ESTIMULACIÓN DE POZOS
DIAGNOSTICO DE TRATAMIENTOS PARA MEJORAR LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS. ESTIMULACIÓN ÁCIDA. QUÍMICA NO REACTIVA. INYECCIÓN DE VAPOR FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. HIDRÁULICO.
Profesor: Américo Perozo
Diagnostico de Tratamientos para mejorar la Productividad de los Pozos.
Por: Linares R, Uzcátegui L y González I.
Diagnostico de Tratamientos para mejorar la Productividad de los Pozos.
Por: Linares R, Uzcátegui L y González I.
Agenda.
Generalidades del Daño de Formación. Tipos de Daño de Formación. Diagnostico/Mecanismo/Selecc Diagnosti co/Mecanismo/Selección ión de tratamiento. Revisión previa de Condiciones Pozo/Yacimiento (“Check List”).
Variables a considerar en la aplicación del tratamiento. Procedimiento General de Análisis/Diagnostico. Referencias.
Que es el 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 del mismo. Fracturamiento Estimulación ácida Cambios de mojabilidad
Control de agua Dilución Control de emulsiones Inyección de vapor
Recañoneo Pozo desviado
Pwf f ) 7,08 K h ( Pe Pw q o o [ L n (r e r w ) S ] Estimulaciones Fracturamiento Pozos horizontales Fracturamiento
Generalidades. El daño de formación es definido como una reducción en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo Daño de formación en pozos verticales por Hawkins: Sd =
K rd Ln 1 Kd rw
Donde: K = Permeabilidad (md) Kd = Permeabilidad (damage) rd = Radio del daño rw = Radio del pozo
Generalidades. Daño de formación considerando varios mecanismos: Sdg = - 1 Gf d
Donde: Sdg = Factor de daño Generalizado l = (Ks x Kro)/mo (dañado) ld = (Ks x Kro)/mo (sin dañado) Gf = Factor Geométrico (Sistema Geométrico) Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petróleo mo = Viscosidad del Petróleo
Generalidades. Factor de daño considerando el sistema geométrico
Tipos de Daño de Formación. Disminución en el IP y/o Aceleración en la Declinación
Sistema Mecánico Ineficiente
Baja Permeabilidad (K)
Interacciones Roca-Fluido
Calidad del Yacimiento
Alta Viscosidad (m)
Restricción alrededor del pozo debido a:
Baja Presión
Interacciones Fluido-Fluido
Daño
Pseudo-Daño
Fenómenos Interfaciales
Migración/Taponamiento por arena
Precipitados Inorgánicos
Bloqueo por Emulsiones
Migración/Taponamiento por finos
Precipitados Orgánicos
Bloqueo por Agua
Inversión de la Mojabilidad
“Check List”. Características del Sistema Roca - Fluido:
Tipos de Fluidos. Humectabilidad. Gravedad API. Composición del agua (Salinidad, Dureza, etc). Análisis PVT. Permeabilidad. Porosidad. Profundidad. Saturaciones. Presiones. Gradiente de Fractura. Litologia, Mineralogia Espesor. Temperatura. Factor de Daño.
“Check List” (Cont). Datos de Pozo: Tipo de Pozo. Intervalos productores/inyectores. Profundidad. Registros disponibles. Configuración Mecánica. Integridad del Revestidor y del Cemento. Características del cañoneo (Tipo de cañón, técnica, densidad, penetración, fase y diámetro del orificio). Comportamiento Histórico de Producción/Inyección: Tasas. Acumulados. RGP. %AyS. Historia de Trabajos Efectuados. Fracturamiento. Acidificación.
Variables a considerar en la aplicación del Tratamiento. Fracturamiento:
Presión de inyección. Temperatura del yacimiento. Propiedades geomecánicas. Longitud y ancho de fractura. Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de fluido) Tipos y volúmenes de fluidos (agentes apuntalantes y aditivos). Equipos. Consideraciones económicas. Consideraciones ambientales.
Variables a considerar en la aplicación del Tratamiento. Acidificación:
Presión de inyección. Tasa de inyección. Etapas del tratamiento (preflujos, tratamiento, sobredesplazamiento). Temperatura del yacimiento. Tipo de fluido y aditivos Volúmenes y concentraciones requeridas. Métodos de colocación del tratamiento. Equipos. Consideraciones económicas. Consideraciones ambientales.
Procedimiento General. Documente y busque otro candidato
Cuantifique, identifique y diagnostique tipo de daño mediante análisis de registros, datos de producción y de pruebas de presión.
Revisar Producción ó datos de pruebas del Pozo
Determine el tipo optimo de tratamiento y diseñe la estimulación
Prepare la propuesta
SI
NO
Es la productividad normal?
Incrementará la producción si estimulo?
NO SI
SI
Es un problema mecánico?
Corregir el problema
Es un problema de superficie?
Evalúe los resultados
NO Es Rentable?
NO SI
Ejecute la Estimulación
SI NO
Compruebe estado mecánico del pozo y disponibilidad de materiales y equipos
Documente los resultados
Referencias. Daño a la Formación.
Centro Internacional de Educación y Desarrollo - CIED.
Prevención
del Daño de Formación. Centro Internacional de Educación y Desarrollo - CIED.
Advances in Formation Damage Assesment and Control
Strategies. Centro Internacional de Educación y Desarrollo - CIED. Curso
Gerencial 1999. Centro Internacional de Educación y Desarrollo - CIED.
Baja Permeabilidad ( K). Diagnóstico Análisis
de Pruebas de Pozos (Build-Up).
Análisis convencionales de
núcleos. Correlaciones
Núcleo-
Perfil. Correlaciones
empíricas (Timur, Purcell, Swanson, Thomeer, etc.).
Mecanismo
Tratamiento
Geología del Yacimiento.
Fracturamiento Hidráulico:
Daño de Formación
Corto.
Mediano. Largo. Fracturamiento Acido. Frack Pack
Alta Viscosidad ( Mecanismo
Diagnóstico Crudos viscosos.
Características
Gravedad API menor a 19º
(Crudos Pesados Extrapesados). Pozos completados en
Formaciones Someras no consolidadas (Mioceno).
).
y
propias
crudo. Formaciones de Emulsiones.
Tratamiento del
Disminución de la viscosidad
con: Inyección Alternada de Vapor. Inyección de Vapor asistida
por gravedad (SAGD). Inyección
de Vapor con solvente asistida por gravedad (VEPEX).
Baja Presión ( Pe).
No aplica ningún tratamiento, solo Proyectos de Recuperación Adicional
Pseudo - Daño. Diagnóstico
Mecanismo
Altos valores del Factor de
Bajo aporte de fluidos al pozo
Daño (S >> 10) de las Pruebas de Pozos.
por disminución del área de flujo (Flujo Turbulento).
Análisis Nodal. Simulación
Yacimientos
Numérica
de
Tratamiento Cañoneo y Recañoneo. Profundizar el pozo en el caso
de penetración parcial.
Migración y Taponamiento por Arena. Diagnóstico
Mecanismo
Abrasión severa en los equipos
Desprendimiento por carencia
de subsuelo y superficie (Niples, Mangas, Botellas, Reductores, Líneas de Flujo y Separadores).
total o parcial del material cementante.
Muestras tomadas con guaya
durante verificaciones de fondo. Taponamiento de intervalos
cañoneados y/o del reductor. Caracterización de tamaño de
grano mediante análisis de núcleos. Pozos completados en
Formaciones Someras no consolidadas (Mioceno).
Desprendimiento por fuerzas
hidrodinámicas (Altas viscosidades del crudo y altas velocidades de arrastre).
Tratamiento Control de la tasa de
producción (Tasa optima). Empaque con grava a Hueco
Abierto (OHGP). Empaque con grava a Hueco
Entubado. Uso en general de Rejillas
Ranuradas.
Migración y Taponamiento por Finos. Mecanismo
Diagnóstico Muestras localizadas en el
pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas) y en los equipos de superficie (Reductores, Separadores). Alto porcentaje de sedimentos
en las muestras de los pozos.
Desprendimiento
por incompatibilidad entre los fluidos invasores (Perforación, Cementación, Completación, RARC e Inyección entre otros) y las arcillas migrables de la formación (Caolinita e Ilita).
el
Desprendimiento por fuerzas
Formaciones
con tamaño promedio de grano entre 2 y 40 micrones.
Transporte a través del medio
Caracterización
Hinchamiento de las arcillas
Pozos
completados
en
Eoceno.
de arcillas mediante análisis de núcleos, muestras de canal y registros GR espectral.
hidrodinámicas. poroso, taponando el cuello de los poros. (Montmorillonita) por reacción con los fluidos invasores.
Tratamiento Control
de la tasa producción (Tasa optima).
de
Estabilizadores para arcillas o
finos: Tratamientos cáusticos (Hidróxido de Potasio). Tratamientos ácidos (HF, mudacid). Inhibidores para evitar hinchamiento de la Esmectita (Polimeros). Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de hierro)
Precipitados Inorgánicos.
Diagnóstico Muestras localizadas en el
pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas). Precipitación de escamas en los
equipos de superficie. Taponamiento del reductor.
Taponamiento de intervalos
cañoneados. Análisis físico - químico del
agua de formación (Indice de Stiff).
Mecanismo Natural:
Salida del gas en solución por efecto de la caída de presión, que al contacto con el agua y el CO 2 reacciona produciendo la precipitación de Carbonato de Calcio (CaCO3). Inducido:
Incompatibilidad entre los fluidos utilizados durante las actividades de Perforación, Cementación, Completación, RARC e Inyección (agua, vapor) y los fluidos de la formación. Taponamiento por precipitación de
agentes incrustantes: Carbonato y Sulfato de calcio. Sulfato de bario. Carbonato y Sulfuro de hierro. Oxido férrico. Sulfato de Estroncio.
Tratamiento Acido Clorhídrico
(Carbonatos/Areniscas). Acido Fluorhídrico
(Areniscas). Mud - Acid (Areniscas). Acido Acético. Acido Fórmico (Altas
Temperaturas). Acido Fórmico-Clorhídrico
(Altas Temperaturas). Acido Sulfámico y
Cloroacético (Bajas Temperaturas). Acidos Alcohólicos
(Yacimientos de Gas).
Precipitados Orgánicos. Diagnóstico
Mecanismo
Muestras localizadas en el
Natural: Composición del crudo. Caídas de Temperatura en el
Indispensable
yacimiento y/o pozo (Precipitación de Parafinas) Caídas de Presión en el yacimiento y/o pozo (Precipitación de Asfaltenos).
Asfaltenos:
pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas). Obstrucción en la línea de flujo
y/o en el pozo. Muestras tomadas con guaya
durante fondo.
verificaciones
de
Aumentos anormales en la
Relación Gas - Petróleo (RGP) Análisis físico - químico del
Hidrocarburo
Inducido: Tratamientos inadecuados por
el uso de fluidos incompatibles con los fluidos de formación (ocasionan cambios en el PH y en la tensión interfacial).
Tratamiento pruebas de compatibilidad con el fluido de formación. solventes
aromáticos (Xileno) Parafinas:
solventes parafínicos (Tolueno); agua caliente con aditivos químicos como detergentes de parafina, dispersantes o inhibidores.
Bloqueo por Emulsiones. Diagnóstico Inestabilidad en el corte de
agua y sedimentos (alto). Disminución e inestabilidad en
los valores de gravedad API. Análisis de Laboratorio de las
muestras de crudo Frecuente en pozos perforados
con lodos de emulsión inversa.
Mecanismo
Tratamiento
Aumento
de la tensión interfacial como consecuencia del uso de surfactantes en los fluidos utilizados durante las actividades de Perforación, Cementación, Completación, RARC e Inyección.
Dispersión
del agua en petróleo o del petróleo en agua por agitación durante las operaciones de producción.
Características
crudo.
propias
del
Uso de desemulsificantes. Uso de agentes antiespumantes
como sales de Aluminio de ácidos grasos o alcoholes grasos (evitando espumas estables por acción del gas de formación). Uso de solventes mutuos.
Bloqueo por Agua. Diagnóstico
Mecanismo
Incremento repentino del corte
Reducción en la permeabilidad
de agua. Ausencia total de producción.
efectiva al petróleo, por el incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo.
Tratamiento Uso de surfactantes. Uso de ácidos alcohólicos
(Pozos de Gas). Dejar a producción el pozo,
hasta que producida.
el
agua
sea
Inversión de la Mojabilidad. Diagnóstico Pozos con alto corte de agua.
Frecuente en pozos perforados
con lodos de emulsión inversa
Mecanismo Reducción de la permeabilidad
efectiva al petróleo por cambio de la humectabilidad de la formación.
Tratamiento Uso de geles.
Agentes Surfactantes.
ESTIMULACION ACIDA rs k
r
k s h
Elaborado por: Alberto Ochoa Alicia Morillo Carlos Montiel Orlando Quintero Yesenia León Emilio García •
rw
•
•
•
re
h Matriz Critica (Zona de Permeabilidad Alterada)
•
•
CONTENIDO 1.- Aspectos Generales. 1.1.- Daño. 1.1.1.- Definición. 1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial. 1.2.- Factor Skin (S). 1.2.1.- Impacto del Radio de Drenaje. 1.2.2.- Impacto de la Permeabilidad y el Skin. 1.3.- Mejoramiento de la Productividad por Acidificación. 1.3.1.- Definición. 2.- Tipos de Ácido. 2.1.- Fundamentales: 2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl 2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF 2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH 2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH 2.2.- Combinaciones y Formulaciones especiales 2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF 2.2.2.-Mud Acid secuencial 2.2.3.- Ácido Fluobórico o Clay Acid, HBF4 2.2.4.-Ácido Fómico-Fluorhídrico 2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético 2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico 2.2.7.-Ácidos Alcohólicos
3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca. 3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas) 3.2.- Acidificación de Arenisca. 4.-Aditivos y Sistemas para Acidificación. 4.1.-Surfactantes. 4.2.-Secuestrantes de Hierro. 4.3.-Inhibidores de Corrosión. 4.4.- Agentes Divergentes y Controladores de Pérdida de Filtrado. 4.5.- Reductores de Fricción. 4.6.- Alcoholes. 4.7.- Inhibidores de Arcilla. 4.8.- Agentes para Controlar Bacterias. 4.9.- Remoción de Incrustaciones y Asfaltenos. 4.10.- Remoción de Parafinas. 5.-Tratamientos Acidos. 5.1.-Parámetros Previos a Considerar. 5.2.- Tipos de Tratamientos Generales. 5.3.- Consideraciones sobre Fluidos de Formación y Características de las Rocas. 5.4.- Diseño. 5.5.- Parámetros a Monitorear Durante la Operación. 5.6.- Parámetros Post-Trabajo. Bibliografía.
ESTIMULACION ACIDA 1.- Aspectos Generales.
rs
1.1.- Daño. 1.1.1.- Definición: Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, ocasionando un caida de presión adicional en el flujo de fluidos, debido a la introducción de agentes externos (fluidos de perforación y terminación y/o rehabilitación de pozos) u operaciones de perforación. En la figura 1 se muestra un modelo de pozo reservorio donde se distiguen tres zonas principales: La zona del pozo (vecindad del pozo). La zona alterada, zona dañada ó matriz crítica. El reservorio (zona no dañada).
k k s
r
h rw re
h
Matriz Critica (Zona de permeabilidad alterada) Figura 1
1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial: Por incrustaciones inorgánicas debido a la formación de sales (CaCO3 mas comunes).
Causas de las Inscrustaciones Inorgánicas: Presencia de Agua Incrustante en la formación. Como determinar las Inscrustaciones Inorgánicas: 1) Análisis de agua (Ph, Calcio, Alcalinidad, Cloruros, Sulfatos, Bario, entre otros). 2) Indice de estabilidad y 3) Comportamiento de producción (aumento %AyS y RGP y Disminución de la tasa de petróleo). Indice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza iónica e influye en la solubilidad del CaCO3. Para determinar parámetros que indican el grado de inscrustación y/ó corrosión del fluido analizado (agua en base al CaCO3). ISD = pH – Log(1/Ca) – Log(1/Alc) – K. K: Constante de fuerza iónica y temperatura.
1.2.- Factor Skin (S). La vecindad del pozo comunmente se denomina matriz crítica debido a que es en esta área donde ocurre la mayor caída de presión durante la producción del pozo. Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales ó inducidos reduciendo la permeabilidad, el resultado será una zona de daño definidad por un número llamado Skin. El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeablidad en la matriz. Otros términos requeridos para definir el Skin son: K, que es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidad alterada de la matriz crítica. En general: Si S = 0 Si S > 0 Si S < 0
=> => =>
Ks = K Ks < K Ks > K
=> => =>
la matriz crítica no presenta daño. la matriz crítica presenta daño. la matriz crítica ha sido estimulada.
Determinación del Radio de daño (rs), Permeabilidad Alterada (Ks) y Volumen Teórico de Acido (Vt). 1) Con la teoría de perfiles se determina el diámetro de invasión (Di), y se asume que rs = Di / 2. 2) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S): Por ejemplo Pressure Buildup Test: S = 1.151 [ (P1hr-Pwf)/m - Log(k/( .ct.rw^2)) + 3.23] y m = 162.2 qBo /(kh). : Registros; k: Nucleos y correlaciones (Timur); , Bo: PVT. 3) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k: ks / k = 1 / [S / Ln ( rs/rw) + 1] Ks/k = 0.1 a 0.4 Daño Alto Ks/k = 0.4 a 0.7 Daño Medio Ks/k = 0.7 a 0.95 Daño Moderado/Pequeño k = Permeabilidad de la formación; ks = Permeabilidad Alterada; rw = Radio de la tubería. 4) El volumen teórico de ácido se puede estimar como: Vt = (rs^2 – rw^2) h e (1 – Swi – Shr)
1.2.3.- Poder Disolvente del Acido. Es el volumen de roca disuelto por unidad de ácido reaccionado. = (Peso Molecular de la Roca x Su coeficiente estequiométrico)/(Peso Molecular del coeficiente estequiométrico) Donde = masa de roca disuelta por unidad de masa de ácido reaccionado Se selecciona de acuerdo en función de la Litología. Tiempo de Reacción del Acido (Acido Activo). Permite la comparación directa de los costos entre ácidos.
ácido x Su
1.3.- Mejoramiento de la Productividad por Acidificación. 1.3.1.- Definición. La acidificación Matricial esta definida como la inyección de un ácido en los poros de la formación, (bien sea que esta tenga porosidad intergranular, regular ó fracturada) a una presión por debajo de la presión de fracturamiento. Un tratamiento de acidificación sera efectivo principalmente donde exista una restricción del flujo en la proximidad del pozo, comunmente llamada “Daño”. El objetivo de un tratamiento de acidificación matricial es alcanzar una cierta penetración radial del ácido en la formación. La estimulación se completa con la remoción del daño en la cercanía del pozo al agrandar los espacios h porales y disolver las particulas que taponean estos espacios. La acidificación matricial es comunmente de mayor utilidad donde existen limitaciones por zonas de contacto agua-petróleo ó contacto gas-petróleo para minimizar ó prevenir la producción de agua ó gas. Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturación. Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petroleo sin incrementar el porcentaje de agua y/ó gas producido.
Para ilustrar el mejoramiento de la productividad debido a la remoción del daño en la cercanía al pozo, considérense el sistema radial indicado en la figura. En este sistema, una zona de permeabilidad reducida, Ks, se extiende desde el radio del pozo, rw, a un radio rs, fuera del cual la formación tiene una permeabilidad constante K hasta el radio de drenaje, re.
