Upload
david-parina
View
53
Download
7
Embed Size (px)
Citation preview
Estimulacion Matricial
Raul [email protected]
April 2005 2
April 2005 3
Stage Description
Vol (bls)
Qsurf (bpm)
N2 (scf/min)
1 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
2 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
3 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
4 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
6 Nitrogen Displacement 85150 scf
600
Objetivos
April 2005 4
CLEANSWEEP
HCL 10%
April 2005 5
HSMSR – Half-Strength Mud and Silt Remover
CODIGO DESCRIPCION CONCENTRACION
J285L CLORURO DE AMONIO 250 PPTA280 INHIBIDOR DE CORROCION 15 GPTA281 AYUDANTE DE INHIBIDOR 30 GPTL041L CONTROL DE HIERRO 50 PPTL058 CONTROL DE HIERRO 15 PPTY001L BIFLORURO DE AMONIO 191 PPTHCL 15% HCL 889 GPTF078 AGENTES SUSPENSORIOS 5 GPTU066L SOLVENTE MUTUAL 100 GPTW054 DEMULSIFICADORES 3 GPT
April 2005 6
� Por que tantos fluidos?� Por que tantas fases?� Por que tantos aditivos?
�Daños a formación� Tipos, localizacion, indicadores, soluciones
April 2005 7
Contenido
I. IntroduccionII. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion-carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
1 ½ HR
½ HR
2 ½ HR
1 ½ HR
½ HR
½ HR
½ HR
½ HR
April 2005 8
I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
Contenido
April 2005 9
Definicion de trabajos matriciales
Restaurar/incremento de la productividad por la inyeccion de sistemas de solventeslimpiadores y de acción de disolución dentrode la matriz critica por debajo de la presión de fractura.
April 2005
Por que matriz critica?
r % Pressure Drop(Drainage Radius) P (psi) ∆∆∆∆P/ft (Pe - P) (Pe - Pwf) * 100
(Pe) 2,000 ft 5,000 0.07 psi/ft 01,000 ft 4,934 2.5100 ft 4,719 10.850 ft 4,654 1.3 psi/ft 13.320 ft 4,568 16.610 ft 4,503 6.5 psi/ft 19.05 ft 4,439 21.53 ft 4,391 23.32 ft 4,000 850 psi/ft 24.81 ft 3,150 27.3
(Pwf) 0 ft 2,000 1,150 psi/f 100
Pregunta:
Cual es la razon mas comun para hacertrabajos matriciales en vez de trabajos
de fractura ?
April 2005 12
Matriz vs. Fractura
1. Barreras debiles2. Escasez de barreras3. Cercania a zonas de agua y gas4. Zonas masivas5. Zonas de alta permiabilidad6. Zonas fisuradas7. Reduccion de daños severos
April 2005 13
8. Formaciones improbables: rocas suaves9. Tubulares debiles10. Defectos en la cementacion primaria11. Problemas de retorno en la superficie12. Riesgos economicos13. Riesgos operacionales
Matriz vs. Fractura (cont.)
April 2005 14
Estimulacion matricial: Principios
Areniscas
� DañosDañosDañosDaños porporporpor disoluciondisoluciondisoluciondisolucion
� Precipitaciones
Carbonatos
� DañosDañosDañosDaños bybybyby----passpasspasspass
� Penetracion� Covertura Vertical
April 2005 15
Fluidos de Tratamiento (Composicion)
� Acidos� HCl, Formic (L036), Acetic
(L400), HF
� Solventes� Xilene (A026), Toluene
(P121)� P130
� Agua + aditivos
� Aditivos� Control de corrocion� Control de hierro� Demulsificadores� Especiales
» H2S» Espumantes» Reduccion de friccion» alcoholes
April 2005
Tipos de Diferentes Ácidos
April 2005 17
Fuerza de Acidos
1. Hydrometro� Afectado por T� SG es proporcional a la concentración.� Agentes de peso.
2. Titulacion� Indicador de PH. Fenoltaleina.� Titulacion NaOH� Mas relevante 0.277 (NNaOH) * mlNaOH * 36.5
mlacid * SG%HCl =
April 2005 18
Emulsiones
� Dispersión estable de dos fluidos inmisibles� Mezcla de filtrados base
aceite con salmueras de la formación.
