ESTIMULACIÓN DE POZOS 1.- OBJETIVO Con el presente trabajo se pretende recopilar la información necesaria para ampliar nuestros conocimientos en cuanto a la estimulación de pozos, en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros. La recopilación de información incluye: los mecanismos de daño, los principales métodos para la estimulación de pozos y la metodología de diseño.
2.- INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN La estimulación de pozos es una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros, esta consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye ó se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un pozo: 1) Para incrementar su producción o su inyectividad. 2) Para incrementar su vida vida útil útil
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Si el tratamiento se realiza en un pozo productor, asumiendo que contenga hidrocarburos para producir y que la presión sea suficiente en el yacimiento, el tratamiento de fractura, por lo general, incrementa la producción, lo que da como resultado un retorno más rápido de la inversión, ya que las reservas son recuperadas en un período de tiempo más corto. Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas. La mayor parte de las estimulaciones se efectúan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando ácido clorhídrico (HCL) a diferentes concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado Ácido Fluorhídrico (HF) o más recientemente, a través Fracturamientos hidráulicos. La determinación del tipo de daño, el análisis nodal y la corroboración del daño a través de pruebas de laboratorio son factores importantísimos que deben considerarse para seleccionar y diseñar el tratamiento de un pozo candidato a estimular.
3.- MECANISMOS DE DAÑO 3.1.- TIPOS DE DAÑOS Independientemente del origen o la naturaleza del daño, este afecta el patrón de flujo natural de los fluidos en la formación. Los daños que tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema roca-fluidos, los podemos agrupar en tres tipos básicos:
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a) Daño a la permeabilidad absoluta En este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por: 1) La presencia de finos y arcillas de la propia formación. 2) Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación. 3) Incrustaciones de depósitos orgánicos (asfáltenos o parafinas) o, 4) Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos, entre otros.
b) Cambios de permeabilidad relativa Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparación, etc.
c) Alteración de la viscosidad El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, etc. y esto dificulta el flujo de fluidos.
3.2.- Representación del daño La figura 1 describe las condiciones de la vecindad del agujero, donde rx y kx representan la penetración del daño y la permeabilidad de la zona afectada respectivamente, kx es diferente a la permeabilidad de la formación en la zona virgen, representada con la permeabilidad k.
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Fig. 1.- Representación esquemática de una zona dañada El factor de daño (S) está dado por la ecuación (1):
En general el efecto de daño (S) implica: S = 0 no existe daño, por lo que kx = k. S > 0 existe daño, por lo que k >kx S < 0 el pozo está estimulado k
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4.- METODOS PRINCIPALES PARA LA ESTIMULACIÓN DE UN POZO Los métodos de estimulación pueden lograr el incremento de la producción realizando una o ambas de las siguientes: a) Removiendo el daño superficial (skindamage en Ingles) de la formación para permitir que los fluidos sean producidos de manera más eficiente. b) Atravesando la formación o creando conductos que que conecten la formación no dañada con el pozo. Existen tres métodos principales para la estimulación de un pozo: 1) Fractura Hidráulica (fracturamiento hidráulico) 2) Acidificación matricial 3) Fracturamiento con ácido
4.1.- Fracturamiento Hidráulico El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento de empaque (arena) que permita incrementar la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo. Para crear fracturas en la formación se inyecta un fluido con viscosidad alta con suficiente presión para causar la falla tensil de la formación. Las fracturas resultantes (usualmente con orientación vertical) crecen en longitud y grosor a medida que se inyecta el fluido, cuando las dimensiones de las fracturas son suficientemente grandes, se detiene la inyección del fluido. Usualmente arena es mezclada con el fluido, esto tiene como objetivo evitar que la formación regrese a su estado original después que la inyección de fluidos es detenida. 5
El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante, se ha convertido, en la última década en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos. A pesar de que la idea original del fracturamiento hidráulico no ha cambiado, las técnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello sí han evolucionado. Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos, según lo requiera la situación. Los equipos son cada vez más sofisticados en cuanto a capacidad y precisión de mezclado, así como en cuanto al control de presión, gasto, dosificación de aditivos y materiales apuntalantes. Incluso se ha llegado a utilizar tubería flexible para realizar estas operaciones. Por otra parte, los adelantos en informática han hecho posible resolver con rapidez y eficiencia las complejas operaciones matemáticas del diseño y su optimización in situ, así como su evaluación final.
