8 daño de fm y estimulacion

DaDañño a la FM y Estimulacio a la FM y Estimulacióón de Pozos n de Pozos

CompletaciCompletacióón y Reacondicionamiento de Pozosn y Reacondicionamiento de Pozos

Realizado por: Luís RodríguezIng. de Petróleo



Realizado por: Luis RodríguezAlexis GonzálezIng. de Petróleo



ES LA REDUCCIONEs la reducción de la capacidad original de flujo de un pozo debido a la disminución de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos en el yacimiento.

Definición Nº 1 Daño de Formación



ES LA REDUCCION

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.

Definición Nº 2 Daño de Formación



FORMACION VIRGENFORMACION VIRGEN



FORMACION DAFORMACION DAÑÑADAADA



Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restriccionesal flujo en la zona cercana al pozo o en el pozo mismo. Las causas potenciales incluyen:

Baja permeabilidad natural del yacimiento.Baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos.Daño a la formación. Perforaciones de poca penetración o tapadas.Restricciones a nivel de pozo.

CAUSAS DE BAJA PRODUCTIVIDAD



h

k

re

Pwf

PwsPx

kxZona virgen de permeabilidad k

Zona alterada de permeabilidad kx

h

Zona no alterada

Zona alterada

Zona productora Pwf Pws

rerxrw

SISTEMA TIPICO DE FLUJO



EJEMPLO DE FLUJO RADIALEJEMPLO DE FLUJO RADIAL



GENERALIDADES DE DAGENERALIDADES DE DAÑÑOO

Control de aguaDiluciónControl de emulsionesInyección de vapor

Pozos horizontalesFracturamiento

EstimulacionesFracturamiento

RecañoneoPozo desviado

])([)(08,7

SrwreLnoo

PwfPehKq+××

−×××=

µβ

FracturamientoEstimulación ácidaCambios de mojabilidad



0.00707 kh(pe-pwf)

µ Bo[ln (ro/rw)+S]q

Pwf

Pwf’N

Flujo

Pe

rerd

rw

Caída de presión en el flujo hacia el pozo



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 - ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛×⎥⎦

⎤⎢⎣⎡=

rwrdLn

KdKSd

Donde:Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión K = Permeabilidad Zona Virgen (md)Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md)rd = Radio del daño (pulgs)rw = Radio del pozo (pulgs)

GENERALIDADES DE DAGENERALIDADES DE DAÑÑOO



h

Re Re

k

re

Pwfreal Pws

PwfidealPwfreal

PwsPws

a)

b)

qrwFLUJO RADIALFLUJO RADIAL



FACTORES QUE CONTRIBUYEN AL DAFACTORES QUE CONTRIBUYEN AL DAÑÑOO

Zonas fracturadas(calizas)

Revoques débiles

Alta presión diferencial

Lodos con alto contenido de sólidos

Espaciadores y lavadores usados en lascementaciones.






MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACION

QUIMICOS

INCOMPATIBILIDADES (FLUIDO-FLUIDO)

INCOMPATIBILIDADES ( ROCA-FLUIDO)

EMULSIONES

ALTERACIÓN DE LA MOJABILIDAD



A. A. Interacciones RocaInteracciones Roca--Fluido:Fluido:

Es la restricción causada por desequilibrios químicos y/o físicos

en la matriz de la roca o en los fluidos de la formación que están

en equilibrio durante el tiempo geológico se ven alterados por la

introducción de fluidos extraños durante las operaciones de

campo, con lo cual se reduce la permeabilidad.




MigraciMigracióón/Taponamiento por partn/Taponamiento por partíículas finas.culas finas.

Los finos, se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo.

Para que ocurra su migración, las partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo donde la velocidad del fluido es máxima.




Trabajo a realizarTrabajo a realizar

Control de la tasa de Control de la tasa de producciproduccióón (Tasa n (Tasa óóptima).ptima).

