Estimulacion De Pozos

ESTIMULACION DE POZOS

¿QUE ES ESTIMULACION? 



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. Esto con la finalidad de facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo cuando se presenta una invasión de los fluidos a esta durante las diferentes etapas de la vida del pozo.

JUSTIFICACION DE LA ESTIMULACION

Se lleva a cabo donde ha ocurrido un daño en la formación.

Una estimulación se lleva a cabo con el propósito primordial de aumentar la producción de petróleo o gas, o en su defecto para mejorar la inyección en los pozos para tales fines.

OBJETIVO DE LA ESTIMULACIÓN El objetivo de la estimulación varia dependiendo del pozo o proceso que se vaya a realizar. Pozos productores

Incrementa la producción de hidrocarburos.

Pozos inyectores

Aumenta la inyección de fluidos como agua, gas y vapor.

Recuperación segundaria y mejorada

Optimiza los patrones de flujo

¿COMO SELECCIONAR UN POZO PARA APLICARLE ESTIMULACION?

• Uno de los patrones de selección principales para un pozo al que se le aplicara estimulación es que este cuente con una baja productividad. Es decir que no sean capaces de producir lo que se esperaría que produzcan. Se debe tener en cuenta cuáles son las posibles causas de esta baja producción en el pozo. Ya que se pueden presentar problemas mecánicos los cuales requieren de un tipo diferente de tratamiento especial de la estimulación. Uno de los problemas posibles a encontrar esta relacionado con el completamiento, ya que en esta operación se puede presentar :  Un mal funcionamiento de sistema de levantamiento.  Daños en tubería.  Incorrectos diámetros de tubería de producción. 

Invasión de filtrados 

Este puede ocurrir en tres eventos, bajo la broca, cuando se esta recirculando o cuando esta estático.



propiedades físicas y químicas Tiempo de circulación y en el que el fluido permanece estático. Propiedades de la roca , porosidad permeabilidad y fracturas. Diámetro del hueco. La velocidad anular.

   

Generalidades De Daño De Formación Puede ser definido como cualquier proceso que lleva a la reducción de la tasa de producción o inyección de un pozo, en general se presenta en la vecindad o borde del pozo, y se clasifica como somero, medio o de gran profundidad. El daño de formación también 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. Este daño puede ocurrir de manera natural o puede ser provocado artificialmente.

Daño de formación “S” 



     

El daño de formación es un factor adimensional, cuyo valor cuantifica el nivel de daño producido en la formación. Se calcula mediante la siguiente expresión:

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





 



También puede obtenerse a partir de la siguiente expresión:

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

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.

Origen Del Daño De Formación

Perforación

• Las formaciones pueden ser dañadas en la etapa de perforación del pozo debido al lodo de perforación, que tiende a filtrarse en las zonas de mayor porosidad y permeabilidad, originando gruesos revoques, la migración de finos del lodo como la bentonita taponan los espacios porales reduciendo la permeabilidad. Los tipos de invasión que ocasionan serios daños al yacimiento son: • •Invasión de sólidos de perforación. • •Invasión de fluidos de perforación.

Origen Del Daño De Formación

Cementación

• Debido a la composición química de las lechadas de cemento y a las presiones de inyección de las mismas se pueden producir serios daños a las formaciones productoras intervenidas en estas operaciones, ya que estas por ser porosas y permeables permiten la filtración de ciertos productos químicos de la lechada de cemento que pueden influir en la composición de las aguas de formación, provocando precipitaciones que van taponando los poros hacia el interior de la formación reduciendo su permeabilidad.

Origen Del Daño De Formación

Cañoneo

• Debido a que las formaciones productoras son porosas, permeables y además no consolidadas, en la operación de cañoneo se pueden producir serios daños en la formación, debido a que si se realizan los disparos cuando la presión hidrostática es mayor que la presión del yacimiento (Sobrebalance), se puede reducir la permeabilidad de la roca por el taponamiento de los poros con finos triturados de la misma formación, por residuos del cañoneo y contaminantes del fluido utilizado durante el cañoneo.