Ks re
K
rw rs
Figura 2.
Un tratamiento matricial provee muy poca estimulación en un pozo sin daño. Se requeriría grandes volúmenes de ácido para abarcar el espacio poral de la formación hasta el requerido para generar una estimualción apreciable. La estimulación frecuente de los carbonatos puede provocar la formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación con zonas de agua. La estimulación frecuente de arenisca o carbonatos puede también disolver el relleno en las fracturas cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con el agua.
rs k
r
k s h rw La caída de presión abrupta causada por un daño en la formación puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra zona. La producción de agua se puede reducir estimulando el intervalo productor, y reduciendo el diferencia de presión en las perforaciones.
re
h Matriz Critica (Zona de permeabilidad alterada)
Figura 3.
2.- Tipos de Ácido. 2.1.- Fundamentales: 2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl: Es un ácido inorgánico usado ampliamente en formaciones carbonáceas. Se emplea en solución de 15% (por peso) de gas. La reacción química está representada por la siguiente ecuación: 2HCl + CaCO3 = CaCl2+H2O+CO2 Concentraciones Máximas de grado comercial de HCl son de aproximadamente 36% por peso. Adicionalmente a las concentraciones superiores a 15 % pueden emplearse concentraciones inferiores en donde el poder de disolución del ácido no es el único factor a considerar. Comercialmente este ácido se encuentra disponible con el nombre de Super X Acid, Regular Acid o NE Acid, que además incluye un inhibidor de corrosión mezclado en una solución con una concentración de 20 % por peso o más.
Desventajas Las mismas propiedades corrosivas que hacen que el ácido sea útil como fluido de estimulación lo convierten en una amenaza para el metal de las bombas, válvulas y tubería del pozo. Esta corrosividad es especialmente significativa y costosa de controlar a temperaturas por encima de 250 ºF. La protección contra el efecto corrosivo del ácido es provista por la adición de un inhibidor de corrosión, seleccionado en función de las condiciones del pozo.
Ventajas El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las ventajas de este ácido es su poder disolvente de roca por unidad de costo en concentraciones menores. Concentraciones mayores de HCl tendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto tendrá mayor capacidad de suspensión de finos insolubles que redundará en una mayor limpieza.
2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF: Es un ácido inorgánico usado en formaciones de areniscas. Se presenta en forma líquida, bien sea en forma anhídrida o en solución acuosa. Ataca al sílice y los silicatos, ciertos materiales como el hierro fundido y varios materiales orgánicos. En la estimulación de pozos, el HF es comúnmente usado en combinación con el HCl. Las mezclas de los dos ácidos pueden ser preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, o agregando sales de fluor al ácido HCl. El HF es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por taponamiento de la formación causado por lodos de perforación (excepto barita), arcillas y otros silicatos. La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadas conjuntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcillas. A pesar de que las reacciones químicas entre el HF y los minerales presentes en las areniscas son complejas y pueden en algunos casos resultar en precipitación de los productos de reacción, esto puede ser evitado en su mayoría. Algunos productos comerciales que contienen HF se presentan a continuación:
PRODUCTO HF Acid 25% HF Acid 20%
USO Se emplea para preparar soluciones más diluidas de HF. Se emplea para preparar soluciones más diluidas de HF.
Velocidad de Reacción del Ácido Fluorhídrico.
Factores Básicos de Control Relativos a la Reacción del Ácido : Temperatura Concentración del Ácido
Composición química de la roca de formación y Relación Volumen de la Roca
El régimen de reacción se duplica aproximadamente por cada 50ºF de incremento de temperatura. La velocidad de reacción también aumenta a medida que la concentración se duplica. Una solución de HF al 4 % reacciona dos veces más rápido, por ejemplo, que una solución al 2 %. 1- El régimen de reacción también se incrementa con presión a pesar del hecho de que la mayoría de las reacciones que producen un gas (tales como las reacciones de HF con los silicatos) son retardadas por la presión. Por ejemplo la formación de ácidoh fluosilícico (H2SiF6), a partir del gas producido, tetrafluoruro de silicio (SiF4), incrementa la velocidad del HF bajo presión.
h
2- La cantidad relativa de arcilla arenisca y materiales calcáreos afecta el régimen de reacción. Por ejemplo, el HF reacciona a mayor velocidad con el material calcáreo que con la arcilla.
Productos de Reacción del Ácido Fluorhídrico
Las reacciones consecutivas del ácido fluorhídrico en arenas limpias serán: SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O, SiF4 + 2HF = SiF6H2,
luego el ácido fluosilícico reacciona con iones disponibles.
La reacción del HF con carbonato de calcio
2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2
La reacción del HF con arcillas o feldespatos
Hidróxido de Aluminio o fluoruro de Aluminio
La reacción del HF con iones de potasio y sodio del agua de formación
Hexafluosilicatos de sodio o potasio Na2SiF6 o K2SiF6
Recomendaciones para Tratamientos con Ácido Fluorhídrico Debe usarse un preflujo de HCl delante del tratamiento de HF para desplazar el agua de la formación. Manteniendo un bajo pH y no dejando mucho tiempo el ácido en el pozo, se puede evitar que el fluoruro de calcio precipite. Es conveniente diseñar un sobredesplazamiento detrás del ácido fluorhídrico para alejar los productos de reacción a más de 3 pies de radio de distancia del pozo, donde el área de flujo ya no es crítica y puede permitirse su deposición.
Métodos para evitar precipitados en acidificación con HF
Mineral
Precipitado
Prevención
CaCo3
CaF2
Preflujo de HCl
CaMg(CO3)2
CaF2 y MgF2
Preflujo de HCl
Cuarzo y/o salmueras de Na
NaSi2F6
Preflujo de HCl y NH4Cl
Salmueras de K
KSi2F6
Igual al anterior
Salmueras de Ca Arcillas limpias, caolinita o montmorillonita Feldespatos potásicos (Ortaclasa)
CaF2
Igual al anterior
Si(OH)412H2O
Sobredesplazar y llevar lejos
Feldespatos (Abita)
KSi2F6
h
Na2SiF6 h
Arcillas sucias a) Ilita
K2SiF6 y MgF2 Si(OH)412H2O
b) Clorita
Fe(OH)3
Bajar HF al 1,5 % Bajar HF al 1,5 % Comenzar con HF al 1%, subir gradualmente al 3% y sobredesplazar Estabilizadores de hierro
2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH Es un ácido orgánico que es accesible en solución de ácido acético de 10% por peso en agua. Ventajas 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. Desventaja Comparando el costo por unidad de poder de disolución, el ácido acético es más costoso que el ácido fórmico o el clorhídrico, por ello su uso es más limitado. 2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH De los ácidos orgánicos empleados en acidificación , el ácido fórmico tiene el peso molecular más bajo y correspondientemente el costo por volumen más bajo por roca disuelta. Es sustancialmente más fuerte que el ácido acético, sin embargo es más débil que el HCl. Como el ácido acético reacciona a una concentración de equilibrio en presencia de sus productos de reacción. 2.2.- Combinaciones y formulaciones especiales: 2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF Esta mezcla es casi exclusiva para restauración de la permeabilidad de areniscas. Comúnmente se utiliza 15 % de HCl y se añade suficiente bifluoruro de amonio para crear una solución con 3 % de HF.
El HCl en estas formulaciones tiene tres (3) propósitos: Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio. Para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro del HF. Para prevenir la precipitación de fluoruro de calcio o de magnesio. El ácido HF es normalmente usado en combinación con el ácido HCl en mezclas que varían en concentraciones de : 6 % HCl – ½ % de HF 28% HCl – 9 % de HF 15% HCl – 3 o 4 % de HF El Mud Acid disuelve todos los minerales que son solubles en HCl al 15%, así como minerales silicios tales como bentonita. El cloruro de calcio y el cloruro de magnesio, además de las sales de sodio y potasio reaccionan con el HF para formar precipitados insolubles. Debido a que el HF es removido de la solución en la reacción con calizas, no es rentable acidificar formaciones de carbonato de calcio con Mud Acid •
Productos de Reacción del Mud Acid: La reacción de los iones de Fluor presentes en el Mud Acid con las calizas y dolomitas
La reacción del contacto parcial del Mud Acid gastado con cloruro de potasio o sodio
Productos
h
Fluoruro de calcio o de magnesio
Fluosilicatos gelatinosos de sodio o de potasio
2.2.2.-Mud Acid secuencial: Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol o fluoruro de amonio), para generar hidrógeno en contacto con minerales arcillosos. 2.2.3.-Ácido Fluobórico: (Clay Acid): Los sistemas de mezclas de 12 % HCl – 3 % HF son efectivos sólo en la remoción del daño de silicatos en un radio de 1 pie (0,3 m) de la vecindad del pozo. De esta manera, los finos y arcillas dentro de este radio, posiblemente alterados, aun estén presentes y sean potencialmente migrables durante la producción. Adicionalmente se ha demostrado que los finos pueden migrar desde un radio mayor a 5 pies (1,5 m) en pozos con altas tasas de agua. Es por esto que se requiere de un ácido de acción retardada sobre las areniscas que pueda remover los finos que causan el daño antes que migren y dañen la formación. El Clay Acid es un sistema de acidificación que no se gasta rápidamente sobre el material de la formación, y por lo tanto alcanza una penetración profunda, sin convertir la región adyacente al pozo en una zo na no consolidada. Existen varias formulaciones de Clay Acid: PRODUCTO
USO
Clay Acid
Solvente usado para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato y para estabilizar formaciones de arcillas.
HBF4 Clay Acid LT HBF4
Solvente usado en pozos de baja temperatura para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato.
2.2.4.-Ácido Fórmico-Fluorhídrico: •
Esta mezcla es útil en areniscas, es empleada a veces en casos de alta temperatura debido a que es menos corrosiva que las mezclas de ácidos inorgánicos HF-HCl.
2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético: Estos dos ácidos tienen un uso limitado en la estimulación de pozos, debido a su traslado en forma de polvo. Ambos, son más costosos que el HCl comparativamente según el poder disolvente respectivo. El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el ácido sulfámico y generalmente es preferido al ácido sulfámico. Este último se descompone a aproximadamente 180ºF y no es recomendable en formaciones con temperaturas superiores a 160ºF. 2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico: Son mezclas útiles en carbonatos, generalmente diseñadas para combinar el potencial económico disolvente de HCl con la baja corrosividad (especialmente a elevadas temperaturas) de los ácidos orgánicos. Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura donde los costos de inhibición de la corrosión afectan el costo del tratamiento total. 2.2.7.-Ácidos Alcohólicos (Para Yacimientos de Gas Seco): Son una mezcla de un ácido y un alcohol. Los ácidos normalmente empleados son HCl o Mud Acid (HCl + HF). También puede emplearse un ácido orgánico como el ácido fórmico o el acético. El alcohol por lo general es isopropil o metil.
Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosión, por lo tanto se recomienda el uso de un inhibidor de corrosión. Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados en tratamientos que requieren de grandes volúmenes. En yacimientos de alta temperatura y presión, la tensión interfacial de las mezclas ácido/alcohol son bajas. Los pozos de petróleo también pueden ser estimulados por mezclas de ácido y alcohol. La principal aplicación de los ácidos alcohólicos es en zonas de gas seco y baja permeabilidad donde se pueden obtener las siguientes ventajas: El alcohol disminuye la tensión superficial y permite una penetración más profunda del ácido a la matriz de la roca. La reducción de la tensión interfacial de alcohol en soluciones de agua/alcohol se observa en la figura adjunta. La mezcla de ácido con alcohol disminuye la tasa de reacción ácido-mineral y provee un efecto retardador.
La disminución de la tensión superficial producida por el alcohol facilita la limpieza de la formación y aumenta la presión de vapor de la mezcla. Esto mejora la permeabilidad del gas por reducción de la saturación de agua. Los ácidos alcohólicos son empleados generalmente para remover bloqueo por agua. El alcohol es soluble tanto en ácido como en agua y la penetración del alcohol volátil de baja tensión superficial en el bloque de agua contribuirá con su remoción. La reducción de la tensión interfacial de alcohol en soluciones de ácido/alcohol se observa en la figura adjunta.
3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca. La acidificación de Formaciones se pueden dividir en dos grandes grupos, dependiendo de la litologia y mineralogia de la formación: Areniscas y Carbonatos 3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas) Velocidad de Reacción: La roca reacciona muy rapidamente con HCL y Acidos Organicos. La reacción total esta gobernada por la difusión del acido hacia la roca, causando la formación de grandes canales de flujos conductivos, llamados Agujeros de Gusanos:
La longitud de los agujeros está limitado por la perdida de filtrado del acido y no por la velocidad de reacción. Mayor penetración se obtiene empleando acidos mas viscosos (acidos emulsificados, gelificados o espumado) Porosidad y Permeabilidad: La mayoria presenta porosidad primaria (intergranular) muy reducida, pero es frecuente que presenten porosidad secundaria importante (fisuras, oquedas, otras) originando un sistema de alta permeabilidad secundaria donde la invasión del acido que penetra es considerable. Carbonatos con elevada permeab.
Pueden haber sufrido invasión de solidos requiriendo gran penetración de acidos. Se recomienda acidos viscosos.
Carbonatos con permeab. media/baja
No permite la inyección de un caudal aceptable de acido viscosos. Se recomienda acidos corrrientes.
•Temperatura: La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre los carbonatos:
Tform < 200°F 200°F < Tform < 250°F 250°F < Tform < 350°F Tform >350°F
Emplear HCL 28% Emplear concentracion de HCL al 15% y mezcla de HCL+Acido Organico Emplear Acidos Organicos Tratamientos No Acidos.
Mineralogia: La reacción superficial con Dolomitas es mas lenta que con Calizas. Por ejemplo, la misma cantidad y concentración de HCL disolvera mayor cantidad de Caliza que Dolomita. Para Calizas 2HCL + CaCO3 15% 1000 gal
1843 lb
Para Dolomitas 2HCL + CaMg (CO3)2 15% 1700 lb 1000 gal
CaCl2 + H2O 2050 lb
+
40 gal
CaCl2 + MgCl2 + 1040 lb 875 lb
CO2 6620 pc
2H2O + CO2 40 gal 6620 pc
La presencia de Silicatos solubles en Acido. Los Carbonatos impuros (con cuarzo, feldespatos, arcillas, etc) liberan los silicatos como finos que se pueden acumular y taponar los nuevos canales de flujos creados por el acido. Recomendación. Emplear Acidos Viscosos o Acidos que incorporan agentes de suspensión de finos.
Bajo gradiente de Presión de Yacimiento. Se recomienda la incorporación de gases N2 ó CO2, para energizar los acidos que aceleran la recuperación del fluido y la limpieza del pozo
3.2.- Acidificación de Arenisca. Velocidad de Reacción: Los acidos HF y HCL reaccionan mucho más lentamente con los principales minerales presentes en las areniscas. Los granos de cuarzo de las areniscas son insolubles en acido, mientras que los minerales que cementan los granos y forman la matriz de la roca son atacados con distinta velocidad.
Porosidad y Permeabilidad: Todas ellas exhiben porosidad y permeabilidad primaria importante y es excepcional la existencia de porosidades y permeabilidades secundarias significativas. Los particulas solidas responsable del taponamiento de las gargantas interpolares suelen disolverse en el acido, es decir los acidos matriciales de areniscas remueven el daño según los siguientes mecanismos: El acido disuelve los solidos que taponan la permeabilidad. El acido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el cemento intergranular. Agranda los espacios porales y libera los solidos que taponan la permeabilidad. Pozos con permeabilidades muy bajas no son muy buenos candidatos para acidificación. Una buena acidificación debe permitir la inyección matricial de un caudal minimo de ¼ BPM luego que el acido haya removido el daño (S=0). Cuando esto no es factible se debe recurrir a la Fracturamiento Hidraulico como metodo de estimulación.
Temperatura. La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre las areniscas. Tform < 200°F 200°F < Tform < 300°F 300°F < Tform < 350°F Tform >350°F
Emplear HCL al 12 % y HF al 3% (areniscas con bajo contenido de feldespatos y arcillas) Emplear HCL al 10% y HF al 0.5%. Emplear Acidos Organicos Tratamientos reactivos No Acidos
Mineralogia: Los acidos HF y HCL presenta diversas reacciones según las caracteristicas de la matriza de la roca: Minerales arcillosos reacciona más rapidamente. Feldespaticos reacciona mas lentamente Cuarzo reacciona lentamente Las areniscas al reaccionar con HCL y HF forman Hexafluosilicatos, estos precipitan y son dañinos en grandes cantidades 3.2.1.- Optimización de la concentración de HCL y HF de Estudios de Nucleos. La selección del sistema acido debe ser verificado en laboratorio, mediante ensayos de flujo, como se describe a continuación: 1.- Pasar por pequeños nucleos de formación la secuencia de fluidos que se ha seleccionado, se presenta la variación de permeabilidad observada en función del volumen de fluido inyectado, obteniendose una curva de respuesta acida. 2.- Curvas de Respuesta Acida (ARC) permiten verificar la compatibilidad del sistema acido on la formación. Los fenomenos de sincompatibilidad son indicados por reducción de la Permeabilidad, liberación de finos, disgregación de la muestra de formación, etc. 3.- El examen con microscopia electronica de barrido (SEM) antes y despues del tratamiento con Acido, permite profundizar en las causas de comportamiento particulares. LIMITACIONES DE ENSAYOS DE RESPUESTA ACIDA No simula daño de formación existente. No toma en cuenta reacciones que compiten entre si (acido-daño / acido-minerales de formación / acido-fluidos de formación). No simula la geometria real (cañoneo) .
Otros Procedimientos de Ensayos con Nucleos. 1.- Ensayo de Inmersión: sensibilidad al petroleo y al agua 2.- Ensayo de Hinchamiento de Arcillas. 3.- Difraccón de rayos X: Mineralogia Global y Analisis de Arcillas de 2 micrones. 4.- Microscopio de Barrido: microtextura y mineralogia. 5.- Microscopio polarizado: mineralogia de los minerales de grano grueso (mejor metodo para estudiar relaciones entre granos, poros y cemento).
3.2.2. Precipitación de la Reacción de los Productos. Es importante verificar la mutua compatibilidad de todos los componemtes de la inyección, previniendo la producción de precipitados o cualquier fenomeno adverso: Precipitados de Flousilicatos. Al estar en contacto la mezcla HCL-HF con el agua de formación (esta continiene iones
sodio y potasio que reaccionan con HF). Geles Hidratados de Silice y Alumina. El Carbonato de Calcio reacciona con el acido fluosilico o el acido fluoaluminicon
(resultantes del gasto del HF). Tambien si hay feldespatos potasicos o sodicos inclusos en una baja concentración de HF provocaria deposición de flousilicatos. Slice Hidratada. Al reaccionar el HF con las areniscas con alto porcentaje de arcillas (>5%).