4.2.- Acidificación matricial La acidificación matricial es el tratamiento de un reservorio por medio de un fluido que contiene reactivos ácidos. Esto envuelve la mejora de la permeabilidad del reservorio para permitir el incremento de la producción. La acidificación matricial se lleva a cabo con presiones menores a la presión de fractura de la formación, esto permite a las fracturas extenderse sin dañar el reservorio. Este método de estimulación aumenta la productividad del pozo reduciendo el factor de daño a través del removido del daño alrededor del pozo o súperimponiendo una estructura altamente conductiva. Usada generalmente en rocas areniscas, el daño es removido al disolver la lutita o arcilla (clay) de la formación. En la acidificación matricial la presión del fondo de 6
pozo durante el tratamiento debe ser menor que la presión de fractura. Generalmente no reduce el factor de daño a menos de cero. Existen 4 tipos básicos de estimulación por acidificación matricial: 1) Tratamiento de limpieza de pozo, volúmenes típicos están entre 10 a 25 galones/pie y apenas conecta la formación con el pozo. 2) Tratamiento de estimulación matricial cerca del pozo, se usan volúmenes de entre 25 a 50 galones/pie y mejora la permeabilidad hasta 2 o 3 pies del pozo. 3) Tratamiento de estimulación matricial intermedio, se usan volúmenes de entre 50 a 150 galones/pie y pueden alcanzar a mejorar la permeabilidad de 3 a 6 pies. 4) Tratamiento de estimulación matricial extendido, se usan volúmenes de entre 150 a 500 galones/pie, resulta en un incremento de producción comparable a la fractura hidráulica. La selección del tipo y volumen de ácido está basado en la experiencia en el campo y datos de laboratorio. La selección del fluido empieza con el análisis de las características de la formación como: -
Composición de las rocas
-
Permeabilidad
-
Resistencia
-
Estructura
-
Porosidad
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Otros factores que se deben tomar en cuenta durante el diseño son: -
Propiedades de los fluidos del reservorio
-
Limitaciones en los caudales de inyección
-
Aditivos
-
Temperatura
-
Presión
4.3.- Fracturamiento con ácido El proceso de fracturamiento ácido lo componen dos elementos: a) Fracturamiento hidráulico. b) Acidificación de la roca. Los sistemas de los fluidos serán en base a la función que realizaran durante el proceso del fracturamiento. Usado solo en rocas carbonatadas, el daño es atravesado de manera similar al método de fractura hidráulica excepto que no se usan agentes sustentantes. Para mantener las fracturas abiertas el ácido inyectado crea rugosidades en las paredes de las fracturas lo que mantiene las fracturas abiertas. En general el tratamiento con ácido es menos costoso que la acidificación matricial pero es difícil predecir los efectos del tratamiento. Por esto, no se debe asumir que el diseño es correcto solo porque fue usado previamente en otros pozos. La solubilidad de la formación es un factor clave para determinar si se debe utilizar fractura hidráulica o fracturamiento con ácido. Si la formación es menos del 75 % soluble por ácido, fractura hidráulica debe utilizarse para estimular la formación. Para solubilidades de entre 75 a 85 % es necesario hacer estudios de laboratorio 8
para determinar qué tipo de tratamiento se debe realizar en el pozo. Para porcentajes de solubilidad arriba de 85 %, fractura con ácido será la forma más efectiva de estimular la formación. Los volúmenes usados en la fractura con ácido son mucho mayores que la acidificación matricial. Estos volúmenes están entre 1000 a 2000 galones/pie. La estimulación de pozos con el método apropiado y la identificación correcta de los pozos es una de las maneras más eficientes de mejorar la producción de petróleo crudo y gas natural.
