estimulacion y daño a la formacion
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La estimulación es una de las técnicas más antigua conocida en la industria de hidrocarburos en cuanto a procesos de mejorar la producción. Este tipo de técnicas se empleó a comienzos del siglo XX cuyos avances se emplearon en EEUU.
De los primeros procesos que se realizaron de estimulación a mediados del siglo XX, se detuvieron por casi 30 años por un problema muy importante que fue el aumento de la corrosión de la Tubería de Revestimiento por el uso de los ácidos empleado en la estimulación
La acidificación en yacimientos de calizas resurgió en 1931 con el descubrimiento de que el arsénico inhibía la acción corrosiva del HCL en las tuberías. Los tratamientos en las areniscas si tardaron algo más en llevarse a cabo ya que el HCL no reaccionaba como debía ser en las areniscas ya que provocaba efectos secundarios taponamientos indeseados esto se pudo corregir hacia 1940 con la combinación de HCL.
El primer tratamiento de estimulación por Fracturamiento hidráulico fue bombeado en 1947 en un pozo de gas operado por Pan American Petroleum Corporation en el campo Hugoton, en el Condado de Grant, Kansas. Desde entonces el Fracturamiento hidráulico se ha convertido en un tratamiento estándar para estimular la productividad de los pozos de gas y de petróleo.
Proceso o técnica mediante la
cual se crea un sistema
extensivo de canales en la roca
productora de un yacimiento
mediante la inyección de fluidos,
por debajo y/o hasta la presión
de fractura.
Esta inyección de un fluido
tiene como finalidad tanto para
pozos inyectores como
productores de incrementar la
producción de hidrocarburos.
Esto con la finalidad de facilitar
el flujo de fluidos de la formación
al pozo.
se dividen en dos
grupos principales.
tratamientos de
Fracturamiento
hidráulico.
tratamientos
matriciales
Incrementa la producción de
hidrocarburos.
Aumenta la inyección de fluidos como
agua, gas y vapor.
Optimiza los patrones de flujo.
El objetivo de la estimulación
varia dependiendo del pozo o
proceso que se vaya a realizar.
La estimulación se lleva a cabo donde ha ocurrido un daño en la formación, tales posibles causas de
daño en la formación expondrán más
adelante.
Permite mejorar la producción de aceite y
gas, de esta forma permite incrementar las reservas recuperables y
así producir económicamente una
buena reserva de hidrocarburo a través de
esta técnica.
a través de las experiencias de campo el desarrollo de materiales y equipos que
permiten aplicar esta técnica a diferentes tipos de pozos, todavía en la
actualidad representa un verdadero reto para seguir mejorando los segmentos de esta técnica que aún no
ha sido desarrollada totalmente.
ayuda a aumentar la
baja permeabilidad
natural del yacimiento.
Estos parámetros mecánicos
típicos de una completación a
tener en cuenta son los
siguientes.
Puede definirse como la reducción del flujo
natural de los fluidos de la formación hacia
el pozo debido a la disminución de la
permeabilidad original de la formación
Físicamente se manifiesta como una caída
de presión adicional en el flujo de fluidos
desde el yacimiento hasta el pozo.
Daño a la formación.
Donde:
S: daño de formación
K: permeabilidad de la formación
h: profundidad del pozo
Ps: presión estática del reservorio
q: caudal de producción
β: factor volumétrico del petróleo
µ= Viscosidad del petróleo
S>0.
Pozo dañado. En este caso, existen
restricciones adicionales al flujo
hacia el pozo.
S=0.
Pozo sin daño. El daño es nulo, no
existen restricciones de
flujo hacia el pozo. El pozo está
produciendo con un diámetro igual
al real.
S<0.
Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de
lo esperado, este valor puede tener que ver con
alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación
ácida.
Donde:
K: Permeabilidad media
de la formación
productiva
Ks :Permeabilidad media
de la zona afectada por el
daño (skin)
rs : Radio desde el centro
del pozo al borde externo
del skin
rw: Radio del pozo
Se ven afectadas por las distintas
variables como:
Temperatura
Composición de los fluidos
presentes e inyectados
Mineralogía
Tasa de inyección
pH de los fluidos inyectados
Y que pueden
producir los
siguientes
problemas:
Migración/
taponamiento por partículas
finas.
Formación de precipitados de
reacciones químicas en el
medio poroso.
Se ven afectadas por las mismas
variables y pueden generar los
problemas siguientes:
Precipitados orgánicos naturales
o inducidos (Parafinas y/o
Asfáltenos).
Precipitados inorgánicos naturales
o inducidos (Carbonatos de calcio
o hierro; Sulfatos de calcio, bario o
estroncio; Sulfuro de hierro;
Hidróxido férrico; Halita; Fluoruros
y fluosilicatos).
