Frac Acido. Bterminadadocx

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 5: INYECCION DE POZOS TEMA: “FRACTURAMIENTO ACIDO ”

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

“FRACTURAMIENTO ACIDO”

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 5: “INYECCION DE POZOS”. ESTUDIANTES: FERNANDO VLADIMIR PACHECO FLORES MOISES FELIPEZ PUMA

COCHBAMBA-BOLIVIA 2018


CONTENIDO CAPITULO 1 ..................................................................................................................................... 4 MARCO REFERENCIAL ............................................................................................................... 4 1.1.

Introducción. .......................................................................................................................... 4

1.2.

Antecedentes generales. ........................................................................................................ 5

1.2.1. 1.3.

Antecedentes específicos ................................................................................................... 5 Objetivos. ............................................................................................................................... 6

1.3.1.

Objetivo General. .............................................................................................................. 6

1.3.2.

Objetivos Específicos. ........................................................................................................ 6

1.4.

Justificación ........................................................................................................................... 6

CAPITULO 2 ..................................................................................................................................... 7 MARCO TEORICO ......................................................................................................................... 7 2.1.

Definición de estimulación. ................................................................................................... 7

2.2.

Importancia de la estimulación. ........................................................................................... 7

2.3.

Tipos de estimulación ............................................................................................................ 8 Estimulación matricial ...................................................................................................... 8

2.3.1. 2.3.1.1.

Estimulación matricial reactiva ................................................................................... 9

2.3.1.2.

Estimulación matricial no reactiva .............................................................................. 9

2.3.2.

Estimulación por Fracturamiento ................................................................................... 9

2.3.2.1.

Fracturamiento acido .................................................................................................. 13

2.3.2.2.

Pozos candidatos . ......................................................................................................... 14

2.3.2.3.

Acido versus agente sostén .......................................................................................... 14

2.3.2.4.

Conductividad y longitud. .......................................................................................... 15

2.3.2.5.

Mecanismos de fractura acida. ................................................................................... 16

2.3.2.6.

........................................................................................................ 17 Control de leakoff ........................................................................................................

2.3.2.7.

Efectos durante el fracturamiento acido ................................................................... 18

CAPITULO 3 ................................................................................................................................... 19 APLICACIÓN DE LA TECNOLOGIA........................................................................................ 19 3.1.

Diseño del procedimiento de estimulación. ....................................................................... 19

3.2.

Selección del pozo candidato. ............................................................................................. 19

3.3.

Datos del campo Sábalo (Pozo Sábalo X-5) ....................................................................... 20

3.4.

Mineralogía del reservorio Huamampampa. .................................................................... 22

3.5.

Selección del fluido fracturante ......................................................................................... 24

3.6.

Cálculos de diseño la tecnología de fracturamiento f racturamiento acido para el pozo sábalo x-5. ...... 25


3.6.1.

Presión de sobre carga .................................................................................................... 25

3.6.2.

Gradiente de fractura: .................................................................................................... 26

3.6.3.

Presión de fractura. ......................................................................................................... 26

3.6.4.

Presión hidrostática. ........................................................................................................ 27

3.6.5.

Presión de cierre instantáneo: ........................................................................................ 27

3.6.6.

Presión de confinamiento o cierre: ................................................................................ 27

3.6.7.

Calculo del gasto máximo de inyección (colchón previo de gel de borato) ................ 27

3.6.8.

Calculo del daño. ............................................................................................................. 28

3.6.9.

................. ................ 30 Calculo del colchón previo a la inyección del acido fracturante .................................

3.6.10.

Calculo del tiempo de inyección del colchón previo. .................................................... 31

3.6.11.

Cálculo de coeficientes de fluido fracturante: .............................................................. 32

3.6.12.

.................. ..................... 32 Calculo de gasto máximo de inyección del ácido fracturante. ...................................

3.6.13.

Longitud de fractura:...................................................................................................... 33

3.6.14.

Calculamos ahora el índice de productividad antes del fracturamiento: ................... 33

3.6.15.

Calculo del nuevo caudal de producción. ...................................................................... 34

CAPITULO 4 ................................................................................................................................... 35 CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 35 Bibliografía ....................................................................................................................................... 36


CAPITULO 1 MARCO REFERENCIAL

1.1.

Introducción.

El Fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente ácido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existentes. El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de éste, de la presión de fractura y de las pérdidas de filtrado en la formación. En un Fracturamiento ácido se inyecta un fluido altamente viscoso como colchón para generar la fractura y mantenerla abierta durante todo el tratamiento, seguido del ácido que reacciona con la formación creando un hoyo de gusano y finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro de la fractura. La efectividad de un tratamiento de este tipo lo determina la longitud de fractura gravada en la roca. El método es ampliamente utilizado en dolomitas. El caudal de inyección tiene que ser lo suficientemente alto y la permeabilidad de la formación lo suficientemente baja para que la pérdida de fluido no sea excesiva de manera que la presión pueda incrementar lo suficiente para fracturar la formación. Se utilizan ácidos (acidificación de pozos) para grabar las caras de las fracturas promoviendo que ellas no sean parejas mediante la creación de canales o “worm-holes” para prevenir que

se cierren completamente en las formaciones carbonáticas. La fractura grabada actuará como un canal de alta conductividad para mover los fluidos hacia las cercanías del pozo con mayor facilidad. En pozos de baja a mediana temperatura, el control de la pérdida de fluido del ácido es la consideración más importante. En pozos de alta temperatura, la distancia de penetración efectiva del ácido está limitada por un rápido consumo, por tanto, se deberá utilizar ácidos retardados (gelificados y/oreticulados).


1.2.

Antecedentes generales.

