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FUNDAMENTOS DE ESTIMULACION
ACIDA
ALBERTO MENDOZA R.
Julio 2008
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OBJETIVOS
� PRESENTAR LOS CONCEPTOS DE
ESTIMULACIÓN ÁCIDA.
� MOSTRAR DONDE SE PUEDE APLICAR.
� PRESENTAR QUE CONSIDERACIONES SE
DEBEN TENER EN CUENTA AL
SELECCIONAR UN SISTEMA ÁCIDO.
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CONTENIDO
� INTRODUCCIÓN
� HMTAS DE DISEÑO Y EVALUACION
� SELECCIÓN DE CANDIDATOS
� FLUIDOS
� TIPOS DE ADITIVOS Y APLICACIÓN
� COLOCACION
� LABORATORIO
� DISEÑO
� EJECUCION Y EVALUACION
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ESTIMULACION
Proceso mediante el cual el IP esincrementado a través de:
� Remoción del daño en la vecindad delhueco,
� Diminución de la viscosidad,
� Incrementando la permeabilidad de lafm ó
� Aumentando el espesor del intervaloperforado.
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POR QUE ESTIMULAR
� REMOVER O SOPREPASAR DAÑO EN LA
VECINDAD DEL HUECO.
� AUMENTAR LA PERMEABILIDAD SI LA DEL
YACIMIENTO ES BAJA.
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ESTIMULACIÓN
� Acidificación
� En calizas y carbonatos
� Básicamente pararemoción de dañosoluble en ácido.
� Fracturamiento
� Apropiado paraaumentar K de areniscasde baja K.
� Se utiliza parasobrepasar el daño nosoluble.
� Para crear nuevoscaminos de flujo encalizas.
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�Acidificación en la industria del petróleo desde el siglo XIX.�Era moderna inicia en 1932: se agrego arsénico�Dow ⇒ Dowell�Caliza en Michigan�500 gl de HCl�Qo: de 0 a 16 bopd
HISTORIA
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METAS DEL TRATAMIENTO MATRICIAL
� Remover daño en la vecindad del pozo.Restaurar la permeabilidad natural y Mejorar laproductividad: Tratando la matriz crítica
� Incrementar la capacidad de flujo
ACIDO
�Hacer una estimulación
menor
�Dejar intacta la zona de
barreras
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TECNICAS DE ESTIMULACION
Restaurar la capacidad de flujo
�Limpieza de perforaciones
Volumen pequeño
�Tratamiento Matricial
Volumen grande
Crear nueva capacidad de flujo
� Fracturamiento
Acido
Hidraúlico
Procedimientos
por debajo de la Pf
Procedimientos por
encima de la Pf
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ESTIMULACION MATRICIAL
Método químico o mecánico para incrementar la capacidad
de flujo de un pozo
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Estimulación
)/(ln*
*2 *
Srr
hkIP
we
e
+=
µπ
Invasión defiltrado
Invasión de lodo
Se incrementa mediante fracs
Se reduce mediante acidificación
Hueco
Zona acidificada
Yacimiento
Zona acidificada
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� La perdida de productividad puede ser por:
� Daño de skin en la vecindad del hueco
� Daño natural por bloqueo natural del flujo
por minerales detríticos/autigénicos y
procesos diagenéticos.
� El Skin de daño se puede remover poracidificación matricial.
� El ácido se inyecta a caudales bajos paraevitar fracturar la roca.
� El daño natural, manifestado por baja K, sepuede remover por fracturamiento.
ESTIMULACIÓN
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DESEABLE
� Que sea de bajo costo y muy efectivo.
� Que sea seguro
� Cubrimiento total
K Φ h
mD % pies
12 12 6
9 18 15
100 11 25
300 14 30
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NECESIDADES
� Remoción del Daño
� Aplicar un removedor efectivo del daño.
� Impacto Ambiental
� Usar aditivos amigables con el medio
ambiente.
� Bajar Corrosion
� Usar sistemas protegidos Acidos + IC o
Scale Dissolvers.
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ETAPAS
� Necesidad� Selección de candidatos
� Diagnóstico� Caracterización del DF
� Historia
� Muestras
� Mineralogia� Diseño del Tratamiento
� Selección de Fluidos y Aditivos� Programa de bombeo
� Forma de Colocación� Establecer Volumenes
� Determinar P y Q de inyección
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ETAPAS
� Ejecución
� Verificar limpieza de equipos
� Desarrollar programa de bombeo
y colocación
� Verificar incompatibilidades
� Evaluación
� Análisis de retornos
� Evaluar productividad y beneficio
–análisis económico-
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POR QUÉ HAY FALLAS?� Erronea Caracterización del Daño
� Optimización del levantamiento
� Colocación� Con o sin diversión
� Selección inadecuada de candidatos
� Volumen insuficiente de ácido� Precipitación de subproductos de reacción
� Selección pobre de fluidos
� Procedimientos impropios de retorno (flowback).