Fenómenos interfaciales (Bloqueo
por emulsiones, Bloqueos por
agua, Inversión de la mojabilidad,
entre otros).
Migración/Taponamiento por partículas
finas.
FINOS:
Pequeñas partículas
adheridas a las paredes
de los poros
Se producen
IN SITU
OPERACIONES QUE SE
REALIZAN EN EL POZO
Tamaño promedio:
Coloidal a 40/100 micrones
Se adhieren con gran
tenacidad
(Fuerzas de Van der Vaals)
Las principales partículas
finas son:
Menores son difíciles de
despegar.
El diámetro de los poros son
raramente mas grandes.
Arcillas autigénicas
Cuarzo
Sílice Amorfo
Feldespatos
Carbonatos
Operaciones efectuadas
en los pozos.
Ingreso de agentes
externos
Modificación de la
permeabilidad de la
formación.
Caídas de presión
Disminución del caudal de
producción
Técnicas de
estimulación
Incrementar la
permeabilidad de la zona
afectada
Disminución de la pérdida de
presión.
El valor del daño de la
formación (s), permite
relacionar la permeabilidad
de las zonas (afectada y
virgen)
Determinar el
caudal de petróleo
extraíble bajos
condiciones de
operación
presentes
Diferenciales de presión muy altos.
Incompatibilidad de los fluidos
utilizados en las operaciones cantidad
de sólidos presentes.
Invasión de partículas.
Daños causados por migración de finos:
causan un taponamiento severo y una
disminución en la permeabilidad del medio
poroso en la región cercana al pozo.
Causado por incompatibilidad de fluidos,
producción de agua o cambios rápidos en
temperatura o presión.
Carbonato de calcio.
Sulfato de calcio.
Sulfato de bario.
Carbonato de hierro.
Oxido férrico .
sulfato de estroncio.
Partículas ya presentes en el crudo
y se precipitarán bajo cambios
rápidos de temperatura o presión.
Asfáltenos
Parafinas
Ceras
Emulsiones
Interacción
Perforación
Cementación
Completamiento
Estimulación
reacondicionamiento
formación
Emulsiones de alta
viscosidad
Ocupa el espacio
poroso
Obstrucción de
hidrocarburo
Aumenta la saturación
local de agua
Invasión de agua
Obstruye el paso de los
hidrocarburos
Disminuye la permeabilidad
relativa local al hidrocarburo
La pérdida de tensioactivos en los fluidos de perforación y terminación, inhibidores de la corrosión y dispersantes en los fluidos de estimulación, el uso de resinas para el control de arena puede provocar cambios en la mojabilidad de la región cercana al pozo.
En algunos pozos que
reciben inyección de
agua, son susceptibles al
daño causado por
bacterias en la zona
cercana al pozo.
Las bacterias
especialmente las
anaerobias, pueden
multiplicarse
muy rápido en el
yacimiento tapando los
espacios porosos con
ellas mismos o con
precipitados que resultan
de procesos biológicos.
Principal causa: Sobre balance
Invasión del filtrado del lodo.
Invasión de sólidos del lodo,
cortados o agregados (Taponamiento
de las gargantas de los poros por
formación de revoques internos,
Incremento de la presión capilar al
reducir el radio de los poros).
La invasión depende del tamaño y de
la concentración de los sólidos
presentes.
Partícula < 1/7 diámetro de poro
penetra al medio poroso
Partícula entre 1/7 y 1/3 diámetro de
poro crea revoque interno
Partícula > 1/3 diámetro de poro,
hace revoque externo
Por filtrado de los lavadores y
espaciadores (Desestabilización
de arcillas, Migración de finos,
Cambios de mojabilidad,
Cambios en la saturación de
fluidos).
Por el filtrado del cemento, de
pH alcalino (Activación de
surfactantes naturales,
Desestabilización de arcillas,
Precipitación de silicato de
calcio).
Dependiendo de la
composición especifica del
cemento y su pH, el filtrado
puede ser sobresaturado con
carbonato de calcio y sulfato
de calcio. Como el filtrado de
cemento invade la formación y
reacciona con los minerales
de formación. Se produce un
rápido cambio de PH lo cual
provoca un taponamiento por
los minerales de formación.
Invasión, zona compactada
(Cañoneo en sobrebalance).
Precipitados inorgánicos (Alta
concentración de sales).
Taponamiento, estab.
Emulsiones (Contenido de
sólidos).
Cambios de saturación y
bloqueo por agua (Pérdida de
filtrado), entre otros.
Fluidos que siempre contienen
algunos sólidos, incluyendo
productos de corrosión, las
bacterias y los desechos de la
perforación de pozo y tanques de
la superficie
Migración de finos
Precipitación
inorgánica
Precipitación orgánica
Producción de arena
Colapso de los poros
Disolución por vapor
En la operación de cañoneo se pueden
producir serios daños en la formación, si
se realizan los disparos cuando la presión
hidrostática es mayor que la presión del
yacimiento (Sobre balance), se puede
reducir la permeabilidad de la roca por el
taponamiento de los poros con finos de la
misma formación.
