ESTIMULACIÓN ESTIMULACIÓN DE POZOS DIVISION INGENIERÍA REQUISITO ACADEMICO
CARRERA INGENIERO PETROLERO Y ENERGÍAS ALTERNAS MATERIA CONSECUENTE
MATERIA ESTIMULACIÓN DE POZOS CUATRIMESTRE 9°
CLAVE MATERIA EPFLU
PLAN DE ESTUDIOS
FECHA DE ELABORACION
CUATRIMESTRAL
TOTAL HORAS
HRS. PRACTICAS
160 OCTUBRE 2009
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ELABORADO POR: Ing. Dámaso Vélez Rosas ESTIMULACIÓN DE POZOS
H/DOCENTES 6
H/INDEPENDIENTES 4
CREDITOS 10
OBJETIVO GENERAL: El alumno aprenderá a realizar estudios para la estimulación de pozos para una mejor producción y rendimiento del mismo.
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ÍNDICE
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ÍNDICE
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INTRODUCCIÓN
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TEMA I. Invasión y daño a la formación. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
5 5 12 13 14
TEMA II. Evaluación del daño. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
15 15 15 16 16
TEMA III. Índice de Productividad Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
17 17 18 18 18
TEMA IV. Prevención de daños a la formación. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
19 19 19 19 20
TEMA V. Métodos de estimulación. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
21 21 22 22 22
TEMA VI. Nitro-torpedeamiento Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
23 23 24 24 24
TEMA VII. Tratamiento con ácidos. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
25 25 25 26 26
TEMA VIII. Fracturación Hidráulica. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
27 27 29 29 29
TEMA IX. Beneficios y limitaciones de la estimulación. Propósito Recapitulación Actividades Integrales Autoevaluación
30 30 32 32 33
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INTRODUCCIÓN
La estimulación de pozos se define como la inyección de fluidos de tratamiento (ácidos en su mayoría), a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado ocasionado por la invasión invasión de los fluidos a la formación formación durante las etapas de la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Entonces; por ser la estimulación de pozos una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de pozos petroleros, es importante mostrar las diferentes técnicas que se emplean para tal actividad.
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TEMA I. INVASIÓN Y DAÑO A LA FORMACIÓN PROPÓSITO: Clarificar el efecto del daño en pozos.
El daño puede estudiarse mediante el análisis de transigentes de presión. Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es:
Perforación: Es el principal motivo de daño en la formación, tiene que ver con la infiltración del lodo de perforación, de sólidos del cutting y el revoque. Para minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto del lodo con la formación; que el lodo contenga la menor cantidad de sólidos posibles, tanto agregados como del cutting; y que los fluidos de perforación no interaccionen ni química ni físicamente con la roca reservorio. Entubación: Es muy común, sobre todo en la zona de la cuenca austral de Argentina, que existan capas productivas muy por encima de la profundidad final del pozo, para que estas capas productivas no sean dañadas, es conveniente que una vez atravesadas las mismas, el pozo se entube antes de seguir perforando hasta la mencionada profundidad final. Cuando la distancia entre las capaz productivas superiores e inferiores es muy prolongada, normalmente el pozo se termina colgando un liner desde el piso de los niveles productivos superiores hasta el fondo del pozo, para abaratar los costos de terminación. Cementación: La buena cementación de los niveles productivos es más que importante a la hora de poner en producción un pozo. En primer lugar el cemento no debe infiltrarse en la formación, además, el revoque debe haber sido totalmente removido antes de iniciar la cementación, es decir, es necesario asegurar un buen lavado para lograr una buena adherencia entre el cemento y la cañería del casing, y entre el cemento y la formación, de modo que el nivel productivo quede absolutamente aislado antes de punzar.
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Punzado: La cápsula del proyectil que se dispara para hacer los punzados debe ser de buena calidad y construcción, de lo contrario, quedaría un tapón provocado por el mismo proyectil (ver capítulo de terminación de pozos) que obstruiría el sistema poroso.
PSEUDODAÑO vs. DAÑO DE FORMACIÓN Cuando se conoce el skin total del pozo, es posible trazar una curva IPR, mediante esta curva, es posible demostrar el beneficio de disminuir el factor de daño (S). Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muy común, hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskins y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación.
PSEUDOSKIN Y CONFIGURACIÓN DEL POZO Los pseudoskins remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos directamente el pozo. No todos estos tienen que ver con el daño verdadero, pueden tener origen mecánico o físico.
PSEUDOSKINS Y CONDICIONES DE PRODUCCIÓN Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir a caídas de presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual que durante la perforación El correspondiente pseudoskin positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudoskin no existe, puesto que no hay desgaste mecánico en el sandface producido por la rata de flujo. La inevitable variación del diámetro del pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de laminar a turbulento y crear un pseudoskin que se suma al daño real de la formación.
DAÑO DE FORMACIÓN VERDADERO Varios tipos de daño pueden ser identificados en distintos lugares de un pozo en producción, el diseño del remedio correcto para la producción del pozo es necesario determinar no solo la naturaleza del daño sino también el conocimiento del lugar del pozo donde está el daño que más afecta a la producción. Pueden usarse para la estimulación del pozo fluidos similares a lo que se utilizan en la limpieza del mismo, de acuerdo a la naturaleza del daño, la elección del método a utilizar depende pura y exclusivamente del lugar en el pozo donde se encuentra el daño.
ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
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-DAÑO DE PERFORACIÓN: Invasión de sólidos de perforación. Invasión de fluidos de perforación. -DAÑO DE CEMENTACIÓN: Lechada de cemento. Compresión del cemento. -DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS: Daños por punzado. Daños por fluidos de terminación. Daños en Gravel Packs. Daños durante la producción. Daño durante la limpieza del pozo. Daño durante el tratamiento ácido. Tratamientos de control de agua. -DAÑO EN POZOS INYECTORES: Inyectores de agua.
TIPOS VARIOS DE DAÑO: •
Emulsiones.
•
Cambios de mojabilidad.
•
Water Block.
•
Sarros.
•
Depósitos orgánicos.
•
Depósitos mixtos.
•
Fangos y arcillas.