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POR QUÉ HAY FALLAS?
� Incompatibilidad de Fluidos
� Emulsiones
� Sludge (asfaltenos, hidróxido de
hierro)
� Levantamiento Artificial
� Bloqueo por agua
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Causas de baja productividad ≠ a Daño
� Alto GOR: >1000 scf/bbl
� Alto LGR en pozos de gas: >100 bbl/MMscf
� Flujo simultáneo de agua, gas y crudo
� Alto DD: >1000 psi
� Altas tasas de flujo:
� >20 bpd/ft
� >5 bpd/perforación
� Cañoneo inadecuado
� Liberación de gas cuando Pwf<Pb.
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MINERALOGIA
� Carbonatos: Si % calcita + % dolomita > 40%.
� La [ ] de arcillas aunque mínima puede sercrítica.
� Definir como aparecen las arcillas -porelining, pore filling, pore bridging,estructural, laminar.
� Evaluar la litología de una zona vs elpromedio de varias zonas.
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LODO
� Taponamiento por sólidos: Rd ≈ 3” y ↓K ≈ 90%.
� Hinchamiento de arcillas, desestabilización de finos,
emulsión puede ser originados por el filtrado del lodo.
� La invasión por el filtrado puede ser hasta de 15 ft ó
más.
� El daño depende la K, tipo de arenisca (limpias?),
compatibilidad agua connata-filtrado.
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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� Es el proceso de identificar y seleccionarpozos para tratamiento.
� Deben tener capacidad producción y buenretorno económico.
� Los mejores pozos son los mejorescandidatos.
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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� Revisar suficientes pozos
� Los mejores son los mejores candidatos
� Enfocarse en los de más alto potencial de
incremento de producción
� Enfocarse en pozos de bajo riesgo
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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� Un pozo de alta K es equivalente avarios de baja K.
� Un pozo de alta K requiere menosequipo y materiales que uno debaja K.
� Hay mejores beneficios enestimular uno de alta K que uno debaja K.
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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Pre
sió
n
Q
Perf HorizontalFracturamientoAcidificaciónPerforaciones
Des
emp
eño
ac
tual
Franja
Desempeño Potencial
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� Historias de Producción
� Qw, Qo, Qg
� Curva de declinación
� Mecanismo de empuje
� Historias detratamientos anteriores
� Registros
� SP, GR, Φ, PLT’s, Resistividad, ILT´s
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
� Características del yacimiento
� Hidrocarburos
� Homogéneo/laminado
� Espesores
� WOC / GOC
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� Workovers
� Pruebas de pozo
� K*h
� Skin
� Pe
� Historia de Perforación
� Lodos
� Pérdidas
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
� Completamiento
� Openhole,
cañoneo, fracturas
� Registro de
desviación
� Cemento: CBL,
UCIT
� Calipers
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� Posibles causas dedaños
� Scale� Arena� Taponamientode perforaciones
� Parafina� Asfaltenos� Etc.
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
� Matriz crítica
� Daño por lodo� Daño porcemento
� Fluidos decompletamiento
� Arcillas y finosnativos
� Scale� Orgánicos
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� Esta el pozo por debajo de su potencial?
� Es el DF la causa?
� Cuál es la extensión del daño, lugar y
severidad?
� Cuál es el tipo de daño?
� Qué ácido removerá el daño?
� Cómo responderá la fm. al tratamiento?
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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� Revisar registros, historias de pozos,
características del yacimiento e información del
completamiento y trabajos de WO previos.
� Mapear la productividad de cada pozo.
� Establecer el potencial máximo de producción
para estimulación por fracturamiento y por
estimulación matricial.
� Evaluar problemas mecánicos potenciales.
� Revisar varios pozos (grupos).
� Enfocarse en pozos con el potencial más alto y el
menor riesgo.
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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� Los pozos candidatos deben ser los que
muestran una producción más baja de la
esperada o una disminución en la producción o
la inyección.
� Como regla, los pozos necesitan estimulación si
S>0 para areniscas y S>-2 para calizas.
� Hacer análisis nodal para evaluar
contribuciones mecánicas al skin (densidad de
perforaciones, tamaño del tubing, etc.)
� Evaluar reservas remanentes y tasa potencial.
SELECCIÓN DE CANDIDATOS
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SELECCIÓN DE CANDIDATOS
Evaluación del yacimiento
Necesidades del diseño
Ganancias
Costos Inversiones
VPN
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EVALUACION ECONOMICA
� Tasa de retorno
� Retorno de la Inversión
� Valor presente neto
� Normalmente se espera remover el90% del S. Se debe preguntar si conesa remoción se alcanza un aumentosuficiente en la tasa para obtener elretorno de la inversión esperado.
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FACTORES EN LA SELECCIÓN
� Historias de producción
� Condiciones de operación
� Producción del yacimiento
� Mecanismo de daño
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PARAMETROS
� Definir drawdown crítico: En pozos conpotencial de arenamiento.
