Republica bolivariana de Venezuela Ministerio del poder popular para la educación universitaria Universidad nacional experimental de los llanos occidentales “Ezequiel Zamora” Barinas
Estimulación de Pozos
Norbelys Mendoza CI: 20.544.931 Moyetones Lipsy CI: 21.023.862 21.023.862 n!"li#a $er%n CI: 21.024.61& 'er(ni#a )il*a CI: 21.1&0.693 +osibel ,eredia CI: 23.559.494 23.559.494
indice
Introducción
La estimulación de pozos se define como la inyección de fluidos de tratamiento (ácidos en su mayoría), a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo !ntonces" por ser la estimulación de pozos una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de pozos petroleros, es importante mostrar las diferentes t#cnicas $ue se emplean para tal actividad
La estimulación de pozos% !s cuando el pozo pierde presión y no se logra e&traer por medios medios mecánicos de bombeo, ojo, tampoco es indicio de agotamiento agotamiento de crudo, ya $ue el gas natural de petróleo petróleo au&ilia con su presión a los sistemas de e&tracción por bombeo, en algunos pozos no se re$uiere bombeo ya $ue $ ue sale junto con c on gas a alta presión" entonces 'ay plantas de generación de gas nitrógeno $ue se inyecta a un pozo principal o primario para empujar el crudo 'acia los veneros de otros pozos vecinos !l reinyectar gas de petróleo es altamente peligroso y e&plosivo, por eso se usa nitógeno !l gas $ue sale a presión se almacena y se $uema en c'imeneas el e&cedente para $ue sea menos peligroso etodología para selección de candidatos a estimulación de pozos% !l tratamiento de un pozo es un proceso lógico $ue re$uiere un nmero de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados !ste proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y*o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar el mejor opción a la 'ora de incrementar la productividad de un pozo con alto s+in La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases% Sel Selecci ección ón de los cand candiidato datoss e iden identi tifi fica caci ción ón del del prob probllema de baja baja productividad% en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado -urante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de .daño/ es tambi#n determinado 2. Sele Selecci cción ón de flui fluido dos: s: en esta etapa, los fluidos apropiados, volmenes y aditivos son seleccionados 3. La Imp Imple leme ment ntac ació ión: n: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volmenes a bombear, tasas, etc" adicionalmente una simulación del tratamiento 4. Eval Evaluac uació ión n del trat tratam amie ient nto: o: 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 !stas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los soft0are de estimulación de pozos Fase 1. Selección de andidatos e identificación del da!o: Selección del candidato La producción de un pozo declina por mltiples razones !sta 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 simple simplemen mente, te, por dificu dificult ltades ades mecáni mecánicas cas en todos todos los procesos procesos de complet completaci ación ón La producción por flujo natural puede ser tambi#n baja debido a $ue no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por
ejemplo una arena de baja permeabilidad 1odos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el t#rmino s+in !l factor .s+in/ es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento .inalterado/ 'acia la vecindad del pozo !ste representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento 'acia la cara de la arena completada !ste valor es una combinación de efectos de muc'os parámetros, incluyendo el daño de formación 2ara una apropiada interpretación del s+in y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores $ue contribuyen al s+in !ste análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re3 perforación La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios s+ins !n este modulo, 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 uc'os modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de -arcy, 'asta usar las más complicadas 'erramientas de simulación simulación !l factor s+in es frecuentemente frecuentemente determinado determinado con un gráfico de 4orner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión 2ara el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del s+ins 'an sido derivados por varios autores !l s+in real causado por daño (la porción del s+in total $ue puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la ecuación, tal como se presenta á continuación% Sdam " Stot # $Sperf % % Sturb % Sdev % S&ravel % Sperf si'e() donde% 5tot 6 factor s+in total (s+in determinado en el gráfico de 4orner) 5dam 6 s+in resultante del daño a la formación 5 perf 6 6 s+in resultante a la penetración parcial, etc 5turb 6 s+in resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo 5dev 6 s+in resultante de la desviación del pozo 5gravel 6 s+in resultante de empa$ues de grava 5 perf size 6 s+in resultante de baja penetración del cañoneo 7ásicamente, 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 ran+eo de candidatos !s importante el uso de un soft0are de apropiado para la evaluación t#cnica de una estimulación, ya $ue ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos 2or ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un 'ipot#tico presupuesto% 8 estimulaciones, 9 fracturamientos 'idráulicos, y 8 nuevas perforaciones (y no : acidificaciones;) acidificac iones;) Identificación del Daño.