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ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN. -DAÑO DE PERFORACIÓN:
Invasión de sólidos de perforación: Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de pérdidas de circulación. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, haría que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del daño en las inmediaciones del pozo. Invasión de fluidos de perforación: Normalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la pérdida de inyección puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasión de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible químicamente con el filtrado de la inyección. Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad. En particular, la reducción de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actúan como pequeñas partículas sólidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicación de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaño de las partículas. Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitación en el interior de los poros. Cuando la circulación durante la perforación se hace a caudales más o menos elevados, el filtrado que invade la formación está a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitación de asfáltenos y parafinas.
-DAÑO DE CEMENTACIÓN: El principal objetivo de la cementación es lograr un perfecto aislamiento del anular del casing. El cemento no tiene las correctas propiedades de pérdida de fluidos, la formación queda poco protegida a la invasión de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de 1
trabajo durante la cementación, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforación y más aún en cementaciones con flujos turbulentos. Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partículas del revoque.
Lechada de cemento: El tamaño desordenado de los granos de conforman al cemento, junto con el uso de agentes de deshidratación muy eficaces, resultan en una limitada filtración de sólidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento. El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta a los minerales arcillosos de la formación. Compresión del cemento: La etapa de compresión del cemento produce daños severos en arenas no consolidadas. -DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS: Daños por punzado: Éste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%. Compactación de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente reducción en la permeabilidad local. La sobrepresión introduce restos de formación y da las carcazas en la formación, además introduce fluidos con sólidos en la formación. Penetración insuficiente, está afectada por la resistencia de la roca, y puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-pass (wormholes). Inadecuada selección de la geometría. Se prefiere baja penetración pero con gran diámetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeños diámetros y gran profundidad en formaciones duras. Inadecuada elección de la presión diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable. Daños por fluidos de terminación: Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos, bacterias y/o residuos de polímeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formación. Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsión block) y precipitación de incrustaciones.
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Es necesario utilizar fluidos de terminación limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas. Los fluidos de terminación normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosión. Estos últimos pueden provocar un bloqueo por emulsión (emulsión block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar la Fe+++. Daños en Gravel Packs: Punzados y espacios entre casing y tubing sin arena. Gravel pack contaminado por partículas de la formación y por geles sin romper. Grasas, pinturas y residuos de polímeros entre la formación y el gravel pack. Inadecuada selección del tamaño de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formación durante la producción. Daños durante la producción: Algunos reservorios no pueden ser puestos en producción a altos caudales de flujo o elevados caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenómenos adversos. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles están siendo extraídos en forma simultánea. Dependiendo del tamaño de las partículas, estas pueden bloquear el poro a través de su interconexión con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en producción hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenómeno es mucho más complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones del pozo. El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presión de flujo por debajo del punto de rocío en el fondo del pozo, ocurriendo una destilación in-situ de las fracciones livianas producidas. Daño durante la limpieza del pozo: Altas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la formación. Daño durante el tratamiento ácido: Materiales del tubing que son arrastrados hacia la formación, hay que tener en cuenta que los ácidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la cañería del tubing y el casing, disminuyendo el espesor de los mismos, pudiendo llegar a dañarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las cañerías hacia la formación. Los surfactantes utilizados para dispersar sólidos durante la acidificación e inhibir la corrosión de las cañerías del casing y el tubing por acción del ácido crean dentro del sistema poral bloques de emulsión (emulsión blocks).
Bloqueo por agua (water block): Precipitación de productos secundarios de la reacción ácida con minerales de la formación. Los productos secundarios que podrían formarse, pueden ser analizados y predichos mediante modelos geoquímicas que dependen por un 1
lado de la composición de la roca de la formación y de la composición del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinámicas. Algunos aditivos utilizados para prevenir la corrosión del hierro del sistema de producción pueden formar precipitados. La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes inhibidores de corrosión.
Tratamientos de control de agua: La fracción de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyección de poliacrilamidas. La mayoría de las veces, sin embargo, la inyección de las mismas lleva a una caída en la producción de gas y petróleo simultáneamente con la del agua.
DAÑO EN POZOS INYECTORES Inyectores de agua: •
Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento.
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Perturbación in-situ de las arcillas.
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•
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Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación. Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada. Taponamiento por bacterias.
TIPOS VARIOS DE DAÑO. Emulsiones: La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores. Cambios de mojabilidad: La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser remediado a través
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de la inyección de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que está mojando a la roca. Water Block: El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo. El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales. Sarros: Los sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la formación. Normalmente esta precipitación es mucho mayor durante la producción, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo. Depósitos orgánicos: Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión. Depósitos mixtos: Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas. Fangos y arcillas: Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.
DAÑO POR PENETRACIÓN PARCIAL. Hay varias razones por las cuales un pozo puede terminarse poniendo en producción solo una porción de la capa productiva (hw). Esta penetración parcial produce una carga adicional que se considera como un tipo especial de pseudodaño, y que no es un daño verdadero. El valor del daño provocado por la penetración parcial es siempre positivo, excepto en el caso de pozos desviados.
PREVENCIÓN DE DAÑOS 1
La prevención de daños apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción se vea afectada. Si bien los muchos daños son remediables, las operaciones de reparación de daños son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente.
RECAPITULACIÓN Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es: •
Perforación.
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Entubación.
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Cementación.
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Punzado.
Los tipos varios de daños más comunes son: •
Emulsiones.
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Cambios de mojabilidad.
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Water Block.
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Sarros.
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Depósitos orgánicos.
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Depósitos mixtos.
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Fangos y arcillas.
ACTIVIDADES INTEGRALES
Define con tus propias palabras los siguientes conceptos: - Perforación:
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- Cementación:
_______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ ______________________________________________________________________
- Punzado:
_______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Construye un ejemplo en dónde clarifiques el daño por cambios de mojabilidad en un pozo.
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TEMA II. EVALUACIÓN DEL DAÑO. PROPÓSITO: Explicar la manera más efectiva para evaluar daños en pozos. El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por “S” que se denomina severidad. Este daño puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser muy grandes. Se analizarán los valores que puede tomar la severidad del daño:
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S>0: Pozo dañado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. Aquí es donde se aplica lo visto hasta ahora. Puede reemplazarse el sistema utilizando una ecuación que tenga en cuenta un diámetro del pozo menor que el perforado. S=0: Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo está produciendo con un diámetro igual al real. S<0: Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de lo esperado, este valor puede tener que ver con alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación ácida. Se considerará en este caso, que el pozo produce con un diámetro de pozo mayor que el perforado. Una vez determinado el tipo de daño se debe cuantificar el mismo por medio de una prueba de variación de presión y/o efectuando un análisis nodal.