La utilización de ácidos para mejorar el desempeño de los pozos, eliminando o esquivando el daño, fue una práctica común durante mucho tiempo; podría decirse, desde que existe la industria petrolera. En el año 1865, Ohio Oíl Company utilizo ácido clorhídrico (HCL) para tratar los pozos perforados en una formación de caliza. La producción de estos pozos se incrementó sustancialmente; pero, desafortunadamente, también lo hizo la corrosión de la tubería de revestimiento. Como resultado, los tratamientos de acidificación para estimular la producción desaparecieron durante aproximadamente 30 años. La acidificación de los yacimientos de calizas resurgió en el año 1931, con el descubrimiento de que el arsénico inhibía la acción corrosiva del HCL en los tubulares del pozo. Pero los tratamientos ácidos para las areniscas requerían un enfoque diferente. El HCL no reacciona fácilmente con los minerales que reducen la permeabilidad de la arenisca pero el ácido fluorhídrico (FH) si lo hace. Los primeros intentos de utilización del (HF) en areniscas fallaron debido al taponamiento producido por las reacciones secundarias. Este problema fue superado en 1940, con un tratamiento combinado de (HF-HCL), el HF de la combinación de ácidos disuelve los depósitos de minerales presentes en las areniscas que obstruyen la producción, mientras que el HCL controla los precipitados.

1.2.1. Antecedentes específicos El inicio de la producción comercial del campo Sábalo, fue en abril del 2007, con la entrada en producción del pozo SBL-X4, los pozos SBL-X1, SBL-X2 y SBL-X3 entraron en producción a partir del 21 de agosto del año 2003, de donde se extrae más de 10 MMmcd. Posteriormente y también, con el objetivo de producir las reservas de hidrocarburos gaseosos de las Formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, se programó la perforación del quinto pozo Sábalo SBL-X5, que se inició el 20 de octubre del año 2005, alcanzando una profundidad final de 4866 m. El pozo está ubicado al Norte del río Pilcomayo a 788 metros sobre el nivel del mar, en el campo Sábalo del bloque San Antonio, ubicado a 34 kilómetros al Norte de Villa Montes.


La perforación fue encarada por las contratistas de servicios NaborsDrilling y Shclumberger. Originalmente, el bloque San Antonio fue dado en concesión bajo un contrato de Asociación con YPFB, pero luego se convirtió en Riesgo Compartido en el marco de la Ley 1689 de abril de 1996, en la actualidad es un Contrato de Operación, suscrito en octubre de 2006 por Petrobras, Repsol-YPF y Total con la estatal petrolera, que, además, participa en la cuarta parte de la sociedad.

1.3.

Objetivos.

1.3.1. Objetivo General. Desarrollar los principales elementos técnicos que permitan, conceptualizar el proceso de Fracturamiento Ácido desde el diseño hasta su evaluación y cuente con los elementos necesarios para interpretar resultados.

1.3.2. Objetivos Específicos. 

Seleccionar el pozo candidato para el fracturamiento ácido.



Realizar el diseño de la tecnología de fracturamiento acido.



Calcular el nuevo caudal después de aplicar la tecnología.

1.4.

Justificación

En los yacimientos de calizas y dolomitas (rocas carbonatadas) se aloja aproximadamente un 60% de las reservas mundiales las cuales presentan algunas dificultades para su explotación y recuperación; es por eso que se desarrollaron varios aspectos que involucran nuevos avances tecnológicos, como es el caso del Fracturamiento acido que es una nueva tecnología que dio buenos resultados en otros países y fue usada en distintos pozos que tenían el problema de fracturas naturales, barreras de permeabilidad cerca de la zona productora, con muy buenos resultados, por lo que sería una buena opción para aplicar en Bolivia en campos con formaciones carbonatadas.


CAPITULO 2 MARCO TEORICO 2.1.

Definición de estimulación.

Una estimulación de un pozo se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de este a la formación. Los objetivos de la estimulación son: para pozos productores, incrementar la producción de hidrocarburos; para pozos inyectores, aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor y para procesos de recuperación secundaria y mejorada, optimizar los patrones de flujo.

2.2.

Importancia de la estimulación.

Entre las contribuciones más significativas a la industria petrolera esta la estimulación

de pozos. A través de la estimulación de pozos ha sido posible mejorar la producción de aceite y gas e inclusive, incrementar las reservas recuperables. La estimulación ha llegado a ser una práctica estándar, y se puede asegurar que actualmente no existe pozo productor o inyector que no haya sido estimulado cuando menos una vez. La estimulación se ha aplicado a todo tipo de formaciones y profundidades de los pozos petroleros y se ha extendido a pozos de agua. Los avances tecnológicos son consecuencia de la experiencia y la investigación llevada a cabo desde finales del siglo pasado; sin embargo, los conocimientos sobre la estimulación de pozos aun sido del todo desarrollados. Consecuentemente, la aplicación del conocimiento actual para optimizar técnica y económicamente los diseños de estimulación, es algunas veces incierto y puede conducir a fracasos, por lo que la investigación en el campo de la estimulación de pozos continúa interrumpidamente.


2.3.

Tipos de estimulación

Después de la terminación de un pozo, en un mantenimiento mayor o en el desarrollo de la vida productiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: 

Estimulación matricial.



Fracturamiento hidráulico.

Diferenciados por los gastos y presiones de inyección.

2.3.1. Estimulación matricial La estimulación de pozos es una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros, éstas consisten en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Una estimulación se define como el proceso por el cual se intenta restituir o crear un sistema de canales en la roca productora en un yacimiento para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, ésto permitirá una penetración del fluido a la matriz rocosa en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo. El éxito de una estimulación matricial depende principalmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección esto es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre los más importantes están: 

El tipo de daño.



Severidad y localización del daño.



Compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación.


2.3.1.1.

Estimulación matricial reactiva

Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca, utilizándose para la remoción de daño por partículas de sólidos, precipitaciones orgánicas, etc. En algunos casos, principalmente en formaciones con alta productividad, la estimulación reactiva no solo se utiliza para remover el daño, sino que también para estimular la producción natural del pozo, como es el caso de carbonatos, donde el resultado es la creación de canales y estructuras que facilitan el flujo de los hidrocarburos al pozo. Los fluidos a utilizar principalmente son técnicas con sistemas ácidos, los cuales son utilizados principalmente en arenas, areniscas y mayormente en rocas calcáreas.

