REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DE EDUCACIÓN SUPERIOR FACULTAD DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD DEL ZULIA NÚCLEO LUZ-COL
INTEGRANTES: TORRES SONIA C.I.-14.581.757 C.I.-14.581.757 DIMAS REYES C.I.-14.902.550 C.I.-14.902.550 OJEDA SILVIA C.I.-14.599.039 C.I.-14.599.039 GALLARDO YUSMARY C.I.-15.261.571 C.I.-15.261.571 CHIRINOS DONA C.I.-16.831.091 C.I.-16.831.091 Prof.- Carlos Escobar Cabimas, Enero 2005
ESQUEMA INTRODUCCIÓN
1. MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN 2. COMPORTAMIENTO DEL POZO 3. DAÑO DE FORMACIÓN 3.1. Tipos de daños 3.1.1. Daños durante la perforación 3.1.2. Daños durante la cementación 3.1.3. Daños durante terminación y reparación 3.1.4. Daños pproducidos roducidos durante estimulaciones estimulaci ones químicas 3.1.5. Daños por estimulación estimulac ión no reactiva 3.1.6. Daños causados durante el fracturamiento fracturamient o 3.1.7. Daños durante la producción 3.1.8. Daños durante procesos de inyección de gas o agua 4. EVALUACIÓN DEL DAÑO DE LA FORMACIÓN 5. ESTIMULACIÓN 5.1. TIPOS DE ESTIMULACIÓN 6. TÉCNICAS
DE
ESTIMULACIÓN
APLICADAS
EN
LA
INDUSTRIA
PETROLERA 6.1. SUCCIÓN 6.2. INYECCIÓN DE FLUIDOS 6.3. FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS 6.4. ACIDIFICACIÓN 6.5. INYECCIÓN DE VAPOR 7. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO A REALIZARLE TRABAJOS DE ESTIMULACIÓN CONCLUSIÓN
ESQUEMA INTRODUCCIÓN
1. MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN 2. COMPORTAMIENTO DEL POZO 3. DAÑO DE FORMACIÓN 3.1. Tipos de daños 3.1.1. Daños durante la perforación 3.1.2. Daños durante la cementación 3.1.3. Daños durante terminación y reparación 3.1.4. Daños pproducidos roducidos durante estimulaciones estimulaci ones químicas 3.1.5. Daños por estimulación estimulac ión no reactiva 3.1.6. Daños causados durante el fracturamiento fracturamient o 3.1.7. Daños durante la producción 3.1.8. Daños durante procesos de inyección de gas o agua 4. EVALUACIÓN DEL DAÑO DE LA FORMACIÓN 5. ESTIMULACIÓN 5.1. TIPOS DE ESTIMULACIÓN 6. TÉCNICAS
DE
ESTIMULACIÓN
APLICADAS
EN
LA
INDUSTRIA
PETROLERA 6.1. SUCCIÓN 6.2. INYECCIÓN DE FLUIDOS 6.3. FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS 6.4. ACIDIFICACIÓN 6.5. INYECCIÓN DE VAPOR 7. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO A REALIZARLE TRABAJOS DE ESTIMULACIÓN CONCLUSIÓN
INTRODUCCIÓN
Durante muchos años, la industria Petrolera, a nivel mundial, ha trabajado fijando grandes funciones o áreas de trabajo dentro de sus organizaciones. Cada una de estas funciones cumplía con sus objetivos específicos, así la organización de perforación y reparación perforaba o reparaba pozos, atendiendo a las necesidades de la industria, fijada por la organización de producción e ingeniería de yacimientos: Incrementar producción perforando nuevas localizaciones o reparando pozos cuya producción había disminuido. Poca o ninguna atención se presentó durante esos años al hecho de que las operaciones llevadas a cabo en esos pozos podían resultar en graves daños a los yacimientos productores, así, por falta de conocimiento en el mecanismo del daño, y también por falta de incentivos económicos, no se aplicaban metodologías a prevención del daño a la formación. Posteriormente Posteriorm ente a la evaluación integral del daño, incluyendo los análisis de yacimiento y producción con aspectos globales de ingeniería, se disponen de diversos tipos y métodos de estimulación, considerando las variables para el tratamiento.
1. MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN
La producción de un campo de petróleo puede mejorarse por medio de diferentes métodos, que incluyen las Técnicas de gerenciamiento de yacimientos, las completación del pozo y las instalaciones de superficie. Dicho mejoramiento se refiere a los incrementos de producción que se pueden alcanzar en pozos individuales. Si bien siempre debe considerarse el efecto que puede causarse en los pozos vecinos, el manejo general de los yacimientos y las instalaciones de superficie. El objetivo principal para el mejoramiento de la producción de un pozo consiste en identificar aquellos pozos que muestran una diferencia importante entre el comportamiento actual y potencial de los mismos (Fig. 01) y crear soluciones para el mejoramiento de la producción utilizando tecnologías adecuadas.