Análisis Nodal: Procedimiento para determinar los diámetros óptimos de todas las tuberías, desde el yacimiento hasta los separadores, analizando los nodos o punto de análisis que generalmente son el yacimiento en la boca del pozo y en los separadores. Si existe daño en la formación o estimulación de los pozos también afecta al IPR.
RECAPITULACIÓN El análisis nodal es la opción más factible para evaluar el daño de un pozo .
ACTIVIDADES INTEGRALES Define con tus propias palabras lo que es el análisis nodal. __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
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AUTOEVALUACIÓN Ejemplifica e ilustra un pozo con daño S<0: Pozo estimulado.
TEMA III. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD. PROPÓSITO: Explicar el proceso para determinar el Índice de Productividad acertado.
La capacidad productiva se conoce como índice de productividad o factor de productividad. Se puede definir como el número de barriles (o m³) de aceite por día que el pozo es capaz de producir por Kg/cm² de presión diferencial mantenida entre el depósito y el fondo del pozo. El índice de productividad para un pozo se puede determinar con la ayuda de una gráfica de presión diferencial – régimen de producción, que muestra de inmediato el aumento en el 1
régimen de producción del pozo por cada kilogramo de aumento de presión diferencial. Para determinar el índice de productividad de un pozo sin la ayuda de una gráfica de régimen – presión, sólo tenemos que medir la presión estática de fondo después de que el pozo se ha vuelto a abrir y se le permite producir a un régimen medio durante un tiempo suficiente para alcanzar nuevamente el equilibrio de presiones. Para este objeto, la presión de fondo deberá tomarse en el punto medio de la formación productora o en el punto medio de las perforaciones a través de las cuales entra el fluido del pozo. El índice de productividad es el cociente obtenido dividiendo el régimen de producción medido a una determinada presión de fondo, por la diferencia entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo. Expresado en forma de ecuación.
Por ejemplo; si un pozo está produciendo con una cuota de 1000 barriles por día, la presión estática de fondo registrada opuesta al centro de la formación productora a pozo cerrado es de 105 kg/cm², y la presión fluyendo a la misma profundidad es 17.5 kg/cm², el índice de productividad sería
O si el pozo pudiera producir con una presión de fondo de 7 Kg/cm², la cuota de producción indicada sería
RECAPITULACIÓN La capacidad productiva se conoce como índice de productividad o factor de productividad. El índice de productividad para un pozo se puede determinar con la ayuda de una gráfica de presión diferencial – régimen de producción, que muestra de inmediato el aumento en el régimen de producción del pozo por cada kilogramo de aumento de presión diferencial. El índice de productividad es el cociente obtenido dividiendo el régimen de producción medido a una determinada presión de fondo, por la diferencia entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo.
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ACTIVIDADES INTEGRALES Define con tus propias palabras Índice de Productividad:
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AUTOEVALUACIÓN Realiza el siguiente cálculo: Determinado pozo está produciendo una cuota de 8700 barriles por día, la presión estática de fondo registrada opuesta al centro de la formación productora a pozo cerrado es de 100 kg/cm², y la presión fluyendo a la misma profundidad es 19.5 kg/cm², el índice de productividad sería: _________________________________________________________. OPERACIÓN:
TEMA IV. PREVENCIÓN DE DAÑOS A LA FORMACIÓN. PROPÓSITO: Explorar el proceso adecuado para prevenir daños en la formación del pozo. LAVADO DE POZO: Este proceso tiene la finalidad de desplazar el lodo y remover los sólidos adheridos a las paredes de la tubería para eliminar partículas como barita, recortes, cemento y sedimento, esto con el objeto de tener un fluido libre de contaminantes, y así evitar daño a la formación durante las operaciones de disparos, estimulación, y/o fracturamientos. La operación de lavado de pozos consiste en desplazar el lodo de perforación empleado en la última etapa por un fluido de terminación libre de sólidos, esto se realiza con el empleo de 1
baches, tales como; separadores, lavadores y viscosos. En la mayoría de los casos el fluido de terminación es filtrado para la eliminación de partículas contaminantes. Si la operación de lavado es ineficiente, los sólidos no removidos pueden taponear los poros y canales de la formación productora durante los disparos, causando una drástica reducción de la permeabilidad y con esto una disminución de la producción.
RECAPITULACIÓN El proceso de lavado de pozo tiene la finalidad de desplazar el lodo y remover los sólidos adheridos a las paredes de la tubería para eliminar partículas como barita, recortes, cemento y sedimento, esto con el objeto de tener un fluido libre de contaminantes, y así evitar daño a la formación durante las operaciones de disparos, estimulación, y/o fracturamientos. Aunque se debe tomar en cuenta que si se omite, los sólidos no removidos pueden taponear los poros y canales de la formación productora durante los disparos, causando reducciones drásticas en la permeabilidad y a su vez una disminución de la producción.
ACTIVIDADES INTEGRALES Explica brevemente en qué consiste el lavado de pozo: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Ilustra un lavado de pozo:
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TEMA V. MÉTODOS DE ESTIMULACIÓN. PROPÓSITO: Mostrar la importancia de los métodos de estimulación de un pozo. ACIDIFICACIÓN DE LA MATRIZ: Es una técnica de estimulación en la cual una solución ácida es inyectada dentro de la formación con objeto de disolver algunos de los minerales presentes, por lo tanto recupera e incrementa la permeabilidad K alrededor del pozo. Los principales ácidos son: •
Ácido función. 1
•
HCI Disuelve minerales de carbonatos.
•
HCI-HF Disuelve minerales de silicatos tal como arcilla y feldepastos.
