COMPLETAMIENTO Y ESTIMULACION

“POZOS CANDIDATOS PARA ESTIMULAR CON HCL”

LUIS ALBERTO BERMEO CHAVARRO 2003201804

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERIA

PROGRAMA PETROLEOSNEIVA-HUILA

2011-05-18

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCION

1. OBJETIVO

2. Mecanismos de daño

2.1 Daño a la permeabilidad absoluta

2.2 Cambio en la permeabilidad relativa

2.3 Alteración de la viscosidad

3. Estimulación matricial en carbonatos

4. Factores que afectan la reacción del acido con los carbonatos

5. Metodología

6. Bibliografía

INTRODUCCION

Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye ó se

crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento

que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una

actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción

de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas.

Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes tipos de

tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con sus

características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo de

laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su

daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor

certidumbre.

1. OBJETIVO

Proporcionar una guía para diseñar una estimulación matricial, considerando la selección del pozo candidato y la determinación del fluido de tratamiento en función de la caracterización del daño y el tipo de formación , así como las consideraciones técnicas, además que indique como calcular los parámetros que se requieren para su ejecución.

2. MECANISMOS DE DAÑO

TIPOS DE DAÑO

Independiente del origen o la naturaleza del daño, este afecta el patrón de flujo natural de los fluidos en la formación. Los daños que tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema roca-fluido, los podemos agrupar en tres tipos básicos:

2.1 Daño a la permeabilidad absoluta

Es este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por:

1) La presencia de finos y arcillas de la formación,

2) Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación.

3) Incrustaciones de depósitos orgánicos (asfáltenos o parafinas).

4) Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos, entre otros.

2.2 Cambios en la permeabilidad relativa.

Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparación.

2.3 Alteración de la viscosidad

El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros y esto dificulta el flujo de fluidos.

REPRESENTACION DEL DAÑO

La figura describe las condiciones de la vecindad del agujero, donde rx y kx representan la penetración del daño y la permeabilidad de la zona afectada respectivamente, kx es diferente a la permeabilidad de la formación en la zona virgen, representada con la permeabilidad k.

El factor (S) está dado por la ecuación:

S=[ KK X

−1] ln r xrwEn general el efecto de daño (S) implica:

S = 0 no existe daño, por lo que kx = kS ˃ 0 existe daño, por lo que k ˃ kxS ˂ 0 el pozo esta estimulado k ˂ kx

3. ESTIMULACION MATRICIAL EN CARBONATOS

La acidificación consiste en atacar el yacimiento, cuando está formado por carbonatos, mediante un ácido generalmente "ácido clorhídrico".

El Ácido Clorhídrico es el ácido más utilizado en la estimulación de pozos, y el más fuerte, al 15% se le conoce como ácido regular, si comparamos la misma concentración, es el más corrosivo de los ácidos, reacciona con la caliza y la dolomita

Este ácido disuelve la caliza con rapidez, y algo más lentamente, la dolomía, formándose Cl2Ca y Cl2Mg solubles respectivamente y desprendiéndose grandes cantidades de gas carbónico.

No es conveniente emplear "ácido sulfúrico", ya que con el Ca forma SO4Ca, de solubilidad limitada, por lo que se deposita en el yacimiento.

La acidificación se aplica a rocas permeables por fisuración ya que poco se consigue en las rocas porosas, si no es ensanchar un poco el sondeo o efectuar una limpieza local, que únicamente tiene interés cuando durante la perforación el lodo o el detritus ha taponado el yacimiento o cuando se han producido incrustaciones en el yacimiento.

La cantidad de ácido a inyectar es muy elevada, varias toneladas o docenas de toneladas.

En los yacimientos fracturados, en especial cuando el pozo corta unas pocas fisuras de anchura pequeña, las pérdidas de carga de circulación son elevadas, en especial cerca del pozo. La acidificación ayuda mucho a la limpieza y ensanchamiento de las fisuras a condición de que el ácido penetre una distancia considerable. Por ello se requiere que se introduzca gran cantidad de

ácido de forma rápida, a fin de que penetre suficientemente antes de agotar su capacidad de disolución, ayudándolo con la introducción de un volumen mayor de agua. El desarrollo que ya produce el ácido al llegar al yacimiento, facilita la introducción de las siguientes cantidades de ácido y del agua, a veces de forma muy espectacular, puesto que si el pozo no se ha limpiado previamente con cuidado, se produce una rápida descolmatación.

En la estimulación de pozos profundos hay que tener en cuenta que el ácido puede tardar cierto tiempo en alcanzar la formación. La introducción del ácido y del agua se puede realizar de forma sencilla y económica por gravedad, aunque conviene realizar un mínimo de instalaciones para facilitar y controlar bien las operaciones y para evitar las peligrosas salpicaduras o rociaduras con ácido en caso de que el escapa de anhídrido carbónico producido proyectase al exterior el ácido contenido en el interior del pozo.

Solubilidad del HCl en caliza y dolomía.