� viscosidad� Invasion de filtrado� Estabilizacion. Particulas de
fino.
April 2005 19
Prueba de fases
� Emulsión Directa
� Emulsión indirecta
April 2005 20
Sludge
April 2005 21
Finos = Silts + ArcillasClastic Rock -
Formed From Debris (weathering and erosion) of Older RockRock Type Particular Diameter
Conglomerate Pebbles - 2 to 64 mmSandstone Sand - 0.06 to 2 mmSiltstone Silt - 0.003 to 0.06 mm
Clay - Less than 0.003 mm
Non-clastic - Mostly of Chemical or Biochemical Origin
Rock Type Composition
Limestone Calcite - CaCO3Dolomite Dolomite - CaMg(CO3)2Salt Halite - NaCIGypsum Gypsum - CaSO4.2H2OChert Silica - SiO2Coal Chiefly Carbon
Shale
April 2005 22
Prueba de Solubilidad
1 gram de núcleo en 100 ml acid @ 150oF por 1 hr
� Solubilidad en HCl (15%) = contenido de carbonato.
� Solubilidad en Mud Acid (12:3)= Contenido de Carbonatos + Finos� Clay Acid if HCl solubility is > 20%
� Otros minerales y escamas
April 2005
Definicion
� Químico que contiene grupos solubles en aguay en aceite.
M+
X-
(pH)
-
+
+-
Hydrophilic Hydrophobic (Lipophillic)
Anionic
Cationic
Non-Ionic
Amphoteric
April 2005
Finos Dispersos/Suspendidos
� Absorcion y repulsion electroestatica� Surfactantes anionicos o cationicos?
-
-
-- --
-- --
-- --
April 2005 25
Pruebas de suspensión
April 2005
Cubrimiento de zonas
Tratamientos matriciales exitosos demandan la distribución uniforme de los fluidos de tratamiento.
April 2005 27
0 100 200 300 400 500 600Volume (bbl)
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.18
0.20
0.22
0.24
Rate
by Z
one t
hickn
ess
(bbl/
min/
m)
Zone 1
Zone 2
1 2 3 4 5 1 2 3 4
--- Treatment Fluids --- 1 - NH4CL 3% 2 - HCl 10% 3 - MUD ACID 10/1.5 4 - HCl 5% 5 - DIV SLUG J227
StimCADE*
*Mark of Schlumberger
Acid Placement: Rate By Zone Thickness vs.Volume
Untitled11-27-2001
April 2005
Empacaduras
a. Divergencia MecánicaAreniscas
y
carbonatos
April 2005 29
Coiled Tubing
� No es efectivo por si solo.
� Excepciones:� Limpieza de Empaques de Grava.� Secciones Horizontales
April 2005 30
b. Divergencia Matricial
Areniscas y
tight carbonatoshttps://www.intouchsupport.com/intouch/MethodInvokerpage.cfm?caseid=3259576
April 2005 31
� Divergencia en baches
� Divergencia Continua.
DIVERGENTES(en acidos o salmueras)
ACIDOS
ACIDOS
DIVERCION(en acidos)
b. Divergencia Matricial
April 2005 32
c. Divergentes Químicos
� Zonas ladronas, carbonatos fisurados, formaciones de alta permeabilidad, donde los sistemas divergentes tradicionales no funcionan.
� Divergencia profunda.
