TYPES OF HYDRAULIC FRACTURING FLUIDS FRACTURING FLUIDS. The types and use of fracturing fluids have evolved greatly over the years and continue to evolve. To select the fracturing fluid for a specific well, it is necessary to understand the properties of the fluid and how these properties may be modified to accomplish desired effects. The properties that a fracturing fluid should possess are:
The turbulent flow frictional loss in the wellbore and perforations and in laminar flow in the fracture. The accurate characterization of the rheological properties of the fluid is necessary for the successful application of the hydraulic fracturing process.
The turbulent flow frictional loss in the well bore and perforations is important to design and perform a fracturing treatment. The frictional losses are used to predict the surface treating pressure and injection rate. The laminar flow behavior of the fluid in the fracture is critical to the design of proppant transport and fracture geometry. The fracture geometry and extension during
FRACTURING the treatment depends to a high degree on the rheological properties of the clean as well as proppant-laden fluid. Fracturing fluids are generally classified into three types: aqueous based, oil, and foam fluids. AQUEOUS-BASED FRACTURING FLUIDS:
Aqueous-based fracturing fluids have been widely used in the oil and gas wells because of their low cost, high performance, greater suspending power, environmentally acceptable and ease of handling. Aqueous-based fracturing fluids are classified based on the amount of polymer (gelling agent) per gallon of water. Various mixes of these gelling agents are used in hydraulic fracturing treatments, depending on the type of formation being stimulated. OIL-BASED FRACTURING FLUIDS: Oil-based fracturing fluids are primarily used for water sensitive formation. They normally employ gelled kerosene, diesel, distillates, and many crude oils. Aluminum salts of organic phosphoric acids are generally used to raise viscosity, proppant carrying capability, and improve temperature stability. Compared to aqueous-based fluids, they are more expensive and more difficult to handle. Oil-based fluids are more hazardous because of flammability and also possess environmental concerns. FOAM FRACTURING FLUIDS: Foam fracturing fluids are used in low pressure and fluid sensitive formations to aid in clean-up and reduce fluid contact. They are gas and liquid dispersions. Foams can use nitrogen and/or CO2 as the internal phase and water-methanol mixtures used as the external phase for the formation of foam fracturing fluids. The disadvantages associated with foam fluids are:
They cannot be loaded with high proppant concentration. The cost of foam fluid systems including field equipment is very high. They are very uneconomical as compared to aqueous and oil-based fracturing fluids.
Furthermore the rheological characterization of foams is not easy because of the many variables involved.
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DAÑO DE FORMACION EN POZOS PETROLEROS
DAÑO DE FORMACION EN POZOS DE PETROLEO. Cuando exista un cambio de porosidad y permeabilidad en las zonas cercanas alrededor del pozo podría existir un daño a la formación debido a la bajada de tubería o también durante el proceso de producción. Este en realidad puede variar desde unos milímetros hasta unos centímetros de espesor dentro de la formación. Como consecuencia de un daño a la formación, la productividad de un pozo puede ser reducida total o parcialmente en las inmediaciones del pozo, estas podrían ser:
Pérdidas de fluidos dentro de la formación y el revoque producido por el lodo durante la perforación del pozo. Por incrustaciones de calcáreos. Formación de emulsiones. Depósitos de parafina durante la vida activa del pozo.
DAÑO DE FORMACION EN EL WELLBORE Una evaluación de la extensión del daño será de gran ayuda, especialmente para determinar el tratamiento requerido para removerlo. La posible existencia de daño se determina mediante ensayos de pozos, pruebas de producción, etc. Los ensayos de pozos pueden ser drawdown o build up. Las pruebas de producción consisten en comparar la producción del pozo con otros vecinos. Los ensayos de presión están afectados por el tipo de flujo. Se pueden reconocer las siguientes formas de flujo: 1. Radial: el flujo converge hacia el pozo. 2. Lineal: si la fractura tiene alta conductividad, el factor dominante del flujo será desde la formación hacia la fractura. 3. Bilineal: si la fractura no es de alta conductividad su efecto en el flujo debe ser considerada.
