ESTIMULACIÓN DE POZOS

ESTIMULACIÓN DE POZOS

DIAGNOSTICO DE TRATAMIENTOS PARA MEJORAR LA

PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS.

ESTIMULACIÓN ÁCIDA.

QUÍMICA NO REACTIVA.

INYECCIÓN DE VAPOR

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

Profesor: Américo Perozo

Diagnostico de Tratamientos para mejorar

la Productividad de los Pozos.

Estimulación de Pozos Por: Linares R, Uzcátegui L y González I.

Generalidades del Daño de Formación.

Tipos de Daño de Formación.

Diagnostico/Mecanismo/Selección de tratamiento.

Revisión previa de Condiciones Pozo/Yacimiento

(“Check List”).

Variables a considerar en la aplicación del tratamiento.

Procedimiento General de Análisis/Diagnostico.

Referencias.

Agenda.

Control de agua

Dilución

Control de emulsiones

Inyección de vapor Pozos horizontales

Fracturamiento

Estimulaciones

Fracturamiento

Fracturamiento

Estimulación ácida

Cambios de mojabilidad

Recañoneo

Pozo desviado

Que es el Daño de Formación?

Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona

las líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo.

Disminuye significativamente la productividad del pozo

y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías

del mismo.

] ) ( [

) ( 08 , 7

S rw

re Ln o o

Pwf Pe h K q

+

- =

m b

El daño de formación es definido como una reducción en la

movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al

pozo

Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:

1 -

=

rw

rdLn

Kd

KSd

Donde:

K = Permeabilidad (md)

Kd = Permeabilidad (damage)

rd = Radio del daño

rw = Radio del pozo

Generalidades.

Gfd

Sdg 1

-

=

Donde:

Sdg = Factor de daño Generalizado

l = (Ks x Kro)/mo (dañado)

ld = (Ks x Kro)/mo (sin dañado)

Gf = Factor Geométrico (Sistema Geométrico)

Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petróleo

mo = Viscosidad del Petróleo

Daño de formación considerando varios mecanismos:

Generalidades.

Factor de daño considerando el sistema geométrico

Generalidades.

Interacciones

Roca-Fluido

Interacciones

Fluido-Fluido

Fenómenos

Interfaciales

Inversión de

la Mojabilidad

Bloqueo por Emulsiones

Bloqueo por Agua

Precipitados Inorgánicos

Precipitados Orgánicos

Migración/Taponamiento

por arena


por finos

Baja Permeabilidad

(K)

Alta Viscosidad

(m) Baja Presión

Disminución en el IP

y/o

Aceleración en la Declinación

Daño Pseudo-Daño

Sistema Mecánico

Ineficiente

Calidad del

Yacimiento

Restricción alrededor

del pozo debido a:

Precipitados Inorgánicos

Precipitados Orgánicos

Bloqueo por Emulsiones

Bloqueo por Agua

Tipos de Daño de Formación.

Pseudo-Daño

Inversión de

la Mojabilidad

Baja Permeabilidad

(K)

Alta Viscosidad

(m) Baja Presión


por arena


por finos

Características del Sistema Roca - Fluido:

Tipos de Fluidos.

Humectabilidad.

Gravedad API.

Composición del agua (Salinidad, Dureza, etc).

Análisis PVT.

Permeabilidad.

Porosidad.

Profundidad.

Saturaciones.

Presiones.

Gradiente de Fractura.

Litologia, Mineralogia

Espesor.

Temperatura.

Factor de Daño.

“Check List”.

Datos de Pozo:

Tipo de Pozo.

Intervalos productores/inyectores.

Profundidad.

Registros disponibles.

Configuración Mecánica.

Integridad del Revestidor y del Cemento.

Características del cañoneo (Tipo de cañón, técnica, densidad, penetración, fase y diámetro del orificio).

Comportamiento Histórico de Producción/Inyección:

Tasas.

Acumulados.

RGP.

%AyS.

Historia de Trabajos Efectuados.

Fracturamiento.

Acidificación.

“Check List” (Cont).

Variables a considerar en la aplicación del Tratamiento.

Fracturamiento:

Presión de inyección.

Temperatura del yacimiento.

Propiedades geomecánicas.

Longitud y ancho de fractura.

Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de fluido)

Tipos y volúmenes de fluidos (agentes apuntalantes y aditivos).

Equipos.

Consideraciones económicas.

Consideraciones ambientales.

Variables a considerar en la aplicación del Tratamiento.

Acidificación:

Presión de inyección.

Tasa de inyección.

Etapas del tratamiento (preflujos, tratamiento, sobredesplazamiento).

Temperatura del yacimiento.

Tipo de fluido y aditivos

Volúmenes y concentraciones requeridas.

Métodos de colocación del tratamiento.

Equipos.

Consideraciones económicas.

Consideraciones ambientales.

Revisar Producción ó

datos de pruebas del Pozo

Es la

productividad

normal?

Incrementará

la producción

si estimulo?

Determine el tipo optimo

de tratamiento y diseñe la

estimulación

Prepare la propuesta

Ejecute la Estimulación

Evalúe los resultados

Documente los resultados

Procedimiento General.

Corregir el

problema

SI

SI

Es Rentable?

SI

Compruebe estado mecánico

del pozo y disponibilidad de

materiales y equipos

SI

NO

NO

Documente y busque otro

candidato

SI

Es un

problema

mecánico?

NO

Es un

problema de

superficie?

NO

Cuantifique, identifique y

diagnostique tipo de daño

mediante análisis de registros,

datos de producción y de

pruebas de presión.

NO

Referencias.

Daño a la Formación. Centro Internacional de

Educación y Desarrollo - CIED.

Prevención del Daño de Formación. Centro

Internacional de Educación y Desarrollo - CIED.

Advances in Formation Damage Assesment and Control

Strategies. Centro Internacional de Educación y

Desarrollo - CIED.

Curso Gerencial 1999. Centro Internacional de

Educación y Desarrollo - CIED.

Tratamiento Mecanismo

Geología del Yacimiento.

Daño de Formación

Fracturamiento Hidráulico:

Corto.

Mediano.

Largo.

Fracturamiento Acido.

Frack Pack

Análisis de Pruebas de Pozos (Build-Up).

Análisis convencionales de núcleos.

Correlaciones Núcleo-Perfil.

Correlaciones empíricas (Timur, Purcell, Swanson, Thomeer, etc.).

Diagnóstico

Baja Permeabilidad (K).


Características propias del

crudo.

Formaciones de Emulsiones.

Disminución de la viscosidad

con:

Inyección Alternada de Vapor.

Inyección de Vapor asistida

por gravedad (SAGD).

Inyección de Vapor con

solvente asistida por gravedad

(VEPEX).

Crudos viscosos.

Gravedad API menor a 19º

(Crudos Pesados y

Extrapesados).

Pozos completados en

Formaciones Someras no

consolidadas (Mioceno).

Diagnóstico

Alta Viscosidad (m).

Baja Presión (Pe).

No aplica ningún

tratamiento, solo Proyectos

de Recuperación Adicional


Bajo aporte de fluidos al pozo

por disminución del área de

flujo (Flujo Turbulento).

Cañoneo y Recañoneo.

Profundizar el pozo en el caso

de penetración parcial.

Altos valores del Factor de

Daño (S >> 10) de las Pruebas

de Pozos.

Análisis Nodal.

Simulación Numérica de

Yacimientos

Diagnóstico

Pseudo - Daño.


Desprendimiento por carencia

total o parcial del material

cementante.

Desprendimiento por fuerzas

hidrodinámicas (Altas

viscosidades del crudo y altas

velocidades de arrastre).

Control de la tasa de

producción (Tasa optima).

Empaque con grava a Hueco

Abierto (OHGP).

Empaque con grava a Hueco

Entubado.

Uso en general de Rejillas

Ranuradas.

Abrasión severa en los equipos

de subsuelo y superficie

(Niples, Mangas, Botellas,

Reductores, Líneas de Flujo y

Separadores).

Muestras tomadas con guaya

durante verificaciones de

fondo.

Taponamiento de intervalos

cañoneados y/o del reductor.

Caracterización de tamaño de

grano mediante análisis de

núcleos.

Pozos completados en

Formaciones Someras no

consolidadas (Mioceno).

Diagnóstico

Migración y Taponamiento por Arena.


Desprendimiento por

incompatibilidad entre los

fluidos invasores (Perforación,

Cementación, Completación,

RARC e Inyección entre otros)

y las arcillas migrables de la

formación (Caolinita e Ilita).

Desprendimiento por fuerzas

hidrodinámicas.

Transporte a través del medio

poroso, taponando el cuello de

los poros.

Hinchamiento de las arcillas

(Montmorillonita) por reacción

con los fluidos invasores.

Control de la tasa de

producción (Tasa optima).

Estabilizadores para arcillas o

finos:

Tratamientos cáusticos

(Hidróxido de Potasio).

Tratamientos ácidos (HF, mud-

acid).

Inhibidores para evitar

hinchamiento de la Esmectita

(Polimeros).

Otros Aditivos (Inhibidores de

corrosión, Estabilizadores de

hierro)

Muestras localizadas en el

pozo (Fondo del hoyo, Niples,

Mangas, Botellas) y en los

equipos de superficie

(Reductores, Separadores).

Alto porcentaje de sedimentos

en las muestras de los pozos.

Pozos completados en el

Eoceno.

Formaciones con tamaño

promedio de grano entre 2 y 40

micrones.

Caracterización de arcillas

mediante análisis de núcleos,

muestras de canal y registros

GR espectral.

Diagnóstico

Migración y Taponamiento por Finos.


Natural:

Salida del gas en solución por efecto

de la caída de presión, que al

contacto con el agua y el CO2

reacciona produciendo la

precipitación de Carbonato de

Calcio (CaCO3).

Inducido:

Incompatibilidad entre los fluidos

utilizados durante las actividades de

Perforación, Cementación,

Completación, RARC e Inyección

(agua, vapor) y los fluidos de la

formación.

Taponamiento por precipitación de

agentes incrustantes:

Carbonato y Sulfato de calcio.

Sulfato de bario.

Carbonato y Sulfuro de hierro.

Oxido férrico.

Sulfato de Estroncio.

Acido Clorhídrico

(Carbonatos/Areniscas).

Acido Fluorhídrico

(Areniscas).

Mud - Acid (Areniscas).

Acido Acético.

Acido Fórmico (Altas

Temperaturas).

Acido Fórmico-Clorhídrico

(Altas Temperaturas).

Acido Sulfámico y

Cloroacético (Bajas

Temperaturas).

Acidos Alcohólicos

(Yacimientos de Gas).



Mangas, Botellas).

Precipitación de escamas en los

equipos de superficie.

Taponamiento del reductor.

Taponamiento de intervalos

cañoneados.

Análisis físico - químico del

agua de formación (Indice de

Stiff).

Diagnóstico

Precipitados Inorgánicos.


Natural:

Composición del crudo.

Caídas de Temperatura en el

yacimiento y/o pozo

(Precipitación de Parafinas)

Caídas de Presión en el

yacimiento y/o pozo

(Precipitación de Asfaltenos).

Inducido:

Tratamientos inadecuados por

el uso de fluidos incompatibles

con los fluidos de formación

(ocasionan cambios en el PH y

en la tensión interfacial).

Indispensable pruebas de

compatibilidad con el fluido de

formación.

Asfaltenos: solventes

aromáticos (Xileno)

Parafinas: solventes

parafínicos (Tolueno); agua

caliente con aditivos químicos

como detergentes de parafina,

dispersantes o inhibidores.



Mangas, Botellas).

Obstrucción en la línea de flujo

y/o en el pozo.

Muestras tomadas con guaya

durante verificaciones de

fondo.

Aumentos anormales en la

Relación Gas - Petróleo (RGP)

Análisis físico - químico del

Hidrocarburo

Diagnóstico

Precipitados Orgánicos.


Aumento de la tensión

interfacial como consecuencia

del uso de surfactantes en los

fluidos utilizados durante las

actividades de Perforación,

Cementación, Completación,

RARC e Inyección.

Dispersión del agua en

petróleo o del petróleo en agua

por agitación durante las

operaciones de producción.

Características propias del

crudo.

Uso de desemulsificantes.

Uso de agentes antiespumantes

como sales de Aluminio de

ácidos grasos o alcoholes

grasos (evitando espumas

estables por acción del gas de

formación).

Uso de solventes mutuos.

Inestabilidad en el corte de

agua y sedimentos (alto).

Disminución e inestabilidad en

los valores de gravedad API.

Análisis de Laboratorio de las

muestras de crudo

Frecuente en pozos perforados

con lodos de emulsión inversa.

Diagnóstico

Bloqueo por Emulsiones.


Reducción en la permeabilidad

efectiva al petróleo, por el

incremento de la saturación de

agua en el medio poroso en las

cercanías del pozo.

Uso de surfactantes.

Uso de ácidos alcohólicos

(Pozos de Gas).

Dejar a producción el pozo,

hasta que el agua sea

producida.

Incremento repentino del corte

de agua.

Ausencia total de producción.

Diagnóstico

Bloqueo por Agua.


Reducción de la permeabilidad

efectiva al petróleo por cambio

de la humectabilidad de la

formación.

Uso de geles.

Agentes Surfactantes.

Pozos con alto corte de agua.

Frecuente en pozos perforados

con lodos de emulsión inversa

Diagnóstico

Inversión de la Mojabilidad.

h

rw

ks

k

re

Matriz Critica

(Zona de Permeabilidad

Alterada)

h

rs

r

ESTIMULACION ACIDA

Elaborado por:

•Alberto Ochoa

•Alicia Morillo

•Carlos Montiel

•Orlando Quintero

•Yesenia León

•Emilio García

1.- Aspectos Generales.

1.1.- Daño.

1.1.1.- Definición.

1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial.

1.2.- Factor Skin (S).

1.2.1.- Impacto del Radio de Drenaje.

1.2.2.- Impacto de la Permeabilidad y el Skin.

1.3.- Mejoramiento de la Productividad por

Acidificación.


2.- Tipos de Ácido.

2.1.- Fundamentales:

2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl

2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF

2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH

2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH

2.2.- Combinaciones y Formulaciones especiales

2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF

2.2.2.-Mud Acid secuencial

2.2.3.- Ácido Fluobórico o Clay Acid, HBF4

2.2.4.-Ácido Fómico-Fluorhídrico

2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético

2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico

2.2.7.-Ácidos Alcohólicos

CONTENIDO

3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas

y Arenisca.

3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y

Dolomitas)

3.2.- Acidificación de Arenisca.

4.-Aditivos y Sistemas para Acidificación.

4.1.-Surfactantes.

4.2.-Secuestrantes de Hierro.

4.3.-Inhibidores de Corrosión.

4.4.- Agentes Divergentes y Controladores de Pérdida

de Filtrado.

4.5.- Reductores de Fricción.

4.6.- Alcoholes.

4.7.- Inhibidores de Arcilla.

4.8.- Agentes para Controlar Bacterias.

4.9.- Remoción de Incrustaciones y Asfaltenos.

4.10.- Remoción de Parafinas.

5.-Tratamientos Acidos.

5.1.-Parámetros Previos a Considerar.

5.2.- Tipos de Tratamientos Generales.

5.3.- Consideraciones sobre Fluidos de Formación y

Características de las Rocas.

5.4.- Diseño.

5.5.- Parámetros a Monitorear Durante la Operación.

5.6.- Parámetros Post-Trabajo.

Bibliografía.

1.- Aspectos Generales.

1.1.- Daño.

1.1.1.- Definición:

Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de

Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabi-

lidad en la vecindad del pozo, ocasionando un caida de presión adi-

cional en el flujo de fluidos, debido a la introducción de agentes externos

(fluidos de perforación y terminación y/o rehabilitación de pozos) u

operaciones de perforación. En la figura 1 se muestra un modelo de pozo

reservorio donde se distiguen tres zonas principales:

La zona del pozo (vecindad del pozo).

La zona alterada, zona dañada ó matriz crítica.

El reservorio (zona no dañada).

1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial:

Por incrustaciones inorgánicas debido a la formación de sales (CaCO3 mas comunes).

Causas de las Inscrustaciones Inorgánicas: Presencia de Agua Incrustante en la formación.

Como determinar las Inscrustaciones Inorgánicas: 1) Análisis de agua (Ph, Calcio, Alcalinidad, Cloruros,

Sulfatos, Bario, entre otros). 2) Indice de estabilidad y 3) Comportamiento de producción (aumento %AyS y

RGP y Disminución de la tasa de petróleo).

Indice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza iónica e influye en la solubilidad del CaCO3. Para

determinar parámetros que indican el grado de inscrustación y/ó corrosión del fluido analizado (agua en base al

CaCO3). ISD = pH – Log(1/Ca) – Log(1/Alc) – K. K: Constante de fuerza iónica y temperatura.

Figura 1

h

rw

ks

k

re

Matriz Critica

(Zona de permeabilidad

alterada)

h

rs

r

ESTIMULACION ACIDA

1.2.- Factor Skin (S).

La vecindad del pozo comunmente se denomina matriz crítica debido a que es en esta área donde ocurre

la mayor caída de presión durante la producción del pozo.

Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales ó inducidos

reduciendo la permeabilidad, el resultado será una zona de daño definidad por un número llamado Skin.

El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeablidad en la matriz. Otros términos requeridos

para definir el Skin son: K, que es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidad

alterada de la matriz crítica.

En general:

Si S = 0 => Ks = K => la matriz crítica no presenta daño.

Si S > 0 => Ks < K => la matriz crítica presenta daño.

Si S < 0 => Ks > K => la matriz crítica ha sido estimulada.

Determinación del Radio de daño (rs), Permeabilidad Alterada (Ks) y Volumen Teórico de Acido (Vt).

1) Con la teoría de perfiles se determina el diámetro de invasión (Di), y se asume que rs = Di / 2.

2) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S): Por ejemplo Pressure Buildup Test:

S = 1.151 [ (P1hr-Pwf)/m - Log(k/(m.ct.rw^2)) + 3.23] y m = 162.2 qBom/(kh).

: Registros; k: Nucleos y correlaciones (Timur); m, Bo: PVT.

3) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k: ks / k = 1 / [S / Ln ( rs/rw) + 1]

Ks/k = 0.1 a 0.4 Daño Alto Ks/k = 0.4 a 0.7 Daño Medio Ks/k = 0.7 a 0.95 Daño Moderado/Pequeño

k = Permeabilidad de la formación; ks = Permeabilidad Alterada; rw = Radio de la tubería.

4) El volumen teórico de ácido se puede estimar como:

Vt = (rs^2 – rw^2) h e (1 – Swi – Shr)

1.2.3.- Poder Disolvente del Acido.

Es el volumen de roca disuelto por unidad de ácido reaccionado.

b = (Peso Molecular de la Roca x Su coeficiente estequiométrico)/(Peso Molecular del ácido x Su

coeficiente estequiométrico)

Donde b = masa de roca disuelta por unidad de masa de ácido reaccionado

Se selecciona de acuerdo en función de la Litología.

Tiempo de Reacción del Acido (Acido Activo).

Permite la comparación directa de los costos entre ácidos.

h

1.3.- Mejoramiento de la Productividad por Acidificación.


La acidificación Matricial esta definida como la inyección de un ácido en los poros de la formación,

(bien sea que esta tenga porosidad intergranular, regular ó fracturada) a una presión por debajo de la

presión de fracturamiento.

Un tratamiento de acidificación sera efectivo principalmente donde exista una restricción del flujo en

la proximidad del pozo, comunmente llamada “Daño”.

El objetivo de un tratamiento de acidificación matricial es alcanzar una cierta penetración radial del

ácido en la formación.

