Contenido
INTRODUCCIÓN...................................................................................................2 UNIDAD 3................................... 3...................................................... ....................................... ..................................................... ................................... 3 3.1. Factor que provoca daño............................................ daño............................................................... .................................. ............... 3 3.2. Obtencin de! "actor de daño a partir de prueba# de variacin de pre#in11 3.3. An$!i#i# de !a# co%ponente# de! "actor de daño &"actore# de p#eudodaño' ..................................... ......................................................... ........................................ ........................................ ....................................... ......................... ...... 13 3.(. )"ecto de! "actor de daño #obre e! co%porta%iento co%porta%iento de a*uencia de! po+o1( po+o 1( UNIDAD (................................... (...................................................... ....................................... .................................................. ................................ .. 1, Curva# de Dec!inacin..................... Dec!inacin........................................ ....................................... ........................................ ........................... .......1, 1, (.1. Dec!inacin Dec!inacin -iperb!ica..................... -iperb!ica......................................... ....................................... ................................. .................. ....1 1 (.2. Dec!inacin Dec!inacin ar%nica..................... ar%nica......................................... ....................................... ........................................ .....................1/ 1/ (.3. Dec!inacin e0ponencia!................ e0ponencia!.................................... .............................................. ........................................ .............. 1/ Conc!u#in........................................................................................................1 ib!iora"4a.................. ib!iora"4a...................................... ....................................... ....................................... ............................................... ........................... 15
INTRODUCCIÓN )ntr )ntre e !o# !o# %$ %$## i%po i%port rtan ante te## de#a de#arr rro! o!!o !o## tecn tecno! o! ic ico# o# con con que que cuen cuenta ta !a Inenier4a 6etro!era e#t$n !o# %7todo# de e#ti%u!acin de po+o#. Ta! e# !a i%portancia de !a e#ti%u!acin de po+o# que #e puede a#eurar que no e0i#te po+o en e! %undo en e! que no #e -a8a ap!icado uno o %$# de e#to# procedi%iento#9 a:n %$#; %uc-o# po+o# e0i#ten co%o productore# co%ercia!e# debido preci#a%ente a !a e#ti%u!acin de #u productividad. )n e#te %anua! #e pretende proporcionar proporcionar conoci%iento# #u
a# 8 de#venta>a# de !o# procedi%iento# de e#ti%u!acin %atricia! %$# co%:n%ente uti!i+ado#9 uti!i+ado#9 #e!eccionar e! %7todo de e#ti%u!acin 8 !o# %ateria!e# %$# apropiado#; para !a# condicione# particu!are# de una "or%acin 8 de un po+o 8 di#eñar !a e#ti%u!acin %atricia! #e!eccionada.
UNIDAD 3. 3.1. Factor que provoca daño El daño a una formación productora de hidrocarburos es la pérdida de productividad o inyectabilidad, parcial o total y natural o inducida de un pozo, resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso natural de producción. Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, por la producción de fluidos o por la introducción de fluidos durante las operaciones de perforación, terminación yo rehabilitación del pozo, y que puede ser eliminada mediante tratamiento qu!mico "#cidos, surfactantes u otros$, permitiendo al pozo recuperar la mayor parte de su capacidad ori%inal de producción. &a aproximación sistem#tica al diseño de tratamientos qu!micos para la eliminación del daño a la formación implica' aplicar una metodolo%!a inte%rada de dia%nóstico del daño existente, lo cual comprende'
(. )n an#lisis completo de las historias de perforación, terminación y reparaciones del pozo con énfasis en las posibles interacciones de los fluidos utilizados con los minerales y los fluidos del yacimiento. *. )n buen an#lisis de las pruebas de presión tomadas al pozo. +. )n estudio de la eficiencia de producción mediante an#lisis nodal del pozo. . -n#lisis económico de las %anancias de producción que podr!an obtenerse mediante el tratamiento. . /redicción de las reacciones qu!micas que podr!an ocurrir en la formación al introducir los fluidos diseñados, mediante la realización de pruebas de flujo a través de n0cleos o la utilización de modelos %eoqu!micos. Se debe hacer especial énfasis en la comprensión de los fenómenos interfaciales y su influencia sobre la productividad de los pozos, as!, se estudian fenómenos como los bloqueos por emulsionados, los bloqueos por a%ua y la inversión de la mojabilidad del yacimiento, el dia%nóstico apropiado de la ocurrencia de estos fenómenos, y la prevención y remedio de los mismos mediante el uso apropiado de los surfactantes. &a aplicación de estos procedimientos %arantizar#n mayores probabilidades de éxito en la selección de pozos candidatos a tratamientos qu!micos, y permitir# distin%uir cu#ndo un pozo puede ser candidato a estimulación mec#nica "fracturamiento$, y, lo que es m#s importante, permitir# reconocer cu#ndo un pozo debe ser abandonado, eliminando el desperdicio que supone tratar pozos que no van a aportar producción adicional.