2.3.1.2.

Estimulación matricial no reactiva

La estimulación matricial no reactiva o no ácida es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales solidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, con aditivos, principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones comúnmente se emplean para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por pérdidas de lodo, por depósitos orgánicos.

2.3.2. Estimulación por Fracturamiento El fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicada en la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación; y colocar un elemento de empaque que permitan incrementar la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo. Como la resistencia al flujo en la formación se incrementa, la presión en el pozo aumenta a valores que exceden la presión de quiebre de la formación produciendo así la fractura.


En primer lugar, se bombea un fluido sin apuntalante, es decir, fluido o gel lineal para iniciar y establecer la propagación de la fractura a través de la formación productora. Esto, es seguido por el gel mezclado con un sustentante o apuntalante. Este gel continúa siendo bombeado hasta extender la fractura y simultáneamente transportar el sustentante a través de la formación. Después de que el fluido es bombeado y se han alcanzado los gastos y presiones deseadas para establecer la geometría de la fractura, el gel químicamente se rompe, es decir, baja su viscosidad logrando así que éste fluya hacia fuera del pozo, dejando así una fractura altamente conductiva para que el aceite y/o gas fluyan fácilmente hacia el pozo. El fracturamiento hidráulico ha hecho una significante contribución en el mejoramiento de la producción y recuperación de reservas de aceite y/o gas. El fracturamiento hidráulico, que fué introducido a mediados de los años 40´s, se ha convertido en una práctica común en la estimulación de pozos, para mediados de la década de los 90´s, los tratamientos de fracturamiento hidráulico habían crecido en más de 1 millón en los Estados Unidos. En la actualidad se dispone de varios modelos de simulación, así como técnicas de control y evaluación que hacen posible un diseño más realista y predecible de la operación, e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situación imprevista. Los objetivos del fracturamiento hidráulico son:

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 5: INYECCION DE POZOS TEMA: “FRACTURAMIENTO ACIDO ” 

Incrementar la tasa de flujo de aceite y/o gas del yacimiento de baja y alta permeabilidad.



Incrementar la tasa de flujo en pozos dañados. Interconectar fracturas naturales presentes en la formación.



Disminuir el diferencial de presión alrededor del pozo al minimizar la producción de arena y/o asfaltenos.



Incrementar el área de drene o la cantidad de formación que está en contacto con el pozo.



Conectar la producción de intervalos lenticulares en pozos horizontales.



Optimizar y disminuir el número de pozos por área.



Retardar el efecto de confinamiento de agua.

Los beneficios potenciales del fracturamiento hidráulico ha despertado el interés de los operadores de petróleo y gas durante más de 50 años. Lo más interesante es que bajo ciertas condiciones, esta técnica restituye o aumenta la productividad del pozo, generando a menudo reservas adicionales mediante el mejoramiento de la recuperación de hidrocarburos. Más del 30% de los tratamientos de fracturamiento se lleva a cabo en pozos más antiguos y el otro 70% se realizan en pozos con daño y para fomentar el flujo de fluidos hacia el pozo en formaciones muy consolidadas. Muchos de esos tratamientos son terminaciones de intervalos nuevos; otros representan tratamientos en zonas productivas que no fueron fracturadas inicialmente, o una combinación de intervalos nuevos y zonas previamente estimuladas en forma inadecuada o no estimuladas. Sin embargo, un número creciente de operaciones implica fracturar intervalos luego de un periodo inicial de producción, a consecuencia de una caída de presión del yacimiento y agotamiento parcial. Esta operación resulta ser efectiva en formaciones de baja permeabilidad,

yacimientos naturalmente

fracturados,

formaciones

laminadas

y

heterogéneas, pero especialmente en yacimientos de gas. Para que una operación de fracturamiento hidráulico sea exitosa, se debe crear una fractura apuntalada más larga o más conductiva, o exponer mayor espesor productivo neto en los pozos existentes antes de realizar la operación; otro beneficio del fracturamiento es la disminución del daño, el cual es causado


por la migración de arenas y/o finos, también para un mejoramiento en la producción y el aumento de la conductividad. El fracturamiento hidráulico ha sido usado en procesos de recuperación secundaria y mejorada, como las operaciones de inyección de agua, combustión in situ e inyección de vapor, para mejorar la eficiencia de barrido. Actualmente es el proceso de estimulación más ampliamente usado; además se tiene que tomar en cuanta un mayor número de factores, como materiales más sofisticados, evaluaciones económicas, etc., lo que demanda un diseño de fracturamiento hidráulico más riguroso y preciso. La tecnología utilizada en el fracturamiento hidráulico ha sido mejorada significativamente, una parte importante que ha sido desarrollada y mejorada son los fluidos de fracturamiento hidráulico, estos fluidos han sido desarrollados para yacimientos que van desde formaciones con baja temperatura y someros, hasta yacimientos muy profundos y con temperaturas muy altas. Muchos tipos de sustentantes han sido desarrollados, y van desde la arena sílice o estándar, hasta materiales que resisten grandes presiones y grandes esfuerzos compresivos, como la bauxita o las esferas de porcelana, para formaciones muy profundas y en donde los esfuerzos de cierre de la fractura exceden los rangos de la capacidad de ciertos tipos de arena y también la industria ha desarrollado nuevos equipos para hacer frente a los retos actuales y las condiciones agrestes y extremas de operación. Los tratamientos de fracturamiento hidráulico típicos, han variado en su tamaño y en su forma, desde tratamientos muy pequeños de 500 galones; hasta los tratamientos masivos de fracturación, los cuales han jugado un papel importante en el desarrollo de formaciones económicamente no rentables, como formaciones altamente compactadas o de muy baja permeabilidad.