April 2005 33
Areniscas y Carbonatos
Foam, FoamMAT, OilSEEKER
Carbonatos
SDA, VDA
c. Divergentes Químicos
April 2005 34
20406080100125150175200225250
233455678910
12234456789
10’15’20’20’25’25’25’25’25’25’25’
PerforatedInterval (ft)
AcidStages
DiverterStages
Design(Ft)
Guía para Tratamientos
April 2005 35
Conclusiones de Divergencia
� La colocación del fluido es determinante para el éxito de la operación.
April 2005 36
I. Introduccion. Conceptos.II.II.II.II. FactoresFactoresFactoresFactores de de de de exitoexitoexitoexitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion-carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005 37
Porcentaje de falla en trabajos Matriciales
Estudio (1990 - 1992 at Thumbs)
� Porcentaje de falla en fractura = 5%� Porcentaje de falla en acidificacion de matriz. = 32%
April 2005 38
Penetración del Tratamiento
� Volumen insuficiente puede dejar un anillo de daño en la matriz crítica.
April 2005
Hall et al, SPE 17157
Millscale
M illscale Fe3O 4
Pipe 10,000 Ft, 2 7/8 in , 6 .5 lb/ft
Scale 0.073 lb/ft
15% H C l 69 gal/1000 ft to clean scale
Fe2+ 29,000 ppm
Fe3+ 57,000 ppm
Important Source of Fe in a New WellImportant Source of Fe in a New WellImportant Source of Fe in a New WellImportant Source of Fe in a New Well
April 2005 40
Falla en la Selección del Candidato
0 500 1000 1500 20000
100
200
300
400
500
600
Oil Rate, Bbl/D
Pre
ssur
e, k
g/cm
²
Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used
1A
12
Inflow
Inflow
Reservoir Skin
(1) 0.000(2) 10.000
Reg: Schlumberger - Companies
April 2005 41
Selección de fluidos Errónea
OILWATER
0200
600
1000
1400
15 Months
Pro
duct
ion
BP
D
HCl Mud Acid
ScaleSOLV
April 2005 42
Deficiencia en la Divergencia
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
Cha
nge
in W
ater
Cut
(%)
FOAMMAT DIVERSION SERVICE POST-JOB WATER CUT: 18.8%
WITHOUT DIVERSION POST-JOB WATER CUT: 45.5%
April 2005 43
RAZONES DE FALLAS
� Inapropiada selección de candidatos
� Daños característicos� Declinación Natural� Fluidos incompatibles
� Muestras recientes � Pruebas de laboratorio
� Selección equivocada de fluidos
� Insuficiencia de volumen acido
� Cubrimiento de zonas� Retornos
� Precipitación en la reacción por los productos
� Limpieza de Tubulares
April 2005 44
I. IntroduccionII. Factores de exitoIII.III.III.III. DañoDañoDañoDaño a a a a formacionformacionformacionformacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion-carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005 45
Origen del Daño.
� Uso de agua limpia para realizar las operaciones de workover.
April 2005
Tipos de Daños a la Formación
1. Operaciones de construcción-pozos
2. Finos & Arcillas (& WB)
3. Depósitos esquelas4. Depósitos orgánicos
MixedDeposits
CañoneoCementaciónCompletación/WorkoverPerforación
April 2005 47
5. Emulsión6. Cambios de humectabilidad7. Bloqueo de agua8. Estimulación9. Bacteria10. Operaciones producción11. Operaciones de inyección
Tipos de Daños a la Formación
1.Operaciones Construcción de Pozos
April 2005 49
Perforación / Cementación / Completación/ Workover
Filtrate& solidsinvasion
Filtercake breakers
RDF (STARDRILL) Filter Cake
Filter cake Formation
Perforación
� Revoque ~ 0.001md.
� Obstrucción de la “K”
original.
� Como realizar bypass in OH?
� Es necesaria la remoción de
Revoque!
April 2005
Sólidos de Lodos de Perforación. Sólidos de Lodos de Perforación. Sólidos de Lodos de Perforación. Sólidos de Lodos de Perforación. � Pobre revoque. � Sobrebalance.� Tamño de partícula Vs.