Origen Del Daño De Formación

Producción

• Durante la producción de un pozo, se generan daños a la formación, debido a que la arena productora es débil y sus granos se desintegran por el flujo de los fluidos hacia el pozo, provocando migración de finos, los que se mueven a través de los poros del yacimiento y van taponando los espacios porales, reduciendo así la capacidad de aporte de fluidos hacia el pozo, ocasionada por la reducción de permeabilidad.

Origen Del Daño De Formación

Reacondicionamiento

• Cuando se repara o se reacondiciona un pozo puede dañarse la formación productora debido al uso inadecuado del fluido de control, si este fluido no esta acondicionado, puede contener partículas en suspensión, las cuales pueden ocasionar taponamiento en la comunicación de los poros de la roca reservorio. Además, los residuos de productos químicos anteriores, pueden cambiar la mojabilidad. • En operaciones con cable también se liberan partículas taponantes de óxido de hierro de la tubería y el bombeo de aguas frías precipita indeseadas parafinas y/o asfaltenos, que con el tiempo producirán taponamientos en el yacimiento.

Origen Del Daño De Formación

Tratamiento Químico

• El uso inadecuado de productos químicos como demulsificantes, antiparafínicos, antiescala, tienen también su nivel de daño a la formación, estos productos pueden afectar la mojabilidad que tiene originalmente la roca cambiándola de mojabilidad al agua a óleo humectarla, dando como resultado el incremento de la producción de agua, debido a que el fluido humectante de la roca es ahora el petróleo y la fase que fluye con mayor saturación es el agua.

Origen del daño de formación

Estimulación

• La selección y diseño de la estimulación debe tener en cuenta que los fluidos o procesos no afecten la formación o causen posteriores precipitaciones de sólidos dentro de la formación. • Para un eficiente tratamiento de acidificación se debe conocer la mineralogía de la formación y el tipo de daño que la afecta, pues si se inyectan los ácidos de tratamiento sin conocer estos parámetros, pueden provocarse daños más severos a la formación intervenida. El uso inadecuado de los ácidos para el tratamiento también puede crear precipitaciones indeseadas de algunos minerales dentro de la matriz provocando un daño más severo y a veces irreversible

FACTORES QUE CONTRIBUYEN AL DAÑO DE FORMACION

Daños causados migración de finos  Causan

un

taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo.

por

Precipitación inorgánica 

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. 

Precipitación orgánica 

Partículas ya presentes en el crudo y se precipitarán bajo cambios rápidos de temperatura o presión.

Asfáltenos  Parafinas  Ceras 

Bloqueo por emulsiones

Emulsiones

Interacción de fluidos

Perforación Cementación Completamiento Estimulación reacondicionamiento

Formación

Problemas

Emulsiones de alta viscosidad Ocupa el espacio poroso Obstrucción de hidrocarburo

Bloqueo por agua Invasión de agua

Aumenta la saturación “local” de agua

Disminuye la permeabilidad relativa “local” al hidrocarburo Obstruye el paso de los hidrocarburos

Alteración de mojabilidad 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.

Daños de origen biologico 



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 mismas o con precipitados que resultan de procesos biológicos.

Daño de formación inducida por perforación Invasión de sólidos  Invasión de filtrados 

Invasión de sólidos 

Las partículas de sólidos se depositan en los espacios porosos de la formación e impiden el paso de los hidrocarburos.

Si el diámetro de la partícula es mayor de 1/3 del diámetro de los poros estas formaran un revoque externo sobre la cara de la formación.

Si el tamaño de la partícula esta entre 1/3 y 1/10 se dice que se formara un revoque interno.

Si las partículas son menores de 1/10 habrá invasión profunda.

Daños producidos por la cementación 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 dichos minerales, se produce un rápido cambio de PH, lo cual provoca un taponamiento por los minerales de formación. Este rápido cambio en el pH puede resultar en la formación de precipitados inorgánicos como carbonato de calcio y sulfato de calcio.

Daño durante el cañoneo El efecto del disparo sobre la matriz de la roca reduce la permeabilidad, como también el colapso por los esfuerzos.