2.3.2.1.

Fracturamiento acido

El fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente ácido clorhídrico, es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existente. El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de este y de las pérdidas de filtrado en la formación. Una fractura ácida es una fractura hidráulica, no se debe confundirla con un tratamiento matricial. Como es una fractura hidráulica se inyecta por encima de la presión de fractura, rompiendo la formación con el objetivo de crear una fractura conductiva con una longitud suficiente para permitir el drenaje eficiente del reservorio. Este tipo de fractura es reservado a formación de carbonatos: caliza o dolomita. Como estas formaciones no son completamente homogéneas si se hace fluir ácido sobre las caras de la fractura, no disolverá toda la superficie de la misma manera. Entonces se podrá ver como canales grabados en la superficie. Estos canales son los que harán que cuando se cierre la fractura las dos caras no se apoyarán del todo una sobre la otra, y habrá conductividad. La longitud y el grabado de la fractura dependerán del tipo de ácido utilizado. Si el ácido se consume rápidamente, debido a una alta velocidad de reacción, no llegará “vivo” al fondo de


la fractura hidráulicamente creada, y esta parte se cerrará nuevamente. También dependerá de la perdida de fluido. Las formaciones calizas y dolomitas son generalmente formaciones fisuradas, lo que incrementa tremendamente las pérdidas de fluido, y el ácido no llega al fondo de la fractura. Se dice ácido vivo por un ácido que tiene poder de disolución. una vez que ha perdido este poder por haber disuelto material soluble (roca o otro) lo llamamos ácido gastado.

2.3.2.2.

Pozos candidatos.

No todas las formaciones de carbonatos son candidatas. Una condición es que sean carbonatos relativamente limpios. Si contienen demasiado impurezas (<70% de solubilidad en HCl) estas impedirán que las caras se graban correctamente y liberaran demasiado material insoluble que después taponará los canales. En los carbonatos muy blandos (tiza, “chalk”),

como las tizas, la roca no tiene suficiente resistencia a la compresión para soportar los esfuerzos y una vez disipada la presión de fractura las dos caras se aplasten una sobre la otra sin casi dejar conductividad. En estos casos es recomendable fracturar con la inclusión de altas concentraciones de agente de sostén. En algunos carbonatos hay posibilidad de elegir entre una fractura ácida o una fractura con agente de sostén. Cada técnica tiene sus ventajas y desventajas. Los reservorios carbonatos de baja permeabilidad pueden necesitar agente de sostén debido a la limitación de la longitud de la fractura grabada.

2.3.2.3.

Acido versus agente sostén

Una fractura ácida es operativamente más sencilla hacer que una fractura con agente de sostén, debido a que necesita menos equipamiento. No hay riesgo de arenamiento y siempre se podrá finalizar la operación. Pero puede ser más fácil asegurar la calidad de una fractura con agente de sostén. En los carbonatos es muy difícil controlar el filtrado porque son generalmente reservorios fisurados o fracturados. Los aditivos para controlar el filtrado tienen una eficiencia limitada ya que el ácido disuelve la matriz que es el soporte de los mismos, dejándolos nuevamente en solución. Las fracturas ácidas son limitadas a ciertos carbonatos cuando las fracturas con agente de sostén pueden ser utilizadas en cualquier tipo de formación. El ácido, si es utilizado solo, no


deja polímeros en la fractura, y por lo tanto no habrá daño residual lo que implica una mejor conductividad. Como el ácido disuelve la matriz, en la cercanía del pozo disolverá la zona de tortuosidades dejando una buena conexión pozo formación. La longitud de las fracturas ácidas es generalmente corta en comparación de una fractura con agente de sostén por el alto valor de pérdida de fluido. Este puede ser un punto negativo en ciertos yacimientos de gas de baja permeabilidad donde se necesita largas fracturas conductivas. Un tema a considerar es que la longitud efectiva de la fractura grabada (etched) por el ácido es limitada por la distancia por la cual este puede viajar entre las caras de la fractura grabándolas correctamente antes de ser demasiado gastado.

2.3.2.4.

Conductividad y longitud.

La conductividad y la penetración de las fracturas ácidas son gobernadas por muchos factores. Entender estos factores y como se interrelacionan es necesario cuando se considera una estimulación por fractura ácida. El objetivo es generar una fractura grabada la más larga posible. Para esto se deberá elegir el tipo de ácido a utilizar. El ácido clorhídrico reacciona rápidamente, y más aún en un pozo profundo con alta temperatura. En este caso se deberá utilizar otro tipo de ácido como los ácidos acético, cítrico, o mezcla de ácidos. De ninguna manera se podrá emplear ácido fluorídrico ya que formaría precipitados en la formación taponando todo. Si la formación tiene un alto valor de solubilidad el volumen disuelto será grande pero en una corta distancia. En esta zona el ancho será grande pero a cerrarse la fractura si no hay un buen grabado de canales, no resultará necesariamente en una fractura de alta conductividad. Para retardar la velocidad de reacción, en lugar de cambiar el tipo de ácido o además de cambiarlo, se puede utilizar aditivos como son ciertos surfactantes que forman una película sobre la roca dificultando su contacto al ácido. Hoy se trata de evitar estos aditivos y se prefiere gelificar el ácido. A ser gelificado el movimiento de las moléculas dentro de la masa de fluido es más lento, y la velocidad de reacción también. Se necesita longitud, pero longitud con buena conductividad. Esta dependerá en forma directa del ancho después del cierre de la fractura. El ancho es en parte función del volumen de roca disuelta, pero también del esfuerzo de confinamiento y la dureza


de la roca. Entonces no necesariamente porque se disolvió más roca se obtendrá una mejor conductividad. La forma del grabado es importante. Desgraciadamente hoy no se sabe bien cual es la forma del grabado y ningún de los simuladores comerciales es confiable. Una buena razón es que el fenómeno no es bien entendido, y por lo tanto no se puede desarrollar un modelo matemático. Por experiencia se sabe que cada roca tendrá su propia respuesta. Si la roca es demasiado homogénea el grabado será homogéneo y casi sin canales. Por esta razón en formaciones demasiado blandas (tizas), y a veces en formaciones no tan blandas, es mejor fracturar con agente de sostén. Una solución es utilizar ácido gelificado como fluido de transporte para el agente de sostén.

