estimulación de pozos
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ESTIMULACIÓN DE POZOS
PRODUCCIÓN I - UNIVERSIDAD DE AMÉRICA
DIEGO BARRAGÁN NIETOXANDO GALAN ANDREA MEDINA GOMEZMÓNICA MORENO ROJASNICOLAS MOSQUERA JOSE LUIS RAMIREZJUAN JOSE SOTO
2012
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
1. ¿Qué es Estimulación?
• Serie de tratamientos que tienen
como objeto
Restaurar la capacidad natural de
producción del pozo
Eliminar el daño a
la formació
n
1. ¿Qué es Estimulación?
Estimar la producción de un pozo
Se evalúa
Se correlacion
a
El éxito de una buena
estimulación
depende de los
estudios
Antes
Durante
Después
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
2. Justificación de la estimulación.
• Mantenimiento
• Favorecen recuperación de
reservas
• Mejoran procesos de inyección
• Sistema mecánico ineficiente
• Obstrucción
• Baja permeabilidad
• Baja porosidad
• Baja presión del yacimiento
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
3. Generalidades del daño.
• El daño a la formación se define como cualquier
restricción al flujo de los fluidos dentro del medio
poroso, este efecto puede ser producido por
causas de diferente naturaleza pero que afectan el
pozo de manera mecánica al intentar producir un
estado estático del yacimiento.
La estimulación de un pozo afecta al yacimiento de manera tal que su efecto sea de naturaleza mecánica y no cinemática, lo que implica que la forma en la que es afectada la producción de un pozo es mediante el cambio de una propiedad estática del yacimiento.
3. Generalidades del daño.
3. Metodología de reconocimiento y ejecución del tratamiento para el daño
Para la identificación del daño se debe tomar en cuenta:• Análisis histórico completo de la perforación,
producción, terminación y reparaciones del pozo. Todo esto se debe conocer porque toda tarea realizada en el pozo afecta las características de producción del mismo.
• Análisis de pruebas PVT• Estudio de eficiencia de producción mediante análisis
nodal del pozo• Análisis económico de las ganancias de producción al
realizarse el tratamiento• Predicción de las reacciones químicas que podrían
efectuarse entre los fluidos inyectados y el yacimiento en general.
• El efecto mas importante producido por un daño en la formación es la disminución de la tasa de producción de petróleo pero no es con este parámetro con el que se sabe si este fenómeno se esta presentando en el pozo ya que la tasa también se ve afectada por posibles defectos de los sistemas de levantamiento o del diseño de la tubería, por lo tanto debe realizarse el análisis mediante el índice de productividad con respecto a otros pozos existentes.
3. Generalidades del daño.
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
• Perforación
Procesos que originan daño de formación
Procesos que originan daño de formación
PERFORACIÓN
• Perforación
• Cementación
Procesos que originan daño de formación
CEMENTACIÓN
Procesos que originan daño de formación
• Prelavado
• Tipo de cemento
• Perforación
• Cementación
• Terminación
Procesos que originan daño de formación
TERMINACIÓN
Procesos que originan daño de formación
• Fluido de Completamiento
• Ubicación del Completamiento
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
Procesos que originan daño de formación
ACIDIFICACIÓN
Procesos que originan daño de formación
• Tipo de fluido y aditivos
• Volúmenes y concentraciones
requeridas.
• Métodos de colocación del
tratamiento.
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
Procesos que originan daño de formación
FRACTURAMIENTO
Procesos que originan daño de formación
• Presión de inyección.
• Temperatura del yacimiento.
• Propiedades geo-mecánicas.
• Longitud y ancho de fractura.
• Etapas del tratamiento (pre-flujo,
fractura, retorno de fluido)
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
• Workover
Procesos que originan daño de formación
WORKOVER
Procesos que originan daño de formación
• Fluido de Control
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
• Workover
• Procesos de Inyección
Procesos que originan daño de formación
PROCESOS DE INYECCIÓN
Procesos que originan daño de formación
• Cambios de mojabilidad
• Solidos suspendidos
• Incompatibilidad de fluidos
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
• Workover
• Procesos de Inyección
• Procesos de Producción
Procesos que originan daño de formación
PROCESOS DE PRODUCCIÓN
Procesos que originan daño de formación
• Precipitados orgánicos
• Arenamiento
• Colapso de poros Caverna Con
acumulación
Condiciones que afectan el daño a la formación
• Tipo, morfología y localización de los
minerales
Cúbic
o
Pirita
Ditrigonal Columnar
Cuarz
o
Trigonal Romboédrico
Calcit
a
Condiciones que afectan el daño a la formación
MORFOLOGÍA
Ø= 47,64%
Cúbic
o
Ø= 25,94%
Romboédrico
Ø= 39,54%
Ortorrómbico
TIPO DE EMPAQUE
Condiciones que afectan el daño a la formación
Condiciones que afectan el daño a la formación
TAMAÑO
GEOMETRÍA
• 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
Condiciones que afectan el daño a la formación
4. Factores que contribuyen al daño.
a) Invasión de fluidos
externos.
b) Invasión de partículas
externas y movilización
de partículas.
c) Condiciones de
operación.
d) Propiedades de los
fluidos y la matriz
porosa.