Fig.01: Diferencia entre el comportamiento actual y potencial de un pozo, según lo ilustra el gráfico NODAL.
2. COMPORTAMIENTO DEL POZO
El sistema de producción de los pozos puede verse como una cadena de elementos, la cual permite que el Crudo fluya desde el yacimiento hasta los equipos instalados en la superficie Dichos componentes incluyen el yacimiento, la completación, las tuberías, el levantamiento artificial y las instalaciones de superficie. Estas instalaciones generalmente se deben considerar como un hecho consumado en los estudios de mejora de producción en pozos individuales, Sin embargo, el área de drenaje del pozo y el efecto de/o en los pozos productores e inyectores cercanos es de máxima importancia. El gráfico del análisis NODAL (Fig. 02) muestra la forma más efectiva de cuantificar la diferencia entre el rendimiento del pozo y lo que se puede lograr por medio de ajustes, ya sea en la tubería, el levantamiento artificial o en el comportamiento del yacimiento propiamente dicho.
Fig. 02: Sistema de producción de un pozo.
La Fig. 03 muestra en forma esquemática las brechas de producción para los diferentes componentes relacionados con el comportamiento del pozo, y muestra una lista de algunas soluciones. Por ejemplo, una brecha de producción
se reduce o elimina si se puede mejorar la productividad del yacimiento. El resultado obtenido es siempre menor que la tasa de flujo óptima, aún con grandes caídas de presión. Se puede mejorar el rendimiento modificando el radio efectivo de drenaje del pozo mediante una fractura hidráulica, acidificando, perforando con cañones de alto rendimiento, o eliminando el daño. Otras maneras de lograr mejoramientos significativos de producción incluyen la identificación y apertura de nuevas zonas, así como también la perforación de tramos laterales múltiples a partir del pozo en cuestión.
Fig. 03: Problemas de producción para distintos casos comunes y posibles soluciones.
El fluido se produce desde el yacimiento hacia el pozo a través de la completación. Ello incluye las perforaciones y/o tuberías ranuradas, el espacio anular entre el cemento y el hoyo, el empaque de grava y cualquier zona de daño de la formación. La caída de presión a través de la completación puede reducirse recañoneando y/o acidificando los intervalos existentes; o abriendo un intervalo de mayor espesor para disminuir el daño por penetración parcial. Puede necesitarse el empaque de grava para evitar el arenamiento. La cementación forzada o el
tratamiento con gel también pueden resultar necesarios, si algunas zonas producen agua o gas no deseados; o para remediar una cementación de pobre calidad, que permite la comunicación detrás del revestidor. Lograr una producción óptima, o sea un máximo retorno sobre las inversiones, es una tarea compleja de
ingeniería. Todos los elementos del
sistema se unen y, a veces, el rendimiento de todo el conjunto está condicionado por sus puntos más débiles. Sin embargo, para poder mejorar la producción, es útil considerar cuáles de los diferentes componentes, contribuyen a la diferencia existente entre la producción actual y el potencial del pozo. Conociendo los fundamentos de la evaluación integral del sistema Yacimiento – Pozo, como principal objetivo de esta trabajo documental descriptivo, se revisarán los parámetros vinculados a los problemas de producción presentes en el yacimiento (Daño de formación) y las técnicas de estimulación mas utilizadas en la industria petrolera para solventar tales inconvenientes. 3. DAÑO DE FORMACIÓN
Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías. El daño de formación es definido como una reducción en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo. 3.1. TIPOS DE DAÑOS •
Daños de tipo mecánico.
•
Invasión de sólidos.
•
Daño por cañoneo.
•
Colapso de los poros.
•
Destrucción del material cementante intergranular.
Daños durante la perforación, princ ipal causa:
Sobrebalance.
•
•
Invasión de sólidos del lodo, cortados o agregados.
•
Taponamiento de las gargantas de los poros por formación de revoques internos.
•
Incremento de la presión capilar al reducir el radio de los poros.
Daños durante la cementación: Por filtrado de los lavadores y espaciadores: •
Desestabilizador de arcillas.
•
Migración de finos.
•
Cambios de mojabilidad.
•
Cambios en la saturación de fluidos. Por el filtrado del cemento, de pH alcalino A ctivación de surfactantes
naturales: •
Desestabilizador de arcillas.
•
Precipitado de silicato de calcio.
Daños durante terminación y reparación: •
Alta concentración de sales.
Precipitados inorgánicos.
•
Contenido de sólidos.
Taponamiento, Emulsiones.
