Estimulación de Pozos
Tópicos
Historia de la Estimulación de Pozos Concepto de Estimulación Daño a la formación Sistemas de Tratamiento Proceso de Estimulación Personal involucrado en el proceso Conclusiones Bib liografía
Historia de la Estimulación de pozos (1er Etapa)
Se aplica el primer método de estimulación (nitroglicerina)
Se aplica HCl en formaciones de caliza (alta corrosión)
1860 - Inicio
1895-1896
Se desarrollo el 1er inhibidor de corrosión
Se aplica tratamiento de estimulación en arenas, con HF en Texas (sin éxito).
Halliburton y Dowell inician servicios comerciales de acidificación.
1928
1932
1933
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Historia de la Estimulación de pozos (2da y 3er Etapa) Se introduce el empleo de mezclas de ácidos HCl y HF en formaciones de arenas
Se efectúa el 1er fracturamiento hidráulico en un pozo de gas Klepper No.1 sin éxito
1935
1940
Se desarrollan productos y aditivos para sistemas ácidos
1950-1960
Se desarrollan nuevos sistemas mejorados para acidificación de arenas.
Se inician tratamientos de técnicas de colocación con TF y espumas.
1970
1980
Desarrollo de software para la simulación de acidificaciones y fracturamientos.
•
Desarrollo de sistemas y herramientas de nueva generación. •
1980-1990
1990-2000
2000- a la fecha GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
¿Qué es Estimulación de pozos? Se define como el proceso mediante el cual se bombean sistemas de fluidos, ácidos y/o no-ácidos, hacia la formación para remover o rebasar el daño ocasionado en la permeabilidad original de la roca, mediante la creación de un sistema extensivo de canales o un canal conductivo que permita restablecer o mejorar las condiciones de flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo o viceversa.
“Es una de las actividades más importantes
en el mantenimiento de la producción de pozos petroleros” GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Razones principales para estimular un pozo
1.- Permeabilidad natural muy baja El indicador inicial para que un pozo sea seleccionado como candidato a estimulación, radica en la determinación y definición de la causa que reduce la producción de hidrocarburos.
Existen dos razones principales por la que se estimula un pozo, la primera es por tener formaciones con permeabilidad original muy baja y la segunda por formaciones dañadas por fluidos extraños a esta.
2.- Remover y/o traspasar el daño en la vecindad del pozo. Fracturamientos Hidráulicos
Estimulaciones Matriciales
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Tipos de tratamientos de estimulación
Limpiezas
Estimulaciones
Matriciales
Intervenciones diseñadas para remover las depositaciones de incrustaciones orgánicas e inorgánicas en la vecindad de la zona de disparos ó a lo largo del aparejo de producción (no hay inyección de fluidos a la formación) Intervenciones diseñadas para inyectar fluidos ácidos y no ácidos hacia la formación a una presión menor que la de fractura, con el objeto de remover y/o eliminar los efectos del daño a la formación.
Fracturamiento Fracturamiento ácido, intervención en la cual se inyecta ácido a la formación, formación , a una presión de inyección por arriba de la presión de factura (grabado de caras de fractura). Fracturamientos Fracturamiento con apuntalante, intervención en la cual se inyecta un fluido de fractura y un agente apuntalante a la formación a una presión de inyección por arriba de la presión de fractura (fractura inducida apuntalada).
Aplicación de la Estimulación
Yacimiento
Pws
El 60% de las causas en la disminución de la productividad de los pozos se atribuye a la presencia de un tipo de daño, siendo necesario para su restablecimiento la aplicación de un Tratamiento Tratamiento de Estimulación.
Pozo
Depositos Orgánicos Depósitos inorgánicos (incrustaciones). Emulsiones
Pwf Presión Daños a la Formación Fluidos de perforación. Fluidos de cementación Fluidos de terminación y reparación. Depósitos orgánicos Depósitos inorgánicos. Emulsiones. Migración de finos
Pwh Pld
Ps
Caída de Presión GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Daño a la formación Reducción de la permeabilidad original de la formación en la vecindad del pozo, causada por la invasión de fluidos extraños a esta. Comúnmente expresada como una caída de presión adicional (Dps).
r s = De 3-5 ft
r s n ó i s e r P
r w
ko
rw = radio del pozo. rs = radio de daño. P = presión. Pwf = presión de fondo fluyente sin daño. Pwf = presión de fondo fluyente con daño.