La estimulación se completa con la remoción del daño en la cercanía del pozo al agrandar los espacios

porales y disolver las particulas que taponean estos espacios.

La acidificación matricial es comunmente de mayor utilidad donde existen limitaciones por zonas de

contacto agua-petróleo ó contacto gas-petróleo para minimizar ó prevenir la producción de agua ó gas.

Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturación.

Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petroleo

sin incrementar el porcentaje de agua y/ó gas producido.

Un tratamiento matricial provee muy poca estimulación en un pozo sin daño. Se requeriría grandes

volúmenes de ácido para abarcar el espacio poral de la formación hasta el requerido para generar una

estimualción apreciable.

La estimulación frecuente de los carbonatos puede provocar la formación de cavernas en la roca y

establecer una comunicación con zonas de agua.

La estimulación frecuente de arenisca o carbonatos puede también disolver el relleno en las fracturas

cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con el agua.

rw

rs re

K Ks

Para ilustrar el mejoramiento de la productividad debido a la remoción del daño en la cercanía al pozo,

considérense el sistema radial indicado en la figura. En este sistema, una zona de permeabilidad reducida, Ks,

se extiende desde el radio del pozo, rw, a un radio rs, fuera del cual la formación tiene una permeabilidad

constante K hasta el radio de drenaje, re.

Figura 2.

La caída de presión abrupta

causada por un daño en la formación

puede provocar que el agua invada el

intervalo productor de otra zona.

La producción de agua se puede

reducir estimulando el intervalo

productor, y reduciendo el diferencia de

presión en las perforaciones.

Figura 3.

h

rw

ks

k

re

Matriz Critica

(Zona de permeabilidad

alterada)

h

rs

r

2.- Tipos de Ácido.

2.1.- Fundamentales:

2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl:

Es un ácido inorgánico usado ampliamente en formaciones carbonáceas. Se emplea en solución de

15% (por peso) de gas. La reacción química está representada por la siguiente ecuación:

2HCl + CaCO3 = CaCl2+H2O+CO2

Concentraciones Máximas de grado comercial de HCl son de aproximadamente 36% por peso.

Adicionalmente a las concentraciones superiores a 15 % pueden emplearse concentraciones

inferiores en donde el poder de disolución del ácido no es el único factor a considerar.

Comercialmente este ácido se encuentra disponible con el nombre de Super X Acid, Regular Acid o

NE Acid, que además incluye un inhibidor de corrosión mezclado en una solución con una concentración

de 20 % por peso o más.

Las mismas propiedades corrosivas que hacen que el ácido sea útil como fluido de estimulación lo

convierten en una amenaza para el metal de las bombas, válvulas y tubería del pozo. Esta corrosividad es

especialmente significativa y costosa de controlar a temperaturas por encima de 250 ºF. La protección contra el efecto corrosivo del ácido es provista por la adición de un inhibidor de

corrosión, seleccionado en función de las condiciones del pozo.

El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las ventajas de este ácido es su poder

disolvente de roca por unidad de costo en concentraciones menores. Concentraciones mayores de HCl

tendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto tendrá mayor capacidad de suspensión de finos

insolubles que redundará en una mayor limpieza.

Ventajas

Desventajas

2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF:

Es un ácido inorgánico usado en formaciones de areniscas. Se presenta en forma líquida, bien sea en

forma anhídrida o en solución acuosa. Ataca al sílice y los silicatos, ciertos materiales como el hierro

fundido y varios materiales orgánicos.

En la estimulación de pozos, el HF es comúnmente usado en combinación con el HCl. Las mezclas de

los dos ácidos pueden ser preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, o

agregando sales de fluor al ácido HCl.

El HF es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por taponamiento de la formación

causado por lodos de perforación (excepto barita), arcillas y otros silicatos.

La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadas

conjuntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcillas.

A pesar de que las reacciones químicas entre el HF y los minerales presentes en las areniscas son

complejas y pueden en algunos casos resultar en precipitación de los productos de reacción, esto puede ser

evitado en su mayoría.

Algunos productos comerciales que contienen HF se presentan a continuación:

PRODUCTO USO

HF Acid 25% Se emplea para preparar soluciones más diluidas de HF.

HF Acid 20% Se emplea para preparar soluciones más diluidas de HF.

h

h

Factores Básicos de Control Relativos a la Reacción del Ácido:

Temperatura El régimen de reacción se duplica aproximadamente por cada 50ºF de incremento de temperatura.

Concentración del Ácido La velocidad de reacción también aumenta a medida que la concentración se duplica. Una solución de HF al 4 % reacciona dos veces más rápido, por ejemplo, que una solución al 2 %.

Composición química de la roca de formación y Relación Volumen de la Roca

1- El régimen de reacción también se incrementa con presión a pesar del hecho de que la mayoría de las reacciones que producen un gas (tales como las reacciones de HF con los silicatos) son retardadas por la presión. Por ejemplo la formación de ácido fluosilícico (H2SiF6), a partir del gas producido, tetrafluoruro de silicio (SiF4), incrementa la velocidad del HF bajo presión.

2- La cantidad relativa de arcilla arenisca y materiales calcáreos afecta el régimen de reacción. Por ejemplo, el HF reacciona a mayor velocidad con el material calcáreo que con la arcilla.

Velocidad de Reacción del Ácido Fluorhídrico.

Productos de Reacción del Ácido Fluorhídrico

Las reacciones consecutivas del ácido fluorhídrico en arenas limpias serán:

SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O,

SiF4 + 2HF = SiF6H2, luego el ácido fluosilícico reacciona con iones disponibles.

2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2

La reacción del HF con carbonato de calcio

La reacción del HF con arcillas o feldespatos Hidróxido de Aluminio o fluoruro de Aluminio

La reacción del HF con iones de potasio y sodio

del agua de formación Hexafluosilicatos de sodio o potasio Na2SiF6 o K2SiF6

Recomendaciones para Tratamientos con Ácido Fluorhídrico

Debe usarse un preflujo de HCl delante del tratamiento de HF para desplazar el agua de la formación.

Manteniendo un bajo pH y no dejando mucho tiempo el ácido en el pozo, se puede evitar que el fluoruro

de calcio precipite.

Es conveniente diseñar un sobredesplazamiento detrás del ácido fluorhídrico para alejar los productos

de reacción a más de 3 pies de radio de distancia del pozo, donde el área de flujo ya no es crítica y puede

permitirse su deposición.

h

h

Métodos para evitar precipitados en acidificación con HF

CaCo3 CaF2 Preflujo de HCl

CaMg(CO3)2 CaF2 y MgF2 Preflujo de HCl

Cuarzo y/o salmueras de Na NaSi2F6 Preflujo de HCl y NH4Cl

Salmueras de K KSi2F6 Igual al anterior

Salmueras de Ca CaF2 Igual al anterior

Arcillas limpias, caolinita o montmorillonita Si(OH)412H2O Sobredesplazar y llevar lejos

Feldespatos potásicos (Ortaclasa) KSi2F6 Bajar HF al 1,5 %

Feldespatos (Abita) Na2SiF6 Bajar HF al 1,5 %

Arcillas sucias a) Ilita

b) Clorita

K2SiF6 y MgF2

Si(OH)412H2O

Comenzar con HF al 1%, subir gradualmente al 3% y

sobredesplazar

Fe(OH)3 Estabilizadores de hierro

Mineral Precipitado Prevención

2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH

Es un ácido orgánico que es accesible en solución de ácido acético de 10% por peso en agua.

Adicional a su uso como fluido de perforación o como fluido de baja corrosión en presencia de

metales que se corroen fácilmente, el ácido acético es generalmente usado en mezclas con HCl en

ácidos híbridos.

Comparando el costo por unidad de poder de disolución, el ácido acético es más costoso que el ácido

fórmico o el clorhídrico, por ello su uso es más limitado.

2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH

De los ácidos orgánicos empleados en acidificación , el ácido fórmico tiene el peso molecular más

bajo y correspondientemente el costo por volumen más bajo por roca disuelta.

Es sustancialmente más fuerte que el ácido acético, sin embargo es más débil que el HCl. Como el

ácido acético reacciona a una concentración de equilibrio en presencia de sus productos de

reacción.

Desventaja

Ventajas

2.2.- Combinaciones y formulaciones especiales:

2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF

Esta mezcla es casi exclusiva para restauración de la permeabilidad de areniscas.

Comúnmente se utiliza 15 % de HCl y se añade suficiente bifluoruro de amonio para crear una

solución con 3 % de HF.

El HCl en estas formulaciones tiene tres (3) propósitos:

Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio.

Para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro del HF.

Para prevenir la precipitación de fluoruro de calcio o de magnesio.

El ácido HF es normalmente usado en combinación con el ácido HCl en mezclas que varían en

concentraciones de :

6 % HCl – ½ % de HF 28% HCl – 9 % de HF 15% HCl – 3 o 4 % de HF

El Mud Acid disuelve todos los minerales que son solubles en HCl al 15%, así como minerales silicios

tales como bentonita. El cloruro de calcio y el cloruro de magnesio, además de las sales de sodio y potasio

reaccionan con el HF para formar precipitados insolubles.

Debido a que el HF es removido de la solución en la reacción con calizas, no es rentable acidificar

formaciones de carbonato de calcio con Mud Acid

• Productos de Reacción del Mud Acid: Productos

h Fluoruro de calcio o de magnesio La reacción de los iones de Fluor presentes en el

Mud Acid con las calizas y dolomitas

La reacción del contacto parcial del Mud Acid

gastado con cloruro de potasio o sodio Fluosilicatos gelatinosos de sodio o de potasio

2.2.2.-Mud Acid secuencial:

Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol o fluoruro de amonio), para generar hidrógeno en

contacto con minerales arcillosos.

2.2.3.-Ácido Fluobórico: (Clay Acid):

Los sistemas de mezclas de 12 % HCl – 3 % HF son efectivos sólo en la remoción del daño de silicatos en

un radio de 1 pie (0,3 m) de la vecindad del pozo.

De esta manera, los finos y arcillas dentro de este radio, posiblemente alterados, aun estén presentes y

sean potencialmente migrables durante la producción. Adicionalmente se ha demostrado que los finos

pueden migrar desde un radio mayor a 5 pies (1,5 m) en pozos con altas tasas de agua.

Es por esto que se requiere de un ácido de acción retardada sobre las areniscas que pueda remover los

finos que causan el daño antes que migren y dañen la formación. El Clay Acid es un sistema de

acidificación que no se gasta rápidamente sobre el material de la formación, y por lo tanto alcanza una

penetración profunda, sin convertir la región adyacente al pozo en una zona no consolidada.

Existen varias formulaciones de Clay Acid:

PRODUCTO USO

Clay Acid

HBF4

Solvente usado para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias o

cementadas con carbonato y para estabilizar formaciones de arcillas.

Clay Acid LT

HBF4

Solvente usado en pozos de baja temperatura para restaurar la

permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato.

2.2.4.-Ácido Fórmico-Fluorhídrico:

• Esta mezcla es útil en areniscas, es empleada a veces en casos de alta temperatura debido a que es menos

corrosiva que las mezclas de ácidos inorgánicos HF-HCl.

2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético:

Estos dos ácidos tienen un uso limitado en la estimulación de pozos, debido a su traslado en forma de

polvo. Ambos, son más costosos que el HCl comparativamente según el poder disolvente respectivo.

El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el ácido sulfámico y generalmente es preferido al

ácido sulfámico. Este último se descompone a aproximadamente 180ºF y no es recomendable en

formaciones con temperaturas superiores a 160ºF.

2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico:

Son mezclas útiles en carbonatos, generalmente diseñadas para combinar el potencial económico

disolvente de HCl con la baja corrosividad (especialmente a elevadas temperaturas) de los ácidos

orgánicos.

Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura donde los costos de inhibición de la

corrosión afectan el costo del tratamiento total.

2.2.7.-Ácidos Alcohólicos (Para Yacimientos de Gas Seco):

Son una mezcla de un ácido y un alcohol. Los ácidos normalmente empleados son HCl o Mud Acid (HCl

+ HF). También puede emplearse un ácido orgánico como el ácido fórmico o el acético. El alcohol por lo

general es isopropil o metil.

La principal aplicación de los ácidos alcohólicos

es en zonas de gas seco y baja permeabilidad

donde se pueden obtener las siguientes ventajas:

El alcohol disminuye la tensión superficial y permite

una penetración más profunda del ácido a la matriz

de la roca.

La reducción de la tensión interfacial de alcohol en

soluciones de agua/alcohol se observa en la figura

adjunta.

La mezcla de ácido con alcohol disminuye la tasa de

reacción ácido-mineral y provee un efecto

retardador.

Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosión, por lo tanto se recomienda

el uso de un inhibidor de corrosión.

Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados en

tratamientos que requieren de grandes volúmenes.

En yacimientos de alta temperatura y presión, la tensión interfacial de las mezclas ácido/alcohol son

bajas.

Los pozos de petróleo también pueden ser estimulados por mezclas de ácido y alcohol.

La disminución de la tensión superficial producida

por el alcohol facilita la limpieza de la formación y

aumenta la presión de vapor de la mezcla. Esto

mejora la permeabilidad del gas por reducción de la

saturación de agua.

Los ácidos alcohólicos son empleados generalmente

para remover bloqueo por agua. El alcohol es soluble

tanto en ácido como en agua y la penetración del

alcohol volátil de baja tensión superficial en el bloque

de agua contribuirá con su remoción.

La reducción de la tensión interfacial de alcohol en

soluciones de ácido/alcohol se observa en la figura

adjunta.

3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca.

La acidificación de Formaciones se pueden dividir en dos grandes grupos, dependiendo de la litologia y

mineralogia de la formación:

Areniscas y Carbonatos

3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas)

Velocidad de Reacción: La roca reacciona muy rapidamente con HCL y Acidos Organicos. La reacción total

esta gobernada por la difusión del acido hacia la roca, causando la formación de grandes canales de flujos

conductivos, llamados Agujeros de Gusanos:

La longitud de los agujeros está limitado por la perdida de filtrado del acido

y no por la velocidad de reacción.

Mayor penetración se obtiene empleando acidos mas viscosos (acidos emulsificados,

gelificados o espumado)

Porosidad y Permeabilidad: La mayoria presenta porosidad primaria (intergranular) muy reducida, pero

es frecuente que presenten porosidad secundaria importante (fisuras, oquedas, otras) originando un sistema

de alta permeabilidad secundaria donde la invasión del acido que penetra es considerable.

Carbonatos con elevada permeab. Pueden haber sufrido invasión de solidos requiriendo gran

penetración de acidos. Se recomienda acidos viscosos.

Carbonatos con permeab. media/baja No permite la inyección de un caudal aceptable de acido viscosos.

Se recomienda acidos corrrientes.

•Temperatura: La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre los carbonatos: Tform < 200°F Emplear HCL 28%

200°F < Tform < 250°F Emplear concentracion de HCL al 15% y mezcla de HCL+Acido Organico

250°F < Tform < 350°F Emplear Acidos Organicos

Tform >350°F Tratamientos No Acidos.

Mineralogia: La reacción superficial con Dolomitas es mas lenta que con Calizas. Por ejemplo, la misma cantidad

y concentración de HCL disolvera mayor cantidad de Caliza que Dolomita.

Para Calizas

2HCL + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2

15% 1843 lb 2050 lb 40 gal 6620 pc

1000 gal

Para Dolomitas

2HCL + CaMg (CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + CO2

15% 1700 lb 1040 lb 875 lb 40 gal 6620 pc

1000 gal

La presencia de Silicatos solubles en Acido. Los Carbonatos impuros (con cuarzo, feldespatos, arcillas, etc) liberan los

silicatos como finos que se pueden acumular y taponar los nuevos canales de flujos creados por el acido.

Recomendación. Emplear Acidos Viscosos o Acidos que incorporan agentes de suspensión de finos.

Bajo gradiente de Presión de Yacimiento.

Se recomienda la incorporación de gases N2 ó CO2, para energizar los acidos que aceleran la recuperación del fluido y

la limpieza del pozo

3.2.- Acidificación de Arenisca.

Velocidad de Reacción: Los acidos HF y HCL reaccionan mucho más lentamente con los principales minerales presentes en las areniscas. Los granos de cuarzo de las areniscas son insolubles en acido, mientras que los minerales que cementan los granos y forman la matriz de la roca son atacados con distinta velocidad.

Porosidad y Permeabilidad: Todas ellas exhiben porosidad y permeabilidad primaria importante y es excepcional la existencia de porosidades y permeabilidades secundarias significativas. Los particulas solidas responsable del taponamiento de las gargantas interpolares suelen disolverse en el acido, es decir los acidos matriciales de areniscas remueven el daño según los siguientes mecanismos: El acido disuelve los solidos que taponan la permeabilidad. El acido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el cemento intergranular. Agranda los espacios porales y libera los solidos que taponan la permeabilidad. Pozos con permeabilidades muy bajas no son muy buenos candidatos para acidificación. Una buena acidificación debe permitir la inyección matricial de un caudal minimo de ¼ BPM luego que el acido haya removido el daño (S=0). Cuando esto no es factible se debe recurrir a la Fracturamiento Hidraulico como metodo de estimulación.

Temperatura. La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre las areniscas. Tform < 200°F Emplear HCL al 12 % y HF al 3% (areniscas con bajo contenido de feldespatos y arcillas) 200°F < Tform < 300°F Emplear HCL al 10% y HF al 0.5%. 300°F < Tform < 350°F Emplear Acidos Organicos Tform >350°F Tratamientos reactivos No Acidos

Mineralogia: Los acidos HF y HCL presenta diversas reacciones según las caracteristicas de la matriza de la roca:

Minerales arcillosos reacciona más rapidamente.

Feldespaticos reacciona mas lentamente

Cuarzo reacciona lentamente

Las areniscas al reaccionar con HCL y HF forman Hexafluosilicatos, estos precipitan y son dañinos en grandes cantidades

3.2.1.- Optimización de la concentración de HCL y HF de Estudios de Nucleos.

La selección del sistema acido debe ser verificado en laboratorio, mediante ensayos de flujo, como se describe a

continuación:

1.- Pasar por pequeños nucleos de formación la secuencia de fluidos que se ha seleccionado,

se presenta la variación de permeabilidad observada en función del volumen de fluido

inyectado, obteniendose una curva de respuesta acida.

2.- Curvas de Respuesta Acida (ARC) permiten verificar la compatibilidad del sistema acido

on la formación. Los fenomenos de sincompatibilidad son indicados por reducción de la

Permeabilidad, liberación de finos, disgregación de la muestra de formación, etc.

3.- El examen con microscopia electronica de barrido (SEM) antes y despues del tratamiento con Acido, permite

profundizar en las causas de comportamiento particulares.

LIMITACIONES DE ENSAYOS DE RESPUESTA ACIDA

No simula daño de formación existente.

No toma en cuenta reacciones que compiten entre si (acido-daño / acido-minerales de formación / acido-fluidos de

formación).

No simula la geometria real (cañoneo) .

Modelo de flujo radial.

Otros Procedimientos de Ensayos con Nucleos.

1.- Ensayo de Inmersión: sensibilidad al petroleo y al agua

2.- Ensayo de Hinchamiento de Arcillas.

3.- Difraccón de rayos X: Mineralogia Global y Analisis de Arcillas de 2 micrones.

4.- Microscopio de Barrido: microtextura y mineralogia.

5.- Microscopio polarizado: mineralogia de los minerales de grano grueso (mejor metodo para estudiar relaciones

entre granos, poros y cemento).

