Estimulación de pozos

ESTIMULACIÓN DE POZOS

PRODUCCIÓN I - UNIVERSIDAD DE AMÉRICA

DIEGO BARRAGÁN NIETOXANDO GALAN ANDREA MEDINA GOMEZMÓNICA MORENO ROJASNICOLAS MOSQUERA JOSE LUIS RAMIREZJUAN JOSE SOTO

2012


1. ¿Qué es Estimulación?

2. Justificación de una estimulación.

3. Generalidades del daño de

formación.

4. Factores que contribuyen al

daño.

5. Remoción del daño.

6. Diagnóstico del daño.

7. Tipos de Estimulación.


• Serie de tratamientos que tienen

como objeto

Restaurar la capacidad natural de

producción del pozo

Eliminar el daño a

la formació

n


Estimar la producción de un pozo

Se evalúa

Se correlacion

a

El éxito de una buena

estimulación

depende de los

estudios

Antes

Durante

Después





formación.


daño.




2. Justificación de la estimulación.

• Mantenimiento

• Favorecen recuperación de

reservas

• Mejoran procesos de inyección

• Sistema mecánico ineficiente

• Obstrucción

• Baja permeabilidad

• Baja porosidad

• Baja presión del yacimiento





formación.


daño.




3. Generalidades del daño.

• El daño a la formación se define como cualquier

restricción al flujo de los fluidos dentro del medio

poroso, este efecto puede ser producido por

causas de diferente naturaleza pero que afectan el

pozo de manera mecánica al intentar producir un

estado estático del yacimiento.

La estimulación de un pozo afecta al yacimiento de manera tal que su efecto sea de naturaleza mecánica y no cinemática, lo que implica que la forma en la que es afectada la producción de un pozo es mediante el cambio de una propiedad estática del yacimiento.


3. Metodología de reconocimiento y ejecución del tratamiento para el daño

Para la identificación del daño se debe tomar en cuenta:• Análisis histórico completo de la perforación,

producción, terminación y reparaciones del pozo. Todo esto se debe conocer porque toda tarea realizada en el pozo afecta las características de producción del mismo.

• Análisis de pruebas PVT• Estudio de eficiencia de producción mediante análisis

nodal del pozo• Análisis económico de las ganancias de producción al

realizarse el tratamiento• Predicción de las reacciones químicas que podrían

efectuarse entre los fluidos inyectados y el yacimiento en general.

• El efecto mas importante producido por un daño en la formación es la disminución de la tasa de producción de petróleo pero no es con este parámetro con el que se sabe si este fenómeno se esta presentando en el pozo ya que la tasa también se ve afectada por posibles defectos de los sistemas de levantamiento o del diseño de la tubería, por lo tanto debe realizarse el análisis mediante el índice de productividad con respecto a otros pozos existentes.






formación.


daño.




• Perforación

Procesos que originan daño de formación


PERFORACIÓN

• Perforación

• Cementación


CEMENTACIÓN


• Prelavado

• Tipo de cemento

• Perforación

• Cementación

• Terminación


TERMINACIÓN


• Fluido de Completamiento

• Ubicación del Completamiento

• Perforación

• Cementación

• Terminación

• Acidificación


ACIDIFICACIÓN


• Tipo de fluido y aditivos

• Volúmenes y concentraciones

requeridas.

• Métodos de colocación del

tratamiento.

• Perforación

• Cementación

• Terminación

• Acidificación

• Fracturamiento


FRACTURAMIENTO


• Presión de inyección.

• Temperatura del yacimiento.

• Propiedades geo-mecánicas.

• Longitud y ancho de fractura.

• Etapas del tratamiento (pre-flujo,

fractura, retorno de fluido)

• Perforación

• Cementación

• Terminación

• Acidificación

• Fracturamiento

• Workover


WORKOVER


• Fluido de Control

• Perforación

• Cementación

• Terminación

• Acidificación

• Fracturamiento

• Workover

• Procesos de Inyección


PROCESOS DE INYECCIÓN


• Cambios de mojabilidad

• Solidos suspendidos

• Incompatibilidad de fluidos

• Perforación

• Cementación

• Terminación

• Acidificación

• Fracturamiento

• Workover

• Procesos de Inyección

• Procesos de Producción


PROCESOS DE PRODUCCIÓN


• Precipitados orgánicos

• Arenamiento

• Colapso de poros Caverna Con

acumulación

Condiciones que afectan el daño a la formación

• Tipo, morfología y localización de los

minerales

Cúbic

o

Pirita

Ditrigonal Columnar

Cuarz

o

Trigonal Romboédrico

Calcit

a


MORFOLOGÍA

http://www.regmurcia.com/servlet/integra.servlets.Imagenes?METHOD=VERIMAGEN_52507&nombre=_res_720.jpg