Pwf
kd
ps
Zona dañada
Pwf´ Distancia del centro del pozo
ps = Caída de Presión adicional debido al daño
Fuentes de Daño El daño a la formación en zonas productoras de aceite y gas es un factor operacional no deseable y un problema económico que puede ocurrir durante varias fases de la vida productiva de los pozos, perforación, terminación, producción, reparación y tratamientos de inyección de fluidos empleadas para la recuperación y extracción de los hidrocarburos.
Ciclo de vida productiva de un pozo
Terminación
La identificación del tipo y mecanismo de daño son la clave: para establecer acciones correctivas que permitan restablecer y/o mejorar la productividad de los pozos, así como, contar con una eficiente explotación de los yacimientos.
Perforación
Producción
ReparaciónPráctico Daño a la Formación
Tipos de daños a la formación
Se dividen en dos grandes grupos, de acuerdo al mecanismo de formación: 1.- Reducción del tamaño físico del poro
Fuente de Daño
Perforación
Cementación Terminación/Reparación
2.- Reducción de la permeabilidad relativa
Tipo de Daño
Invasión de sólidos
1
Invasión de fluidos
1
Obturantes para control de pérdida
1
Invasión de filtrado del Cemento
1
Invasión de fluidos de control
1
Disparos
1
Depositación de Asfaltenos y Parafinas Incrustaciones inorgánicas
Su localización y tipo permiten definir: Selección de los sistemas a emplear. La técnica de colocación de los fluidos.
Producción
Impacto
Emulsiones
1y2 1 1y2
Cambios de mojabilidad
2
Bloqueos de fluidos
2
Bancos de condensados
2
Localización del Daño
“Para su remoción, se deben
seleccionar sistemas químicos en base a pruebas de laboratorio”.
Sistemas de tratamiento de estimulación
Sistemas ácidos
Sistemas noácidos
Personal
Acido Clorhídrico (HCl) Acido Fluorhídrico (HF) Mezcla Ácido Clorhídrico/Ácido Fluorhídrico (HCl/HF) Acido Acético. (HOOC-CH3) Acido Fórmico. (HOOCH3 ) Mezclas de ácido Clorhídrico-Acético Mezcla de ácidos Clorhídrico-Fórmico
Aditivos
Inhibidores de Corrosión Surfactantes Estabilizadores de Arcillas Secuestrantes de fierro Inhibidores de asfaltenos/parafinas Gelificantes
Solventes Aromáticos Solventes Mutuales Cosolventes Xileno
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Selección de sistemas de estimulación La selección del tipo de sistemas a emplear está en función de:
Asfáltenos
Incrustaciones
Finos
Fluidos de perforación
Agujeros de gusano
Red de agujeros de gusano
Homogéneo
Heterogéneo
Remoción del daño
1.- Tipo de daño
Acidificación y grabado de la roca
2.- Tipo de roca
Personal Definición de la composición mineralógica de la roca (caliza, dolomía, arcillas, arenas etc.)
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Selección de sistemas de estimulación
3.- Tipo de Fluidos producidos por el yacimiento
Compatibilidad de los sistemas de estimulación
% HCl T1
Velocidad Velocidad de Reacción de los sistemas ácidos y Conductividad
4.- Presión y temperatura de la formación
3.2% V r
Tiempo
Penetración en la formación
Personal Retorno de fluidos de reacción
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
¿Por qué falla una estimulación?
Fallas en estimulación a) Selección inadecuada del pozo. b) Información insuficiente y no validada. c) Identificación del tipo y mecanismo de daño presente d) Selección de sistemas de fluidos inadecuados. e) Inapropiada técnica de colocación de los sistemas de tratamiento.
f) Ineficiente Control Control de Calidad a lo largo del proceso (antes, durante y después) g) Inapropiada apertura del pozo.
Proceso de Estimulación
1
2
Selección
3
Diseño
Identificación del tipo y mecanismo de daño •
Definir si el pozo es candidato a estimular
•
Selección de Sistemas •Técnica de colocación y cédula de tratamiento
4
Planeación
5 Evaluación
Ejecución
Aprobación de operación •
Monitoreo de bombeo •
Evaluación del tratamiento
•
•
Acciones de Mejora Continua
•
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Selección del pozo Para determinar si un pozo es candidato a estimular, la premisa principal es la detección de un comportamiento anormal en su producción esperada ó en su historia de producción y se realiza mediante un análisis integral del pozo.
Personal GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Diseño del tratamiento
Una vez que el pozo ha sido seleccionado como candidato para el mejoramiento de producción a través de la aplicación de un tratamiento de estimulación, se procede a efectuar el Diseño de la Estimulación.