Compuestos Ferricos. Ocurre al gastarse el acido aumentando el PH por encima de 2,2 para el ión ferrico y por encima de
6,2 para el ión ferroso, impidiendo que precipite en un mayor rango de incremento de PH. Arcillas con alto contenido de iones hierro: Clorita Hematita Siderita Pirita Migración de Finos. Cuando la arcilla presente es Kaolinita al emplear HCL-HF, este no mantiene en suspensión los finos insaludables, ademas de ser un acido fuerte. (Para evitar esto se debe emplear agente regulador acido debil y agente de dispersión y suspensión de finos). Colapso de la Roca Acidificada. La arenisca al tener solubilidad en HCL mayor al 20% puede ser que los granos esten
cementados con carbonatos y ocurra una desconsolidación de la roca. Mezclar petroleo y agua frecuentemente forma emulsiones, estas pueden tener elevada viscosidad. Una de las causas es el filtrado de bajo PH de una acidificación. Adicionalmente estas pueden ser estabilizadas por surfactantes o finos. Bloqueos por Emulsiones.
Bloqueo por Agua. Formado por la invasión de filtrado con base agua (durante la acidificación), ocasionando un incremento
en la saturación de agua en la cercanía del hoyo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petroleo. Esto debido a un incremento en la tensión superficial. Oxido de Hierro. El acido reacciona con los oxidos de hierro localizados en la tubería y se gasta. Esto debilita el acido y
ademas introduce los precipitados de la formación.
Slugdes (Thick Mud).
LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS. 1. SOLUBILIDAD EN HCL < 20 % 1.1. Alta permeabilidad (mayor de 100 md) 1.1.1 Temperatura < 200 °F MINERALOGIA
PREFLUJO
TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL
Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 %
HCL 15%
HCL 12% - HF 3%
Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %
HCL 15%
HCL 13.5% - HF 1.5%
Arcillas > 5 %
HCL 15% secuestrado
HCL 6.5% - HF 1%
Clorita > 5%
HCL 15% secuestrado
HCL 3% - HF 0.5%
1.1.2 Temperatura > 200 °F Reducir concentraciones de acidos indicadas para T < 200°F. HCL usar 4/5 partes y HF usar 2/3 partes Ejemplo: Si para T < 200 °F corresponde HCL 12% - HF 3%, cuando T > 200 °F usar HCL 10% - HF 2% 1.2 Baja permeabilidad (menor de 10 md) MINERALOGIA
PREFLUJO
TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL
Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 %
HCL 7.5% ó Acetico 10%
HCL 6% - HF 1.5%
Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %
HCL 7.5% ó Acetico 10%
HCL 6% - HF 1.0%
Arcillas > 5 %
HCL 5% sec. ó Acetico 5 %
HCL 4.0% - HF 0.5%
Clorita > 5%
Acetico 5%
HCL 3% - HF 0.5%
NOTA: •Potencial severo de migración de finos usar como mezcla HCL-HF. Para baja permeabilidad reducir la concentración a la mitad. Finos en formaciones de alta permeabilidad, engravados o fisuras: Usar preflujo y mezcla de HCL-HF o incluir agente de suspensión de
LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS. 2.
SOLUBILIDAD EN HCL > 20 %
• No usar HF. Usar solamente HCL o Acido Organico. •Para seleccionar la concentración o tipo de acido, utlizar los lineamientos indicados para preflujos del caso de solubilidad en HCL •Granos cementados por Carbonatos: limitar volumenes, HCL diluido (5%), acidos organicos.
NOTA: • Necesidad de secuestrar hierro:
Evitar el uso de citrico a concentracion > 14 lb/1000 gal. En lo posible usar otros secuestradores.
NOTAS GENERALES •
Muy alta temperatura (T>300°F) Sustituir HCL por acidos organicos. Utilizar tratamientos reactivo No-acido.
•
Pozos de Gas, condesados o muy baja permeabilidad. Incluir alcohol y/o surfactantes en los fluidos de tratamiento. Pozos de Gas: Metanol 30% y pozos de condesado o petroleo: Isopropanol 20%
•
Para rangos de permeabilidades entre 10 md y 100 md, se recomienda emplear concentraciones de acidos intermedias
< 20%
4.- ADITIVOS Y SISTEMAS PARA ACIDIFICACIÒN. 4.1.- SURFACTANTES. 4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO. 4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIÓN 4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÈRDIDA DE FILTRADO. 4.5.- AGENTES DIVERGENTES 4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÒN. 4.7.- ALCOHOLES. 4.8.- SOLVENTES MUTUALES. 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS. 4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS. 4.11.- REMOCIÒN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS. 4.12.- REMOCIÒN DE PARAFINAS.
ACIDO
4.1.- SURFACTANTES. Definición.Son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interfase o en la superficie del medio, y tienen la habilidad de alterar las condiciones existentes hasta ese momento. Estas son gobernadas por la tensión superficial o interfacial y existen como el resultado de las valencias residuales de Van Der Waals y las Fuerzas Electrostáticas cuyo equilibrio es incompleto en la superficie de líquido, y en la interfase entre dos líquidos no miscibles ó entre un líquido y un sólido. Químicamente un surfactante es un anfótero; es decir, tiene afinidad tanto por el petróleo como por el agua.
Clasificación.Solubilidad
•
Solubles al agua (hidrofílicos)
•
Solubles al petróleo (lipofílicos)
•
Por su Naturaleza Iónica
•
Catiónicos
•
Aniónicos
•
No Ionicos
•
Anfotéricos
•
4.1.- SURFACTANTES.- (Cont..) Usos.Su aplicación en la industria y en especial en la Estimulación de Pozos es muy amplia. Así podemos establecer como algunas de sus aplicaciones las siguientes: Establecer Humectabilidad
•
Como agente emulsionante
•
Romper o prevenir bloqueos por emulsión y por agua
•
Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento
•
Como agente antisedimento de finos y de sludge
•
Agente estabilizador de arcillas
•
Retardadores de ácidos
•
Agentes detergentes y penetrantes
•
Espumantes
•
Bactericidas
•
4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.Definición.Son Materiales específicos añadidos al tratamiento de fluidos los cuales atan los iones de los metales en una molécula compleja tal que su presencia no es perjudicial. Fuentes de Hierro.Durante el proceso de estimulación matricial, cierta cantidad de hierro será disuelta debido a la acción del ácido sobre las superficies de las tuberías de bombeo, revestidores, tuberías de producción, equipos de fondo de pozo, y minerales de hierro que contengan las distintas formaciones con las cuales él tratamiento ácido entra en contacto. La precipitación del hierro disuelto en un tratamiento ácido sólo representará un problema cuando ésta ocurra en el medio poroso, puesto que dañará la permeabilidad de la roca. El (Fe(OH)3) precipita cuando el ph del tratamiento está en el rango de 2.2 a 3.5, ocurriendo su precipitación total cuando se haya alcanzado un ph de 3.5, en el tratamiento. La precipitación del ión ferroso sólo ocurrira cuando el ph del tratamiento alcance el valor de 7.2, por lo cual este tipo de precipitación no se considera peligrosa, a menos que se den las condiciones para la ocurrencia de una oxidación desde el inicio del tratamiento hasta el momento de gastarse todo el ácido. Para mantener en solución el hierro disuelto durante el proceso de acidificación, se usan productos estabilizadores que actúan como formadores de compuestos solubles, o como a gentes reductores, que transforman el ión férrico a ferroso.
4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..) Métodos de Control de Hierro.Agentes Quelantes o Secuestrantes.Son productos químicos que forman una solución compleja en agua , estable con los iones férrico y ferroso. Estos productos son: Ácido Cìtrico EDTA (Ácido Tetra-Acètico Di-amino Etileno) Tetra Sodio EDTA (Tetra Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino Etileno) Di-Sodio EDTA (Di- Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino Etileno) Tri-Sodio NTA (Tri-Sodio Acido Acético- Nitrilo) NTA (Acido Nitrilo Acético) Agentes de Reducción.Su función es convertir el ión férrico en una solución de ión ferroso y mantener este estado de oxidación. Estos productos son: Eritorbate de Sodio (NaC6H7O6H2O) Ácido Eritorbático (C6H8O6) Mezclas de productos químicos
4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..) Métodos de Control de Hierro.Agentes de Control de ph.Estos materiales actúan como agentes amortiguadores o controladores para mantener un ph bajo y retardar la precipitación de los componentes insolubles de hierro. Estos productos son: Ácido Acético y Acético Anhídrido Pirofosfato Ácido de Sodio Removedores de Sulfitos.Son productos químicos los cuales forman componentes estables con los iones sulfitos.
4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIÓN.Definiciòn.Un inhibidor de corrosiòn es un producto quìmico que retarda la reacciòn del iones hierro del metal, evitando o retardando el proceso de corrosiòn.
àcido con los
Clasificaciòn.Orgànicos: Pueden ser la mezcla de uno o màs productos quìmicos activos, y agentes humectantes y agentes solventes. Inorgànicos: Pueden ser soluciones de àcido arsènico. Efectos de los productos quìmicos en la acciòn del inhibidor.-
•
El iòn sulfito (SO3 =) en àcido concentrado interfiere con el inhibidor. Los surfactantes en la formulaciòn àcida pueden arruinar o mejorar el inhibidor. Tendencias emulsificantes o desemulsificantes si contienen surfactantes. Interferencia con la acciòn de la formulaciòn àcida.
4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.Definiciòn.Son aquellos que minimizan la pèrdida de fluidos hacia la formaciòn productora . Aplicaciones.Los agentes de control de pérdida de filtrado tienen su aplicación en los siguientes casos: Formaciones con Múltiples permeabilidades, en las cuales los fluidos siguen el camino de menor resistencia. Fornaciones con Bajas permeabilidades, en las cuales se requieren altas presiones de inyección. Daño de permeabilidad, en todos los casos se requiere el uso de agentes de control de pérdida de filtrado para proteger la formación productora de generación de compuestos secundarios producidos durante el tratamiento que pueden dañar la permeabilidad.
4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.- (Cont..) Los aditivos de control de filtrado a menudo están compuestos de dos agentes: uno inerte, que son partículas sólidas las cuales puentean en la superficie de la fractura o fisura de la formación y un material gelatinoso que tapona los poros en el material granular sólido.
Tipo de Fluido Colchón Acuoso
Aditivo Sólido
Sílica Fluor Carbonato de Calcio Polímero Orgánico Sólidos inertes revestidos con material tipo guar Colchón Hidrocarburo Sólidos inertes revestidos con sulfonato orgánico Acido
Aditivo Gelatinoso Guar Celulosa Poliacrilamida
Sólidos hinchables al ácido Guar Resína orgánica Karaya Sílica Fluor Celulosa Polímeros orgánicos Poliacrilamida Polivinilalcohol
4.5.- AGENTES DIVERGENTES.Definiciòn.Son aquellos que permiten obtener igual distribución de los fluidos en el intervalo a ser tratado. Clasificaciòn.-
Sólidos: Resinas solubles en aceite Hojuelas de Ácido Benzoico Precipitados : a) De Benzoato de Amonio b) De Resina Carbonato de Calcio Geles y Fluidos Viscosos: Hidroxietilcelulosa (HEC) Polímeros XC Carboximetil Hidroxietil Celulosa (CMHEC) Carboximetil High Plug Gel (CMHPG)
Espuma: A base de Nitrógeno A base de Dióxido de Carbono
Métodos Mecánicos: Herramienta de copa de lavado Tapones puentes Empacaduras
-
Bolas Selladoras:
4.5.- AGENTES DIVERGENTES.- (Cont..) Aplicaciones.Dependiendo del tipo de completación que tenga el pozo, en el cual se va a realizar la estimulación matricial, cada uno de los tipos de agentes divergentes tiene su aplicación específica. A saber:
Sólidos: En perforaciones Camisas de rejillas (Slotted liners) Empaques con grava (Gravel Packs) Hoyo Abierto Geles y Fluidos Viscosos: Para cualquier tipo de completación
Espuma: Para cualquier tipo de completación Métodos Mecánicos: En perforaciones Camisas de rejillas Bolas Selladoras: Sólo en perforaciones
4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.Definición.Son polímeros de cadenas largas, naturales o sintéticos, utilizados para suprimir la turbulencia y reducir la presión por fricción en los fluidos que fluyen a través de la tubería. Lo anterior es particularmente útil, para reducir la potencia requerida o incrementar la tasa de tratamiento Consideraciones Generales.No todos los polímeros son efectivos en las soluciones ácidas.
•
En algunas oportunidades, el ácido puede romper estos polímeros, dejando, sin embargo, algunas propiedades de reducción de fricción. •
Eventualmente, pueden suspender los finos insolubles y los sedimentos (sludge). •
4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.- (Cont..) En la tabla siguiente se muestra una clasificación general de los diferentes tipos de fluidos Tipo de Fluido Colchón Base Agua
Colchón Base Aceite
Acido
Clasificación Genérica de los Aditivos Diferentes tipos de Guar Poliacrilamida Celulosa Sólidos inertes revestidos con material tipo guar Poli-isobutileno Acidos grasos Polímeros orgánicos entrecruzados Guar Goma Karaya Poliacrilamida Celulosa
4.7.- ALCOHOLES.Generalidades.Son comúnmente utilizados en tratamientos ácidos para remover bloqueos por agua, mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del ácido, y disminuir el contenido de agua en el tratamiento en formaciones sensibles al agua. Sin embargo, su efectividad es limitada.
Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas capilares dentro del yacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la fase líquida. Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos de tratamientos también aumentan la velocidad de vaporización de la porción del agua, permitiendo una desaturación más ràpida del agua en el yacimiento gasífero. Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje de alcohol agregado. Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, se utiliza alcohol en e. tratamiento en una porción o en toda el agua de disolución. Tipos de Alcoholes.Metílico: 30% ó más por volumen
•
Isopropílico: Máximo 20% por volúmen
•
4.7.- ALCOHOLES.- (Cont..) Desventajas en su uso.Concentración efectiva: Se requiere concentraciones iguales o mayores al 20% para lograr su efectividad. •
Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento.
•
Punto de Inflamación: Su bajo punto de inflamación tanto en el isopropanol como en el metanol, presentan riesgos de fuego. •
Corrosividad: Las mezclas alcohol-ácido, aumentan la corrosividad, por lo que se hace necesario utilizar una elevada concentración de inhibidor, que aquellas mezclas que no contienen alcohol. •
Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan altas concentraciones de sólidos disueltos puede precipitar sal en presencia de los alcoholes. •
Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto el metanol como el isopropanol son incompatibles, por lo cual deben ser realizadas pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo el tratamiento. •
Uso con HCL: En aquellos pozos con temperaturas mayores de 200 ºF, que sean tratados con HCL, es posible la no deseada formación de cloruro de metilo. •
4.8.- SOLVENTES MUTUALES.Definición.Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como en agua. Aplicaciones.Los usos más frecuentes de los solventes mutuales son: En soluciones ácidas o en preflujos o postflujos de gasoil En concentraciones típicas de 10% (V/V); pero su rango de uso oscila de 2 a 50% (V/V) Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del pozo, por disminución de la tensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua. Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo por lo tanto la cantidad de saturación de agua irreducible. Proporciona acuohumectación a la formación, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo. Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectación. Estabiliza las emulsiones Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudando a prevenir la adsorción de esos materiales dentro de la formación. • • •
•
•
• • •
Tipos de Solventes Mutuales.Los más comunes son: Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE) Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE) Etheres Glycoles Modificados (MGE) • • •
4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.Definiciòn.Las formaciones sensibles al agua se caracterizan por reducir su permeabilidad cuando contactan con fluidos extraños a la formación. Esta reducción de permeabilidad absoluta, resulta del taponamiento de los canales de poros por partículas inducidas o propias de la formación. Un mineral arcilloso o arcilla puede definirse como, cualquier número de minerales aluminosilicato hidratables con estructura de lajas de cristal, formados por la humectación ó hidratación de otros silicatos; tambien se consideran arcillas cualquier mineral de tamaño menor de 1/256 mm. Los inhibidores de arcillas son productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas, las cuales son: la migración, la hidratación y la dispersión Migración de Arcillas.El efecto de fluidos acuosos en las arcillas depende principalmente de los siguientes factores: La estructura química de las arcillas La diferencia entre la composición de los fluidos naturales de la formación y los fluidos inyectados El arreglo de las arcillas en la matriz o en los poros La manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la formación La cantidad de arcillas presentes.
4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Hidratación de las Arcillas.El hinchamiento de las arcillas con el agua se debe a la hidratación de los cationes presentes en las mismas. El volúmen de hinchamiento depende de uno de los dos factores siguientes: El catión adsorbido en la arcilla La cantidad de sal en el fluido que contacta la arcilla Existen dos tipos de mecanismos de hinchamiento que pueden ocurrir debido a la inter acción de las arcillas y la invasión del filtrado: Hinchamiento Cristalino Ocurre debido a la adsorción de capas de agua en la superficie de las partículas de arcillas, y puede ocasionar que el volúmen de las arcillas se incremente más del doble Hinchamiento Osmótico Debido a que la concentración de cationes es mayor entre las capas de arcillas que en el cuerpo mismo de las arcillas. La Montmorillonita es la única arcilla que se hincha por adsorción de agua. La Caolinita, Clorita e Ilita pueden ser clasificadas como arcillas no hinchables Dispersión de las Arcillas.Puede incrementar el daño de formación y es causada por: Surfactantes no iónicos específicos Ácidos u otros fluidos de bajo ph
4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Tipos de Arcillas.Las arcillas más comunes encontradas en formaciones de areniscas son: Montmorillonita (Al2-x ,Mg x)Si4O10(OH)2Na.H2O Ilita KAl2(AlSi3O10)(OH)2 Caolinita AlSi4O10(OH)8 Clorita (Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8 Mezclas de capas de arcillas Combinaciones de los anteriores Estabilizadores de Arcillas.Los más utilizados y comunes son: Salmuera Sintetizada Iones de Hidróxido de Aluminio Polímeros Orgánicos Cloruro de Potasio Cloruro de Amonio Hidróxido de Potasio Remoción de las partículas de arcillas bloqueadoras.Los más utilizados y comunes son: Ácido Clorhídrico Ácido Fluorhídrico con solventes mutuales
4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..)
Estructura tetrahédrica de Arcilla
4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..)
Al, Fe, Mg
Hidroxilos
Unidad Octahedrica Sencilla
Estructura Octohédrica de Arcilla
Capa de Estructura Octohédrica
4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS.Definición.Son productos químicos utilizados para controlar el desarrollo, eliminar e inhibir el crecimiento de microorganismos o bacterias. Usualmente se les conoce como bactericidas o biocidas. Se entiende por bacterias microorganismos unicelulares del tipo de los esquizomicetos; o sea, esquizofitas sin clorofila, los cuales aparecen en la naturaleza. Problemas que causan las bacterias.Taponamiento en los pozos inyectores Reducción del ión sulfato (H2S ==> Corrosión ==> FeS ==> Insoluble, Taponamiento) Formación de limo Formación de hierro Usos.Directamente en el tratamiento ácido Antes de la Acidificación
4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.Generalidades.Principalmente se originan por los cambios de presión y temperatura que tienen lugar durante la producción o inyección de fluidos al pozo. Se forman en la tubería de producción, cabezal de pozo, lineas de flujo y en la cara del pozo (“wellbore”), con la consecuente reducción de la
producción o pérdida de eficiencia de los equipos de producción. Otros causas de la formación de incrustaciones y asfaltenos son la evaporación, mezclas de fluidos compatibles entre sí, sobresaturación de materiales disueltos en el agua y productos secundarios provenientes de la corrosión o actividad bacterial. Incrustaciones.Son depósitos resultantes de la precipitación de materiales existentes en los fluidos base agua, siendo las más comunes: Carbonato de calcio Sulfato de calcio Sulfatos de bario y estroncio Silicatos Cloruro de sodio Sales ú óxidos de hierro
Primero debe identificarse la incrustación y luego su origen, para proceder a aplicar el método de remoción idóneo.