•
Pérdida de filtrado
Cambios de saturación y bloqueo.
por agua. •
Polímeros.
Taponamiento.
•
Inh. de corrosión.
Emulsiones, cambios de mojabilidad
•
Cañoneo en Sobrebalance.
Invasión, zona compactada.
•
Alto Sobrebalance
Cambios de saturación. Bloqueos
por agua. •
Grasa de las conexiones.
Taponamiento.
•
Oxido de tuberías.
Taponamiento.
Daños pr oducid os dur ante estimulaciones químicas: •
Carbonatos: Desprendimiento de partículas de dolomita.
•
Precipitación de cloruro de calcio-magnesio (taquihidrita).
•
Bloqueos por geles o emulsiones.
•
Precipitación de asfáltenos.
Daños p or estimulación no reactiva: •
El uso indiscriminado de surfactantes puede estabilizar las emulsiones o reforzar los bloqueos que se desea remover.
Daños causados dur ante el fr acturamiento: •
Interacciones químicas con oxidantes.
•
Taponamiento por polímeros.
•
Bloqueos por agua.
•
Emulsiones, asfáltenos, sólidos.
Daños du rante la produc ción: •
Migración de finos.
•
Precipitación inorgánica.
•
Precipitación orgánica.
•
Producción de arena.
•
Colapso de los poros.
•
Disolución por vapor.
Daños d urante procesos de inyección de gas o agua: •
Cambios de mojabilidad por inhibición de corrosión.
•
Taponamiento por sólidos, hidrocarburos, bacterias, etc.
•
precipitados orgánicos o inorgánicos.
•
Disolución del cemento intergranular.
•
Fracturamiento no intencional.
•
Reducción de la permeabilidad relativa al gas.
Disminución en el IP y/o Aceleración en la
Sistema Mecánico Ineficiente
Baja Baja Permeabilidad
Calidad del Yacimient
Alta Viscosidad
Restricción alrededor del pozo debido a:
Baja Presión
Daño
Pseudo-Daño
Interaccione s Roca-
Interaccione s Fluido-
Fenómenos Interfaciales
Migración/Taponami
Precipitados
Bloqueo por
Migración/Taponami
Precipitados
Bloqueo por
Inversión de la
Fig. 04: Tipos de Daño de Formación
4. EVALUACIÓN DEL DAÑO DE LA FORMACIÓN
El daño total de la formación se puede evaluar a través de: •
Pruebas de restauración de presión.
•
Comparación con los pozos vecinos.
•
Análisis de la historia de producción. (Build-Up Sintético).
La interpretación de pruebas de presión es el método primario para determinar permeabilidad, factor de daño, presión de yacimiento, longitud y conductividad de fractura y heterogeneidad del yacimiento. Además, es el único método más rápido y más barato para estimar variable dependientes del tiempo como el factor de daño y la permeabilidad en yacimientos sensibles al esfuerzo. En las Fig. 04 y 05 se muestran una grafica que representa una prueba de presión para evaluar la formación.
Fig. 04: Comportamiento de Presiones, Gráfico Horner.
Fig. 05: Comportamiento de Presiones, Gráfico Semilog o MDH.
5. ESTIMULACIÓN
Durante el preciso período de la terminación del pozo, o durante la vida productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga fácilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo. Algunas veces esta inconveniencia puede se sencilla y de fácil corrección, pero otras veces se puede presentar muy difícil y casi insoluble. Se puede considerar a la estimulación como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema
extensivo de canales en la roca productora que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de este a la formación. En la mayoría de los casos, cuando un pozo deja de producir o no permite la inyección de fluidos en forma económica, ello es una indicación que la formación esta dañada. Este hecho puede ser ocasionado por taponamiento de los canales de flujos. Para que una formación sea productiva se requieren tres condiciones: •
Que contenga fluido móvil.
•
Que el yacimiento tenga energía.
•
Que la roca tenga capacidad de flujo.
La capacidad de flujo generalmente se incrementa mediante el proceso de estimulación. 5.1. TIPOS DE ESTIMULACIÓN Estimulación Matricial no Reactiva
En este caso los fluidos utilizados para la estimulación no reaccionan químicamente con los materiales o sólidos de la roca. Generalmente, se utilizan soluciones oleosas o acuosas de surfactantes, los cuales son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interfase en la superficie del medio. Ello hace posible la modificación de las condiciones existentes, gobernadas por la tensión superficial o interfacial. Este tipo de estimulación se emplea para remover daños causados por bloqueo de agua, bloqueo de emulsión, perdida de circulación de lodo y depósitos orgánicos. Tratamientos no reactivos
•Combinaciones de solventes aromáticos, solventes mutuos y surfactantes.