•Cambio en la mojabilidad •Bloqueo por emulsiones.•Bloqueo por agua •Hinchamiento de arcillas• Migración de finos
•Taponamiento de gargantas de poros.•Incremento en la Presión Capilar.
•Tasas de flujo.•Presión y Temperatura en la pared del pozo.•Viscosidad.•Densidad.•Mineralogía.
Mecanismos de Daño de Formación
Mecanismos de Daño de Formación
INTERACCIONES ROCA-FLUIDO
1. Migración/Taponamiento por
partículas finas.
2. Mecanismos de desprendimiento.
3. Transporte por el fluido.
Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES ROCA-FLUIDO
1. Migración/Taponamiento por
partículas finas.FINOS:
Pequeñas partículas
adheridas a las paredes de los
poros
IN SITU
OPERACIONES QUE SE REALIZAN EN EL
POZO
Se producen:
Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES ROCA-FLUIDO
1. Migración/Taponamiento por
partículas finas.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 despegarEl diámetro de los poros son raramente mas grandesArcillas
autigénicasCuarzoSílice AmorfoFeldespatosCarbonatos
Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES ROCA-FLUIDO
1. Migración/Taponamiento por
partículas finas.
DESPRENDERSE
DISPERSARSE
FLUIRY
LLEGAR A LAS
GARGANTAS
TAPONAR
DISMINUIR LA
PERMEABILIDAD
Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES ROCA-FLUIDO
2. Mecanismos de desprendimiento.
FINOSFISICO
QUIMICO
Pueden tener origen:
BIOLOGICO: Producto de la actividad bacteriana
Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES ROCA-FLUIDO
2. Mecanismos de desprendimiento.
FISICO
•Fuerzas Hidrodinámicas•Se desliza o rota:• DESPRENDE
QUIMICO
•Interacción de los fluidos inyectados con la roca del yacimiento.•Incompatibilidad:• REDUCE LAS FUERZAS DE
ADHESIÓN
Mecanismos de Daño de Formación
Mecanismos de Daño de FormaciónFENÓMENOS INTERFACIALES
Cambios en la VISCOSIDAD aparente de la fase oleica o cambio en la PERMEABILIDAD RELATIVA del petróleo.
1. Bloqueo por emulsiones2. Bloqueo por agua
Mecanismos de Daño de FormaciónFENÓMENOS INTERFACIALES
1. Bloqueo por emulsiones: Ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo bloqueando el flujo.
Dispersión de gotas de un líquido en otro
inmiscible
Mecanismos de Daño de FormaciónFENÓMENOS INTERFACIALES
1. Bloqueo por emulsiones:
La tasa de producción disminuye debido a la alta viscosidad de la emulsión que se ubica entre los poros de la roca
Como las gotas de la emulsión son igual o más grandes que los poros, no es de esperar que fluyan por éstos.
Mecanismos de Daño de FormaciónFENÓMENOS INTERFACIALES
Factores externos para la formación de emulsiones:
Reintroducción del petróleo. Agua de yacimiento o filtrado de
fluidos de perforación saturados de oxígeno.
Fluidos de perforación con surfactantes.
Particulas finas que estabilizan las emulsiones.
Mecanismos de Daño de FormaciónFENÓMENOS INTERFACIALES
2. Bloqueo por agua:
Filtración de agua hacia la formación.
Incremento en la saturación del
agua.
Reducción de la permeabilidad
relativa del petróleo.
Mecanismos de Daño de Formación
Mecanismos de Daño de FormaciónINTERACCIONES FLUIDO-FLUIDO
Bloqueo por emulsiones
Precipitación de compuestos
inorgánicos
Precipitación de compuestos orgánicos
CARBONATO DE CALCIO
PARAFINAS Y ASFALTENOS
Mecanismos de Daño de Formación
Mecanismos de Daño de FormaciónALTERACIÓN DE LA MOJABILIDAD
Los surfactantes del fluido de perforación o la precipitación de asfaltenos en el medio poroso alteran la MOJABILIDAD de la formación.