CAPACIDAD DE FLUJO: La Capacidad de flujo está influenciada particularmente por la permeabilidad y el espesor productivo, cualquier afección que estos sufren, la capacidad de flujo está siendo
alterada. Para fracturar un pozo que produce en su primera etapa con buena eficiencia y sin daño no es rentable ya que la capacidad de flujo es optimo, pero sin embargo, cuando comienza la declinación del pozo- reducción de la capacidad de flujo- es económicamente rentable la estimulación. En estos casos la estimulación ayuda a la capacidad de flujo en mantenerse o incrementarse-tratamiento químico, etc.- Cuando la permeabilidad es baja es conveniente realizar una fractura profunda, debido a que la permeabilidad es la capacidad de un fluido en fluir a través de medios porosos, por tal razón es vital tener elevada permeabilidad.
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OPTIMIZACION DE LOS PARAMETROS DE CAÑONEO DE POZOS PETROLEROS
La remoción del daño y la limpieza de los disparos constituyen elementos importantes dentro del diseño de los disparos y la ejecucion de los mismos, pero tambien se deden tener en cuenta el diametro y la longitud del tunel dentro de la formacion, la densidad de disparo o el numero de orificios especificados como disparos-el angulo existente entre los orificios-y el tamaño del orificio de entrada en el revestidor y en el cemento. La caida de presion provocada por el daño del disparo depende de 2 parametros fundamentales:
La permeabilidad de la formacion El espesor de la zona triturada.
Las completaciones de pozos presentan diferentes requerimientos con respecto a los disparos, algunos pozos producen naturalmente grandes volumenes y no necesitan estimulaciones ni manejo
BALEO de la arena durante la completacion. Estas completaciones naturales estan asociados con areniscas permeables, de alta porosidad y gran resistencia y con carbonatos con poco daño de la formacion y una adecuada conductividad de la matriz. La longitud y densidad de los disparos constituyen los parametros predominantes que dictaminan la productividad en estas aplicaciones. Los disparos deben atravesar la zona de daño inducido por la perforacion y la invasion de los fluidos. Como regla practica, para establecer una conexion efectiva con la roca no dañada, es necesario lograr una penetracion profunda, que atraviese por lo menos el 50% del daño. La densidad de disparo y la orientacion o fase tambien desempeñan roles importantes. El aumento de la densidad de disparo reduce el daño provocado por los disparos y los pozos producen a presiones inferiores. Si las formaciones son laminadas o tienen un alto grado de anisotropia-grandes diferencias entre la permeabilidades verticales y horizontalees necesario que la dnsidad de disparo sea elevada. A medida que el factor de daño se aproxime a cero, la densidad de disparo adquiere mayor importancia. Las cargas orientadas reducen la caida de presion cerca del pozo al prporcionar conductos de flujo en todas las caras del pozo. En el caso de las formaciones naturalmente fracturadas, la orientacion multiple de las cargas de penetracion profunda permite interceptar un mayor numero de fracturas. Si las fracturas naturales son paralelas, los disparos orientados resultan convenientes. Si bien resulta util para calcular la productividad del pozo y evaluar el efecto de los parametros del disparo entre los diferentes cañones, el analisis computarizado algunas veces empaña ña interaccion y la importancia relativa de los parametros se ponen de manifiesto las dependencias subyacentesentre los mismo. Este tipo de analisis permitio desarrollar un metodo simple para estimar la prductividad de las completaciones naturales con disparos. Al combinar los parametros del disparos y de la formacion en un grupo unico adimensional, se obtiene un calculo rapido de la productividad sobre diversas variables que coinciden con los calculos analiticos. Este metodo, aplicable para los disparos que atraviesan el daño de la formacion en un esquema en forma de espiral, considera que las principales variables que rigen la productividad son:
La longitud del disparo. La densidad de disparo.
El diametro del tunel. El diametro en la pared del hueco. El daño local de la formacion alrededor del pozo. El daño de la permeabilidad inducido por los disparos. La anisotropia de la permeabilidad.