4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.- (Cont..) Métodos de Remoción.Básicamente los podemos dividir en dos grandes bloques: Métodos Mecánicos Recañoneo de Tubería Reperforación o ensanchamiento Bombeo de píldoras para líneas de flujo Métodos Químicos Incrustaciones solubles en agua Incrustaciones solubles en ácido Incrustaciones insolubles en ácido Prevención de las Incrustaciones.Existen métodos que permiten prevenir o disminuir en el tiempo la formación de incrustaciones: No mezclar fluidos incompatibles Filtrar los fluidos de Inyección o completación de sólidos Utilizar inhibidores tales como, Poliacrilatos, Polifosfatos inorgánicos, Fosfonatos, EDTA y Esteres fosfatos orgánicos.
4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.Asfaltenos.Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los maltenos y resinas. Mecanismos de Deposición.Los Asfaltenos se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas: Reducción de presión Reducción de temperatura Tratamientos Ácidos Presencia de superficies metálicas por las cuales los asfaltenos sienten afinidad Usos de solventes parafínicos Métodos de Remoción.Para remover los asfaltenos se utilizan los siguientes tratamientos: Solventes Aromáticos, tales como tolueno, xileno o mezclas de ellos Productos químicos que ayudan a mejorar la actividad de los solventes Mezclas de solventes aromáticos con solventes parafínicos
4.12.- REMOCIÓN DE PARAFINAS.Definición.Son los hidrocarburos más simples y abundantes. Ejemplos de ellos son: la gasolina, el kerosene, el aceite mineral. Se depositan en forma de ceras parafínicas. Mecanismos de Deposición.Las Parafinas se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas: Reducción de presión, presentandose Evaporación de los componentes más volátiles Reducción de temperatura Precipitación irreversible en el crudo Disminución de la Solubilidad en el crudo Métodos de Remoción.Pueden clasificarse en cuatro grandes grupos: Métodos Mecánicos Métodos Térmicos Bombeos de solventes parafínicos calientes Bombeo de Nitrógeno Bombeo de Aislantes Térmicos (GEL-INT TM) Bombeo de Solventes Parafínicos (gasoil, kerosene) Aromáticos (xileno, tolueno, mezclas de ellos) Métodos Químicos Dispersantes Detergentes
5.- TRATAMIENTOS ÁCIDOS. 5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES 5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS 5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO 5.5.-GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO DE UNA OPERACIÓN 5.6.- PARÁMETROS POS - TRABAJO
ACIDO
5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. DATOS DE DOCUMENTACIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL POZO Y DE CONFIGURACIÓN MECÁNICA HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIÓN
1.-
Trabj. No. Información de Referencia Cía. Oper.
Rep. Oper.
Fecha
Fech. est. del Trabajo:
Cía. de Servicio
Rep. Servicio
Información del Operador Requerido por:
Teléfonos
Fax
Email
Pozo
Campo
Yacimiento
Estado
Nuevo
Viejo
Petróleo
Gas
Prod. de Agua
Inyector
Disposición
Tipo de Pozo
Datos del Pozo Diam. Rev. (plg)
Peso (#/pies)
Profund. (pies)
Grado
Rosca
Liner (OD) (plg)
Peso (#/pies)
Profund. (pies)
Tope Liner (pies)
Grado
Tubing (plg)
Profund. (pies) Tubería de Rejilla /Tamaño
Grado
Rosca
Empacadura Tipo
Peso (#/pies) Prof. de Asent. (pies)
Grava (si ó no?)
Tamaño de Grava
Tubing (plg) Cañoneo (cañones
Peso (#/pies)
Profund. (pies)
Grado
Rosca
y tipo)
Tamaño (plg)
Densidad (tpp)
Intervalos (pies)
5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. DATOS DE FORMACIÓN Y MECANISMO DE TRATAMIENTO
Tratamiento Vía Tubería
Revestidor c/emp.
Anular
Tubería/Anular
Coiled Tubing
Modulo de Young
Rel. de Poisson
Branden Head
Datos de Formación Formación
Descripción de la Formación:
Permeabilidad (md)
Porosidad (%)
Presión de Poro ( si)
Altura Arena (pies) Espaciamiento de pozos (acres)
Altura Neta (pies)
BHST (oF)
BHFrac.P (psi)
Radio de Penetración (pies)
Grad. de Frac. (psi)
Diseño de Estimulación Solicitado
ISIP (psi)
Fluido en hoyo ISIP (lpg) BHFlowimgP (psi)
5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. DATOS DE FLUIDOS E HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL POZO Datos de Fluidos y Producción Tipo de Fluido de Perforación
Tipo de Fluido de Completación
WOR (%)
GOR (%)
Grav. API
Compresibilidad
Parafinas (%)
Asfaltenos (%) Contacto WO/GO (pies)
Incrustaciones
Sedimentos (%)
Gas (MSCF/D)
Agua (MSTB/D)
Presión (psi)
BHFlowimgP (psi)
Gas (MSCF/D)
Agua (MSTB/D)
Presión (psi)
BHFlowimgP (psi)
Gravedad Gas
Viscosidad (cp)
Prod. Inicial Crudo (MSTB/D) Fecha Prod. Actual Crudo (MSTB/D) Fecha Observaciones Adicionales
5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. INFORMACIÓN Y MUESTRAS REQUERIDAS PARA EL DISEÑO
HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIÓN
2.-
Información del Pozo Requerida Registros
Datos Historia del Pozo
Resistividad
GR
CBL/CET DST/ Análisis de Presiones Transitorias Registro Cronológico del Pozo
Lodo Análisis de
Identificación de Fracturas
Sónico
Esfuerzos
Curva de Historia
Núcleos de Producción Tratamiento de Estimulación
Esquemas del pozo
previo para el Pozo/ En Campo
Muestras Requeridas Rocas / Crudo Agua de Tratamiento
Agua Sludge / Sedimentos
Emulsión
Escamas
Formación
5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. ANÁLISIS Y ENSAYOS REQUERIDOS Análisis y Ensayos Requeridos Agua de Formación Crudo de
Químico
Formación
Gravedad API Compatibilidad de
Escamas /Sólidos
Solubilidad al Solvente/ Al Ácido
Agua de Tratamiento Tratamiento
Químico Titulación /
Ácido Concentración Tiempo de Ruptura del Gel (hrs) Observaciones Adicionales
Escamas
Parafinas
Romper Emulsión
Asfaltenos
Potencial de formación de Sludge con Ácido
Identificación Dispersabilidad Bacteria Hidrómetro
Mineral Pruebas de Gel /
Prevención
Crosslinker Prevención de
de Emulsión
Emulsión
Ácido Vivo
Ácido Gastado
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES. Los tratamientos ácidos pueden ser aplicados por una de las siguientes técnicas: a.-Lavado o Remojo b.- Acidificación Matricial c.- Fracturamiento Ácido
TIPO DE POZO
TIPO DE DAÑO
TRATAMIENTO
PRODUCTOR DE CRUDO
MIGRACIÓN DE FINOS
ACIDIFICACIÓN MATRICIAL
PRODUCTOR DE CRUDO
DEPOSICIÓN ORGÁNICA
LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES
INYECTOR
INYECCIÓN DE FLUIDOS A LA MATRIZ
ACIDIFICACIÓN MATRICIAL
INYECTOR DE VAPOR
DEPOSICIÓN ORGÁNICA E INORGÁNICA
LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES; Y ACID. MATRIC.
GASÍFERO
DEPÓSICIÓN ORGÁNICA
LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES; Y ALCOHOLES
PRODUCTOR DE CRUDO
EMULSIONES
LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES
PRODUCTOR DE CRUDO TAPONAMIENTO DE CON EMPAQUE EMPAQUE
LAVADO ÁCIDO
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES..- Datos Considerados La siguiente data ha sido utilizada en para la concepción de los tratamientos antes mencionados:
PARÁMETRO
VALORES
MINERALOGÍA
Profundidad
5000 pies
Cuarzo
BHST = 20%
170 ° F
Feldespatos
Tubería
2-7/8 plg
Arcillas
<ó=
5%
Revestidor
7 plg
Clorita
<ó=
2%
Perforaciones
12 pies
Porosidad
25 %
Permeabilidad
> 100 md
Presión
Aprox. 2200 psi
< ó = 80% <ó
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la Matriz / Tratamiento.PREFLUJO: 500 gals de Cloruro de Amonio PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado 15% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosión + 75#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 10#/1000 gal de Bactericida TRATAMIENTO: 50 gals / pie perforado 12% HCL: 3% HF + 0.5% Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5% Solvente Mutual. POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual NOTA 1: Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación con un volúmen de 420 gals (10 bbls) NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: 250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC 250 gals de 3% Cloruro de Amonio
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos / Justificación Técnica.•Usar
un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para remover los compuestos orgánicos, que pueden estar bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca. Esto resultará en la remoción del daño por depósición orgánica, y permitirá el contacto del ácido con los materiales inorgánicos a ser disueltos por él, con una mayor efectividad y eficiencia del mismo. También permitirá limitar el contacto ácido petróleo, previniendo problemas de emulsión. •Usar
una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene. Esto debido a que el Xileno es un excelente removedor de los asfaltenos y es efectivo con las parafinas; el Kerosene es un excelente solvente de parafinas y no tiene efectos sobre los asfaltenos. El control del costo en el preflujo se tiene de utilizar la combinación de un producto costoso (xileno) y uno muy económico (kerosene). •Usar
un 3% Ácido Ácético Glacial tanto en el Tratamiento Ácido HCL:HF como en el postflujo. Esto ayudará a mantener control del ph en la cara del pozo, y ayudará a evitar la precipitación de los productos resultantes de la reacción con el ácido, hasta que sean sacados fuera del pozo. •Utilizar
en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el cual asegurará la compatibilidad de los fluidos y mantendrá la formación acuohumedecida. •Utilizar un estabilizador de arcillas en el postflujo, para mantener libre de obstrucciones las gargantas de los poros.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos / Tratamiento.PREFLUJO: 500 gals (50% Xileno + 50% Kerosene) + 10% (500 gals) Solvente Mutual PRETRATAMIENTO: 50 gals / pies perforado 15% HCL + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado 7.5% HCL: 1.5% HF + (0.3% - 0.5%) de Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 3% Ácido Acético Glacial + 10% Solvente Mutual. POSTFLUJO: 125 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 1% Estabilizador de Arcillas + 3% Ácido Acético Glacial + 10% Solvente Mutual NOTA 1: No Sobredesplazar NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: 250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC 250 gals de 3% Cloruro de Amonio
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido por razones análogas a las expuestas en el Caso 1(anterior) Es importante entender que, para este caso particular, debería tenerse suficiente volúmen de tratamiento con solvente con el objeto de: Contactar y disolver todos los depósitos orgánicos Mantener los compuestos orgánicos disueltos en suspensión hasta el contraflujo Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1) Los asfaltenos son los depósitos orgánicos más difíciles de disolver; siendo el Tolueno el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de los mismos. Sin embargo, el Tolueno es muy costoso y peligroso, por lo cual se recomienda utilizar sólo una pequeña cantidad de volúmen. Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la roca acuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica / Tratamiento.TRATAMIENTO:
25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual
Nota 1: No Sobredesplazar Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: 250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC 250 gals de 3% Cloruro de Amonio Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil para prevenir la segregación de fluidos durante la etapa de remojo Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con: 150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio 150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls de solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 4 a 6 horas
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.La acción de inyección de vapor dentro de hoyo puede crear dos tipos de mecanismos de daño: Depósitos orgánicos, resultante de la precipitación de parafinas y asfaltenos Depósitos orgánicos, resultante de la disolución de la formación Ambas acciones son el resultado directo del proceso de inyección de vapor, por lo que se recomienda preparar el tratamiento para ambos tipos de daños, cuando se planifica un tratamiento de estimulación. El proceso de Inyección de Vapor es un proceso cíclico, por lo cual el daño que el crea, es deposición en capas. Los materiales orgánicos serán depositados intercalados con materiales inorgánicos, por lo que esta deposición del daño en capas unas sobre las otras, será el primer agente protector o encubridor de estos mecanismos de daños, si no se diseñare un tratamiento apropiado. De lo anterior, se deduce que el tratamiento más idóneo es un Tratamiento por Etapas, con aditivos especiales para remover recubrimientos orgánicos de los materiales inorgánicos, de manera que ambos materiales sean completamente removidos. Utilizar un alto volúmen de Ácido Fluorhídrico moderadamente fuerte para remover el daño por deposición de materiales inorgánicos, sin exponer la matriz de la formación ya débil, a destrucción adicional. Usar Ácido Acético Glacial al 3%, en todos los ácidos y postflujos para controlar el ph, con el objeto de retardar la precipitación de la reacción provenientes del ácido con los productos, en la cara del pozo.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la Matriz / Justificación Técnica.•La siguiente recomendación considera que el pozo siempre ha sido
Pozo Inyector.
•Usar
HCL debido a que muchos de los materiales inorgánicos que crean daño en los pozos inyectores, son solubles en Ácido Clorhídrico, por ejemplo, Carbonato de Calcio, Carbonato de Hierro, Óxido de Hierro, etc. •Utilizar
un alto volúmen de Ácido Clorhídrico, porque las escalas ó escamas se forman usualmente muy profundo dentro de la formación, por lo que es dificil alcanzarla. También se recomienda utilizar una concentración fuerte o elevada de ácido. •Utilizar
un pequeño volúmen de HCL:HF de elevada concentración, para remover cualquier obstrucción por partículas de arcillas. La elevada concentración de ácido reaccionará más rápidamente, permitiendo el uso de menores volúmenes y altas tasas, mientras permanece el tratamiento áctivo haciendo su trabajo de remoción de daño por arcillas presentes. •Utilizar un elevado volúmen de aditivo para control de hierro, con el objeto de absorver tanto como sea posible
iones hierro del sistema. Muchos depósitos que están asociados con la inyección de pozos, son ricos en hierro y se hace necesario secuestrarlo con el objeto de prevenir precipitación de hierro cerca de la cara del pozo. •Usar
un bactericida para remover cualquier daño por bacteria, lo cual es comun en pozos de inyección y causan severo taponamiento.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.(Cont..) Mantener la tasa de bombeo recomendada en la secuencia adecuada para permitir el adecuado contacto, entre los fluidos del tratamiento y los materiales a ser removidos, y para prevenir el lavado de los materiales a ser removidos de la cercanía de la cara del pozo antes de ser disueltos. Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1) Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones análogas al Caso 2. Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el cual asegurará la compatibilidad de los fluidos y mantendrá la formación acuohumedecida. Filtrar todos los fluidos que pueden estar en contacto con la formación, hasta 2 micrones absolutos. Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y también utilizar una herramienta de lavado (“Wash Tool”) en el Coil. Con lo anterior se persigue: Aislar los fluidos del tratamiento de los fluidos del pozo, previniendo la contaminación del tratamiento antes de penetrar a las perforaciones La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando al solvente en la remosión de los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosión. Remover todos los depósitos orgánicos para que el ácido pueda remover los inorgánicos.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.(Cont..) Nota 2: En caso derealizarse el tratamiento a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: 250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC 250 gals de 3% Cloruro de Amonio
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) •
Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Tratamiento.-
•ETAPA No. 1.•1.A.-
•1.B.-
40 gals /pies perforado 500 gals de Solvente (49% de Xileno + 49% Kerosene) + 2% Tolueno + 10% Solvente Mutual 25 gals / pies perforado 300 gals de 10% HCL + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 3%
Secuestrante Ácido Acético Glacial •1.C.60 gals / pies perforado 750 gals (7.5% HCL: 1.5% HF) + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals Secuestrante de Hierro + 10% Solvente Mutual + 3% Ácido Acético Glacial. •1.D.125 gals / pie perforado 1500 gals de Solución de Cloruro de Amonio al 8% + 10 % Solvente Mutual + 3% Ácido Acético Glacial. •ETAPA No. •Nota
2.-
Igual a ETAPA No. 1
1: Con el Coiled Tubing en el tope de las perforaciones, desplazar hasta ellas con agua filtrada. No Sobredesplazar
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.•Los pozos productores de Gas están asociados con altas caídas de presión, en las perforaciones y en la garganta de los
poros. Los Asfaltenos son sensibles a los cambios de presión, por lo que la formación de asfaltenos puede estar asociada con este tipo de cambios de presión. Por lo anterior, se deduce que los Asfaltenos son el primer mecanismo de daño en pozos productores de gas, siendo las Parafinas el segundo mecanismo de daño. •Por
lo anterior se sugiere el uso de una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1) •Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las
razones análogas al Caso 2.
•El tratamiento con Solvente puede crear una saturación de aceite (petróleo) cerca de la cara del pozo haciendo que el
pozo tenga flujo preferencial de petróleo y bloquear el flujo de gas. Por lo anterior, es recomendable que seguido al tratamiento o preflujo de solvente, se bombee un Fluido que permita retornar la saturación de gas cerca de la cara del pozo y mantener, por lo tanto, la producción de gas. El Fluido, a ser usado en este tipo de Tratamiento es Agua con Cloruro de Amonio, conteniendo Metanol y Surfactantes que permitan asegurar la limpieza del hoyo. •Por lo anterior, se deduce la necesidad de
bombear un volúmen de Fluido (Tratamiento) mayor que el Preflujo, para asegurarse el adecuado desplazamiento del Solvente de Preflujo y se regrese la saturación al gas en la cara del pozo, que tenía al principio. •Usar Metanol en el Tratamiento, para secar la Formación y
regresar la saturación de gas inicial.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.- (Cont...) •Usar
Solvente Mutual del tipo de los Surfactantes Fluorocarbonado No Iónico en el Fluido Tratamiento, para bajar la tensión superficial del mismo, y asegurarse que el gas puede empujar al fluido, desde la garganta de los poros, y lograr una efectiva limpieza después del tratamiento. Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y también utilizar una herramienta de lavado (“Wash Tool”) en el Coil. Con lo anterior se persigue: •Aislar los fluidos del tratamiento, cada uno del otro y de los
fluidos del pozo, previniendo la contaminación del tratamiento antes de penetrar a las perforaciones, logrando el adecuado tiempo de remojo. •La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando al solvente en la remosión de los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosión. •Remover todos los depósitos orgánicos para que el ácido pueda remover los inorgánicos.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) •
Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Tratamiento.-
•PREFLUJO:
75 gals /pies perforado 900 gals de Solvente 98% de Xileno + 2% Tolueno + 10% (Vprefl.)Solvente
Mutual •PRETRATAMIENTO: 3 bbls (126 gals) 156 gals de 3% Cloruro de Amonio •TRATAMIENTO 100 gals/pie perforado 1200 gals de Cloruro de Amonio al 3% + 20% Hidróxido de Metanol + 0.2% Surfactante no iónico específico+ 10 % Solvente Mutual. •Nota 1: No Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación •Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: 250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC 250 gals de 3% Cloruro de Amonio
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) • Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones / Tratamiento.• •PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado
49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual •TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado 85% Surfactante + 10% Solvente Mutual + 5% Anti-Sludge •Nota 1: No Sobredesplazar •Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: •250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene •250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC •250 gals de 3% Cloruro de Amonio •Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada •Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con: •150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio •150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC •Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio •Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls de solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing •Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 2 a 3 horas •Nota 5: La naturaleza iónica del surfactante dependerá del tipo de roca predominante de la formación
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) • Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones / Justificación Técnica.• •Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento para remover los compuestos orgánicos, que pueden estar
bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca. Esto resultará en la remoción del daño por depósición orgánica (razones análogas a las expuestas en el Caso 1) •Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas al Caso 1).
