Estimulación de pozos

1. Estimulación de pozos PRODUCCIÓN I - UNIVERSIDAD DE AMÉRICA DIEGO BARRAGÁN NIETO XANDO GALAN ANDREA MEDINA GOMEZ MÓNICA MORENO ROJAS NICOLAS MOSQUERA JOSE LUIS RAMIREZ JUAN JOSE SOTO 2012

2. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

3. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

4. 1. ¿Qué es Estimulación? Serie de tratamientos que tienen como objeto

5. 1. ¿Qué es Estimulación?

6. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

7. 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

8. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

9. 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.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

13. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

14. Perforación Procesos que originan daño de formación

15. Procesos que originan daño de formación PERFORACIÓN

16. Perforación Cementación Procesos que originan daño de formación

17. CEMENTACIÓN Procesos que originan daño de formación Prelavado Tipo de cemento

18. Perforación Cementación Terminación Procesos que originan daño de formación

19. TERMINACIÓN Procesos que originan daño de formación Fluido de Completamiento Ubicación del Completamiento

20. Perforación Cementación Terminación Acidificación Procesos que originan daño de formación

21. ACIDIFICACIÓN Procesos que originan daño de formación Tipo de fluido y aditivos Volúmenes y concentraciones requeridas. Métodos de colocación del tratamiento.

22. Perforación Cementación Terminación Acidificación Fracturamiento Procesos que originan daño de formación

23. 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)

24. Perforación Cementación Terminación Acidificación Fracturamiento Workover Procesos que originan daño de formación

25. WORKOVER Procesos que originan daño de formación Fluido de Control

26. Perforación Cementación Terminación Acidificación Fracturamiento Workover Procesos de Inyección Procesos que originan daño de formación

27. PROCESOS DE INYECCIÓN Procesos que originan daño de formación Cambios de mojabilidad Solidos suspendidos Incompatibilidad de fluidos

28. Perforación Cementación Terminación Acidificación Fracturamiento Workover Procesos de Inyección Procesos de Producción Procesos que originan daño de formación

29. PROCESOS DE PRODUCCIÓN Procesos que originan daño de formación Precipitados orgánicos Arenamiento Colapso de poros Caverna Con acumulación

30. Condiciones que afectan el daño a la formación Tipo, morfología y localización de los minerales

31. Cúbico Pirita Ditrigonal Columnar Cuarzo Trigonal Romboédrico Calcita Condiciones que afectan el daño a la formación MORFOLOGÍA

32. Ø= 47,64% Cúbico Ø= 25,94% Romboédrico Ø= 39,54% Ortorrómbico TIPO DE EMPAQUE Condiciones que afectan el daño a la formación

33. Condiciones que afectan el daño a la formación TAMAÑO GEOMETRÍA

34. 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

35. 4 . Factores que contribuyen al daño. Invasión de fluidos externos. Invasión de partículas externas y movilización de partículas. Condiciones de operación. 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.

36. Mecanismos de Daño de Formación

37. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES ROCA-FLUIDO Migración/Taponamiento por partículas finas. Mecanismos de desprendimiento. Transporte por el fluido.

38. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES ROCA-FLUIDO 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:

39. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES ROCA-FLUIDO 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 despegar El diámetro de los poros son raramente mas grandes Arcillas autigénicas Cuarzo Sílice Amorfo Feldespatos Carbonatos

40. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES ROCA-FLUIDO Migración/Taponamiento por partículas finas.

41. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES ROCA-FLUIDO 2 . Mecanismos de desprendimiento. FINOS FISICO QUIMICO Pueden tener origen: BIOLOGICO: Producto de la actividad bacteriana

42. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES ROCA-FLUIDO 2 . Mecanismos de desprendimiento.

43. Mecanismos de Daño de Formación

44. Mecanismos de Daño de Formación FENÓMENOS INTERFACIALES Cambios en la VISCOSIDAD aparente de la fase oleica o cambio en la PERMEABILIDAD RELATIVA del petróleo. Bloqueo por emulsiones Bloqueo por agua

45. Mecanismos de Daño de Formación FENÓMENOS INTERFACIALES 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

46. Mecanismos de Daño de Formación FENÓMENOS INTERFACIALES 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.

47. Mecanismos de Daño de Formación FENÓMENOS 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.

48. Mecanismos de Daño de Formación FENÓMENOS INTERFACIALES 2. Bloqueo por agua:

49. Mecanismos de Daño de Formación

50. Mecanismos de Daño de Formación INTERACCIONES FLUIDO-FLUIDO Bloqueo por emulsiones Precipitación de compuestos inorgánicos Precipitación de compuestos orgánicos CARBONATO DE CALCIO PARAFINAS Y ASFALTENOS