En los casos que no se pueda alcanzar una penetracion profunda, una densidad de disparo resulta particularmente efectiva. En las completaciones naturales, el diametro del tunel en la formacion es el menos importante de los parametros del disparo y, por lo general, se produce un aumento del tamaño del orificio en detrimento de la perforacion. Cuando el flujo va reducido debido a la anisotropia elevada, al daño causado por los disparos o al daño de la formacion, se puede solucionar parcialmente seleccionando un cañon con el mayor factor adimensional, ya sea por penetracion profunda, alta densidad de disparo, reduccion del daño por desbalance o una combinacion de estos factores. Las mejores estrategias son aquellas que proporcionan niveles de eficiencia de la productividad cercanos al 100%.
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BPD - Curvas de Declinación de Producción. Parte I: Introducción Por Marcelo Madrid 5.7.12 BPD, Estimación de Reservas 1 comentario La declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Otro factor que ocasiona una caída de producción es el factor mecánico.Las curvas de declinación de producción representan el método más usado, en la predicción del comportamiento futuro de producción de un pozo, un grupo de pozos, yacimiento y/o campo, ya que este es fácil y confiable. Las curvas de declinación permiten estimar las reservas a recuperar durante durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales. Las curvas de declinación se basan en: “Que los factores que han afectado la producción en el pasado lo continuarán haciendo en el futuro”. Se debe tener en cuenta que en un pozo pueden ocurrir diferentes
cambios de la tasa de declinación durante la vida productiva, los cuales se deben tener en cuenta al momento de hacer las predicciones.
Tipos de Declinación De acuerdo a las causas que influyen en la declinación de producción se tienen la Declinación Energética y la Declinación Mecánica. La Declinación Total será la suma de la declinación energética más la declinación mecánica. Declinación energética: es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento de energía del yacimiento (caída de presión) y/o a la disminución de la permeabilidad relativa al petróleo y saturación de petróleo alrededor del pozo. Declinación mecánica: esta relacionada con la disminución de la efectividad de los métodos de producción, problemas inherentes a la formación, tales como: arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, y problemas en el pozo como deterioro de la tubería de producción, empacaduras, etc. Recientemente algunos expertos prefieren denominar este tipo de declinación como Capacidad de Pérdida de Producción, ya que esto involucra factores que no son exclusivamente de índole mecánico. De acuerdo a la expresión matemática se tienen la tasa de Declinación Nominal y la tasa de Declinación Efectiva: Tasa de Declinación Nominal (D): esta ecuación se genera de la pendiente negativa de la curva formada por el logaritmo natural de la tasa de producción en función del tiempo (Ln q vs. t). La declinación nominal es una función continua usada para derivar otras relaciones matemáticas. En la Ec.1, se define la declinación nominal:
Tasa de Declinación Efectiva (De): representa la caída en la tasa de producción desde qi hasta q1 dividida entre la tasa de producción al comienzo del período. Si el período de tiempo es un mes, la tasa de declinación es mensual efectiva, si el período es un año, la declinación es anual efectiva. La declinación efectiva es por lo general la mejor que representa las prácticas de producción real. En la Ec. 2 se define la declinación efectiva:
Donde: D= Tasa de declinación nominal, tiempo-1
De= Tasa de declinación efectiva, adm qi= Tasa inicial de producción, BN/día, BN/mes, BN/año q1= Tasa de producción al final del período considerado, BN/día, BN/mes, BN/año Siendo que q y q1 son iguales para las dos ecuaciones, igualando las ecuaciones Ec. 1 y Ec. 2 se tiene:
La declinación nominal como una función de la declinación efectiva es:
La declinación efectiva como una función de la declinación nominal es:
Tipos de Curvas de Declinación de Producción Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. En la Figura 1, se presentan los comportamientos cualitativos de estas curvas, al ser representadas en papel de coordenadas cartesianas, papel semilog y papel log-log. Por lo general, se selecciona el tiempo y la producción acumulada como variables independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas. Entre las variables dependientes más utilizadas se encuentra el logaritmo de la tasa de producción. El procedimiento de extrapolación es de naturaleza empírica pero representa el sistema que se esta analizando. Si el sistema no es afectado significativamente , debido algún cambio de las operaciones de yacimiento, el método de extrapolación dará una representación razonable del comportamiento futuro. Dado que la extrapolación de la curva hiperbólica se hace asintótica al eje horizontal se debe tener cautela en las predicciones, pues estas pueden ser optimistas. En la práctica se utiliza la extrapolación exponencial como una extensión de la declinación hiperbólica hasta el límite económico.