La roca queda mojada por el PETRÓLEO, disminuyendo la permeabilidad relativa de éste lo que dificulta su movimiento en el medio poroso.
Mecanismos de Daño de Formación
Mecanismos de Daño de FormaciónDAÑO DE ORIGEN BIOLÓGICO
Las bacterias…Son efectivas conectando las paredes de
los poros, sobretodo en pozos inyectores.
Se reproducen rápidamente en condiciones variables de pH, temperatura y oxígeno.
Tapan los poros ellas mismas, sus depósitos o la biomasa cuando mueren.
Mecanismos de Daño de Formación
Mecanismos de Daño de FormaciónDAÑOS DE TIPO MECÁNICO
El medio poroso también puede ser invadido por partículas solidas durante la perforación, reparación o inyección de agua.
De acuerdo al tamaño de las partículas en comparación con las gargantas, dependerá el daño
El proceso de CAÑONEO también afecta! Si la zona cañoneada queda muy compacta, disminuye la permeabilidad.
•Los altos diferenciales de presión, que crean altas velocidades de flujo y altas tasas de cizallamiento.
•La destrucción del material cementante de la formación por acidificación.
COLAPSO DE LA FORMACIÓN
ALREDEDOR DEL POZO
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
5. Remoción del Daño
Para la Remoción del Daño existen tres métodos o estimulación:
Limpieza del pozo
Tratamiento Matricial
Fracturamiento
5. Remoción del daño.
Pozo Candidato a Estimulación
S≥0 S≤0
Evaluación Económica
Limitaciones Mecánica
Tratamiento Matricial
Arenas Carbonatos
Limitaciones Mecánica
Evaluación Económica
AFPFMT
Tratamiento Matricial
Carbonatos Arenas
Limitaciones Mecánica
Evaluación Económica
Referencia: Reservoir Stimulation ¨Page 512
DISEÑO PARA LA ESTIMULACIÓN
Pruebas de Laboratorio
Diseño de Estimulación
Estimulación
Principales Consideraciones del Diseño
Divergencia
Reglas del Dedo Gordo
PREFLUJOS
Salmuera de preflujo desplaza salmueras que contienencationes incompatibles lejos del pozoÁcido Fluorhídrico o combinaciones remueve el daño de los alumino-silicatos
Referencia: Aplicaciones Convencionales de Estimulación
EFICIENCIA DE LA ESTIMULACIÓN
PUNTO ÓPTIMO
Referencia: Aplicaciones Convencionales de Estimulación
IMPACTO DE LA TASA DE BOMBEO Y TEMPERATURA
TemperaturaIncrementa
Tasa Incrementa
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
6. Diagnóstico del daño.
• Indicadores iníciales del daño de
formación: Pozo presenta IPR menor que el esperado.
Tasa anormal de declinación.
• Importancia del análisis: Determinar si efectivamente es daño.
Identificar las causas.
Determinar el tipo de remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
a) Pruebas de Producción DRILL STEM TEST (DST).
• Indicación del daño cuando hay restauración rápida de la presión durante periodo de cierre.
• Se presenta gran diferencia entre la presión de flujo inicial y final en poco tiempo.
b) Registros de Resistividad.
• Registros Dual Induction y Laterolog permiten tener idea del grado de invasión de los fluidos.
• Junto con registro Caliper se puede conocer espesor del cake (entre más grueso, mayor invasión del fluido).
Métodos de identificación de daño de
formación:
6. Diagnóstico del daño.
c) Histórico de Producción.
70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 980
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Año
Pro
du
cció
n (
BO
PD
)
Reparación
6. Diagnóstico del daño.
d) Estimulación previas.
70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 980
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Año
Pro
ducció
n (
BO
PD
)
Cambio de Pendien
te
6. Diagnóstico del daño.
e) Comparación con pozos vecinos.
Pozo Dañad
o
POZO BOPD BWPD
UA-1 30 0
UA-2 30 5
UA-3 50 10
UA-4 10 0
POZO PHI * H BOPD BWPD
UA-1 2 30 0
UA-2 4 30 5
UA-3 3 50 10
UA-4 0.5 10 0
6. Diagnóstico del daño.
f) Análisis Nodal.
6. Diagnóstico del daño.
Métodos de cuantificación de daño de
formación:
a) Índice de productividad.
b) Pruebas de presión (Método de Horner).
c) Método de curvas tipo: Gringarten.
6. Diagnóstico del daño.
Se analizan los valores que puede tomar el skin:
• S > 0 Pozo Dañado.
• S = 0 Pozo sin Daño.