Empaque con grava a Hueco Empaque con grava a Hueco Abierto (OHGP).Abierto (OHGP).

Empaque con grava a Hueco Empaque con grava a Hueco Entubado.Entubado.

Uso en general de Rejillas Uso en general de Rejillas Ranuradas/PreRanuradas/Pre--empacadas.empacadas.

ConsolidaciConsolidacióón qun quíímica (mica (resiresi--nasnas).).

Pozos completados en Pozos completados en formaciones someras no formaciones someras no consolidadas (Mioceno).consolidadas (Mioceno).

AbrasiAbrasióón severa en los n severa en los equipos de subsuelo y equipos de subsuelo y superficie (Niples, Mangas, superficie (Niples, Mangas, Botellas, Reductores, Bomba Botellas, Reductores, Bomba de subsuelo, Lde subsuelo, Lííneas de Flujo y neas de Flujo y Separadores).Separadores).

Muestras tomadas con guaya Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de durante verificaciones de fondo.fondo.

Taponamiento de intervalos Taponamiento de intervalos cacaññoneados y/o del reductor.oneados y/o del reductor.

CaracterizaciCaracterizacióón de taman de tamañño de o de grano mediante angrano mediante anáálisis de lisis de nnúúcleos.cleos.

CausaCausa

A. Interacciones RocaA. Interacciones Roca--FluidoFluido

1.- Migración/Taponamiento por arena.

DiagnDiagnóósticostico




Control de la tasa de Control de la tasa de producciproduccióón (Tasa n (Tasa óóptima).ptima).

Estabilizadores para arcillas o Estabilizadores para arcillas o finos:finos:Tratamientos cTratamientos cááusticos (usticos (HiHi--drdróóxidoxido de Potasio).de Potasio).Tratamientos Tratamientos áácidos (HF, cidos (HF, mudmud--acidacid).).Inhibidores para evitar hinchaInhibidores para evitar hincha--miento de la miento de la MontmorillonitaMontmorillonita(Pol(Políímeros).meros).Otros Aditivos (Inhibidores de Otros Aditivos (Inhibidores de corrosicorrosióón, Estabilizadores de n, Estabilizadores de hierro)hierro)

Pozos completados en el Pozos completados en el Eoceno.Eoceno.

Muestras localizadas en el Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas) y en los Mangas, Botellas) y en los equipos de superficie equipos de superficie (Reductores, Separadores).(Reductores, Separadores).

Alto porcentaje de sedimentos Alto porcentaje de sedimentos en las muestras de los pozos.en las muestras de los pozos.

Formaciones con tamaFormaciones con tamañño o promedio de grano entre 2 y promedio de grano entre 2 y 40 micrones.40 micrones.

CaracterizaciCaracterizacióón de arcillas n de arcillas mediante anmediante anáálisis de nlisis de núúcleos, cleos, muestras de canal y registros muestras de canal y registros GR espectral (GR espectral (CaolinitaCaolinita, , IlitaIlita). ).

CausaCausa

2.- Migración/Taponamiento por finos.


A. Interacciones RocaA. Interacciones Roca--FluidoFluido



B. B. Interacciones FluidoInteracciones Fluido--FluidoFluido::

Las interacciones fluidos/fluidos pueden traer como consecuencia

varios mecanismos de daño como:

• Bloqueos por emulsiones,

• Precipitación de compuestos sólidos orgánicos u inorgánicos

por incompatibilidad entre las aguas o por incompatibilidad entre

los fluidos inyectados y el crudo





ÁÁcido Clorhcido Clorhíídrico drico (Carbonatos/Areniscas).(Carbonatos/Areniscas).

ÁÁcido Fluorhcido Fluorhíídrico drico (Areniscas).(Areniscas).

MudMud -- AcidAcid (Areniscas).(Areniscas).

ÁÁcido Accido Acéético.tico.

ÁÁcido Fcido Fóórmico (Altas rmico (Altas Temperaturas).Temperaturas).