*+,*-SI,:
!l daño puede estudiarse estudiarse mediante el análisis análisis de transigentes transigentes de presión presión Las principales principales y más más comu comune ness caus causas as de la e&is e&iste tenc ncia ia de un daño daño de form formac ació ión, n, y las las resp respec ecti tiva vass consideraciones para inimizarlo es%
*erforación: !s el principal motivo de daño en la formación, tiene $ue ver con la infiltración del lodo de perforación, de sólidos del cutting y el revo$ue 2ara minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto contacto del lodo con la formación" formación" $ue el lodo contenga la menor cantidad cantidad de sólido sólidoss posible posibles, s, tanto tanto agrega agregados dos como como del y $ue los fluid fluidos os de perforac perforación ión no interaccionen ni $uímica ni físicamente con la roca reservorio austral de =rgentina, =rgentina, $ue Entubación: !s muy comn, sobre todo en la zona de la cuenca austral e&istan e&istan capas productivas productivas muy por encima de la profundidad profundidad final del pozo, para $ue estas capas productivas productivas no sean dañadas, es conveniente $ue una vez atravesadas atravesadas las mismas, mismas, el pozo se entube antes de seguir perforando 'asta la mencionada profundidad final
ementación: La buena cementación de los niveles productivos es más $ue importante a la 'ora de poner en producción producción un pozo !n primer lugar el cemento no debe infiltrarse infiltrarse en la formación, además, el revo$ue debe 'aber sido totalmente removido antes de iniciar la cementación, es decir, es necesario asegurar un buen lavado para lograr una buena ad'erencia entre el cemento y la cañería del casing, y entre el cemento y la formación, de modo $ue el nivel productivo $uede absolutamente aislado antes de punzar *un'ado: La cápsula del proyectil $ue se dispara para 'acer los punzados debe ser de buena calidad y construcción, de lo contrario, $uedaría un tapón provocado por el mismo proyectil (ver capítulo de terminación de pozos) $ue $u e obstruiría el sistema poroso
*SE/0,0, vs. 0, 0E F,+I-
, mediante esta curva, es posible demostrar el beneficio de disminuir el factor de daño (5) =tribuir todo el s+in a un daño dentro de la formación es un error muy comn, 'ay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudos+ins y deben ser e&traídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación
*SE/0,S5I 6 ,FI7/+I- 0EL *,8,
Los pseudos+ins remanentes despu#s de la terminación pueden ser atribuidos directamente el pozo ?o todos estos tienen $ue ver con el daño verdadero, pueden tener origen mecánico o físico
*SE/0,S5IS 6 ,0II,ES 0E *+,0/I- Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir a caídas de presión adicionales o pseudos+ins 5i se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede origi origina narse rse fluj flujoo turb turbul ulent entoo en la form formaci ación, ón, al igual igual $u $uee du duran rante te la perfor perforaci ación ón !l correspondiente pseudos+in positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudos+in no e&iste, puesto $ue no 'ay desgaste mecánico en el sandface producido por la rata de flujo La inevitable variación del diámetro del pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de laminar a turbulento y crear un pseudos+in $ue se suma al daño real de la formación
0, 0E F,+I- 9E+00E+, @arios rios tipos tipos de daño daño pued pueden en ser ident identif ific icad ados os en dist distin into toss luga lugares res de un po pozo zo en producción, el diseño del remedio correcto para la producción del pozo es necesario determinar determinar no solo la naturaleza del daño sino tambi#n tambi#n el conocimiento conocimiento del lugar del pozo donde está el daño $ue más afecta a la producción producción 2ueden usarse para la estimulación estimulación del pozo fluidos similares a lo $ue se utilizan en la limpieza del mismo, de acuerdo a la naturaleza del daño, la elección del m#todo a utilizar depende pura y e&clusivamente del lugar en el pozo donde se encuentra el daño
,+I7E 0EL 0, 0E F,+I- 3-=AB -! 2!>CB>=I?=!2=>=!2=>=
-años por fluidos de terminación -años en Gravel 2ac+s -años durante la producción -año durante la limpieza del pozo -año durante el tratamiento ácido 1ratamientos de control de agua 3-=AB !? 2BFB5 I?E!<1B>!5% Inyectores de agua
I*,S 9+I,S 0E 0,: •
!mulsiones
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Hater 7loc+
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5arros
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-epósitos orgánicos
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-epósitos mi&tos
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Cangos y arcillas
,+I7E 0EL 0, 0E F,+I-. 3-=AB -! 2!>CB>=
Invasión de sólidos de perforación: Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas% arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de p#rdidas de circulación 2ueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo $ue una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos 'acia el reservorio = flujos moderados o altos, 'aría $ue estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad sever idad del daño en las inmediaciones del pozo
Invasió Invasión n de fluido fluidoss de perfora perforació ción: n: ?ormalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la p#rdida de inyección puede llegar a ser muy elevada La alta permeabilidad de las las aren arenas as limp limpia ias, s, $ue $ue tien tienen en mayo mayorr inva invasi sión ón de filt filtra rado do $u $uee un unaa roca roca de baja baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible $uímicamente con el filtrado de la inyección Las arcillas, en su gran mayoría, son e&tremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cual$uier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el $ue fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad !n particular, la reducción de la salinidad o el incremento del p4 del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma
3-=AB -!