En formación de areniscas el ácido de la matriz reacciona y penetra un pie y en carbonatos penetra 10 pies. En acidificación de la matriz, el ácido se inyecta a una presión menos que la de fractura de la formación. En un fracturamiento con ácido aunque puede usar productos similares, el objetivo es crear un canal de alta conductividad disolviendo las paredes de la fractura en una forma no uniforme. Esto se logra inyectando fluido a una presión mayor que de la fractura. El fracturamiento con ácido es usado algunas veces para reparar el daño en formaciones de alta K, sin embargo en yacimientos de carbonatos de baja K pueden ser candidatos para fracturar con ácido y debe hacerse una comparación para usar apuntalante tomando en cuenta la producción esperada después de la acidificación de la matriz; sino esta dañado, no hay beneficio. Por lo tanto, la acidificación de la matriz puede aplicarse cuando el daño S no se debe a: -
Penetración parcial.
-
Eficiencia de los disparos.
El objeto de una acidificación de la matriz es reducir el efecto de daño no mecánico a cero. Consideraciones de diseño para tener éxito en una acidificación de la matriz: -
Determinar tipo y concentración de ácido.
-
Determinar el gasto de inyección optimo.
-
Su colocación y la operación.
RECAPITULACIÓN Los principales ácidos son: •
Ácido función.
•
HCI Disuelve minerales de carbonatos.
•
HCI-HF Disuelve minerales de silicatos tal como arcilla y feldepastos.
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El objeto de una acidificación de la matriz es reducir el efecto de daño no mecánico a cero.
ACTIVIDADES INTEGRALES Define con tus propias palabras la acidificación de la matriz: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Considerando el siguiente apartado, ejemplifica una operación de acidificación de la matriz: Consideraciones de diseño para tener éxito en una acidificación de la matriz: -
Determinar tipo y concentración de ácido.
-
Determinar el gasto de inyección óptimo.
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Su colocación y la operación.
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TEMA VI. NITRO-TORPEDEAMIENTO. PROPÓSITO: Observar el proceso correcto para explotar cavidades. El “disparo de pozos” con nitroglicerina, dinamita o gelatina explosiva, es común en la práctica de producción de petróleo en los campos en los que las rocas productoras son duras, bien cementadas y que no se derrumban fácilmente. Al formar cavidades con la ayuda de explosivos en rocas de depósito resistentes como las calizas y areniscas bien cementadas, se bajan dentro del pozo casquillos o torpedos que contienen el explosivo a un punto opuesto en la arena productiva y ahí se detonan. El explosivo de acción rápida usado desarrolla un considerable efecto rompiente, lateral de modo que las paredes del pozo en las cercanías del “disparo” se desintegran en fragmentos y se derrumban dentro de los agujeros. El retiro posterior de los fragmentos de la roca con achicador deja una cavidad alrededor del pozo de dimensiones que varían con la cantidad de explosivo empleado y con el carácter de la roca de depósito. Además de formar una cavidad abierta alrededor del pozo en la forma descrita, parece probable que el explosivo forme grietas que se extienden desde las paredes de la cavidad en las rocas del depósito a considerable distancia. A pesar de que estas grietas no son de mucho espesor, es probable que ofrezcan considerablemente menos resistencia al paso de fluidos a través de ellas de la que ofrecen las rocas de depósito no fracturadas, y por ello sirven para aumentar la eficiencia del drenaje del pozo. Cuando el drenaje a través de los planos de capas por estratos separados que forman el horizonte productor se obstruye por separaciones impermeables, es probable que las grietas formadas por el explosivo, fracturen los estratos impermeables y favorezcan así un efecto de drenaje más uniforme de todas las partes que componen la formación productora. El efecto de esto será permitir al aceite encontrar un acceso al pozo a través de un mayor espesor de roca de depósito, y la resistencia del aceite a fluir a través de la formación en la cercanía del pozo, disminuirá hasta cierto punto. Después de disparar, la cuota de producción de un pozo aumenta considerablemente. Esto se acompaña con un aumento de flujo de gas natural, pero las observaciones indican que la relación gas-aceite es generalmente menor después del disparo, que antes. Muchos operadores explican la recuperación adicional de aceite obtenido de un pozo después de usar explosivos con la teoría de que las grietas que se forman en la roca de depósito, intersectan masas de aceite que previamente no tenían acceso al pozo. En calizas cavernosas o en cuerpos de arenas de grano compacto con muchas barreras impermeables, indudablemente hay justificación para esta teoría, pero en muchos casos esa explicación es de poco valor para aclarar el gran aumento de producción que sigue al disparo, que ocasionalmente se mantiene durante muchos meses.
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RECAPITULACIÓN Después de disparar, la cuota de producción de un pozo aumenta considerablemente.
ACTIVIDADES INTEGRALES Explica la importancia del nitro –torpedeamiento para incrementa la cuota de producción del pozo explotado: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Explica secuencialmente el proceso de nitro-torpedeamiento por medio de un cuadro sinóptico o mapa conceptual:
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TEMA VII. TRATAMIENTO CON ÁCIDOS. PROPÓSITO: Mostrar el proceso de tratamiento con ácidos como opción para contrarrestar los daños en pozos. VOLUMEN DE ÁCIDO Y GASTO DE INYECCIÓN: El objetivo del tratamiento es el de remover el daño a la formación en la zona dañada inyectando el volumen de ácido necesario, pero se debe considerar que la precipitación de productos de reacción disminuyen la efectividad por lo tanto el volumen optimo debe estar basado en la disolución de minerales en la zona de daño. Variaciones de la permeabilidad: El ácido tenderá a fluir en las zonas de alta permeabilidad y dejará las zonas de menos permeabilidad sin tratamiento; para ello se pueden usar: -
Medios mecánicos.
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Agentes divergentes.
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Geles.
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Espumas o bolas selladoras.
Por medio mecánico se pueden usar tapones y empacadores recuperables para aislar los intervalos, aunque esto aumenta el costo. Los agentes divergentes son partículas finas que forman un enjarre de baja K en la cara de la formación ocasionando una resistencia al flujo y una caída de presión, desviando el flujo a otro intervalo. Los agentes son añadidos al flujo en forma continua o son bombeados en baches entre las etapas de acidificación. Posteriormente son removidos con aceite, gas o agua.
RECAPITULACIÓN El objetivo del tratamiento es el de remover el daño a la formación en la zona dañada. El ácido tenderá a fluir en las zonas de alta permeabilidad y dejará las zonas de menos permeabilidad sin tratamiento. Los agentes divergentes son partículas finas que forman un enjarre de baja K en la cara de la formación ocasionando una resistencia al flujo y una caída de presión, desviando el flujo a otro intervalo.