Tamaño de poros/fisuras –Filtarción 3”
Filtrado del lodo de perforación. Filtrado del lodo de perforación. Filtrado del lodo de perforación. Filtrado del lodo de perforación. � Farmancion sensible (pH,
Salinidad, escamas)� Capilaridad. � Dispersión de finos. � Residuos de aditivos.
Lodos Base Aceite.Lodos Base Aceite.Lodos Base Aceite.Lodos Base Aceite.� Altos contenidos sólidos. � Emulsificantes Catiónitcos. � Invasión/permeabilidad
relativa.
April 2005
� Lavadores y Espaciadores.� Destruye el revoque.� Diespersantes� Filtrado (invasión) pulgadas
� Lechada de Cemento � Alto pH� Precipitación de CaCO3
� Agua Libre Bloqueo de agua
� Squeeze� Rompimiento de la formación
Cementación
April 2005
Completion/Workover Fluids
� Suspended Solids� Polymer Residue
� Fluid Loss Control� Formation Sensitivity� Clays� Wettability� Scales
� Fluids� oxidized crude� refined diesel
� Excess pipe dope
April 2005 54
Rad
ial D
ista
nce
(mm
)Primeros Fluidos: Pozos Cañoneados
� Debris
� Zona Compactada
� Sólidos de fluidos
� Bajo/Sobre-
balance
� Dureza de la roca
(muy suave)
April 2005
� Cañones descentarlizados.� Cleanup defectuoso.� Menor penetración.
� Perforados Obstruidos. � Rejillas. � Perfil de productividad/Inyectividad. � Registros de Neutrón.
Pozos Cañoneados
April 2005 56
Mud and Silt Remover (MSR)
� Agente que dispersa/suspende arcillas (F78/F75N) + Agente quelante (L041)� Remoción de daño por
lodo.� Reestablecer la
conductividad de la fractura.
� Fluido para breakdown� Perforaciones Taponadas.
� Flow back inmediato� Hasta 300 oF
0000
5555
10101010
15151515
20202020
25252525
30303030
NoNoNoNoAddAddAddAdd
5 gpt5 gpt5 gpt5 gptF78F78F78F78
100100100100pptpptpptpptL41L41L41L41
MSRMSRMSRMSR100100100100
SettlingTime
(min)
For HCl-sensitive Formations
NARS (Non-Acid Reactive Solution)
CODE DESCRIPTION
J285L AMMONIUM CHLORIDEL041L IRON CONTROLF078 SUSPENDING AGENTU066L MUTUAL SOLVENTW054 DEMULSIFIER
April 2005 58
2. Migración de finos, Inchamiento de arcillas, Bloqueo por agua.
April 2005
140
120
100
80
60
40
20
00 5 10 15 20 25 30 35 40
140
120
100
80
60
40
20
00 5 10 15 20 25 30 35 40
UntreatedUntreatedUntreatedUntreated TreatedTreatedTreatedTreated% of Original Permeability % of Original Permeability
PorePorePorePore VolumesVolumesVolumesVolumes PorePorePorePore VolumesVolumesVolumesVolumesDistilled Water6% Sodium ChlorideClay Acid
Water Sensitivity Test Frio Sand
April 2005
Composición de Areniscas
Quartz
*Feldspars
SecondaryCement
(Carbonate Quartz)
Clays(Pore lining
i.e., illite)
Clays(Pore filling
i.e., Kaolinite)
RemainingPore Space
April 2005 61
Iones Comunes en el Agua de Formación.
April 2005 62
SEM / EDAX
� SEM:� Amplio Rango de Enfoque:
20x to 80,000x� Excelente Profundidad de
enfoque.� Permite ver el arreglo de las
rocas, incluyendo las arcillas.