Figura 1. Tipos de Curvas de Declinación de Producción
Factores que afectan las Curvas de Declinación de Producción Dado que la aplicación de las curvas de declinación requiere el establecimiento de una tendencia de comportamiento de producción del pozo, grupos de pozos, yacimiento, cualquier factor que altere o modifique esta tendencia, limitará la aplicación de éstas. Entre los factores que afectan las curvas de declinación de producción se tienen los siguientes: Períodos desiguales de tiempo: las pruebas de pozos, las mediciones, etc, no se efectúan en los pozos considerando los mismos lapsos de tiempo entre prueba y prueba, lo que hace que los promedios entre los diferentes tiempos no estén bien ponderados. Este factor es de cierta importancia cuando se usa la presión del pozo o del yacimiento como variable independiente, pero el efecto será menor cuando se usan las tasas de producción, porque estas se asignan mensualmente. Cambio de productividad de los pozos: la producción de los pozos tienen una declinación natural, cuando en determinados pozos esta llega a bajos valores, son sometidos a reparaciones con el objeto de incrementar nuevamente su producción. Generalmente estos cambios de productividad no se pueden tomar en cuenta por que no se puede predecir cuando ello ocurrirá. Cuando el cambio de productividad en un pozo es significativo o más de un pozo experimenta cambios similares, también cambiará la tendencia del comportamiento de producción del yacimiento.
Completación de nuevos pozos: al terminar un nuevo pozo, la tasa de producción del yacimiento aumentará, lo cual altera la tendencia del comportamiento anterior. En este caso no se podrá extrapolar la curva porque no se sabe si la declinación de producción continuará según la misma ley (comportamiento) antes de terminar el nuevo pozo. En dicho caso, habrá que esperar hasta que se observe una nueva tendencia para proceder a la aplicación de este método. Sin embargo, si se necesitara una tendencia, podría trazarse una paralela a la tendencia anterior por el nuevo valor de la tasa de producción del pozo o yacimiento. Interrupción de los Programas de Producción: cuando en la vida productiva de un existen cierres de producción total o parcial por razones de carencia de mercado, problemas en los equipos de superficie, etc., se desconocerá la nueva tasa de producción del yacimiento cuando sea reactivado. Además se desconoce si se continuará con el mismo comportamiento anterior al cierre. Esto causa notables problemas en el estudio de las curvas de declinación. Veracidad de los Datos: cuando no se tiene certeza sobre la información disponible con respecto al comportamiento de un yacimiento. Este caso es frecuente en campos donde no se conoce la metodología utilizada para asignar los valores de producción a los pozos y, por ende, al yacimiento en estudio. Prorrateo: en países donde existe restricción en las tasas de producción (prorrateo), los yacimientos no producen a su potencial y por tanto el método no debe aplicarse. Es un factor poco importante en algunos países, donde las restricciones a la producción son insignificantes.
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Metodología para selección de candidatos a estimulación de pozos Por Marcelo Madrid 25.2.10 Estimulación 5 comentarios El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar el mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin.
La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases: 1. Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado. 2. Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados. 3. La Implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento. 4. Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento. Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los software de estimulación de pozos. Fase 1. Selección de Candidatos e identificación del daño. Selección del candidato. La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación. La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo una arena de baja permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin. El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo. Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins. En este modulo, la producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación. El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los
datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios autores. El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la ecuación, tal como se presenta á continuación: Sdam = Stot - (Sperf + Sturb + Sdev + Sgravel + Sperf size)… donde: Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner). Sdam = skin resultante del daño a la formación. Sperf = skin resultante a la penetración parcial, etc. Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo. Sdev = skin resultante de la desviación del pozo. Sgravel = skin resultante de empaques de grava. Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo. Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros parámetros, y un rankeo de candidatos. Es importante el uso de un software de apropiado para la evaluación técnica de una estimulación, ya que ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos. Por ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas perforaciones (y no 8 acidificaciones!). Identificación del Daño. Si un pozo presenta alto daño, el ingeniero debe continuar el procedimiento para clasificar la naturaleza del daño. En principio, el daño a la formación es clasificado de acuerdo a los procesos o las operaciones que causaron su desarrollo. Los mecanismos de daños que deben ser considerados se incluyen en la siguiente lista:
Escalas
Fluosilicatos
Precipitación de gel sílica
Asfalteno
Parafina
Producción de química
Problemas con bacterias
Hinchamiento de arcilla
Migración de arcillas y otros finos
Sólidos/Tapones
Lodo de perforación
Bloqueo de emulsiones
Daño por polímeros
Puentes de sal
Petróleo remanente
Bloqueo por agua Cambios de Humectabilidad El tipo y la profundidad del daño, impacta directamente al tipo de tratamiento que será más apropiado para cada uno de los pozos. La selección de un tratamiento sin considerar la causa del daño a la formación, causará tratamientos menos “acertados”. Fase 2. Selección de fluido. La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos:
Un sistema experto.