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ACTIVIDADES INTEGRALES Explica con tus propias palabras que son los agentes divergentes: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Investiga el uso de geles en el tratamiento de acidificación:
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TEMA VIII. FRACTURACIÓN HIDRÁULICA. PROPÓSITO: Explicar el proceso de fracturación hidráulica como otro método para preparar un pozo. Este método utiliza generalmente agua. El agua se bombea mediante presión a orificios perforados en el suelo. La fuerza del agua causa el agrietamiento o fracturación del suelo. Además logra que las fracturas existentes se agranden. Cuando se desea alcanzar mayor profundidad en la fracturación se bombea arena dentro del subsuelo junto con el agua. La arena ayuda a abrir las fracturas y evita que las mismas se cierren como consecuencia del peso del suelo.
Es un método de estimulación en rocas consolidadas duras, muy utilizado en pozos de petróleo y en pozos profundos. Se utiliza poco en pozos de agua de pequeña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro. Además, en estos casos existe el riesgo de
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producir fracturas verticales que permiten el escape del agua inyectada al exterior, haciendo inútil la operación. El método consiste en la ampliación o apertura de la red de fisuras mediante la aplicación de grandes presiones hidráulicas. Se inyecta agua a elevada presión para crear y dilatar fisuras, evitando que se cierren de nuevo mediante la introducción simultánea de arena o bolitas de vidrio. Previamente es necesario haber liberado las fracturas de rellenos finos mediante sistemas de desarrollo convencionales (pistoneo, aire comprimido, inyección de polifosfatos) y eliminar los precipitados carbonatados mediante inyección de soluciones ácidas. Además, es necesario que el pozo, por encima de la zona que se quiere fracturar esté entubado con una tubería muy resistente y muy bien cementada, pues de lo contrario el agua escapa al exterior o a formaciones suprayacentes. La hidrofracturación se realiza mediante bombas de inyección de agua a altas presiones, superiores incluso a los 100 bares, con ayuda de sistemas de packers. Generalmente, la presión de fracturación es proporcional a la profundidad de la formación a estimular, siendo el factor de proporcionalidad igual o superior a 0,23 atm/m. El control continuo de las presiones permitirá ajustar la eficacia del trabajo. Al agua de inyección es conveniente que se le añada un gelificante y otros aditivos que le ayuden a aumentar la viscosidad (disminuir el caudal a igual presión). Las fisuras producidas tienen una anchura de pocos milímetros y una extensión de varias decenas, o incluso centenas de metros. Cada una de esas fracturar puede aportar una transmisividad de 1 a varias decenas de m 2/día. Dado que es posible que las fisuras abiertas mediante hidrofracturación se cierren de nuevo al dejar de aplicarse la presión, se pueden inyectar simultáneamente arenas gruesas o gravas para que las rellenen y soporten. La complejidad de la técnica y el coste elevado de los equipos, limitan su aplicación. Pero además, su efectividad es muy limitada. Solo debe aplicarse a pozos bien construidos, con buena cementación del emboquille y cuando los pozos sean muy poco productores, ya que de lo contrario no sería posible aumentar suficientemente la presión con las bombas de lodos usuales, y sería preciso recurrir a grandes bombas de alta presión y alto caudal. Existen equipos de inyección montados sobre camiones capaces de proporcionar caudales de algunas decenas de 1/seg a presiones de más de 500 atm, aunque su alquiler es costoso y el precio del desplazamiento puede ser elevado. En acuíferos calcáreos se recomienda combinar la fracturación hidráulica con la acidificación. Además, si los niveles de agua son profundos, a veces se consiguen fracturaciones locales (rupturas o destaponamientos) con sólo llenar el pozo de agua, ya que ello produce una elevada presión en la base del pozo.
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RECAPITULACIÓN Se utiliza poco en pozos de agua de pequeña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro. La complejidad de la técnica y el coste elevado de los equipos, limitan su aplicación. Pero además, su efectividad es muy limitada.
ACTIVIDADES INTEGRALES Explica con tus propias palabras en qué consiste el método de fracturación hidráulica: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Desarrolla la siguiente pregunta: ¿Por qué se considera compleja la técnica de fracturación hidráulica?
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TEMA IX. BENEFICIO Y LIMITACIONES DE LA ESTIMULACIÓN. PROPÓSITO: Establecer los beneficios y las limitaciones de la estimulación al lector, para que este aprenda a diferenciarlos. Aún cuando el uso de ácidos en los pozos para varios propósitos no es nuevo, los métodos actuales para “acidificar” los pozos para mejorar su eficiencia de recuperación no se desarrollaron sino hasta 1930, en los campos petroleros de Michigan. Se encontró que las rocas de depósito calizas ahí productivas, respondieron bien al tratamiento con ácido, materialmente aumentando la productividad de los pozos. Poco tiempo después, el método se aplicó en otros campos y se usa ahora en muchos distritos en los que se produce aceite de depósitos de rocas calizas o de areniscas con cementación de cal. En esos distritos existen organizaciones de servicio disponible que a base de contratos llevan ácido y equipo de bombeo al campo, en camiones especialmente diseñados y construidos y supervisan la preparación de los pozos, colocación del ácido y otros reactivos, el control de presión durante el periodo de tratamiento y las operaciones posteriores de limpieza. El ácido clorhídrico es casi universalmente usado para este objeto, siendo otros ácidos fuertes inconvenientes por una razón o por otra. Agregando un