FECHA DE OPERACIÓN:
14/ FEBRERO /11
HORA DE INICIO: 7:00 HORAS
Recuperación de muestras
Pruebas de Laboratorio
Identificación del tipo de daño
PROGRAMA OPERATIVO DE BOMBEO ESTIMADO DE FLUIDOS DE TRATAMIENTO ETAPA SISTEMA (#) (R-NR-R-NR-R-D) (R-NR-R-NR-R-D) HCL-15% 1 N-VER-SPERSE- A 2 ZCA-15% 3 ZCA-15% 4 ZCA-15% 5 ZCA-15% 6 ZCA-15% 7 ZCA-15% 8 ZCA-15% 9 N-VER-SPERSE- A 10 HCL-15% 11 DESPLAZAMIENTO 12 DESPLAZAMIENTO 13 VOLUMEN TOTAL DE FLUIDOS
V(LIQ). (m3) 20.0 15.0 5.0 5.0 5.0 5.0 10.0 20.0 25.0 25.0 10.0 10.0 15.0 170.0
Q(LIQ) (BPM) 0.5 0.5 1.0 2.0 4.0 6.0 8.0 11.0 13.0 15.0 18.0 20.0 6.0
Diseño de estimulación
Selección de sistemas
Metodología de Pruebas de Laboratorio
1.- Caracterización Físico-Química del aceite crudo
2.-Pruebas de solubilidad de muestras de núcleos de formación limpios con sistemas ácidos
4.- Pruebas de compatibilidad por emulsión entre el lodosistemas ácidos-aceite crudo del pozo y los sistemas ácidos.
7.- Grabado a núcleos de formación
3.-Pruebas de solubilidad a muestras de núcleos de formación impregnados con lodo-aceite y los sistemas ácidos
5.-Pruebas de compatibilidad entre lodo-aceite y sistemas no reactivos.
8.- Velocidad de reacción a núcleos de formación
6.- Prueba de lodo asfáltico
Pozo recién perforado/reparación Pozo productor
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Importancia de las pruebas de laboratorio
Caracterizar el tipo de daño en la formación.
Permite la correcta selección de los aditivos del fluido de tratamiento mediante pruebas de compatibilidad: Ácido / Hidrocarburos. Hidrocarburos. Aditivos/Aditivos. Aditivos/Aditivos. Ácido/Aditivos/Hidrocarburos Ácido/Aditivos/Hidrocarburos
Se verifica que el sistema ácido no presente incompatibilidad incompatibilidad con los aditivos que lo conforman.
Se verifica que el sistema ácido no forme emulsión al contacto con el aceite del pozo.
La mezcla sistema ácido –hidrocarburos, se debe separar en un tiempo mínimo.
El sistema seleccionado no debe dejar precipitados en malla cien, ni formar lodo asfáltico.
Técnicas de Colocación Los fluidos tienden a ser admitidos hacia la formación en zonas de menor resistencia, por lo que, una adecuada divergencia es el factor que más influye en el éxito de un tratamiento de estimulación. 1. Fluido Fluidoss Nitr Nitroge ogenad nados os (Bombe (Bombeo o de relaci relacione oness N2Sistemas ácidos) 2. Flui luidos dos Geli Gelifi fica cad dos 3. Flui Fluido doss con con cali calida dade dess de de Esp Espum uma a Menor al 52% de calidad = Fluido Nitrogenado Entre el 52% al 96% de calidad = Fluido Espumado Mayor al 96% de calidad = Fluido atomizado 4. Flui Fluido doss Visc Viscoe oelá lást stic icos os..
El empleo de cada uno de ellos, depende principalmente de la presión del yacimiento y de las condiciones mecánicas del pozo. En campos maduros las divergencia con mayor éxito son: Fluidos Nitrogenados. •Fluidos Espumados •
Evaluación Pos-tratamiento Cada tratamiento de estimulación realizado a un pozo, se le debe realizar una evaluación post-tratamiento, post-tratamiento, a fin de definir si el objetivo y el diseño programado difiere a lo real obtenido. 1.- Aforos Aforos antes y después del tratamiento 2.- Análisis nodal – pos-tratamiento Efectuando un análisis nodal con los nuevos nuevos valores de producción obtenidos después del tratamiento (Gasto, Pfw, Pwh), nos permitirá, obtener el valor final del daño, el cual podemos comparar con el diseñado. Lo que hacemos es sensibilizar en el daño, para ajustar el nuevo punto de operación.