&as causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. &as causas potenciales incluyen' baja permeabilidad natural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca penetración o tapadas, y restricciones a nivel de pozo. Es importante distin%uir entre baja tasa de producción y bajo !ndice de productividad. &a baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos en el sistema de levantamiento o en el diseño de las tuber!as, mientras que el !ndice de productividad de un pozo hay que analizarlo compar#ndolo con los pozos vecinos completados en el mismo yacimiento, o con el que el mismo pozo ten!a al principio de su vida productiva. /ara analizar el !ndice de productividad hay que medirlo, y si se halla que es anormalmente bajo, se debe distin%uir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento y restricciones al flujo en las cercan!as del pozo. /ara esto, hay que realizar pruebas de restauración de presión para hallar la presión del yacimiento, la presión fluyente de fondo del pozo, la capacidad de flujo, permeabilidad por espesor "1h$, y el factor de daño. El !ndice de productividad se define como el volumen de fluido producido, por unidad de ca!da de presión entre el yacimiento y el pozo, como si%ue'
j =
q … … … … … … … … … … … … ….. … … … … ( 1 ) Pe∗ Pwi
2onde' j 3 !ndice de productividad, bd q 3 tasa de producción, bd /e 3 presión del yacimiento, psi /4i 3 presión fluyente de fondo del pozo psi. &a tasa de producción, para estado seudo estabilizado, viene dada por la ec. de 2arcy para flujo radial, como si%ue'
q=
0.0070 Kh ( Pe− Pwi )
μBo ( ln
ℜ rw
… … … … … … … … … … … … … … (2 )
+ s)
2onde' re 3 radio de drenaje del pozo. pies r4 3 radio del pozo. pies 5iscosidad del petróleo, c/ 67 3 factor volumétrico del petróleo. 6y 6n "-dim.$
s 3 factor de daño. adimensional 1 3 /ermeabilidad efectiva. m2 h 3 Espesor de la zona. pies. 8omo puede verse en la ecuación anterior, hay varios factores que influyen en la productividad del pozo. Es de sumo interés descartar factores tales como la baja presión del yacimiento, la baja permeabilidad natural, y defectos mec#nicos y de levantamiento, para distin%uir si la causa es restricción al flujo en la zona del yacimiento m#s cercana a la cara del pozo. Esta restricción, que de ahora en adelante llamaremos daño a la formación, viene representada por en la ec. *. El sentido f!sico de este factor 5 se explica es la 9i%. (.( 2onde' /e 3 presión est#tica del yacimiento, psi /4f 3 presión de flujo del pozo, en condiciones de daño, psi /4f: 3 presión de flujo del pozo sin daño, psi rd 3 radio de la zona dañada, pies re 3 radio de drenaje del pozo en el yacimiento, pies r4 3 radio del pozo, pies
9i%. (.(. 8a!das de presión en el flujo hacia el pozo ";<=E5E/ (>>?$.
&a existencia de una zona de permeabilidad dañada alrededor del pozo causa una ca!da adicional de la presión, durante el flujo hacia el pazo desde el yacimiento. Esto reduce el valor de la presión de fondo fluyente, y hace que la diferencia /e@/4f incremente, con lo cual el !ndice de productividad del pozo disminuye.
OPERACIONES DURANTE LAS CUALES SE PRODUCE EL DAO
Per!orac"#$. 2esde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del pozo, esta zona est# expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectar#n fuer@temente la capacidad de producción del pozo. 8uando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido de control y la presión diferencial ejercida contra la formación son cr!ticas. El daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del propio fluido de perforación como de los recortes de la barrena. El lodo de perforación contiene entre otros materiales arcillas, a%entes densificantes y aditivos qu!micos, todos ellos potencialmente dañinos. &a invasión de estos materiales depende de la efectividad del control de pérdida del filtrado y del tamaño relativo de los sólidos y los poros de la formación. Esta invasión puede variar de pocas pul%adas a varios pies. -dicionalmente la acción escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes en la pared del pozo.
