son: la permeabilidad y grosor de la formación, presión de yacimiento, zonas múltiples, profundidad por debajo de las perforaciones.
Permeabilidad de la formación
Las formaciones de alta permeabilidad son las que necesitan mayor control, ya que el fluido seguirá la trayectoria de menor resistencia, que es la zona menos dañada, o donde el primer tratamiento ya eliminó el daño. En este caso se necesitarán grandes cantidades de agentes desviadores o un aislamiento mecánico positivo. Las formaciones de baja permeabilidad necesitan que la primera colocación de fluido sea buena, o sea, que éste entre por todas las
perforaciones. En este caso, se necesitan bajas tasas de inyección y pequeños volúmenes. Si el daño va mucho más allá de las perforaciones, la solución será fracturar.
Grosor de la formación
Generalmente, las arenas de buen desarrollo y grosor tienen grandes variaciones de permeabilidades en sentido vertical, por lo que, cualquier fluido que se les inyecte creará un camino de menor resistencia. Para desviar el flujo del fluido inyectado, se necesitarán agentes desviadores.
Presión del yacimiento
Los yacimientos agotados de baja presión, presentan dificultades para la colocación y distribución del tratamiento, ya que a menudo la columna hidrostática de éste es suficiente para inyectarlo en la formación, y no hay control de donde se inyecta. En estos casos se recomienda el uso de ácidos espumados, que tienen poca columna hidrostática, con la ventaja de poder recuperar el ácido gastado rápidamente con la ayuda del gas.
Zonas múltiples
Dependiendo de la separación de las zonas entre sí, puede usarse selectividad mecánica para inyectar el tratamiento, o agentes desviadores mezclados con el ácido.
Profundidad por debajo de las perforaciones
Si hay una gran profundidad por debajo de las perforaciones a ser tratadas, será necesario aislar esa sección del pozo por medios mecánicos, ya que generalmente, el ácido es más pesado que los fluidos presentes en el pozo, y descenderá a lugares no deseados, donde podrá producir corrosión en la tubería de revestimiento. Ejecución y evaluación de una estimulación ácida.
La clave del éxito en la ejecución de un tratamiento químico es la supervisión efectiva y exhaustiva. El pozo debe ser preparado y entregado a la compañía de servicio que ejecutará el tratamiento, pero éste debe ser seguido en todas sus etapas, y sus resultados deben ser evaluados. Las operaciones pueden clasificarse así:
Supervisión del trabajo
Preparación del pozo
Preparación de la locación
Limpieza del pozo
Limpieza de la tubería con ácido
Control de calidad
Antes
Durante
Después
Lista de comprobación.
Metodología para selección de candidatos a estimulación de pozos
.
El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar la mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin. La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases:
Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado.
Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados.
La Implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento.
Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento. Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora del
software de estimulación de pozos. Selección de Candidatos e identificación del daño.
La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación. La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo una arena de baja permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin. El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del
pozo. Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan
acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins. La producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada
basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación. El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios autores. El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la ecuación, tal como se presenta á continuación:
Sdam = Stot - (Sperf + S turb + Sdev + Sgravel + Sperf size)…
donde:
Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner).
Sdam = skin resultante del daño a la formación.
Sperf = skin resultante a la penetración parcial, etc.
Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo.
Sdev = skin resultante de la desviación del pozo.
Sgravel = skin resultante de empaques de grava.
Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo.
Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros parámetros, y un rankeo de candidatos. Es importante el uso de un software de
apropiado para la evaluación técnica de una estimulación, ya que ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos. Por ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas perforaciones (y no 8 acidificaciones!). Identificación del Daño. Si un pozo presenta alto daño, el ingeniero debe continuar el procedimiento para clasificar la naturaleza del daño. En principio, el daño a la formación es clasificado de acuerdo a los procesos o las operaciones que causaron su desarrollo. Los mecanismos de daños que deben ser considerados se incluyen en la siguiente lista:
Escalas
Fluosilicatos
Precipitación de gel sílica
Asfalteno
Parafina
Producción de química
Problemas con bacterias
Hinchamiento de arcilla
Migración de arcillas y otros finos
Sólidos/Tapones
Lodo de perforación
Bloqueo de emulsiones
Daño por polímeros
Puentes de sal
Petróleo remanente
Bloqueo por agua
Cambios de Humectabilidad
El tipo y la profundidad del daño, impacta directamente al tipo de tratamiento que será más apropiado para cada uno de los pozos. La selección de un tratamiento
sin considerar la causa del daño a la formación, causará tratamientos menos “acertados”. Selección de fluido.
La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos:
Un sistema experto.
Un simulador geoquímico.
Información especificada por el usuario. Sistema Experto. Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en
principios de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos. Este método genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores, volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos. Simulador Geoquímico. Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la formación. Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la física, la química y la termodinámica. Este método simula el ácido que invade la matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de reacción. También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el procedimiento. Implementación.
Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de estimulación. Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el diseño del fluido. La operación incluye (1) la evaluación de posibles divergentes, (2) varias técnicas de implementación, (3) la determinación del programa completo de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas y (4) la simulación de la operación para optimizar el proceso de diseño. Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc. Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas. Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección pueden ser evaluados. Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc; el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo. Este programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los divergentes a usar, las tasas de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar. El ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo previamente con el simulador. El simulador operacional simula el bombeo de fluido dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables: Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no newtonianos. Múltiples intervalos de formación con skin. Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano).
Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava. Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular. Fricción en la tubería. El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las siguientes:
¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo?
¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y cuales menor volumen?
¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la reducción del skin?
¿Cuánto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva?
¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en carbonatos? Evaluación del tratamiento.
La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento. Matemáticamente hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la formación a medida que se está realizando el trabajo (implementando la Ley de Darcy, por ejemplo). Después de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar las condiciones antes y después del trabajo. Es siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado en el pozo. Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor de skin. Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo.
http://www.oilproduction.net/cms/files/libro_terminacion.pdf http://es.scribd.com/doc/44418584/Estimulacion-de-pozos http://es.scribd.com/doc/44418584/Estimulacion-de-pozos http://www.geoestratos.com.mx/geoestratos/index.php?option=com_content&view =article&id=112&Itemid=55&lang=en http://www.slideshare.net/gabosocorro/estimulacin-de-pozos http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish01/win01/p60_8 0.pdf http://www.slideshare.net/gabosocorro/estimulacion-y-dao-de-formacion