ÁÁcido Fcido Fóórmicormico--ClorhClorhíídrico drico (Altas Temperaturas).(Altas Temperaturas).

ÁÁcido cido SulfSulfáámicomico y y CloroacCloroacéé--tico (Bajas Temperaturas).tico (Bajas Temperaturas).

ÁÁcidos Alcohcidos Alcohóólicos licos (Yacimientos de Gas).(Yacimientos de Gas).

AnAnáálisis flisis fíísico sico -- ququíímico del mico del agua de formaciagua de formacióón (n (ÍÍndice ndice incrustante de incrustante de StiffStiff--DavisDavis, , LangelierLangelier, , etcetc).).

Muestras localizadas en el Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas).Mangas, Botellas).

PrecipitaciPrecipitacióón de escamas en n de escamas en los equipos de superficie.los equipos de superficie.

Taponamiento en la caja de Taponamiento en la caja de reductor.reductor.

Taponamiento de intervalos Taponamiento de intervalos cacaññoneados.oneados.

CausaCausa

Interacciones FluidoInteracciones Fluido--FluidoFluido

1.- Precipitados inorgánicos.





Indispensable pruebas de Indispensable pruebas de compatibilidad con el fluido de compatibilidad con el fluido de formaciformacióón.n.

AsfaltenosAsfaltenos: solventes : solventes aromaromáá--ticos (ticos (XilenoXileno))

Parafinas: solventes Parafinas: solventes parafparafíí--nicosnicos (Tolueno); gasoil caliente (Tolueno); gasoil caliente con aditivos qucon aditivos quíímicos como micos como detergentes de parafina, detergentes de parafina, dispersantes o inhibidores.dispersantes o inhibidores.

AnAnáálisis (laboratorio) de lisis (laboratorio) de depdepóósitos orgsitos orgáánicos (S.A.R.A)nicos (S.A.R.A)

AnAnáálisis flisis fíísico sico -- ququíímico del mico del Hidrocarburo.Hidrocarburo.

Muestras localizadas en el Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas).Mangas, Botellas).

ObstrucciObstruccióón en la ln en la líínea de nea de flujo y/o en el pozo.flujo y/o en el pozo.

Muestras tomadas con guaya Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de durante verificaciones de fondo.fondo.

Aumentos anormales en la Aumentos anormales en la RelaciRelacióón Gas n Gas -- PetrPetróóleo leo (RGP).(RGP).

CausaCausa

Interacciones FluidoInteracciones Fluido--FluidoFluido

2.- Precipitados orgánicos.





Uso de Uso de desemulsificantesdesemulsificantes..

Uso de agentes Uso de agentes antiespuantiespu--mantesmantes como sales de como sales de Aluminio de Aluminio de áácidos grasos o cidos grasos o alcoholes grasos (evitando alcoholes grasos (evitando espumas estables por acciespumas estables por accióón n del gas de formacidel gas de formacióón).n).

Uso de solventes mutuos.Uso de solventes mutuos.

Inestabilidad en el corte de Inestabilidad en el corte de agua y sedimentos (alto).agua y sedimentos (alto).

DisminuciDisminucióón e inestabilidad en n e inestabilidad en los valores de gravedad API.los valores de gravedad API.

AnAnáálisis de Laboratorio de las lisis de Laboratorio de las muestras de crudomuestras de crudo

Frecuente en pozos Frecuente en pozos perforados con lodos de perforados con lodos de emulsiemulsióón inversa o en pozos n inversa o en pozos rehabilitados con fluidos rehabilitados con fluidos inadecuados.inadecuados.

ProducciProduccióón de finos de arcillas n de finos de arcillas ((CaolinitasCaolinitas o o IlitasIlitas) aceleran el ) aceleran el proceso de formaciproceso de formacióón de n de emulsiones.emulsiones.

CausaCausa

FenFenóómenos interfacialesmenos interfaciales

1.- Bloqueo por emulsiones.