Lecada Lecada de cemento cemento:: !l tamaño desordenado de los granos de conforman al cemento, junto con el uso de agentes de des'idratación muy eficaces, resultan en una limitada filtración de sólidos y filtrado provenientes de la lec'ada de cemento !l p4 relativamente alto del filtrado de la lec'ada afecta a los minerales arcillosos de la formación
compresión del cemento produce daños severos en ompresión del cemento: La etapa de compresión arenas no consolidadas 3-=AB5 !? L= 1!>I?=!2=>=!2=>=
selección del tamaño de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formación durante la producción -años durante la producción% =lgunos reservorios no pueden ser puestos en producción a alto altoss caud caudal ales es de fluj flujoo o eleva elevado doss caíd caídas as de presi presión ón entr entree el reserv reservori orioo y el po pozo zo (dra0do0n) sin ser afectados por fenómenos adversos Cangos nativos y arcillas sueltas entr entram ampa pada dass en la pare paredd pora poral, l, pued pueden en come comenz nzar ar a move movers rsee a fluj flujos os elev elevad ados os,, especialmente en el caso en $ue dos fluidos inmiscibles están siendo e&traídos en forma simultánea -ependiendo del tamaño de las partículas, estas pueden blo$uear el poro a trav#s de su intercone&ión con el siguiente o migrar 'acia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en producción 'acia el pozo !l dra0do0n e&cesivo 'ace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, poz o, y puede e&ceder a la fuerza fuer za compresiva c ompresiva de la roca !ste fenómeno es muc'o más complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones del pozo !l dra0do0n e&cesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presión de flujo por debajo del punto de rocío en el fondo del pozo, ocurriendo una destilación in3situ de las fracciones fr acciones livianas producidas -año durante la limpieza del pozo% =ltas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la formación -año durante el tratamiento ácido% ateriales del tubing $ue son arrastrados 'acia la formación, 'ay $ue tener en cuenta $ue los ácidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la cañería del tubing y el casing, disminuyendo el espesor de los mismos, pudiendo llegar a dañarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las cañerías 'acia la formación Los surfactantes utilizados para dispersar sólidos durante la acidificación e in'ibir la corrosión de las cañerías del casing y el tubing por acción del ácido crean dentro del sistema poral blo$ues de emulsión (emulsión bloc+s)
;lo(: 2recipitación de productos secundarios de la reacción ácida con minerales de la formación Los productos secundarios $ue podrían formarse, pueden ser analizados y predic'os mediante modelos geo$uímicas $ue dependen por un lado de la composición de la roca de la formación y de la composición del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinámicas =lgunos aditivos utilizados para prevenir la corrosión del 'ierro del sistema de producción pueden formar precipitados La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes in'ibidores de corrosión
ratamientos de control de a&ua: La fracción de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyección de poliacrilamidas La mayoría de las veces, sin embargo, la inyección de las mismas lleva a una caída en la producción de gas y petróleo simultáneamente con la del agua
0, E *,8,S I6E,+ES Inyectores de agua% •
Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento
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2erturbación in3situ de las arcillas
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Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de
I*,S 9+I,S 0E 0,. !mulsiones% La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo ?ormalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores
!l blo$ueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita !stas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales 5arros% Los sarros son precipitados minerales, $ue pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la formación ?ormalmente esta precipitación es muc'o mayor durante la producción, puesto $ue se ve ma&imizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo -epósitos orgánicos% Los depósitos orgánicos son precipitados de 'idrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algn cambio en las variables termodinámicas a las $ue está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in3situ en el interior del reservorio" y el mecanismo por el cual precipitan tiene $ue ver con la p#rdida de solubilidad en el resto de los 'idrocarburos, y una vez $ue precipita, cristaliza La causa más comn $ue produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión -epósitos mi&tos% 5on depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, $ue pueden incluir tambi#n sarros, fangos, sílices y arcillas Cangos y arcillas% !ste daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) a tapulgita) y*o por 'inc'amiento o migración migra ción de las arcillas in'erentes de la formación