Ce%e$tac"#$. 2urante la cementación de la tuber!a de revestimiento, al bajar ésta puede causarse una presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de pérdida de fluidos. &as lechadas de cemento también producen un alto filtrado y los propios sólidos pueden invadir la formación. &os fluidos lavadores y espaciadores, y otros productos qu!micos contenidos en la propia lechada de cemento, utilizados normalmente durante la cementación, pueden ser fuentes potenciales de daño a la formación. &os filtrados de lechadas con pA elevado, son particularmente dañinos en formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de la formación de alta concentración de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales.
Ter%"$ac"#$. 2urante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son' control, recementaciones, limpieza del pozo, asentamiento del aparejo de producción, perforación del intervalo a explotar e inducción del pozo a producción. El control del pozo y la recementación de tuber!as propician la inyección forzada de fluidos y sólidos. Si el asentamiento del aparejo de producción se lleva a cabo después de haber sido perforado el intervalo de interés, pueden ocurrir pérdidas del fluido de control, a%rav#ndose si este fluido contiene sólidos. 2urante la perforación del intervalo debe procurarse en %eneral un fluido de control limpio "libre de sólidos$, y una presión diferencial a favor de la formación. -0n con estas precauciones, los t0neles de las perforaciones quedan empacados con detritos de las propias car%as explosivas, de la tuber!a de revestimiento del cemento y la propia formación. -dicionalmente, la zona de la roca alrededor de los t0neles de las perforaciones es compactada y esencialmente adquiere una permeabilidad nula. /or ambas razones las perforaciones pueden ser completamente bloqueadas. 2urante la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y sólidos que invaden la formación ocasionando también su daño. En terminaciones especiales para el control de arena, los empacamientos de arena pueden quedar dañados por colocación deficiente,
dejando espacios vac!os entre la formación y el cedazo, contaminación de la %rava por incompleta limpieza antes de su colocación o mal diseño de %ranulometr!a de la %rava o de la apertura del cedazo.
E&t"%u'ac"#$. &a estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratamiento inyectados contra formación, puedan dejar residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Bbviamente estos efectos causar#n daños dif!ciles de remover y en ocasiones permanentes. &os fluidos #cidos de estimulación son de las fuentes de mayor potencialidad de daños. )na selección inapropiada del fluido de estimulación, o el no tomar en cuenta las condiciones de los pozos en los que se realiza una estimulación, puede llevar a daños severos y en ocasiones permanentes. -l inyectar un #cido, los productos de corrosión de las tuber!as son disueltos y llevados a la formación. -l %astarse el #cido, estos productos compuestos de fierro, vuelven a precipitarse en la roca. -simismo los fluidos de estimulación llevan productos qu!micos "#cidos, surfactantes, etc.$, que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asf#lticos, desconsolidar la roca, causar precipitaciones indeseables, etcétera.
L"%p"e(a.
Reparac"#$ de po(o&. El daño durante estas operaciones es ori%inado por las mismas causas que intervienen al terminar los pozos. El exceso de presión diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar pérdidas de circulaciónC el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producir# daño, etcétera.
Producc"#$. &os intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por sólidos "arcillas y otros finos$ que emi%ran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozoC en formaciones de arenas poco consolidadas este problema es mayor. Si el yacimiento est# depresionado, ser# mucho m#s f#cil dañar la formación con estos sólidos. 2urante la producción de un pozo pueden ori%inarse cambios en la estabilidad de los fluidos producidos, pudiéndose propiciar precipitaciones or%#nicas "asf#ltenos yo parafinas$ o inor%#nicas "sales$ con el consecuente obturamiento del espacio poroso y el daño a la formación. -simismo en pozos de %as pueden ocurrir fenómenos de condensación retró%rada que ocasionan bloqueos de l!quidos en la vecindad del pozo. En ocasiones es necesario usar productos qu!micos para inhibir precipitaciones o corrosión, su efecto puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca en forma desfavorable. ;nyección de a%ua. Deneralmente se ocasiona daño en estos casos cuando el a%ua no est# tratada apropiadamente, pudiendo contener sólidos por uso inadecuado de los filtros, por el contenido de sales no compatibles con el a%ua de formación, por acarreo de finos de la misma formación, por incompatibilidad con las arcillas, por bacterias, por %eles residuales en la inyección de pol!meros, etcétera.