� Gradiente de Pf = BHFP/TVD.� Si el gradiente es <0.465 psi/pie se consideraque el yacimiento es de baja P y que elbloqueo por agua es muy posible.� Ps = Pi – Ph+Pf� Ph = gradiente hidrostático del fluido*D
� Pi = BHFP-300 (factor de seguridad).
� Pf = Perdidas por fricción en tubería
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SELECCIÓN DE SELECCIÓN DE SELECCIÓN DE SELECCIÓN DE
FLUIDOSFLUIDOSFLUIDOSFLUIDOS
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AMR-08 38
SELECCIÓN DE TRATAMIENTOS
� Revisar historias de producción y
completamiento.
� Análisis en lab. de fluidos del pozo.
� Caracterización de depósitos o materiales
� Finos, scale, parafinas, etc.
� Evaluación en lab. de tratamientos:
� Interacciones F:F
� Interacciones F:R
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SELECCIÓN DE FLUIDOS
� Los fluidos seleccionados debenreaccionar con el daño y dar productossolubles o dispersibles.
� Los productos de la reacción deltratamiento con la formación debenser solubles.
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PARAMETROS DE SELECCIÓN DEL ACIDO
� Ajustables
� Razon área superficial : volumen
� Concentración de HCl y/o HF
� Radio de daño
� Fijos
� Mineralogía
� Temperatura
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SELECCIÓN DE FLUIDOS
� Solo Acidos
� HCl
� Mud Acid
� Acético
� HBF4 Clay acid
� Acidos Combinados:
� HCl-AcH
� HC-Fórmico
� AcH-Fórmico
� Sistemas combinados: Org-H+
� Scale Dissolvers
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OTROS TRATAMIENTOS
� Tratamientos Nitrificados: Para facilitar el
retorno y la limpieza.
� Fluidos Gelificados con polímeros: Para
aumentar la viscosidad y reducir el leak-off.
� Uso de CO2: Para divergencia y
� Sistemas retardados: Generación lenta del
HF: SGMA, Clay acid, AlCl3,
Hexafluorofosfórico.
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DESARROLLO DEL SISTEMA QUÍMICO
� Tratamiento multi etapas
� Solvente orgánico: Xileno, Diesel
� HCl: 7.5-15%
� Mud acid: 12-3
� NH4Cl : 2-3%
� Selección de Aditivos
� Inhibidor de corrosión
� Surfactante
� Controlador de hierro
� Solvente mutuo
� Reductor de τ
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� Evaluar interacción fluido-roca: Potencial de DF
� Evaluar interacción de fluido de estimulación con arcillas de la formación
� Evaluar interacción de fluido de estimulación con fluidos de la formación
� Evaluar mobilidad de finos y taponamiento
EVALUACION EN LAB
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EVALUACIÓN EN LABORATORIO
� Determinar efectividad del ácido
� Optimizar composición del sistema
� Determinar corrosividad
� Determinar potencial de DF por el
tratamiento ácido
� Comparar con otros productos de
estimulación.
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METODOLOGIA
� Ajuste continuo del diseño del tratamiento.
� Antes de diseñar el tratamiento se debe hacerun diagnóstico adecuado y una selección decandidatos.
� En lo posible, se debe hacer una simulacióncon un modelo validado en campo deltratamiento diseñado.
� El monitoreo del tratamiento en tiempo realpermite ajustar el tratamiento.
� Se debe hacer una evaluación después deltratamiento con el fin de mejorar trabajosfuturos.
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ESQUEMA DE LA PENETRACIÓN RADIAL
0 0.5 1.0 1.5
Penetración Radial
Profundidad
HCl 10%
Orgánico
•Para lograr penetración:
•Incrementar la tasa de inyección del ácido o
•retardar el ácido.
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Acidificación matricial de areniscas� Con HF para disolver arena, limo,
partículas del lodo, arcillas y otros
minerales de sílicio.
� La disolución por el ácido de los
minerales mejora la K.
� Sistemas:
� Mezclas de HF y HCl
� Acido fluobórico
TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA
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COLOCACION DEL TRATAMIENTO
� Necesita diversion
� Aislamiento mecánico
� Bolassellantes
� Agentes divergentes particulados
� Geles y Espumas
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COLOCACION DEL TRATAMIENTO
� BULLHEADING
� Con diversión
� Sin diversión
� CON CIRCULACION
� Con CT
� Con sarta exclusiva para el trabajo.
