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SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN

LA ESTIMULACIÓN ÁCIDA MATRICIAL ES

AQUELLA QUE SE EFECTUA DEBAJO DE LA

PRESIÓN DE FRACTURA PARA REMOVER EL

DAÑO DE LA FORMACIÓN


Conocimiento:

Daño de formación (de ensayo de formación,

antecedentes,

etc.)

Mineralogía de la formación

Parámetros petrofísicos ( porosidad, permeabilidad, etc.)

Parámetros ambientales ( BHTP, BHST, grad. de fractura,

etc.)

Geometría ( espesor neto, punzados, etc.)


Test de inyección

Ensayo de producción

Ensayos de recuperación de presión(Build-up)

Ensayos de caída de presión (Fall-off)

Comparación en el campo

Historial del pozo

Historia de producción

Registros de producción


Ejemplo:

• Smectita 9%

• Calcita 5%

• Kaolinita 4%

• Feldespatos (Na) 3%

•Cuarzo


No solo es imprescindible conocer la mineralogía de la

formación, sino también como se encuentra distribuida en

la matriz y su comportamiento con el HF.

◦ Los minerales responsables de precipitados de

fluosilicatos de Na y K y floruro de aluminio,

feldespatos de Na y K, ilitas y zeolitas

◦ Las arcillas sensibles al agua. Identificarlas

◦ Formaciones sensibles al HCl.


El conocimiento de la porosidad y permeabilidad son

determinantes para definir el tipo de tratamiento a diseñar.

◦ Determinar el volumen aproximado del preflujo y

overflush con la porosidad

◦ La permeabilidad define la factibilidad técnica/ económica

del tratamiento matricial, normalmente mayor de 10 md.

◦ La temperatura de la formación, estática y de circulación,

orienta el usos de aditivos y selección de las soluciones

Acidas

◦ Presión poral, nos orienta a la energia disponible para

recuperar el acido gastado


REACCIÓN PRIMARIA

Generalmente ocurre en los primeros 2”

HF reacciona disolviendo los minerales para formar el HF

gastado y remover le daño

Resultando de la primera reacción los floruros de sílice

Solamente una pequeña cantidad de HCl es consumida

En la primera reacción se remueve el daño y mejora la

permeabilidad.

De primera reacción resulta floruro de silicatos y

Aluminio en solución.


SEGUNDA REACCIÓN


Reacción Terciaria


Reacciones


Constituir una Barrera física entre HF y Agua de

formación

Solubilizar los Carbonatos presentes

Proveer el adecuado intercambio iónico

Hacer la formación mas compatible con el ácido gastado

cuando fluye hacia el interior

Volumen: este debe ser por lo menos el que asegura la

remoción del carbonato a lo menos 2 ft radial de

formación


Cloruro de Amonio Ayuda a acondicionar las arcillas que presentan

un alto intercambio iónico

HCl 5 al 15% Remueve Carbonatos, produce intercambio iónico,

remueve el daño por polímero

Acido acéticos y NH4Cl Remueve Carbonatos, produce

intercambio iónico para aquellas mineralogía sensibles al H Cl.

Mezcla de HCl y Acético Ayuda a acondicionar mineralogías

sensibles al HCl y / o altos niveles de Carbonatos

Acido acético/ fórmico/ Cloruro de Amonio Usado en

mineralogías sensibles al HCl, pero requiere incrementar el poder

de disolución de carbonatos sin incrementar el volumen.*


Estos sistemas no sustituyen al preflujo, sino que

son complementarios. Ej.

Solventes orgánicos. Remover depósitos

orgánicos, como grasa, asfáltenos , parafinas,

petróleo pesado, etc.

Gases CO2 o Nitrógeno

Altos volúmenes de estabilizador de arcillas


Conocimiento:

La mineralogía de la formación a ser tratada.