Uso de geles.Uso de geles.

Uso de surfactantes.Uso de surfactantes.

Uso de Uso de áácidos alcohcidos alcohóólicos licos (Pozos de Gas).(Pozos de Gas).

Dejar a producciDejar a produccióón el pozo, n el pozo, hasta que el agua sea hasta que el agua sea producida.producida.

Trabajo previo inadecuado en Trabajo previo inadecuado en el pozo.el pozo.

Incremento repentino del corte Incremento repentino del corte de agua.de agua.

Ausencia total de producciAusencia total de produccióón n de petrde petróóleo.leo.

CausaCausa

FenFenóómenos interfacialesmenos interfaciales

2.- Bloqueo por agua.





Uso de geles.Uso de geles.

Agentes SurfactantesAgentes Surfactantes..

Pozos con alto corte de agua.Pozos con alto corte de agua.

Frecuente en pozos Frecuente en pozos perforados con lodos de perforados con lodos de emulsiemulsióón inversan inversa

CausaCausa

InversiInversióón de la Mojabilidadn de la Mojabilidad

Inversión de la mojabilidad.




ASFALTENOS Y PARAFINASASFALTENOS Y PARAFINAS

Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la formación son las parafinas y los asfáltenos.

LAS PARAFINASLAS PARAFINAS son hidrocarburos de cadena larga que precipitan de ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o la composición del crudo cambia por la liberación del gas a medida que declina la presión.


Present. EscamasPresent. Escamas



LOS ASFLOS ASFÁÁLTENOSLTENOS son compuestos aromáticos y nafténicosde alto peso molecular, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos.

Este estado coloidal está estabilizado por la presencia de resinas en el crudo, cuando se reduce de algún modo el contenido de esas resinas, los asfáltenos pueden agregarse (flocular), formando partículas lo suficientemente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso causando daño a la formación.

La precipitación de los asfáltenos también se facilita por la presencia de otros cationes presentes en la soluciones tales como hierro III y hierro II.




DEPÓSITOS ORGÁNICOS

Asfaltenos y parafinas



PRESIÓN

COMPOSICIÓN

TEMPERATURA

CAUSAS DE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS



CRUDOS SIN PROBLEMAS DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS

Pb PRESIÓN

% A

SFA

LTEN

OS

DIS

UEL

TOS

Pb: presión de burbuja

PERFIL DE FLOCULACION

NI PUNTO DE MAXIMAFLOCULACION

NO PRESENTAN

EJ:BARÚA-MOTATÁN

EFECTO DE LA PRESIÓN



PRESIÓN

% A

SFA

LTEN

OS

DIS

UEL

TOS PERFIL DE FLOCULACIÓN

MAX.FLOCULACIÓN

PbPb: presión de burbuja

EFECTO DE LA PRESIÓNCRUDOS CON PROBLEMAS DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS



6

7

8

9

10

11

12

0 2000 4000 6000 8000 10000

Presión (lpca)

% d

e A

sfal

teno

s di

suel

tos

en

la fa

se lí

quid

a (%

peso

)

CAMPO FURRIALFUL-13 I. Naricual T = 302 F

Pb = 2920 Lpca




6,7

6,9

7,1

7,3

7,5

2500 3500 4500 5500 6500 7500 8500

Presión (lpca)

% A

sfal

teno

sen

la fa

selíq

uida

CAMPO FURRIALFUL-52. Los Jabillos

T = 295 FPb = 2800 lpca




LIVIANOLIVIANO PESADOPESADO

TIPO TIPO DEDE

CRUDOCRUDO

EFECTO DE LA COMPOSICIÓN



Presión (psi)

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

% a

sfal

teno

s di

suel

tos

(wt%

)

0 2000 4000 6000 8000 10000

CHL-4I

250 F

120 F

EFECTO DE LA TEMPERATURA



2000 4000 6000 8000 10000

Presión (lpca)