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ESTRATEGÍA DE COLOCACIÓN
1. Desplazamiento por el Tubing
2. Forzamiento
3. Inyección contínua por el anular
4. Inyección por capilar
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DESPLAZAMIENTO POR EL TUBING
� Ventajas
� Apropiado para todo tipo de
completamientos
� Costos bajos comparados con el forzamiento
� Vida corta
� No requiere equipo
� No desembolsos de capital iniciales
� Desventajas
� Limpieza de tubería exigente
� Pérdida de produccón durante el
tratamiento
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TRATAMIENTO POR FORZAMIENTO
� Ventajas
� Vida larga
� Trata el yacimiento
� Apropiado para todo completamiento
� No desembolsos de capital iniciales
� Desventajas
� Costos elevados
� Pérdida de produccón durante el tratamiento
AMR-08 54
INJECCIÓN CONTINUA
� Ventajas
� Costos de tratamiento bajos
� Uso eficiente de químicos
� No hay pérdida de producción durante
el tratamiento
� Desventajas
� No se contacta el yacimiento
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COLOCACION DEL TRATAMIENTO
DIVERGENCIA� MECANICA
� STRADDLE PACKERS, PPI
� BOLAS SELLANTES Q > 1bpm
� Neopreno� De densidad semejante o ligeramente menor a la del ácido
� ESPUMA:� Para pozos de gas Calidad 50-60%
� QUIMICA� OIL SEEKERS
� Benzoato de sodio: Pozos inyectores: 1 lb/gal/pie de perforaciones
� Resinas solubles en aceite:
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EFECTO DE LA DIVERGENCIA
Sin Divergencia.
Con Divergencia.
0 1 2 3
0 1 2 3HCl 12%
Org
NH4Cl 3%
Esquema de la penetración radial
Penetracion radial (ft)
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Tratamiento en zona ladrona
0 2 4Penetracion Radial
Profundidad
0 1 2 3 4Penetracion radial
Profundidad
Bullheading
Con Divergencia
HCl 10%Org
NH4Cl 3%
Esquema de la penetración radial
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TRATAMIENTO EN POZOS INYECTORES
� El daño se detecta por el aumento de la Pi o
por la disminución en la Qi.
� Son comunes los problemas bacteriales
-fouling & plugging-.
� La presencia de solidos se puede deber a
finos arrastrados. Contribuyen a formar
emulsiones si hay presencia de aceite.
� La presencia de scale puede ser crítica.
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TRATAMIENTO EN POZOS PRODUCTORES
� Las Parafinas y los asfaltenos dependen de la T.
� El bloqueo por emulsiones y la migración de
finos es común.
� El scale se produce en presencia de agua.
� El FeS esta asociado a la producción de H2S.
� La presencia de K2SiF6, CaF, FeOH y sílice
gelificada esta asociada con tratamientos ácidos
anteriores.
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MATRIZ CRITICA
Primeros 3-5´ de la formación, desde elhueco –wellbore-.
La mayor parte de la química críticaque afecta los resultados de untratamiento ácido ocurre en losprimeros 2 ft.
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ACIDIFICACION MATRICIAL
� ARENISCAS
� Efectos principales
� Disuelve-Dispersa el daño
� Restaura la K
� Efectos menores
� Estimulación menor
� CALIZAS
� Efectos principales
� Aumenta los canales deflujo/fracturas
� Dispersa el daño disolviendo la roca circundante
� Creación de wormholes altamente conductivos
AMR-08 63
Cómo Garantizar El Éxito?
TRATAMIENTO MATRICIAL
•Con un volumen de tratamiento suficiente
•Con los fluidos-químicos adecuados
•Con una baja presión de inyección
•Con un cubrimiento total de la zona dañada
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REQUISITOS DEL ACIDO
� Reaccionar con minerales de laformación para generar productossolubles
� Reaccionar con el daño para darproductos solubles o dispersibles
� Que pueda inhibirse la corrosion
� Seguro de manejar
� Economico y disponible
PROCESO DEL TRATAMIENTO
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PROCESO TIPICO DE ACIDIFICACIÓN
Etapa 1Preflujo HCl al 10%
Remueve carbonatos y previene el contacto Ca2+ - HF,Previene el contacto del HF con salmuera de la fm.
Etapa 2TratamientoprincipalHF:HCl 3:12Remueve eldaño
Etapa 3: PostflujoHCl al 7.5%NH4Cl + solvente mutuoDesplaza la reacción delHF lejos del hueco paraprevenir precipitaciónsecundariaSe promueve lamojabilidad por aguapara mejorar el backflow
AMR-08 67
ETAPAS DE LOS FLUIDOS EN LA ACIDIFICACIÓN DE ARENISCAS
•El preflujo desplaza
salmueras que
contienen cationes
incompatibles lejos
del wellbore.
•Preflujos de HCl (o acidos organicos ) remueve CaCO3 de la
matriz para prevenir precipitacion de CaF2.
•El mud acid remueve el DF por aluminosilicatos
•El postflujo desplaza el ácido gastado lejos de la matriz crítica
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ILUSTRACIÓN DE LAS ZONAS ACIDIFICADAS
Zona no
estimulada
Zona de daño
por
preciptados o
finos
Poco acido
Zona
estimulada
adecuadamente
Zona sobre
acidificada;
mecánicamente débil
AMR-08 69
PREFLUJO� Para:
� Desplazar fluidos de la formación
� Limpiar la zona a tratar
� En Tratamientos con Mud acid� Desplazar agua que contenga K, Na o Ca.