� EDAX:� Similar al XRD, identificación
cualitativo de los minerales. � Pin Point Elemental Analysis
April 2005 63
SEM Cámara Interna
April 2005
Arcillas que se Hinchan: Esmectita
April 2005
Arcilla Migratoria: Kaolinita
QuartzQuartz
KaoliniteKaolinite
SEM Foto
April 2005 67
Arcilla Migratoria: Clorita
April 2005 68
Bloqueo de Agua: �lita
April 2005
Bloqueo de Agua
� Sw incrementa� Favorecido por
arcillas (ilita)� Tratamiento:
Reducción de la tensión interfacial:� Surfactantes� Alcohol� Solvent mutual
1 1
Kro
Krw
0
0 1Swc
1-Sor
Sw
Water Wet
Oil Wet
Kro
Krw
April 2005
SurfaceTension of
15% HCl(dynes/cm2)
70
60
50
40
20
30
0 2 4 6 8 10
CCCC
AAAA
BBBB
DDDDEEEE
Reducción de la Tensión Superficial.
Volume Percent
April 2005 71
April 2005 72
Inestabilidad de las Arcillas en Ácido.
MineralMineralMineralMineral� Zeolites� Chlorites� Illite� Mixed
Layer� Smectite� Kaolinite
MaxMaxMaxMax. T en HCl (. T en HCl (. T en HCl (. T en HCl (degdegdegdeg F)F)F)F)75150190200200250
Todas las arcillas tienen una temperatura a la cual se desestabilizan en el HCl. Arcillas inestables se descomponen rápidamente y se consumen todo el HCl disponible.
April 2005 73
Cómo se identifican las Arcillas?
� Cuantificación� Pruebas de solubilidad� Registros
� Identificación� Difracción X-ray� Análisis de secciones delgadas.
April 2005 74
X-Ray Diffraction
� Revela:� Minerales Cristalinos
� Puede identificar escalas cristalinas.
� Descripción Cualitativa precisa.
April 2005 75
April 2005 76
Secciones Delgadas.
� Revela:
� Localización de la porosidad.
� Minerales alrededor del poro
� Material cementante.
April 2005 77
April 2005 78
Kaolinite
April 2005 79
Illite
April 2005 80
Illite-Smectite
April 2005
� Problemas� Taponamiento
� Hinchamiento de Arcillas.
� Causas� Altos Q de producción.
� Reemplazo del agua de formación.
� Indicadores� Declinación de producción
incrementa con el tamñodel choque.
� Agua producida puede ser tubia.
� Muestras de superficie
» Arcillas y Finos de silicason insolubles en HCL.
� Pump-in test
April 2005
UbicaciónUbicaciónUbicaciónUbicación
April 2005
3. Depósitos Inorgánicos (Escalas). Materiales solubles
en agua que precipitan fuera de solución en respuesta a:
1. Sobresaturación o
2. Combinación de fluidos incompatibles.
3. Evaporación
April 2005
Caso: Carbonato de Calcio
� Ca++ en agua
� Contenido de sal afecta la solubilidad.
� ∆P incrementa el pH � Alto pH disminulle solubilidad.
� Solubilidad ~ 1/ T in presencia de CO2.
� Leve incremento sin CO2.
100 ppm HC03- 29.6 lbs Ca C03/1000 gal
granular
April 2005 85
Aguas Incompatibles.
Ion pairsIon pairsIon pairsIon pairs
BaBaBaBa2+2+2+2+ SOSOSOSO44442222
Transient StabilityTransient StabilityTransient StabilityTransient Stability
Supersaturation Supersaturation Supersaturation Supersaturation
BaBaBaBa2+2+2+2+ SOSOSOSO44442222
Clusters / NucleiClusters / NucleiClusters / NucleiClusters / Nuclei
Imperfect CrystallitesImperfect CrystallitesImperfect CrystallitesImperfect CrystallitesFurther growth at sites of crystal Further growth at sites of crystal Further growth at sites of crystal Further growth at sites of crystal imperfectionsimperfectionsimperfectionsimperfections
BaBaBaBa2+2+2+2+ SOSOSOSO44442222
April 2005 86
Depósitos inorgánicos
� Causas:� Cambios en P, T
� Desgasificación.