0, *,+ *EE+I- *+IL. *+IL. 4ay varias razones por las cuales un pozo puede terminarse poniendo en producción solo una porción de la capa productiva ('0) !sta penetración parcial produce una carga adicional $ue se considera como un tipo especial de pseudodaño, y $ue no es un daño verdadero !l valor del daño provocado por la penetración parcial es siempre positivo, e&cepto en el caso de pozos desviados
*+E9EI- 0E 0,S La prevención de daños apunta a $ue todas las operaciones realizadas se 'agan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando $ue la producción se vea afectada
5i bien los muc'os daños son remediables, las operaciones de reparación de daños son costosas en muc'os casos y no siempre solucionan el problema completamente
+E*I/LI- Las principales y más comunes causas de la e&istencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para inimizarlo es% 2erforación !ntubación
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!mulsiones
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Hater 7loc+
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5arros
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-epósitos orgánicos
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-epósitos mi&tos
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Cangos y arcillas
Fase 2. Selección de fluido. La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido Generalmente los soft0are de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos% Mn sistema e&perto Mn simulador geo$uímico Información especificada por el usuario Sistema E?perto. Los sistemas e&pertos usan reglas lógicas basadas en principios de inge ingeni nierí ería, a, los los lti ltimo moss avan avances ces en la inve invest stig igaci ación ón en labor laborat atori orios os y rela relaci cion ones es determinadas a trav#s de la e&periencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos !ste m#todo genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecci seleccione oness ácidas, ácidas, selecci seleccione oness de acondic acondicion ionado adores, res, volme volmenes, nes, aditi aditivos vos tanto tanto para para areniscas, como para carbonatos
Simulador 7eo) y tubería continua (
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Mn bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos ne0tonianos y no ne0tonianos ltiples intervalos de formación con s+in =reniscas (ácido 4C34
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O
Fase 4. Evaluación del tratamiento. La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento atemáticamente 'ablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del s+in de la formación a medida $ue se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de -arcy, por ejemplo) -espu#s de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden e&portar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de s+in, y comparar las condiciones antes y despu#s del trabajo !s siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de 'ayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos $ue 'ayan $uedado en el pozo 2osteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico gráf ico de 4orner el nuevo valor de s+in Mna medida cualitativa del #&ito no es ver el valor s+in directamente, sino la -p s+in, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo 1ipos de estimulación de pozos Cracturación 'idráulica !s un m#todo de estimulación en rocas consolidadas duras, muy utilizado en pozos de petróleo y en pozos profundos 5e utiliza poco en pozos de agua de pe$ueña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro =demás, en estos casos e&iste el riesgo de producir fracturas verticales $ue permiten el escape del agua inyectada al e&terior, 'aciendo intil la operación operac ión !l m#todo consiste en inyectar agua a elevada presión para crear y dilatar fisuras, evitando $ue se cierren de nuevo mediante la introducción simultánea de arena o bolitas de vidrio 2ero es necesario neces ario $ue el pozo, por encima de la zona $ue se $uiere fracturar est# entubado con una tubería muy resistente y muy bien cementada, pues de lo contrario el agua escapa al e&terior o a formaciones suprayacentes Generalmente, la presión de fracturación es proporcional a la profundidad de la formación a estimular, siendo el factor de proporcionalidad igual o superior a J,98 atm*m =l agua de inyección es conveniente $ue se le añada un gelificante y otros aditivos $ue le ayuden a aumentar la viscosidad (disminuir el caudal a igual presión) Las fisuras producidas tienen una anc'ura de pocos mm y una e&tensión de varias decenas, o incluso centenas centenas de metros