Usar un pequeño porcentaje de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de los depósitos orgánicos (razones análogas al Caso 2) •Utilizar
un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la roca acuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado. •Las causas probables de la formación de las emulsiones son: •Crudos con contenidos de químicos naturales que
actúan como estabilizadores de las emulsiones formadas con el ácido o con el ácido gastado durante el tratamiento. •Tratamientos de estimulación (ácidas y fracturamientos) •Tasas de Producción elevada •Inyección en la formación de fluidos incompatibles con los fluidos naturales de la formación
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Justificación Técnica.•Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para remover los compuestos orgánicos, que pueden
estar bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca, y las porosidades interconectadas del empaque. Esto resultará en la remoción del daño por depósición orgánica (razones análogas a las expuestas en el Caso 1) •Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas al Caso 1).
Usar un pequeño porcentaje de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de los depósitos orgánicos (razones análogas al Caso 2) •Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión
y mantiene los granos de la roca y del
empaque, acuohumedecidos, luego que el solvente los ha limpiado. Las causas probables del taponamiento de los poros interconectados en el empaque con grava, son: Elevada densidad del gel de acarreo de la grava bombeada. Bombear la grava del empaque a traves de la tubería de perforación sucia, pues partículas de hierro y otros contaminantes entrarán en la zona del empaque dañando la porosidad interconectada tanto del empaque como de la formación misma. Arcillas de formación, cuando esta es lavada (las perforaciones) luego del empaque.
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.•PREFLUJO:
25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual •PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado 7.5% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosión + 75#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual •TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado HBF4 + 0.5% Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5% Solvente Mutual. •POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual Nota 1: No Sobredesplazar Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente: 250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC 250 gals de 3% Cloruro de Amonio Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.-(Cont...) Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con: 150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio 150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls de solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing
5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS.CONSIDERACIONES GENERALES.Algunas preguntas que deben formularse, como aspectos básicos a tener en consideración sobre Fluidos de Formación y Características de las Rocas, son: Son sensibles las arcillas presentes? Qué volúmen y clase de arcillas? Cual es el tipo de sensibilidad de Arcilla: Hinchamiento, Migración, Entrampamiento de Agua? Están presentes partículas minerales de hierro y en cual volúmen? Existen Feldespatos presentes y en cual volúmen? Cuál es la solubilidad en HCL? Es la formación consolidada o no consolidada? Cual es la composición de la matriz o material cementante? Es la formación susceptible de producción de arena? Cual es la Porosidad? Cual es la Saturación del Agua? Existe un contacto distinto al Contacto Agua-Petróleo? Cual es la gravedad API del Crudo? Cual es la viscosidad del crudo en condiciones de fondo de pozo? Cual es el contenido de Parafinas y Asfaltenos? Tiene el crudo tendencias emulsificantes naturales? Cual es el ph de la Salmuera de la Formación? Tiene el agua de formación tendencia a la formación de escamas? Temperatura de fondo de pozo estática (BHST)? Presión de fondo de yacimiento (BHP)? Presión de fractura de fondo (BHFP)?
5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS.- (Cont..) En la ejecución de los tratamientos ácidos, es imprescindible tener una idea clara de las características mineralógicas de la formación a tratar. Algunas interrogantes que deben resolverse antes de llevar a cabo el tratamiento son: Solubilidad en HCL? Cuando sea mayor que el 18%, usar solamente HCL. No usar ácido Fluorhídrico (HCL:HF) Cuando la solubilidad en HCL es mayor al 10% y menor del 18%, emplear en el tratamiento un volúmen de HCL igual a la mitad del volúmen de HCL:HF (Ácido Flourhídrico) a utilizar Cuando el contenido total de arcillas de la formación es menor del 5%, usar 12%HCL: 3% HF Contenido de Hierro? Cuando hay presencia de minerales de hierro, tales como: Hematita, Siderita, Pirita, etc., usar aditivos para control de hierro en un volúmen determinado de pruebas de núcleo o de retorno de ácido gastado. La presencia de partículas minerales de hierro, ocasionará precipitación de asfaltenos. El uso de aditivos anti-sludge o preflujos de solventes será necesario, dependiendo de la severidad del potencial de sedimentos (sludging). Si hay cloritas presentes, incrementar la concentración de aditivos secuestrantes de hierro en el preflujo de HCL. Si hay Ilitas presentes y la permeabilidad es menor de 120 md, reducir la tensión de superficie al menos en 30 Dinas/cm^2, mediante la dosificación de solventes mutuales o surfactantes. Contenido de Feldespatos? Menor del 20%, usar 12% HCL: 3% HF Mayor del 20%, usar 7.5% HCL: 1.5% HF Formación? Si la formación es susceptible de ser inestable (tendencia a la no consolidación), usar una baja concentración de HCL:HF
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.La siguiente información debería ser considerada en la selección del tratamiento del pozo: Tipo de Formación y Composición Mineral de la Formación Condición de la Formación: Consolidada o No Consolidada Tipo y Cantidad de Daño Tiempo de contacto disponible para el tratamiento químico Limitaciones físicas del equipo del pozo Presión y Temperatura de Fondo de Pozo Contaminantes posibles tales como agua, lodo, filtrado del cemento y bacterias Migración de Finos Compatibilidad de los aditivos del tratamiento, entre sí y con la formación Precipitación de hierro Prevención de Emulsiones Agentes anti-sludge Factor de Diseño de Permeabilidad Factor de Diseño de Porosidad Factor de Diseño de Solubilidad del Yacimiento Factor de Diseño de Caudal de Inyección Esquema de Tratamiento Propuesto
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..) FACTORES DE DISEÑO DE PERMEABILIDAD.-
PERMEABILIDAD PROMEDIO RANGO DE HCL
RANGO DE HCL:HF
SIN DAÑO, K (md) <0.1
NORMAL (gal/pies) No se recomienda
NORMAL (gal/pies) 15-25
COMENTARIO
a,c,d
0.1 - 1.0
25-50
35-50
a,c,d
1.0-10
35-75
75-100
c
10-50 >50 >50
50-100 50-100 Acido Fórmico 100
100-150 100-200 -
c b -
Comentarios a.b.c.d.-
El volúmen debería ser seleccionado basado en pruebas de núcleos El volúmen puede exceder 100 galones por pies si fuera necesario , sin permitir excesiva formación de finos El volúmen puede ser modificado si los resultados de campo lo indican Use ácido para lavar perforaciones, solamente
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..) VOLÚMEN DE TRATAMIENTO RECOMENDADO DE HCL:HF EN GALONES POR PIE^2 DE ZONA PRODUCTORA
7 ) S E I P ( O T N E I M A T A R T E D O I D A R
5 galones por pie ^2
6
10 galones 15 galones 20 galones por pie^2 por pie^2 por pie^2
5 4 3 2 1 0 0
100 200
300 400
500 600
700 800
GALONES POR PIE DE INTERVALO TRATADO
900
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..) FACTORES DE DISEÑO DE POROSIDAD En Acidificaciones Matriciales de Areniscas, la Porosidad de la Formación es usada solamente para calcular : •El Volúmen de Post-flujo o sobre-desplazamiento, el cual debería ser calculado para 4 o 5 pies de penetración radial basado en la porosidad •Determinar el radio de penetración de ácido vivo HCL, si la solubilidad de HCL es conocida •El volúmen de preflujo de HCL, el cual debería ser suficiente para remover todo el material soluble al HCL, en un radio de 2 pies desde la cara del pozo. •El volúmen de HCL:HF, el cual debería ser suficiente para obtener cuatro (4) horas de tiempo de contacto. Un tiempo de contacto mayor en la cercanía de la cara del pozo, resultará en daño por precipitados •El volúmen de poro, cuando se realiza el diseño en función de la porosidad viene dado por la expresión: •En la gráfica de la página siguiente, puede obtenerse la relación de volúmen de HCL en función de la porosidad
y el radio de penetración.
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..) 400
100 % Porosidad
380
9
360 340
8
320
35 % Porosidad 7
300 280 260
6
240 220 200
25 % Porosidad5
180
4
160 140 120
15 % Porosidad3
100 2
80 60
5.0 % 1 Porosidad
40 20 0
0 0
1
2
3
4
5
Radio en pies desde la pared de un hoyo de 7 plg
6
7
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..)
FACTORES DE DISEÑO DE SOLUBILIDAD DEL YACIMIENTO.Como regla general, las formaciones con menos del 10% de solubilidad no son usualmente estimuladas con ácido clorhídrico. Sin embargo el ácido clorhídrico, puede ser aplicado a cualquier tipo de formación para remover el daño. Sin embargo de lo anterior, si la sección soluble de la formación es una arena consolidada, la acidificación puede resultar menos efectiva que cuando existen calizas o dolomitas presentes, que sean de solubilidad baja. Estas últimas (calizas y dolomitas) reaccionan con ácido clorhídrico a altas tasas; y con ácido fórmico y acético, a tasa moderada. Debe tenerse siempre presente que, todos los tratamientos que usen ácido fluorhídrico (HCL:HF), deben estar precedidos por un preflujo y seguidos de un post-flujo para prevenir la precipitación de los productos originados de la reacción. La concentración de ácido a utilizar dependerá no solamente de la solubilidad de la formación, sino también de la temperatura de fondo de pozo. Los factores que deben ser considerados para una adecuada selección de la concentración del ácido, son: Tiempo de reacción del ácido activo dentro de la formación Corrosión de la tubería Solubilidad de la Formación Efectos de la reacción de los productos Propiedades de los Sedimentos (Sludge) y de las Emulsiones formadas Patrón de grabado (Etching) del ácido en la formación Compatibilidad del Desmulsificante con la formación y otros productos en el tratamiento • • • • • • •
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..) FACTOR DE DISEÑO DEL CAUDAL DE INYECCIÓNLa máxima tasa de inyección que puede alcanzarse en un tratamiento de estimulación ácida, viene dada por la expresión matemática siguiente:
4.917 x 10^(-6) x kav x ha (gf * prof –pres. reserv.) Imax =--------------------------------------------------------------------µ * ln (re/rw)
La cual relaciona parámetros tales como: la permeabilidad, viscosidad del tratamiento, profundidad, presión de yacimiento, altura de la arena y radios de pozo y de drenaje.
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..) PARAMETROS A MONITOREAR DURANTE LA OPERACIÓN•Prueba de Inyectividad •Revisión de los volúmenes a bombear en base a los valores obtenidos de la prueba de inyectividad •Verificación de los volúmenes de tratamiento en sitio •Concentraciones de los fluidos a ser bombeados •Condiciones de los equipos de bombeo •Caudal máximo de inyección (bombeo y desplazamiento). Comparar el valor de campo con el obtenido
mediante la expresión de Imax (página precedente) •Presión de superficie (comparar con la teórica)
5.5.- GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO.Estimulación Matricial con Ácido Acético y Metanol POZO:GF-137D, Arenas G-8 y G-9 / Cía de Estimulación: CPVEN: CPVEN / Operaciones: F. Mata - J. Flores / Ingeniería: C. Montiel U.- J.L. Estrada / Fecha: 11-11-99 / CONSOLIDADO DEL COMPORTAMIENTO
VOLÚMEN (bbls) 0, 00
1 ,25
6 ,0 0
1 6, 00
2 6, 00
36 ,0 0
46, 00
5 6, 00
6 6, 00
76 ,00
86 ,0 0
96, 00
10 1, 00
1 10 ,0 0
120, 00 1800 1660 1520 1380 1240
2,00
1100 ) n i m (
960
) i s p (
N Ó I 820 S E R P
A S A T
680 540 400 260 120 0,00
-20 0,00
1,36
13,25
33,50
54,00
74,00
99,00
126,00 153,00 184,00
TIEMPO (min) Tasa (bpm)
Presión (psi)
210,00 229,00
237,00
257,00 276,00
5.6.- PARÁMETROS POS TRABAJO.-
El seguimiento al éxito del tratamiento formulado y aplicado al pozo, se rige por los valores obtenidos de: Volúmen de Producción y Diámetro de Choke de Producción utilizado Presión de Producción Composición del Fluido Producido Curva de Producción versus Tiempo de Producción del Fluido producido y su composición • • • •
BIBLIOGRAFÍA 1.- Daño a la Formación, CIED. 2.- Acidificación, BJ Services de Venezuela, 1992. 3.- Material Matrix Manual, Dowell Schlumberger. 4.- Engineering Matrix Manual, Dowell Schlumberger. 5.- Reservoir Stimulation. 2nd Edition. Editors Michael J. Economides, Kenneth. G. Note. Prentice Hall, New Jersey. 6.- Well Testing. First Edition. John Lee. Texas A& M University. 7.- Seminario Técnico, Estimulación Acida, B. J. Services de Venezuela C.A., 1992. 8.- Interpretación de Perfiles a Hueco Abierto. IMPELUZ.
INYECCION DE QUIMICA NO REACTIVA SISTEMAS GELIFICANTES PARA CONTROL DE AGUA
ARAUJO, EURO BAGLIERI, JEAN CAMPOS, DIMAS HERNANDEZ, ELIDA MACHADO, MERLIN
INYECCION DE QUIMICA NO REACTIVA
INYECCION DE QUIMICA ES UNA ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA CUYO OBJETIVO ES RESTAURAR LA PRODUCTIVIDAD DE POZOS A TRAVES DE LA INYECCION DE PRODUCTOS QUIMICOS A TASAS Y PRESIONES POR DEBAJO DE LOS LIMITES DE FRACTURA DE LA FORMACION, A FIN DE REMOVER DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO Y ROMPER EL BLOQUEO POR EMULSION A NIVEL DE LA VECINDAD DEL POZO .
DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO PARAFINAS
ASFALTENOS
DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO
PARAFINAS
HIDROCARBUROS DE CADENA LARGA, TIENDEN A PRECIPITAR CUANDO BAJA LA TEMPERATURA O CUANDO CAMBIA LA COMPOSICION DEL CRUDO POR LA LIBERACION DE LOS COMPONENTES VOLATILES AL DECLINAR LA PRESION.
R -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -R
DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO ASFALTENOS
HIDROCARBUROS AROMATICOS DE BASE NAFTENICA Y ALTO PESO MOLECULAR, SE ENCUENTRAN EN DISPERSION COLOIDAL ESTABILIZADA, PERO AL PRODUCIRSE FUERTES CAIDAS DE PRESION, TIENDE A AGREGARSE (FLOCULARSE) FORMANDO PARTICULAS TAN GRANDES QUE QUEDAN ATRAPADAS EN EL MEDIO POROSO.
-R-
DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO
CAUSAS: CAIDAS DE PRESION ADICIONALES A NIVEL DEL CABEZAL Y LINEA DE FLUJO
CAIDAS DE TEMPERATURA (BOTELLAS, VALVULAS DE GAS LIFT, ETC.)
PERDIDAS DE LOS COMPONENTES LIVIANOS
RESTRICCIONES AL FLUJO A NIVEL DE LAS PERFORACIONES
MALAS PRACTICAS DE ESTIMULACION (ACIDIFICACION,OTROS)
MECANISMO DE DEPOSICION DE ASFALTENOS
P
P
DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO
DETERMINACION DEL PROBLEMA: COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCION.
DESCARTE DE ASPECTOS MECANICOS Y OPERACIONALES
ANALISIS DE VISCOSIDAD Y EMULSION
ANALISIS DE INSOLUBLES EN PENTANO
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION 1000 ) D B B ( n ó100 i c c u d o r P
DECL I NACI ON BRUSCA DE L A PRODUCCI ON Evento
Años Cambio de Pendiente
1000
CAM BI O EN LA PENDI ENTE DE DECL I NACI ON
) D B B ( 100 n ó i c c u d o r P
1
Años
DEFINICIONES BASICAS
EMULSION
DEMULSIFICANTES
SOLVENTES
SURFACTANTES
EMULSION SISTEMA HOMOGENEO CONSTITUIDO POR LA DISPERSION DE PEQUEÑAS GOTAS DE UN FLUIDO INMISCIBLE (FASE DISPERSA) EN OTRO (FASE CONTINUA)
PARA QUE EXISTA UNA EMULSION SE REQUIERE: DOS LIQUIDOS INMISCIBLES : AGUA Y CRUDO
ACCION MECANICA : TURBULENCIA
AGENTE ESTABILIZANTE DE LA EMULSION NATURALES PRESENTES EN EL CRUDO.
:
JABONES
TIPOS DE EMULSION
AGUA EN ACEITE
ACEITE EN AGUA
AGUA EN ACEITE EN AGUA
ACEITE EN AGUA EN ACEITE
BLOQUEO POR EMULSION
LAS EMULSIONES PRESENTAN UNA ELEVADA VISCOSIDAD Y UNA BAJA MOVILIDAD, POR LO QUE SU VELOCIDAD DE FILTRACION EN UN MEDIO POROSO ES REDUCIDA.
CAUSAS DE LA FORMACION DE EMULSIONES ESTABILIZANTES PRESENTES EN EL CRUDO: SON COMPUESTOS QUIMICOS QUE CONTIENEN GRUPOS HIDROFILOS (AFINES AL AGUA) Y GRUPOS LIPOFILOS (AFINES AL ACEITE), SE DISPONEN EN LA SUPERFICIE RECUBRIENDOLA E IMPIDIENDO SU AGREGACION. COMO EJEMPLO TENEMOS LOS ESTERES Y LAS AMINAS.
BLOQUEO POR EMULSION (cont.)
MALAS PRACTICAS DE ESTIMULACION. (ACIDIFICACION, FRACTURAMIENTO)
ALTAS TASAS DE PRODUCCION
PRESENCIA DE SOLIDOS (FINOS)
INTRUSION DE FLUIDOS NO COMPATIBLES CON LOS DE LA FORMACION:
AGUA NO COMPATIBLE, EN LA INYECCION DE VAPOR
FLUIDOS DE COMPLETACION, DURANTE LA REHABILITACION.
DEMULSIFICANTES
SON COMPUESTOS QUIMICOS TENSOACTIVOS QUE DESTRUYEN LA MEMBRANA QUE MANTIENE ESTABLE LA EMULSION, PERMITIENDO LA FLOCULACION Y POSTERIOR AGREGACION DE LA FASE DISPERSAS.
ENTRE LOS MAS UTILIZADOS ESTAN LOS BUTIL-GLICOLES.
SURFACTANTES SON PRODUCTOS QUIMICOS COMPUESTOS POR UN GRUPO LIPOFILICO Y OTRO HIDROFILICO; QUE TIENEN LA HABILIDAD DE DISMINUIR LA TENSION SUPERFICIAL DE UN LIQUIDO AL ADSORBERSE EN LA INTERFASE DE LOS LIQUIDOS INMISCIBLES. ION INORGANICO GRUPO HIDROFILO
GRUPO OLEOFILO
EN LA ESTIMULACION DE POZOS SE UTILIZAN PARA RESTAURAR LAS CONDICIONES ORIGINALES DE LA FORMACION, REDUCIENDO LAS TENSIONES INTERFACIALES DE LOS FLUIDOS E INVIRTIENDO LA HUMECTABILIDAD DE LA ROCA.