•Tratamientos secuenciales de oxidantes y Na(OH) para eliminar taponamientos con bacterias en pozos inyectores de agua. •Mezclas de solventes mutuos, cloruro de amonio y estabilizadores de arcilla, en presencia de clorita en exceso. •Tratamientos específicos con surfactantes para daños especiales, tales como el producido por el lodo invertido. •Mezclas de ácido acético anhidro, solventes mutuos y solventes aromáticos, especialmente para la limpieza de empaques de grava. Estimulación Matricial Reactiva:
En este tipo de estimulación los fluidos reaccionan químicamente, disolviendo materiales que dañan la formación y los propios sólidos de la roca. En este caso el objetivo es corregir el daño mediante la utilización de sistemas ácidos. En la acidificación matricial, el flujo de ácido es confinado en los poros naturales y en los canales de flujo presentes en la roca de la formación. El propósito de una estimulación matricial es aumentar la permeabilidad de la formación productiva. Este método se aplica principalmente a yacimientos de carbonatos y areniscas. El primer paso en la planificación de un tratamiento con ácido es seleccionar la solución ácida correcta para la estimulación del pozo. De los diferentes tipos de ácidos disponibles cinco han resultado económicamente efectivos en la industria petrolera. Ellos son: ácido clorhídrico, acético, formica, fluorhídrico y fluoborico. Estimulaciones reactivas
Tipos de ácidos y aditivos A.- Fu nd amental es
Ácido clorhídrico, HCl.
Ácido fluorhídrico, HF.
Ácido acético CH3- COOH.
Ácido fórmico HCOOH.
B.- Combinaciones y fo rmulaciones especiales
6.
Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF.
Mud Acid secuencial: Etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol).
Ácidos alcohólicos.
Mud acid retardado con cloruro de aluminio.
Ácidos dispersos.
Ácidos removedores de sólidos y de cañoneo.
Ácido fluoborico (Clay Acid).
TÉCNICAS
DE
ESTIMULACIÓN
APLICADAS
EN
LA
INDUSTRIA
PETROLERA SUCCIÓN
Durante la terminación, la estimulación más sencilla es la succión. Mientras dura la Perforación y la terminación, el fluido de perforación impone contra la pared del hoyo una presión algo mayor que la mayor presión que pueda tener cualquier estrato. Esta diferencia de presión hace que la parte líquida del fluido así como partículas micrométricas de sus componentes sólidos se filtren hacia la periferia del hoyo. Si esta invasión es muy severa y extensa deteriora marcadamente la permeabilidad del estrato productor en las inmediaciones del hoyo. Por tanto, cuando se hagan los intentos de poner el pozo a producir no se
logrará el flujo anticipado. Entonces, para remediar la situación se trata de inducir el pozo a fluir succionándolo. Para esto se utiliza la misma tubería de educción y un cable en cuyo extremo va colgado un émbolo especial de succión. El émbolo se introduce a una cierta profundidad en la tubería, y al sacarlo facilita la extracción de cierto volumen de fluido de la tubería y a la vez impone una fuerza de succión al estrato productor. La succión del estrato se va haciendo más fuerte a medida que el émbolo va achicando el pozo a mayor profundiad. La aplicación de la succión tiene como propósito limpiar la periferia o zona invadida del pozo y establecer la permeabilidad e inducir el flujo del pozo utilizando la energía natural del yacimiento. En la práctica, un mínimo de succiones pueden ser suficientes para lograr el flujo, pero a veces se succiona durante muchas horas o días sin éxito y entonces hay que recurrir a otros medios. INYECCIÓN DE FLUIDOS
Si durante las tareas de terminación el estrato productor no permite que el petróleo fluya con facilidad, esto significa que el daño a la permeabilidad en la periferia del hoyo debe ser corregido. La inyección de fluidos como petróleo liviano, querosén o destilados puede lograr arrancar o desplazar las obstrucciones y facilitar la limpieza de los canales de flujo durante el contraflujo que se produce al poner el pozo en pruebas de producción. Para coadyuvar la acción desplazante del fluido inyectado, se puede optar por agregarle desmulsificantes o agentes que activen su desplazamiento y su acción de barrido del material que obstruye los poros. El volumen de fluidos y aditivos y la presión de inyección dependerán del espesor del estrato, de la competencia y características de la roca, según las apreciaciones derivadas de los datos logrados por análisis de ripio, núcleos y registros petrofísicos. Entre los fluidos mas utilizados en la industria petrolera para estimular un pozo cuya productividad se ha visto disminuida, se encuentran los siguientes:
Inyección de Enzimas
La inyección de enzimas se utiliza para mejorar el desplazamiento de los fluidos atrapados en el espacio poroso mediante la disminución de la fuerza interfacial agua-petróleo, eliminar o disminuir las emulsiones presentes, así como mejorar la mojabilidad de la formación ya que la acción de surfactantes en los fluidos de perforación así como la precipitación de asfáltenos en el medio poroso, alteran la mojabilidad de la formación hacia éste; lo que provoca que el medio sea mojado preferencialmente por petróleo y éste quede atrapado en el espacio poroso, las enzimas invierten la mojabilidad recubriendo el grano para mejorar la mojabilidad del crudo. Con la inyección de enzimas obtenemos los siguientes beneficios:
Cambios favorables en las propiedades del crudo.