Ø= 47,64%

Cúbic

o

Ø= 25,94%

Romboédrico

Ø= 39,54%

Ortorrómbico

TIPO DE EMPAQUE



TAMAÑO

GEOMETRÍA

• Tipo, morfología y localización de

los minerales

• Composición de los fluidos in-situ

y externos

• Condiciones de temperatura y

presión in-situ

• Propiedades de la formación

porosa

• Desarrollo del pozo y practicas de

explotación del yacimiento


4. Factores que contribuyen al daño.

a) Invasión de fluidos

externos.

b) Invasión de partículas

externas y movilización

de partículas.

c) Condiciones de

operación.

d) Propiedades de los

fluidos y la matriz

porosa.

•Cambio en la mojabilidad •Bloqueo por emulsiones.•Bloqueo por agua •Hinchamiento de arcillas• Migración de finos

•Taponamiento de gargantas de poros.•Incremento en la Presión Capilar.

•Tasas de flujo.•Presión y Temperatura en la pared del pozo.•Viscosidad.•Densidad.•Mineralogía.

Mecanismos de Daño de Formación


INTERACCIONES ROCA-FLUIDO

1. Migración/Taponamiento por

partículas finas.

2. Mecanismos de desprendimiento.

3. Transporte por el fluido.

Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES ROCA-FLUIDO


partículas finas.FINOS:

Pequeñas partículas

adheridas a las paredes de los

poros

IN SITU

OPERACIONES QUE SE REALIZAN EN EL

POZO

Se producen:



partículas finas.Tamaño promedio: Coloidal a 40/100 micrones

Se adhieren con gran tenacidad (Fuerzas de Van der Vaals)

Las principales partículas finas son:

Menores son difíciles de despegarEl diámetro de los poros son raramente mas grandesArcillas

autigénicasCuarzoSílice AmorfoFeldespatosCarbonatos



partículas finas.

DESPRENDERSE

DISPERSARSE

FLUIRY

LLEGAR A LAS

GARGANTAS

TAPONAR

DISMINUIR LA

PERMEABILIDAD



FINOSFISICO

QUIMICO

Pueden tener origen:

BIOLOGICO: Producto de la actividad bacteriana



FISICO

•Fuerzas Hidrodinámicas•Se desliza o rota:• DESPRENDE

QUIMICO

•Interacción de los fluidos inyectados con la roca del yacimiento.•Incompatibilidad:• REDUCE LAS FUERZAS DE

ADHESIÓN

Mecanismos de Daño de FormaciónFENÓMENOS INTERFACIALES

Cambios en la VISCOSIDAD aparente de la fase oleica o cambio en la PERMEABILIDAD RELATIVA del petróleo.

1. Bloqueo por emulsiones2. Bloqueo por agua


1. Bloqueo por emulsiones: Ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo bloqueando el flujo.

Dispersión de gotas de un líquido en otro

inmiscible


1. Bloqueo por emulsiones:

La tasa de producción disminuye debido a la alta viscosidad de la emulsión que se ubica entre los poros de la roca

Como las gotas de la emulsión son igual o más grandes que los poros, no es de esperar que fluyan por éstos.


Factores externos para la formación de emulsiones:

Reintroducción del petróleo. Agua de yacimiento o filtrado de

fluidos de perforación saturados de oxígeno.

Fluidos de perforación con surfactantes.

Particulas finas que estabilizan las emulsiones.


2. Bloqueo por agua:

Filtración de agua hacia la formación.

Incremento en la saturación del

agua.

Reducción de la permeabilidad

relativa del petróleo.

Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES FLUIDO-FLUIDO

Bloqueo por emulsiones

Precipitación de compuestos

inorgánicos

Precipitación de compuestos orgánicos

CARBONATO DE CALCIO

PARAFINAS Y ASFALTENOS

Mecanismos de Daño de FormaciónALTERACIÓN DE LA MOJABILIDAD

Los surfactantes del fluido de perforación o la precipitación de asfaltenos en el medio poroso alteran la MOJABILIDAD de la formación.

La roca queda mojada por el PETRÓLEO, disminuyendo la permeabilidad relativa de éste lo que dificulta su movimiento en el medio poroso.