“El efecto del disparo sobre la matriz
de la roca reduce la permeabilidad,
como también el colapso por los
esfuerzos”
Cambios de mojabilidad.
Solidos suspendidos.
Incompatibilidad de
fluidos.
Fluido de Control
“Es un conjunto de tratamientos
que tienen por objeto eliminar el
daño a la formación y, según el
caso, restaurar su capacidad natural
de producción, o llevarla por encima
de este valor”. en la cual las presiones y tasas de tratamiento son
inferiores a las necesarias para vencer la
resistencia mecánica de la roca.
si las presiones y tasas de tratamiento exceden la
resistencia mecánica de la roca. Barreras débiles o escasez de las
mismas.
Cercanías a CAP y/o CGP.
Tubulares y/o empacaduras débiles.
Zonas de alta Permeabilidad.
Formaciones improbables: rocas
suaves.
Riesgos económicos.
Riesgos operacionales.
Es el proceso de bombear un fluido
en un pozo a una tasa de inyección
que es demasiado alta para que la
formación la acepte en régimen de
flujo radial. Como la resistencia al
flujo en la formación se incrementa,
la presión en el pozo aumenta a
valores que exceden la presión de
quiebre de la formación,
produciéndose así la fractura.
Puede existir daño por invasión de
filtrado en la fractura, reducción de
permeabilidad, bloqueo por geles y
emulsiones , precipitaciones asfáltenos
y taponamiento por partículas solidas.
Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o
gas de yacimientos de baja y alta
permeabilidad (Fracs and Packs).
Incremento de la tasa de petróleo y/o gas de
pozos que han sido dañados.
Conectar fracturas naturales presentes en la
formación .
Disminuir el diferencial de presión
(drawdown) alrededor del pozo para minimizar
la producción de arena.
Disminuir el diferencial de presión
(drawdown) alrededor del pozo para minimizar
problemas con asfáltenos.
Incrementar el área de drenaje o la cantidad
de formación en contacto con el pozo.
Controlar la producción de escamas
Conectar la producción de intervalos
lenticulares
Disminuir la velocidad de flujo en la matriz
rocosa
Disminuir el numero de pozos necesarios para
drenar un área.
Retardar el efecto de conificación de agua
Presión de inyección.
Temperatura del
yacimiento.
Propiedades geo-
mecánicas.
Longitud y ancho de
fractura.
Etapas del tratamiento
(pre-flujo, fractura,
retorno de fluido)
Tipo de empaque.
morfología.
localización de los minerales.
Tipo, morfología y localización de los minerales
Composición de los fluidos in-situ y externos
Condiciones de temperatura y presión in-situ
Propiedades de la formación porosa
Desarrollo del pozo y practicas de explotación
del yacimiento
Revisión de operaciones
previas a la actual del pozo.
Análisis de comportamiento de
producción.
Pruebas de laboratorio.
Cuantificación del daño.
Limpieza del pozo
Tratamiento matricial
Fracturamiento
Si un pozo tiene daño es necesario evaluarlo y diagnosticarlo para así reducir
o minimizar sus efectos nocivos en la producción. Existen varios métodos
para diagnosticar el daño a la formación entre ellos están:
Pruebas de restauración de presión con tubería de perforación
Registros de resistividad
Revisión histórica de perforación, terminación, y reparación del pozo
Análisis de estimulaciones previas
Comparación con pozos vecinos
Análisis de pruebas de presión
Análisis nodal
Registros de producción
Pruebas y análisis de núcleos
Una prueba DST puede dar indicación de la
presencia de daño cuando restaura
rápidamente la presión en un periodo de
cierre, y hay gran diferencia entre la presión
de flujo inicial y la final en poco tiempo,
indicando que hay transmisibilidad de la
presión pero muy poca al flujo, lo cual puede
deberse a la obstrucción del caudal.
La combinación de un registro dual de
inducción y el latero log pueden dar
idea de la profundidad de la invasión
de los fluidos hacia la formación
Tomando en cuenta el registro de
calibre del hoyo para hallar el espesor
de revoque en las zonas permeables.
Donde se debe tener en cuenta:
El historial del día a día de la perforación detectando los aditivos del lodo
La detección de pegamientos de tubería, perdida de circulación, fallas de funcionamiento del
equipo de control de sólidos y cambios en las tasas de penetración
El tipo de fluido presente durante el cañoneo
El método de cañoneo (penetración de los disparos)
El niel de filtración de los fluidos
Es importante ver los cambios en la curva de producción que estén asociados a eventos de
reparación o estimulación del pozo ya que es el mejor indicio del proceso q genero el daño
La superposición de curvas del historial
de producción entre pozos vecinos del
mismo yacimiento podrá dar una
indicación del comportamiento irregular
de alguno de ellos.