TIPOS DE SURFACTANTES ANIONICOS
SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA TIENE CARGA NEGATIVA; Y EL ION INORGANICO ES POSITIVO (ej. Na+, K)
Na+
_
LOS SURFACTANTES ANIONICOS MAS UTILIZADOS SON: SULFATOS / SULFONATOS R-OSO3- / R-OSO3 FOSFATOS / FOSFONATOS R-OPO 3 / R-PO3
APLICACIÓN:
SE UTILIZAN EN FORMACIONES DE CALIZAS Y DOLOMITAS, LAS CUALES TIENEN UNA CARGA SUPERFICIAL POSITIVA Y ATRAEN
TIPOS DE SURFACTANTES
AL GRUPO SOLUBLE EN AGUA DEL SURFACTANTE ANIONICO, EL CUAL TIENE CARGA NEGATIVA , DEJANDO QUE EL GRUPO SOLUBLE EN PETROLEO INFLUENCIE LA HUMECTABILIDAD.
-
-
-
-
-
+
-
-
SURFACTANTE ANIONICO
-
-
-
+
PARTICULA DE CALIZA
TIPOS DE SURFACTANTES CATIONICOS
SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA TIENE CARGA POSITIVA; Y EL ION INORGANICO ES NEGATIVO (ej. Cl-)
Cl-
+
LOS SURFACTANTES CATIONICOS MAS UTILIZADOS SON LOS COMPUESTOS AMINICOS, COMO EL CLORURO DE AMONIO CUATERNARIO
APLICACIÓN: SE UTILIZAN EN FORMACIONES DE ARENISCAS, LAS CUALES TIENEN UNA CARGA SUPERFICIAL NEGATIVA (SILICE) Y ATRAEN
TIPOS DE SURFACTANTES AL GRUPO SOLUBLE EN AGUA DEL SURFACTANTE CATIONICO, EL CUAL TIENE CARGA POSITIVA , DEJANDO QUE EL GRUPO SOLUBLE EN PETROLEO INFLUENCIE LA HUMECTABILIDAD.
+
+ +
+
+
-
+ +
+ SURFACTANTE CATIONICO
+ +
+ + +
-
PARTICULA DE SILICE
TIPOS DE SURFACTANTES NO IONICOS
SON SURFACTANTES DE MOLECULAS NO IONIZABLES
LOS SURFACTANTES NO IONICOS MAS UTILIZADOS SON: OXIDO DE POLIETILENO R-O-(CH2 CH2O)XH OXIDO DE PROPILENO R-O-(CH2 CH2O)YH
APLICACIÓN: SE UTILIZAN PARA LA PRODUCCION DE SURFACTANTES IONICOS Y COMO AGENTES ESPUMANTES.
TIPOS DE SURFACTANTES ANFOTEROS
SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA PUEDE ESTAR CARGADO POSITIVA O NEGATIVAMENTE O NO TENER CARGA, DEPENDIENDO DEL PH DEL SISTEMA
+/EJEMPLOS: SULFONATO AMINO FOSFATO AMINO
-/+
R-NH-(CH2)YSO3H R-NH-(CH2)YOPO3H
APLICACIÓN: SU UTILIZACION EN LA INDUSTRIA PETROLERA ES MUY LIMITADA; ALGUNOS SE EMPLEAN COMO INHIBIDORES DE CORROSION
SOLVENTE
SON COMPUESTOS QUIMICOS CAPACES DE DISOLVER OTRA SUBSTANCIA, PRODUCIENDO UNA MEZCLA HOMOGENEA. LOS MAS UTILIZADOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA SON LOS SOLVENTES MONOAROMATICOS (TOLUENOS, XILENOS) Y EL GASOIL.
GELIFICANTES PARA EL CONTROL DE AGUA
SISTEMAS GELIFICANTES REDUCE LA PRODUCCIÓN DE AGUA E INCREMENTA LA RECUPERACIÓN DE CRUDO MEDIANTE LA MODIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD DEL YAC.
¿QUE ES UN GEL? H2O
H2O H2O
H2O
UNA MEZCLA DE POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA + UN AGENTE ENTRECRUZANTE QUE FORMAN UNA RED TRIDIMENSIONAL CON AGUA EN SU INTERIOR
TIPOS DE SISTEMAS Sistema no Sellante Krw
REDUCCIÓN PARCIAL O TOTAL DE LA PERMEABILIDAD A LOS FLUIDOS PRESENTES SELLANTES = Krw ; Kro
Kro
NO SELLANTES = Krw
SISTEMAS GELIFICANTES POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA MACROMOLECULAS QUE SE DISUELVEN O HINCHAN EN AGUA Y SU APLICACION SE DEBE A LAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS QUE ELLOS EXHIBEN EN SOLUCION
-(-CH2-CH-)nC=0 NH2 POLIACRILAMIDA
OTROS POLIMEROS -(-CH2-CH-)n- -(-CH2-CH-)m-
-(-CH2-CH-)x- -(-CH2-CH-)y- -(-CH2-CH-)z-
C=0
C=0
C=0
C=0
C=0
NH2
ONa
NH2
OH
NH
POLIACRILAMIDA HIDROLIZADA
TERPOLIMERO ACRILAMIDA / AC. CH-CH2-SO3-M+ ACRILICO ACRILAMIDA HEXADECIL-1C14H29 SULFONATO
TIPOS DE GELES GELES ORGANICOS •SON DE TIPÒ NO-SELLANTES. • MAYOR CONSISTENCIA A MEDIDA QUE ALCANZAN SU TEMPERATURA
DE DISEÑO •COMPUESTOS
POR ACTIVADORES O ENTRECRUZADORES FORMANDO UNA ESTRUCTURA DE MALLA QUE FIJA EL AGUA. •UTILIZA
RETARDADORES DE GELIFICACION O VARIA LA CONCENTRACION PARA VARIAR LA TEMPERATURA DE GELIFICACION. •ADQUIEREN MAYOR RESISTENCIA AL SER MEZCLADOS CON OTROS COMPONENTES
SISTEMAS GELIFICANTES
POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA MACROMOLECULAS QUE SE DISUELVEN O HINCHAN EN AGUA Y SU APLICACION SE DEBE A LAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS QUE ELLOS EXHIBEN EN SOLUCION
-(-CH2-CH-)nC=0 NH2 POLIACRILAMIDA
OTROS POLIMEROS -(-CH2-CH-)n- -(-CH2-CH-)m-
-(-CH2-CH-)x- -(-CH2-CH-)y- -(-CH2-CH-)z-
C=0
C=0
C=0
C=0
C=0
NH2
ONa
NH2
OH
NH
POLIACRILAMIDA HIDROLIZADA
TERPOLIMERO ACRILAMIDA / AC. CH-CH2-SO3-M+ ACRILICO ACRILAMIDA HEXADECILC14H29 1- SULFONATO
TIPOS DE GELES
GELES INORGANICOS •SON DEL TIPO SELLANTE, OBSTRUYE LA FORMACION. •SE UTILIZAN EN POZOS
PRODUCTORES E INYECTORES
•EL MAS UTILIZADO ES EL SILICATO DE SODIO. •DEBIDO
A SU BAJA VISCOSIDAD, TIENEN UN ALTO PODER DE PENETRACION EN EN LAS ZONAS PERMEABLES (ACUIFERAS). •PUEDEN
SER BOMBEADOS YA PREPARADOS O SE BOMBEA PRIMERO LA BASE GEL Y LUEGO EL ACTIVADOR.
CARACTERISTICAS DE UN GEL DURABILIDAD
ESTABILIDAD EN EL TIEMPO A LA TEMPERATURA DE TRABAJO.
COMPORTAMIENTO EN MEDIO POROSO MODIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA A LOS FLUIDOS DE LA FORMACIÓN.
CARACTERISTICAS DE UN GEL
TIEMPO DE GELIFICACION TIEMPO REQUERIDO PARA FORMAR LA ESTRUCTURA DEL GEL
CONSISTENCIA
DUREZA, ELASTICIDAD Y MOVILIDAD DEL GEL.
NATURALEZA QUIMICA DEL GEL TIPO DE POLIMERO POL IMERO Y DE ENTRECRUZADORES ENTRECRUZA DORES QUE LO FORMAN
VARIABLES QUE DEGRADAN AL GEL
•AMBIENTE
DE DEPOSICION: DEPOSICION: LA ARCILLA PRESENTE EN LAS FORMACIONES ES CAPAZ DE REACCIONAR CON EL SISTEMA GELIFICANTE •TEMPERATURA TEMPERATURA:: A
TEMPERATURA, TIEMPO DE GELIFICACION
DEL POLIMERO: POLIMERO: A CONCENTRACION DEL POLIMERO, SE OBTIENEN GELES MAS BLANDOS Y TIEMPOS DE GELIFICACION MAS CORTOS. •CONCENTRACION
•EFECTO DEL PH: PH: A
PH, TIEMPO DE GELIFICACION. GEL IFICACION.
DE HIDROLISIS: HIDROLISIS: A GRADO DE HIDRÓLISIS SE OBTIENEN TIEMPOS DE GELIFICACION MAS LARGOS, Y CONSISTENCIA MAS DEBIL. •GRADO
PROPIEDADES IMPORTANTES DEL GEL •NO ES UN CEMENTO. •NO POSEE SÓLIDOS EN
SUSPENSION.
•PUEDE PENETRAR DENTRO DE LA MATRIZ Y FRACTURAS. •TIEMPO DE GELIFICACION CONTROLABLE. •ENTRECRUZAMIENT ENTRECRUZAMIENTO O
CONTROLABLE.
•PUEDE SER REMOVIDO. •AMBIENTALMENTE ACEPTABLE. •RELATIV RELATIVAMENTE AMENTE
ECONOMICO. ECONOMI CO.
FUNCION DEL GEL
•LA
SOLUCION DE BAJA VISCOSIDAD ALCANZA CIERTO GRADO DE PENETRACION EN LA FORMACION Y PREFERENTEMENTE INUNDA LAS AREAS DE ALTA PERMEABILIDAD Y FRACTURAS DEL YACIMIENTO, DESPUES DE CIERTO TIEMPO, ESTA SOLUCION SE CONVIERTE EN UN GEL INMOVIL. •FORMA
UN TAPONAMIENTO O BLOQUEO QUE EN ALGUNOS CASOS NO PERMITE PASAR NINGUN LIQUIDO DE LA FORMACION, POR LO QUE EL AGUA ES DESVIADA A LAS ZONAS MENOS PERMEABLES DEL YACIMIENTO, PERMITIENDO ASI UN BARRIDO MAS UNIFORME, AUMENTANDO EL RECOBRO DE PETROLEO
CRITERIOS DE SELECCIÓN
YACIMIENT Y ACIMIENTO O YACIMIENTOS YACIM IENTOS PETRÓLEO O GAS ARENISCAS ARENAS CONSOLIDADAS O NO CONSOLIDADAS BAJO CONTENIDO DE ARCILLA FRACTURADOS TEMP.. < 300 TEMP 3 00 °F SIN LIMITE DE SALINIDAD
PRODUCCIÓN I.P. O I.I. RELATIVAMENTE ALTO
ECONÓMICO
RESERVAS
BUEN PRODUCTOR / INYECTOR
REMANENTES
AUMENTO EN CORTE DE AGUA DEL YACIMIENTO ASOCIADO A SU PRODUCCION
INDICADORES ECONOMICOS ATRACTIVOS
ORIGEN ANORMAL DE LA FUENTE DE AGUA
ZONA DE AGUA CRUDO
•CANALIZACIÓN POR DETRÁS DEL REVESTIDOR: •MALA CEMENTACIÓN ENTRE EL REVESTIDOR Y LA
FORMACIÓN. • REGISTRO DE CEMENTACION, DE TEMPERATURA, DE PULSO ULTRASÓNICO, ETC.
ORIGEN NORMAL DE LA FUENTE DE AGUA
CRUDO
AGUA
•CONIFICACION •PL PLT T, ANALISIS DE YACIMIENTO, YACIMIENTO,
REGISTRO DE ACTIVACION DEL OXIGENO, SISMICA-GEOLOGIA PRUEBAS DE POZOS.
ORIGEN NORMAL DE LA FUENTE DE AGUA
ZONA DE AGUA CRUDO AGUA CRUDO
•ZONA DE AGUA •PLT, ANALISIS DE YACIMIENTO.
VOLUMEN DE FORZAMIENTO ES LA CANTIDAD DE GEL REQUERIDO PARA FORZAR EN EL INTERVALO A TRATAR.
V= 0,56 * r^2 * Ø * h * (1So)
Donde: V= Volumen Volumen de fluido inyectado (Bbl) r^2 = radio de penetración del gel (PIE) Ø = porosidad, h = espesor cañoneado (PIE) So = saturación de petroleo
FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL ES UNA MEDIDA DE LA REDUCCION DE LA K, DEL MEDIO POROSO DESPUES DE ALGUN TRATAMIENTO
RRF= Kfluido (antes del tratamiento) K fluido (despues del tratamiento)
PARAMETROS AL MOMENTO DE UNA INYECCION: •TE M PERATU RA: < 300 ºF •CA CAÑON ÑON E O: E stado de los l os i n ter terval valos os cañ one on eados •MOVILIDAD: M •PERMEABI L I DAD DE L A ARENA:Are ARENA:Arena nas s K (ge (gell de Arenas K Arenas K (ge (gell de )
f or orma ma un sel sel l o mas mas ef i ciente ciente) )
•E SPE PES SOR D E ARE A REN N A CAÑON CA ÑONE E A D A : D i señ ar opti optimamente mamente el el volu men de quími ca requerido •EQU I POS DE COM PL ETA CI ÓN : Estad Estado o mecá mecáni co del del poz pozo o •PRES PRESII ÓN D E F ORZA ORZAM M I EN TO: Pres Presii ón esti estipul pulada ada por l a pr pr ue ueba ba de de in ye yectividad ctividad (Ar ea, K, , Ø, Py ) •TI EM PO DE GEL I F I CAC CACII ÓN: 72 hora horas s (PH , %C poli polime merr os os,, tempe temperr atur a)
TIPOS DE INYECCION
INYECCIÓN SELECTIV SELECT IVA: A: Se realizan por intermedio de mangas, aislando el intervalo entre enpacadura 10064’ -10076’ 10104’ -10110’ 10124’ -34’ 10154’ -62’ 10182’ -88’ 10206’ -12’ 10221’-27’
INYECCIÓN SENCILLA: Son aquellas que se realizan realizan por punta de tubería
8703’-07’ 8762’-82’ 9006’’-24’
9036’-40’
10251’ -60’ 10263’ -68’
Tope T ope @ 9512’
INYECCIÓN DOBLE
Se realiza cuando los intervalos cañoneados estan muy cerca, se utiliza una contrapresión para contrarestar la inyección al otro lado de la empacadura.
FLUIDO NO GELIFICANTE COMPATIBLE
ZONA DE CRUDO
SELLANTE ZONA DE AGUA
METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DE POZOS
* Criterios de Yacimientos * Criterios de Producción
Evaluación del Comportamiento en Laboratorio a nivel de fluidos:
* Criterios Económicos
* Tiempo de gelificación * Tiempo de bombeabilidad
Preparación del producto en el campo:
* Consistencia * Durabilidad
* Indicado por los fabricantes del gel
Evaluación del Comportamiento a nivel de nucleos:
* Homogenización correcta de la mezcla
* Capacidad para reducir más la Krw que la Kro.
* Preparar la mezcla pocas horas antes de la inyección.
METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DE POZOS
INYECCIÓN
Tiempo de Cierre del Pozo: al momento de diseñar el gel se promedia el tiempo de gelificación
APLICACIONES EN PDVSA
POZO SVS-266 OBJETIVO/JUSTIFICACIÓN Realizar la inyección de gel no sellante en el intervalo 9480’-9492’, ya que el PLT confirmó
que este intervalo aporta la mayor cantidad de fluido con un 50 % de AyS. Trabajos previos al tratamiento: Se bajó cortador 2 9/32” a 9627´. Se bajó localizador de punta de tubería a 8060´. Corrió registros PLT y CCL, se tomó muestra de arena a 9552´. Etapa de inyección: Se llenó el anular con agua del lago tratada con KCl. Se bajó coiled tubing, con empacadura doble “ ISAP TOOL”espaciado 22’, asentandose empacadura: superior a 9475’ e inferior a 9497’. Realizada prueba de inyectividad con gas-oil en el intervalo 9480’-9492’, el pozo tomó 1.03 bbl/min. a 3400 psi. Se inyectó 637 bbls del sistema Multigel No Sellante en el intervalo 9480’-9492 ’a una tasa de 1.2 bbl/min. con una presión de bombeo de 3800 a 4000 psi. Se desplazó el gel con 26 bls. de gas-oil, volumen equivalente a el volumen de la tubería de coiled tubing. Se retiró la sarta con la herramienta ISAP TOOL.
FECHA DEL TRATAMIENTO: AGOSTO 30 DE 1997 COSTO DEL TRATAMIENTO: 82 MM Bs
9452’-64’ 9480’-92’ 9512’-15’ 9518’-24’
HUD @ 9657’
REV: 4-1/2”
SVS-0266 (31-03-98)
GANANCIA + 10.3 M BLS Petróleo (+ 68 BNPD)
-- 68.8 M BLS Agua (-- 456 BAPD) 72 % Agua (Actual)
200 BNPD (Actual)
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN MEDIANTE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR PRESENTADO POR: CONTRERAS, MARCO GIL, OSCAR LÓPEZ, ASTERIO URDANETA, ESTEBAN
ESQUEMA ANTECEDENTES IMPORTANCIA DIFERENCIAS ENTRE LA INYECCIÓN CÍCLICA Y LA INYECCIÓN
CONTÍNUA DE VAPOR CONSIDERACIONES GENERALES DE LA INYECCIÓN CÍCLICA DE
VAPOR CRITERIOS DE DISEÑO PÉRDIDAS
DE
CALOR CONDICIONES MECÁNICAS DE LOS POZOS NUEVAS TECNOLOGÍAS REFERENCIAS
ANTECEDENTES
PRIMERA REFERENCIA DATA DE 1865, CUANDO SE OTORGÓ UNA PATENTE DE CALENTADORES DE FONDO.
POSTERIORMENTE A PRINCIPIOS DE SIGLO, DURANTE LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE INYECCIÓN DE AIRE OCURRIÓ LA COMBUSTIÓN IN SITU, EN ESTE SENTIDO LA PRIMERA PATENTE FUE EMITIDA EN EL AÑO DE 1923.
LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR COMIENZA EN LOS AÑOS 1931 - 1932, CUANDO SE INYECTÓ VAPOR EN UNA ARENA DE TEXAS.
LA INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR SE DESCUBRIÓ ACCIDENTALMENTE EN 1959, DURANTE UNA PRUEBA PILOTO DE INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR QUE SE ESTABA LLEVANDO A CABO EN MENE GRANDE, ESTADO ZULIA.
IMPORTANCIA LEY DE DARCY - FLUJO RADIAL
A
TRAVÉS DE LOS PROCESOS TÉRMICOS SE PUEDE REMOVER O INHIBIR LA FORMACIÓN Y DEPOSICIÓN DE SÓLIDOS ORGÁNICOS, TALES COMO PARAFINAS Y ASFALTENOS.