2.3.2.5.

Mecanismos de fractura acida.

Además de los principios fundamentales de fracturación, para las fracturas ácidas se deben tomar en cuenta algunas consideraciones adicionales. Estas consideraciones implican cálculos especiales para el leakoff del ácido, la velocidad de reacción con la roca, y el transporte en 3D del ácido dentro de la fractura. Uno de los problemas de las fracturas ácidas son los altos valores de filtrado (o leakoff). El mismo ácido va generar la formación de canales cada vez más grandes perpendiculares a la cara de la fractura, como también ensanchará las fisuras naturales. Entonces el filtrado será cada vez más importante. En consecuencias los reductores de filtrado deben ser partículas de tamaño mucho mayor que para una fractura en arenisca donde se quiere tapar las gargantas porales. En fracturas ácidas se utilizan materiales como sílice malla 100. Tiene el inconveniente de ser un material insoluble. Las perdidas de fluidos ácidos pueden resultar en muy bajas eficiencias del fluido de hasta 5%. La superficie de perdida se incrementa mucho a medida que se desarrolla los wormholes y que se agrandan las fisuras naturales. Esto resulta en dificultades para mantener la presión de fractura. En la Figura 1 vemos un “wormhole” que fue hecho en laboratorio inyectando un cierto

volumen de ácido en una muestra de caliza. Después el ácido fue desplazado por una resina que lleno el espacio creado por el carbonato disuelto. Después que la resina endureció se puso la muestra en ácido para disolverla completamente y poder observar el wormhole. Este es el tipo de canales que se forman perpendiculares a la cara de la fractura. Pueden penetrar


varios pies dentro del reservorio. Son la consecuencia de un ensanchamiento selectivo de los poros más grandes a medida que la roca reacciona con el ácido. El crecimiento del wormhole se para cuando no hay más ácido “vivo” en su punta.

2.3.2.6.

Control de leakoff

Hay varias técnicas para limitar el efecto del leakoff. Una de las soluciones es iniciar la fractura con un gel polimérico convencional para que el mismo polímero entre y tapona las fisuras. Detrás del gel se bombea el ácido. Partiendo del mismo principio se alterne bacheos de geles y de ácido, por ejemplo 1000 galones de gel seguidos de 1000 galones de ácido, y así sucesivamente haciendo varias etapas según la longitud deseada. Además el ácido se canalice (fingering) dentro del gel permitiéndole una mayor penetración del ácido vivo dentro de la fractura. También por su viscosidad, el gel genera mucha perdida de presión en los wormholes que penetra. Y así impide la penetración del ácido. Otra técnica cada vez más utilizada es el ácido gelificado. Hay nuevos productos con los cuales el ácido gelifica a ciertos valores del pH de la solución entre el pH del ácido vivo y el pH del ácido gastado. Este permite que a medida que el ácido se gasta se incrementa su viscosidad tapando los wormholes y fisuras. A medida


que siga subiendo lentamente el pH la solución pierde nuevamente su viscosidad y el pozo puede ser producido. Otros materiales para reducir el leak-off son: – Polímeros hinchables: esta técnica es utilizada con éxito limitado. Estos polímeros no se

disuelven completamente en ácido, pero forman partículas que bloquean los wormholes en el comienzo del tratamiento. – Resinas solubles: se necesite concentraciones muy altas, +/- 200 lb/1000 gal, por lo cual

limita su uso.

2.3.2.7. 

Efectos durante el fracturamiento acido

Canalización por viscosidad (fingering)

Otra ventaja de utilizar bacheo de gel polimérico y de ácido es el efecto de canalización de un fluido de baja viscosidad dentro de un fluido de mayor viscosidad. Se inyecta un gel viscoso y detrás se inyecta ácido (que no es viscoso) de manera que este se canalice dentro del gel y puede ir más lejos dentro de la formación. También la pérdida de fluido es menor ya que el ácido está menos en contacto con la cara de la fractura en toda su longitud. Los geles deben ser resistentes al ácido ya que estos trabajan a pH altos, y se rompe a pH bajos. 

Enfriamiento (Cooldown)

La velocidad de reacción de todos los ácidos es función de la temperatura. En formaciones profundas con altas temperaturas es necesario enfriar la roca. Por ese motivo se inicia generalmente la fractura con un fluido no ácido que tiene dos funciones: abrir la fractura y enfriar la formación. El enfriamiento no tiene efecto muy adentro de la formación ya que la superficie de contacto del fluido sobre las caras de la fractura es tan grande que el fluido se calienta rápidamente. El aspecto más importante para el enfriamiento es la invasión de la porosidad primaría. Inyectar un gran volumen de fluido frío en un sistema de fisuras naturales no permitirá obtener una disminución notable de la temperatura de la roca entre las fisuras. En la mayoría de los casos la temperatura en el pozo frente a los punzados se estabiliza rápidamente en un valor ligeramente por encima de la temperatura de superficie (10 a 30°F por encima de la temperatura de superficie), o sea el fluido llega frío a los punzados y su calentamiento se hace dentro del cuerpo de la fractura.