Mecanismos de Daño de FormaciónDAÑO DE ORIGEN BIOLÓGICO

Las bacterias…Son efectivas conectando las paredes de

los poros, sobretodo en pozos inyectores.

Se reproducen rápidamente en condiciones variables de pH, temperatura y oxígeno.

Tapan los poros ellas mismas, sus depósitos o la biomasa cuando mueren.

Mecanismos de Daño de FormaciónDAÑOS DE TIPO MECÁNICO

El medio poroso también puede ser invadido por partículas solidas durante la perforación, reparación o inyección de agua.

De acuerdo al tamaño de las partículas en comparación con las gargantas, dependerá el daño

El proceso de CAÑONEO también afecta! Si la zona cañoneada queda muy compacta, disminuye la permeabilidad.

•Los altos diferenciales de presión, que crean altas velocidades de flujo y altas tasas de cizallamiento.

•La destrucción del material cementante de la formación por acidificación.

COLAPSO DE LA FORMACIÓN

ALREDEDOR DEL POZO





formación.


daño.




5. Remoción del Daño

Para la Remoción del Daño existen tres métodos o estimulación:

Limpieza del pozo

Tratamiento Matricial

Fracturamiento


Pozo Candidato a Estimulación

S≥0 S≤0

Evaluación Económica

Limitaciones Mecánica


Arenas Carbonatos



AFPFMT


Carbonatos Arenas



Referencia: Reservoir Stimulation ¨Page 512

DISEÑO PARA LA ESTIMULACIÓN

Pruebas de Laboratorio

Diseño de Estimulación

Estimulación

Principales Consideraciones del Diseño

Divergencia

Reglas del Dedo Gordo

PREFLUJOS

Salmuera de preflujo desplaza salmueras que contienencationes incompatibles lejos del pozoÁcido Fluorhídrico o combinaciones remueve el daño de los alumino-silicatos

Referencia: Aplicaciones Convencionales de Estimulación

EFICIENCIA DE LA ESTIMULACIÓN

PUNTO ÓPTIMO

Referencia: Aplicaciones Convencionales de Estimulación

IMPACTO DE LA TASA DE BOMBEO Y TEMPERATURA

TemperaturaIncrementa

Tasa Incrementa





formación.


daño.





• Indicadores iníciales del daño de

formación: Pozo presenta IPR menor que el esperado.

Tasa anormal de declinación.

• Importancia del análisis: Determinar si efectivamente es daño.

Identificar las causas.

Determinar el tipo de remoción del daño.


a) Pruebas de Producción DRILL STEM TEST (DST).

• Indicación del daño cuando hay restauración rápida de la presión durante periodo de cierre.

• Se presenta gran diferencia entre la presión de flujo inicial y final en poco tiempo.

b) Registros de Resistividad.

• Registros Dual Induction y Laterolog permiten tener idea del grado de invasión de los fluidos.

• Junto con registro Caliper se puede conocer espesor del cake (entre más grueso, mayor invasión del fluido).

Métodos de identificación de daño de

formación:


c) Histórico de Producción.

70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 980

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Año

Pro

du

cció

n (

BO

PD

)

Reparación


d) Estimulación previas.

70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 980

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Año

Pro

ducció

n (

BO

PD

)

Cambio de Pendien

te


e) Comparación con pozos vecinos.

Pozo Dañad

o

POZO BOPD BWPD

UA-1 30 0

UA-2 30 5

UA-3 50 10

UA-4 10 0

POZO PHI * H BOPD BWPD

UA-1 2 30 0

UA-2 4 30 5

UA-3 3 50 10

UA-4 0.5 10 0


f) Análisis Nodal.


Métodos de cuantificación de daño de

formación:

a) Índice de productividad.

b) Pruebas de presión (Método de Horner).

c) Método de curvas tipo: Gringarten.


Se analizan los valores que puede tomar el skin:

• S > 0 Pozo Dañado.

• S = 0 Pozo sin Daño.

• S < 0 Pozo Estimulado.

Métodos de cuantificación de daño de

formación:


a) Índice de Productividad.


a) Índice de Productividad.

K K skin

rw

r skin


b) Método de Horner.