• S < 0 Pozo Estimulado.
Métodos de cuantificación de daño de
formación:
6. Diagnóstico del daño.
a) Índice de Productividad.
6. Diagnóstico del daño.
a) Índice de Productividad.
K K skin
rw
r skin
6. Diagnóstico del daño.
b) Método de Horner.
DRAW DOWN TEST
BUILD UP TEST
6. Diagnóstico del daño.
b) Método de Horner.
6. Diagnóstico del daño.
23.3***
log2
1
rwCt
k
m
PPs wfhora
qweoo
wfeo DsrrB
PPq
75,0)/ln(
)(00707.0
2)( BqAqPP wfe
El daño total viene dado por:
Ahora bien,Las contribuciones de los pseudo-daños se
determinan:
b) Método de Horner.
6. Diagnóstico del daño.
kh
srwreoBoA
00707.0
75.0)/ln(
kh
DBB qoo
00707.0
El método consiste en graficar vs de la siguiente manera: o
wfe
q
PP oq
b) Método de Horner.
6. Diagnóstico del daño.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
o
wfe
q
PP
oq
erceptoA int
pendienteB
0´, PwfA
b) Método de Horner.
6. Diagnóstico del daño.
Determinación de los pseudo-daños:
Si A > 0,05
Si A´/A < 2,0
Si A < 0,05 y A´/A > 2,0
Si A > 0,05 y A´/A < 2,0
Indicación de daño.
No efecto de turburlencia en
pozo.
Efecto de turbulencia.
Presencia de daño de
formación.
b) Método de Horner.
6. Diagnóstico del daño.
c) Método de Gringarten.
• Grafica (pi-pwf) vs t o (pws-pwf) vs ∆te en escala
log-log.
• Se superpone el grafico con la data del pozo
sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la
curva hasta que se encuentre una curva tipo que
mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se
registra el valor de CDe² para esa curva tipo.
S
6. Diagnóstico del daño.
c) Método de Gringarten.
6. Diagnóstico del daño.
• A partir del valor obtenido se puede dar un diagnostico del pozo:
• Además puede obtenerse el efecto skin a partir de la relación:
c) Método de Gringarten.
6. Diagnóstico del daño.
Registros de pozos
Análisis químicos
de los fluidos de perforació
n
Pruebas de flujo a través de núcleos
6. Diagnóstico del daño.
Pruebas a través de núcleos
Análisis mineralógico
Análisis petrolífero
ilita Caolinita
Clorita Montmorillonita
ESTIMULACIÓN DE POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al
daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.
7. Tipos de Estimulación.
7. Tipos de Estimulación.
• Estimulación Matricial Reactiva
• Estimulación Matricial No Reactiva
• Estimulación Mediante Fracturamiento
Consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a gastos y presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca. Estas soluciones reaccionan químicamente disolviendo materiales extraños a la formación y parte de la propia roca.
Estimulación Matricial Reactiva
Estimulación Matricial Reactiva
Objetivo
• El objetivo principal de esta técnica es remover el daño ocasionado en la perforaciones y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones del mismo.
• Adicionalmente en formaciones de alta productividad la acidificación matricial no solo se emplea para remover el daño, sino también para estimular la productividad natural del pozo.
• Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petróleo sin incrementar el porcentaje de agua y/ó gas producido.
• Al igual que en la estimulación matricial no reactiva, los surfactantes son los productos activos. En la estimulación matricial reactiva los ácidos constituyen el elemento básico.
Estimulación Matricial Reactiva
Estimulación Matricial Reactiva
Principales Ácidos Usados:
• Acido Clorhídrico, HCL: Usado en formaciones carbonáceas.
• Acido Fluorhídrico, HF: Usado en formaciones de areniscas, es el único acido que permite la disolución de minerales silicios.
Estimulación Matricial Reactiva
Principales Ácidos Usados:
• Acido Acético, CH3 – COOH: 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.
• Acido Fórmico, HCOOH: Es más fuerte que el acido acético pero más débil que el HCL, es menos fácil de inhibir que el ácido acético y puede usarse bien inhibido hasta temperaturas de 350°F.
Principales Aditivos Usados:
• Inhibidor de corrosión
• Estabilizador de hierro
• Surfactantes
Estimulación Matricial Reactiva
Estimulación Matricial No Reactiva
• Fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales o sólidos de la roca.
• En soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, con aditivos, principalmente los surfactantes.
• Para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por perdida de lodo, por depósitos orgánicos.
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.
AplicaciónEl fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.
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.
AplicaciónEl fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.
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
Estimulación Mediante FracturamientoLos 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.