contrario no sería posible aumentar suficientemente la presión con las bombas de lodos usuales, y sería preciso recurrir a grandes bombas de alta presión y alto caudal !&isten e$uipos de inyección montados sobre camiones capaces de proporcionar caudales de algunas decenas de *seg a presiones de más de QJJ atm, aun$ue su al$uiler es costoso y el precio del desplazamiento puede ser elevado !n acuífe acuíferos ros calcáre calcáreos os se recomi recomienda enda combin combinar ar la fractur fracturaci ación ón 'idrául 'idráulica ica con la acidificación acidificación =demás, =demás, si los niveles de agua son profundos, a veces se consiguen fracturaciones locales (rupturas o destaponamientos) con sólo llenar el pozo de agua, ya $ue ello produce una elevada presión en la base del pozo
#todos de estimulación de pozos Las t#cnicas de estimulación tienen el objetivo de mantener en unos casos la capacidad productora de las arenas en e&plotación y en otros casos mantener o incrementar la capacidad productiva de pozos petrolíferos o gasíferos, se clasifican en 9 grupos o m#todos% )
#to #todo doss mecá mecáni nico cos s33 Rue Rue cont contem empl plaa las las sigu siguie ient ntes es t#c t#cni nica cas% s%
>ebaleo de formaciones Cracturamiento de las formaciones $ue incluye las siguientes t#cnicas% Cracturamiento 'idráulico Cracturamiento acido Cracturamiento combinado entre 'idráulico y acido •
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9)
#to #todo doss $uím $uímic icos os3 3 Rue Rue con conte tem mpla pla las las sig sigui uien ente tess t#cn t#cnic icas as%% • • • • • •
Inyección de fluidos especiales Inyección de fluidos no ácidos Inyección de soluciones acidas Inyección de ácidos orgánicos Inyección de ácidos inorgánicos Inyección de mezclas de ácidos (orgánicos e inorgánicos)
ESI/LI, 0E *,8,S *,+ E,0,S EI,S: +ebaleo de formaciones: 5e util utiliz izaa par paraa repo repone nerr la la dim dimen ensi sión ón de los los cana canale less per perme meabl ables es $ue 'an sido sido obstruidos por efecto de la circulación de los fluidos de formación desde las áreas de drenaje y en $ue su recorrido van arrastrando partículas pe$ueñas de los componentes de las arenas, detritos finos $ue obstruyen en porcentajes variables el flujo normal de fluidos y $ue se traduce en superficie por la disminución de caudal
!n otros casos puede presentarse obstrucción y disminución del diámetro de los agujeros de los baleos en la cañería de revestimiento por asentamiento de partículas de 'ierro o partículas calcáreas $ue en algunos casos se concentran alrededor de los baleos detrás del anillo de cemento obstruyendo la producción normal 2ara ambos casos el rebaleo de formaciones es el mejor m#todo $ue se 'a e&perimentado e&perimentado considerando considerando $ue la profundidad de obstrucción siempre va 'a ser menor a 2ara un trabajo de rebaleo rebaleo es necesario necesario elaborar un programa programa simple de intervención intervención de acuerdo a las t#cnicas señaladas
Fracturamiento idrAulico: !l fracturamiento 'idráulico es un m#todo de estimulación $ue consiste en la inyección a presión de un fluido de fracturamiento a las arenas productoras, para originar el anc'eamiento de los canales de flujo en algunos tipos de arenas y otros para provocar la ruptura de las formaciones y así mantener los valores de permeabilidad !l fluido de fracturamiento (CC) es una mezcla de fase li$uida y fase sólida $ue es denom den omin inada ada agent agentee de sost sost#n #n o de rell rellen eno, o, ocupa ocupa los los espaci espacios os po porra rrale less perm permeab eable less ensanc ensanc'á 'ánd ndol olos os segn segn el trat tratam amie ient ntoo para para mant mantene enerr sus dime dimensi nsione oness y resta restaura urarr o incrementar los volmenes de producción de pozos sean gasíferos o petrolíferos -urante el fracturamiento 'idráulico de la fase li$uida denominada agente de circulación tien tienee la funci función ón de tran transm smit itir ir la pres presió iónn 'idr 'idrául áulic icaa nece necesar saria ia para para $u $uee el flui fluido do de fracturamiento penetre 'asta la profundidad programada y $ue 'a sido limitada para el tratamiento Los objetivos de la fase li$uida son% a) Lubricar los canales permeables e&istentes b) antener la dimensión de los canales permeables c) antener la dimensión de los espacios porales disponibles Las características t#cnicas de las formaciones productoras $ue intervienen en el fracturamiento son los siguientes% a) Rue las formaciones son isotrópicas, 'omog#neas y con cierto grado de elasticidad, por $ue los esfuerzos $ue se generan durante el fracturamiento son función del modulo de Eung y las relaciones de poisson $ue definen las propiedades mecánicas de las rocas b) Rue las fracturas $ue originan se e&tienden uniformemente en sus 8 dimensiones o sea s ea altura (4), longitud (L) y anc'o (=) de las fracturas c) Rue la fase li$uida del fluido de fracturamiento (CC) debe ser compresible d) Rue el volumen total de las fracturas originadas, esta en función de las características de las formaciones, o sea, dureza y granulometría 8