inhibidor químico, el ácido clorhídrico puede hacerse no corrosivo al grado que no ataca a las tuberías de ademe de acero y otros equipos del pozo y no reacciona con el aceite ni forma precipitada perjudicial. El ácido sulfúrico forma sulfato de calcio insoluble, que tiende a obstruir las aberturas de los poros de la roca de depósito. El ácido nítrico no se puede inhibir contra la corrosión del acero y desprende gas ofensivo venenoso y altamente corrosivo de tetróxido de nitrógeno. El ácido fluorhídrico es difícil de manejar, peligroso para la salud y también forma precipitadas gelatinosas insolubles por reacción con sales de calcio y magnesio que frecuentemente se encuentran en las aguas subterráneas de los campos petroleros. La fuerza del ácido clorhídrico empleado y el tiempo de tratamiento variarán con el carácter de la roca de depósito y deberán determinarse por pruebas de laboratorio en muestras de núcleo. Con frecuencia se usa ácido clorhídrico al 15%, capaz de disolver cerca de 0.011 m³ de caliza por cada barril de 159 lt; pero con baja presión del yacimiento, se puede usar ácido de 10% y aun de 5%. Cuando un ácido de 15% queda completamente neutralizado, la solución de cloruro de calcio resultante tiene cerca de 71% de saturación y es más bien viscosa. Los ácidos más débiles producen soluciones que son menos viscosas y, por lo tanto, son preferibles cuando la presión de formación es baja, porque debemos depender de la presión del gas de formación para sacar el ácido gastado de los poros de la roca de 1
depósito para que entre al pozo. El ácido clorhídrico comercial ordinario tiene una concentración de 28 a 35% de ácido clorhídrico; por lo tanto, para usarlo en los pozos se diluye con una o dos partes de agua. Para usarlo en el tratamiento de calizas dolomíticas se dice que un ácido “reforzado” es más efectivo que el ácido ordinario. Este contiene un reactivo catalítico que produce una velocidad de reacción más rápida. Algunas veces se aplica calor al ácido para acelerar la reacción, pero la conveniencia de esto la ponen en duda algunas autoridades. Los inhibidores que se agregan al ácido para proteger las tuberías de ademe y el resto de equipo de acero, con el que se puede poner en contacto, pueden ser de carácter orgánico o inorgánico. Se adsorben en la superficie de los metales de manera que la evolución de hidrógeno, producida por la reacción del ácido en el metal se retarda y la pérdida de metal es inapreciable. El ácido debidamente inhibido no tiene prácticamente acción corrosiva visible sobre el acero durante el tiempo necesario para el tratamiento del pozo, mientras que el ácido puro puede disolver hasta 1.390 kg de acero por metro cuadrado de superficie expuesta por día. Los inhibidores inorgánico usados son generalmente cianuros o compuestos de arsénico. Los inhibidores orgánicos pueden ser producidos como la anilina, piridina o compuestos orgánicos de azufre. El tiempo de tratamiento varía, dependiendo de las condiciones, desde sólo una hora hasta 72 horas. El periodo más corto es suficiente en formaciones permeables en las que la cal es fácilmente soluble; pero en los tipos de roca más impermeables y menos solubles, como la dolomita, es necesario un periodo más largo. La cantidad de ácido usado dependerá del espesor, porosidad y permeabilidad de la roca de depósito, la presión de la formación y el tamaño de la cavidad del pozo, y varía de 1.89 a 22.7 m³. La cantidad promedio usada en una sola carga es de cerca de 3.785 m³. El ácido puede simplemente vaciarse o sifonarse dentro de la tubería de producción o de ademe del pozo o bajarse en un achicador vertedor, pero un método mejor es uno en el que se bombea por la tubería de producción desde auto-tanques equipados con bombas de alta presión y compresoras de gas. Primero se quitan la bomba del pozo y las varillas y se llena el pozo con aceite. Entonces se bombea el ácido por la tubería de producción, permitiéndose que escape el aceite excedente en la superficie por una de las salidas laterales de la cabeza de la tubería de ademe a un tanque de aforo en el que el volumen desalojado puede medirse con precisión. Después de que un volumen de aceite igual al volumen de la tubería de producción y el de la porción de agujero que se va a tratar ha sido desplazado, se cierra la salida de la cabeza de tuberías de ademe. Se continúa entonces el bombeo del ácido. Puesto que ya no puede subir a la superficie por el espacio anular alrededor de la tubería, el ácido debe forzarse hacia fuera dentro de la roca de depósito. Si esta última es muy permeable y bien drenada, se requiere poca o nada de presión en la bomba, siendo suficiente la carga por gravedad que da la profundidad del pozo para hacer que el ácido entre en la roca del depósito. Por otro lado, si la presión de la formación es alta y la permeabilidad es baja, será necesario sobreponer la presión de la bomba. Cuando se inyecta el ácido en la forma descrita, nada de él puede subir en el pozo arriba del nivel deseado, protegiendo así 1
las tuberías de ademe superiores y el cemento usado para la exclusión de agua contra el posible ataque por el ácido. El tratamiento de ácido con frecuencia da por resultado un aumento importante en la cuota de producción. Generalmente, también, se reducirá la relación gas – aceite, indicando una recuperación más eficiente. El costo de acidificar dependerá principalmente de la cantidad de ácido usado.
RECAPITULACIÓN El ácido clorhídrico es casi universalmente usado para este objeto Los ácidos más débiles producen soluciones que son menos viscosas y, por lo tanto, son preferibles cuando la presión de formación es baja, porque debemos depender de la presión del gas de formación para sacar el ácido gastado de los poros de la roca de depósito para que entre al pozo. El tratamiento de ácido con frecuencia da por resultado un aumento importante en la cuota de producción. El costo de acidificar dependerá principalmente de la cantidad de ácido usado.