I$)ecc"#$ de *a&. El %as %eneralmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de lle%ar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de barrido de %rasa para roscas, escamas de corrosión u otros sólidos que taponar#n los poros del yacimiento. -simismo el %as inyectado puede acarrear productos qu!micos, residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo lo cual reduce la permeabilidad al %as y su inyectividad.
+ECANIS+OS DEL DAO A LA FOR+ACIÓN 8onsiderando la forma m#s simple de la &ey de 2arcy para flujo radial'
q=
− KA ∂ p μ
∂r
… … … … … … … … … … … … … … … … … … … (3 )
donde' -' #rea de flujo pie*F 1' /ermeabilidad m2F q' %asto bl d!aF G' viscosidad cpF 'dpdr %radiente de presión, lbp%*pieF
Se aprecia que la disminución de producción depende b#sicamente de una reducción en la permeabilidad de la formación a los fluidos, o de un incremento en la viscosidad de los mismos. 8omo se mencionó anteriormente la permeabilidad, 1, se refiere a una permeabilidad equivalente efectiva a los fluidos del yacimiento. Esta depende de la hetero%eneidad de la formación, de la permeabilidad absoluta de la misma y de la permeabilidad efectiva a los fluidos. En un sistema de flujo radial, como se observó anteriormente, cualquier reducción en la permeabilidad alrededor de la pared del pozo resulta en una considerable reducción en su productividad "o inyectividad$. En una situación de flujo lineal, como es el caso de una fractura inducida, un daño en la cara de la fractura es menos %rave debido a la %ran #rea de flujoC esto no implica que un obturamiento severo de la pared de la fractura o de la misma fractura implique una considerable pérdida de productividad o inyectividad.
&os mecanismos que %obiernan el daño a una formación, son' i Heducción de la permeabilidad absoluta de la formación, ori%inada por un obturamiento de los espacios vac!os interconectados "canales porosos$ o fisuras de la roca.
ii Heducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de una alteración de las saturaciones de fluidos o de un cambio de mojabilidades de la roca. iii -umento de viscosidad de los fluidos del yacimiento propiciado por la formación de emulsiones.
", Reducc"#$ e$ 'a per%ea-"'"dad a-&o'uta de 'a !or%ac"#$ )na roca reduce o pierde su permeabilidad absoluta cuando existe una disminución del espacio vac!o libre al flujo de fluidos. Esto puede presentarse 0nicamente por part!culas sólidas depositadas en tales espacios o al aumento del volumen del material sólido que compone la roca. 2ependiendo de su tamaño, las part!culas sólidas pueden invadir los conductos porosos qued#ndose atrapadas en los poros, en sus interconexiones o en fisuras naturales o inducidas. Estas part!culas sólidas pueden provenir de los fluidos de control, de las lechadas de cemento, de los recortes de la barrena, o estar presentes en la propia formación. =ambién los sólidos pueden crearse por precipitaciones secundarias, reacciones de los propios fluidos de la formación, o incompatibilidad de los fluidos extraños con los minerales que constituyen la roca o con sus fluidos. -dem#s, también puede ocasionarse reducción del espacio vac!o de los conductos porosos, por el aumento de volumen de los minerales contenidos en la propia formación, como es el caso del hinchamiento de arcillas. ;ndependientemente de cómo se cause la reducción del espacio vac!o, ésta afecta considerablemente la permeabilidad de la roca. /ara tener una idea de este fenómeno, considérese el empaque de capilares mostrado en la 9i%. (.*, con radios rc y lon%itud &. 8omo se aprecia en la fi%ura, i%ualando las leyes de /oiseuille y 2arcy, se tiene' 2
rc K =∅ … … … … … … … … … … … … … … … … … … . ( 4 ) 8
9i%ura (.* Iodelo de medio poroso con tubos capilares "8arlos ;slas Silva$.
8ualquier solido presente en los conductos porosos a un aumento de volumen de los minerales de la roca, propiciar#n una disminución dr#stica tanto de la porosidad como del radio medio de los conductos porosos, en consecuencia un decremento de la permeabilidad absoluta de la roca.