� Mantener un pH bajo en la vecindad delhueco y evitar reacciones dereprecipitación.
� Disolver carbonatos.
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PREFLUJO� Preflujo pre ácido
� salmuera de NH4Cl al 3-5%
� Xileno / Tolueno
� Preflujo
� HCl
� Acido Organico
� Solvente mutuo / Alcoholes
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PREFLUJO
� Acido Orgánico
� No previene el hinchamiento dearcillas
� No disuelve incrustaciones de hierro
� Disuelve los carbonatos lentamente
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POSTFLUJO
� Para desplazar el ácido de la vecindad del pozo.
� HCl diluido, NH4Cl o Diesel.
� Colocar un surfactante y un solvente mutuo:
� Dejar la fm mojada por agua
� Facilitar el retorno
� Usar Nitrogeno: Permite retornar rápidamente los fluidos en pozos de baja presión.
AMR-08 73
PROBLEMAS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL
� Penetración insuficiente del ácido� Daño por reprecipitación de solubles en ácido� Desconsolidación del hueco
� Cubrimiento zonal pobre� Selección pobre de candidatos
� Zonas apretadas
� Inexistencia de aceite
� No skin: diagnóstico errrado
� Incompatibilidades� Malas prácticas de aplicación:
� No pickling
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PROBLEMAS EN ESTIMULACIÓN
� Control probre del hierro
� Efectos de surfactantes
� Sludge
� Emulsiones
� Desconsolidación
� Reprecipitación de compuestos
� Dispersión de arcillas
� Limpieza del hueco
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PROBLEMAS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL
� El Mayor:
� Falta de ingeniería específica
� Si trabajo allá….debe trabajar acá
� Aplicación de recetas genéricas
� Aplicación del dedo gordo.
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OTROS PROBLEMAS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL
� Percepción
� Caro
� Peligroso
� Complicado
� % de fracasos
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PENETRACIÓN INSUFICIENTE
� Las arcillas tienen áreas superficiales miles de veces superiores a la arena:
700m2/gr vs, 2 cm2/gr. Igualmente su velocidad de reacción es 100 veces más rápida
� La reacción del HF con arcillas y feldespatos es prácticamente instantánea
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PARAMETROS DE DISEÑO
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Diseño Matricial
� Preflujo: ej.: 50 gal HCl /ft
� Tmto principal: ej: 50-20 gal Mud
acid/ft
� Postflujo: ej.: Sln de HCl 5%, diesel, etc.
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VOLUMENES REQUERIDOS
Si es solo HCl
� Mínimo: 500 gls
� Máximo: El Volumen para llenar la porosidad a 3 pies.
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Tasa de inyección máxima
qi (max) = tasa de inyección máxima bbls/min
fpg = gradiente de presión de fractura –psi-
H = profundidad –pies-
∆Ps = Margen de seguridad en la presión
(200 - 500 psi)
P = Presión del yacimiento –psi-
µ = Viscosidad –cp-
K = Permeabilidad sin dañi –md-
re = radio de drenaje –pies-
rw = radio del hueco –pies-
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Pwh, max = Ptrat –Ph + Pfricc
Ptrat = GP * TVD 0.67*10000Ph = 0.052*ρρρρ * TVD 0.052*8.5*10000Pfricc = 500 psi
Pwh, max = 6700-4420+500 = 2780 psi
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( )[ ]2248.7 wdp rrV −= πφ
Volumen del preflujo
Vp = volumen del preflujo – gal/pie
Φ= porosidad -%-rd = radio de daño –pies-
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Volumen para disolver lo soluble en HCl
X = % en peso del ácido
• Volumen de ácido/pie para remover solubles en HCl
Va/pie ≅ 50-100 gls/pie
δδδδ = Poder de disolución volumétrico
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ρρ
βδeral
acido
min
*=PM
PM
acidoacido
eraleral
nn
*
* minmin=β
β=Poder de disolución gravimétrico= masa de mineral consumido/masa de ácido
consumido
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AMR-08 86
Ejemplo
CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O
Calcular el V de ácido (gls de ácido/pie de fm)
mínimo requerido para remover toda la calcita en 1
pie desde el hueco.