Crean condiciones favorables en el medio poroso.
Favorece la recuperación mejorada de crudo.
Incremento de la producción.
Reducción de la tensión interfacial/ superficial entre el petróleo y la
superficie roca / agua.
Disminuyen sus componentes pesados.
Pr oductos g gener ados ccon llas e enzimas q que benefician a yacimientos de petróleo. Fig. 06: P
PERÍODO DE INYECCIÓN
MEZCLA
PERÍODO DE REMOJO (2-7 DÍAS)
PERÍODO DE PRODUCCIÓN
ENZIMA
PETRÓLEO
Fig. 07: P Pr oceso d de iinyección.
Inyección de Bacterias
Consiste en la inyección de microorganismos en los pozos inyectores con la
finalidad de estimular y recuperar aquel petróleo que es demasiado viscoso para fluir o que se encuentra atrapado en los poros de la roca por fuerzas capilares muy altas, por lo que no es posible obtenerlo por medio de mecanismos primarios y/o secundarios de recuperación.
Fig. 08: Partes de una Bacteria.
Características de las Bacterias
No son patógenas (no producen enfermedades) y no degradan el ecosistema. Son utilizados para controlar y limpiar derrames de petróleo en mares y lagos. Tienen la capacidad de metabolizar los hidrocarburos y generan bioproductos que ayudan a modificar las propiedades del crudo, favoreciendo la movilidad del mismo. Pueden auto transportarse hacia las zonas de mayor saturación residual y permiten la movilización de hidrocarburos presentes en el yacimiento (interfase agua-petróleo). Viven en la interfase agua-petróleo (toman nutrientes del agua de formación). Metabolizan cadenas largas (pesadas) de hidrocarburo: aumento de las fracciones livianas, reducción de la viscosidad, mejoras de la gravedad API del crudo.
G ÉNERO
TIPO
BIOPRODUCTOS
Clostridium
Anaer óbica
Gases, ácidos, solventes y surfactantes
Bacillus
Facultativa
Ácidos y surfactantes
Pseudomonas
Aer óbica
Surfactantes y pol í m eros
Arth robacter
Facultativa
Surfactantes y solventes
Enterobacter
Facultativa
Solventes, gases, ácidos
Acin etobacter
Facultativa
Surfactantes, ácidos y solventes
Leuconostoc
Aer óbica
Pol í m eros
Xantomonas
Aer óbica
Pol í m eros
Fig. 09: Bacterias mas comunes y sus bioproductos.
Biosurfactantes
El interés principal sobre los Biosurfactantes estriba en haber encontrado productos capaces de reducir la tensión interfacial entre crudo y salmuera a valores inferiores a 0,01 mN/m. valores éstos apropiados para el desplazamiento efectivo de crudo residual y, par lo tanto, para su aplicación en la extracción mejorada de crudo. Los Biosurfactantes también actúan como desemulsificante son biodegradables y efectivos a valores extremos de temperatura, PH
y
salinidad. La aplicación de Biosurfactantes en el yacimiento puede hacerse por tapones desplazados con agua en el yacimiento, lo cual presentaría las ventajas de poder seleccionar el bioproducto y diseñar un sistema para extracción terciaria con exactitud o mediante la inyección de microorganismos que generen surfactante in situ. La selección de la alternativa apropiada solo puede obtenerse
con la Investigación y trabajo de laboratorio, ya que no se dispone de experiencias previas en esta materia. Biopolímeros:
Los biopolímeros llamados también fluidos viscoelásticos o fluidos de reología específica, son fluidos pseudoplásticos, es decir fluidos cuyo comportamiento es independiente del tiempo y se caracterizan por tener propiedades viscoelásticas, son viscosos como un líquido y elásticos como un sólido. Los biopolímeros tienen como función primordial dar viscosidad y capacidad de suspensión, y como función secundaria mejorar la hidráulica, disminuir los problemas de torque y arrastre y reducir las pérdidas de presión en flujo turbulento. Los biopolímeros se utilizan para perforar pozos horizontales y/o direccionales por su gran capacidad de limpieza y suspensión. Su capacidad de suspensión es tal que aún en condiciones estáticas minimizan la formación de lechos de ripios o camada que se forman usualmente en el punto de máxima. El mecanismo de recuperación de crudo por este método: consiste en que la bacteria metaboliza el crudo para producir bioquímicos tales como solventes, surfactantes, ácidos y CO 2. Los bioquímicos mejoran la movilidad del crudo por disminución de la viscosidad y reducción de la tensión interfacial/ superficial entre el petróleo y la superficie roca/ agua. Por consiguiente la producción se incrementa por la movilización del petróleo entrampado al disminuir sus componentes pesados.