Si el ácido no se puede introducir por gravedad en condiciones satisfactorias es necesario recurrir a la inyección a presión con una bomba de alto caudal y alta presión, incluso tratando de llegar a la fracturación hidráulica, proceso que requiere cementar el pozo por encima del yacimiento y establecer una cabeza de pozo para la inyección, incrementando el costo del tratamiento.

Para que la acidificación cumpla su misión, es indispensable efectuar una limpieza del pozo antes de que parte del Ca y Mg disuelto se redepositen al descender la acidez, junto con las arenas, arcillas y otros materiales en suspensión. Si el nivel del agua es poco profundo y se puede obtener una inmersión suficiente, el método más práctico es el desarrollo mediante aire comprimido. Si no se pudiera realizar, se debe instalar la bomba lo antes posible o incluso realizar la acidificación con la bomba instalada. Es recomendable no diferir el bombeo más allá de 1-2 horas, ni hacerlo antes de media hora.

En algunos casos la presión del CO2 es favorable, estando el pozo cerrado, pues ayuda a la penetración del ácido y después al abrir puede provocar una primera salida de agua al exterior. No es raro que en acuíferos libres el CO2

consiga escapar a través del terreno y en el pozo solo se obtengan pequeñas cantidades.

La figura muestra la capacidad de disolución del HCL a varias concentraciones, en calizas y dolomitas. Basado en gran cantidad de volúmenes calculados y por la experiencia de campo, la mayoría de los tratamientos ácidos matriciales utilizan de 75 a 250 galones de acido por pie de intervalo productor.

Lo que mayor concierne a una estimulación matricial acida en carbonatos incluye lo siguiente:

Efectividad del desviador Limite de los agujeros de gusano y la excesiva perdida de filtrado. Aplicaciones en baja y alta temperatura Concentración del acido

4. Factores que afectan la reacción del ácido con los carbonatos.

Existen algunos factores que influyen en el efecto de reacción del ácido con las formaciones, entre los más importantes:

a) Relación Volumen- Área de contacto

A mayor superficie de roca expuesta por unidad de volumen de ácido, éste se gastará más rápido

b) Presión

Arriba de 750 psi la presión tiene un menor efecto en la reacción del ácido con rocas calcáreas que la mayoría de los otros.Efecto de la Presión sobre el tiempo de reacción del HCl- CaCO3.

c) Temperatura

A medida que la temperatura se incrementa, el ácido reaccionará más rápido con el material calcáreo.

d) Concentración del ácido y productos de reacción

Mientras más fuerte sea un ácido más tiempo le tomará terminar la reacción. Con sólo agregar cloruro de calcio o Bióxido de Carbono a cualquier ácido fuerte retardará ligeramente su reacción. Un ácido orgánico le toma más tiempo gastarse que el HCL porque solo está parcialmente ionizado.

e) Composición de la Roca

La composición química de la roca influirá en la reacción del ácido, las dolomitas generalmente reaccionan más lentamente con el HCL que con las calizas.

f) Viscosidad

A medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reacción del ácido.

5. METODOLOGIA

5.1 Validación del pozo propuesto

Cuando existe un pozo precandidato a estimular se requiere un riguroso proceso para que finalmente se ejecute y se evalué el tratamiento, el primer paso en este proceso consiste en la validación del pozo precandidato, existen factores que pueden enmascarar el que un pozo sea verdaderamente un pozo a ser estimulado, por lo que es conveniente tener en cuenta en este punto dos consideraciones importantes:

a) Validación de las condiciones del pozo y del yacimiento.b) Identificar presencia de pseudo daños.

a) Validación de las condiciones del pozo y del yacimiento.

El ingeniero de diseño deberá considerar como parte de su propuesta del sistema de tratamiento, el revisar y analizar la declinación de la producción o en su caso la producción por debajo de lo esperado en un pozo, atendiendo a los siguientes puntos:

Historia de presiones Cambios de estranguladores Comportamiento de producción de agua Comportamiento de la relación aceite-agua Comportamiento de la relación aceite-gas Historia de intervenciones Comportamiento del sistema artificial de producción (si lo tiene) Revisión de conexiones y sistema superficial de producción Verificación de la influencia de pozos vecinos inyectores Registros geofísicos (situación estructural) Comparación de la producción con pozos cercanos Comparación de la reserva del yacimiento con la producción

acumulada del pozo

b) Identificar presencia de pseudo daños

Las condiciones que limitan el potencial de producción de un pozo y que no pueden ser corregidas mediante un tratamiento de estimulación, son conocidas como pseudo daños, y podemos señalar los siguientes:

Baja densidad de disparos Baja penetración de disparos Fase inadecuada de disparos Formación de incrustaciones en el pozo Producción por debajo del punto de burbuja (bloqueo por gas) Producción de arena Tuberías colapsadas Problemas por obstrucciones mecánicas Mala cementación

Diseños inadecuados de terminación de terminación (aparejo, sistema artificial, estrangulador inadecuado)