rw = 0.328 pies
Porosidad = 20%
Arenisca con 10 de calcita
El V de ácido = el requerido para disolver la calcita
hasta 1.328 pies + el volumen de ácido que queda en
el espacio poroso en esa región
⇔⇔⇔⇔
AMR-08 87
Ejemplo
( )( )χφπcalcitawHClCaCO rrV −−= 1*
22
3
ρρ
βδeral
acido
min
*=PM
PM
acidoacido
eraleral
nn
*
* minmin=β
El volumen de ácido necesario para consumir la
calcita es: V de calcita/poder de disolución
volumétrico del HCl
δV
V calcitaácido =
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AMR-08 88
Ejemplo
calcitapiecalcitalb
HClpieHCllb
_/__169
%15__/__4.62*07.1*21.0
3
3
=δ
( )HCllb
calcitalb
_
_37.1
5.36*)2(
)1.100(*1==β Para HCl puro
Para HCl al 15%: β15= 0.15*β100 = 0.15*1.37β15 = 0.21 lb calcita/lb HCl
δ15 = 0.082 pies3 calcita/pie3 HCl 15%
AMR-08 89
Ejemplo
( )( ) 1.0*2.01328.0328.1* 223 −−= πV CaCO
Vcalcita = 0.42 pies3 calcita/pie
pieHClpiesVV
HCl
calcita
HCl /01.5082.0
42.0 3⇒==δ
El volumen de espacio poroso en 1 pie después de
remover el carbonato es:
10/2/00
45
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AMR-08 90
Ejemplo
( )( )2.01)(1.0(2.0328.0328.1* 223 −+−= πV CaCO
( ) ( )[ ]φχφπ −+−= 1)(22* calcitar wr HClV p
Vp = 146 pies3 HCl 15% /ft
Vtotal HCl =Vcalcita + Vp
Vt = (5.01+146)pies3/pie *7.48 gl/pie3 = 48 gl/pie
AMR-08 91
Tratamiento con Mud Acid
MUD ACID: HCl : HF 12% : 3%
mma = masa de HF
mBA = masa de bifluoruro de amonio (NH4HF2)
mHCl = masa de HCl
10/2/00
46
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GUIAS PARA ACIDIFICAR
AMR-08 95
AMR-08 96
GUIAS PARA ACIDIFICAR
� Reglas de dedo
� Modelamiento de reacciones
� Medidas de laboratorio
10/2/00
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AMR-08 97
Guias para acidificar
(A) Daño por lodo
� HCl al 15%
� HCl Emulsificado
� EDTA
(B) Daño en el cañoneo
� Acido Formico al 9%
� Acido Acetico al 10%
� HCl al 15%
�En Carbonatos
AMR-08 98
Guias para acidificar
(C) Daño profundo
� HCl al 15%
� HCl Emulsificado
� HCl al 28%
�Carbonates
10/2/00
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AMR-08 99
� Analisis Petrografico
� Solubilidad en ácido
� Si es ≥ 20% ⇒ Usar HCl
Guías para acidificar
Acidificación en rocas clásticas
AMR-08 100
Guías para acidificar
Verificar la permeabilidad de la muestra
1) K ≤≤≤≤ 10
a) Si contenido de arcilla es bajo
� HCl-HF 10%-1%
� Preflujo: HCl 7.5% o Acetico al 10%
b) Alto contenido de Clorita
� Preflujo: A Acético al 5%
� EDTA al 8%
� AcH-HF: 3%-0.5%
10/2/00
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AMR-08 101
Guías para acidificar
2) Si K ≥≥≥≥ 100 md(a) Bajo contenido de arcilla (< 5%) y alto de cuarzo,
>80%Preflujo: HCl 15%Principal: HF-HCl: 3-12
(b) Alto feldespato (> 20%) Preflujo: HCl al 15%Principal: HCl-HF: 13.5%-1.5%
(c) Alto contenido de arcilla (> 10%)- Preflujo: peso/secuestrado por HCl 5%- Principal: - HCl-HF: 10%-1%
(d) Alto contenido de clorita férrica- Preflujo: EDTA- Principal: AcH-HF: 10%-5%
AMR-08 102
ESQUEMAS
ETAPAS 1 2 3
PREFLUJO HCl 7.5%
20 gl/ft
HCl 15%
100 gl/ft
HCl 15%
100 gl/ft
TMTO HCl:HF 6-1.5
40 gl/ft
HCl:HF 6:1.5
100 gl/ft
HCl:HF 13.5:1.5
100 gl/ft
POSTFLUJO NH4Cl 5%
20 gl/ft
NH4Cl 5%
50 gl/ft
NH4Cl 5%
50 gl/ft
10/2/00
50
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AMR-08 103
Tratamiento para CaCO3-BaSO4
1. Determinar radio y volumen de tmto.2. Usar un preflujo que no cause daño.3. Tratar con un SD (EDTA) seleccionado enun estudio de Lab + ácido HBF4 al %.
4. Usar un postflujo similar al preflujo + HBF4al 2%.
5. Retornar fluidos lentamente e incrementarla tasa lentamente, hasta recuperarlostotalmente.
6. Inhibir con un inhibidor de incrustacionesseleccionado en lab.
AMR-08 104
RECOMENDACIONES
� Usar NH4Cl en el preflujo
� Adicionar NH4Cl al tratamiento principal
� Hacer simpre limpieza de tuberia -Pickling-
� Seleccionar los mejores candidatos para
maximizar la producción.
� Desarrollar una estrategía basada en
análisis económico.
10/2/00
51
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AMR-08 105
RECOMENDACIONES
�Maximizar las áreas tratadas usando técnicas de
colocación y diversión
�Optimizar el tratamiento mediante monitoreo en
tiempo real
�Evaluar los resultados de post-tratamiento para
mejorar diseños futuros.