� Cambios de pH
� Escamas más comunes: CaCO3, CaSO4, BaSO4
� Indicadores� Producción restringida. � Flujo de agua. � Obstrucción al nivel de los
choques. � Intervenciones de
CT/wireline� Análisis de agua.
April 2005
inorganic scales:inorganic scales:inorganic scales:inorganic scales:mixing, T, Pmixing, T, Pmixing, T, Pmixing, T, P
Depósitos Inorgánicos
April 2005 88
4. Depositos Orgánicos
April 2005
Parafinas
� Cadenas lineales o ramificadas de Cadenas de
hidrocarburos alifáticos saturados. C20H42 a
C60H122
� Fases de hidrocarburos pesados, insolubles en crudo a
condiciones de producción.
April 2005
Pérdidas de Producción Relacionadas a Parafinas.
� Temperatura� Cantidad de gas en
solución. � Presencia de agua, arena
y otros compuestos orgánicos.
� Rugosidad de las superficies de los tubulares..
April 2005
Depósitos de Asfaltenos.
�Depósitos duros tipo carbón.
�Sludges y Emulsiones de caspas rígidas
April 2005 92
April 2005
Factores que Gobiernan la Formación de Asfaltenos.
� Solubilidad y deposición.
� Contaminación por hierro.
� Cambios de de pH.� Cambios de presión.� Inyección de fluidos
fríos y “hot oil”. ácido
April 2005
Características de los Depósitos Orgánicos
Parafinas� Precipitan luego de
reducción de presión o temperatura.
� Pastoso, quebradizo.� Soluble en solvente
aromático.� Se quema con flama limpia
Asfaltenos� Desestabilizado por
cambios grandes de Temp., fluidos con bajo pH o alto pH e iones de hierro.
� Sólido negro de pegajoso a duro o masa suave.
� Se quema con flama negra� Soluble in solvente
aromático.
April 2005
5. Emulsión
� Estabilizada por fines y surfactantes
� Tratamiento: Solventes Mutuales, Clean Sweep, demulsificantes(surfactantes)
April 2005
6. Humectabilidad.
Qué surfactante usar?
April 2005
Bloqueo de Agua
� Sw incrementa� Favorecido por
arcillas (ilita)� Tratamiento:
Reducción de la tensión interfacial:� Surfactantes� Alcohol� Solvent mutual
1 1
Kro
Krw
0
0 1Swc
1-Sor
Sw
Water Wet
Oil Wet
Kro
Krw
April 2005
8. Estimulación – Precipitados de Hierro
� Fe+3 precipita como Fe(OH)3 at pH » 2
� Fe+2 precipita como Fe(OH)2 at pH » 7
� Cuál es el pH del ácido retornado de un tratamiento?
April 2005
Fe+3 en Solución
April 2005
Fe+3 Precipitado
April 2005
Precipitación de Hierro en Crudos Ácidos.
� Sulfato FerrosoFe++ + H2S FeS + 2H+
� Cuando el pH » 2
� Sulfuro H2S + 2Fe+3 S + 2Fe+2 + 2H+
April 2005
Estimulación – Diseño.
� Sin wellbore cleanup.� Invasión de fluido del
Wellbore cleanup.� Surfactantes
� Cambios de humectabilidad. � Sludge� Emulsiones� Precipitación� Neutralización
� Desconsolidación� Precipitaciones
Secundarias� Dispersión de Arcillas.