ACTIVIDADES INTEGRALES Con tus propias palabras explica la función de los siguientes ácidos: a) A. Sulfúrico: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ b) A. Nítrico: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ c) A. Fluorhídrico: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
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AUTOEVALUACIÓN
En base a un mapa conceptual, explica la función del ácido clorhídrico:
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TEMA X. CONSIDERACIONES EN EL PUNZAMIENTO. PROPÓSITO: Explicar la técnica de cargas dirigidas como opción para explotar un pozo. Un efecto completamente diferente se obtiene al dispara un pozo con “cargas dirigidas” valiéndose de una “pistola” en un estilo similar al del perforador de pistola utilizada para agujerar tubería de ademe de pozos. La carga dirigida utiliza 155 a 200 g de un tipo de explosivo sólido de la temperatura moldeado en forma de un cono hueco de 60°, encerrado en una cubierta metálica delgada. Una serie de estos conos se soporta en una estructura ligera de fierro fundido con la depresión cónica de las cargas de explosivo dirigidas hacia afuera y colocadas a 15 cm de separación en cuatro hileras verticales. Se arman siete cargas en cada unidad y se pueden cargar hasta cinco unidades juntas, extremo a extremo. Las cargas están conectadas unas a otras con fusible explosivo cebador y se suspenden en el pozo con un cable conductor. Bajada a su posición en el pozo, la carga es detonada por un impulso eléctrico transmitido por el cable a una cápsula detonante eléctrica. La forma de la carga explosiva es tal que la mayor parte del gas caliente formado por la explosión que se expansiona rápidamente se dirige hacia fuera siguiendo el eje del cono en un chorro concentrado de gran poder de penetración. Los experimentos han demostrado que es capaz de penetrar de 12.7 a 15.2 cm de acero. Dirigido contra la pared del pozo, es capaz de barrenar una cavidad delgada de un metro o más en la formación expuesta, y la fuerza destructora de la onda de choque que le acompaña, produce alrededor numerosas grietas y fisuras. La extensión de la fractura dependerá del carácter de la roca en la que se explica. Las rocas duras y quebradizas como la caliza, se fracturan más fácilmente que los materiales arenosos suaves y menos quebradizos que ceden y se deforman por la fuerza del disparo, pero no son frágiles. La estructura de soporte de fierro fundido que forma el cuerpo de la “pistola” es desechable y se rompe en pequeños fragmentos por la fuerza de la explosión. El disparo de un pozo con cargas dirigidas probablemente no produce una fractura tan extensa como una carga grande de nitroglicerina, ni puede desintegrar tanto del material de la pared del pozo, pero puede ser igualmente efectiva para aumentar la permeabilidad de las rocas de la pared en la vecindad inmediata del pozo. Se forma menos material de desperdicio en el pozo y, por lo tanto, es menor el tiempo de limpieza con disparos de carga dirigida que con disparos de nitroglicerina. El explosivo usado en las cargas dirigidas es menos sensible que la nitroglicerina, por lo tanto es más seguro su manejo y puede usarse en pozos profundos con temperaturas altas (hasta de 176°C) sin descomponerse. La nitroglicerina se empieza a descomponer a 60°C. El disparo con cargas dirigidas en agujero 1
abierto es especialmente útil en depósitos de caliza y se puede usar ventajosamente para debilitar la formación alrededor de un pozo antes de acidificar, de modo que el ácido puede más fácilmente entrar y penetrar en la formación.
RECAPITULACIÓN El disparo de un pozo con cargas dirigidas probablemente no produce una fractura tan extensa como una carga grande de nitroglicerina, ni puede desintegrar tanto del material de la pared del pozo, pero puede ser igualmente efectiva para aumentar la permeabilidad de las rocas de la pared en la vecindad inmediata del pozo. El explosivo usado en las cargas dirigidas es menos sensible que la nitroglicerina, por lo tanto es más seguro su manejo y puede usarse en pozos profundos con temperaturas altas (hasta de 176°C) sin descomponerse.
ACTIVIDADES INTEGRALES Explica brevemente la diferencia entre el uso de “cargas dirigidas” con el uso de Nitrotorpedeamiento: __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
AUTOEVALUACIÓN Por medio de un mapa conceptual explica el uso de “cargas dirigidas”:
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TEMA XI. PROBLEMAS DE EXCLUSIÓN DE ARENA. PROPÓSITO: Comentar la facultad de la utilización de arena y el cómo evitar derrumbes en el pozo. En arenas poco cementadas, que tiene una tendencia a derrumbarse o fluir dentro de la cavidad formada por el chorro, es conveniente llenar la cavidad alrededor del pozo con algún material sólido poroso que no ofrezca gran resistencia al flujo a través de él, como roca quebrada o grava. Las paredes de la cavidad no se derrumbarán seriamente mientras que el pozo esté lleno con aceite o esté sometido a presión elevada. El chorro usado para excavar la cavidad puede usarse más tarde para llenarla con grava, haciéndose los arreglos para alimentar, en la cabeza de tuberías de ademe, con grava, la corriente descendente de aceite en cantidad que no obstruya el sistema de circulación. Se usa baja presión en la bomba, mientras se está depositando la grava, que es suficiente para arrojar las partículas de grava con el chorro hasta las paredes de la cavidad, pero no lo bastante para desintegrar arena adicional del depósito. Cuando se está depositando grava, el fluido usado se regresa a la superficie por el espacio anular entre la tubería de ademe y la exterior de producción; y, para que el material adicional que pueda desprenderse de las paredes de la cavidad, pero no lo bastante para desintegrar arena adicional del depósito. La grava suficientemente fina para restringir la incursión de arena tiene poros bastante grandes para ofrecer poca resistencia al movimiento del aceite y gas dentro del pozo.
RECAPITULACIÓN Las paredes de la cavidad no se derrumbarán seriamente mientras que el pozo esté lleno con aceite o esté sometido a presión elevada. El chorro usado para excavar la cavidad puede usarse más tarde para llenarla con grava.
ACTIVIDADES INTEGRALES Explica brevemente la importancia de la utilización de arena: 1
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AUTOEVALUACIÓN Ilustra un ejemplo de un problema de exclusión de arena:
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TEMA XII. APLICACIONES PRÁCTICAS. PROPÓSITO: Todas las soluciones deben aprobarse de acuerdo al diseño. Deben seguirse todos los pasos para evitar el daño causado. -
El proceso debe monitorearse midiendo el gasto y la presión.
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Antes del tratamiento debe verificarse que la baja productividad es debido al daño a la formación soluble en ácido.
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Esto se determina a través de las pruebas de presión para determinar el efecto de daño S y un análisis de sus causas.
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Tomar muestras de ácido para análisis.
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Verificar la acidez del ácido en el pozo.
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Limpieza de líneas, conexiones, tanques y de la TP.
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Si se usa la TP para inyección, debe bombearse una solución GCL y circularse en inversa.
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Cuando se termine de inyectar la solución, el pozo debe abrirse inmediatamente para evitar el daño por la precipitación de los productos de reacción.
Después de que el gasto se estabilice debe tomarse una prueba de presión para evaluar el tratamiento y también un registro de producción.
RECAPITULACIÓN Antes del tratamiento debe verificarse que la baja productividad es debido al daño a la formación soluble en ácido.
ACTIVIDADES INTEGRALES Forma una definición propia de Aplicaciones Prácticas: 1
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AUTOEVALUACIÓN Prepara un cuadro sinóptico del tema “Aplicaciones Prácticas”:
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RECAPITULACIÓN GENERAL
[1] Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es: •
Perforación.