2

4

6

8

10

12

0

% A

sfal

teno

s di

suel

tos

T = 242 F

FUL-13I

T = 302 F

EFECTO DE LA TEMPERATURA



UNA VEZ PRESENTE EL PROBLEMA DEUNA VEZ PRESENTE EL PROBLEMA DEPRECIPITACION DE ASFALTENOS PRECIPITACION DE ASFALTENOS

NO DESAPARECERNO DESAPARECERÁÁ

SOLUCIÓNSOLUCISOLUCIÓÓNN

EL CONTROL DE ASFALTENOS EN CAMPO



CORRECTIVAS PREDICTIVAS PREVENTIVAS



1. ACCIONES CORRECTIVAS



3/8” TUBERIA DEINYECCION

NIPLE DE INYECCION

VALVULA DEINYECCION

ARENA PRODUCTORA

EQUIPO DE SUPERFICIE

UNA RESPUESTA EFECTIVA AL PROBLEMA DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS

UNA RESPUESTA EFECTIVA AL PROBLEMA DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS

Sistema de inyección de química

1. ACCIONES CORRECTIVAS



MANTENIMIENTO DE PRESIMANTENIMIENTO DE PRESIÓÓN DEL YACIMIENTON DEL YACIMIENTO

2. ACCIONES PREVENTIVAS



PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS

CAUSA: DISMINUCICAUSA: DISMINUCIÓÓN DE LA TEMPERATURAN DE LA TEMPERATURA



1- Selección del Inhibidor

2- Inyección del Inhibidor

TRATAMIENTOS



Punto de nube por PLM

TRATAMIENTOS

1- Selección del Inhibidor

2- Inyección del Inhibidor

Crudo+

inhibidor

Crudol



Pozos en remojo con gas-oil por largos períodos. Ej: Urdaneta Este, occidente. Cierre de pozos llenos de gas-oil por períodos superiores a 15 días.

Incompatibilidad de crudos: mezcla de fluidos de diferentes arenas

Levantamiento de crudo con problemas de asfaltenos usando gas rico

Matenimiento de presión con inyección de gas rico

PRACTICAS NO RECOMENDADAS






Se define como estimulaciestimulacióónn a una serie de tratamientos que tienen por objeto eliminar el daño a la formación y restaurar Ia capacidad natural de producción del pozo, o según sea el caso, incrementarla por encima de su valor natural.

REMOCIÓN DE DAÑO O ESTIMULACIÓN



Si la inyección del tratamiento se realiza a tasas y presiones inferiores a los necesarios para vencer la resistencia mecánica de la roca, el tratamiento será matricial, Si se excede la resistencia mecánica de la roca, será un tratamiento de fracturamiento.tratamiento de fracturamiento.




EFECTO DEL BOMBEO EN EL TRATAMIENTOACIDO HACIA FORMACION

VOL. ACUM.

P

Pmax



ANTECEDENTES DE LAS ESTIMULACIONES

En 1860, se efectuaron explosiones con nitroglicerina y se le llamaron fracturamiento con explosivos .

En 1894, se efectuaron estimulaciones con ácidos “HCL” y se aplicaron en calizas, métodos abandonados por la alta corrosión.



En la década de los 30 con el desarrollo de los inhibidores de corrosión la acidificación fue ampliamente aceptada.

A finales de los 50 se inicio la estimulación mediante el fracturamiento hidráulico.

ANTECEDENTES DE LAS ESTIMULACIONES



Eliminación de daño en perforaciones y zonas adyacentes al intervalo productor mediante métodos químicos. Este daño puede ser debido a:

1. Invasión de fluidos de perforación, reparación y/o completacion2. Durante el proceso de producción, por depósitos de escamas,

asfáltenos, parafinas y materiales de formación (arcillas, etc)

Creación de canales de flujo altamente conductivos por métodos mecánicos que mejoren la afluencia de los fluidos. Esto es basicamente cierto en formaciones de baja permeabilidad.