Se realizan dichos análisis para
determinar si se ha tratado de eliminar
un tipo de daño en un yacimiento,
evaluando la efectividad de las
estimulaciones realizadas y en caso de
fracasos determinar si se han dañado,
mas los pozos para así poder realizar
mejores diseños de estimulación.
El estudio del análisis nodal de
pozo sirve para determinar el
diseño correcto de tuberías,
estranguladores, equipo de
levantamiento artificial por gas y
líneas de flujo. Para lograr esto lo
que interesa es que la caída de
presión en el yacimiento sea
mínima para lograr la máxima
presión de fondo fluyente para
levantar los fluidos producidos.
El objetivo principal de los registros de
producción es el análisis del sistema de
movimiento de los fluidos, definiendo
sistema como el tipo de régimen de flujo
en el pozo.
El Registro de Producción es un método
que mide y registra el flujo de fluidos, o
el efecto del flujo de fluidos, al colocar
los instrumentos de medición a varias
profundidades en una producción o
inyección de pozo.
Se realizan pruebas en núcleos extraídos del
yacimiento con el fin de reproducir los fenómenos
que han ocurrido en el yacimiento, permitiendo
determinar la existencia del daño, los mecanismos
que lo provocan y las posibles soluciones al
mismo. Las técnicas empleadas son:
Análisis petrográfico
Análisis mineralógico
Pruebas de flujo a través de los núcleos
Análisis químico de los fluidos
Compatibilidad de los fluidos
Mediante el Angulo de difracción de los rayos, pueden identificarse los minerales
que componen la muestra, siendo una técnica útil para diferenciar tipos de arcilla.
Prueba útil para reconocer tipos de arcilla y observar su localización en los poros.
En esta prueba se recubre la muestra ultra delgada de grafito y luego se observa
en el microscopio electrónico de barrido, equipado detector de retrodispersado y
de rayos x.
Permite el reconocimiento de la evolución diagenetica de la formación
Esta prueba muestra grandes cantidades de material, muy fino en las
formaciones con alto contenido de arcilla
Muestra una curva de flujo de fluidos a través de un núcleo, para determinar el
incremento de la permeabilidad al paso de de cada fluido
En casos donde la información disponible de los pozos sea
escasa existe una serie de indicación que indican un daño a
la formación:
La formación contiene arcillas hinchables o susceptibles
de migración
El pozo fue perforado con lodo s alta perdida de filtrado o
bajo control de salidos
El pozo produce pequeñas cantidades de agua a
intervalos irregulares
El hoyo ha sido ampliado, pero la producción es baja
Declinación brusca de la producción
Buena presión de fondo pero poca producción
Declinación de la producción después de una
cementación forzada
Producción de lodo o sólidos de lodo
Perdida de lodo o agua hacia la formación
Baja resistividad en os registros de producción pero sin
producción de agua
ESTIMULACION MATRICIAL
QUIMICA
ESTIMULACION POR
FRACTURAMIENTO ACIDO
ESTIMULACION POR
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
INYECCION A TASAS Y PRESIONES INFERIORES
BUENA SELECCIÓN DE FLUIDOS DE TRATAMIENTO.
SU EFECTO SE LIMITA A REMOVER DAÑOS SOMEROS DE LA
FORMACIÓN.
ESTIMULACION MATRICIAL
QUIMICA
REACTIVAS
NO REACTIVAS
Se inyecta un fluido acido a una presión lo suficientemente alta para sobrepasar
la resistencia mecánica de la roca y establecer en ella una fractura o abrir una
fractura preexistente ocasionada en el momento del cañoneo. Utilizándose para
la remoción del daño por partículas de sólidos arcillas, precipitaciones
inorgánicas.
Se inyecta un fluido viscoso a una presión lo suficientemente alta para
sobrepasar la resistencia mecánica de la roca y establecer en ella una fractura o
abrir una fractura preexistente ocasionada en el momento del cañoneo.
El fluido inyectado casi siempre es salmuera por economía. Se adiciona
además, un elemento de empaque para incrementar la conductividad de la
formación y así generar mayor producción
Los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales
de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por
bloqueos de agua, aceite o emulsión,
pérdidas de fluido de control o depósitos orgánicos.
Alcoholes, Solventes mutuos, Soluciones oleosas u acuosas.
Las fuerzas que retiene los fluidos en la roca están representados por
fenómenos de superficie los cuales gobiernan el flujo de fluidos atreves
del medio poroso.
Es el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del
yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura
Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente en:
En formaciones de baja permeabilidad.
Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño
profundo.