3.2.2. Precipitación de la Reacción de los Productos.

Es importante verificar la mutua compatibilidad de todos los componemtes de la inyección, previniendo la producción de

precipitados o cualquier fenomeno adverso:

Precipitados de Flousilicatos. Al estar en contacto la mezcla HCL-HF con el agua de formación (esta continiene iones

sodio y potasio que reaccionan con HF).

Geles Hidratados de Silice y Alumina. El Carbonato de Calcio reacciona con el acido fluosilico o el acido fluoaluminicon

(resultantes del gasto del HF).

Tambien si hay feldespatos potasicos o sodicos inclusos en una baja concentración de HF provocaria deposición de

flousilicatos.

Slice Hidratada. Al reaccionar el HF con las areniscas con alto porcentaje de arcillas (>5%).

Compuestos Ferricos. Ocurre al gastarse el acido aumentando el PH por encima de 2,2 para el ión ferrico y por encima de

6,2 para el ión ferroso, impidiendo que precipite en un mayor rango de incremento de PH.

Arcillas con alto contenido de iones hierro: Clorita Hematita

Siderita Pirita

Migración de Finos. Cuando la arcilla presente es Kaolinita al emplear HCL-HF, este no mantiene en suspensión los finos

insaludables, ademas de ser un acido fuerte. (Para evitar esto se debe emplear agente regulador acido debil y agente de

dispersión y suspensión de finos).

Colapso de la Roca Acidificada. La arenisca al tener solubilidad en HCL mayor al 20% puede ser que los granos esten

cementados con carbonatos y ocurra una desconsolidación de la roca.

Bloqueos por Emulsiones. Mezclar petroleo y agua frecuentemente forma emulsiones, estas pueden tener elevada

viscosidad. Una de las causas es el filtrado de bajo PH de una acidificación. Adicionalmente estas pueden ser estabilizadas por

surfactantes o finos.

Bloqueo por Agua. Formado por la invasión de filtrado con base agua (durante la acidificación), ocasionando un incremento

en la saturación de agua en la cercanía del hoyo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petroleo. Esto debido a un

incremento en la tensión superficial.

Oxido de Hierro. El acido reacciona con los oxidos de hierro localizados en la tubería y se gasta. Esto debilita el acido y

ademas introduce los precipitados de la formación.

Slugdes (Thick Mud).

LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS.

1. SOLUBILIDAD EN HCL < 20 % 1.1. Alta permeabilidad (mayor de 100 md) 1.1.1 Temperatura < 200 °F

MINERALOGIA

Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 %

Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %

Arcillas > 5 %

Clorita > 5%

PREFLUJO

HCL 15%

HCL 15%

HCL 15% secuestrado

HCL 15% secuestrado

TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL

HCL 12% - HF 3%

HCL 13.5% - HF 1.5%

HCL 6.5% - HF 1%

HCL 3% - HF 0.5%

1.1.2 Temperatura > 200 °F

Reducir concentraciones de acidos indicadas para T < 200°F.

HCL usar 4/5 partes y HF usar 2/3 partes

Ejemplo: Si para T < 200 °F corresponde HCL 12% - HF 3%, cuando T > 200 °F usar HCL 10% - HF 2%

1.2 Baja permeabilidad (menor de 10 md)

MINERALOGIA

Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 %

Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %

Arcillas > 5 %

Clorita > 5%

PREFLUJO

HCL 7.5% ó Acetico 10%

HCL 7.5% ó Acetico 10%

HCL 5% sec. ó Acetico 5 %

Acetico 5%

TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL

HCL 6% - HF 1.5%

HCL 6% - HF 1.0%

HCL 4.0% - HF 0.5%

HCL 3% - HF 0.5%

NOTA:

•Potencial severo de migración de finos usar como mezcla HCL-HF. Para baja permeabilidad reducir la concentración a la mitad.

•Finos en formaciones de alta permeabilidad, engravados o fisuras: Usar preflujo y mezcla de HCL-HF o incluir agente de suspensión de

Finos. Concentración de acidos según lineamientos de alta permeabilidad.

LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS.

2. SOLUBILIDAD EN HCL > 20 %

NOTAS GENERALES

• Muy alta temperatura (T>300°F)

Sustituir HCL por acidos organicos. Utilizar tratamientos reactivo No-acido.

• Pozos de Gas, condesados o muy baja permeabilidad.

Incluir alcohol y/o surfactantes en los fluidos de tratamiento.

Pozos de Gas: Metanol 30% y pozos de condesado o petroleo: Isopropanol 20%

• Para rangos de permeabilidades entre 10 md y 100 md, se recomienda emplear concentraciones de acidos intermedias

•No usar HF. Usar solamente HCL o Acido Organico.

•Para seleccionar la concentración o tipo de acido, utlizar los lineamientos indicados para preflujos del caso de solubilidad en HCL < 20%

•Granos cementados por Carbonatos: limitar volumenes, HCL diluido (5%), acidos organicos.

NOTA:

•Necesidad de secuestrar hierro: Evitar el uso de citrico a concentracion > 14 lb/1000 gal. En lo posible usar otros secuestradores.

ACIDO

4.- ADITIVOS Y SISTEMAS PARA ACIDIFICACIÒN. 4.1.- SURFACTANTES. 4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO. 4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIÓN 4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÈRDIDA DE FILTRADO. 4.5.- AGENTES DIVERGENTES 4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÒN. 4.7.- ALCOHOLES. 4.8.- SOLVENTES MUTUALES. 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS. 4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS. 4.11.- REMOCIÒN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS. 4.12.- REMOCIÒN DE PARAFINAS.

4.1.- SURFACTANTES.

Definición.-

Son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interfase o en la superficie del medio, y tienen la habilidad de alterar las condiciones existentes hasta ese momento. Estas son gobernadas por la tensión superficial o interfacial y existen como el resultado de las valencias residuales de Van Der Waals y las Fuerzas Electrostáticas cuyo equilibrio es incompleto en la superficie de líquido, y en la interfase entre dos líquidos no miscibles ó entre un líquido y un sólido.

Químicamente un surfactante es un anfótero; es decir, tiene afinidad tanto por el petróleo como por el agua.

Clasificación.-

•Solubilidad

•Solubles al agua (hidrofílicos)

•Solubles al petróleo (lipofílicos)

•Por su Naturaleza Iónica

•Catiónicos

•Aniónicos

•No Ionicos

•Anfotéricos

4.1.- SURFACTANTES.- (Cont..)

Usos.-

Su aplicación en la industria y en especial en la Estimulación de Pozos es muy amplia. Así podemos establecer como algunas de sus aplicaciones las siguientes:

•Establecer Humectabilidad

•Como agente emulsionante

•Romper o prevenir bloqueos por emulsión y por agua

•Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento

•Como agente antisedimento de finos y de sludge

•Agente estabilizador de arcillas

•Retardadores de ácidos

•Agentes detergentes y penetrantes

•Espumantes

•Bactericidas

4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.-

Definición.-

Son Materiales específicos añadidos al tratamiento de fluidos los cuales atan los iones de los metales en una molécula compleja tal que su presencia no es perjudicial.

Fuentes de Hierro.-

Durante el proceso de estimulación matricial, cierta cantidad de hierro será disuelta debido a la acción del ácido sobre las superficies de las tuberías de bombeo, revestidores, tuberías de producción, equipos de fondo de pozo, y minerales de hierro que contengan las distintas formaciones con las cuales él tratamiento ácido entra en contacto.

La precipitación del hierro disuelto en un tratamiento ácido sólo representará un problema cuando ésta ocurra en el medio poroso, puesto que dañará la permeabilidad de la roca. El (Fe(OH)3) precipita cuando el ph del tratamiento está en el rango de 2.2 a 3.5, ocurriendo su precipitación total cuando se haya alcanzado un ph de 3.5, en el tratamiento. La precipitación del ión ferroso sólo ocurrira cuando el ph del tratamiento alcance el valor de 7.2, por lo cual este tipo de precipitación no se considera peligrosa, a menos que se den las condiciones para la ocurrencia de una oxidación desde el inicio del tratamiento hasta el momento de gastarse todo el ácido.

Para mantener en solución el hierro disuelto durante el proceso de acidificación, se usan productos estabilizadores que actúan como formadores de compuestos solubles, o como agentes reductores, que transforman el ión férrico a ferroso.

4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..)

Métodos de Control de Hierro.-

Agentes Quelantes o Secuestrantes.-

Son productos químicos que forman una solución compleja en agua , estable con los iones férrico y ferroso. Estos productos son:

Ácido Cìtrico EDTA (Ácido Tetra-Acètico Di-amino Etileno) Tetra Sodio EDTA (Tetra Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino Etileno) Di-Sodio EDTA (Di- Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino Etileno) Tri-Sodio NTA (Tri-Sodio Acido Acético- Nitrilo) NTA (Acido Nitrilo Acético)

Agentes de Reducción.-

Su función es convertir el ión férrico en una solución de ión ferroso y mantener este estado de oxidación. Estos productos son:

Eritorbate de Sodio (NaC6H7O6H2O)

Ácido Eritorbático (C6H8O6)

Mezclas de productos químicos

4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..)

Métodos de Control de Hierro.-

Agentes de Control de ph.-

Estos materiales actúan como agentes amortiguadores o controladores para mantener un ph bajo y retardar la precipitación de los componentes insolubles de hierro. Estos productos son:

Ácido Acético y Acético Anhídrido Pirofosfato Ácido de Sodio

Removedores de Sulfitos.-

Son productos químicos los cuales forman componentes estables con los iones sulfitos.

4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIÓN.-

Definiciòn.-

Un inhibidor de corrosiòn es un producto quìmico que retarda la reacciòn del àcido con los iones hierro del metal, evitando o retardando el proceso de corrosiòn.

Clasificaciòn.-

Orgànicos: Pueden ser la mezcla de uno o màs productos quìmicos activos, y agentes humectantes y agentes solventes.

Inorgànicos: Pueden ser soluciones de àcido arsènico.

•Efectos de los productos quìmicos en la acciòn del inhibidor.-

El iòn sulfito (SO3 =) en àcido concentrado interfiere con el inhibidor.

Los surfactantes en la formulaciòn àcida pueden arruinar o mejorar el inhibidor. Tendencias emulsificantes o desemulsificantes si contienen surfactantes. Interferencia con la acciòn de la formulaciòn àcida.

4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.-

Definiciòn.-

Son aquellos que minimizan la pèrdida de fluidos hacia la formaciòn productora .

Aplicaciones.-

Los agentes de control de pérdida de filtrado tienen su aplicación en los siguientes casos: Formaciones con Múltiples permeabilidades, en las cuales los fluidos siguen el camino de menor

resistencia. Fornaciones con Bajas permeabilidades, en las cuales se requieren altas presiones de inyección. Daño de permeabilidad, en todos los casos se requiere el uso de agentes de control de pérdida de

filtrado para proteger la formación productora de generación de compuestos secundarios producidos durante el tratamiento que pueden dañar la permeabilidad.

4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.- (Cont..)

Los aditivos de control de filtrado a menudo están compuestos de dos agentes: uno inerte, que son partículas sólidas las cuales puentean en la superficie de la fractura o fisura de la formación y un material gelatinoso que tapona los poros en el material granular sólido.

Tipo de Fluido Aditivo Sólido Aditivo Gelatinoso

Colchón Acuoso Sílica Fluor

Carbonato de Calcio

Polímero Orgánico

Sólidos inertes revestidos

con material tipo guar

Guar

Celulosa

Poliacrilamida

Colchón Hidrocarburo Sólidos inertes revestidos

con sulfonato orgánico

Acido Sólidos hinchables al ácido

Resína orgánica

Sílica Fluor

Polímeros orgánicos

Guar

Karaya

Celulosa

Poliacrilamida

Polivinilalcohol

4.5.- AGENTES DIVERGENTES.-

Definiciòn.- Son aquellos que permiten obtener igual distribución de los fluidos en el intervalo a ser tratado.

Clasificaciòn.-

Sólidos:

Resinas solubles en aceite

Hojuelas de Ácido Benzoico

Precipitados :

a) De Benzoato de Amonio

b) De Resina

Carbonato de Calcio

- Geles y Fluidos Viscosos:

Hidroxietilcelulosa (HEC)

Polímeros XC

Carboximetil Hidroxietil Celulosa (CMHEC)

Carboximetil High Plug Gel (CMHPG)

Espuma:

A base de Nitrógeno

A base de Dióxido de Carbono

- Métodos Mecánicos:

Herramienta de copa de lavado

Tapones puentes

Empacaduras

- Bolas Selladoras:

4.5.- AGENTES DIVERGENTES.- (Cont..)

Aplicaciones.- Dependiendo del tipo de completación que tenga el pozo, en el cual se va a realizar la estimulación matricial, cada uno de los tipos de agentes divergentes tiene su aplicación específica. A saber:

Sólidos:

En perforaciones

Camisas de rejillas (Slotted liners)

Empaques con grava (Gravel Packs)

Hoyo Abierto

Geles y Fluidos Viscosos:

Para cualquier tipo de completación

Espuma:

Para cualquier tipo de completación

- Métodos Mecánicos:

En perforaciones

Camisas de rejillas

- Bolas Selladoras:

Sólo en perforaciones

4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.-

Definición.-

Son polímeros de cadenas largas, naturales o sintéticos, utilizados para suprimir la turbulencia y reducir la presión por fricción en los fluidos que fluyen a través de la tubería.

Lo anterior es particularmente útil, para reducir la potencia requerida o incrementar la tasa de tratamiento

Consideraciones Generales.-

•No todos los polímeros son efectivos en las soluciones ácidas.

•En algunas oportunidades, el ácido puede romper estos polímeros, dejando, sin embargo, algunas propiedades de reducción de fricción.

•Eventualmente, pueden suspender los finos insolubles y los sedimentos (sludge).

4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.- (Cont..)

Tipo de Fluido Clasificación Genérica de

los Aditivos

Colchón Base Agua Diferentes tipos de Guar

Poliacrilamida

Celulosa

Sólidos inertes revestidos

con material tipo guar

Colchón Base Aceite Poli-isobutileno

Acidos grasos

Polímeros orgánicos

entrecruzados

Acido Guar

Goma Karaya

Poliacrilamida

Celulosa

En la tabla siguiente se muestra una clasificación general de los diferentes tipos de fluidos

4.7.- ALCOHOLES.-

Generalidades.-

Son comúnmente utilizados en tratamientos ácidos para remover bloqueos por agua, mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del ácido, y disminuir el contenido de agua en el tratamiento en formaciones sensibles al agua. Sin embargo, su efectividad es limitada.

Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas capilares dentro del yacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la fase líquida.

Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos de tratamientos también aumentan la velocidad de vaporización de la porción del agua, permitiendo una desaturación más ràpida del agua en el yacimiento gasífero.

Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje de alcohol agregado.

Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, se utiliza alcohol en e. tratamiento en una porción o en toda el agua de disolución.

Tipos de Alcoholes.-

•Metílico: 30% ó más por volumen

•Isopropílico: Máximo 20% por volúmen

4.7.- ALCOHOLES.- (Cont..)

Desventajas en su uso.-

•Concentración efectiva: Se requiere concentraciones iguales o mayores al 20% para lograr su efectividad.

•Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento.

•Punto de Inflamación: Su bajo punto de inflamación tanto en el isopropanol como en el metanol, presentan riesgos de fuego.

•Corrosividad: Las mezclas alcohol-ácido, aumentan la corrosividad, por lo que se hace necesario utilizar una elevada concentración de inhibidor, que aquellas mezclas que no contienen alcohol.

•Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan altas concentraciones de sólidos disueltos puede precipitar sal en presencia de los alcoholes.

•Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto el metanol como el isopropanol son incompatibles, por lo cual deben ser realizadas pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo el tratamiento.

•Uso con HCL: En aquellos pozos con temperaturas mayores de 200 ºF, que sean tratados con HCL, es posible la no deseada formación de cloruro de metilo.

4.8.- SOLVENTES MUTUALES.-

Definición.-

Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como en agua.

Aplicaciones.- Los usos más frecuentes de los solventes mutuales son: •En soluciones ácidas o en preflujos o postflujos de gasoil •En concentraciones típicas de 10% (V/V); pero su rango de uso oscila de 2 a 50% (V/V) •Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del pozo, por disminución de la tensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua. •Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo por lo tanto la cantidad de saturación de agua irreducible. •Proporciona acuohumectación a la formación, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo. •Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectación. •Estabiliza las emulsiones •Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudando a prevenir la adsorción de esos materiales dentro de la formación. Tipos de Solventes Mutuales.- Los más comunes son: •Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE) •Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE) •Etheres Glycoles Modificados (MGE)

4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.-

Definiciòn.- Las formaciones sensibles al agua se caracterizan por reducir su permeabilidad cuando contactan con fluidos extraños a la formación. Esta reducción de permeabilidad absoluta, resulta del taponamiento de los canales de poros por partículas inducidas o propias de la formación. Un mineral arcilloso o arcilla puede definirse como, cualquier número de minerales aluminosilicato hidratables con estructura de lajas de cristal, formados por la humectación ó hidratación de otros silicatos; tambien se consideran arcillas cualquier mineral de tamaño menor de 1/256 mm. Los inhibidores de arcillas son productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas, las cuales son:

la migración, la hidratación y la dispersión

Migración de Arcillas.-

El efecto de fluidos acuosos en las arcillas depende principalmente de los siguientes factores: La estructura química de las arcillas La diferencia entre la composición de los fluidos naturales de la formación y los fluidos

inyectados El arreglo de las arcillas en la matriz o en los poros La manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la formación La cantidad de arcillas presentes.

4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..)

Hidratación de las Arcillas.- El hinchamiento de las arcillas con el agua se debe a la hidratación de los cationes presentes en las mismas. El volúmen de hinchamiento depende de uno de los dos factores siguientes:

El catión adsorbido en la arcilla La cantidad de sal en el fluido que contacta la arcilla

Existen dos tipos de mecanismos de hinchamiento que pueden ocurrir debido a la interacción de las arcillas y la invasión del filtrado:

Hinchamiento Cristalino Ocurre debido a la adsorción de capas de agua en la superficie de las partículas de arcillas, y puede ocasionar que el volúmen de las arcillas se incremente más del doble

Hinchamiento Osmótico Debido a que la concentración de cationes es mayor entre las capas de arcillas que en el cuerpo mismo de las arcillas.

La Montmorillonita es la única arcilla que se hincha por adsorción de agua. La Caolinita, Clorita e Ilita pueden ser clasificadas como arcillas no hinchables

Dispersión de las Arcillas.- Puede incrementar el daño de formación y es causada por:

Surfactantes no iónicos específicos Ácidos u otros fluidos de bajo ph

4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Tipos de Arcillas.-

Las arcillas más comunes encontradas en formaciones de areniscas son: Montmorillonita (Al2-x,Mgx)Si4O10(OH)2Na.H2O Ilita KAl2(AlSi3O10)(OH)2 Caolinita AlSi4O10(OH)8 Clorita (Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8 Mezclas de capas de arcillas Combinaciones de los anteriores Estabilizadores de Arcillas.-

Los más utilizados y comunes son: Salmuera Sintetizada Iones de Hidróxido de Aluminio Polímeros Orgánicos Cloruro de Potasio Cloruro de Amonio Hidróxido de Potasio Remoción de las partículas de arcillas bloqueadoras.-

Los más utilizados y comunes son: Ácido Clorhídrico Ácido Fluorhídrico con solventes mutuales


Estructura tetrahédrica de Arcilla


Estructura Octohédrica de Arcilla

Al, Fe, Mg Hidroxilos

Unidad

Octahedrica Sencilla

Capa de Estructura

Octohédricare

4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS.-

Definición.- Son productos químicos utilizados para controlar el desarrollo, eliminar e inhibir el crecimiento de microorganismos o bacterias. Usualmente se les conoce como bactericidas o biocidas. Se entiende por bacterias microorganismos unicelulares del tipo de los esquizomicetos; o sea, esquizofitas sin clorofila, los cuales aparecen en la naturaleza.