CAPITULO 3 APLICACIÓN DE LA TECNOLOGIA 3.1.Diseño del procedimiento de estimulación. Para el desarrollo del procedimiento de la estimulación se tomará en cuenta aspectos importantes, como la selección del pozo candidato, la determinación del tratamiento de estimulación, la selección de los fluidos de tratamiento, determinación de las presiones y caudales máximas de inyección, determinación de los fluidos volúmenes de inyección de cada etapa y la estimación del resultado de la estimulación. ETAPA 1

PROCEDIMIENTO Selección del pozo candidato Matricial No Reactiva

2

Determinación del tratamiento de estimulación

Matricial Reactiva Fracturamiento

Pre-flujo

3

Selección de los fluidos de tratamiento

Flujo Principal Flujo de desplazamiento

4

Determinación de los presiones y caudales máximas de inyección

5

Determinación de los fluidos volúmenes de inyección

6

Estimación del resultado de la estimulación

3.2. Selección del pozo candidato. Para poder verificar que el pozo seleccionado es un candidato idóneo para realizar la estimulación, hemos especificado ciertos parámetros, que mediante nuestra investigación, hemos considerado que son los más importantes y se deben cumplir, como mínimo, para poder realizar el fracturamiento hidráulico. A continuación se detallan cada uno de ellos:


Estado actual del pozo: el pozo a estimularse debe estar activo y en producción para poder considerar realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico en el mismo. Si el estado actual del pozo determina que se encuentra cerrado o es un pozo reinyector, no será tomado en consideración.



Daño de formación: se considera un factor principal en la disminución de la producción del pozo



Producción de petróleo: es necesario que el pozo a estimular presente una disminución en su producción de petróleo, la cual estaría ligada a un alto daño de formación en las cercanías del hoyo.



Producción de agua: si el pozo a estimular contiene un alto %BSW, es necesario considerar no realizar el fracturamiento ya que esto provocaría un aumento en la producción de agua convirtiendo en nada rentable al proyecto.



Reservas y factor de recobro: las reservas remanentes deben ser considerablemente altas en el yacimiento del cual el pozo obtiene su producción, así mismo un factor de recobro relativamente alto es crucial.

Una vez detallado cuales son los requerimientos que debe cumplir el pozo para poder realizar el fracturamiento hidráulico (ácido), procedemos a la selección del pozo SABALO X-5 que cumple con los requisitos para esta tecnología.

3.3. Datos del campo Sábalo (Pozo Sábalo X-5) A continuación, se presentan los datos del reservorio Huamampampa (Pozo Sábalo X5). CAMPO SABALO Nombre del pozo

Sábalo X5

Abreviatura del nombre del pozo

SBL-X5

Tipo de pozo

Productor de gas y condensado

Formación productora

Huamampampa

Profundidad de la formación

3273 – 4290 m

Espesor de la formación

309 m (1017 Ft )

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MODULO 5: INYECCION DE POZOS TEMA: “FRACTURAMIENTO ACIDO ” Espesor neto productor

7,62 m (25 Ft)

Presión del reservorio

4751 Psi

Temperatura del reservorio

189°F

Permeabilidad del reservorio

26,7 md

Porosidad del reservorio

4,5%

Densidad

15,2 lb/ft3

Radio de Pozo

0,33 Ft

Radio de Drene

885,67 Ft (269,95 m)

F. Compresibilidad (z)

1,022

Factor Volumétrico (Bg)

0,00049 SCFD

Viscosidad

0,0314 Cp.

Caudal de Gas

9,8 MMPCD

Caudal de Petróleo

460 BBD

Caudal de Agua

1900 BBD

Presión de fondo fluyente

2762 Psi

Compresibilidad

0,000092

Temperatura en la cabeza del pozo (Thf)

79°F

Temperatura de flujo al pie del Tubing (Twf)

197°F

Tensión interfacial (σ)

41 dinas/cm

Gravedad Especifica del gas

0,695

Presión en la cabeza del pozo (Phf)

144 Psia

La producción inicial del pozo Sábalo X5, fue de 80 millones de pies cúbicos día de gas, que corresponde a la fecha de 24/04/2008, después de 9 años de explotación, esta producción ha disminuido a 9.8 millones de pies cúbicos de gas por la formación de bloques de condensados ocasionando reducción de la permeabilidad y declinación de la producción en el pozo.


La producción de condensado desde el año 2008 al año 2014 más específicamente hasta el mes de marzo se mantuvo en un promedio de 2400 barriles por día teniendo su pico más alto el año 2008 por el mes de septiembre y el más bajo de 1300 barriles por día en agosto del 2009. Desde marzo del 2014 la producción de condensados bajo hasta 460 barriles por día, demostrándose así que el hidrocarburo condensado se está quedando en la zona de drenaje y además está originando un bloqueo a la producción de gas. El grado de porosidad de la arena productora es muy pobre, y es de 4.5% por lo que se encuentra entre 0 – 5, como se observa a continuación: POROSIDAD (Ф)

GRADO POROSIDAD

0 – 5

Muy Pobre

5 – 10

Pobre

10 – 15

Regular

15 – 20

Bueno

>20

Muy Bueno

El grado de permeabilidad de la arena productora es regular, de 26.7 mD, por lo que se encuentra entre 10 – 100, como se observa en la siguiente tabla. PERMEABILIDAD

(mD)

GRADO

1 – 10

Pobre

10 – 100

Regular

100 – 1000

Bueno

>1000

Muy Bueno

PERMEABILIDAD

3.4.Mineralogía del reservorio Huamampampa. La formación Huamampampa tiene 4 cuerpos denominados H1, H2, H3 y H4 constituidos por:


Arenisca de grano medio 0.63 cm.



Arenisca con composición variable. Entre ellas esencialmente cuarzo, y pequeñas cantidades de feldespatos y otros minerales.



Material cemento: Sílice.