51. Mecanismos de Daño de Formación

52. Mecanismos de Daño de Formación ALTERACIÓN 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.

53. Mecanismos de Daño de Formación

54. Mecanismos de Daño de Formación DAÑO 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.

55. Mecanismos de Daño de Formación

56. Mecanismos de Daño de Formación DAÑOS 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

57. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

58. 5. Remoción del Daño Para la Remoción del Daño existen tres métodos o estimulación: Limpieza del pozo Tratamiento Matricial Fracturamiento

59. 5 . Remoción del daño. Pozo Candidato a Estimulación S≥0 S≤0 Evaluación Económica Limitaciones Mecánica Tratamiento Matricial Arenas Carbonatos Limitaciones Mecánica Evaluación Económica AF PF MT Tratamiento Matricial Carbonatos Arenas Limitaciones Mecánica Evaluación Económica Referencia: Reservoir Stimulation ¨Page 512

60. DISEÑO PARA LA ESTIMULACIÓN Pruebas de Laboratorio Diseño de Estimulación Estimulación Principales Consideraciones del Diseño Divergencia Reglas del Dedo Gordo

61. PREFLUJOS Salmuera de preflujo desplaza salmueras que contienen cationes incompatibles lejos del pozo Ácido Fluorhídrico o combinaciones remueve el daño de los alumino-silicatos Referencia: Aplicaciones Convencionales de Estimulación

62. EFICIENCIA DE LA ESTIMULACIÓN   PUNTO ÓPTIMO Referencia: Aplicaciones Convencionales de Estimulación

63. IMPACTO DE LA TASA DE BOMBEO Y TEMPERATURA Temperatura Incrementa Tasa Incrementa

64. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

65. 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.

66. 6. Diagnóstico del daño. 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. 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:

67. 6. Diagnóstico del daño. Histórico de Producción. Reparación

68. 6. Diagnóstico del daño. Estimulación previas. Cambio de Pendiente

69. 6. Diagnóstico del daño. Comparación con pozos vecinos. Pozo Dañado POZO BOPD BWPD UA-1 30 UA-2 30 5 UA-3 50 10 UA-4 10 POZO PHI * H BOPD BWPD UA-1 2 30 UA-2 4 30 5 UA-3 3 50 10 UA-4 0.5 10

70. 6. Diagnóstico del daño. Análisis Nodal.

71. 6. Diagnóstico del daño. Métodos de cuantificación de daño de formación: Índice de productividad. Pruebas de presión (Método de Horner ). Método de curvas tipo: Gringarten .

72. 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:

73. 6. Diagnóstico del daño. Índice de Productividad.

74. 6. Diagnóstico del daño. Índice de Productividad. K K skin rw r skin

75. 6. Diagnóstico del daño. Método de Horner . DRAW DOWN TEST BUILD UP TEST

76. 6. Diagnóstico del daño. Método de Horner .

77. 6. Diagnóstico del daño. El daño total viene dado por: Ahora bien, Las contribuciones de los pseudo -daños se determinan: Método de Horner .

78. 6. Diagnóstico del daño. El método consiste en graficar vs de la siguiente manera: Método de Horner .

79. 6. Diagnóstico del daño. Método de Horner .

80. 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. Método de Horner .

81. 6. Diagnóstico del daño. 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 C D e ²   para esa curva tipo. S

82. 6. Diagnóstico del daño. Método de Gringarten .

83. 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: Método de Gringarten .

84. 6. Diagnóstico del daño.

85. 6. Diagnóstico del daño.

86. ESTIMULACIÓN DE POZOS ¿Qué es Estimulación? Justificación de una estimulación. Generalidades del daño de formación. Factores que contribuyen al daño. Remoción del daño. Diagnóstico del daño. Tipos de Estimulación.

87. 7 . Tipos de Estimulación. Estimulación Matricial Reactiva Estimulación Matricial No Reactiva Estimulación Mediante Fracturamiento

88. 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

89. 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.

90. 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

91. 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.

92. 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.

93. Principales Aditivos Usados: Inhibidor de corrosión Estabilizador de hierro Surfactantes Estimulación Matricial Reactiva

94. 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.

95. Estimulación Mediante Fracturamiento El f racturamiento 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.

96. Estimulación Mediante Fracturamiento El f racturamiento 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.

97. 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

98. 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.