Apl icaci ón de l a Mic robi ol ogía El término extracción mejorada de petróleo con microorganismos se refiere a la utilización de productos resultantes del metabolismo de los microorganismos organismos inyectados o existentes en el yacimiento, como lo son los Biopolímeros, Biosurfactantes y/o Biogases producidos en si. Con estos bioproductos se mejorara el perfil de inyección o el barrido en los proyectos de
inyección de agua, para aumentar el recobro de petróleo con la inyección de agua, en lugar de utilizar químicas sintéticas. FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Fracturamiento Hidráulico
El fracturamiento hidráulico es una técnica cuyo proceso consiste en la inyección de un fluido a altas tasas, generando un incremento de presión, fracturando la formación. Este se realiza porque mejora la conductividad, cambia el régimen de flujo, disminuye la caída de presión (en la vecindad del hoyo) y disminuye el efecto de daño lo que trae como consecuencia el aumento de la productividad del pozo. Aplicable en pozos de petróleo y gas, las operaciones de fracturamiento hidráulico evitan el daño de formación en las zonas vecinas del pozo, establecen una buena conductividad del yacimiento, y permiten explorar áreas con mayor presión de poro. Un periodo de producción inicial también pueden alterar los esfuerzos presentes en la formación, conduciendo a una mejor conducción del crecimiento vertical de las fracturas y a una mejor extensión lateral durante el fracturaimiento. En consecuencia, el fracturamiento a menudo restituye la productividad del pozo a los regímenes originales o a regímenes mas altos. En ciertas ocasiones, la inyección de fluidos a un determinado estrato puede hacerse con la deliberada intención de fracturarlo, o sea abrir canales de flujo de mayor amplitud y penetración alrededor de la periferia y más allá del hoyo, debido a que la baja permeabilidad natural, más la invasión del filtrado y partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato, imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo. Para estos casos es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. Como la inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es
muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. Como podrá apreciarse, el fluido inyectado a alta presión penetra en el estrato como una cuña que abre canales de flujo. Sin embargo, al descartar el fluido, durante el flujo desde el estrato al pozo, puede ser que desaparezcan los canales al disiparse la presión de ruptura y asentarse el estrato, o quizás se haya logrado que permanezcan los canales estables y abiertos
Fig. 10: Estimulación de la productividad del pozo por la inyección de fluido y fracturamiento del estrato mantenido por cuñas.
Estimulación para Yacimientos de Alta Permeabilidad
Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en relación de volumen por volumen, un material sólido y competente, generalmente arena de determinadas especificaciones con respecto a tamaño de granos, circularidad, distribución del agregado, resistencia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va depositándose en los canales como una cuña estable,
porosa y permeable, que impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende, mantendrá los canales de flujo abiertos. Este procedimiento ha dado muy buenos resultados y, a medida que se ha acumulado mucha experiencia de campo, la tecnología de aplicaciones de fracturamiento ha avanzado en lo concerniente al diseño y fabricación de equipos y herramientas y en la selección, preparación y utilización de sólidos y fluidos para atender una variedad de necesidades. Todos estos adelantos permiten hacer hoy fracturamientos masivos que involucran altos volúmenes de fluidos y sólidos. Por ejemplo, en intervalos de gran espesor, arena muy compacta y de muy baja porosidad se ha inyectado 3.262.518 litros (20.519 barriles) de fluido gelatinoso de alta viscosidad, preparado con polímeros, aditivos corrientes y cloruro de potasio, sin agregarle hidrocarburos. A este fluido se le mezclaron 711.364 kilos (0,22 kilos/litro) de arena de tamaño de tamiz 20-40. La inyección se efectuó sin contratiempos y se logró irradiar largos canales de flujo que permitieron al intervalo producir gas en cantidades comerciales.
Fig. 11: Fracturamiento del estrato e inyección de material sólido para lograr mejor productividad del pozo.