5.- METODOLOGÍA 5.1.- Validación del pozo propuesto. Existen factores que pueden enmascarar el que un pozo sea verdaderamente un candidato a ser estimulado, por lo que es conveniente tener en cuenta en este punto dos consideraciones importantes: a) Validación de las condiciones del pozo y del yacimiento, Se deberá considerar como parte de su propuesta del sistema de tratamiento, el revisar y analizar la declinación de la producción o en su caso la producción por debajo de lo esperado en un pozo, atendiendo los siguientes puntos:
Historia de presiones
Cambios de estranguladores
Comportamiento de producción de agua
Comportamiento de la relación aceite – agua
Comportamiento de la relación gas – aceite
Historia de intervenciones
Comportamiento del sistema artificial de producción (si lo tiene) 9
Revisión de conexiones y sistema superficial de producción
Verificación de la influencia de pozos vecinos inyectores
Registros geofísicos (situación estructural)
Comparación de la producción con pozos cercanos
Comparación de la reserva del yacimiento con la producción acumulada del pozo.
b) Identificar presencia de de pseudo daños, Podemos señalar los siguientes:
Baja densidad de disparos
Baja penetración de disparos
Fase inadecuada de disparos
Formación de incrustaciones en el pozo
Producción por debajo del punto de burbuja (bloqueo por gas)
Producción de arena
Tuberías colapsadas
Problemas por obstrucciones mecánicas
Mala cementación
Diseños inadecuados de terminación (aparejo, sistema artificial, estrangulador inadecuado, etc.)
5.2.- Determinación y caracterización del daño. Es el principal parámetro que se debe obtener para definir la factibilidad de realizar un tratamiento, la determinación y caracterización del daño requiere de un análisis integral, se determina a través de pruebas de variación de presión, puede confirmarse con análisis nodal y es caracterizado a través de pruebas de laboratorio.
a) Las pruebas de variación variación de presión. Son la mejor herramienta para determinar el daño a la formación y la permeabilidad de la formación. 10
b) El análisis nodal. El análisis nodal permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción de pozo y evalúa un sin número de parámetros, entre otros podemos obtener:
Determinar presencia de daño
Obtener pronósticos de producción
Determinar caídas de presión
Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema
Determinar diámetro óptimo de tuberías de producción
Ajustar correlaciones de flujo
c) Las pruebas de laboratorio Las pruebas que se deben realizar son: 1. Análisis composicional, define el tipo de daño;
Agua y sedimentos por centrifugación
Determinación de la gravedad API
Porcentaje de emulsión
Porcentaje de parafinas, asfáltenos y resinas asfálticas.
2. Análisis mineralógico, determina la composición mineralógica de la roca. 3. Análisis de agua, determina el problema potencial de formación de incrustaciones.
5.3.- Consideraciones de diseño El diseño de un trabajo de estimulación de pozo es exclusivo para un determinado pozo y no debe ser aplicado a otro, pues el éxito logrado en el primero muy probablemente no se repetirá en el segundo. Se requiere de un conocimiento detallado de la geología del yacimiento específico, su mecanismo de producción y características de los fluidos de yacimiento. El análisis petrográfico de la roca de
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yacimiento es un factor clave de éxito, por lo que deben considerarse los siguientes parámetros de diseño:
a) Litología y mineralogía de la formación, analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y longitud de fractura. Así mismo, la resistencia de la roca gobierna el ancho de fractura.
b) Geometría de la fractura, el módulo de Young está relacionado con el ancho de fractura y con la posibilidad de obtención de fracturas altamente conductivas; la relación de Poisson está ligada al esfuerzo horizontal actuante sobre la roca y al gradiente de fractura. Los esfuerzos horizontales en los estratos limitantes se relacionan con la posibilidad de que la fractura se extienda por encima o por debajo de la zona de interés. Una zona con un esfuerzo horizontal pequeño y baja relación de Poisson, probablemente no servirá como barrera efectiva para la extensión de la fractura, mientras que una zona con alta relación de Poisson confinará la fractura.
c) Fluidos y energía del yacimiento, la viscosidad del crudo y sus características (tendencia a formar emulsiones, contenido de asfáltenos y parafinas) deben considerarse en la selección y modificación del fluido de fractura. Debe tenerse conocimiento sobre la presión de yacimiento, ya que es la responsable de la expulsión de los fluidos de fractura y producidos por el mismo después de terminado el tratamiento.
d) Configuración del pozo, los pozos a los que se les vaya a hacer una estimulación deben contar con ciertas características en su terminación y sistema de conexiones, que deben ser previstas con anticipación y tomadas en cuenta para que permita la ejecución del trabajo con seguridad y el retorno del pozo a producción después del tratamiento. Si se va a hacer un trabajo de fracturamiento a un pozo ya existente o un pozo viejo, el 12
tratamiento deberá adecuarse a las limitaciones impuestas por las condiciones de terminación de dicho pozo.
e) Selección de variables, varía de acuerdo al método de estimulación que se vaya a seleccionar. La mayoría de los factores que se presenten están relacionadas con el ancho de fractura.