Viscosidad vs Temperatura Crudo Tía Juana 10000
1000
p C , d a d i s o c s i V
100
10
1 0
50
100
150
200
250
Temperatura, °F
300
350
400
450
IMPORTANCIA
LAS RESERVAS DE CRUDOS PESADOS EN VENEZUELA SON 3 VECES MAYORES A
LAS DE CRUDO LIVIANOS. VENEZUELA ES EL PAÍS EN EL MUNDO QUE TIENE MAYORES RESERVAS > 3000 BILLONES DE BARRILES.
LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS LIVIANOS ES 3 VECES MAYOR A LA DE CRUDOS
PESADOS. LA PRODUCCIÓN ECONÓMICA DE CRUDO PESADO ES UN RETO TÉCNICO MAYOR.
INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR
CONSISTE
EN INYECTAR VAPOR EN FORMA CONTÍNUA 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.
EL MECANISMO DE RECUPERACIÓN MÁS IMPORTANTE ES LA DESTILACIÓN POR VAPOR.
INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR Pozo Productor Pozo Inyector Generador de Vapor
Vapor y Agua Condensada
Agua Caliente Banco de Petróleo
Zona de Agua y Petróleo a Temperatura de Yacimiento
INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR
CONSISTE EN INYECTAR VAPOR A UN POZO DE PETRÓLEO DURANTE UN DETERMINADO TIEMPO, CERRAR EL POZO POR UN CORTO PERÍODO PARA PERMITIR LA SUFICIENTE DISTRIBUCIÓN DEL CALOR INYECTADO Y LUEGO PONERLO A PRODUCCIÓN.
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.
INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR
Inyección (Días a semanas)
Remojo ( Fase de cierre, días)
Producción (Semanas a meses)
El calor que se disipa adelgaza el petróleo Generador de Vapor
Fluidos Producidos
Petróleo Viscoso
Petróleo Viscoso
Zona de Calor
Arena Petrolifera Agotada
Petróleo Viscoso
Zona de Calor Vapor Condensado (Agua caliente) Vapor Inyectado
Vapor Condensado (Agua caliente) Zona Calentada Área Calentada por Convección
Vapor Condensado y Petróleo Adelgazado
INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR
r w r c r e
CICLOS
D / B , o e l ó r t e P e d n ó i c c u d o r P
Tasa de Producción Fría
I R
CICLO 1
I R
Tiempo, meses
CICLO 2
I R
CICLO 3
MECANISMOS DE EMPUJE L B B M M , o t n e i m i d n u H e d o d a l u m u c A n e m u l o V
GAS EN SOLUCIÓN
COMPACTACIÓN
COM
OTROS MEC
EXTRAPOLADO
n ó i c c e y n I a l e d o i c i n I
Producción Bruta Menos Inyección Acumulada, MMBBL
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
n ó i c c u d o r P e d a s a T
o t c e y o r P l e d o z n e i m o C
Tiempo, años
VENTAJAS LA
INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR ES BIÉN 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.
DESVENTAJAS
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.
SOLO UNA PARTE (30 - 35 %) DEL AGUA INYECTADA COMO VAPOR ES PRODUCIDA CUANDO EL POZO SE ABRE A PRODUCCIÓN.
DESVENTAJAS
CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR VARIABLES DEL YACIMIENTO 1.- PROFUNDIDAD. 2.- PETRÓLEO EN SITU. 3.- POROSIDAD. 4.- SATURACIÓN DE AGUA. 5.- SEGREGACIÓN. 6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO. 7.- ESPESOR DE LA ARENA. 8.- MOVILIDAD DEL PETRÓLEO.
CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR Espesor de arena, pies Profundidad, pies Porosidad, % Permeabilidad, md Tiempo de remojo, días Tiempo de Inyección, días Número de ciclos Saturación de petróleo, Bls/acre-pie Calidad del vapor, % Gravedad ºAPI Viscosidad de petróleo (condiciones de yacimiento), cp Presión de Inyección, lpc. Longitud de los ciclos, meses Inyección de vapor / ciclos, Bls k * h / , md-pie/cp
30
< 3.000 > 30 1.000 - 2.000 1-4 14 - 21 3-5 1.200 80 - 85 < 15 (8 - 15) < 4.000 < 1.400 6 7.000 < 200
CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR FACTORES DE YACIMIENTO QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DEL PROCESO 1.- DAÑO A LA FORMACIÓN. 2.- VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO. 3.- PRESIÓN DE YACIMIENTO, MECANISMO DE PRODUCCIÓN Y SATURACIÓN DE PETRÓLEO. 4.- TASA DE PRODUCCIÓN FRÍA , RAP Y RGP. 5.- PROFUNDIDAD DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA. 6.- PRODUCCIÓN DE AGUA DESPUÉS DE LA INYECCIÓN.
CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR FACTORES OPERACIONALES QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL PROCESO 1.- TASA DE INYECCIÓN. 2.- TIEMPO DE REMOJO. 3.- CANTIDAD DE VAPOR INYECTADO. 4.- ETAPA DE PRODUCCIÓN DE UN CICLO. 5.- NÚMERO DE CICLOS. 6.- EFECTO DE UN LAPSO DE CIERRE DURANTE LA ETAPA DE PRODUCCIÓN.
PÉRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIÓN DE VAPOR. Dada la diferencia de temperatura existente entre el agua caliente, aire caliente o vapor, y el medio ambiente que rodea las líneas de superficie (líneas que transportan el fluido caliente hasta el cabezal del pozo) y la tubería de inyección en el hoyo del pozo, parte del contenido de calor del fluido que fluye se pierde antes de llegar a la formación, por lo tanto es importante cuantificar cuanto calor se pierde y tratar de reducir estas pérdidas a un valor mínimo.
MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR 1.- CONDUCCIÓN 2.- RADIACIÓN 3.- CONVECCIÓN.
PÉRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIÓN DE VAPOR. PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE Son las líneas de transmisión de calor desde el generador hasta el cabezal de inyección del pozo. En este tipo de pérdidas están incluidos los tres mecanismos de transmisión de calor. Su magnitud depende de la longitud de la tubería y su diámetro, de la naturaleza y espesor del aislante, y de la temperatura del fluido caliente en la línea, velocidad del viento y del medio ambiente que la rodea. PÉRDIDAS DE CALOR EN EL POZO Los factores que afectan las pérdidas de calor en el pozo son : 1.- El tiempo de inyección. 2.- La tasa de inyección. 3.- La profundidad del pozo. 4.- La presión de inyección en el caso de vapor saturado, y la presión y la temperatura en el caso de vapor sobrecalentado.
PÉRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIÓN DE VAPOR. CALIDAD DEL VAPOR EN EL CABEZAL DEL POZO Cantidad de calor a la salida del generador = cantidad de calor en el cabezal del pozo + pérdidas de calor en líneas de superficie, es decir : w * (hw + fST,GEN * Lv) = w * (hw + fST,WH * Lv) +q * L, de donde : fST,WH = fST,GEN - (q * L / w * Lv). CALIDAD DEL VAPOR EN EL POZO Contenido de calor del vapor en el cabezal del pozo = Contenido de calor del vapor en el fondo del pozo + pérdidas de calor en el pozo, es decir : w * (hw + fST,WH * Lv) = w * (hw + fST * Lv) +q * z, de donde : fST = fST,WH - (q * L / w * Lv).
PÉRDIDAS DE CALOR PÉRDIDAS DE CALOR EN LA SUPERFICIE AGUA Y COMBUSTIBLE INYECTADO
GENERADOR DE CALOR
PÉRDIDAS DE CALOR EN EN POZO PÉRDIDAS VERTICALES DE CALOR HACIA LA FORMACIÓN
LÍQUIDOS
VAPOR LUTITA
CALIENTES
VAPOR
VAPOR
LÍQUIDOS
FORMACIÓN
LUTITA
VAPOR
CALIENTES
FORMACIÓN
PÉRDIDAS VERTICALES DE CALOR HACIA LA FORMACIÓN
PERFILES QUE PERMITEN MONITOREAR LA INYECCIÓN DE VAPOR REGISTRO DE TEMPERATURA PERMITEN DETERMINAR CUALITATIVAMENTE QUE ARENA TOMO O NO VAPOR DESPUÉS DE LA INYECCIÓN. SE PUEDE HACER EN TODOS LOS CASOS DE INYECCIÓN Y ES SUMAMENTE ÚTIL PARA EVALUAR EL ÉXITO DE LA INYECCIÓN SELECTIVA CUANDO ESTA SE HACE POR ENCIMA DEL EXTREMO DE LA TUBERÍA. PERFIL DE FLUJO “FLOWMETER”
PERMITEN DETERMINAR CUANTITATIVAMENTE QUE ARENA TOMO O NO VAPOR DURANTE DE LA INYECCIÓN. LOS FLOWMETER SOLO APLICAN CUANDO LA INYECCIÓN ES CONVENCIONAL O INYECCIÓN SELECTIVA POR DEBAJO DE LA PUNTA DE LA TUBERÍA.
CRUDOS PESADOS
PROCESOS TÉRMICOS
FORMACIONES DEL MIOCENO ARENAS NO CONSOLIDADAS
PRODUCCIÓN DE ARENA MÉTODOS DE CONTROL
MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA
EMPAQUE
CON GRAVA A HUECO ABIERTO (OHGP)
EMPAQUE CON GRAVA EN HOYO ENTUBADO SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA GRAVA SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS RANURAS
POZOS TERMICOS VERTICALES
COLGADOR TÉRMICO
REVESTIDOR AL TOPE DE LA ARENA PRODUCTORA JUNTA DE EXPANSIÓN EMPAQUE CON GRAVA
HOYO AMPLIADO
TUBERIA LISA
TUBERIA RANURADA
POZOS TERMICOS HORIZONTALES Niple “X” 3 -1/2” (I.D: 2.813”) @ 200’
Rev. 9-5/8”, 36#, J -55, Btt @ 1600’ (Cem. Hasta Sup.)
Junta de Expansión Térmica 5- 1/4” x 3 -1/2” x 25’
Tubería de Producción de 3- 1/2”, 9.3 lb/pie, J-55, EUE 8 RD.Mandril para LAG Mandril para LAG Niple Otis “X”, 3 -1/2” (I.D: 2.750”)
Unidad de Sellos con Ancla Térmica JLACTH
EMP/COLGADOR Térmico 7” x 3 -1/4” @ 2800’
(34°) Tubería Lisa de 3-1/2”,
Junta de Expansión Térmica
7”, 23#, N-80 Butt, @ + 3331’, (Cem. hasta Sup.)
9.3 #, N-80, Btt
Hoyo horizontal de 6- 1/8“
± 1000’ de Sección Horizontal
Rejillas Térmicas de 3-1/2”, 9.3 #, N-80, Btt (Pre-Pack) 0,012”
EQUIPOS DE SUBSUELO
EMPACADURAS
TÉRMICAS
SE UTILIZAN PARA SELLAR ANULAR REVESTIDOR-TUBERIA O PARA AISLAR VARIAS ZONAS DE INYECCIÓN. CONSTRUIDAS CON MATERIALES DE ALTA RESISTENCIA PRESIÓN-TEMPERATURA. EXISTEN CON MANDRIL DE EXPANSIÓN Y SIN MANDRIL.
JUNTAS DE EXPANSIÓN JUNTAS DE EXPANSIÓN EN REVESTIDOR JUNTAS DE EXPANSIÓN EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN JUNTAS DE EXPANSIÓN EN TUBERÍA DE INYECCIÓN
TUBERÍA DE INYECCIÓN
ESQUEMAS DE INYECCIÓN ANULAR VAPOR
MAYOR PERDIDA DE CALOR HACIA LAS FORMACIONES ADYACENTES •
SOMETE EL REVESTIDOR INTERMEDIO A MAYORES ESFUERZOS •
DISEÑO PROPUESTO ELIMINA USO DE EMPACADURA TERMICA •
ELIMINA LA PERDIDA DE CALOR HACIA LAS FORMACIONES ADYACENTES •
PERMITE INYECTAR LOS POZOS SIN PRESURIZAR EL REVESTIDOR INTERMEDIO •
CONDICIONES: EL DISPOSITIVO DEBE SER SELLANTE •
GARANTIZAR OPERACIONES DE SUBSUELO PARA Y DESPUES DE INYECCION •
ESQUEMAS DE INYECCIÓN CONVENCIONAL C-E TUB. AISLADA / NO AISLADA
RIESGO DE PEZ
•
MINIMIZA ESFUERZOS HACIA EL REVESTIDOR INTERMEDIO •
EMPACADURA TERMICA PACK-OFF
TUBERIA LISA
RANURADO
NIPLE “B”
TAPON CIEGO
CONVENCIONAL S-E •
ELIMINA RIESGO DE PEZ
DISMINUYE PERDIDA DE CALOR HACIA LA FORMACION •
SOMETE EL REVESTIDOR INTERMEDIO A ESFUERZOS. •
EQUIPOS DE SUPERFICIE
CABEZAL DE INYECCIÓN
EQUIPOS DE SUPERFICIE
SKID DE INYECCIÓN
NUEVAS TECNOLOGIAS
NUEVAS TECNOLOGIAS
• SAGD
- DRENAJE DE GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR
• VAPEX - INYECCION DE VAPOR CON SOLVENTES
( PROPANO / BUTANO)
CARACTERISTICAS COMUNES DE SAGD / VAPEX
Son aplicables para crudos de alta
viscosidad. En ambos procesos esta presente el
mecanismo de Drenaje por Gravedad. Necesita el confinamiento del vapor en
una camara. El proyecto es mas rentables en yacimiento de gran espesor y continuo mayor de 33 pies.
SAGD “DRENAJE DE GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR”
VAPOR INYECTOR PRODUCTOR
Mecanismo
El vapor condensa en la interfase. El petróleo y el condensado drenan hacia el pozo productor. El flujo es causado por la fuerza de gravedad. La cámara se expande vertical y lateralmente.
SISTEMA DE IMPLANTACIÓN ESQUEMA I
ESQUEMA II VAPOR
VAPOR INYECTOR
INYECTORES
PRODUCTOR
PRODUCTOR
ESQUEMA III PLAN 1997
VAPOR
# POZO
Área
ESQUEMA I
1
T.J.
ESQUEMA II
2
1 BACH. - 1 LAG.
ESQUEMA III
2
T.J.
INYECTOR / PRODUCTOR
ETAPAS DEL SAGD
Crecimiento Vertical
Expansión Lateral Cámara de Vapor Pozo Inyector
Pozo Productor
Drenaje de Petróleo y Condensado
1era. ETAPA “EXPANSION VERTICAL DE LA CAMARA” 700
2.500
Inyector Horizontal Inyectores Verticales
600
2.000
500 )400 D P N B (300 Q 200
1.500 ) P N B 1.000 M ( p N 500
100 0
0 0
1
2
3
4
5
6
7
Tiempo ( años)
8
9
10
2da. ETAPA “EXPANSION LATERAL DE LA CAMARA”
700
2.500
Inyector Horizontal Inyectores Verticales
600
2.000
500 ) D400 P N 300 B ( Q
1.500 )
P N B 1.000 M ( p N
200
500
100 0
0 0
1
2
3
4
5
6
7
Tiempo ( años)
8
9
10
3ERA. ETAPA “DECLINACION” 700
2.500
Inyector Horizontal Inyectores Verticales
600
2.000
500 )400 D P N B (300 Q 200
1.500 ) P N B 1.000 M ( p N 500
100 0
0 0
1
2
3
4
5
6
7
Tiempo ( años)
8
9
10
PRONOSTICO SAGD LAGUNA SUPERIOR Tasa (BNPD) Laguna Superior
700
842
Inyector Horizontal Inyectores Verticales
600
Factor de Recobro (%)
Vert. Horz 32.7
2.500
37.0
2.000
500 ) D400 P N B (300 Q 200
1.500 ) P N B 1.000 M ( p N 500
100 0
0 0
1
2
3
4
5
6
7
Tiempo ( años)
8
9
10
CARACTERISTICA DEL SAGD
Es un método novedoso mediante el
cual pueden obtenerse altos recobros y tasas de producción considerables. No se requieren altas presiones de
inyección. Es aplicable tanto en yacimientos
vírgenes como en agotados. Tiene una relación de vapor a petróleo
entre 2.5 a 3 bls.
APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL
ATHABASCA Recobro = 50 % RPV = 2,5 B/TON
CANADÁ
PEACE RIVER Qoi = 4800 B/D COLD LAKE RPV= 2,4 Np = 330 MSTB
TANGLEFLAGS Qo (FRÍO) = 157 B/D Qo = 1500 B/D Np = 2 MMSTB
REFERENCIAS
Alvarado, D.A. y Bánzer, C.: “Recuperación Térmica de Petróleo”.
Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros, 1987.
Farouq Ali, S.M: “Oil Recovery by Steam Injection”. Producers Publishing
Company, Inc., Bradford, Pennsylvania, (1970).
Farouq Ali, S.M. y Ferrer, J.: “State of the Art of Thermal Recovery Models”.
JPT, 1981.
Prats, M.: “Thermal Recovery”. Henry L. Doherty Series. Vol. 7 AIME, 1982.
Ramey, H. J., Jr.: “Fundamentals of Thermal Oil Recovery”. The Petroleum
Engineer Publishing Co., 1965.
Ríos, E.: “Curso de Recuperación Térmica”. Centro Internacional de
Enseñanza y Desarrollo, CIED.
Estimulación de Pozos
ESTIMULACIÓN DE POZOS MEDIANTE FRACTURAMIENTO Ing. Mayra Oroño B. Ing. Eduardo Troconis G. Ing. Julio Gómez A. Ing. Manuel Troconis G.
Pro fes or : A m é ric o Pero zo
Ing. Ricardo Mora V.
Ju lio 2000
Fracturamiento Hidráulico Contenido 1.Definición y Aplicación 2.Condiciones y Datos Requeridos 3.Teoría del Fracturamiento •Mecánica de la Fractura •Fluidos y Aditivos •Agentes de Soporte •Factores que afectan la Producción 4.Procedimiento •Diseño •Equipos •Operaciones 5.Análisis Postfractura •Lista de Verificación 6.Fracturamiento Ácido 7.Fracturamiento de Alta Permeabilidad 8.Evaluación Económica
Fracturamiento Hidráulico
Definición y Aplicación
Fracturamiento Hidráulico Definición 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.
Fracturamiento Hidráulico •Conductividad de la fractura.
Es la habilidad de la fractura para transportar fluido desde el yacimiento hasta el pozo y puede expresarse por la siguiente ecuación: Conductividad de la fractura = k * wf donde: k = permeabilidad, md. wf = ancho de la fractura, pies.
Definición y Aplicación Aplicación del fracturamiento hidráulico. El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad. Objetivos del fracturamiento hidráulico. • Disminuir la velocidad de flujo en
la matriz rocosa.
• Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo. • Conectar sistemas de fracturas naturales
(en Cretáceo).
• Disminuir la caída de presión en la matriz.
Definición y Aplicación Fracturamiento
Hidráulico
Ácido
Alta permeabilidad
Necesita soporte o relleno
No necesita soporte
Requiere soporte empacado
Se aplica a formaciones
Se aplica a formaciones
consolidadas. (Cretáceo)
ricas en carbonatos.
Se aplica a formaciones no consolidadas o de
(Calizas y dolomitas)
alta permeabilidad.