"", Reducc"#$ de 'a per%ea-"'"dad re'at"va Esta reducción puede ser ocasionada por el incremento de la saturación de a%ua cerca de la pared del pozo, como resultado de una alta invasión de filtrado o simplemente por la conificación o di%itación del a%ua de formación. &a reducción en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, y consecuentemente de la productividad del pozo, depende del incremento en la saturación de a%ua y del radio de invasión. Si el filtrado contiene surfactantes usados en los fluidos de perforación, cementación, terminación o reparación, se puede cambiar la mojabilidad de la roca, y como resultado se reduce la permeabilidad relativa al aceite. &a %eometr!a de los poros, asociada con el #rea superficial, afecta a los cambios de permeabilidad relativaC al disminuir el volumen de los poros con las part!culas transportadas dentro del yacimiento, se aumenta su #rea superficial, por lo tanto las posibilidades de aumentar la permeabilidad relativa al a%ua, aumentan con el incremento de la saturación de a%ua, dejando menor espacio disponible para el flujo de aceite. En pruebas de laboratorio, se ha experimentado y se ha encontrado que cuando aumenta el #rea superficial es m#s dif!cil de reducir la saturación de a%ua. En lo %eneral en forma natural, las rocas se encuentran mojadas por a%ua, un cambio en esta condición natural puede resultar de la acción de a%entes activos de superficie llevados por los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación, limpieza y estimulación. )na reducción en la permeabilidad relativa al aceite puede ser del orden del J7 K en un medio mojado por aceiteC mayores porcentajes de reducción se han encontrado en rocas de m#s baja permeabilidad. Se observa que un incremento en la saturación de a%ua de +7 a 7K reduce la permeabilidad al aceite de (+ m2 a *L m2. 8onsiderando la 9i%. (.+, la permeabilidad efectiva al aceite es (77 m2 a una saturación de a%ua del +K, esto cuando la roca est# mojada por a%ua. Si la roca es mojada por aceite, la permeabilidad del mismo, bajo i%ual saturación de a%ua, es de 7 m2.
""", A'terac"#$ de 'a v"&co&"dad de 'o& !'u"do& de' )ac"%"e$to Este fenómeno puede ocurrir debido a incompatibilidad de los fluidos que invaden la roca con los fluidos de formación pudiéndose crear emulsiones estables. &a reducción de productividad depender# de la viscosidad de la emulsión y del radio del #rea afectada. &as emulsiones de a%ua en aceite son m#s viscosas que las emulsiones de aceite en a%ua. &as emulsiones se forman cuando el filtrado inyectado hacia la formación se mezcla con los fluidos contenidos en ésta. &os surfactantes en unión con sólidos finos "tales como las arcillas de formación o del fluido de perforación o part!culas sólidas de hidrocarburos$,
tienen la tendencia a estabilizar estas emulsiones. =ambién la mojabilidad del yacimiento y la de las part!culas transportadas son factores importantes para la estabilidad de la emulsión, y de éstas también depende la fase continua de dichas emulsiones. &os finos mojados por a%ua reducen la tendencia a la estabilidad de la emulsión. &as formaciones mojadas por aceite, tienden a formar emulsiones m#s estables y de viscosidades m#s altas que las mojadas por a%ua. -dicionalmente cuando los hidrocarburos son producidos, los cambios de presión y temperatura al diri%irse estos al pozo pueden ocasionar cambios en su constitución, por pérdida de li%eros o precipitación de material paraf!nico o asf#ltico. Esto promover# una mayor viscosidad de los fluidos adem#s de la propensión a formar emulsiones y verdaderos depósitos semisólidos alrededor de la pared del pozo.
3.. O-te$c"#$ de' !actor de daño a part"r de prue-a& de var"ac"#$ de pre&"#$ Estudios de laboratorio y de campo indican que la mayor parte de las operaciones que se realizan para la consecución de un pozo petrolero, ori%inan una fuente potencial de daño a la productividad del pozo. El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, present#ndose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso din#mico de la perforación constituye el primero y m#s importante ori%en del daño, el cual puede verse a%ravado durante la cementación de tuber!as de revestimiento, en las operaciones de terminación o reparación de los pozos, e inclusive por las operaciones mismas de estimulación. En estas intervenciones a los pozos la fuente del daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación. 2urante el proceso natural de producción de los pozos, puede ori%inarse también el daño, al alterarse las caracter!sticas ori%inales de los fluidos del yacimiento o las de los 2urante el proceso natural de producción de los pozos, puede ori%inarse también el daño, al alterarse las caracter!sticas ori%inales de los fluidos del yacimiento o las de los minerales que constituyen la roca. &a investi%ación y el dia%nóstico de las causas espec!ficas que producen el daño, son b#sicas para prevenirlo o para removerlo. &a remoción del daño ocurrido en una formación resulta en lo %eneral dif!cil y costosa, por lo que su prevención o por lo menos su minimización debe ser el enfoque principal con el que se planee cualquier operación en un pozo.minerales que constituyen la roca &as pruebas de presión, al i%ual que otras pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporciones las caracter!sticas del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y dia%nosticando el daño de formación. El an#lisis de pruebas de pozos es uno de los métodos m#s importantes disponibles para los in%enieros de yacimientos para establecer caracter!sticas de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas. (. /ruebas de presión' es el proceso en el cual se somete el pozo a un impulso el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es decir un cambio de presión. 9actor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros. 6asados en el entendimiento de la f!sica de yacimientos, se desarrolló un modelo matem#tico que relaciona los par#metros de
yacimiento con la respuesta del pozo. En consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los par#metros del modelo son i%uales a los par#metros del yacimiento.