�Minimizar la corrosión y proteger los sistemas:
tubing y accesosrios.
�Minimizar el impacto ambiental.
�Mejorar la producción y el retorno de inversiones.
AMR-08 106
RESUMEN
10/2/00
52
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107
Métodos de Tratamiento
� Prevención: Inhibición
� Remoción: Disolución
AMR-08
AMR-08 108
� Identificar el tipo de daño de formación� Fuente �Localización
� Desarrollar estrategía de tratamiento� Limpieza del hueco
� Mecanica
� Remojo con químicos
� Remoción matricial del daño
� Bypass del daño (fracturamiento)
� Diseño del tratamiento � Optimizar volumenes
� Usar técnicas apropiadas de colocación
� Permitir suficiente tiempo de contacto
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AMR-08 109
CONCLUSIONES
� Depósitos Organicos e Incrustaciones
� Causan declinación en la producción
� Pruebas en Laboratorio
� Remoción
� Prevención
� Diseño
� Evaluación y Monitoreo
AMR-08 110
CONCLUSIONES
� Factores a considerar:
� Selección de candidatos
� Identificación de extensión y tipo de daño
� Selección de ácidos y solventes
� Diseño del tratamiento
� Colocación del ácido y cubrimiento
� Preparación del pozo
� Supervisión del trabajo
� Evaluación
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AMR-08 111
PROCEDIMIENTO DE UN TRATAMIENTO
� Remover hierro y depósitos del tubing.
� Remover depósitos de la vecindad del hueco.
� Estimular la formación.
� Inhibir la formación.
AMR-08 112
Por qué estimular Yac. de
Carbonatos
� Reservas mundiales en carbonatos
� >75% del aceite
� 50% del gas
10/2/00
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AMR-08 113
Por qué estimular Carbonatos?� Desafios en la colocación
� Penetración Radial
� Fracture face etching
� Colocación Vertical.
� Desarrollo del Yacimiento� Alta temperatura
� Secciones horizontales Largas.
� Se considera de baja tecnologia y no recibe soporte de I&D como sucede con yacimientos en areniscas.
� Las compañías de servicio no se han enfocado en esta área.
AMR-08 114
EVALUACIÓN
10/2/00
56
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AMR-08 115
� Evaluar interacción fluido-roca: Potencial de
DF.
� Evaluar interacción de fluido de estimulación
con arcillas de la formación
� Evaluar interacción de fluido de estimulación
con fluidos de la formación.
� Evaluar movilidad de finos y taponamiento
EVALUACIÓN DEL ÁCIDO
AMR-08 116
� Análisis de Ingenieria
� Análisis de curvas de producción
� Cálculo del skin.
� Caracterización de fluidos y depósitos
� Simulación
� Evaluación y selección de tratamientos
� Diseño de tratamientos
� QA/QC en aplicación de tratamientos
� Seguimiento de tratamientos –Evaluación-
EVALUACION Y TRATAMIENTO
10/2/00
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AMR-08 117
EVALUACION DEL DAÑO EN LAB YSELECCIÓN DE UN TRATAMIENTO
•Evaluación del Problema
•Evaluación de causas, en lab.
•Tratamientos sugeridos
•Pruebas:
•Compatibilidad-Emulsión
•Mojabilidad visual
•Capacidad de disolución-Efectividad
•Corrosividad
•Optimizar tratamiento
•Retorno de K
AMR-08 118
CURVA DE PRODUCCION TIPICA DEUN POZO CON INCRUSTACIONES
bbls/d Crudo
bbls/d Agua
10/2/00
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AMR-08 119
NO EMULSIONES
AMR-08 120
0
20
40
60
80
100
% D
iso
luci
ón
CAPACIDAD DE DISOLUCIONPRUEBAS 1999 vs 2000
15 g de chips de Calcita / 100 ml de SD
SD-99 vs 00
10/2/00
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AMR-08 121
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90%
Dis
olu
ció
n d
e F
e2O
3
HCl 10% Conv -
SDO-2
HCl 10% Conv HCL 15%-2-a HCl 15% Conv E2
1h
6h
15 h
CAPACIDAD DE DISOLUCION DE Fe2O3
AMR-08 122
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Volúme nes Porosos despla za dos
Ca
++
m
g/l
E2 E4A
CD A CONDICIONES DE YACIMIENTO
Presión de Inyección 3000 psi
Presión de Confinamiento 4000 psi
Temperatura 270 °F
Rata de Inyección 2 ml/min
10/2/00
60
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AMR-08 123
30000
40000
50000
60000
70000
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Tie m po (horas )
Ca
++
(m
g/l
)E2 E2 D
E4A E4A D
VELOCIDAD DE DISOLUCIÓN
AMR-08 124
0.00010
0.00100
0.01000
0.10000
1.00000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Product
Co
rros
ion
rate
, lb
s/sq
. ft.