5.4.- Selección del sistema de fluidos para el tratamiento. Debemos recordar que existen reglas que deben cumplirse para prevenir problemas en la ejecución de un tratamiento, entre ellas debemos destacar las siguientes: a) El uso del HF en rocas carbonatadas no debe permitirse. b) El HCl no reacciona con sílice o minerales arcillosos. c) Los tratamientos de acidificación matricial en formaciones areniscas generalmente son a partir de mezclas HF – HCl d) Para mejorar la penetración del ácido en yacimientos con altas temperaturas que requieren control de migración de finos se han desarrollado otros sistemas de ácidos tales como sistema de HF – HCl generado in situ, sistemas HF – HCl – alcohol y sistemas de ácido HF – ácidos orgánicos. e) Los daños causados por depósitos de parafinas y asfáltenos deben ser tratados a partir de mezclas de solventes, dispersantes y surfactantes. De igual manera existen reglas básicas para la selección de aditivos químicos, entre las que debemos señalar: a) Los aditivos típicos típicos de un tratamiento tratamiento de acidificación matricial son agentes desviadores, secuestrantes de hierro, solventes mutuos, surfactantes e inhibidores de corrosión.
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b) Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar el éxito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la película de aceite del material a disolver y deja además la formación mojada por agua. c) Los solventes mutuos tienen una una gran solubilidad tanto en sistemas sistemas base aceite como base agua. Cualquier selección de tratamiento debe derivar de la naturaleza del daño y de su problema específico, por lo que deberá también utilizarse cualquier información que esté disponible. Antes de considerar un tratamiento, deberán hacerse los análisis pre-tratamiento en laboratorio para definir su factibilidad. Si se determina daño debido a compuestos orgánicos, como parafinas o asfáltenos, un tratamiento orgánico con solventes será indicado; si el daño puede removerse con ácido, deberá hacerse una estimulación para eliminar los efectos del daño. Nunca se debe bombear solvente o ácido al pozo hasta que haya sido definida la causa del daño y el mejor tratamiento químico para removerlo.
5.5.- CALCULO DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Esta dada por la ecuación:
( )( ) ( ( ) ( )() Jo es el índice de productividad de una formación no dañada y Jd es el índice de productividad del pozo dañado con c on la misma presión fluyendo del pozo.
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Por otra parte el daño de una formación está dado por la ecuación:
[ ] Supongamos un pozo que tiene un radio de 0.1 m y que se encuentra dañado. El factor de daño (S) es 15, determinado por una prueba de incremento y con base en el conocimiento del mecanismo de daño que lo causó, se estima que el radio de daño es de 0.4 m ¿Qué incremento en la productividad se esperaría al remover el daño si la formación tiene una permeabilidad de 10 mD y su radio de drene (re) es de 200m. Sustituyendo y despejando:
[ ] Entonces:
) )( ( ) ( () ( )(
Así, la productividad de un pozo dañado puede ser incrementada por un factor de 3 si el daño es removido y restaurada la permeabilidad original.
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6.- EVALUACIÓN DEL FRACTURAMIENTO La evaluación de un tratamiento provee un panorama de que tan bien se ha ejecutado y si las metas fijadas en el diseño se han alcanzado, aun si los resultados han sido pobres, los datos que se pueden obtener de su evaluación, son útiles para rediseñar y optimizar la fractura. Para llevar a cabo la evaluación se utilizan datos obtenidos principalmente de: i.
La operación de fractura (Análisis de la presión de fractura)
ii.
La producción post-tratamiento.