P'a$"!"cac"#$ /ara planificar una prueba de presión debemos tomar en consideración una serie de par#metros que nos permitir#n obtener los resultados esperados. 8aracter!sticas' • • •
8onsideraciones operacionales. 8#lculos requeridos para el diseños. Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión.
8onsideraciones • • • •
Estimar el tiempo de duración de la prueba. Estimar la respuesta de presión esperada. 8ontar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones. =ener claras las condiciones del pozo.
Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de' • • • • •
=ipo de pozo "productor o inyector$. Estado del pozo "activo o cerrado$. =ipo de prueba "pozo sencillo o pozos m0ltiples$. 2eclinación, restauración, tasas m0ltiples. /resencia o no de un sistema de levantamiento "requerimos de completacion$.
Ut"'"dad de u$a prue-a de pre&"#$ )na prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y caracter!sticas del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión est#tica del yacimiento. =ambién es 0til para predecir par#metros de flujo como' l!mites del yacimiento, daño de formación y comunicación entre pozos.
Fu$c"o$e& de u$a prue-a de pre&"#$ 1. Bbtener propiedades y caracter!sticas del yacimiento como' permeabilidad y presión est#tica. . /redecir par#metros de flujo como' &!mites del yacimiento. 2año a la formación. 8omunicación entre pozos.
F"$a'"dad de u$a prue-a de pre&"#$ 8onsiste en an#lisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar al%unas caracter!sticas del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se miden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el periodo de flujo transitorio. )na prueba de presión es la 0nica manera de obtener información sobre el comportamiento din#mico del yacimiento. .
3.3. A$/'"&"& de 'a& co%po$e$te& de' !actor de daño 0!actore& de p&eudodaño, -tribuir todo el s1in a un daño dentro de la formación es un error muy com0n, hay otras 8ontribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudos1in "/seudodaño$ y deben ser extra!das del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación. Aay * contribuciones' (. Est# relacionado al daño de formación, que act0a directamente en el sistema poroso, disminuyendo la porosidad y permeabilidad en la zona del s1in. *. Est# relacionada con un daño superficial en la cara de la formación "sandface$ y tiene que ver con el des%aste mec#nico producido por el trépano por frotamiento y el des%aste mec#nico producido por el flujo durante la perforación. El s1in de ori%en mec#nico es com0nmente llamado pseudodaño, mientras que el daño de formación es el 0nico realmente ori%inado dentro de la formación, y no tiene efecto ni relación con el s1in de ori%en mec#nico. El S1in total, debido al daño verdadero y pseudodaños se lo puede diferenciar mediante la si%uiente ecuación'
S = Sd + Spp + Sprf + Sturb + Ssw + sgp…………………………… .. "$
2ónde' S 3 S1in total Sd 3 S1in debido a la alteración de permeabilidad en el #rea cercana al pozo Spp 3 S1in debido a completación parcial Sperf 3 S1in debido al cañoneo Sturb 3 S1in debido a la turbulencia de flujo Ss4 3 S1in debido a la inclinación del pozo
S%p 3 S1in debido al empaque de %rava.
P&eudodaño& ) Co$!"*urac"#$ De' Po(o &os pseudodaños remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos directamente al pozo.