OBJETIVOS DE LAS ESTIMULACIONES



Incrementar la producción .

Aumentar la inyección.

Optimar los patrones de flujo en procesos de

recuperación secundaria.

OBJETIVOS DE LAS ESTIMULACIONES



ESTIMULACIÓN QUÍMICA MATRICIAL

Se define como la inyección de ácidos dentro del espacio poroso de la formación a una presión por debajo de la presión de fractura, con el fin de obtener una penetración “radial”dentro de la formación.

La estimulación con esta técnica origina la restauración de la permeabilidad del pozo, por disolución de las partículas que obstruyen el paso de los fluidos por los canales naturales de flujo






Estimulación Química Matricial


NO REACTIVA

REACTIVA



Estimulaciones matriciales REACTIVASEstimulaciones matriciales REACTIVAS

Los tipos principales de ácido más frecuentemente usados en tratamientos son:

1. Acido clorhídrico, HC12. Acjdo fluorhídrico, HF3. Acido acético CH3 - COOH4. Acido fórmico HCOOH

Asimismo, se usan combinaciones de ellos, y variantes logradas con diferentes aditivos, para diversas aplicaciones.




Estimulaciones matriciales REACTIVASEstimulaciones matriciales REACTIVAS

Estos ácidos son utilizados para realizar:

ESTIMULACIÓN QUÍMICA MATRICIAL EN ARENISCAS.

ESTIMULACIÓN QUÍMICA MATRICIAL EN CARBONATOS.




SECUENCIA DE BOMBEO DE TRATAMIENTOS ACIDOS

• CARBONATOS

• SOLVENTE

• ACIDO PRINCIPAL (HCl)

• DESPLAZAMIENTO

• ARENISCAS

• SOLVENTE

• HCl

• ACIDO PRINCIPAL (HCl+HF)

• HCl

• DESPLAZAMIENTO



Estimulaciones NO MATRICIALES REACTIVASEstimulaciones NO MATRICIALES REACTIVAS

Es aquella que se emplea para remediar daños a la formación causados por fenómenos interfaciales, tales como bloqueos por agua, emulsiones o cambios de mojabilidad.

Este tipo de estimulación se realiza generalmente por medio de mezclas de solventes y surfactantes, los cuales deben ser escogidos con sumo cuidado, mediante pruebas de laboratorio.




Esta pregunta surgirá en cualquier momento de Ia planificación o implementación de una completacion.

Si la respuesta es negativa entonces se completa el pozo y se ponga a producir sin el gasto y el trabajo de un tratamiento de estimulación. Recuérdese que las características de producción cambian durante Ia vida de un pozo.

Si Ia respuesta es afirmativa, Ia pregunta deberla ser: ¿Cómo Io sabe? El pozo puede haber sido perforado en una formación que siempre necesita estimulación para producir, como es el caso de arenas de gas de muy baja permeabilidad. O Ia respuesta puede ser que eI pozo esta produciendo menos que Io anticipado.

¿NECESITA EL POZO SER ESTIMULADO ?



Este tipo de respuesta requiere consideración adicional. Puede que las expectativas sean demasiado altas:

¿Se sospecha de Daño de Formación?

¿Se puede probar que lo hay? Considérese Ia ejecución de una prueba de presión de fondo. Si el pozo fluye, hágase una prueba de “drawdown”

Determínese si hay daño.

¿NECESITA EL POZO SER ESTIMULADO?



Si hay daSi hay daññoo

¿De que clase es el mismo?

¿De donde provino?

¿Se puede tratar?

¿Se puede tratar químicamente?

¿Mediante surfactantes?

Si no ¿Que tal con disolución?

¿Es soluble el daño? Si no ,

¿ Es soluble Ia formación?

Hay un montón de preguntas que ameritan respuesta antes de planificar Ia estipulación.

¿NECESITA EL POZO SER ESTIMULADO?

8 daño de fm y estimulacion

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