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Entubación.
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Cementación.
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Punzado.
[2] Los tipos varios de daños más comunes son: •
Emulsiones.
•
Cambios de mojabilidad.
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Water Block.
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Sarros.
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Depósitos orgánicos.
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Depósitos mixtos.
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Fangos y arcillas.
[3] El análisis nodal es la opción más factible para evaluar el daño de un pozo . [4} La capacidad productiva se conoce como índice de productividad o factor de productividad. [5] El índice de productividad para un pozo se puede determinar con la ayuda de una gráfica de presión diferencial – régimen de producción, que muestra de inmediato el aumento en el régimen de producción del pozo por cada kilogramo de aumento de presión diferencial.
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[6] El índice de productividad es el cociente obtenido dividiendo el régimen de producción medido a una determinada presión de fondo, por la diferencia entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo. [7] El proceso de lavado de pozo tiene la finalidad de desplazar el lodo y remover los sólidos adheridos a las paredes de la tubería para eliminar partículas como barita, recortes, cemento y sedimento, esto con el objeto de tener un fluido libre de contaminantes, y así evitar daño a la formación durante las operaciones de disparos, estimulación, y/o fracturamientos. Aunque se debe tomar en cuenta que si se omite, los sólidos no removidos pueden taponear los poros y canales de la formación productora durante los disparos, causando reducciones drásticas en la permeabilidad y a su vez una disminución de la producción. [8] Los principales ácidos son: •
Ácido función.
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HCI Disuelve minerales de carbonatos.
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HCI-HF Disuelve minerales de silicatos tal como arcilla y feldepastos.
[9] El objeto de una acidificación de la matriz es reducir el efecto de daño no mecánico a cero. [10] Después de disparar, la cuota de producción de un pozo aumenta considerablemente. [11] El objetivo del tratamiento es el de remover el d año a la formación en la zona dañada. [12] El ácido tenderá a fluir en las zonas de alta permeabilidad y dejará las zonas de menos permeabilidad sin tratamiento. [13] Los agentes divergentes son partículas finas que forman un enjarre de baja K en la cara de la formación ocasionando una resistencia al flujo y una caída de presión, desviando el flujo a otro intervalo. [14] Se utiliza poco en pozos de agua de pequeña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro. [15] La complejidad de la técnica y el coste elevado de los equipos, limitan su aplicación. Pero además, su efectividad es muy limitada.
[16] El disparo de un pozo con cargas dirigidas probablemente no produce una fractura tan extensa como una carga grande de nitroglicerina, ni puede desintegrar tanto del material de la pared del pozo, pero puede ser igualmente efectiva para aumentar la permeabilidad de las rocas de la pared en la vecindad inmediata del pozo. [17] El explosivo usado en las cargas dirigidas es menos sensible que la nitroglicerina, por lo tanto es más seguro su manejo y puede usarse en pozos profundos con temperaturas altas (hasta de 176°C) sin descomponerse. 1
[18] Las paredes de la cavidad no se derrumbarán seriamente mientras que el pozo esté lleno con aceite o esté sometido a presión elevada. [19] El chorro usado para excavar la cavidad puede usarse más tarde para llenarla con grava. [20] Antes del tratamiento debe verificarse que la baja productividad es debido al daño a la formación soluble en ácido.
AUTOEVALUACIÓN FORMA UN CUADRO SINÓPTICO EN DONDE INCLUYAS LA INFORMACIÓN PRESENTADA EN ESTE CUADERNILLO:
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ACTIVIDADES DE GENERALIZACIÓN
CONTESTA LAS SIGUIENTES PREGUNTAS: 1) ¿Qué es la estimulación de pozos? 2) ¿Cuál es el principal motivo de daño en la formación? 3) ¿Qué es lo más importante a la hora de poner en producción un pozo? 4) ¿Qué pueden causar los dispersantes? 5) ¿Qué tipo de daño pueden causar los cambios de mojabilidad? 6) ¿Cuál es el objeto de la prevención de daños? 7) ¿Cómo se mide el daño a la formación? 8) ¿Qué es el análisis nodal? 9) ¿Cómo se define el Índice de Productividad? 10)¿Cómo se determina el Índice de Productividad de un pozo?
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11)¿Qué finalidad tiene el lavado de pozo? 12)¿Cuáles son los principales ácidos? 13)¿Cuándo se puede aplicar la acidificación de la matriz? 14)¿Para qué es usado el disparo de pozos? 15)¿Qué son los agentes divergentes? 16)¿En qué consiste la fracturación hidráulica? 17)¿Qué se recomienda hacer en acuíferos calcáreos? 18)¿Cuál es el ácido mayormente usado para acidificar un pozo? 19)¿Qué producen los ácidos más débiles? 20)¿Qué resultado se obtiene del tratamiento con ácido? 21)¿Qué son las cargas dirigidas y para qué son factibles usarlas?
GLOSARIO
Acidificación de la matriz: Es una técnica de estimulación en la cual una solución ácida es inyectada dentro de la formación con objeto de disolver algunos de los minerales presentes, por lo tanto recupera e incrementa la permeabilidad K alrededor del pozo. Agentes divergentes: Son partículas finas que forman un enjarre de baja K en la cara de la formación ocasionando una resistencia al flujo y una caída de presión, desviando el flujo a otro intervalo. 1
Análisis Nodal: Procedimiento para determinar los diámetros óptimos de todas las tuberías, desde el yacimiento hasta los separadores, analizando los nodos o punto de análisis que generalmente son el yacimiento en la boca del pozo y en los separadores. Si existe daño en la formación o estimulación de los pozos también afecta al IPR. Estimulación de pozos: Se define como la inyección de fluidos de tratamiento (ácidos en su mayoría), a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Índice de Productividad: La capacidad productiva se conoce como índice de productividad o factor de productividad. Se puede definir como el número de barriles (o m³) de aceite por día que el pozo es capaz de producir por Kg/cm² de presión diferencial mantenida entre el depósito y el fondo del pozo.
BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA
- Uren, C.L. (1965). INGENIERIA DE PRODUCCION DE PETROLEO. EXPLOTACION DE LOS CAMPOS PETROLEROS. Edit. Continental, S.A. México.
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