Parámetros del pozo

Fluidos del pozo

Naturaleza del daño que necesita ser corregido


De acuerdo a la mineralogía, tipo y profundidad del daño,

sensibilidad al HCl, fluidos de formación, etc, existe

diferentes tratamientos Acido/HF.

◦ Formaciones insensibles al HCl, el tratamiento por

excelencia es HCl/HF, mas aditivo control precipitación Al.

◦ Formaciones insensibles al HCl y daño profundo, el

tratamiento es HCl/HF mas un retardador

◦ Formaciones sensibles al HCl, el tratamiento , el

tratamiento puede ser Acetico/HF

Según ultimas investigaciones, la concentración del HF no supera el

1.5%, la concentración del HCl son en general del 9 al 15%


Desplazar hacia el interior del pozo cualquier precipitado que

se genere

Diluir la porción del acido principal que no ha sido desplazada

Barrera física entre el HF y el Fluido de desplazamiento

Volumen: el suficiente para desplazar el HF gastado como

mínimo 4 ft dentro de la formación


Previo a la operación

Realización del pickling

Control de calidad, calidad del agua, titulación de los acido, ensayo de

rotura de emulsión, ensayo de barro, verificación de la compatibilidad de

los aditivos, etc.

Durante la operación

No superar la presión de fractura

Monitorear en tiempo real, presión en superficie, caudal, volumen , densidad

etc. Si es posible monitorear el Skin y la presión de fondo.

Marcar en el grafico cada etapa toca punzado superior

Posterior al trabajo

No dar tiempo de cierre cuando el acido principal fue HF

Iniciar lentamente el retorno de las soluciones gastadas

Titular el acido de retorno y neutralizar


¿estaba la formación dañada?

¿Cuál etapa mostró mayor remoción del daño?

¿se observa retorno de emulsión?, ¿concentración del

acido gastado?

¿alguna etapa presentó problemas al entrar el la

formación?

¿se manifestó la divergencia?

¿se efectuó control de calidad de los fluido?

¿se efectuó la limpieza previa del tbg?

¿se analizaron los fluidos de retorno?

¿Cuánto tiempo permaneció el acido gastado antes de

retornarlo.

etc


100-200 gal/ft (opcional)

50-150 gal/ft (opcional)

50-200 gal/ft

75-200 gal/ft

25-200 gal/ft

Wellbore Cleanout (pickle tubing)

Acondicionador Gidley’s CO2 (opcional)

Preflujo: Cloruro de amonio (opcional)

Preflujo acido Sistema ácido para remover

el daño Overflush Desplazamiento – cloruro de amonio, Nitrógeno, etc


SABEMOS QUE LA ESTIMULACIÓN ÁCIDA MATRICIAL SE EFECTUA

A

PRESIONES DE FONDO INFERIOR A LA DE FRACTURA. ENTONCES

DEBEMOS SIEMPRE CALCULAR CUAL ES LA MÁXIMA PRESIÓN EN

SUPERFICIE PARA NO FRACTURAR FORMACIÓN.

ESTA PRESIÓN VA A GOBERNAR TAMBIEN EL CAUDAL

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN CÁLCULOS DE PRESIÓN EN

SUPERFICIE (SIN CONSIDERAR LA

FRICCIÓN)

Pmax en Superficie: Presión de fractura- Presión hidrostática

Presión de fractura: Profundidad de la formación (ft) x gradiente de fractura

(psi/ft)

Presión hidrostática: 0.05195 x profundidad (ft)x densidad del fluido (#/gal)

Presión Anular en superficie : BHTP- [P.h anular + (RC* .7)]


EJEMPLO Tenemos una formación a 7980/8000’, cuyo Gf:0.80psi/ft y la densidad del ácido es

8.9#/gal

Fluido anular: 8.4 #/gal

Tubing 2 7/8” 6.5#/ft

Packer: 7800’