Problemas que causan las bacterias.- Taponamiento en los pozos inyectores Reducción del ión sulfato (H2S ==> Corrosión ==> FeS ==> Insoluble, Taponamiento) Formación de limo Formación de hierro Usos.- Directamente en el tratamiento ácido Antes de la Acidificación

4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.-

Generalidades.- Principalmente se originan por los cambios de presión y temperatura que tienen lugar durante la producción o inyección de fluidos al pozo. Se forman en la tubería de producción, cabezal de pozo, lineas de flujo y en la cara del pozo (“wellbore”), con la consecuente reducción de la producción o pérdida de eficiencia de los equipos de producción. Otros causas de la formación de incrustaciones y asfaltenos son la evaporación, mezclas de fluidos compatibles entre sí, sobresaturación de materiales disueltos en el agua y productos secundarios provenientes de la corrosión o actividad bacterial.

Incrustaciones.- Son depósitos resultantes de la precipitación de materiales existentes en los fluidos base agua, siendo las más comunes:

Carbonato de calcio Sulfato de calcio Sulfatos de bario y estroncio Silicatos Cloruro de sodio Sales ú óxidos de hierro

Primero debe identificarse la incrustación y luego su origen, para proceder a aplicar el método de remoción idóneo.

4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.- (Cont..)

Métodos de Remoción.- Básicamente los podemos dividir en dos grandes bloques:

Métodos Mecánicos Recañoneo de Tubería Reperforación o ensanchamiento Bombeo de píldoras para líneas de flujo

Métodos Químicos Incrustaciones solubles en agua Incrustaciones solubles en ácido Incrustaciones insolubles en ácido

Prevención de las Incrustaciones.- Existen métodos que permiten prevenir o disminuir en el tiempo la formación de incrustaciones:

No mezclar fluidos incompatibles Filtrar los fluidos de Inyección o completación de sólidos Utilizar inhibidores tales como, Poliacrilatos, Polifosfatos inorgánicos, Fosfonatos, EDTA y

Esteres fosfatos orgánicos.

4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.-

Asfaltenos.- Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los maltenos y resinas.

Mecanismos de Deposición.-

Los Asfaltenos se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas: Reducción de presión Reducción de temperatura Tratamientos Ácidos Presencia de superficies metálicas por las cuales los asfaltenos sienten afinidad Usos de solventes parafínicos Métodos de Remoción.-

Para remover los asfaltenos se utilizan los siguientes tratamientos: Solventes Aromáticos, tales como tolueno, xileno o mezclas de ellos Productos químicos que ayudan a mejorar la actividad de los solventes Mezclas de solventes aromáticos con solventes parafínicos

4.12.- REMOCIÓN DE PARAFINAS.-

Definición.- Son los hidrocarburos más simples y abundantes. Ejemplos de ellos son: la gasolina, el kerosene, el aceite mineral. Se depositan en forma de ceras parafínicas.

Mecanismos de Deposición.- Las Parafinas se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas:

Reducción de presión, presentandose Evaporación de los componentes más volátiles Reducción de temperatura Precipitación irreversible en el crudo Disminución de la Solubilidad en el crudo Métodos de Remoción.-

Pueden clasificarse en cuatro grandes grupos: Métodos Mecánicos Métodos Térmicos

Bombeos de solventes parafínicos calientes Bombeo de Nitrógeno Bombeo de Aislantes Térmicos (GEL-INT TM)

Bombeo de Solventes Parafínicos (gasoil, kerosene) Aromáticos (xileno, tolueno, mezclas de ellos)

Métodos Químicos Dispersantes Detergentes

ACIDO

5.- TRATAMIENTOS ÁCIDOS.

5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES

5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS

ROCAS

5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO

5.5.-GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO DE UNA OPERACIÓN

5.6.- PARÁMETROS POS - TRABAJO

5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR.

HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIÓN 1.-

Trabj. No.

Información de Referencia

Cía. Oper. Rep. Oper. Cía. de Servicio Rep. Servicio

Fecha Fech. est. del Trabajo:

Información del Operador

Requerido por: Teléfonos Fax Email

Pozo Campo Yacimiento Estado

Tipo de Pozo

Nuevo Viejo Petróleo Gas Prod. de Agua

Inyector Disposición

Datos del Pozo

Diam. Rev. (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado Rosca

Liner (OD) (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Tope Liner (pies) Grado

Tubing (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado Rosca

Empacadura Tipo

Prof. de Asent.

(pies)

Tubería de

Rejilla /Tamaño

Grava (si ó no?) Tamaño de Grava

Tubing (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado Rosca

Cañoneo (cañones

y tipo) Tamaño (plg) Densidad (tpp) Intervalos (pies)

DATOS DE DOCUMENTACIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL POZO Y DE

CONFIGURACIÓN MECÁNICA


DATOS DE FORMACIÓN Y MECANISMO DE TRATAMIENTO

Tratamiento Vía

Tubería Revestidor c/emp. Anular Tubería/Anular Coiled Tubing

Branden Head

Datos de Formación

Formación Descripción de la Formación:

Permeabilidad (md) Porosidad (%)Presión de Poro

(psi) Modulo de Young Rel. de Poisson

Altura Arena (pies) Altura Neta (pies) BHST (oF)

Espaciamiento de

pozos (acres) Grad. de Frac. (psi) ISIP (psi)

Fluido en hoyo

ISIP (lpg)

BHFrac.P (psi) Radio de Penetración (pies) BHFlowimgP (psi)

Diseño de Estimulación Solicitado


DATOS DE FLUIDOS E HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Datos de Fluidos y Producción

Tipo de Fluido de Perforación Tipo de Fluido de Completación

WOR (%) GOR (%) Grav. API Compresibilidad Viscosidad (cp)

Parafinas (%) Asfaltenos (%) Incrustaciones Sedimentos (%)

Gravedad Gas

Contacto

WO/GO (pies)

Prod. Inicial

Crudo (MSTB/D) Gas (MSCF/D) Agua (MSTB/D) Presión (psi) BHFlowimgP (psi)

Fecha

Prod. Actual

Crudo (MSTB/D) Gas (MSCF/D) Agua (MSTB/D) Presión (psi) BHFlowimgP (psi)

Fecha

Observaciones Adicionales


INFORMACIÓN Y MUESTRAS REQUERIDAS PARA EL DISEÑO

HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIÓN 2.-

Información del Pozo Requerida

Registros Resistividad GR

Identificación

de Fracturas Sónico

CBL/CET Lodo Esfuerzos

Datos

DST/ Análisis de

Presiones

Transitorias

Análisis de

Núcleos

Curva de Historia

de Producción

Esquemas del

pozo

Historia del Pozo Registro

Cronológico del

Pozo

Muestras Requeridas

Crudo Agua Emulsión Escamas

Rocas /

Formación

Agua de

Tratamiento

Sludge /

Sedimentos

Tratamiento de Estimulación

previo para el Pozo/ En Campo


ANÁLISIS Y ENSAYOS REQUERIDOS

Análisis y Ensayos Requeridos

Agua de

Formación Químico Escamas Romper Emulsión

Crudo de

Formación Gravedad API Parafinas Asfaltenos

Potencial de

formación de

Sludge con

Ácido

Compatibilidad

de

HidrocarburosEscamas /Sólidos Solubilidad al

Solvente/ Al

Ácido Dispersabilidad

Identificación

Mineral

Agua de

Tratamiento Químico Bacteria

Pruebas de Gel /

Crosslinker

Prevención

de Emulsión

Tratamiento

Ácido

Titulación /

Concentración Hidrómetro

Prevención de

Emulsión Ácido Vivo

Ácido

Gastado

Observaciones Adicionales

Tiempo de Ruptura del Gel

(hrs)

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.

Los tratamientos ácidos pueden ser aplicados por una de las siguientes técnicas:

a.-Lavado o Remojo b.- Acidificación Matricial c.- Fracturamiento Ácido

TIPO DE POZO TIPO DE DAÑO TRATAMIENTO PRODUCTOR DE CRUDO MIGRACIÓN DE FINOS ACIDIFICACIÓN MATRICIAL PRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES INYECTOR INYECCIÓN DE FLUIDOS ACIDIFICACIÓN MATRICIAL A LA MATRIZ INYECTOR DE VAPOR DEPOSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES Y E INORGÁNICA DETERGENTES; Y ACID. MATRIC. GASÍFERO DEPÓSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES; Y ALCOHOLES PRODUCTOR DE CRUDO EMULSIONES LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES PRODUCTOR DE CRUDO TAPONAMIENTO DE LAVADO ÁCIDO CON EMPAQUE EMPAQUE

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES..- Datos Considerados

La siguiente data ha sido utilizada en para la concepción de los tratamientos antes mencionados:

PARÁMETRO VALORES MINERALOGÍA Profundidad 5000 pies Cuarzo < ó = 80% BHST 170 ° F Feldespatos < ó = 20% Tubería 2-7/8 plg Arcillas < ó = 5% Revestidor 7 plg Clorita < ó = 2% Perforaciones 12 pies Porosidad 25 % Permeabilidad > 100 md Presión Aprox. 2200 psi

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)

Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la Matriz / Tratamiento.-

PREFLUJO: 500 gals de Cloruro de Amonio

PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado

15% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosión + 75#/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 10#/1000 gal de

Bactericida

TRATAMIENTO: 50 gals / pie perforado

12% HCL: 3% HF + 0.5% Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de

Hierro + 5% Solvente Mutual.

POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado

8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual

NOTA 1: Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación con un volúmen de 420 gals (10 bbls)

NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de

completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este

tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:

250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene

250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante

de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC

250 gals de 3% Cloruro de Amonio

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)

Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos / Justificación Técnica.-

•Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para remover los compuestos orgánicos, que pueden estar

bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca. Esto resultará en la

remoción del daño por depósición orgánica, y permitirá el contacto del ácido con los materiales inorgánicos a ser

disueltos por él, con una mayor efectividad y eficiencia del mismo. También permitirá limitar el contacto ácido -

petróleo, previniendo problemas de emulsión.

•Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene. Esto debido a que el Xileno es un

excelente removedor de los asfaltenos y es efectivo con las parafinas; el Kerosene es un excelente solvente de

parafinas y no tiene efectos sobre los asfaltenos. El control del costo en el preflujo se tiene de utilizar la combinación

de un producto costoso (xileno) y uno muy económico (kerosene).

•Usar un 3% Ácido Ácético Glacial tanto en el Tratamiento Ácido HCL:HF como en el postflujo. Esto ayudará a

mantener control del ph en la cara del pozo, y ayudará a evitar la precipitación de los productos resultantes de la

reacción con el ácido, hasta que sean sacados fuera del pozo.

•Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el cual asegurará la compatibilidad de los fluidos y

mantendrá la formación acuohumedecida.

•Utilizar un estabilizador de arcillas en el postflujo, para mantener libre de obstrucciones las gargantas de los poros.


Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos / Tratamiento.-

PREFLUJO: 500 gals (50% Xileno + 50% Kerosene) + 10% (500 gals) Solvente Mutual

PRETRATAMIENTO: 50 gals / pies perforado

15% HCL + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual

TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado

7.5% HCL: 1.5% HF + (0.3% - 0.5%) de Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 3% Ácido Acético Glacial + 10% Solvente Mutual.

POSTFLUJO: 125 gals / pie perforado

8% Cloruro de Amonio + 1% Estabilizador de Arcillas + 3% Ácido Acético Glacial +

10% Solvente Mutual

NOTA 1: No Sobredesplazar

NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de








Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.-

Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido por razones análogas a las expuestas en el Caso

1(anterior)

Es importante entender que, para este caso particular, debería tenerse suficiente volúmen de tratamiento con

solvente con el objeto de:

Contactar y disolver todos los depósitos orgánicos

Mantener los compuestos orgánicos disueltos en suspensión hasta el contraflujo

Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1)

Los asfaltenos son los depósitos orgánicos más difíciles de disolver; siendo el Tolueno el Solvente Aromático

más efectivo en la remosión de los mismos. Sin embargo, el Tolueno es muy costoso y peligroso, por lo cual se

recomienda utilizar sólo una pequeña cantidad de volúmen.

Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la roca

acuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado.


Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica / Tratamiento.-

TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado

49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual

Nota 1: No Sobredesplazar

Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de







Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil para prevenir la segregación de

fluidos durante la etapa de remojo

Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con:

150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante

de Hierro + 25#/1000 gals de HEC

Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls

de solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing

Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 4 a 6 horas


Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.-

La acción de inyección de vapor dentro de hoyo puede crear dos tipos de mecanismos de daño:

Depósitos orgánicos, resultante de la precipitación de parafinas y asfaltenos

Depósitos orgánicos, resultante de la disolución de la formación

Ambas acciones son el resultado directo del proceso de inyección de vapor, por lo que se recomienda preparar

el tratamiento para ambos tipos de daños, cuando se planifica un tratamiento de estimulación.

El proceso de Inyección de Vapor es un proceso cíclico, por lo cual el daño que el crea, es deposición en capas.

Los materiales orgánicos serán depositados intercalados con materiales inorgánicos, por lo que esta deposición

del daño en capas unas sobre las otras, será el primer agente protector o encubridor de estos mecanismos de

daños, si no se diseñare un tratamiento apropiado.

De lo anterior, se deduce que el tratamiento más idóneo es un Tratamiento por Etapas, con aditivos especiales

para remover recubrimientos orgánicos de los materiales inorgánicos, de manera que ambos materiales sean

completamente removidos.

Utilizar un alto volúmen de Ácido Fluorhídrico moderadamente fuerte para remover el daño por deposición

de materiales inorgánicos, sin exponer la matriz de la formación ya débil, a destrucción adicional.

Usar Ácido Acético Glacial al 3%, en todos los ácidos y postflujos para controlar el ph, con el objeto de

retardar la precipitación de la reacción provenientes del ácido con los productos, en la cara del pozo.


Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la Matriz / Justificación Técnica.-

•La siguiente recomendación considera que el pozo siempre ha sido Pozo Inyector.

•Usar HCL debido a que muchos de los materiales inorgánicos que crean daño en los pozos inyectores, son

solubles en Ácido Clorhídrico, por ejemplo, Carbonato de Calcio, Carbonato de Hierro, Óxido de Hierro, etc.

•Utilizar un alto volúmen de Ácido Clorhídrico, porque las escalas ó escamas se forman usualmente muy

profundo dentro de la formación, por lo que es dificil alcanzarla. También se recomienda utilizar una

concentración fuerte o elevada de ácido.

•Utilizar un pequeño volúmen de HCL:HF de elevada concentración, para remover cualquier obstrucción por

partículas de arcillas. La elevada concentración de ácido reaccionará más rápidamente, permitiendo el uso de

menores volúmenes y altas tasas, mientras permanece el tratamiento áctivo haciendo su trabajo de remoción de

daño por arcillas presentes.

•Utilizar un elevado volúmen de aditivo para control de hierro, con el objeto de absorver tanto como sea posible

iones hierro del sistema. Muchos depósitos que están asociados con la inyección de pozos, son ricos en hierro y

se hace necesario secuestrarlo con el objeto de prevenir precipitación de hierro cerca de la cara del pozo.

•Usar un bactericida para remover cualquier daño por bacteria, lo cual es comun en pozos de inyección y

causan severo taponamiento.



(Cont..)

Mantener la tasa de bombeo recomendada en la secuencia adecuada para permitir el adecuado contacto, entre

los fluidos del tratamiento y los materiales a ser removidos, y para prevenir el lavado de los materiales a ser

removidos de la cercanía de la cara del pozo antes de ser disueltos.

Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1)

Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones análogas al Caso 2.

Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el cual asegurará la compatibilidad de los

fluidos y mantendrá la formación acuohumedecida.

Filtrar todos los fluidos que pueden estar en contacto con la formación, hasta 2 micrones absolutos.

Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y también utilizar una herramienta de lavado

(“Wash Tool”) en el Coil. Con lo anterior se persigue:

Aislar los fluidos del tratamiento de los fluidos del pozo, previniendo la contaminación del tratamiento

antes de penetrar a las perforaciones

La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando al

solvente en la remosión de los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosión.

Remover todos los depósitos orgánicos para que el ácido pueda remover los inorgánicos.



(Cont..)

Nota 2: En caso derealizarse el tratamiento a través de la tubería de completación (Branden Head) ó con

tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado

“Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:






• Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Tratamiento.-

•ETAPA No. 1.-

•1.A.- 40 gals /pies perforado

500 gals de Solvente (49% de Xileno + 49% Kerosene) + 2% Tolueno + 10% Solvente

Mutual

•1.B.- 25 gals / pies perforado

300 gals de 10% HCL + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 3%

Ácido Acético Glacial

•1.C.- 60 gals / pies perforado

750 gals (7.5% HCL: 1.5% HF) + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 10% Solvente Mutual + 3% Ácido Acético

Glacial.

•1.D.- 125 gals / pie perforado

1500 gals de Solución de Cloruro de Amonio al 8% + 10 % Solvente Mutual + 3%

Ácido Acético Glacial.

•ETAPA No. 2.- Igual a ETAPA No. 1

•Nota 1: Con el Coiled Tubing en el tope de las perforaciones, desplazar hasta ellas con agua filtrada. No

Sobredesplazar


Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.-

•Los pozos productores de Gas están asociados con altas caídas de presión, en las perforaciones y en la garganta de los

poros. Los Asfaltenos son sensibles a los cambios de presión, por lo que la formación de asfaltenos puede estar

asociada con este tipo de cambios de presión. Por lo anterior, se deduce que los Asfaltenos son el primer mecanismo

de daño en pozos productores de gas, siendo las Parafinas el segundo mecanismo de daño.

•Por lo anterior se sugiere el uso de una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones

análogas a las del Caso 1)

•Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones análogas al Caso 2.

•El tratamiento con Solvente puede crear una saturación de aceite (petróleo) cerca de la cara del pozo haciendo que el

pozo tenga flujo preferencial de petróleo y bloquear el flujo de gas. Por lo anterior, es recomendable que seguido al

tratamiento o preflujo de solvente, se bombee un Fluido que permita retornar la saturación de gas cerca de la cara del

pozo y mantener, por lo tanto, la producción de gas. El Fluido, a ser usado en este tipo de Tratamiento es Agua con

Cloruro de Amonio, conteniendo Metanol y Surfactantes que permitan asegurar la limpieza del hoyo.

•Por lo anterior, se deduce la necesidad de bombear un volúmen de Fluido (Tratamiento) mayor que el Preflujo, para

asegurarse el adecuado desplazamiento del Solvente de Preflujo y se regrese la saturación al gas en la cara del pozo,

que tenía al principio.

•Usar Metanol en el Tratamiento, para secar la Formación y regresar la saturación de gas inicial.


Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.- (Cont...)

•Usar Solvente Mutual del tipo de los Surfactantes Fluorocarbonado No Iónico en el Fluido Tratamiento, para

bajar la tensión superficial del mismo, y asegurarse que el gas puede empujar al fluido, desde la garganta de los

poros, y lograr una efectiva limpieza después del tratamiento.

Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y también utilizar una herramienta de lavado

(“Wash Tool”) en el Coil. Con lo anterior se persigue:

•Aislar los fluidos del tratamiento, cada uno del otro y de los fluidos del pozo, previniendo la

contaminación del tratamiento antes de penetrar a las perforaciones, logrando el adecuado tiempo de

remojo.

•La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando al

solvente en la remosión de los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosión.

•Remover todos los depósitos orgánicos para que el ácido pueda remover los inorgánicos.


• Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Tratamiento.-

•PREFLUJO: 75 gals /pies perforado

900 gals de Solvente 98% de Xileno + 2% Tolueno + 10% (Vprefl.)Solvente

Mutual

•PRETRATAMIENTO: 3 bbls (126 gals)


•TRATAMIENTO 100 gals/pie perforado

1200 gals de Cloruro de Amonio al 3% + 20% Hidróxido de Metanol + 0.2%

Surfactante no iónico específico+ 10 % Solvente Mutual.

•Nota 1: No Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación

•Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de








• Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones / Tratamiento.-

•

•PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado


•TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado

85% Surfactante + 10% Solvente Mutual + 5% Anti-Sludge

•Nota 1: No Sobredesplazar

•Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de



•250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene

•250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante de

Hierro + 25 #/1000 gals de HEC

•250 gals de 3% Cloruro de Amonio

•Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada

•Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con:

•150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

•150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante


•Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

•Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls


•Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 2 a 3 horas

•Nota 5: La naturaleza iónica del surfactante dependerá del tipo de roca predominante de la formación


• Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones / Justificación Técnica.-

•

•Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento para remover los compuestos orgánicos, que pueden estar

bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca. Esto resultará

en la remoción del daño por depósición orgánica (razones análogas a las expuestas en el Caso 1)

•Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas al Caso 1). Usar un

pequeño porcentaje de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de los

depósitos orgánicos (razones análogas al Caso 2)

•Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la roca

acuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado.

•Las causas probables de la formación de las emulsiones son:

•Crudos con contenidos de químicos naturales que actúan como estabilizadores de las emulsiones

formadas con el ácido o con el ácido gastado durante el tratamiento.

•Tratamientos de estimulación (ácidas y fracturamientos)

•Tasas de Producción elevada

•Inyección en la formación de fluidos incompatibles con los fluidos naturales de la formación


Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Justificación Técnica.-

•Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para remover los compuestos orgánicos, que pueden

estar bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca, y las

porosidades interconectadas del empaque. Esto resultará en la remoción del daño por depósición orgánica

(razones análogas a las expuestas en el Caso 1)

•Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas al Caso 1). Usar un

pequeño porcentaje de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de los

depósitos orgánicos (razones análogas al Caso 2)

•Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la roca y del

empaque, acuohumedecidos, luego que el solvente los ha limpiado.

Las causas probables del taponamiento de los poros interconectados en el empaque con grava, son:

Elevada densidad del gel de acarreo de la grava bombeada.

Bombear la grava del empaque a traves de la tubería de perforación sucia, pues partículas de hierro y

otros contaminantes entrarán en la zona del empaque dañando la porosidad interconectada tanto del

empaque como de la formación misma.

Arcillas de formación, cuando esta es lavada (las perforaciones) luego del empaque.


Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.-

•PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado


•PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado

7.5% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosión + 75#/1000 gals Secuestrante de

Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual

•TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado

HBF4 + 0.5% Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5%

Solvente Mutual.

•POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado

8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual

Nota 1: No Sobredesplazar

Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de







Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada


Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.-(Cont...)

Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con:

150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante


Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls


5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS.-

CONSIDERACIONES GENERALES.-

Algunas preguntas que deben formularse, como aspectos básicos a tener en consideración sobre Fluidos de

Formación y Características de las Rocas, son:

Son sensibles las arcillas presentes? Qué volúmen y clase de arcillas? Cual es el tipo de sensibilidad de Arcilla:

Hinchamiento, Migración, Entrampamiento de Agua?

Están presentes partículas minerales de hierro y en cual volúmen?

Existen Feldespatos presentes y en cual volúmen?

Cuál es la solubilidad en HCL?

Es la formación consolidada o no consolidada? Cual es la composición de la matriz o material cementante? Es

la formación susceptible de producción de arena?

Cual es la Porosidad?

Cual es la Saturación del Agua?

Existe un contacto distinto al Contacto Agua-Petróleo?

Cual es la gravedad API del Crudo? Cual es la viscosidad del crudo en condiciones de fondo de pozo?

Cual es el contenido de Parafinas y Asfaltenos?

Tiene el crudo tendencias emulsificantes naturales?

Cual es el ph de la Salmuera de la Formación?

Tiene el agua de formación tendencia a la formación de escamas?

Temperatura de fondo de pozo estática (BHST)?

Presión de fondo de yacimiento (BHP)?

Presión de fractura de fondo (BHFP)?

5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS

ROCAS.- (Cont..)

En la ejecución de los tratamientos ácidos, es imprescindible tener una idea clara de las características

mineralógicas de la formación a tratar. Algunas interrogantes que deben resolverse antes de llevar a cabo el

tratamiento son:

Solubilidad en HCL?

Cuando sea mayor que el 18%, usar solamente HCL. No usar ácido Fluorhídrico (HCL:HF)

Cuando la solubilidad en HCL es mayor al 10% y menor del 18%, emplear en el tratamiento un

volúmen de HCL igual a la mitad del volúmen de HCL:HF (Ácido Flourhídrico) a utilizar

Cuando el contenido total de arcillas de la formación es menor del 5%, usar 12%HCL: 3% HF

Contenido de Hierro?

Cuando hay presencia de minerales de hierro, tales como: Hematita, Siderita, Pirita, etc., usar aditivos

para control de hierro en un volúmen determinado de pruebas de núcleo o de retorno de ácido gastado.

La presencia de partículas minerales de hierro, ocasionará precipitación de asfaltenos. El uso de

aditivos anti-sludge o preflujos de solventes será necesario, dependiendo de la severidad del potencial de

sedimentos (sludging).

Si hay cloritas presentes, incrementar la concentración de aditivos secuestrantes de hierro en el preflujo

de HCL.

Si hay Ilitas presentes y la permeabilidad es menor de 120 md, reducir la tensión de superficie al menos

en 30 Dinas/cm^2, mediante la dosificación de solventes mutuales o surfactantes.

Contenido de Feldespatos?

Menor del 20%, usar 12% HCL: 3% HF

Mayor del 20%, usar 7.5% HCL: 1.5% HF

Formación?

Si la formación es susceptible de ser inestable (tendencia a la no consolidación), usar una baja

concentración de HCL:HF

5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.-

La siguiente información debería ser considerada en la selección del tratamiento del pozo:

Tipo de Formación y Composición Mineral de la Formación

Condición de la Formación: Consolidada o No Consolidada

Tipo y Cantidad de Daño

Tiempo de contacto disponible para el tratamiento químico

Limitaciones físicas del equipo del pozo

Presión y Temperatura de Fondo de Pozo

Contaminantes posibles tales como agua, lodo, filtrado del cemento y bacterias

Migración de Finos

Compatibilidad de los aditivos del tratamiento, entre sí y con la formación

Precipitación de hierro

Prevención de Emulsiones

Agentes anti-sludge

Factor de Diseño de Permeabilidad

Factor de Diseño de Porosidad

Factor de Diseño de Solubilidad del Yacimiento

Factor de Diseño de Caudal de Inyección

Esquema de Tratamiento Propuesto

5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..)

FACTORES DE DISEÑO DE PERMEABILIDAD.-

PERMEABILIDAD PROMEDIO

SIN DAÑO, K (md)

RANGO DE HCL

NORMAL (gal/pies)

RANGO DE HCL:HF

NORMAL (gal/pies)

COMENTARIO

<0.1 15-25 No se recomienda a,c,d

0.1 - 1.0 25-50 35-50 a,c,d

1.0-10 35-75 75-100 c

10-50 50-100 100-150 c

>50 50-100 100-200 b

>50 Acido Fórmico 100 - -

Comentarios

a.- El volúmen debería ser seleccionado basado en pruebas de núcleos

b.- El volúmen puede exceder 100 galones por pies si fuera necesario , sin permitir excesiva formación de finos

c.- El volúmen puede ser modificado si los resultados de campo lo indican

d.- Use ácido para lavar perforaciones, solamente


VOLÚMEN DE TRATAMIENTO RECOMENDADO DE HCL:HF EN GALONES POR PIE^2 DE

ZONA PRODUCTORA

GALONES POR PIE DE INTERVALO TRATADO

RA

DIO

DE

TR

ATA

MIE

NT

O

(PIE

S)

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

0

1

2

3

4

5

6

7 20 galones

por pie^2

15 galones

por pie^2

10 galones

por pie^2

5 galones

por pie ^2


FACTORES DE DISEÑO DE POROSIDAD

En Acidificaciones Matriciales de Areniscas, la Porosidad de la Formación es usada solamente para calcular :

•El Volúmen de Post-flujo o sobre-desplazamiento, el cual debería ser calculado para 4 o 5 pies de penetración

radial basado en la porosidad

•Determinar el radio de penetración de ácido vivo HCL, si la solubilidad de HCL es conocida

•El volúmen de preflujo de HCL, el cual debería ser suficiente para remover todo el material soluble al HCL, en

un radio de 2 pies desde la cara del pozo.

•El volúmen de HCL:HF, el cual debería ser suficiente para obtener cuatro (4) horas de tiempo de contacto.

Un tiempo de contacto mayor en la cercanía de la cara del pozo, resultará en daño por precipitados

•El volúmen de poro, cuando se realiza el diseño en función de la porosidad viene dado por la expresión:

•En la gráfica de la página siguiente, puede obtenerse la relación de volúmen de HCL en función de la porosidad

y el radio de penetración.


400

0 1 2 3 4 5 6 7

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

320

340

360

380

35 %

Porosidad

100 %

Porosidad 9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

5.0 %

Porosidad

15 %

Porosidad

25 %

Porosidad

Radio en pies desde la pared de un hoyo de 7 plg


FACTORES DE DISEÑO DE SOLUBILIDAD DEL YACIMIENTO.- Como regla general, las formaciones con menos del 10% de solubilidad no son usualmente estimuladas con ácido clorhídrico. Sin embargo el ácido clorhídrico, puede ser aplicado a cualquier tipo de formación para remover el daño. Sin embargo de lo anterior, si la sección soluble de la formación es una arena consolidada, la acidificación puede resultar menos efectiva que cuando existen calizas o dolomitas presentes, que sean de solubilidad baja. Estas últimas (calizas y dolomitas) reaccionan con ácido clorhídrico a altas tasas; y con ácido fórmico y acético, a tasa moderada. Debe tenerse siempre presente que, todos los tratamientos que usen ácido fluorhídrico (HCL:HF), deben estar precedidos por un preflujo y seguidos de un post-flujo para prevenir la precipitación de los productos originados de la reacción. La concentración de ácido a utilizar dependerá no solamente de la solubilidad de la formación, sino también de la temperatura de fondo de pozo. Los factores que deben ser considerados para una adecuada selección de la concentración del ácido, son: •Tiempo de reacción del ácido activo dentro de la formación •Corrosión de la tubería •Solubilidad de la Formación •Efectos de la reacción de los productos •Propiedades de los Sedimentos (Sludge) y de las Emulsiones formadas •Patrón de grabado (Etching) del ácido en la formación •Compatibilidad del Desmulsificante con la formación y otros productos en el tratamiento


FACTOR DE DISEÑO DEL CAUDAL DE INYECCIÓN-

La máxima tasa de inyección que puede alcanzarse en un tratamiento de estimulación ácida, viene dada

por la expresión matemática siguiente:

4.917 x 10^(-6) x kav x ha (gf * prof –pres. reserv.)

Imax =--------------------------------------------------------------------- µ * ln (re/rw)

La cual relaciona parámetros tales como: la permeabilidad, viscosidad del tratamiento, profundidad,

presión de yacimiento, altura de la arena y radios de pozo y de drenaje.


PARAMETROS A MONITOREAR DURANTE LA OPERACIÓN-

•Prueba de Inyectividad

•Revisión de los volúmenes a bombear en base a los valores obtenidos de la prueba de inyectividad

•Verificación de los volúmenes de tratamiento en sitio

•Concentraciones de los fluidos a ser bombeados

•Condiciones de los equipos de bombeo

•Caudal máximo de inyección (bombeo y desplazamiento). Comparar el valor de campo con el obtenido

mediante la expresión de Imax (página precedente)

•Presión de superficie (comparar con la teórica)

5.5.- GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO.-

Estimulación Matricial con Ácido Acético y Metanol

POZO:GF-137D, Arenas G-8 y G-9 /

Cía de Estimulación: CPVEN: CPVEN / Operaciones: F. Mata - J. Flores /

Ingeniería: C. Montiel U.- J.L. Estrada / Fecha: 11-11-99 /

CONSOLIDADO DEL COMPORTAMIENTO

0,00

2,00

0,00 1,36 13,25 33,50 54,00 74,00 99,00 126,00 153,00 184,00 210,00 229,00 237,00 257,00 276,00

TIEMPO (min)

TA

SA

(m

in)

-20

120

260

400

540

680

820

960

1100

1240

1380

1520

1660

1800

0,00 1,25 6,00 16,00 26,00 36,00 46,00 56,00 66,00 76,00 86,00 96,00 101,00 110,00 120,00

VOLÚMEN (bbls)

PR

ES

IÓN

(p

si)

Tasa (bpm) Presión (psi)

5.6.- PARÁMETROS POS TRABAJO.-

El seguimiento al éxito del tratamiento formulado y aplicado al pozo, se rige por los valores obtenidos de: •Volúmen de Producción y Diámetro de Choke de Producción utilizado •Presión de Producción •Composición del Fluido Producido •Curva de Producción versus Tiempo de Producción del Fluido producido y su composición

1.- Daño a la Formación, CIED.

2.- Acidificación, BJ Services de Venezuela, 1992.

3.- Material Matrix Manual, Dowell Schlumberger.

4.- Engineering Matrix Manual, Dowell Schlumberger.

5.- Reservoir Stimulation. 2nd Edition. Editors Michael J. Economides, Kenneth. G. Note.

Prentice Hall, New Jersey.

6.- Well Testing. First Edition. John Lee. Texas A& M University.

7.- Seminario Técnico, Estimulación Acida, B. J. Services de Venezuela C.A., 1992.

8.- Interpretación de Perfiles a Hueco Abierto. IMPELUZ.

BIBLIOGRAFÍA

INYECCION DE QUIMICA NO REACTIVA

SISTEMAS GELIFICANTES PARA

CONTROL DE AGUA

ARAUJO, EURO

BAGLIERI, JEAN

CAMPOS, DIMAS

HERNANDEZ, ELIDA

MACHADO, MERLIN

INYECCION DE QUIMICA NO

REACTIVA

INYECCION DE QUIMICA

ES UNA ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA CUYO

OBJETIVO ES RESTAURAR LA PRODUCTIVIDAD DE POZOS A

TRAVES DE LA INYECCION DE PRODUCTOS QUIMICOS A TASAS Y

PRESIONES POR DEBAJO DE LOS LIMITES DE FRACTURA DE LA

FORMACION, A FIN DE REMOVER DEPOSITOS DE ORIGEN

ORGANICO Y ROMPER EL BLOQUEO POR EMULSION A NIVEL DE

LA VECINDAD DEL POZO .

DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO

PARAFINAS

ASFALTENOS

R -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -R

PARAFINAS

HIDROCARBUROS DE CADENA LARGA, TIENDEN A PRECIPITAR

CUANDO BAJA LA TEMPERATURA O CUANDO CAMBIA LA

COMPOSICION DEL CRUDO POR LA LIBERACION DE LOS

COMPONENTES VOLATILES AL DECLINAR LA PRESION.


HIDROCARBUROS AROMATICOS DE BASE NAFTENICA Y ALTO

PESO MOLECULAR, SE ENCUENTRAN EN DISPERSION COLOIDAL

ESTABILIZADA, PERO AL PRODUCIRSE FUERTES CAIDAS DE

PRESION, TIENDE A AGREGARSE (FLOCULARSE) FORMANDO

PARTICULAS TAN GRANDES QUE QUEDAN ATRAPADAS EN EL

MEDIO POROSO.

ASFALTENOS

-R-


CAUSAS:

CAIDAS DE PRESION ADICIONALES A NIVEL DEL

CABEZAL Y LINEA DE FLUJO

PERDIDAS DE LOS COMPONENTES LIVIANOS

RESTRICCIONES AL FLUJO A NIVEL DE LAS PERFORACIONES

MALAS PRACTICAS DE ESTIMULACION

(ACIDIFICACION,OTROS)


CAIDAS DE TEMPERATURA (BOTELLAS, VALVULAS

DE GAS LIFT, ETC.)

P DP

MECANISMO DE DEPOSICION DE

ASFALTENOS

COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCION.

DESCARTE DE ASPECTOS MECANICOS Y OPERACIONALES

ANALISIS DE VISCOSIDAD Y EMULSION

ANALISIS DE INSOLUBLES EN PENTANO

DETERMINACION DEL PROBLEMA:


100

1000

Pro

du

cció

n (

BB

D)

Evento

Años

1000

Años

Pro

ducció

n (

BB

D)

1

100

Cambio de Pendiente

DECLINACION BRUSCA DE

LA PRODUCCION

CAMBIO EN LA PENDIENTE

DE DECLINACION

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION

SOLVENTES

DEMULSIFICANTES

SURFACTANTES

EMULSION

DEFINICIONES BASICAS

EMULSION

SISTEMA HOMOGENEO CONSTITUIDO POR LA DISPERSION DE

PEQUEÑAS GOTAS DE UN FLUIDO INMISCIBLE (FASE DISPERSA) EN

OTRO (FASE CONTINUA)

PARA QUE EXISTA UNA EMULSION SE REQUIERE:

DOS LIQUIDOS INMISCIBLES : AGUA Y CRUDO

ACCION MECANICA : TURBULENCIA

AGENTE ESTABILIZANTE DE LA EMULSION : JABONES

NATURALES PRESENTES EN EL CRUDO.

TIPOS DE EMULSION

AGUA EN ACEITE EN AGUA

ACEITE EN AGUA

ACEITE EN AGUA EN ACEITE

AGUA EN ACEITE

BLOQUEO POR EMULSION

LAS EMULSIONES PRESENTAN UNA ELEVADA VISCOSIDAD Y UNA

BAJA MOVILIDAD, POR LO QUE SU VELOCIDAD DE FILTRACION EN

UN MEDIO POROSO ES REDUCIDA.

CAUSAS DE LA FORMACION DE EMULSIONES

ESTABILIZANTES PRESENTES EN EL CRUDO: SON COMPUESTOS

QUIMICOS QUE CONTIENEN GRUPOS HIDROFILOS (AFINES AL AGUA)

Y GRUPOS LIPOFILOS (AFINES AL ACEITE), SE DISPONEN EN LA

SUPERFICIE RECUBRIENDOLA E IMPIDIENDO SU AGREGACION.

COMO EJEMPLO TENEMOS LOS ESTERES Y LAS AMINAS.

MALAS PRACTICAS DE ESTIMULACION. (ACIDIFICACION,

FRACTURAMIENTO)

ALTAS TASAS DE PRODUCCION

PRESENCIA DE SOLIDOS (FINOS)

INTRUSION DE FLUIDOS NO COMPATIBLES CON LOS DE LA

FORMACION:

AGUA NO COMPATIBLE, EN LA INYECCION DE VAPOR

FLUIDOS DE COMPLETACION, DURANTE LA

REHABILITACION.

BLOQUEO POR EMULSION (cont.)

DEMULSIFICANTES

SON COMPUESTOS QUIMICOS TENSOACTIVOS QUE DESTRUYEN

LA MEMBRANA QUE MANTIENE ESTABLE LA EMULSION,

PERMITIENDO LA FLOCULACION Y POSTERIOR AGREGACION

DE LA FASE DISPERSAS.

ENTRE LOS MAS UTILIZADOS ESTAN LOS BUTIL-GLICOLES.