Un simulador geoquímico. Información especificada por el usuario. Sistema Experto. Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en principios de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos. Este método genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores, volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos. Simulador Geoquímico. Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la formación. Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la física, la química y la termodinámica. Este método simula el ácido que invade la matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de reacción. También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el procedimiento. Fase 3. Implementación. Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de estimulación. Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el diseño del fluido. La operación incluye (1) la evaluación de posibles divergentes, (2) varias técnicas
de implementación, (3) la determinación del programa completo de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas y (4) la simulación de la operación para optimizar el proceso de diseño. Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc. Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas. Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección pueden ser evaluados. Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc; el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo. Este programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los divergentes a usar, las tasas de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar. El ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo previamente con el simulador. El simulador operacional simula el bombeo de fluido dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables:
Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no newtonianos.
Múltiples intervalos de formación con skin.
Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano).
Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava.
Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular. Fricción en la tubería. El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las siguientes:
¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo?
¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y cuales menor volumen?
¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la reducción del skin?
¿Cuanto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva? ¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en carbonatos? Fase 4. Evaluación del tratamiento. La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento. Matemáticamente hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la formación a medida que se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de Darcy, por ejemplo). Después de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar las condiciones antes y después del trabajo. Es siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado en el pozo. Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor de skin. Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo.
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Diseño de Acidificación Por Marcelo Madrid 8.2.09 Acidificación, Estimulación, Yacimiento 11 comentarios
Para la gran mayoría de aplicaciones, la acidificación se usa en yacimientos de areniscas con el objetivo de remover el daño de la formación. En formaciones donde el contenido de cuarzo es de aproximadamente el 95%, es posible estimular la formación por disolución de cuarzo. Sin embargo se puede llegar a estimular en yacimientos de tipo carbonático, llegando a obtener un valor de daño de -2. De acuerdo al tratamiento que se quiera aplicar, existe tres tipos de acidificación: el lavado ácido, que tiene como proósito remover los depósitos de las paredes del pozo o para abrir los intervalos perforados obturados, generalmente tapados con escalas. Otro tipo de acidificación, es la estimulación matricial, que no es más que la inyección de un ácido a la formación a una presión menor a la presión de fractura en forma radial. Finalmente, la fractura ácida, que consiste en inyectar ácido a una presión lo suficientemente alta para producir una fractura hidráulica dentro de la formación. Con este tipo de acidificación, se obtienen canales de flujo de alta conductividad que con un buen agente de sostén (propante) puede permanecer por un largo período de tiempo después de haber aplicado el tratamiento.
Otros usos La acidificación sirve muchas veces como colchón de fracturamiento hidráulicos, para disolver finos y partículas formadas en el proceso de cañoneo. Rompe las emulsiones en las formaciones que son sensibles a pH bajoso o que están estabilizadas por partículas que el ácido pueda disolver. Es usado también para romper fluidos del tipo gel viscoso sensibles al ácido en los tratamientos de fracturas hidráulicas, que no se hayan roto después de finalizar un tratamiento. En las operaciones de cementación se utiliza antes del proceso como preflush.