6.1.- Análisis de presiones de tratamiento. La base es usar la evolución de la Presión Neta (P N), su comportamiento a través del tiempo está relacionado con la geometría de fractura, especialmente con aquellos aspectos relacionados a la propagación de la altura de fractura. La magnitud de la presión neta está controlada por la geometría de fractura y el módulo elástico por un lado y por la viscosidad y gasto del fluido por otro. Es decir que nosotros podemos controlar la magnitud de esa Presión Neta mediante la variación del gasto de bombeo y/o la viscosidad del fluido. Interpretación de la Curva de Declinación de Presión. El análisis de esta curva nos permite caracterizar la geometría de fractura y determinar la presión de cierre sobre el agente de sostén, el coeficiente de pérdida y la eficiencia del fluido de fractura. Predicción del crecimiento vertical y mediciones post-tratamiento. La predicción de la altura de fractura se basa en el análisis y mediciones in situ de las propiedades de la roca en las capas situadas por encima y por debajo de la productora a tratar. Las mediciones post-tratamiento (perfiles radioactivos y de temperatura) permiten una exacta magnificación de la altura.
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6.2.- Curvas de variación de presión Las curvas de variación de presión y su análisis respectivo, son una herramienta en la definición de los parámetros de la geometría de fractura, tales como: longitud horizontal y conductividad de la misma. Las curvas de variación de presión implican la interpretación de la transmisión del pulso de presión transitorio, a través de la vecindad del pozo (fractura) y el yacimiento mismo. La estimulación y evaluación de las propiedades de la formación y los parámetros de la fractura, requieren una identificación de los regímenes de flujo característicos de dicho comportamiento, mediante el análisis de pruebas de variación de presión, lo cual incluye el análisis de diagnósticos mediante la técnica doble logarítmica, de la respuesta de presión de fondo y su correspondiente derivada; el análisis de gráficos especializados para la identificación de los regímenes de flujo y la simulación completa de la historia de presión-producción.
6.3.- Análisis Nodal post-fractura El análisis nodal es una herramienta de ajuste que corrobora el valor de daño determinado y permite crear una simulación del comportamiento de producción de un pozo, además, evalúa un sin número de parámetros, entre los cuales podemos citar: a. Presencia de daño. b. Pronósticos de producción. c. Determinar caídas de presión. d. Evaluar producción simulando diferentes diferentes cambios en el sistema. e. Determinar diámetro óptimo de tuberías de producción. f. Ajustar correlaciones de flujo.
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6.4.- Análisis de productividad En los aspectos de productividad de pozos, los Fracturamientos ya sean apuntalados o ácidos, se apoyan en dos formas para evaluarlos de manera integral:
i.
Mediante registros convencionales y especializados. Tiene como objetivo principal determinar la geometría de la fractura obtenida, en combinación de la superposición de las curvas de presión registrada durante el tratamiento vs. El comportamiento de presión en el diseño (algunos de los registros son: registro de producción “PLT”, registro de temperatura, trazadores radioactivos).
ii.
Pruebas de pozo. Nos permite conocer la posible dimensión de la fractura, también pueden determinar las características del yacimiento. La geometría obtenida es la que ve la producción en el período de dicha prueba; si se desea conocer el estado final de la fractura, estas pruebas deben ser lo suficientemente largas como para observar un flujo pseudo-radial.
6.5.- Análisis económico La determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección del tamaño del tratamiento por medio de un simulador permite realizar combinaciones de las variables a ser consideradas, y comparar el efecto de varias variables para obtener un diseño óptimo ante una determinada situación. Este último generalmente se hace a través del cálculo del valor presente neto (VPN), comparando las ganancias de la producción pronosticada con los costos del tratamiento. El análisis de una prueba minifrac, realizada justo antes del trabajo de fractura, puede ayudar a determinar los valores de pérdida de filtrado para los fluidos reales a utilizar. 18
7.- CONCLUSIÓN. Como conclusión podemos decir, que el presente trabajo nos ayudó a poder alcanzar nuestros objetivos trazados al inicio del presente trabajo, puesto que se recopilo la información necesaria para ampliar nuestros conocimientos en cuanto a la estimulación de pozos, en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros. En la recopilación de información se logró asimilar los conocimientos sobre: mecanismos de daño, los principales métodos para la estimulación de pozos y la metodología de diseño incluyendo también la evaluación del fracturamiento.
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DIAGRAMA DE FLUJO PARA LA EJECUCIÓN DE UN TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN
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