3.- Trazadores Radiactivos En caso de que se requiera divergencia en el tratamiento, dada la longitud del ó los intervalos y los contrastes de permeabilidades, se recomienda que sean trazados. La finalidad de ello es determinar las zonas que tomaron fluidos y verificar la eficiencia de la divergencia. Acid #1
Acid
Diverter #1
Diverter
#2
Acid #2
Acid #3
2500
A
Condiciones de operación antes del tratamiento Condiciones de operación después del tratamiento
2000 g i s p , e r u 1500 s s e r P e l o 1000 h m o t t o B
Antimonio
Escandio Iridio
1
500
0
2 0
Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 ( 2) Case 3 ( 3) Not Used Not Used Not Used Not Used
1000
2000
Not Used Outflow (A) Case 2 (B) Case 3 (C) Not Used Not Used Not Used
1 3000
4000
Inflow Reservoir Skin
Reg: Dowell Schlumberger Inc. - Authorized User
DQ real
3
5000
Liquid Rate, Bbl/D
6000
Inflow
7000
(Daño obtenido) (Daño inicial) (Daño óptimo)
(1) 0.000
(2) 10.000 (3) -2.000
4.- Registro de presiones de fondo fluyendo 5.- Curva de Variación de Presión
Control de calidad
1
2 Equipos
Aditivos y sistemas sistemas
Control de calidad
3
4 Evaluación post-tratamiento
Operación
Personal involucrado en el proceso de Estimulación
Activo (análisis-diseño) Especialistas en Yacimientos Especialistas en Petrofísica Especialistas en Sistemas Artificiales Especialistas en Estimulaciones /Fracturas Especialista en Geomecánica
CEO/UOPMP (supervisiónejecución)
Selección de Pozos Candidatos Selección de los sistemas de tratamiento Diseño de Tratamiento Programa de toma de Información (antesdurante-después).
Especialistas en Análisis de Pruebas de Laboratorio. Especialistas en Estimulaciones /Fracturas
Responsabilidades:
Cías. de servicio (ejecución)
Especialistas en intervenciones a pozos Especialistas en Estimulaciones/ Fracturas Responsabilidades: Supervisión y ejecución de las intervenciones con base a lo diseñado. Selección de la Compañía en base a los requerimientos del Activo y al tipo de operación. Toma de Información (antes-durante-después)
Responsabilidades: Proporcionar los equipos, sistemas y tecnologías necesarias para la intervención Control de Calidad en el proceso (antesdurante y después) Ejecutar la operación de acuerdo a lo diseñado. Garantizar la seguridad de las operaciones (Instalaciones- Medio
COPIE (operación) Especialistas en Manejo de Pozos
Responsabilidades: Instalaciones óptimas del pozo. Cierre y apertura del pozo. Manejo óptimo del pozo y medición
Evaluación (todas las áreas) Informe de evaluación de la intervención (cumplió o no cumplió el objetivo) Establecimiento de Mejores prácticas. Mejora Acciones de Mejora
“Todos
somos coparticipes en el éxito o fracaso de una estimulación”
Tecnologías y Retos Yacimientos Yacimien tos de alta temperatura Agente quelante para la disolución de material calcáreo, se aplica en formaciones de baja permeabilidad y en aquellas con problemas de asfaltenos para promover la formación de agujeros de gusano. Es más eficiente que el HCl o un ácido orgánico, no origina “sludge” y tiene alto poder de disolución en yacimientos de alta temperatura (250-400F).
Divergentes para yacimientos de alto fracturamiento Retos
Estimulación de yacimientos de baja permeabilidad de matriz •Estimulación de pozos en zonas productoras cercanas los contactos (CGA y CAW) •Estimulación de pozos con problemas de alta producción de agua •Estimulación de pozos exploratorios y nuevas áreas •
Sistema surfactante visco-elástico con fibras ácidas degradables empleado en yacimientos con alta densidad de fractura para posibilitar la divergencia, obstruyendo temporalmente las zonas de mayor admisión de fluidos y estimulando las zonas zonas de baja permeabilidad. Es un producto amigable con el medio-ambiente.
Divergentes para pozos depresionados de alta temperatura Modificador de permeabilidad relativa empleado en pozos con alto corte de agua y en aquellos bloqueados por agua. Es utilizado como divergente en pozos de baja presión y alta temperatura de yacimiento. GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
Conclusiones
La Estimulación es una de las operaciones más utilizada para el restablecimiento y mantenimiento de la producción de los pozos.
La identificación del tipo y mecanismo de daño a la formación es un factor clave en el éxito de las Estimulaciones.
La selección óptima de los sistemas químicos debe ser en base al tipo de daño y a los resultados de las pruebas de laboratorio.
El éxito o fracaso de una estimulación es responsabilidad de todos todos los que participan en el proceso.
GERENCIA DE ESTRATEGIAS Y PLANES DE EXPLOTACIÓN