SURFACTANTES

SON PRODUCTOS QUIMICOS COMPUESTOS POR UN GRUPO

LIPOFILICO Y OTRO HIDROFILICO; QUE TIENEN LA HABILIDAD

DE DISMINUIR LA TENSION SUPERFICIAL DE UN LIQUIDO AL

ADSORBERSE EN LA INTERFASE DE LOS LIQUIDOS

INMISCIBLES.

EN LA ESTIMULACION DE POZOS SE UTILIZAN PARA

RESTAURAR LAS CONDICIONES ORIGINALES DE LA

FORMACION, REDUCIENDO LAS TENSIONES INTERFACIALES DE

LOS FLUIDOS E INVIRTIENDO LA HUMECTABILIDAD DE LA

ROCA.

GRUPO OLEOFILO GRUPO HIDROFILO

ION INORGANICO

TIPOS DE SURFACTANTES

ANIONICOS

SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA TIENE

CARGA NEGATIVA; Y EL ION INORGANICO ES POSITIVO (ej. Na+,

K)

LOS SURFACTANTES ANIONICOS MAS UTILIZADOS SON:

SULFATOS / SULFONATOS R-OSO3- / R-OSO3

FOSFATOS / FOSFONATOS R-OPO3 / R-PO3

Na+ _

APLICACIÓN:

SE UTILIZAN EN FORMACIONES DE CALIZAS Y DOLOMITAS,

LAS CUALES TIENEN UNA CARGA SUPERFICIAL POSITIVA Y

ATRAEN

AL GRUPO SOLUBLE EN AGUA DEL SURFACTANTE ANIONICO, EL

CUAL TIENE CARGA NEGATIVA , DEJANDO QUE EL GRUPO

SOLUBLE EN PETROLEO INFLUENCIE LA HUMECTABILIDAD.


-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- -

+

- SURFACTANTE ANIONICO + PARTICULA DE CALIZA


CATIONICOS

SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA TIENE

CARGA POSITIVA; Y EL ION INORGANICO ES NEGATIVO (ej. Cl-)

LOS SURFACTANTES CATIONICOS MAS UTILIZADOS SON LOS

COMPUESTOS AMINICOS, COMO EL CLORURO DE AMONIO

CUATERNARIO

Cl- +

APLICACIÓN:

SE UTILIZAN EN FORMACIONES DE ARENISCAS, LAS CUALES

TIENEN UNA CARGA SUPERFICIAL NEGATIVA (SILICE) Y

ATRAEN

AL GRUPO SOLUBLE EN AGUA DEL SURFACTANTE CATIONICO,

EL CUAL TIENE CARGA POSITIVA , DEJANDO QUE EL GRUPO

SOLUBLE EN PETROLEO INFLUENCIE LA HUMECTABILIDAD.


+ SURFACTANTE CATIONICO - PARTICULA DE SILICE

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+ +

-


NO IONICOS

SON SURFACTANTES DE MOLECULAS NO IONIZABLES

APLICACIÓN:

SE UTILIZAN PARA LA PRODUCCION DE SURFACTANTES

IONICOS Y COMO AGENTES ESPUMANTES.

LOS SURFACTANTES NO IONICOS MAS UTILIZADOS SON:

OXIDO DE POLIETILENO R-O-(CH2 CH2O)XH

OXIDO DE PROPILENO R-O-(CH2 CH2O)YH


ANFOTEROS

SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA PUEDE

ESTAR CARGADO POSITIVA O NEGATIVAMENTE O NO TENER

CARGA, DEPENDIENDO DEL PH DEL SISTEMA

APLICACIÓN:

SU UTILIZACION EN LA INDUSTRIA PETROLERA ES MUY

LIMITADA; ALGUNOS SE EMPLEAN COMO INHIBIDORES DE

CORROSION

EJEMPLOS:

SULFONATO AMINO R-NH-(CH2)YSO3H

FOSFATO AMINO R-NH-(CH2)YOPO3H

+ / - - / +

SOLVENTE

SON COMPUESTOS QUIMICOS CAPACES DE DISOLVER OTRA

SUBSTANCIA, PRODUCIENDO UNA MEZCLA HOMOGENEA.

LOS MAS UTILIZADOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA SON LOS

SOLVENTES MONOAROMATICOS (TOLUENOS, XILENOS) Y EL

GASOIL.

GELIFICANTES PARA

EL CONTROL DE

AGUA

SISTEMAS GELIFICANTES

¿QUE ES UN GEL?

UNA MEZCLA DE POLIMEROS SOLUBLES

EN AGUA + UN AGENTE ENTRECRUZANTE

QUE FORMAN UNA RED TRIDIMENSIONAL

CON AGUA EN SU INTERIOR

REDUCCIÓN PARCIAL O TOTAL

DE LA PERMEABILIDAD A LOS

FLUIDOS PRESENTES

NO SELLANTES = Krw

SELLANTES = Krw ; Kro

Krw

Kro

Sistema no Sellante

TIPOS DE SISTEMAS

H2O

H2O

H2O

H2O

REDUCE LA PRODUCCIÓN DE AGUA E INCREMENTA LA RECUPERACIÓN

DE CRUDO MEDIANTE LA MODIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD DEL

YAC.

POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

POLIACRILAMIDA

MACROMOLECULAS QUE SE DISUELVEN O

HINCHAN EN AGUA Y SU APLICACION SE DEBE A

LAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS QUE

ELLOS EXHIBEN EN SOLUCION

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)m-

C=0

ONa

POLIACRILAMIDA HIDROLIZADA CH-CH2-SO3-M+

-(-CH2-CH-)x-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)y-

C=0

-(-CH2-CH-)z-

C=0

NH OH

C14H29

OTROS POLIMEROS

TERPOLIMERO ACRILAMIDA / AC.

ACRILICO ACRILAMIDA HEXADECIL-1-

SULFONATO


GELES ORGANICOS

• MAYOR CONSISTENCIA A MEDIDA QUE ALCANZAN SU TEMPERATURA

DE DISEÑO

•SON DE TIPÒ NO-SELLANTES.

•COMPUESTOS POR ACTIVADORES O ENTRECRUZADORES FORMANDO

UNA ESTRUCTURA DE MALLA QUE FIJA EL AGUA.

•UTILIZA RETARDADORES DE GELIFICACION O VARIA LA

CONCENTRACION PARA VARIAR LA TEMPERATURA DE

GELIFICACION.

•ADQUIEREN MAYOR RESISTENCIA AL SER MEZCLADOS CON OTROS

COMPONENTES

TIPOS DE GELES

POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

POLIACRILAMIDA

MACROMOLECULAS QUE SE DISUELVEN O

HINCHAN EN AGUA Y SU APLICACION SE DEBE A

LAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS QUE

ELLOS EXHIBEN EN SOLUCION

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)m-

C=0

ONa

POLIACRILAMIDA HIDROLIZADA CH-CH2-SO3-M+

-(-CH2-CH-)x-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)y-

C=0

-(-CH2-CH-)z-

C=0

NH OH

C14H29

OTROS POLIMEROS

TERPOLIMERO ACRILAMIDA / AC.

ACRILICO ACRILAMIDA HEXADECIL-

1- SULFONATO


SISTEMAS GELIFICANTES PARA CONTROL DE AGUA

TIPOS DE GELES

GELES INORGANICOS

•DEBIDO A SU BAJA VISCOSIDAD, TIENEN UN ALTO PODER DE

PENETRACION EN EN LAS ZONAS PERMEABLES (ACUIFERAS).

•SON DEL TIPO SELLANTE, OBSTRUYE LA FORMACION.

•EL MAS UTILIZADO ES EL SILICATO DE SODIO.

•PUEDEN SER BOMBEADOS YA PREPARADOS O SE BOMBEA PRIMERO

LA BASE GEL Y LUEGO EL ACTIVADOR.

•SE UTILIZAN EN POZOS PRODUCTORES E INYECTORES

CARACTERISTICAS DE UN GEL

DURABILIDAD

COMPORTAMIENTO EN MEDIO POROSO

ESTABILIDAD EN EL TIEMPO A LA

TEMPERATURA DE TRABAJO.

MODIFICACIÓN DE LA

PERMEABILIDAD RELATIVA A LOS

FLUIDOS DE LA FORMACIÓN.

TIEMPO DE GELIFICACION

TIEMPO REQUERIDO PARA FORMAR

LA ESTRUCTURA DEL GEL

CARACTERISTICAS DE UN GEL

NATURALEZA QUIMICA DEL GEL

TIPO DE POLIMERO Y DE

ENTRECRUZADORES QUE LO

FORMAN

CONSISTENCIA DUREZA, ELASTICIDAD Y

MOVILIDAD DEL GEL.

•AMBIENTE DE DEPOSICION: LA ARCILLA PRESENTE EN LAS

FORMACIONES ES CAPAZ DE REACCIONAR CON EL SISTEMA

GELIFICANTE

•TEMPERATURA: A TEMPERATURA, TIEMPO DE GELIFICACION

VARIABLES QUE DEGRADAN AL GEL

•CONCENTRACION DEL POLIMERO: A CONCENTRACION DEL

POLIMERO, SE OBTIENEN GELES MAS BLANDOS Y TIEMPOS DE

GELIFICACION MAS CORTOS.

•EFECTO DEL PH: A PH, TIEMPO DE GELIFICACION.

•GRADO DE HIDROLISIS: A GRADO DE HIDRÓLISIS SE OBTIENEN

TIEMPOS DE GELIFICACION MAS LARGOS, Y CONSISTENCIA MAS

DEBIL.

PROPIEDADES IMPORTANTES DEL GEL

•NO ES UN CEMENTO.

•NO POSEE SÓLIDOS EN SUSPENSION.

•PUEDE PENETRAR DENTRO DE LA MATRIZ Y FRACTURAS.

•TIEMPO DE GELIFICACION CONTROLABLE.

•ENTRECRUZAMIENTO CONTROLABLE.

•PUEDE SER REMOVIDO.

•AMBIENTALMENTE ACEPTABLE.

•RELATIVAMENTE ECONOMICO.

•LA SOLUCION DE BAJA VISCOSIDAD ALCANZA CIERTO GRADO DE

PENETRACION EN LA FORMACION Y PREFERENTEMENTE INUNDA LAS

AREAS DE ALTA PERMEABILIDAD Y FRACTURAS DEL YACIMIENTO,

DESPUES DE CIERTO TIEMPO, ESTA SOLUCION SE CONVIERTE EN UN

GEL INMOVIL.

•FORMA UN TAPONAMIENTO O BLOQUEO QUE EN ALGUNOS CASOS NO

PERMITE PASAR NINGUN LIQUIDO DE LA FORMACION, POR LO QUE EL

AGUA ES DESVIADA A LAS ZONAS MENOS PERMEABLES DEL

YACIMIENTO, PERMITIENDO ASI UN BARRIDO MAS UNIFORME,

AUMENTANDO EL RECOBRO DE PETROLEO

FUNCION DEL GEL

CRITERIOS DE SELECCIÓN

YACIMIENTO PRODUCCIÓN ECONÓMICO

YACIMIENTOS

PETRÓLEO O GAS

ARENISCAS ARENAS

CONSOLIDADAS O

NO CONSOLIDADAS

BAJO CONTENIDO

DE ARCILLA

FRACTURADOS

TEMP. < 300 °F

SIN LIMITE DE

SALINIDAD

I.P. O I.I.

RELATIVAMENTE

ALTO

BUEN PRODUCTOR

/ INYECTOR

AUMENTO EN

CORTE DE AGUA

DEL YACIMIENTO

ASOCIADO A SU

PRODUCCION

RESERVAS

REMANENTES

INDICADORES

ECONOMICOS

ATRACTIVOS

ZONA DE AGUA

ORIGEN ANORMAL DE LA FUENTE DE AGUA

•CANALIZACIÓN POR DETRÁS DEL REVESTIDOR:

•MALA CEMENTACIÓN ENTRE EL REVESTIDOR Y LA

FORMACIÓN.

• REGISTRO DE CEMENTACION, DE TEMPERATURA,

DE PULSO ULTRASÓNICO, ETC.

CRUDO

•CONIFICACION

•PLT, ANALISIS DE YACIMIENTO, REGISTRO DE

ACTIVACION DEL OXIGENO, SISMICA-GEOLOGIA

PRUEBAS DE POZOS.

CRUDO

AGUA

ORIGEN NORMAL DE LA FUENTE DE AGUA

ZONA DE AGUA CRUDO

AGUA

•ZONA DE AGUA

•PLT, ANALISIS DE YACIMIENTO.

CRUDO

ORIGEN NORMAL DE LA FUENTE DE AGUA

VOLUMEN DE FORZAMIENTO

ES LA CANTIDAD DE GEL REQUERIDO PARA FORZAR EN EL

INTERVALO A TRATAR.

V= 0,56 * r^2 * Ø * h * (1-

So)

Donde:

V= Volumen de fluido inyectado (Bbl)

r^2 = radio de penetración del gel

(PIE)

Ø = porosidad,

h = espesor cañoneado (PIE)

So = saturación de petroleo

FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL

ES UNA MEDIDA DE LA REDUCCION DE LA K, DEL MEDIO POROSO

DESPUES DE ALGUN TRATAMIENTO

RRF= Kfluido (antes del tratamiento) K fluido (despues del tratamiento)

PARAMETROS AL MOMENTO DE UNA INYECCION:

•TEMPERATURA: < 300 ºF

•CAÑONEO: Estado de los intervalos cañoneados

•MOVILIDAD: M

•PERMEABILIDAD DE LA ARENA:Arenas K (gel de m forma un sello mas eficiente)

ArenasK (gel de m )

•ESPESOR DE ARENA CAÑONEADA: Diseñar optimamente el volumen de química

requerido

•EQUIPOS DE COMPLETACIÓN: Estado mecánico del pozo

•PRESIÓN DE FORZAMIENTO: Presión estipulada por la prueba de inyectividad

(Area, K, m , Ø, Py )

•TIEMPO DE GELIFICACIÓN: 72 horas

(PH, %C polimeros, temperatura)

TIPOS DE INYECCION

INYECCIÓN SENCILLA:

Son aquellas que se realizan

por punta de tubería 8703’-07’

9006’’-24’

8762’-82’

9036’-40’

Tope @ 9512’

INYECCIÓN SELECTIVA:

Se realizan por intermedio de

mangas, aislando el intervalo

entre enpacadura

10064’-10076’

10104’-10110’ 10124’-34’

10154’-62’

10182’-88’

10206’-12’

10221’-27’

10251’-60’

10263’-68’

SELLANTE

ZONA DE

CRUDO

FLUIDO NO

GELIFICANTE

COMPATIBLE

ZONA DE

AGUA

INYECCIÓN DOBLE

Se realiza cuando los intervalos

cañoneados estan muy cerca, se

utiliza una contrapresión para

contrarestar la inyección al otro

lado de la empacadura.

* Criterios de Yacimientos

* Criterios de Producción

* Criterios Económicos

Evaluación del Comportamiento en

Laboratorio a nivel de fluidos:

* Tiempo de gelificación

* Tiempo de bombeabilidad

* Consistencia

* Durabilidad

Evaluación del Comportamiento a

nivel de nucleos:

* Capacidad para reducir más la Krw

que la Kro.

Preparación del producto en el

campo:

* Indicado por los fabricantes

del gel

* Homogenización correcta de

la mezcla

* Preparar la mezcla pocas

horas antes de la inyección.

METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DE POZOS

INYECCIÓN Tiempo de Cierre del Pozo:

al momento de diseñar el gel

se promedia el tiempo de

gelificación

METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DE POZOS

APLICACIONES EN PDVSA

POZO SVS-266

OBJETIVO/JUSTIFICACIÓN

Realizar la inyección de gel no sellante en el intervalo 9480’-9492’, ya que el PLT confirmó

que este intervalo aporta la mayor cantidad de fluido con un 50 % de AyS.

Trabajos previos al tratamiento:

Se bajó cortador 2 9/32” a 9627´.

Se bajó localizador de punta de tubería a 8060´.

Corrió registros PLT y CCL, se tomó muestra de arena a 9552´.

Etapa de inyección:

Se llenó el anular con agua del lago tratada con KCl.

Se bajó coiled tubing, con empacadura doble “ ISAP TOOL”espaciado 22’, asentandose

empacadura: superior a 9475’ e inferior a 9497’.

Realizada prueba de inyectividad con gas-oil en el intervalo 9480’-9492’, el pozo tomó

1.03 bbl/min. a 3400 psi.

Se inyectó 637 bbls del sistema Multigel No Sellante en el intervalo 9480’-9492 ’a una

tasa de 1.2 bbl/min. con una presión de bombeo de 3800 a 4000 psi.

Se desplazó el gel con 26 bls. de gas-oil, volumen equivalente a el volumen de la tubería

de coiled tubing.

Se retiró la sarta con la herramienta ISAP TOOL.

HUD @ 9657’

REV: 4-1/2”

9518’-24’

9512’-15’

9480’-92’

9452’-64’

FECHA DEL TRATAMIENTO: AGOSTO 30 DE 1997

COSTO DEL TRATAMIENTO: 82 MM Bs

SVS-0266 (31-03-98)

GANANCIA

+ 10.3 M BLS Petróleo

(+ 68 BNPD)

72 % Agua

(Actual)

200 BNPD

(Actual)

-- 68.8 M BLS Agua

(-- 456 BAPD)

SISTEMAS GELIFICANTES PARA CONTROL DE AGUA

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN MEDIANTE INYECCIÓN

CÍCLICA DE VAPOR

PRESENTADO POR:

CONTRERAS, MARCO

GIL, OSCAR

LÓPEZ, ASTERIO

URDANETA, ESTEBAN

ANTECEDENTES

IMPORTANCIA

DIFERENCIAS ENTRE LA INYECCIÓN CÍCLICA Y LA INYECCIÓN

CONTÍNUA DE VAPOR

CONSIDERACIONES GENERALES DE LA INYECCIÓN CÍCLICA DE

VAPOR

CRITERIOS DE DISEÑO

PÉRDIDAS DE

CALOR CONDICIONES MECÁNICAS DE LOS POZOS

NUEVAS TECNOLOGÍAS

REFERENCIAS

ESQUEMA

ANTECEDENTES

PRIMERA REFERENCIA DATA DE 1865, CUANDO SE OTORGÓ UNA

PATENTE DE CALENTADORES DE FONDO.

POSTERIORMENTE A PRINCIPIOS DE SIGLO, DURANTE LA

EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE INYECCIÓN DE AIRE OCURRIÓ LA

COMBUSTIÓN IN SITU, EN ESTE SENTIDO LA PRIMERA PATENTE FUE

EMITIDA EN EL AÑO DE 1923.

LA INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR SE DESCUBRIÓ

ACCIDENTALMENTE EN 1959, DURANTE UNA PRUEBA PILOTO DE

INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR QUE SE ESTABA LLEVANDO A

CABO EN MENE GRANDE, ESTADO ZULIA.

LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR COMIENZA EN LOS AÑOS 1931

- 1932, CUANDO SE INYECTÓ VAPOR EN UNA ARENA DE TEXAS.

IMPORTANCIA

LEY DE DARCY - FLUJO RADIAL

A TRAVÉS DE LOS PROCESOS TÉRMICOS SE PUEDE REMOVER O INHIBIR LA

FORMACIÓN Y DEPOSICIÓN DE SÓLIDOS ORGÁNICOS, TALES COMO PARAFINAS Y

ASFALTENOS.

Viscosidad vs Temperatura

Crudo Tía Juana

1

10

100

1000

10000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Temperatura, °F

Vis

co

sid

ad

, C

p

IMPORTANCIA

LAS RESERVAS DE CRUDOS PESADOS EN VENEZUELA SON 3 VECES MAYORES A

LAS DE CRUDO LIVIANOS.