Tecnología Previa
La técnica SOS Desplazamiento Forzado de Arena por Petróleo (Sand Oil queeze, SOS). fue desarrollada por Exxon, como un sistema de estimulación rápido y de bajo costo para las formaciones dañadas de alta permeabilidad (200 a 1.000 md). Se supera el daño mediante la creación de canales de alta conductividad, que parten de cada perforación y atraviesan la zona dañada alrededor del pozo, para llegar a la formación no dañada. Por lo general, con posterioridad a estos tratamientos, se realiza un empaque de grava convencional con una tubería corta ranurada, que resulta esencial para contener la producción de arena proveniente de estas areniscas muy poco consolidadas. El incremento de la producción después de un tratamiento con SOS no es muy importante y, en muchos casos, se reduce a cero en el curso de unos meses. La técnica SOS se realiza normalmente en varios intervalos cañoneados, cada uno de los cuales varía entre 20 y 100 pies de largo, pero puede cubrir varios centenares de pies entre la base y el tope de las perforaciones. Nuevas Tecnologías. Fracturación con Limitación del Largo de la Fractura
El sistema HyPerSTIM adopta la metodología desarrollada para la fracturación con limitación del largo de la fractura (tip screenout, TSO) mediante la cual, una vez que la fractura ha alcanzado la longitud deseada, se crea una barrera artificial próxima al extremo de la fractura y a lo largo de todo el perímetro de la misma (Fig. 10). En otras palabras, se provoca el desborde de arena. Cuando esto ocurre, la fractura deja de crecer, lo cual lleva a un incremento de la presión dentro de la misma, que se traduce automáticamente en un mayor ancho efectivo. Esto permite a su vez obtener concentraciones de agente de sostén mucho más altas dentro de la fractura, y por lo tanto contrabalancea el efecto de la impregnación del agente de sostén sobre las caras de la fractura en las formaciones blandas y poco consolidadas. El resultado final es un mayor ancho relleno de agente de sostén después del cierre, y una mejor conductividad de la fractura.
Fig. 12: Esquema de una fractura TSO.
La fracturación TSO se puede dividir en tres etapas: 1. Colchón—fluido limpio bombeado para crear la geometría de la fractura deseada. 2. Etapa de baja concentración—baja concentración del agente de sostén, necesaria para originar el TSO y detener su crecimiento. 3. Etapa principal—gradación del agente de sostén hasta el punto de empaque de la fractura.
Fig. 13: Resumen de los resultados de producción después de los tratamientos HyPerSTIM realizados en pozos de los yacimientos LGINF–04 y LGINF–05.
Fig. 14: Comparación de los resultados de producción promedio entre los tratamientos SOS e HyPerSTIM.
Fig. 15: Costo del tratamiento por barril extra de petróleo producido. Comparación entre los tratamientos SOS e HyPerSTIM.
ACIDIFICACIÓN
Es el proceso mediante el cual se trata de restablecer la permeabilidad efectiva al petróleo o gas de una roca, eliminando el daño mediante la inyección de ácidos a tasas y presiones de inyección por debajo del límite de fractura. La acidificación de estratos petrolíferos constituye una de las aplicaciones más viejas empleadas por la industria petrolera en la estimulación de pozos. Empezó a utilizarse desde 1895. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (CaCO3, caliza), el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15 %, ha sido un buen disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor. La reacción química se realiza según la siguiente fórmula: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2
Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el ácido. La cantidad de ácido requerida está en función del volumen de roca que se propone tratar. Para apreciar ese volumen se recurre a ensayos de laboratorio, utilizando ripio y/o núcleos del estrato, como también otros datos petrofísicos y experiencias de acidificaciones anteriores en el área o sitio de operaciones. Durante los años, el diseño y realización de tareas de acidificación de pozos petrolíferos han evolucionado en todos los aspectos. Los análisis básicos de laboratorio son más extensos y fundamentales para determinar las características físicas y químicas de las rocas y sus reacciones a los diferentes tipos de ácidos aplicables como: puros, concentrados, diluidos o gelatinosos. Factores como la viscosidad, densidad,
temperatura, presión,
penetración y celeridad o amortiguación de la reacción son evaluados con miras a obtener el mejor resultado posible. Como los ácidos clorhídricos y fórmicos son corrosivos, se dispone de inhibidores y otros aditivos que permiten aminorar su corrosividad en el equipo de acidificación y las tuberías del pozo mismo.
Fig. 16: Disposición de los elementos requeridos para estimular el pozo mediante la inyección de ácido.
INYECCIÓN DE VAPOR Inyección Alternada
Consiste en inyectar vapor en un pozo en forma alternada, y después de un tiempo de cierre, abrirlo a producción, con la finalidad de disminuir la viscosidad mediante el incremento de la temperatura mejorando la movilidad del crudo y así su producción.
h/2
h
r
L/2 rh
A
r h
B
Fig. 17: (A), Calentamiento de la formación en volumen cilíndrico o pozos verticales. (B), Calentamiento de la formación en volumen elipsoidal o pozo horizontal.