P&eudodaño& ) Co$d"c"o$e& de Producc"#$ &as condiciones dadas por el caudal y el #n%ulo de inclinación pueden inducir a ca!das de presión adicionales o pseudos1ins. Si se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede ori%inarse flujo turbulento en la formación, al i%ual que durante la perforación. El correspondiente pseudodaño positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un m!nimo dado, debajo de este valor cr!tico, tal pseudodaño no existe, puesto que no hay des%aste mec#nico en el sandface producido por la rata de flujo. &a inevitable variación del di#metro del pozo durante la perforación, puede modificar pro%resivamente el flujo de laminar a turbulento y crear un pseudodaño que se suma al daño real de la formación. Si se perfora a altas velocidades de penetración puede causar que la presión en las inmediaciones del pozo cai%a por debajo del punto de burbuja de los hidrocarburos, y puede as! crearse un pseudodaño positivo como consecuencia del bloqueo producido por el %as, de la misma manera, si se produce %as condensado por debajo del punto de roc!o, resultan l!quidos emer%iendo alrededor de las inmediaciones del pozo y alterando el flujo, ambos fenómenos son efectos de la permeabilidad relativa, pero nunca se manifiestan por s! mismos como pseudodaños positivos.
3.. E!ecto de' !actor de daño &o-re e' co%porta%"e$to de a!'ue$c"a de' po(o -maefule et. al. "(>LL$ enumera las condiciones que contribuyen al daño a la formación en cuatro %rupos' "($ "*$ "+$ "$
=ipo, morfolo%!a, y localización de los minerales residentesC 8omposición de los fluidos in@situ y fluidos externosC 8ondiciones de estrés y temperatura in@situ y propiedades del poro de formaciónC 2esarrollo del pozo y pr#cticas de explotación del yacimiento.
&os factores que contribuyen al daño a la formación son clasificados por -maefule et. al. "(>LL$ de la si%uiente manera' "($ ;nvasión de fluidos externos, como son a%ua y qu!micos usados para recuperación mejorada, "*$ invasión de lodo de perforación, y fluidos de reacondicionamiento del pozoC ;nvasión de part!culas externas y movilización de part!culas ind!%enas, como arena, finos,bacterias y residuosC "+$ 8ondiciones de operación como son producción, presión y temperatura del pozoC "$ /ropiedades de los fluidos de la formación y del medio poroso. "$
UNIDAD . Curva& de Dec'"$ac"#$ 8uando un yacimiento ha estado produciendo durante un tiempo considerable, lle%ar# a un punto donde la producción que ofrezca dicho yacimiento empezar# a disminuir, de esa manera el yacimiento entrar# en su etapa de declinación. &as 8urvas de 2eclinación son un modelo de estimación de perfiles de producción que utiliza datos de los historiales de producción de un campo o yacimiento para predecir su comportamiento futuro mediante un modelo %r#fico yo anal!tico. )n punto importante de utilizar las 8urvas de 2eclinación es que todos los factores que influyeron en la curva conservan su eficacia durante la vida productiva del campo o yacimiento. En cuanto a la estimación de perfiles de producción utilizando propiedades e información del yacimiento, las 8urvas de 2eclinación son el modelo m#s sencillo que existe en la pr#ctica profesional y puede lle%ar a ser de %ran precisión. Existen diferentes tipos de variables que se pueden utilizar en las 8urvas de 2eclinación, al%unos comunes son' •
•
•
•
8ontacto a%uaaceite contra producción acumulada' Se utiliza cuando la rentabilidad de la producción est# en función del corte de a%ua. Healizar extrapolaciones en l!nea recta de la tendencia puede resultar en %raves errores, en caso de que el corte de a%ua sea muy %rande, o, si se utiliza el corte de aceite, puede resultar en estimaciones demasiado %randes. 8ontacto a%uaaceite o %asaceite contra producción acumulada' Se utiliza en casos que se ten%a entrada de a%ua o empuje de la capa de %as. /roducción acumulada de %as contra producción acumulada de %as' Se utiliza cuando se conoce al%una de las dos "
el caso del tiempo y el %asto de aceite se cuenta con un historial de su comportamiento . En (>, -rps crea los fundamentos del an#lisis de 8urvas de 2eclinación proponiendo unas curvas matem#ticas emp!ricas. &a ecuación de declinación emp!rica de -rps representa la relación del %asto de aceite con el tiempo.
Q (t )=
Qi
() 1
… … … … … … … … … … …… … … … … .
( 1 +b Di t ) b
"J$
donde M es el %asto de aceite o %as, para el tiempo de producción t, Mi es el %asto de inicial y b y 2i son constantes, siendo 2i la declinación de yacimiento. &a ecuación anterior puede ser reducida en dos casos especiales' 8uando b3( y cuando b37. En el caso de b37 representa la declinación exponencial y b3( representa la declinación armónica. /ara el caso en que 7NbN( la ecuación anterior es definida como declinación hiperbólica.