Los pasos básicos para el diseño de una acidificación son básicamente los siguientes: a) Seleccionar los candidatos de pozos más adecuados, evaluando la severidad del daño, su localización, radio de penetración del daño y si un ácido puede remover el mencionado daño. b) Diseñar el el tratamiento más adecuado de acuerdo a: el tipo de ácido que puede remover el daño de la formación y su compatibilidad con la formación y los fluidos contenidos en ella, caudal máximo de operación. c) Control de calidad. d) Monitoreo del tratamiento. e) Evaluación de resultados. Entre los daños remvibles por el ácido tenemos: sólidos y filtrado de lodo durante la perforación, invasión de filtrado durante el proceso de cementación (a causa del efecto del pH), compactación de la zona cañoneada y formación de debris, taponamiento de depósitos orgánicos, carbonato de calcio, migración de fluidos y óxidos de hierro durante la producción; invasión de sólidos,
hinchamiento de arcillas durante trabajos de reacondicionamiento; desprendimiento de arcillas y finos, precipitación de sólidos formados por las reacciones químicas entre los fluidos tratamiento-formación y cambio de mojabilidad durante un trabajo de estimulación.
Generalmente el procedimiento operacional en un trabajo de acidificación es el siguiente:
a) Pickling: consiste en inyectar agentes de control de hierro tanto en la tubería de producción, casing y coiled tubing, para evitar posible contaminación del tratamiento principal. b) Desplazamiento del crudo (solvente) 10-75 gal/pie c) Desplazamiento del agua de formación 12-25 gal/pie d) Preflujo de ácido acético para limpieza 25-100 gal/pie e) Preflujo de HCl con el objetivo de evitar reacciones secundarias 25-200 gal/pie f) Tratamiento principal (HCl-HF, ácido orgánico, HF de acuerdo al tipo de formación) 25-200 gal/pie g) Overflush (que debe ser el mismo ácido para mantener el equilibrio del sistema. h) Desplazamiento.
El tratamiento principal va a depender de la solubilidad que tenga este con los minerales presentes. Generalmente las concentraciones a usar (esto no se debe usar como una receta de cocina) son las siguientes:
Formaciones con permeabilidades > 100 mD Cuarzo > 80%, Arcillas < 5% ==> 12% HCl - 3% HF Arcilla < 8%, Feldespato < 10% ==> 7.5% HCl - 1.5% HF Feldespato > 15% ==> 13.5% HCl - 1.5% HF Arcillas > 10% ==> 6.5% HCl - 1% HF Feldespato > 15%, Arcillas > 10% ==> 9% HCl - 1% HF Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF
Formaciones con permeabilidades 20 - 100 mD Arcilla > 5% ==> 6% HCl - 1.5% HF Arcilla < 7% ==> 9% HCl - 1% HF Feldespato > 10% ==> 12% HCl - 1.5% HF Feldespeto > 10%, Arcilla > 10% ==> 9% HCl - 1% HF Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF
Permeabilidades < al 20 mD Sol. HCl < 10%, Arcillas < 5% ==> 5% HCl - 1.5% HF Arcillas > 8% ==> 3% HCl - 0.5% HF Clorita > 5% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF Feldespato > 10% ==> 9% HCl - 1% HF
http://www.portaldelpetroleo.com/2009/02/diseno-de-acidificacion.html
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Diseño e implementación de Pruebas a Pozos de Gas – Parte III: Ejecución de diseño Por Marcelo Madrid 16.10.10 Prueba de Pozos Danos tu comentario En este post, hablaremos un poco acerca de los procedimientos específicos para diseñar una prueba de presión para pozos de gas. Aunque los conceptos aquí tratados se remitirán al diseño de una prueba de restauración de presión y drawdown, estos conceptos generalmente pueden ser extendidos a otros tipos de pruebas de presión. 1. Estimaciones de las propiedades del yacimiento en el prediseño.