!51M-I !51M-IB B -!L CC (caract (caracterí erísti sticas cas del fluido fluido de fractur fracturami amient ento) o)
!l fluido de fracturamiento es una mezcla 'omog#nea $ue está constituido por dos fases% S Case li$uida3 esta fase li$uida es el componente $ue origina inicialmente la circulación de la mezcla 'acia el interior de las arenas arrastrando a la fase sólida a trav#s de los canales impermeables y los espacios porales para luego restaurar la producción
2ara $ue este proceso tenga resultados positivos de acuerdo al programa elaborado la fase li$uida debe tener las siguientes características% 3 =decuada densidad y viscosidad para mantener durante la circulación una capacidad optima de arrastre de la fase sólida 'asta la profundidad total de las fracturas !n este mismo proceso la densidad de la fase li$uida sirve para mantener la fase sólida para evitar un asentamiento o decantación prematura 3 7aja perdida de fluido por filtrado y baja perdida de presión por fricción durante la circulación en el interior de las formaciones 3 5er compatible con los fluidos de formación para evitar daños en los sectores $ no re$uieren tratamiento 3 ?o debe reaccionar negativamente con los componentes mineralógicos de las formaciones principalmente con magnesio, calcio y sílice $ue son los minerales $ue pueden deteriorar a la fase li$uida afectando el resultado del fracturamiento 9S Case 5ólida3 !s denominada agente de sost#n y se mezcla en porcentajes $ue son calculados en el programa con la fase li$uida para ser bombeado 'acia la formación con presiones e&actamente calculadas para $ue se deposite uniformemente a los largo de las fracturas formando un empa$ue impermeable y manteniendo los canales permeables 'asta $ue termine el proceso de inyección del fluido de fracturamiento 2ara este objetivo la fase sólida debe ser seleccionada cuidadosamente con una granulometría adecuada con concentraciones adecuadas y dureza adecuada para garantizar la conformación de fracturas $ue permitan reponer el daño de las formaciones y reponer o mejorar la capacidad productiva de los pozos !n la industria se dispone dos diferentes tipos de fase sólida para todo tipo de fracturamiento para C4 se clásica en dos grupos% !ntre los tipos de agente sost#n más utilizado se tiene los siguientes% T 2ara formaciones blandas de baja compactación% 3 =rena =rena de rió redondeado y sometido a tratamiento con productos $ue sirvan para darle las características plásticas necesarias para este tratamiento se utilizan resinas especiales 3 =renas silícicas tratadas, pueden ser esf#ricas o triangulares se caracterizan por una fase sólida de alta resistencia para arenas productoras de alturas mayores a 9JJ m 3 2roductos $uímicos $ue no son muy utilizados por su baja resistencia a la compresión y elevado costo 9S 2ara formaciones duras y compactadas 3 =renas de sílice redondeada o triangulada 3 7olitas de vidrio de alta resistencia esf#ricas en arenas de gas condensado 3 2roductos plásticos 8
a) Cluido de fracturamiento base petróleo3 5e preparan utilizando como fase continua del petróleo producido en el mismo campo sometido a un tratamiento $uímico para obtener obten er
condiciones físicas de densidad y viscosidad, contenido de sólidos, 24 adecuado para evitar daño durante el fracturamiento, tambi#n se puede utilizar diesel $ue es sometido previamente a una verificación de condiciones para establecer la compatibilidad con el fluido de formación !stos fluidos base petróleo ofrece ventajas tanto en el aspecto del manejo fácil y económico b) Cluido de fracturamiento base agua3 5on 5o n los más utilizados y se clasifican en dos tipos% 3 Cluidos de fracturamiento base agua utilizando el agua de las mismas formaciones productoras presentan dificultades de compatibilización c ompatibilización con algunos componentes de las formaciones productoras razón por la cual no es muy recomendado para fracturamiento 'idráulico 3 Cluido de fracturamiento preparado como soluciones salinas de agua salada, son mas comnmente conocidas como salmueras $ue dan e&celentes resultados en todo tipo de formaciones debido a $ue son fácilmente preparados sales como% educt uctores res de de p# p#rdid didas de de pre pressión ppoor fri friccción 3 !sta stabilizadores res de de tem tempperat ratura ura de de fo formac rmaciión 3 !st !stabil abiliz izad ador ores es de 24 del del flui fluido do de frac fractturam uramiiento ento 3 7actericidas 3 >educt uctores res de la tens ensiones nes sup superf erficiale ales 3 >etardadore doress de de re reaccio ciones $uí $uím micas ne negat gativas 3 !stabilizadores de parafinas N !1B-B5 -! C4% !n función al tipo de fracturamiento 'idráulico el tipo de arenas de tratamiento y las presiones de inyección $ue se vana van a aplicar los sistemas de fracturamiento 'idráulico se clasifican en los siguientes tipos% a) b) c)