9i%.(.+. =ipos de curvas de declinación.
.1. Dec'"$ac"#$ 2"per-#'"ca &a declinación hiperbólica es la forma %eneral de la ecuación de -rps, es cuando la b est# entre 7 y (, este tipo de curvas rara vez son utilizadas en la industria.
9i%.(.. 8omportamiento de la declinación hiperbólica
.. Dec'"$ac"#$ ar%#$"ca &a declinación armónica es el caso especial de la declinación hiperbólica, cuando en la ecuación de -rps la b3(. /ara la declinación de la producción de aceite o %as, puede ser expresada como la Ec.
Q (t )=
Qi
( 1+ D i t )
……………………………………………………
..
"?$
/uede ser expresada en términos de la producción acumulada de aceite
Np=
Qoi D i
ln
Qo Qoi
… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … . "L$
y para la producción acumulada de %as "Dp$ se expresa como la Ec.
Gp=
Qgi D i
ln
Qg Q gi
… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ">$
/uede ser %raficada en una tendencia de la producción acumulada y el lo%aritmo natural de MMi. Se puede estimar la producción m#xima i%ualando q37, asimismo obtener la producción acumulada al l!mite económico Mmin.
.3. Dec'"$ac"#$ epo$e$c"a' &a declinación exponencial es un caso especial de la declinación hiperbólica en la cual el exponente de la ecuación de -rps es cero, de esta manera la tendencia se hace lineal. &a Ec. es la expresión matem#tica para la declinación exponencial para la producción de aceite'
Q (t )=Qi e
Dit
… … … … … … … … … … … … … … … … … … … …... "(7$
=ambién puede expresarse en términos de la producción acumulada de aceite. Ec.
Np =
1
D i
( Qoi−Qo ) … … … … … … … … … … … … … … … … … … .
"(($
Iientras que la Ec. est# en términos del %as'
Gp =
1
D i
( Qgi−Q g ) … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..
"(*$
Co$c'u&"#$ Entre los m#s importantes desarrollos tecnoló%icos con que cuenta la ;n%enier!a /etrolera est#n los métodos de estimulación de pozos. =al es la importancia de la estimulación de pozos que se puede ase%urar que no existe pozo en el mundo en el que no se haya aplicado uno o m#s de estos procedimientosC a0n m#s, muchos pozos existen como productores comerciales debido precisamente a la estimulación de su productividad. - través de la estimulación de pozos ha sido posible mejorar la producción de aceite y %as e inclusive, incrementar las reservas recuperables.
&os avances tecnoló%icos son consecuencia de la experiencia e investi%ación llevada a cabo desde finales del si%lo pasadoC sin embar%o, los conocimientos sobre la estimulación de pozos a0n no han sido del todo desarrollados. 8onsecuentemente, la aplicación del conocimiento actual para optimizar técnica y económicamente los diseños de estimulación, es al%unas veces incierta y puede conducir a fracasos, por lo que la investi%ación en el campo de la estimulación de pozos contin0a ininterrumpidamente.
4"-'"o*ra!5a 1. 2ttp677888.o"'product"o$.$et7!"'e&7Te&"&9%ode'o9pre'"%"$ar9para9ceda %p.pd! . 2ttp677888.pto'o%eo.u$a%.%6:;:;7<&pu"7-"t&trea%713.:.=.1;;7; >717Te&"&.pd!% 3. 2ttp677"$*e$"er"a?de? )ac"%"e$to&.'aco%u$"dadpetro'era.co%7;;@7;=7curva&?de? dec'"$ac"o$?de?'a?producc"o$.2t%'
. 2ttp677888.pto'o%eo.u$a%.%6:;:;7%'u"7-"t&trea%72a$d'e713.:.=. 1;;71:37Te&"&.pd!&eque$ceB1 =. 2ttp677888.pto'o%eo.u$a%.%6:;:;7%'u"7-"t&trea%72a$d'e713.:.=. 1;;7:7te&"&;.pd!&eque$ceB1
INSTITUTO TECNOLOICO SUPERIOR DE COSA+ALOAPAN
PRODUCTIIDAD DE POOS I-=EH;-
TRA4AGO DE INESTIACION UNIDAD III H I =H-6-OB
IN. +ARCO HAEL SOTO AUEGOTE /HB9ESBH
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