Limit
Presión ambiente, 175oF, 16 hs, coupons 13% acero Cr.
Corrosión: Pruebas de Screening
10/2/00
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AMR-08 125
Pruebas iniciales de Corrosión
Corrosión a condiciones
de yacimiento: SD 8
Corrosión a condiciones
de yacimiento: SD 11
AMR-08 126
SistemaVelocidad de Corrosión
(mpy)Tipo deCorrosión
Pérdida demasa(lbs/ft2)
HCl 10%HCl-ParavanHCL 15%HCl 15% + P*
126.8345.38105.2262.9
GeneralGeneralGeneralGeneral
0.004750.001690.003930.00981
PRUEBAS DE CORROSIÓN
E-2 3.87 16h 0.00029
VP 0.05 - 0.005
P* = X-35% + JP-34% + SM-30% + Sft-1%
10/2/00
62
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AMR-08 127
CONCLUSION DE DESPLAZAMIENTOS
•HCl g + crudo = Sludge
•El secuestrante Fe no sirve
•El antisludge no es suficiente
PRUEBAS CON METANOL
•El metanol libera pero no disuelve el sludge
•El Paravan disuelve el Sludge
AMR-08 128
Retorno de Permeabilidad
DAÑO DE FORMACIÓN LORO
0
50
100
150
200
250
300
350
400
240 280 320 360 400 440 480 520 560 600 640 680 720
Volumenes porosos inyectados
Dif
eren
cial
de
pre
sió
n P
SI
crudo
dp = 171 psi
crudo
dp = 199 psi
crudo
dp = 286 psi
crudo
dp = 207 psi
crudo
dp = 210 psicrudo
dp = 206 psi
Salmuera
dp = 109 psi
form
iato Na
Cl
KC
l
Filt
rad
o d
e lo
do
10/2/00
63
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AMR-08 129
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
70.0
75.0
80.0
0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400
VOLUMENES POROSOS
PE
RM
EA
BIL
IDA
D (
mD
)
clearol, 1cc/min clearol, 1.5cc/min clearol, 2cc/min
salmuera 2cc/min crudo, 2cc/min salmuera, 2cc/min
crudo, 2cc/min salmuera, 2cc/min crudo, 2cc/min
salmuera, 2cc/min crudo, 2cc/min crudo, 2cc/min
crudo, 2cc/min
50 mD
INY
EC
CIO
N D
E L
OD
O P
OZ
O L
OR
O 1
2 D
50 mD
47 mD
24 mD
2,35 mD 1,45 mD
3,25 mD
1,51 mD 1,26 mD
0,29 mD
1,41 mD 1,25 mD 1,32 mD
INY
EC
CIO
N D
E F
ILT
RA
DO
LE
CH
AD
A D
E C
EM
EN
TO
Retorno de Permeabilidad
AMR-08 130
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480
Volúmenes porosos inyectados
Per
mea
bili
dad
mD
1. Inyección de filtrado de lodo
2. Cierre 24 horas
3. Inyección 10 vp Filtrado de cemento.
4. Cierre 24 HorasTratamiento ácido
1. preflujo organico 4 vp
2. Espaciador 2 vp
3. Tratamiento 5 vp
4. Post flujo orgánico 1 vp
Permeabilidad absoluta
K = 150 mD
Salmurera
K = 9.08 mD
Crudo
K = 18.93 mD
Salmurera
K = 9.8 mD
Crudo
K = 16.58 mD
Crudo post daño
K = 3.68 mD
Crudo post tratamiento
K = 5.62 mD
Retorno de Permeabilidad
10/2/00
64
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AMR-08 131
MONITOREO
AMR-08 132
MONITOREO DEL PROCESO DE ACIDIFICACION
Técnica de Paccaloni
� Asumiendo que Kh del yacimiento esconocido, las presiones en fondocorrespondientes a la tasa de inyección,pueden ser predichas para cualquier valor deskin.
� Entonces las presiones de inyección encabeza son derivadas de las presiones enfondo y en cualquier momento, un match dela P en cabeza medida con lascorrespondientes a diferentes valores deskin, arrojando el skin real en ese tiempo.
10/2/00
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AMR-08 133
Técnica de Paccaloni� Usa la Pinstantanea y los valores de tasa paracalcular el efecto del skin en cualquier momentodurante el tratamiento.
� Se basa en la ec de flujo pseudo estacionario
+
µ= Sln
kh
B2.141.
rrq
ppw
ei
eiw
pwi= Presión de inyección en fondoqi= tasa de inyección
AMR-08 137
TÉCNICAS DE EVALUACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN ÁCIDA
� Medir la efectividad de la estimulación� Indice de estimulación K pre estimulación
K post estimulación� Optimizar la composición de ácido y el diseño del tratamiento� IE vs. Composición del ácido / [ácido]
� Considerar la petrología para optimizar� Estimar profundidad de penetración� Optimizar el volumen de tratamiento
� Considerar la estimulación vs. La degradación
=