Fracturamiento Hidráulico
Información y Datos Requeridos
Información y Datos Requeridos Características del Sistema Roca-Fluido - Tipos de Fluidos - Humectabilidad - Gravedad API - Composición del Agua - Profundidad - Gradiente de Fractura - Porosidad - Saturaciones - Permeabilidad - Presión de Yacimiento - Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua - Litología - Mineralogía - Espesor - Temperatura
Información y Datos Requeridos Datos del Pozo - Integridad del Revestidor y del Cemento - Intervalos abiertos a Producción - Profundidad - Registros disponibles - Configuración mecánica - Características del Cañoneo - Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos
Información y Datos Requeridos Geometría de la Fractura - Esfuerzo mínimo en sitio - Relación de Poisson - Módulo de Young - Presión de Poro (yacimiento)
Fracturamiento Hidráulico
Mecánica del Fracturamiento
Mecánica del Fracturamiento Mecánica del Fracturamiento El conocimi ento de la mecáni ca de la fractur a permi te determinar y explicar: Presión de inicio de fractura Presión de propagación Geometría de la fractura Problemas de producción: estimulaciones no exitosas colapso de la matriz inestabilidad de hoyo
Mecánica del Fracturamiento Deformación y esfuerzos •La roca al someterse a una carga se
deformará cumpliendo la ecuación de elasticidad:
= E
= E
= esfuerzo
1
E = Módulo de elasticidad de Young = defor mación
= 2/ 1
•Los esfuerzos en una dirección generan
deformaciones en otras direcciones:
= 2/ 1 = Relación de Poisson
2
Mecánica del Fracturamiento Esfuerzo en sitio (in situ) Es la configuración de esfuerzos en un lugar específico de la formación.
is =
Esfuerzos vírgenes (capas supr ayacentes)+ Esfuerzos Tectónicos+ Esfuerzos Topogr áficos+ Esfuerzos I nducidos+ Esfuerzos Té rmicos
Mecánica del Fracturamiento Origen de la Fractura •La roca falla por tensión •La resistencia de las rocas a la tensión es baja •La generación de fracturas consiste en
vencer :
presión de poro....................................... pf esfuerzo mínimo (de compresión)..........
Hmin
resistencia a la tensión............................ T
pozo
pf , Hmin ,T
Mecánica del Fracturamiento Presión de Fractura p ff (Modelo Hebbert y Willis) •La presión mínima pff para extender una fractura preexistente es:
pff =
1/3
/3 ob + 2
pf pozo
(gradiente de fractura es aquel necesario para poder alcanzar pff )
pff =
p
mi n + f
pff = /3 z + pf
mi n = z /
3
p
z = ob - f
pf , Hmin ,T
Mecánica del Fracturamiento Presión de Fractura p ff (Modelo Pennebaker) •La presión mínima pff para extender una fractura preexistente es:
pff = F
ob +
(F -1) pf
F factor experimental función de la profundidad
Prof. mi n mi n =
z /
F
3 z
F
Mecánica del Fracturamiento Fractura - Pruebas de Campo (Microfrac) •La prueba Microfrac permite determinar experimentalmente T , •La presencia de esfuerzos distintos a
mi n
los vírgenes no permite predecir el esfuerzo mínimo a través de los modelos anteriores.
o d n o F e d n ó i s e r P
n a r ó i e c c m i r e y P n I
n ó i c c e y n I e d a s a T
a n ó d i n c u c g e e y n S I
Cierre
Retroflujo
Mecánica del Fracturamiento Extensión de la Fractura • Dado que el menor esfuerzo se
encuentra usualmente en dirección horizontal, las fracturas suelen ser verticales. • El esfuerzo mínimo en sitio (no el
módulo de elasticidad) domina el desarrollo de la fractura. • Formaciones blandas pueden tener
el mismo esfuerzo en sitio que formaciones duras. • Cuando el esfuerzo en sitio disminuye
en el desarrollo de la fractura, puede haber un crecimiento incontrolado. • La mayoría de las fracturas son de
crecimiento vertical controlado.
Mecánica del Fracturamiento Geometría de la Fractura Consideraciones: •Material isotrópico y homogéneo •Comportamiento elástico lineal •Reología conocida.
•El modelo físico se basa en la
existencia de:
•fluido ocupando la fractura •fluido fugándose a través de las paredes de •propiedades de la formación •propiedades del fluido •tiempo de inyección.
la fractura
Mecánica del Fracturamiento Geometría de la Fractura (Modelo Perkins, Kner,Nordgren) 2 )
w (ancho)
w = 4( 1 -
p c (h)/E
L (longitud)
4 1/5 L = 51.732 (q 3 t 4 E/ h )
módulo de Poisson E módul o de Youn g h altur a de la fractura t ti empo de bombeo q tasa de inyección viscosidad p c presión di ferencial tip-pozo
Mecánica del Fracturamiento Extensión de la Fractura •Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial. •Rara vez crece más de 300 pies en longitud. •El ancho es independiente de la reología, depende de la elasticidad. •Se inicia en la roca permeable y crece
a la impermeable.
Fracturamiento Hidráulico
Fluidos de Fracturamiento
Fluidos de Fracturamiento Fluidos de Fracturamiento Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura. Características •Viscosidad (Reología). •Compatibilidad con la formación y sus fluidos. •Eficiencia. •Control de pérdidas del fluido. •Fácil remoción postfractura. •Económicos y prácticos. •Base Acuosa o Aceite.
Fluidos de Fracturamiento Base Acuosa: Soluciones salinas, polímeras, mezclas agua-alcohol, soluciones ácidas Ventajas menores riesgos de seguridad alta disponibilidad mayor estabilidad térmica
Desventaja pueden producir daño a la formación
Fluidos de Fracturamiento Polímeros (viscosificante): Guar
(de origen vegetal) carboxymethylhydroxypropylguar.
y
sus
derivados:
hidroxypropilguar,
Derivados de celulosa (estructura glucosa) para fluido muy limpio Xanthan, biopolímero, costoso, menos utilizado. Agentes Entrecruzados (Borato, Circonio, Aluminio y Titanio), aumentan peso
molecular para contrarrestar disminución de viscosidad por temperatura.
Fluidos de Fracturamiento
Fluidos Base Aceite •Se usan en formaciones sensibles al agua. •Son menos dañinos
pero más costosos y difíciles de manipular.
•Como aditivo gelificante se usan derivados de Ester-fosfato de aluminio.
Fluidos de Fracturamiento Fluidos Multifásicos Superan las propiedades de los fluidos base agua o base aceite, añadiendo una segunda fase, para formar espumas o emulsiones. Espumas: •Se usa N2, CO2,
que se expande al producir el pozo y obliga a salir el líquido de la
fractura. •Excelentes para lograr una limpieza rápida en yacimientos de baja presión. •Se estabilizan usando surfactantes. Emulsiones: •Tienen buenas propiedades de transporte •Estabilizadas con un surfactante.
Fluidos de Fracturamiento Tipos de Aditivos ADITIVOS Amortiguadores (buffer)
FUNCIÓN Ajustar pH en fluidos acuosos, Promover la hidratación de polímeros.
Bactericidas
Prevenir pérdida de viscocidad en fluidos acuosos por degradación bacterial
Estabilizadores
Prevenir la degradación de geles polisacáridos a temperaturas encima de los 200 °F
Interruptores
Eliminar el gel polímero en pozos de baja temperatura
Surfactantes
Promover la formación de burbujas estables en espumas. Agente reductor de tensión superficial. Ayudar a la limpieza de la fractura del fluido de fracturación. Bactericida y agente controlador de arcillas.
Estabilizadores de arcillas
Prevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.
Control de pérdida de fluido
Taponar los poros y evitar la pérdida de fluido a través de la formación.
Fluidos de Fracturamiento Pérdida de Fluido Proceso de filtrado controlado por:
composición del fluido
tasa de inyección
permeabilidad, presión
saturaciones
tamaño de poro
fallas y fracturas.
¿Cómo se controla la pérdida de fluido?
m de fluido fracturante > m fluido de yacimiento (en yacimientos de gas)
viscosidades y compresibilidades similares en ambos fluidos (para hidrocarburos de baja compresibilidad)
fluidos de fracturamiento con formadores de revoque
Fluidos de Fracturamiento Pruebas de Compatibilidad en Laboratorio ( norma API RP 39) Análisis Químico y Estructural de núcleos:
Petrografía: composición,materiales cementantes, tamaño de poros. Difracción de Rayos X: tipo de formación cristalina
Interacción Fluido-Roca
Pruebas de inmersión: desprendimiento de finos. Pruebas de porosidad y permeabilidad Pruebas de flujo: movimiento de finos
Evaluación de Propiedades del fluido
Pruebas de emulsión: para selección de antiemulsificantes en fluidos acuosos Pruebas compatibilidad de crudos: determinar formación de precipitados Pruebas de rompedores de geles
Pruebas de conductividad de la fractura: descartan efectos suavizantes de las caras
Fracturamiento Hidráulico
Agentes de Soporte
Agentes de Soporte Agentes de Soporte •Previenen el cierre la fractura tras el bombeo. •Se
añaden al fluido de fracturamiento al mismo momento que éste es bombeado
dentro de la fractura. •Pueden ser: •Arena Brady,Texana y Ottawa (ejemplos: US mesh 12/20, 20/40 y 40/70) •Agentes Mejorados: Bauxita Sinterizada, Arenas cubiertas de
resina.
Agentes de Soporte Propiedades Redondez y esfericidad Gravedad específica Densidad volumétrica Partículas finas y limos Resistencia a la ruptura
•
•
•
•
•
TAMAÑO DE ARENA (US MESH) 12/20 20/40
% GRANOS ROTOS 16 14
RESISTENCIA A LA RUPTURA 3000 PSI 4000 PSI
Agentes de Soporte Guía de Selección de Agentes de Soporte Arena agente sobrediseñado
Arena Cubierta de Resina Cerámica de Resistencia Intermedia Bauxita de Resistencia Intermedia Bauxita de Alta Resistencia 0
5
10 15 20 Esfuerzo de Cierre, 1000 psi
25
Agentes de Soporte ) e 6000 i p d 5000 m ( 4000 d a d i 3000 v i t c 2000 u d n 1000 o C
0
Concentración
Conductividad de la Fractura
3.0 lb/ft2 2.0 lb/ft2 ) e i p d m ( d a d i v i t c u d n o C
1.0 lb/ft2 0.5 lb/ft2 2000 4000 6000 Presión de cierre psi
0
8000
Agente 8.000
Cerámica
2.0 lb/ft2
6.000 4.000
20/40 Bauxita
2.000 20/40 Ottawa 0
5000 Presión de cierre psi
2.0 lb/ft 2
15.000 10.000 5.000
12/20-mesh 16/30-mesh 20/40-mesh
0
2000
4000 Presión de cierre psi
)
e i p d m ( d a d i v i t c u d n o C
Mesh
10,000
15,000
6000
8000
Fracturamiento Hidráulico
Factores que afectan la Producción (Daño a la Formación)
Factores que afectan la Producción Factores que afectan la Producción (Daño a la Formación) •Permeabilidad de la Matriz. •Conductividad de la Fractura.
Permeabilidad de la Matriz •Material Cementante de
Silicato. Arcilla. Carbonatos.
la Formación
Factores que Afectan la Producción Permeabilidad de la Matriz (continuación) Retención de Fluidos.
•
Componentes de Hierro.
•
Residuos del Fluido.
•
Conductividad de la Fractura Incrustamiento.
•
Migración de Finos en la Fractura.
•
Residuos de Gel.
•
Fracturamiento Hidráulico
Procedimiento Procedimi ento de Fracturamiento
Diseño del Tratamiento Selección de las Variables de Diseño: Se debe evaluar lo siguiente: 1.- Fluido de fracturamiento apropiado 2.- Adecuada Logitud Soportada 3.- Espesor de la Fractura creada 4.- Rango de la Tasa de inyección 5.- Tipo, Tamaño y Concentración del Agente de Soporte 6.- Introducir, cotejar y ajustar todos lo parámetros que definen el diseño del tratamiento en un Simulador
Equipos de Fracturamiento Equipos de Fracturamiento Hidráulico Los equipos de fracturamiento actualmente usados, se pueden agrupar de la siguiente forma: * Equipos de almacenamiento de fluidos. * Equipos de almacenamiento de agentes de soporte. * Equipos mezcladores. * Equipos de bombeo de alta presión. * Centro de control. * Líneas de superficie y de distribución.
Equipos de Fracturamiento
Operaciones
Programa de Bombeo 1.- Precolchón (si aplica) 2.- Colchón (o Preflujo) 3.- Dosificación del Agente de Soporte 4.- Desplazamiento
Operaciones
Precolchón. Fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del fluido de fracturamiento. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen de ácido clorhídrico para remover escamas o mejorar el estado de las perforaciones de cañoneo. Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo contiene fluido, éste será bombeado y se considerará como un precolchón.
Operaciones Colchón (Preflujo). Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el agente de soporte. Entre sus funciones están: 1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir en ingreso del agente de soporte. 2.- Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así las pérdidas del fluido con agente de soporte. 3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura para evitar arenamiento en punta.
Operaciones
Dosificación del Agente de Soporte. * Concentraciones escalonadas y crecientes * Distribución final uniforme * Rango de concentraciones muy variables
Operaciones Concentración de Agente de Soporte
n ó i c a r t n e c n o C
0 0
Preflujo Tiempo de Bombeo
Operaciones 1 lb/gal
Evolución de Distribución de A.S
Preflujo
inicio 3 lb/gal
2 lb/gal 1 lb/gal a Concentrado Preflujo 3 lb/gal a 3 lb/gal
intermedio
5 4 a 5 lb/gal lb/gal 3 a 5 lb/gal
2a 5 lb/gal
final
1 lb/gal concentrado a 5 lb/gal
Operaciones
Desplazamiento. Al terminar el bombeo de agente de relleno, se vuelve a bombear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte que pueda quedar en la tubería de producción
Fracturamiento Hidráulico
Análisis Postfractura
Análisis Postfractura Casos de Fracturamientos NO Satisfactorios Los casos de resultados poco satisfactorios de un tratamiento de fracturamiento pueden clasificarse de la siguiente manera: - Pozos de Respuesta Inicial Inadecuada - Pozos de Rápida Declinación de la Producción
Análisis Postfractura Lista de Verific erificación ación Las siguientes listas ayudan a detectar las causas del fracaso de un tratamiento de fracturamiento: Pozos de Respuesta Inicial Inadecuada: - Permeabilidad, porosidad y/o presión de yacimiento inadecuadas - Fracturamiento fuera de zona - Longitud apuntalada de fractura insuficiente - Conductividad de fractura inadecuada i nadecuada - Incompatibilidad roca-fluido Pozos de Rápida Declinación de la Producción: - Yacimiento limitado - Pérdida de la conductividad de la fractura con el tiempo - Cierre de la fractura en las cercanías del pozo - Longitud apuntalada de fractura insuficiente
Fracturamiento Hidráulico
Fracturamiento Ácido
Fracturamiento Ácido
Definición Es un método de estimulación de pozos que consiste en inyectar un ácido a presión a través de las perforaciones de cañoneo c añoneo con el fin de crear canales de flujo o conectar fracturas ya existentes en la formación. Se realiza por lo general en formaciones de caliza o dolomita.
Fracturamiento Ácido Diferencias entre entre el Fracturamiento Ácido y el Fracturamiento Hidráulico FRACTURAMIENTO FRACTURAMIE NTO ÁCIDO
FRACTURAMIENTO FRACTURAMIE NTO HIDRÁULICO
* Fluido de fractura es ácido
* Fluido de fractura no es reactivo
* No usa agente de soporte
* Sí utiliza agente de soporte
* La fractura creada finalmente se * La fractura creada permanece (agente de soporte). cierra pero quedan canales formados por la reacción del ácido con las paredes de la fractura.
Fracturamiento Hidráulico
Fracturamiento en Formaciones de Alta Permeabilidad (FAP)
FAP Fracturamiento en Alta Permeabilidad Técnica que consiste en crear canales de flujo en formaciones no consolidadas, mejorando la comunicación entre el yacimiento y el pozo. Es considerado también un método de completación.
Razones para usar FAP Control de arenas no consolidadas. Minimizar la producción de finos y producción de asfaltenos. Minimizar la conificación de agua.
Fracturamiento Ácido FAP Diferencias entre el Fracturamiento Hidráulico y el Fracturamiento en Alta Permeabilidad FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
FRACTURAMIENTO EN ALTA PERMEABILIDAD
* Aplicado a zonas de baja a moderada
* Aplicado a zonas de alta permeabilidad
permeabilidad
( no consolidadas)
* El fluido colchón o preflujo provoca la * La fractura la provoca el fluido + fractura. agente de soporte. * Fractura de gran longitud (radio de daño mayor).
* Fractura de longitud controlada (radio de daño menor) y mayor anchura. .
FAP
Reglas Básicas para la aplicación de un FAP. En una buena práctica de fracturamiento se deben seguir las siguientes reglas básicas: * Realizar el cañoneo con una penetración adecuada y con la mayor cantidad de tiros por pie. * Cañonear Hoyos “Big Hole”
* Utilizar arena de US Mesh de acuerdo a la granulometría
FAP Técnicas mas comunes de FAP: •Técnica de
Fracturamiento Tip- Screenout o TSO.(Control de arena en punta).
•Técnica de Fracturamiento con Empaque Interno.
FAP Técnica de Fracturamiento Tip- Screenout o TSO.(Control de arena en punta) Eventos que se desarrollan en esta técnica:
Generación de la fractura
Arenamiento en punta
Ensanchamiento de la fractura
FAP Técnica de Fracturamiento con Empaque Interno. Esta técnica combina el forzamiento de arena en la fractura y el empleo de un ensamblaje de fondo para el control de la arena
FAP Diseño y Ejecución de un F.A.P. 1.- Cañonear la Formación en forma adecuada. 2.- Inyectar ácido para limpiar los orificios de cañoneo (de ser necesario). 3.- Instalar equipo de forzamiento. 4.- Realizar una prueba de Inyectividad. 5.- Diseñar el plan de bombeo según prueba de Inyectividad. 6.- Efectuar el bombeo hasta que alcanzar el ancho de fractura deseada. 7.- Disminuir progresivamente la tasa de bombeo, abrir la válvula anular y desalojar el fluido de fractura excedente. 8.- Preparar el pozo para la producción.
Fracturamiento Hidráulico
Evaluación Económica
Evaluación Económica Requerimientos del Análisis Expectativas de producción para distintas longitudes y conductividad con su costo asociado.
Seleccionar longitud y conductividad de máximo beneficio. Determinar tratamientos requeridos para lograr longitud y conductividad deseada y sus costos.
Evaluación Económica
Criterios de Análisis El análisis económico se realiza en función de los indicadores económicos apropiados dependiendo si se trata de una inversión o de un gasto.
Valor Presente Neto Tiempo de Recuperación de Inversión Tasa Interna de Retorno
Evaluación Económica Valor Presente Vp (para precio constante, gastos constantes, declinación conocida) Vp = [ A(ea-1)/a ] [ [(1-B(L+1) ) / (1- B)] - 1] - DL1G G = gastos D = factor de Descuento = 1 / (1+ ia/nA) i = interés fraccionado B = D e-a A = qi I I = precio qi = producción inicial a = factor de declinación