5.2 Determinación y caracterización del daño

Es el principal parámetro que se debe obtener para definir la factibilidad de realizar un tratamiento, la determinación y caracterización del daño requiere de un análisis integral, se determina a través de pruebas de variación de presión, puede confirmarse con análisis nodal y es caracterizado a través de pruebas de laboratorio.

a)Las pruebas de variación de presión

(Pruebas de Incremento o Decremento) son la mejor herramienta para determinar el daño a la formación y la permeabilidad de la formación.

b)El análisis nodal

Las pruebas de laboratorio servirán como una herramienta de ajuste que corrobore el valor de daño determinado y permita ajustar también otros parámetros del yacimiento.El análisis nodal permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción de pozo y evalúa un sin número de parámetros, entre otros podemos obtener:

Determinar presencia de daño Obtener pronósticos de producción Determinar caídas de presión Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema Determinar diámetro optimo de tuberías de producción ajustar

correlaciones de flujo

c) Las pruebas de laboratorio

es el paso siguiente en la caracterización del tipo de daño presente, para lo cual se requerirá de la toma de muestras, las cuales deberán ser guardadas en recipientes de plástico (aceite) y analizadas en un período menor de una semana. Las de agua se colocan en recipientes de plástico o de vidrio, nunca en recipientes metálicos; su análisis deberá efectuarse el mismo día.

Las pruebas que se deben realizar son:

C1) Análisis composicional

Define el tipo de daño; parafinas, asfáltenos, emulsión, sólidos u otros.

Los parámetros que determinan son:

Agua y sedimentos por centrifugación Determinación de la gravedad API Porcentaje de emulsión Porcentaje de parafinas, asfáltenos y resinas asfálticas

C2) Análisis mineralógico Con difracción de rayos X y/o fluorescencia de rayos X para determinar la composición mineralógica de la roca.

5.3) selección del sistema de fluidos para el tratamiento

Cada pozo es un caso especial, para seleccionar el mejor fluido de tratamiento, es esencial conocer el material específico y/o el fenómeno que esta dañando la formación alrededor del pozo.

El tipo de tratamiento (reactivo y/o no reactivo) depende de varios factores que se han venido comentando a lo largo de esta guía, deberemos tener en cuenta algunos factores importantes, recordemos que antes del tratamiento el aparejo debe estar libre de materiales que dañen la formación, de igual manera en rocas carbonatadas la matriz crítica de penetración es de 3 a 6 pies y en areniscas de 1 a 3 pies, asimismo se deberá tener presente que la presión de

bombeo del tratamiento debe ser mayor de la presión de formación pero menor al gradiente de fractura ya que de lo contrario provocaría el fracturamiento de la roca dejándose de cumplir el objetivo, que es la inyección el fluido en la matriz de la formación. En cuerpos de espesores considerables es necesario el uso de divergentes, también es importante recordar que en pozos depresionados el uso de nitrógeno resulta conveniente.

Las características del daño y no el origen del mismo, determinan el fluido de tratamiento.

Muchos autores han desarrollado diferentes estrategias para seleccionar los fluidos que remueven el daño, lo que será función de múltiples factores, independientemente de ello, en las secciones anteriores se ha venido explicando los principales tipos de tratamiento y su interrelación con el tipo de formación y de daño presente, como resumen de ello, debemos recordar que existen reglas que deben cumplirse para prevenir problemas en la ejecución de un tratamiento, entre ellas debemos destacar las siguientes:

a) El uso del HF en rocas carbonatadas no debe permitirse.b) El HCL no reacciona con sílice o minerales arcillosos.c) Los tratamientos de acidificación matricial en formaciones areniscas generalmente son a partir de mezclas HF-HCL.d) Para mejorar la penetración del ácido en yacimientos con altas temperaturas que requieren control de migración de finos se han desarrollado otros sistemas de ácidos tales como sistema de HF-HCL generado in situ, sistemas HF-HCL- alcohol y sistemas de ácido HF- ácidos orgánicos.e) Los daños causados por depósitos de parafinas y asfaltenos deben ser tratados a partir de mezclas de solventes, dispersantes y surfactantes.

De igual manera existen reglas básicas para la selección de aditivos químicos, entre las que debemos señalar:

a) Los aditivos típicos de un tratamiento de acidificación matricial son agentes desviadores, secuestrantes de fierro, solventes mutuos, surfactantes e inhibidores de corrosión.

b) Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar el éxito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la película de aceite del material a disolver y deja además la formación mojada por agua.c) Los solventes mutuos tienen una gran solubilidad tanto en sistemas base aceite como base agua.

Cualquier selección de tratamiento debe derivar de la naturaleza del daño y de su problema específico, por lo que deberá también utilizarse cualquier información que esté disponible, la Tabla 1 es una guía, más que una regla para la selección de un tratamiento

Ácido en algunas de las situaciones que se señalan:

BIBLIOGRAFIA

Manual de estimulación matricial de pozos petroleros CIPM

Guía de diseño para la estimulación de pozos (PEMEX) www.google.com/estimulacion_de_pozos_con_HCL