VENEZUELA ES EL PAÍS EN EL MUNDO QUE TIENE MAYORES

RESERVAS > 3000 BILLONES DE BARRILES.

LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS LIVIANOS ES 3 VECES MAYOR A LA DE CRUDOS

PESADOS.

LA PRODUCCIÓN ECONÓMICA DE CRUDO PESADO ES UN RETO

TÉCNICO MAYOR.

CONSISTE EN INYECTAR VAPOR EN FORMA CONTÍNUA A TRAVÉS DE ALGUNOS

POZOS Y PRODUCIR EL PETRÓLEO POR OTROS, TAL COMO EN LA INYECCIÓN

CONVENCIONAL DE AGUA.

ES UN PROCESO DE DESPLAZAMIENTO, Y COMO TAL MÁS EFICIENTE DESDE EL

PUNTO DE VISTA DE RECUPERACIÓN ÚLTIMA QUE LA INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR.

EL MECANISMO DE RECUPERACIÓN MÁS IMPORTANTE ES LA DESTILACIÓN POR

VAPOR.

INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR

Generador de Vapor

Pozo Inyector

Pozo Productor

Vapor y Agua Condensada

Agua Caliente Banco

de Petróleo

Zona de Agua y Petróleo a

Temperatura de

Yacimiento

INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR

INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

CONSISTE EN INYECTAR VAPOR A UN POZO DE PETRÓLEO DURANTE UN

DETERMINADO TIEMPO, CERRAR EL POZO POR UN CORTO PERÍODO PARA PERMITIR

LA SUFICIENTE DISTRIBUCIÓN DEL CALOR INYECTADO Y LUEGO PONERLO A

PRODUCCIÓN.

ES UN PROCESO DE ESTIMULACIÓN QUE ACELERA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO,

POR LO QUE LA RECUPERACIÓN ÚLTIMA PUEDE SER RELATIVAMENTE BAJA

RESPECTO A LA CANTIDAD TOTAL DE PETRÓLEO EN EL YACIMIENTO.

SE APROVECHA TOTALMENTE LA ENERGÍA DEL YACIMIENTO Y SE PREPARA ÉSTE

PARA OTROS PROCESOS DE RECUPERACIÓN ADICIONAL DE PETRÓLEO.

Inyección (Días a semanas) Remojo ( Fase de cierre, días) Producción (Semanas a meses)

Generador de Vapor

Petróleo Viscoso

Zona de Calor

Vapor Condensado (Agua caliente)

Vapor Inyectado

Zona de Calor

Vapor Condensado y Petróleo Adelgazado

Área Calentada por Convección

Zona Calentada

Vapor Condensado (Agua caliente)

Petróleo Viscoso

Petróleo Viscoso

Arena Petrolifera Agotada

El calor que se disipa adelgaza

el petróleo

Fluidos Producidos



rw

rc

re mf

mc

I R I R I R CICLO 1 CICLO 2

CICLO 3

Tasa de

Producción

Fría

Pro

du

cció

n d

e P

etr

óle

o, B

/D

Tiempo, meses

CICLOS

MECANISMOS DE EMPUJE

GAS EN

SOLUCIÓN COMPACTACIÓN COM

OTROS

MEC

EXTRAPOLADO

Vo

lum

en A

cum

ula

do

de

Hu

nd

imie

nto

, M

MB

BL

Producción Bruta Menos Inyección Acumulada, MMBBL

Inic

io d

e la

In

ye

cc

ión

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN

Ta

sa d

e P

rod

ucc

ión

Tiempo, años

C

om

ien

zo

del P

roye

cto

VENTAJAS

LA INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR ES BIÉN CONOCIDA, DE HECHO ES EL MÁS

COMÚN DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA APLICADOS A CRUDOS

PESADOS EN FORMACIONES SOMERAS.

ES ECONÓMICAMENTE ATRACTIVA, DE BAJA INVERSIÓN INICIAL Y RÁPIDO

RETORNO DE LA MISMA, EN VIRTUD DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO SON

EVIDENTES EN POCAS SEMANAS.

ES DE APLICACIÓN GENERAL CON PEQUEÑOS RIESGOS Y RESULTADOS

SATISFACTORIOS COMPROBADOS.

NO PRESENTA PROBLEMAS MECÁNICOS INSOLUBLES, E INCLUSO, SE HAN

DESARROLLADO GENERADORES PORTÁTILES QUE PUEDEN SER MOVIDOS DE POZO

A POZO.

DESVENTAJAS

PUEDE SER INDESEABLE EN ÁREAS DONDE OCURRA SUBSIDENCIA, YA QUE PODRÍA

CAUSAR CAMBIOS EN LA GEOMECÁNICA DE LA ROCA.

PUEDE OCASIONAR EXPANSIÓN DE ARCILLAS SENSIBLES AL AGUA, LO QUE PODRÍA

DAÑAR LA PERMEABILIDAD DEL YACIMIENTO.

SOLO UNA PARTE (30 - 35 %) DEL AGUA INYECTADA COMO VAPOR ES PRODUCIDA

CUANDO EL POZO SE ABRE A PRODUCCIÓN.

DESVENTAJAS

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL

YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE

VAPOR

VARIABLES DEL YACIMIENTO

1.- PROFUNDIDAD.

2.- PETRÓLEO EN SITU.

3.- POROSIDAD.

4.- SATURACIÓN DE AGUA.

5.- SEGREGACIÓN.

6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO.

7.- ESPESOR DE LA ARENA.

8.- MOVILIDAD DEL PETRÓLEO.

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO

EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

Espesor de arena, pies 30

Profundidad, pies < 3.000

Porosidad, % > 30

Permeabilidad, md 1.000 - 2.000

Tiempo de remojo, días 1 - 4

Tiempo de Inyección, días 14 - 21

Número de ciclos 3 - 5

Saturación de petróleo, Bls/acre-pie 1.200

Calidad del vapor, % 80 - 85

Gravedad ºAPI < 15 (8 - 15)

Viscosidad de petróleo (condiciones de yacimiento), cp < 4.000

Presión de Inyección, lpc. < 1.400

Longitud de los ciclos, meses 6

Inyección de vapor / ciclos, Bls 7.000

k * h / , md-pie/cp < 200

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN

UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

FACTORES DE YACIMIENTO QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO

DEL PROCESO

1.- DAÑO A LA FORMACIÓN.

2.- VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO.

3.- PRESIÓN DE YACIMIENTO, MECANISMO DE PRODUCCIÓN Y

SATURACIÓN DE PETRÓLEO.

4.- TASA DE PRODUCCIÓN FRÍA , RAP Y RGP.

5.- PROFUNDIDAD DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA.

6.- PRODUCCIÓN DE AGUA DESPUÉS DE LA INYECCIÓN.

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO

EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

FACTORES OPERACIONALES QUE INFLUYEN EN EL

COMPORTAMIENTO DEL PROCESO

1.- TASA DE INYECCIÓN.

2.- TIEMPO DE REMOJO.

3.- CANTIDAD DE VAPOR INYECTADO.

4.- ETAPA DE PRODUCCIÓN DE UN CICLO.

5.- NÚMERO DE CICLOS.

6.- EFECTO DE UN LAPSO DE CIERRE DURANTE LA ETAPA DE

PRODUCCIÓN.

PÉRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIÓN DE VAPOR.

Dada la diferencia de temperatura existente entre el agua caliente, aire

caliente o vapor, y el medio ambiente que rodea las líneas de superficie

(líneas que transportan el fluido caliente hasta el cabezal del pozo) y la

tubería de inyección en el hoyo del pozo, parte del contenido de calor del

fluido que fluye se pierde antes de llegar a la formación, por lo tanto es

importante cuantificar cuanto calor se pierde y tratar de reducir estas

pérdidas a un valor mínimo.

MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR

1.- CONDUCCIÓN

2.- RADIACIÓN

3.- CONVECCIÓN.


PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE

Son las líneas de transmisión de calor desde el generador hasta el cabezal

de inyección del pozo. En este tipo de pérdidas están incluidos los tres

mecanismos de transmisión de calor. Su magnitud depende de la longitud

de la tubería y su diámetro, de la naturaleza y espesor del aislante, y de la

temperatura del fluido caliente en la línea, velocidad del viento y del

medio ambiente que la rodea.

PÉRDIDAS DE CALOR EN EL POZO

Los factores que afectan las pérdidas de calor en el pozo son :

1.- El tiempo de inyección.

2.- La tasa de inyección.

3.- La profundidad del pozo.

4.- La presión de inyección en el caso de vapor saturado, y la presión y la

temperatura en el caso de vapor sobrecalentado.


CALIDAD DEL VAPOR EN EL CABEZAL DEL POZO

Cantidad de calor a la salida del generador = cantidad de calor en el cabezal del pozo + pérdidas de calor en líneas de superficie, es decir : w * (hw + fST,GEN * Lv) = w * (hw + fST,WH * Lv) +q * L, de donde : fST,WH = fST,GEN - (q * L / w * Lv).

CALIDAD DEL VAPOR EN EL POZO

Contenido de calor del vapor en el cabezal del pozo = Contenido de calor del vapor en el fondo del pozo + pérdidas de calor en el pozo, es decir : w * (hw + fST,WH * Lv) = w * (hw + fST * Lv) +q * z, de donde : fST = fST,WH - (q * L / w * Lv).

PÉRDIDAS DE CALOR

PÉRDIDAS DE CALOR EN LA SUPERFICIE

GENERADOR

DE CALOR

AGUA Y

COMBUSTIBLE

INYECTADO

PÉRDIDAS DE CALOR EN EN POZO

PÉRDIDAS VERTICALES DE CALOR HACIA LA FORMACIÓN

PÉRDIDAS VERTICALES DE CALOR HACIA LA FORMACIÓN

VAPOR

VAPOR VAPOR

VAPOR

LUTITA LUTITA

FORMACIÓN

FORMACIÓN

LÍQUIDOS

CALIENTES

LÍQUIDOS

CALIENTES

PERFILES QUE PERMITEN MONITOREAR LA INYECCIÓN

DE VAPOR

REGISTRO DE TEMPERATURA

PERMITEN DETERMINAR CUALITATIVAMENTE QUE ARENA TOMO O

NO VAPOR DESPUÉS DE LA INYECCIÓN.

SE PUEDE HACER EN TODOS LOS CASOS DE INYECCIÓN Y ES

SUMAMENTE ÚTIL PARA EVALUAR EL ÉXITO DE LA INYECCIÓN

SELECTIVA CUANDO ESTA SE HACE POR ENCIMA DEL EXTREMO DE LA

TUBERÍA.

PERFIL DE FLUJO “FLOWMETER”

PERMITEN DETERMINAR CUANTITATIVAMENTE QUE ARENA TOMO O

NO VAPOR DURANTE DE LA INYECCIÓN.

LOS FLOWMETER SOLO APLICAN CUANDO LA INYECCIÓN ES

CONVENCIONAL O INYECCIÓN SELECTIVA POR DEBAJO DE LA PUNTA

DE LA TUBERÍA.

CRUDOS

PESADOS

PROCESOS

TÉRMICOS

FORMACIONES

DEL MIOCENO

ARENAS NO

CONSOLIDADAS

PRODUCCIÓN

DE ARENA

MÉTODOS DE

CONTROL

MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA

EMPAQUE CON GRAVA A HUECO ABIERTO (OHGP)

EMPAQUE CON GRAVA EN HOYO ENTUBADO

SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA GRAVA

SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS RANURAS

POZOS TERMICOS

VERTICALES

EMPAQUE

CON GRAVA TUBERIA LISA

TUBERIA RANURADA

JUNTA DE EXPANSIÓN

COLGADOR TÉRMICO

REVESTIDOR AL TOPE DE

LA ARENA PRODUCTORA

HOYO

AMPLIADO

Rev. 9-5/8”, 36#, J-55, Btt @ 1600’

(Cem. Hasta Sup.)

7”, 23#, N-80 Butt, @ + 3331’, (Cem. hasta Sup.)

± 1000’ de Sección

Horizontal

Niple “X” 3-1/2” (I.D: 2.813”) @ 200’

Junta de Expansión Térmica 5-1/4” x 3-1/2” x 25’

Tubería de Producción de 3-1/2”, 9.3 lb/pie, J-55, EUE 8

RD.

EMP/COLGADOR Térmico 7” x 3-1/4” @ 2800’

(34°)

Rejillas Térmicas de 3-1/2”,

9.3 #, N-80, Btt (Pre-Pack)

0,012” Hoyo horizontal de 6-1/8“

Tubería Lisa de 3-1/2”, 9.3 #, N-80, Btt

Niple Otis “X”, 3-1/2” (I.D: 2.750”)

Unidad de Sellos con Ancla Térmica J-

LACTH

Junta de Expansión

Térmica

Mandril para

LAG

Mandril para

LAG

POZOS TERMICOS

HORIZONTALES

EQUIPOS DE SUBSUELO

EMPACADURAS TÉRMICAS

SE UTILIZAN PARA SELLAR ANULAR REVESTIDOR-TUBERIA

O PARA AISLAR VARIAS ZONAS DE INYECCIÓN.

CONSTRUIDAS CON MATERIALES DE ALTA RESISTENCIA

PRESIÓN-TEMPERATURA.

EXISTEN CON MANDRIL DE EXPANSIÓN Y SIN MANDRIL.

JUNTAS DE EXPANSIÓN

JUNTAS DE EXPANSIÓN EN REVESTIDOR

JUNTAS DE EXPANSIÓN EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

JUNTAS DE EXPANSIÓN EN TUBERÍA DE INYECCIÓN

TUBERÍA DE INYECCIÓN

ANULAR DISEÑO PROPUESTO

• MAYOR PERDIDA DE CALOR

HACIA LAS FORMACIONES

ADYACENTES

• SOMETE EL REVESTIDOR

INTERMEDIO A MAYORES

ESFUERZOS

• ELIMINA USO DE EMPACADURA

TERMICA

• ELIMINA LA PERDIDA DE CALOR

HACIA LAS FORMACIONES

ADYACENTES

• PERMITE INYECTAR LOS POZOS

SIN PRESURIZAR EL REVESTIDOR

INTERMEDIO

CONDICIONES:

• EL DISPOSITIVO DEBE SER

SELLANTE

• GARANTIZAR OPERACIONES DE

SUBSUELO PARA Y DESPUES DE

INYECCION

VAPOR

ESQUEMAS DE INYECCIÓN

CONVENCIONAL C-E CONVENCIONAL S-E

•RIESGO DE PEZ

•MINIMIZA ESFUERZOS HACIA

EL REVESTIDOR INTERMEDIO

• ELIMINA RIESGO DE PEZ

• DISMINUYE PERDIDA DE

CALOR HACIA LA FORMACION

• SOMETE EL REVESTIDOR

INTERMEDIO A ESFUERZOS.

TUB. AISLADA / NO

AISLADA

EMPACADURA

TERMICA

PACK-OFF

TUBERIA LISA

RANURADO

NIPLE “B”

TAPON CIEGO

ESQUEMAS DE INYECCIÓN

EQUIPOS DE SUPERFICIE

CABEZAL DE INYECCIÓN

EQUIPOS DE SUPERFICIE

SKID DE INYECCIÓN

NUEVAS TECNOLOGIAS

NUEVAS TECNOLOGIAS

• SAGD - DRENAJE DE GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR

• VAPEX - INYECCION DE VAPOR CON SOLVENTES

( PROPANO / BUTANO)

CARACTERISTICAS COMUNES

DE SAGD / VAPEX

Son aplicables para crudos de alta

viscosidad.

En ambos procesos esta presente el

mecanismo de Drenaje por Gravedad.

Necesita el confinamiento del vapor en

una camara.

El proyecto es mas rentables en yacimiento de gran espesor

y continuo mayor de 33 pies.

SAGD “DRENAJE DE GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR”

El vapor condensa en la interfase.

El petróleo y el condensado drenan hacia el pozo productor.

El flujo es causado por la fuerza de gravedad.

La cámara se expande vertical y lateralmente.

Mecanismo

INYECTOR

PRODUCTOR

VAPOR

SISTEMA DE IMPLANTACIÓN

INYECTORES

PRODUCTOR

INYECTOR

PRODUCTOR

PLAN 1997

ESQUEMA I ESQUEMA II

ESQUEMA III

ESQUEMA I

ESQUEMA II

ESQUEMA III

# POZO

1

2

2

Área

T.J.

1 BACH. - 1 LAG.

T.J.

VAPOR VAPOR

VAPOR

INYECTOR / PRODUCTOR

ETAPAS DEL SAGD

Crecimiento Vertical

Pozo Inyector

Pozo Productor

Drenaje de Petróleo y

Condensado

Cámara de Vapor

Expansión Lateral

1era. ETAPA “EXPANSION VERTICAL DE LA CAMARA”

Tiempo ( años)

Q (

BN

PD

)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Np

( M

BN

P)

Inyector Horizontal

Inyectores Verticales

10

0

Tiempo ( años)

Q (

BN

PD

)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Np

( M

BN

P)

Inyector Horizontal


10

0

2da. ETAPA “EXPANSION LATERAL DE LA CAMARA”

Tiempo ( años)

Q (

BN

PD

)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Np

( M

BN

P)

Inyector Horizontal


10

0

3ERA. ETAPA “DECLINACION”

PRONOSTICO SAGD LAGUNA SUPERIOR

Tiempo ( años)

Q (

BN

PD

)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Np

( M

BN

P)

Inyector Horizontal


10

0

Tasa(BNPD)

Factor deRecobro (%)

Laguna Superior 842 32.7 37.0 Vert. Horz

CARACTERISTICA DEL SAGD

Es un método novedoso mediante el

cual pueden obtenerse altos recobros

y tasas de producción considerables.

No se requieren altas presiones de

inyección.

Es aplicable tanto en yacimientos

vírgenes como en agotados.

Tiene una relación de vapor a petróleo

entre 2.5 a 3 bls.

APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL

ATHABASCA

Recobro = 50 %

RPV = 2,5 B/TON

COLD LAKE

RPV= 2,4

Np = 330 MSTB

TANGLEFLAGS

Qo (FRÍO) = 157 B/D

Qo = 1500 B/D

Np = 2 MMSTB

CANADÁ

PEACE RIVER

Qoi = 4800 B/D

REFERENCIAS

Farouq Ali, S.M: “Oil Recovery by Steam Injection”. Producers Publishing

Company, Inc., Bradford, Pennsylvania, (1970).

Ramey, H. J., Jr.: “Fundamentals of Thermal Oil Recovery”. The Petroleum

Engineer Publishing Co., 1965.

Prats, M.: “Thermal Recovery”. Henry L. Doherty Series. Vol. 7 AIME, 1982.

Alvarado, D.A. y Bánzer, C.: “Recuperación Térmica de Petróleo”.

Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros, 1987.

Ríos, E.: “Curso de Recuperación Térmica”. Centro Internacional de

Enseñanza y Desarrollo, CIED.

Farouq Ali, S.M. y Ferrer, J.: “State of the Art of Thermal Recovery Models”.

JPT, 1981.

ESTIMULACIÓN DE POZOS MEDIANTE

FRACTURAMIENTO

Ing. Mayra Oroño B.

Ing. Eduardo Troconis G.

Ing. Julio Gómez A.

Ing. Manuel Troconis G.

Ing. Ricardo Mora V.