Daños durante el fractura miento hidráulico 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.

REMOCION DE DAÑO DE FORMACION

 Como

detectar un daño de formación: 1. Revisión de operaciones previas a la actual del pozo. 2. Análisis de comportamiento de producción. 3. Pruebas de laboratorio. 4. Cuantificación del daño.

Para

la remoción del daño de formación existen 3 métodos: 1. Limpieza del pozo 2. Tratamiento matricial 3. Fracturamiento

Pozo Candidato a Estimulación

S≤0

S≥0

Arenas

Carbonatos

Limitaciones Mecánica

Limitaciones Mecánica

Evaluación Económica

Evaluación Económica

Tratamiento Matricial

Arenas

Carbonatos

Limitaciones Mecánica Tratamiento Matricial

MT

PF

AF

Evaluación Económica



PREFLUJOS



Preflujos de salmuera que remueven el daño.



EFICIENCIA DE LA ESTIMULACION

PUNTO ÓPTIMO

Da= 2*pi*L*k/qc

DIAGNOSTICO DEL DAÑO DE FORMACION

INDICADORES INICIALES DEL DAÑO DE FORMACION:  Pozo presenta IPR menor que el esperado.  Tasa anormal de declinación. 

IMPORTANCIA DEL ANALISIS:  Determinar si efectivamente hay daño.  Identificar las causas.  Determinar el tipo de remoción del daño. o

METODOS

DE IDENTIFICACION DE DAÑO DE FORMACION:

Lista de indicadores de daño 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 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

Lista de indicadores de daño

•Declinación de la producción después de una cementación forzada •Producción de lodo o sólidos de lodo

•Perdida de lodo o agua hacia la formación

TIPOS DE ESTIMULACIONES

TIPOS DE ESTIMULACIÓN 

Estimulación matricial. a) Estimulación matricial no ácida. b) Estimulación matricial ácida.



Estimulación de fracturamiento hidráulico.

a) Fracturamiento ácido. b) Fracturamiento con apuntalante.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL 

Se caracteriza por las tasas y presiones de inyección por debajo de la presión de fractura. Esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO ÁCIDA 

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.

Soluciones oleosas u acuosas

Alcoholes

Solventes mutuos

ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO ÁCIDA 

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.



La acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas, manifestadas en los fenómenos de tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL ÁCIDA Los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Utilizándose para la remoción del daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas.

Ácidos Ácidos

Ácidos

Los fluidos a utilizar

ESTIMULACIÓN MATRICIAL ÁCIDA

• El ácido Clorhídrico genera reacción ácida con dolomitas y calizas

HCL

HFI • Este acido es el único que permite la disolución de minerales silicos como las arcillas, feldespatos, cuarzo

• Remueve las incrustaciones calcareas y en las estimulaciones de calizas y dolomitas a altas temperaturas

CH3-COOH

ESTIMULACIÓN DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 

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 inyectados atraviesen un daño profundo.

o

ESTIMULACIÓN DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO CON ÁCIDO 

El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, del ritmo de reacción de este y de las pérdidas de filtrado en la formación.

APUNTALANTE 

Cuando se hace una fractura es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice una conductividad al canal recién creado. Este material es lo que llamamos "agente de sostén", "agente apuntalante" o proppant.

Estimulación Mediante Fracturamiento 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. Aplicación El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.

Estimulación Mediante Fracturamiento Objetivos • Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa. • Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo. • Conectar sistemas de fracturas naturales. • Disminuir la caída de presión en la matriz.

Estimulación Mediante Fracturamiento Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura. Características: • Viscosidad.

• Compatibilidad con la formación y sus fluidos. • Eficiencia. • Control de pérdidas del fluido. • Fácil remoción post fractura. • Económicos y prácticos. • Base Acuosa o Aceite.

INTEGRANTES EDGAR ESTEBAN ZUÑIGA SURRIABRE  SOLEDAD EVELIN TRUJILLO CARDOZO  FREDDY HORACIO ALARCON MERCADO 