Cract Cractura urami mien ento to 'id 'idrá ráuli ulico co conv convenc encio iona nall mlt mltip iple le o fract fractura urami mient entoo masi masivo vo Cracturamiento 'idráulico con entrada limitada Crac Cractturam uramie ient ntoo 'id 'idrá rául uliico a baj bajaa vel veloc ocid idad ad
a) Cracturamiento 'idráulico convencional mltiple o fracturamiento masivo3 5e aplica más comnmente en arenas donde los daños o obstrucciones o los canales originan zonas de baja permeabilidad y baja porosidad $ue incrementa en un porcentaje las gradientes de fracturamiento
!n otro tipo e reservorios constituidos por formaciones duras y compactas y e&celente acumulación de gas o petróleo desde su origen esta constituido por valores bajos de permeabilidad y porosidad $ue obstruye obstru ye la capacidad productiva de las arenas $ue deben debe n ser fracturadas en forma masiva para incrementar los valores de conductividad y e&plotar los yacimientos con la má&ima capacidad permisible !n ambos casos las presiones de inyección son muc'o mayores a las presiones de fractura de las formaciones $ue re$uieren la utilización de grandes volmenes de fluidos de fracturamiento para abarcar todo el área de drenaje b) Cracturamiento 'idráulico con entrada limitada3 5e aplica generalmente gener almente en arenas productoras cuyas alturas son mayores a J m en forma limitada taponamientos de los canales permeables combinados con la disminución de los espacios porales !n este caso los taponamientos y los daños de la formación no afectan a toda la altura de la arena por lo $ue la disminución de la capacidad de flujo se presentan por alturas limitadas de la arena $ue va a re$uerir fracturamiento solo en ese sector de daño !l proceso de fracturamiento en estos casos consiste en lo siguiente% =islar con pac+er de fracturamiento los niveles $ue re$uieren el tratamiento utilizando un pac+er de fondo de alta presión y un pac+er anclado e&actamente en el nivel superior de la altura de tratamiento para inyectar fluido de tratamiento con volmenes y presiones e&actas para no invadir las zonas sanas $ue $ ue no re$uieren tratamiento c) Cracturamiento 'idráulico a baja velocidad3 5e aplica para tratar daños de formaciones $ue están afectadas en zonas de baja profundidad ubicadas generalmente a una pulgada o má&imo un pie detrás de la cañería de revestimiento por efecto de un asentamiento paulatino de partículas sólidas provenientes de la formación, for mación, estas partículas están constituidas por productos calcáreos $ue empiezan a obstruir el diámetro de los agujeros de los baleos $ue con el tiempo empiezan a acumularse 'asta formar una costra sólida detrás del anillo de cemento afectando a la capacidad productiva 2ara solucionar este problema se prepara un programa de fracturamiento utilizando fase sólida de menor tamaño y fase li$uida preparada en base a diesel o petróleo de la misma formación con el objetivo de evitar daños a las arenas ubicadas detrás de la zona de tratamiento Las presiones de aplicación para este caso solo son ligeramente mayores a la presión de fractura de la formación y se calcula con la siguiente relación% 2 fractura 6 2 formación JJ o 9JJ 2si en e&ceso 2ara aplicar cada uno de estos m#todos, se instala el e$uipo completo de intervención para fracturamiento, se desancla el 2U de producción, se circula fluido de intervención para a'ogar el pozo, se saca la columna de producción, se baja la 'erramienta de intervención de acuerdo al diseño y se aplica el cronograma de operaciones del fracturamiento =<1M>=5% =plicando los tres m#todos de fracturamiento fr acturamiento 'idráulico pueden originarse los siguientes tipos de fracturas% fr acturas%
a) Cracturas 'orizontales3 5on a$uellas $ue se generan linealmente con geometrías 'omog#neas donde las alas van alcanzando profundidades progresivas para cubrir parte o todo el área afectada con daño Los ángulos de inclinación iníciales son de 8JS y la má&ima $ue va disminuyendo a medida $ue se incremente la presión de inyección del fluido fracturante =<1M>=I!?1B% !l mecanismo de fracturamiento esta basado en el siguiente procedimiento% =plicar 2resión a la formación 'asta su ruptura usando C adecuado para transmitir la 24 cuando se bombea el fluido de fracturamiento con la siguiente secuencia de trabajos% 3 >ompimiento de la formación $ue se obtiene bombeando CC sin fase sólida" para esta operación el volumen debe ser calculado e&actamente para no originar efecto de fluencia 'acia sectores sin daño Las 2resiones de desplazamiento deben tambi#n ser calculadas en función a la dureza de las rocas a) >ompimiento de la formación, para este proceso se utiliza fluido sin fase solidad para lo cual el volumen debe ser calculado con e&actitud para no originar efectos de fluencia 'acia sectores sin daño Las presiones de desplazamiento deben tambi#n ser calculadas en función a la dureza de las formaciones b) 5e bombea C4 fase li$uida mas fase solida s olida para introducir el volumen calculado a las fracturas ya abiertas con el objeto objeto de completar el trabajo y estabilizar las dimensiones dimensiones de sus fracturas, o sea, altura (4), anc'o (=) y longitud (L) Las fracturas generadas deben alcanzar en sus dimensiones generadas c) Luego del tiempo de estabilización se despoja la presión y se bombea lentamente un volumen de fluido de desplazamiento para definir y ayudar a la penetración profunda del fluido de fractura 'asta las alas de la fractura !ste volumen es e&actamente calculado y es igual a% @C- 6 @1b @C2 1erminando esta operación se despojan las presiones se corre registros para verificar el fracturamiento