Casing: 7” 26#/ft, N-80

Calcular,

1. Presión máxima en superficie para no fracturar.

2. Desplazamiento hasta 7970’

3. Verificación por colapso-


Solución

1. P. F= 8000’ x 0.8 psi/ft = 6400 psi

P.h = 0.05195 x 8000’x 8.9 #/gal= 3702 psi

Pmax= 6400- 3702= 2698 psi (2200 psi con factor de seguridad) sin

Fricción

2. Desplazamiento Cap. Tbg: 0.00579 bbl/ft Cap csg: 0.0382 bbl/ft

= ( 7800’x 0.00579bbl/ft)+(170’x0.0382 bbl/ft)= 51.66 bbl

3. Pa = BHTP- [ ph anular + (Resistencia Colapso x 0.7)]

= 6400 psi – [3245 +( 5410 psi * .7)] = - 632

( no hace falta colocar “Pa” para evitar el colapso, pero colocamos para

control de la operación)


Ejercicio 1:

Formación en 10350ft, Gradiente de fractura;

0.75 psi/ft

Tubing 3.5” 9.3#/ft , Packer 10100’

Casing: 7” 26 #/ft. J-55

Densidad del Acido 8.6 #/gal

Densidad salmuera: 8.5 #/gal

CALCULAR:

1. Presión máxima

2. Desplazamiento hasta 10320’

3. Verificación por colapso


1- Pmax: 7762.5 – 4628.5 = 3134 psi sin fricción

PFrac= 10350’ * 0.75 psi/ft= 7762.5 psi

PH = 0.052 * 8.6*10350 = 4628.5 psi

2- Cap tbg: 0.0087 bbl/ft Cap. Csg: 0.0382 bbl/ft

Desp.=(10100’*.0087)+(220’*0.0382)= 96.3bbl

3- RC = 4320 psi (csg. Nuevo) * .7 (con factor de seguridad)= 3024 psi

Pa= 7762.5 psi- ( 4464 psi+ 3024 psi) = 274.5 psi

7762.5 >7488 psi

Como la presión de fondo es mayor que la protección se colapsaría,

por lo tanto, hay que colocar presión anular para evitar la posibilidad

de colapso.

Colocar, al menos 800 a 1000 psi anular para control de la operación.


Tubing 27/8” 6.5 #/ft Upset, Packer: 2850 m

Casing 7”26 #/ft N-80

Intervalo: 2920/2930 m, Grad. Fractura: .9 psi/ft

Densidad del Ácido: 1.1 kg/L o gr/cc (9.2 #/gal)

Densidad de la salmuera del pozo: 1.03 gr/cc (8.6 #/gal)

Volumen tratamiento:

◦ Preflush : 2000 gal ( 47.6 bbl)

◦ Main HF : 4500 gal (107.1 bbl)

◦ Over flush: 1500 gal (35.7 bbl)

CALCULAR:

1. Presión máxima para no fracturar

2. Verificación presión anular

3. Volumen tbg, vol csg, vol. Total

4. Bbl y fluido bombeado para cerrar valvula packer

5. Bbl y fluido bombeado con Preflush tocando punzado superior

6. Bbl y fluido bombeado con HF tocando punzado superior

7. Bbl y fluido bombeado con OF tocando punzado superior

8. Desplazamiento hasta parte superior del intérvalo

Cap. Tbg: 0.00579 bbl/ft

Cap. Csg: 0.0382 bbl/ft

RC csg 5410 psi


1. Pmax= 8649 psi-4597 psi=4052 psi sin

Fricción

2. Pa : 8649 – [4180+ (.7* 5410)] = 682 psi

3. Vtbg: 54.1 bbl Vcsg: 8.8 bblvol total; 63 bbl

4. 54.1- 47.6 bbl PF = 6.5 bbl HF

5. 63- 47.6 bbl PF= 15.4 bbl

6. 63 de HF

7. 63 bbl- 35.7 bbl= 27.3 bbl desplazamiento

8. 63 bbl de desplazamiento

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