Profesor: Américo Perozo

Julio 2000

Estimulación de Pozos

Contenido

1.Definición y Aplicación

2.Condiciones y Datos Requeridos

3.Teoría del Fracturamiento

•Mecánica de la Fractura

•Fluidos y Aditivos

•Agentes de Soporte

•Factores que afectan la Producción

4.Procedimiento

•Diseño

•Equipos

•Operaciones

5.Análisis Postfractura

•Lista de Verificación

6.Fracturamiento Ácido

7.Fracturamiento de Alta Permeabilidad

8.Evaluación Económica

Fracturamiento Hidráulico

Definición y Aplicación



Definición

El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la

inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura

de la roca del yacimiento con el objeto de crear nuevos canales o conectar

canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo del

pozo y con ello su productividad.

•Conductividad de la fractura.

Es la habilidad de la fractura para transportar fluido

desde el yacimiento hasta el pozo y puede expresarse

por la siguiente ecuación:

Conductividad de la fractura = k * wf

donde:

k = permeabilidad, md.

wf = ancho de la fractura, pies.



Aplicación del fracturamiento hidráulico.

El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración

profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.

Objetivos del fracturamiento hidráulico.

• Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.

• Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo.

• Conectar sistemas de fracturas naturales (en Cretáceo).

• Disminuir la caída de presión en la matriz.


Fracturamiento

Hidráulico Ácido Alta permeabilidad

Se aplica a formaciones

consolidadas. (Cretáceo)

Necesita soporte

o relleno No necesita soporte Requiere soporte

empacado


ricas en carbonatos.

(Calizas y dolomitas)


no consolidadas o de

alta permeabilidad.

Información y Datos Requeridos


Características del Sistema Roca-Fluido

- Tipos de Fluidos

- Humectabilidad - Gravedad API - Composición del Agua - Profundidad - Gradiente de Fractura - Porosidad - Saturaciones - Permeabilidad - Presión de Yacimiento - Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua - Litología - Mineralogía - Espesor - Temperatura


Datos del Pozo

- Integridad del Revestidor y del Cemento

- Intervalos abiertos a Producción

- Profundidad

- Registros disponibles

- Configuración mecánica

- Características del Cañoneo - Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos


Geometría de la Fractura

- Esfuerzo mínimo en sitio

- Relación de Poisson

- Módulo de Young

- Presión de Poro (yacimiento)


Mecánica del Fracturamiento




El conocimiento de la mecánica de la fractura permite determinar y

explicar:

Presión de inicio de fractura

Presión de propagación

Geometría de la fractura

Problemas de producción:

estimulaciones no exitosas

colapso de la matriz

inestabilidad de hoyo


Deformación y esfuerzos

•La roca al someterse a una carga se

deformará cumpliendo la ecuación de

elasticidad:

= E

= esfuerzo

E = Módulo de elasticidad de Young

= deformación

•Los esfuerzos en una dirección generan

deformaciones en otras direcciones:

= 2/1

= Relación de Poisson

= 2/1

1

= E

2


Esfuerzo en sitio (in situ)

Es la configuración de esfuerzos en un lugar específico de la formación.

is = Esfuerzos vírgenes (capas suprayacentes)+

Esfuerzos Tectónicos+

Esfuerzos Topográficos+

Esfuerzos Inducidos+

Esfuerzos Térmicos


Origen de la Fractura

•La roca falla por tensión

•La resistencia de las rocas a la tensión es baja

•La generación de fracturas consiste en vencer :

presión de poro....................................... pf

esfuerzo mínimo (de compresión).......... Hmin

resistencia a la tensión............................ T

pozo

pf ,Hmin ,T


Presión de Fractura pff (Modelo Hebbert y Willis)

•La presión mínima pff para extender una fractura preexistente es:

pff = 1/3 ob + 2/3 pf

(gradiente de fractura es aquel necesario para poder alcanzar pff)

pff = min + pf min = z / 3

pff = z /3 + pf z = ob - pf

pozo

pf ,Hmin ,T


Presión de Fractura pff (Modelo Pennebaker)

•La presión mínima pff para extender una fractura preexistente es:

pff = F ob + (F -1)pf

F factor experimental función de la profundidad

min z / 3

min = F z

F

Prof.


Fractura - Pruebas de Campo (Microfrac)

•La prueba Microfrac permite determinar experimentalmente T, min

•La presencia de esfuerzos distintos a los vírgenes no permite predecir el

esfuerzo mínimo a través de los modelos anteriores.

Ta

sa

de

In

ye

cció

n

Pre

sió

n d

e F

on

do

Cierre Retroflujo

Segunda

Inye

cció

n

Prim

era

In

ye

cció

n


Extensión de la Fractura

• Dado que el menor esfuerzo se

encuentra usualmente en dirección

horizontal, las fracturas suelen ser

verticales.

• El esfuerzo mínimo en sitio (no el

módulo de elasticidad) domina el

desarrollo de la fractura.

• Formaciones blandas pueden tener

el mismo esfuerzo en sitio que

formaciones duras.

• Cuando el esfuerzo en sitio disminuye

en el desarrollo de la fractura, puede

haber un crecimiento incontrolado. • La mayoría de las fracturas son de

crecimiento vertical controlado.


Geometría de la Fractura

Consideraciones:

•Material isotrópico y homogéneo

•Comportamiento elástico lineal

•Reología conocida.

•El modelo físico se basa en la existencia de:

•fluido ocupando la fractura

•fluido fugándose a través de las paredes de la fractura

•propiedades de la formación

•propiedades del fluido

•tiempo de inyección.


Geometría de la Fractura (Modelo Perkins, Kner,Nordgren)

w (ancho) w = 4( 1 - 2 ) Dpc (h)/E

L (longitud) L = 51.732 (q3t4E/mh4)1/5

módulo de Poisson

E módulo de Young

h altura de la fractura

t tiempo de bombeo

q tasa de inyección

m viscosidad

Dpc presión diferencial tip-pozo


Extensión de la Fractura

•Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial.

•Rara vez crece más de 300 pies en longitud.

•El ancho es independiente de la reología, depende de la elasticidad.

•Se inicia en la roca permeable y crece a la impermeable.

Fluidos de Fracturamiento




Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de

soporte a través de la longitud de la fractura.

Características

•Viscosidad (Reología).

•Compatibilidad con la formación y sus fluidos.

•Eficiencia.

•Control de pérdidas del fluido.

•Fácil remoción postfractura.

•Económicos y prácticos.

•Base Acuosa o Aceite.


Base Acuosa:

Soluciones salinas, polímeras, mezclas agua-alcohol, soluciones ácidas

Ventajas

menores riesgos de seguridad

alta disponibilidad

mayor estabilidad térmica

Desventaja

pueden producir daño a la formación


Polímeros (viscosificante):

Guar (de origen vegetal) y sus derivados: hidroxypropilguar,

carboxymethylhydroxypropylguar.

Derivados de celulosa (estructura glucosa) para fluido muy limpio

Xanthan, biopolímero, costoso, menos utilizado.

Agentes Entrecruzados (Borato, Circonio, Aluminio y Titanio), aumentan peso

molecular para contrarrestar disminución de viscosidad por temperatura.


Fluidos Base Aceite

•Se usan en formaciones sensibles al agua.

•Son menos dañinos pero más costosos y difíciles de manipular.

•Como aditivo gelificante se usan derivados de Ester-fosfato de aluminio.


Fluidos Multifásicos Superan las propiedades de los fluidos base agua o base aceite, añadiendo

una segunda fase, para formar espumas o emulsiones.

Espumas:

•Se usa N2, CO2, que se expande al producir el pozo y obliga a salir el líquido de la

fractura.

•Excelentes para lograr una limpieza rápida en yacimientos de baja presión.

•Se estabilizan usando surfactantes.

Emulsiones:

•Tienen buenas propiedades de transporte

•Estabilizadas con un surfactante.


ADITIVOS FUNCIÓN

Amortiguadores

(buffer)Ajustar pH en fluidos acuosos, Promover la hidratación de polímeros.

BactericidasPrevenir pérdida de viscocidad en fluidos acuosos por degradación

bacterial

EstabilizadoresPrevenir la degradación de geles polisacáridos a temperaturas encima

de los 200 °F

Interruptores Eliminar el gel polímero en pozos de baja temperatura

Surfactantes

Promover la formación de burbujas estables en espumas. Agente

reductor de tensión superficial. Ayudar a la limpieza de la fractura del

fluido de fracturación. Bactericida y agente controlador de arcillas.

Estabilizadores de

arcillasPrevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.

Control de pérdida

de fluidoTaponar los poros y evitar la pérdida de fluido a través de la formación.

Tipos de Aditivos


Pérdida de Fluido

Proceso de filtrado controlado por:

composición del fluido

tasa de inyección

permeabilidad, presión

saturaciones

tamaño de poro

fallas y fracturas.

¿Cómo se controla la pérdida de fluido?

m de fluido fracturante > m fluido de yacimiento (en yacimientos de gas)

viscosidades y compresibilidades similares en ambos fluidos (para

hidrocarburos de baja compresibilidad)

fluidos de fracturamiento con formadores de revoque


Pruebas de Compatibilidad en Laboratorio (norma API RP 39)

Análisis Químico y Estructural de núcleos:

Petrografía: composición,materiales cementantes, tamaño de poros. Difracción de Rayos X: tipo de formación cristalina

Interacción Fluido-Roca

Pruebas de inmersión: desprendimiento de finos.

Pruebas de porosidad y permeabilidad

Pruebas de flujo: movimiento de finos

Evaluación de Propiedades del fluido

Pruebas de emulsión: para selección de antiemulsificantes en fluidos acuosos

Pruebas compatibilidad de crudos: determinar formación de precipitados

Pruebas de rompedores de geles

Pruebas de conductividad de la fractura: descartan efectos suavizantes de las caras

Agentes de Soporte


Agentes de Soporte

Agentes de Soporte

•Previenen el cierre la fractura tras el bombeo.

•Se añaden al fluido de fracturamiento al mismo momento que éste es bombeado

dentro de la fractura.

•Pueden ser:

•Arena Brady,Texana y Ottawa (ejemplos: US mesh 12/20, 20/40 y 40/70)

•Agentes Mejorados: Bauxita Sinterizada, Arenas cubiertas de resina.

Agentes de Soporte

Propiedades

•Redondez y esfericidad

•Gravedad específica

•Densidad volumétrica

•Partículas finas y limos

•Resistencia a la ruptura

TAMAÑO DE

ARENA

(US MESH)

% GRANOS

ROTOS

RESISTENCIA

A LA

RUPTURA

12/20 16 3000 PSI

20/40 14 4000 PSI

Agentes de Soporte

Guía de Selección de Agentes de Soporte

25

Esfuerzo de Cierre, 1000 psi

Arena

Arena Cubierta

de Resina

Cerámica de

Resistencia Intermedia

Bauxita de Resistencia

Intermedia

Bauxita de Alta

Resistencia

0 5 10 15 20

agente sobrediseñado

Agentes de Soporte

Conductividad de la Fractura

0

2000

4000

2000 4000 6000

3.0 lb/ft2

1000

3000

5000

6000

0 8000

Presión de cierre psi

Con

du

ctivid

ad (

md

-pie

)

0.5 lb/ft2

1.0 lb/ft2

2.0 lb/ft2

0 2000 8000


Con

du

ctivid

ad (

md

-pie

)

2.0 lb/ft2

12/20-mesh

16/30-mesh

20/40-mesh

4000 6000

10.000

5.000

15.000

10,000 15,000

2.0 lb/ft2


Con

du

ctivid

ad (

md

-pie

)

20/40 Ottawa

20/40 Bauxita

Cerámica

0 5000

2.000

4.000

6.000

8.000

Mesh

Concentración

Agente

Factores que afectan la Producción

(Daño a la Formación)




(Daño a la Formación)

•Permeabilidad de la Matriz.

•Conductividad de la Fractura.

Permeabilidad de la Matriz

•Material Cementante de la Formación

Silicato.

Arcilla.

Carbonatos.

Factores que Afectan la Producción

Permeabilidad de la Matriz (continuación)

•Retención de Fluidos.

•Componentes de Hierro.

•Residuos del Fluido.

Conductividad de la Fractura

•Incrustamiento.

•Migración de Finos en la Fractura.

•Residuos de Gel.


Procedimiento de Fracturamiento

Selección de las Variables de Diseño:

Se debe evaluar lo siguiente:

1.- Fluido de fracturamiento apropiado

2.- Adecuada Logitud Soportada

3.- Espesor de la Fractura creada

4.- Rango de la Tasa de inyección

5.- Tipo, Tamaño y Concentración del Agente de Soporte

6.- Introducir, cotejar y ajustar todos lo parámetros que definen

el diseño del tratamiento en un Simulador

Diseño del Tratamiento

Equipos de Fracturamiento Hidráulico

Los equipos de fracturamiento actualmente usados, se pueden

agrupar de la siguiente forma:

* Equipos de almacenamiento de fluidos.

* Equipos de almacenamiento de agentes de soporte.

* Equipos mezcladores.

* Equipos de bombeo de alta presión.

* Centro de control.

* Líneas de superficie y de distribución.

Equipos de Fracturamiento

Equipos de Fracturamiento

Programa de Bombeo

1.- Precolchón (si aplica)

2.- Colchón (o Preflujo)

3.- Dosificación del Agente de Soporte

4.- Desplazamiento

Operaciones

Precolchón.

Fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del

fluido de fracturamiento. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen de

ácido clorhídrico para remover escamas o mejorar el estado de las perforaciones

de cañoneo.

Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo contiene fluido,

éste será bombeado y se considerará como un precolchón.

Operaciones

Colchón (Preflujo).

Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el agente de

soporte.

Entre sus funciones están:

1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir en ingreso

del agente de soporte.

2.- Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así las

pérdidas del fluido con agente de soporte.

3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura

para evitar arenamiento en punta.

Operaciones

Dosificación del Agente de Soporte.

* Concentraciones escalonadas y crecientes

* Distribución final uniforme

* Rango de concentraciones muy variables

Operaciones

Concentración de Agente de Soporte

Operaciones

0

0

Concentr

ació

n

Tiempo de Bombeo

Preflujo

Preflujo 1 lb/gal

1 lb/gal

Concentrado

a 3 lb/gal

3 lb/gal 2 lb/gal

a

3 lb/gal

Preflujo

1 lb/gal

concentrado

a 5 lb/gal

5 lb/gal

3 a 5 lb/gal

4 a 5 lb/gal 2 a

5 lb/gal

Evolución de Distribución de A.S

final

intermedio

inicio

Operaciones

Desplazamiento.

Al terminar el bombeo de agente de relleno, se vuelve a bombear fluido

limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte que

pueda quedar en la tubería de producción

Operaciones

Análisis Postfractura


Casos de Fracturamientos NO Satisfactorios

Los casos de resultados poco satisfactorios de un tratamiento de fracturamiento

pueden clasificarse de la siguiente manera:

- Pozos de Respuesta Inicial Inadecuada

- Pozos de Rápida Declinación de la Producción


Lista de Verificación

Las siguientes listas ayudan a detectar las causas del fracaso de un tratamiento de

fracturamiento:

Pozos de Respuesta Inicial Inadecuada:

- Permeabilidad, porosidad y/o presión de yacimiento inadecuadas

- Fracturamiento fuera de zona

- Longitud apuntalada de fractura insuficiente

- Conductividad de fractura inadecuada

- Incompatibilidad roca-fluido

Pozos de Rápida Declinación de la Producción:

- Yacimiento limitado

- Pérdida de la conductividad de la fractura con el tiempo

- Cierre de la fractura en las cercanías del pozo

- Longitud apuntalada de fractura insuficiente



Fracturamiento Ácido

Definición

Es un método de estimulación de pozos que consiste en inyectar un ácido a presión a

través de las perforaciones de cañoneo con el fin de crear canales de flujo o conectar

fracturas ya existentes en la formación. Se realiza por lo general en formaciones de

caliza o dolomita.


Diferencias entre el Fracturamiento Ácido y el Fracturamiento

Hidráulico


FRACTURAMIENTO ÁCIDO

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

* Fluido de fractura es ácido

* No usa agente de soporte

* La fractura creada finalmente se

cierra pero quedan canales formados

por la reacción del ácido con las paredes

de la fractura.

* Fluido de fractura no es reactivo

* Sí utiliza agente de soporte

* La fractura creada permanece (agente

de soporte).

Fracturamiento en Formaciones de Alta

Permeabilidad (FAP)


FAP

Fracturamiento en Alta Permeabilidad

Técnica que consiste en crear canales de flujo en formaciones no consolidadas,

mejorando la comunicación entre el yacimiento y el pozo. Es considerado también

un método de completación.

Razones para usar FAP

Control de arenas no consolidadas.

Minimizar la producción de finos y producción de asfaltenos.

Minimizar la conificación de agua.

FAP

Diferencias entre el Fracturamiento Hidráulico y el

Fracturamiento en Alta Permeabilidad


* Aplicado a zonas de alta permeabilidad

( no consolidadas)

* La fractura la provoca el fluido +

agente de soporte.

* Fractura de longitud controlada (radio

de daño menor) y mayor anchura.

.

* Aplicado a zonas de baja a moderada

permeabilidad

* El fluido colchón o preflujo provoca la

fractura.

* Fractura de gran longitud (radio de

daño mayor).

FRACTURAMIENTO EN ALTA

PERMEABILIDAD

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

FAP

Reglas Básicas para la aplicación de un FAP.

En una buena práctica de fracturamiento se deben seguir las siguientes

reglas básicas:

* Realizar el cañoneo con una penetración adecuada y con la

mayor cantidad de tiros por pie.

* Cañonear Hoyos “Big Hole”

* Utilizar arena de US Mesh de acuerdo a la granulometría

FAP

Técnicas mas comunes de FAP:

•Técnica de Fracturamiento Tip- Screenout o TSO.(Control de arena en punta).

•Técnica de Fracturamiento con Empaque Interno.

Técnica de Fracturamiento Tip- Screenout o TSO.(Control de

arena en punta) Eventos que se desarrollan en esta técnica:

FAP

Generación de la fractura Arenamiento en punta Ensanchamiento de la fractura

Técnica de Fracturamiento con Empaque Interno.

FAP

Esta técnica combina el forzamiento de arena en la fractura y el empleo de un

ensamblaje de fondo para el control de la arena

Diseño y Ejecución de un F.A.P.

1.- Cañonear la Formación en forma adecuada.

2.- Inyectar ácido para limpiar los orificios de cañoneo (de ser necesario).

3.- Instalar equipo de forzamiento.

4.- Realizar una prueba de Inyectividad.

5.- Diseñar el plan de bombeo según prueba de Inyectividad.

6.- Efectuar el bombeo hasta que alcanzar el ancho de fractura deseada.

7.- Disminuir progresivamente la tasa de bombeo, abrir la válvula anular

y desalojar el fluido de fractura excedente.

8.- Preparar el pozo para la producción.

FAP


Evaluación Económica


Requerimientos del Análisis

Expectativas de producción para distintas longitudes y conductividad con su

costo asociado.

Seleccionar longitud y conductividad de máximo beneficio.

Determinar tratamientos requeridos para lograr longitud y conductividad

deseada y sus costos.


Criterios de Análisis

El análisis económico se realiza en función de los indicadores económicos

apropiados dependiendo si se trata de una inversión o de un gasto.

Valor Presente Neto

Tiempo de Recuperación de Inversión

Tasa Interna de Retorno


Valor Presente Vp (para precio constante, gastos constantes, declinación conocida)

Vp = [ A(ea-1)/a ] [ [(1-B(L+1) ) / (1- B)] - 1] - DL1G

G = gastos

D = factor de Descuento = 1 / (1+ ia/nA)

i = interés fraccionado

B = D e-a

A = qi I

I = precio

qi = producción inicial

a = factor de declinación

¡MUCHAS GRACIAS!

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ESTIMULACIÓN DE POZOS