Y <=L=!1>B5 -! C>=<1M>=I!?1B% 2ara preparar un programa de fracturamiento se calcula los siguientes s iguientes parámetros% S <álculo de la presión de fracturamiento (2f) 5e denomina tambi#n presión de tratamiento $ue esta en función la gradiente de las formaciones productoras $ue se calcula con la ecuación% G 6 2fo*4 Zpsi*ft[ -onde% 2fo62resión de fracturamiento de la formación y 46altura de la arena productora Luego se calcula la presión de fracturamiento $ue debe aplicarse a la formación para originar su rompimiento y la circulación del fluido de fracturamiento 'asta la profundidad de tratamiento con la siguiente ecuación% 2f62f(i) 2'(ff) 2p(tb) 2p(bl)\()
2C162f2f(tb)2fb2'
(9 )
-onde% 2C16 presión final de tratamiento 2f6 presión de fracturamiento" pftb6 perdida de presión en la tubería o cañería" 2fb6 perdida de presión en los baleos" 2'6 presión 'idrostática del fluido de desplazamiento -urante el tratamiento para desplazar todo el volumen del fluido de fracturamiento se utiliza una bomba 'idráulica de desplazamiento $ue tiene diseño especial para bombear la mezcla y cuya potencia se calcula con la siguiente ecuación% 2otencia de la la bomba 442 6 (R]2b]!')*^N -onde% R 6 caudal del Cluido de desplaza ZG2[" 2b 6 2resión de bombeo Zpsi[" !' 6 eficiencia 'idráulica de la bomba ZK[ eemplazando los valores calculados en la ec (9) se tiene la 2 (C1) $ue varia de acuerdo al m#todo de (C4) o sea se trata de fracturamiento masivo o con entrada limitada Y9 <=LI= -! L=5 C>=<1M>=5 G!?!>=L!5% La geometría natural de las fracturas $ue depende de la penetración y la profundidad y tipo de arena productora y presión de formación 5e modifican en sus dimensiones cuando la formación es sometida al fracturamiento debido a $ue aplicando el caudal y la presión con $ue se desplazo el CC se obtiene las dimensiones finales $ue esta definida por la altura
4C6 altura de las fracturas LC6 longitud de las fracturas =C6 anc'o de las fracturas Rue definen la dimensión de las zonas fracturadas 2ara calcular la geometría geo metría de las fracturas se utiliza el m#todo de 2=>UI?5 $ue señala el siguiente procedimiento% ro 5e asume como altura de las fracturas la ultima total del nivel de la arena $ue va a ser fracturada utilizando cual$uiera de los 9 m#todos 9do Rue la longitud (LC) de las fracturas es igual a la profundidad má&ima $ue abarca con las alas de las fracturas y se calcula con la siguiente ecuación% LC 6 JQ ZRi]t*4C[" t 6 tiempo de fracturamiento (min) Ri 6caudal de inyección de CC (G2)" 4C 6 altura de las fracturas (pies) 8S Bbteniendo los valores de la la altura de las fracturas y longitud de las las fracturas el área de las fracturas se calcula con la siguiente relación% =C69(4C]LC)" 9 es factor de seguridad para llenar totalmente el área de fracturamiento con el CC !l anc'o de la fractura se calcula con la siguiente ecuación =C% a) 2ara flujo laminar =C6J9]Z(Ri_9]@iscosidad CC]LC)_J9Q*![ b) 2ara flujo turbulento =C6J9]Z(Ri_9]d CC]LC)_J9Q*![ "d6densidad -onde% !6modulo de Eoung Eoung de la roca petrolífera cuyo valor flucta de acuerdo a la dureza de las arenas productoras, o sea% !68]J_Y 2ara formaciones duras y compactas como las arenas silícicas y de cuarzo Y8 <`Lemplazando los t#rminos se tiene% @ C(CC) 69ds]9(LC]4C]=C)6Nds](LC]4C]=C) 6 volumen final de fracturamiento Cinalmente el tiempo de fracturamiento se calcula con la siguiente relación%
1 (C) 6@ C(CC) ]>C -onde >C6r#gimen de flujo $ue esta en función de la capacidad de la bomba (constante del e$uipo) 2ara flujo laminar >f6J89" para flujo turbulento >J,89 'asta J,^Q ^ <=LBL -!L CC% 5on 8 los coeficientes $ue definen al fluido y se cuantifican en función a las perdidas de fluido por filtrado $ue se origina en el interior de las formaciones en el instante en $ue se termina el bombeo y se presiona con el fluido de desplazamiento, depende depend e de la viscosidad Los coeficientes se calculan con las siguientes ecuaciones% ro
Z*?S[ ?S6?M!>B -! 7=L!B5
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7ibliografía 'ttp%**blogpetroleroblogspotcom*9JJ*J9*metodologia3para3seleccion3de'tml 'ttp%**esscribdcom*oolarte*d*N9N9JX:3anual3de3!stimulacion3atricial3de32ozos3 2etroleros