Textura: detrítica. Se observa granos de tamaño medio (0.63 cm)

El reservorio Huamampampa con un espesor de 350 a 400m, se caracteriza por estar compuesto de Areniscas de grano medio 0.63 cm. De textura detrítica con composición variable. Entre ellas están las Areniscas cuarcíticas, compuestas esencialmente por cuarzo, de grano fino, de color gris blanquecino, intercaladas con niveles de lutitas y Limolitas, además de cantidades representativas de feldespatos y minerales, de Sílice, Carbonato de calcio (CaCO4), óxidos de hierro (Fe2O3). Por lo que la formación de Huamampampa es heterogénea en niveles H1 y H2, siendo homogénea en H3 y H4. CLASIFICACION

MINERALES

%

FORMULA

Cuarzo

44.3

Si O2

Silicato

9.2

SiO44- o [(SiO3)2-]n

ARENISCAS

Illita

LIMOS Y ARCILLAS

3.8

(K,H3O)(Al, Mg, Fe)2 (Si, Al)4 O10 [(OH) 2(H2O)]

Caolinita

4.7

Al2Si2O5(OH)4

Esmectita

13.5

Al2O3 · 2SiO 2 · H2O

Zeolitas

2.5

Mx[(AlO2)x(SiO2)y]*mH2O

Albita

1.5

NaAlSi3O8

Ortoclasa

1.3

KAlSi3O8

Ankerita

1.4

CaFe2+(CO2)2

Siderita

1.1

Calcita

22,5

FELDESPATOS

CARBONATOS

(FeCO3) CaCO3


3.5. Selección del fluido fracturante En Tabla se ve diferentes tipos de ácidos y su poder de disolución en libras de carbonato de calcio disuelto por 1000 galones de ácido. Se ve que el poder de disolución del ácido clorhídrico es unas dos veces el del ácido fórmico, y 3 a 4 veces el del ácido acético. O sea si se utiliza ácido acético se debe inyectar volumen mucho más grande que con ácido clorhídrico para disolver un mismo volumen. La forma del grabado no será la misma.

El ácido fracturante adecuado para el pozo SBL-X5, es aquel que permitirá la fracturación y remoción del daño por bloqueo condensados, por el cual llegamos a elegir al ácido

clorhídrico con una concentración de 15% Acido clorhídrico (acido fracturante) PH

Valor

Unidad

<1

Viscocidad

0.72

Cp

Densidad

9.01

Lpg

>10E+2

1/s

200

°F

Velocidad de deformación (inyección) Temperatura máxima


Gel de borato (colchón previo) PH

Valor

Unidad

9.24 al 1%

Viscocidad

2.01

Cp

Densidad

11.97

Lpg

>10E+2

1/s

217

°F

Velocidad de deformación (inyección) Temperatura máxima

3.6.Cálculos de diseño la tecnología de fracturamiento acido para el pozo sábalo x-5. Con los datos anteriormente detallados procederemos a realizar el diseño específicamente para el pozo SBL X-5. Vamos a comenzar primero con el cálculo de las presiones tal como lo indica el manual de estimulación.

3.6.1. Presión de sobre carga Es la presión que será dada por el peso total de las formaciones que están por arriba del punto de interés. SUSTANCIA

DENSIDAD (GR/CM3)

Arenisca

2.65

Caliza

2.71

Dolomita

2.87

Anhidrita

2.98

Halita

2.03

Cal

0.35

Arcilla

2.7-2.8

Agua potable

1

Agua de mar

1.03

Aceite

0.6-0.7

gas

0.015


= 0,052 Reemplazando con D= 14074.6 (ft) y la densidad de la arenisca= 2,65 gr/cc; haciendo el correspondiente cambio de unidades tenemos:

= 0,052 22,0374 /

14074.6

= 16128.714 3.6.2. Gradiente de fractura: Gradiente de presión, expresado generalmente en psi/pie [kPa/m], al cual un intervalo específico de formación se rompe y admite fluido.

= (

/ −

)(Ɣ /1−Ɣ) +

Reemplazando en este caso a Gp de los datos por 0,862 y Ɣ

 = 0,2 coeficiente de

Poisson tenemos:

= ((16128.714 /14074.6)− 0,862)(0,2 /1 − 0,2 ) + 0,862 = 0,9329

/

3.6.3. Presión de fractura. Va a ser la presión necesaria para mantener abierta la fractura y propagarla más allá de la falla, puede variar durante la operación.

= Entonces tendremos:

= 0,9329 14074.6 = 13130.19


ℎ = 0,052 Ph= 0,052 9.1 Ph= 6660.1

3.6.5. Presión de cierre instantáneo: Es la presión tomada en superficie cuando se detiene el bombeo del fluido.

=

− ℎ

= 13130.19 – 6660.1 Pci = 6470.09

Según la bibliografía, es recomendable el uso de apuntalante que provee una conductividad lo suficientemente alta para hacer despreciable cualquier perdida de presión en la fractura durante la producción del fluido. En la práctica generalmente no se logra un comportamiento ideal debido a factores económicos y prácticos . Con esta presión vamos a seleccionar como agente apuntalante a: Arena recubierta de resina a esto nos basamos en la Tabla donde nos indica que para una presión mayor a 8000 psi y menor a 17000 psi vamos a utilizar este material.

3.6.7. Calculo del gasto máximo de inyección (colchón previo de gel de borato) Para calcular el gasto máximo de inyección de los fluidos de tratamiento, es necesario conocer los datos y determinar algunas propiedades del pozo.


−    .×    =     ×  − 26.725. 4751 4.917×10   = 2.1 885.67 0.33   )    =. ( El caudal máximo de inyección para bombear el gel reticulado, hacia el pozo no debe sobrepasar el 1.65 (BPM) barriles por minuto.

3.6.8. Calculo del daño. Durante las operaciones de perforación y completación, la permeabilidad de la formación en la sección cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona dañada. La invasión de fluidos de perforación, la dispersión de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturación de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables por la reducción de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulación tal como acidificar o fracturar, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, rediciendo así el daño de la formación (skin). Se realizará la estimación del factor skin (S) en la formación productora, con la siguiente formula,

 = [   ]( ) Dónde:

 =    =    ó  =     ñ


 =       =    Donde el radio de la zona dañada será calculado con la siguiente ecuación:

 =  +  Donde para hallar

 se debe realizar la selección en función de la longitud de penetración

de los baleos del pozo.