DRAW DOWN TEST

BUILD UP TEST

http://3.bp.blogspot.com/_Mu6St-elMjs/TCASdng-HnI/AAAAAAAAAHg/i6nJCdx6oJ8/s1600/luis.bmp

http://4.bp.blogspot.com/_Mu6St-elMjs/TB_3Cxv7ekI/AAAAAAAAADI/nCqepVO6m8c/s1600/diagrama.bmp


23.3***

log2

1

rwCt

k

m

PPs wfhora

qweoo

wfeo DsrrB

PPq

75,0)/ln(

)(00707.0

2)( BqAqPP wfe

El daño total viene dado por:

Ahora bien,Las contribuciones de los pseudo-daños se

determinan:



kh

srwreoBoA

00707.0

75.0)/ln(

kh

DBB qoo

00707.0

El método consiste en graficar vs de la siguiente manera: o

wfe

q

PP oq



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

o

wfe

q

PP

oq

erceptoA int

pendienteB

0´, PwfA



Determinación de los pseudo-daños:

Si A > 0,05

Si A´/A < 2,0

Si A < 0,05 y A´/A > 2,0

Si A > 0,05 y A´/A < 2,0

Indicación de daño.

No efecto de turburlencia en

pozo.

Efecto de turbulencia.

Presencia de daño de

formación.



c) Método de Gringarten.

• Grafica (pi-pwf) vs t o (pws-pwf) vs ∆te en escala

log-log.

• Se superpone el grafico con la data del pozo

sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la

curva hasta que se encuentre una curva tipo que

mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se

registra el valor de CDe² para esa curva tipo.

S


• A partir del valor obtenido se puede dar un diagnostico del pozo:

• Además puede obtenerse el efecto skin a partir de la relación:


http://3.bp.blogspot.com/_Mu6St-elMjs/TCAint4S8vI/AAAAAAAAALw/KXOqn7AcbTg/s1600/tras.bmp

http://4.bp.blogspot.com/_Mu6St-elMjs/TCAjfoCLWwI/AAAAAAAAAL4/VLeUbzxPzwo/s1600/ae.bmp


Registros de pozos

Análisis químicos

de los fluidos de perforació

n

Pruebas de flujo a través de núcleos


Pruebas a través de núcleos

Análisis mineralógico

Análisis petrolífero

ilita Caolinita

Clorita Montmorillonita





formación.


daño.





• Estimulación Matricial Reactiva

• Estimulación Matricial No Reactiva

• Estimulación Mediante Fracturamiento

Consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a gastos y presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca. Estas soluciones reaccionan químicamente disolviendo materiales extraños a la formación y parte de la propia roca.

Estimulación Matricial Reactiva


Objetivo

• El objetivo principal de esta técnica es remover el daño ocasionado en la perforaciones y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones del mismo.

• Adicionalmente en formaciones de alta productividad la acidificación matricial no solo se emplea para remover el daño, sino también para estimular la productividad natural del pozo.

• Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petróleo sin incrementar el porcentaje de agua y/ó gas producido.

• Al igual que en la estimulación matricial no reactiva, los surfactantes son los productos activos. En la estimulación matricial reactiva los ácidos constituyen el elemento básico.



Principales Ácidos Usados:

• Acido Clorhídrico, HCL: Usado en formaciones carbonáceas.

• Acido Fluorhídrico, HF: Usado en formaciones de areniscas, es el único acido que permite la disolución de minerales silicios.


Principales Ácidos Usados:

• Acido Acético, CH3 – COOH: Adicional a su uso como fluido de perforación o como fluido de baja corrosión en presencia de metales que se corroen fácilmente, el ácido acético es generalmente usado en mezclas con HCl en ácidos híbridos.

• Acido Fórmico, HCOOH: Es más fuerte que el acido acético pero más débil que el HCL, es menos fácil de inhibir que el ácido acético y puede usarse bien inhibido hasta temperaturas de 350°F.

Principales Aditivos Usados:

• Inhibidor de corrosión

• Estabilizador de hierro

• Surfactantes


Estimulación Matricial No Reactiva

• Fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales o sólidos de la roca.

• En soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, con aditivos, principalmente los surfactantes.

• Para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por perdida de lodo, por depósitos orgánicos.

Estimulación Mediante Fracturamiento

El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca del yacimiento con el objeto de crear nuevos canales o conectar canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad.

AplicaciónEl fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.

Objetivos

• Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.

• Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo.

• Conectar sistemas de fracturas naturales.

• Disminuir la caída de presión en la matriz.

Estimulación Mediante Fracturamiento

Estimulación Mediante FracturamientoLos fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura.

Características:

• Viscosidad.

• Compatibilidad con la formación y sus fluidos.

• Eficiencia.

• Control de pérdidas del fluido.

• Fácil remoción post fractura.

• Económicos y prácticos.

• Base Acuosa o Aceite.

Estimulación de pozos

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