Muchos aspectos del diseño de la prueba de presión dependen de la precisión de la estimación de la permeabilidad y el factor skin. Aunque las estimaciones de las propiedades de la roca y de los fluidos son requeridas, las estimaciones de la permeabilidad y el factor skin son generalmente más difíciles, porque frecuentemente son el objetivo a buscar en una prueba de presión. Algunos métodos para la obtención de datos para estimación de la permeabilidad incluyen los análisis de núcleo en laboratorio, resultados de pruebas de restauración de presión en otros pozos, pruebas de productividad (interpretadas con la ecuación radial en estado pseudo estable con una estimación del factor skin), o de un pozo con comportamiento de yacimiento infinito, estimado con la ecuación de estado no estable (también con una estimación del factor skin). En este post se ofrecen algunas sugerencias técnicas para obtener valores de permeabilidad y factor skin en la etapa de diseño en una prueba de presión. El transiente de flujo es modelado de manera rigurosa en términos de pseudopresión y pseudotiempo, o lo que es simplemente un ajuste de las variables de presión y tiempo. Sin embargo, dadas las numerosas aproximaciones que deben ser hechas en el diseño de una prueba de presión, pensamos que las ecuaciones formuladas para realizar el diseño en términos de presión y tiempo (sin corrección) son suficientes para tener una precisión más o menos aceptables. 1.1. Factor Skin (s) El factor skin es un número adimensional utilizado para calcular la caída adicional de presión de la zona de permeabilidad alterada inmediatamente adyacente a la vecindad del pozo. Debido a las operaciones de perforación y completación, la permeabilidad de esta zona se ve reducida en comparación a la zona no alterada. Bajo estas condiciones, el factor skin refleja un valor positivo. Valores positivos muy altos indican una alta reducción de la permeabilidad de la zona de la formación adyacente al pozo. Si se le aplica algún tratamiento ácido o fracturamiento hidráulico en esta zona, es probable que los valores de factor skin puedan ser reducidos. El factor skin puede ser estimada de varias maneras. Una forma de estimarla, por medio de analogía (no recomendada) por medio de pruebas de presión obtenidas en pozos vecinos, con similar tipo de fluido y completación. En pozos donde la formación tiene muy baja permeabilidad, que después de haber realizado un trabajo de estimulación, generalmente se toma un valor de s=-1 para tratamientos en base a KCl o s=-2 para acidificaciones. Adicionalmente en la tabla 1, se muestra el valor de skin a obtener en distintas estrategias de estimulación a un pozo. Tabla 1. Valores de Factor Skin estimados en base a estrategias de estimulación y completación de pozos
Tipo de Estimulación
s
Completación Natural
0
Tratamientos ácidos en la cara de la arena
-1.0
Tratamientos ácidos de profundidad intermedia
-2.0
Acidificación profunda o pequeña Fractura Hidráulica
-3.0
Fractura Hidráulica intermedia
-4.0
Larga Fractura Hidráulica en un yacimiento de baja permeabilidad
-6.0
Debido a los efectos del flujo no darciano (turbulencia y efectos inerciales no considerados en la ecuación de Darcy) que son característicos en el flujo de gas, una caída adicional de presión similar puede ocurrir en la vecindad del pozo. A diferencia del efecto skin causados por las alteraciones durante la perforación y completación, el flujo turbulento no es una constante, y varía de acuerdo a la tasa de flujo. En consecuencia, el factor skin estimado a través de las pruebas de pozo es un aparente factor skin, s’, que viene dada por la Ec.1:
Donde: s=factor skin verdadero, a veces llamada skin mecánico. Dqg=tasa de gas dependiente del factor skin. El coeficiente D, de flujo turbulento o no darciano viene dada por la Ec. 2:
El factor de turbulencia, beta, es estimada con la Ec. 3:
Aunque D realmente no es una constante, la ecuación dada es adecuada para propósitos de diseño de la prueba de presión. 1.2. Permeabilidad de Formación. Como se comentó anteriormente, las fuentes para la estimación de la permeabilidad de la formación incluyen los análisis de laboratorio a muestras de núcleo provenientes del pozo a ser probado o uno que se encuentre a las adyacencias del mismo. Pruebas de pozos en pozos adyacentes al de estudio también pueden ser utilizadas. Alternativamente, si se aplicaron pruebas de productividad en el pozo a ser probado, la ecuación de flujo en pseudo estado estable (escrita aquí para fluidos ligeramente compresibles) puede ser utilizada para la estimación de la permeabilidad, Ec. 4:
Cuando las condiciones del flujo de gas están estabilizadas, la permeabilidad al gas puede ser estimada por la Ec. 5:
Donde: s’= factor skin definida en la Ec.1 qg=Tasa de flujo, MPCN/D El factor volumétrico del gas es evaluado con la presión promedio del reservorio mediante la Ec. 6:
Es de destacar que el tiempo de estabilización va a depender de la permeabilidad de la formación y la etapa de desarrollo del yacimiento. En nuevos pozos localizados en yacimientos con poco desarrollo, y aún más sin son apretados, los pozos no llegan alcanzar las condiciones de estabilización por muchas semanas, e inclusive algunos meses. En este caso, la permeabilidad debe ser estimada utilizando la ecuación de estado no estable. En la Ec. 7 de estado no estable es aplicable cuando existen ligeros cambios en la tasa de flujo de gas:
Donde: ps=presión estabilizada, medida al cierre y/o comienzo de la prueba de presión, lpc En yacimientos nuevos, con poco agotamiento de presión, la presión de cierre es prácticamente igual a la presión inicial de yacimientos, ps=pi, mientras que en yacimientos con cierto desarrollo, ps
Donde: Gp= producción de gas acumulada, MPCN qg= tasa de producción de gas, MPCN/D
Se debe definir el radio de drenaje efectivo, rd, mediante la Ec. 9:
Donde: ug= viscosidad promedio, cps Ct= compresibilidad promedio, 1/lpc Incorporando la Ec. 9 dentro de la Ec.7, se hace rearreglo de la misma, obteniéndose la Ec. 10:
La Ec. 10 puede ser resuelta iterativamente haciendo el siguiente procedimiento recomendado. Es de notar que, si los datos de flujo se encuentran difusos producto del efecto de almacenamiento del pozo, este procedimiento puede sobreestimar la permeabilidad. El procedimiento se describe a continuación: 1) Fijar un valor inicial de Kg, usando este valor, calcular la rd de la Ec. 9. La estimación inicial de Kg puede ser no más que una asunción. 2) Usando el valor de rd del primer paso, resolver la Ec. 10 para Kg. Compare el valor obtenido de kg con el asumido inicialmente. Si el valor es aproximado, pare, de lo contrario, continué con el proceso iterativo. 3) Usando la kg estimada en el segundo paso, asuma un valor de rd. 4) Con este valor estimado de rd, resuelva la Ec. 10 nuevamente para determinar Kg. 5) Repita los pasos 3 y 4 hasta que el valor de kg muestre convergencia. Ésta ocurre generalmente en 2 o 3 cálculos. 2. Estimaciones del Tiempo de la Prueba 2.1. Yacimientos Homogéneos El período del flujo debe ser suficientemente largo para que el transiente de presión se mueva más allá del efecto de almacenamiento y la zona de la formación afectada por el factor skin. En términos de variables adimensionales, la duración del período de almacenamiento durante una prueba drawdown o de inyección en un pozo con un daño mayor o igual a 3.5 es estimada por medio de un ajuste empírico mediante las curvas tipo de Agarwal, Ec. 11:
Donde, para el tiempo en horas, se usa la Ec. 12:
Para pozos de gas, la Ec. 12 es evaluada con la presión promedia del yacimiento. La Ec. 11 predice el tiempo de descarga del pozo cuando esta produciendo a una tasa constante. Esta ecuación puede ser usada también en aquellos pozos que presentan una poca variación en la tasa de producción cuando se esta realizando el diseño de la prueba de pozo. El coeficiente del efecto de almacenamiento adimensional, CD, en la Ec. 11, es definida por la Ec. 13:
Donde: C=es el coeficiente producido por el efecto de almacenamiento, bbl/lpc Cuando coexisten tanto el gas como petróleo en el pozo, o cambios de interface gas/líquido, el término C puede ser calculado con la Ec. 14:
Donde: Awb= Área de flujo, pies
2
ρwb= Densidad del fluido, lbm/pies
3
Cuando en el pozo existe una sola fase, el coeficiente puede ser determinado con la Ec. 15:
En términos de variables adimensionales, la duración del efecto de almacenamiento, twbs para una prueba de flujo, el período de flujo antes del cierre para la prueba de restauración o la prueba de inyección es estimada por la Ec. 16:
La Ec. 16 es frecuentemente modificada para la determinación de la distorsión producida por el efecto de almacenamiento en las pruebas de restauración de presión, sin embargo,
para simplificar los cálculos, se utiliza la misma ecuación para diseñar pruebas de declinación de presión y pruebas de restauración de presión.
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