Fig. 18: Inyección Alternada de vapor.
Es un proceso de estimulación que acelera la producción de petróleo, por lo que la recuperación última puede ser relativamente baja respecto a la cantidad total de petróleo en el yacimiento. Se aprovecha totalmente la energía del yacimiento y se prepara éste para otros procesos de recuperación adicional de petróleo. La inyección cíclica de vapor es bien conocida, de hecho es el más común de los procesos de recuperación térmica aplicados a crudos pesados en formaciones someras. Es económicamente atractiva, de baja inversión inicial y rápido retorno de la misma, en virtud de los resultados del tratamiento son evidentes en pocas semanas, es de aplicación general con pequeños riesgos y resultados satisfactorios comprobados. No presenta problemas mecánicos insolubles, e incluso, se han desarrollado generadores portátiles que pueden ser movidos de pozo a pozo. Puede ser indeseable en áreas donde ocurra subsidencia, ya que podría causar cambios en la geomecánica de la roca, puede ocasionar expansión de arcillas sensibles al agua, lo que podría dañar la permeabilidad del yacimiento y solo una parte (30 - 35 %) del agua inyectada como vapor es producida cuando el pozo se abre a producción. Inyección Continua
Consiste en inyectar vapor en forma continúa a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros, tal como en la inyección convencional de agua. Es un proceso de desplazamiento, y como tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación última que la inyección cíclica de vapor y es el mecanismo de recuperación más importante.
Fig. 19: Inyección continua de vapor.
Existen nuevas tecnologías que se han desarrollado para el mejoramiento de la eficiencia de la inyección continua de vapor en actividades de estimulación de yacimientos. Estas a su ves aplican para crudos de alta viscosidad, En ambos procesos esta presente el mecanismo de Drenaje por Gravedad y Necesita el confinamiento del vapor en una cámara, Por nombrar una tenemos el SAGD.
SAGD - Drenaje de gravedad asistido po r vapor.
El SAGD es un proceso muy prometedor que sirve para producir reservas de Crudos Pesados y Extra-pesados de baja movilidad. En su concepción original es una modalidad de la inyección continua de vapor que incorpora la utilización de dos pozos horizontales colocados paralelamente, en donde el pozo inyector de vapor se encuentra en la parte superior y el productor de petróleo en la parte inferior de la zona de interés. Y Engloba las siguientes características: 1. Es un método novedoso mediante el cual pueden obtenerse altos recobros y tasas de producción considerables. 2. No se requieren altas presiones de inyección. 3. Es aplicable tanto en yacimientos vírgenes como en agotados.
4. Tiene una relación de vapor a petróleo entre 2.5 a 3 bls.
Fig. 20: Proceso SAGD, Calienta en crudo en la formación y disminuye la viscosidad.
7. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO A REALIZARLE TRABAJOS DE ESTIMULACIÓN
Una vez conocidos los términos mas importantes de las actividades de estimulación para yacimientos petrolíferos, se presentan Los puntos que se deben considerar al momento de evaluar los candidatos (Pozo – Yacimiento) para la aplicación
de las técnicas anteriormente mencionadas con al objetivo de
recuperar la productividad de los mismos. Herramientas básicas para evaluar el comportamiento de un pozo: 1. Diagnosticar las anomalías en relaciones tasa-caída de presión para las diferentes etapas o nodos: •
Zona cercana al pozo-fondo de pozo.
•
Fondo de pozo-cabezal.
•
Cabezal-estación de separación.
2. Probar el pozo para evaluar el potencial y a través de mediciones determinar el factor de daño, estableciendo las restricciones en la zona cercana al pozo. 3. Registros de producción para describir la distribución de flujo dentro del hoyo, y para detectar otras anomalías en la completación. Por otra parte se consideran las siguientes herramientas: •
Historias de producción, perforación, RA/RC.
•
Pruebas de producción.
•
Caracterización de fluidos y depósitos.
•
Caracterización del medio poroso: Porosidad, Permeabilidad, Mineralogía, Morfología de poros.
•
OFM: mapas de isoproductividad, mapas de burbujas.
•
Sistemas expertos: STIMCADE, STIMEX, XERO, Curvas Tipo.
•
Simuladores: Splash, FRACPRO, FRACCADE, Near Welbore Simulation, Simuladores geoquímicos.
•
Análisis nodal: Wellflow, Pipesim.
•
Análisis de pruebas de presión: PanSystem, WellTest200, Registros Echometer ( Mediciones Acústicas). Posteriormente a ello se siguen una seria de pasos para definir la
rentabilidad de los trabajos de estimulación.
Fig. 21: Secuencia de actividades y consideraciones para la selección de pozos candidatos a la estimulación.