 =. Entonces teniendo el valor del radio del pozo  = 0,3 3  el valor de  será:  = 5 + 0,33   =5,33   Por lo que el daño es somero se utilizara el valor de

Conociendo los datos del pozo presentes en la tabla, se estimará el factor skin.

Variable

valor

Radio del pozo

(rwf)

0,33 ft

Radio de la zona dañada

(rs)

5,33 ft

Permeabilidad de la zona dañada

(ks)

26,7 md

Permeabilidad de la formacion

(k)

45,8 md

El valor del factor Skin (S) será:

5,33)  = [ 45,8 1 ]( 26,7 0,33 =.


VALOR DE “S”

CONDICIÓN DEL POZO Altamente dañado

S > 10

Dañado

S>0

Sin daño

S=0

Acidificado

1≤≤3 2≤≤4 <5

Fracturado Masivamente fracturado

Realizando una comparación con la tabla se puede llegar a la conclusión que el pozo SBL X-5 presenta un daño en la formación productora, para remover el daño es necesario la aplicación de un tratamiento de estimulación.

3.6.9. Calculo del colchón previo a la inyección del acido fracturante Para calcular el volumen de fluido de pre-flujo, tomando las características del daño, empleamos la siguiente ecuación propuesta en el manual de estimulación de pozos, Economides, et al, 1995:

 = .∅   Donde: V f = volumen del fluido a inyectar (gal) r x = radio daño(zona alterada)(ft)  = porosidad h = espesor neto productor


4.5 ) 255.33 0.33  = 23.5 (100  = .    = 748.18 × 0.031746 1   = .  El volumen del colchón previo es   = . ) 3.6.10. Calculo del tiempo de inyección del colchón previo. Para calcular el tiempo requerido para la inyección de ácidos en el pre-flujo, empleamos la siguiente formula:

  = ,∗  á

 = 0,023805∗748,18 1.65  = . ≈

31


3.6.11. Cálculo de coeficientes de fluido fracturante: = 0,0469 ( ∆

/100 )1 /2 /√

= 0,0469 (26.7 4745.04 0,045 /100 0.72)1/ 2 /√ = 0,417 = 0,0374*∆ (

/√

)1 /2 /√

= 0,0374 4745.04*(26.7 9.2E-5 0,045/ 100 0.0314)1/ 2 /√ = 1.05 /√ 1 / =1/

+1/ 1 / =1/ 0.417+1 /1.05=3.35 C= 0,29 /√

3.6.12.

Calculo de gasto máximo de inyección del ácido fracturante.

El gasto máximo de inyección del fluido reactivo, será de:

−      .×   =     ×  − 26.72513130.194751 4.917×10   = 0.72 885.67 0.33    = . / El caudal máximo de inyección para bombear el HCL, hacia el pozo debe sobrepasar los 4.83 (BPM) barriles por minuto, para fracturar la formación productora.

32


3.6.14. Calculamos ahora el índice de productividad antes del fracturamiento:

  =  Donde: J = Índice de productividad [MMPC /D/psi] Qg = Caudal de fluido, [MMPCD] Pr = Presión promedio del yacimiento, [psi] Pwf = Presión fondo fluyente del yacimiento a tasa constante, [psi]

,  =   = ,  // Este índice de productividad se ubica en el rango de baja, como se puede observar en la siguiente tabla. T ABLA 4. 1 R AN GOS DE Í ND I CE DE P RODU CTI VI DA D

INDICE DE PRODUCTIVIDAD Baja productividad

RANGO J ˂ 0.5

Productividad media

0.5 ˂ J ˂ 1

Alta productividad

1 ˂ J ˂ 2.0

Excelente productividad

J > 2.0

33


Y el radio del pozo luego del fracturamiento:

′=2 ′ =2/

6.92 = 4.4

Con los dos valores anteriores calculados, podemos obtener entonces el índice de

productividad luego del fracturamiento:

    =   +      885.67  = 0.33  53.44.41  885.67  +  4.41 26.7 0.33  =. / 0.004× 100% 0.011 =.% El incremento de la productividad es de 44.55%

3.6.15. Calculo del nuevo caudal de producción. J = Índice de productividad [MMPC /D/psi] Qg = Caudal de fluido, [MMPCD] Pr = Presión promedio del yacimiento, [psi] Pwf = Presión fondo fluyente del yacimiento a tasa constante, [psi]

Qg=J(Pr-Pwf) Qg=0.011(4751-2762) Qg=21.9 MMPC /D/psi

,  //

Después de aplicar la tecnología el caudal del pozo aumento de a , lo cual refleja un incremento muy significativo en el aumento del volumen producido.

.  //

34


CAPITULO 4 CONCLUSIONES 

La producción en el pozo bajo en un periodo de 8 años, desde 2008, el pozo producía 80 MMPCD de gas y 2400 BPD de condensado en un inicio, hasta 2016 que la producción fue de 9.8 MMPCD de gas y 460 BPD de condensado/gasolina. Por tal razón es pozo Sábalo X-5 es candidato para realizar el fracturamiento acido por los problemas como reducción de la permeabilidad, formación de banco de condensados y por tener una porosidad muy baja.



En el presente trabajo, se eligió emplear la fracturación acida de ácido clorhídrico con un colchón previo de gel de borato, la tecnología de fracturación acida se emplea para el control de bloque de condensados y mejora de la permeabilidad, no solo porque es recomendado para cantidades de rocas carbonatadas mayores al 20%, que es nuestro caso.



Una vez calculados los parámetros operativos actuales se demuestra un bajo índice de productividad de 0,004 MMPC /D/psi, además haciendo los cálculos de fracturación acida se llegó a determinar el incremento de la productividad en un 44.5%. Después de aplicar la tecnología el caudal del pozo aumento de a

,  //

.  // , lo cual refleja un incremento muy significativo en el

aumento del volumen producido.

35

Frac Acido. Bterminadadocx

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