April 2005
Pozos Amargos
� Fe (OH)3 pH > 2 (pH > 6 en presencia de F -)� Fe (OH)2 pH > 7
� Fe3+ + H2S SulfurSulfurSulfurSulfur + Fe2+
� Fe2+ + H2S FeSFeSFeSFeS pH > 2
Controlar Fe2+ tambien
Secuestrantes no evitan la precipitacion de azufre
April 2005
FeFeFeFe++++++++++++ ++++ QuelanteQuelanteQuelanteQuelante = = = = ProductoProductoProductoProducto SolubleSolubleSolubleSoluble
FeFeFeFe++++++++ ++++ QuelanteQuelanteQuelanteQuelante = = = = ProductoProductoProductoProducto SolubleSolubleSolubleSoluble
• L1• L1• L1• L1 • L41• L41• L41• L41 • L62• L62• L62• L62
FeFeFeFe++++++++++++ + + + + ReductorReductorReductorReductor = Fe= Fe= Fe= Fe++++++++ + + + + ProductoProductoProductoProducto SolubleSolubleSolubleSoluble
• L58• L58• L58• L58 L63L63L63L63
Agentes Secuentrantes(Estabilizadores)
Quelantes(Complexing)
Reductores
Agentes de Control de Hierro
April 2005 105
p < pbp > pb
Presion y Caudal
April 2005
AltoAltoAltoAltoDrawdownDrawdownDrawdownDrawdown
Produccion
� Migracion/puenteo de finos
� Precipitados Organico, inorganicos
� Turbulencia
� Mayor stress efectivo
� Cambios de humectabilidad
April 2005 100
806040200Berea Sandstone
Nucleos
de Pozosde Crudo
(Mioceno, Plioceno)
Alto Drawdown( p/l = 50 )
Bajo Drawdown( p/l = 2-5-10-20-50 )
Alto Drawdown( p/l = 40 )
Bajo Drawdown( p/l = 2-5-10-20-40 )
% de Permeabilidad OriginalEfecto
del Drawdow
n en el IP
April 2005 108
Inyeccion
agua“sucia”
aguaincompatible
April 2005
Operaciones de Inyeccion
� Inyectores de Agua� Solidos suspendidos/Escalas/Arcillas
� Inyeccion de Vapor� Disolucion de minerales/Precipitados� (escalas, zeolitas, silica…)
� Inyeccion de CO2� Sludge/Scale� Disolucion de Carbonatos
� Inyeccion de Polimero� Residuos de Gel� Transporte/puenteo de Finos
April 2005 110
Preguntas
April 2005 111
I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005
Aditivos para Acidificación.
� Inhibidores� Surfactantes� Solventes Mutuales.� Controladores de Hierro. � Controladores de Arcillas.� Reductores de Ficción.
April 2005
+H Fe++
e-
+H
Fig. B: Barrera en una superficie Catiónica.
Un inhibidor de corrosión forma una película sobre la superficie de los metales que interfierenCon las reacciones electroquímicas.
Fig. B: Barrera en una superficie anódica.
HHHH++++ HHHH++++FeFeFeFe++++++++
eeee---- eeee----
Mecanismo de Inhibición
April 2005
Razones para Usar Surfactantes
� Control de Humectabilidad.
� Prevenir/romper bloqueos de agua.
� Dispersar o suspender finos.
� Prevenir Sludge.� Tratamientos de
asfaltenos.
� Espumas�Divergencia. �Cleanup
» Reduce las fuerzas capilares.
� Previene/rompe emulsiones. �Reduce la superficie o
tensión interfacial. � Tratamientos
emulsionados.
April 2005
Solvente Mutual
� Grupos de Esteres y alcoholes.
� Mejora la miscibilidad. � Humectabilidad al agua. � Limpieza de crudo de la roca.� Demulsificante.
� Reduce tensión� Mejora inyección.
April 2005 116
Solvente Mutal Vs. Surfactantes� Non-iónicos.� Concentración.� Mejor penetración/covertura.
� Ayuda a prevenir la absorción de los surfactantes.
� Previene la obsorción de algunos inhibidores de corrosión.
� Rompe sistemas emulsionados.
April 2005
Métodos de Control de Arcillas. 1. Neutarlización Iónica.
� Salmueras: M117, J285� Aminas Cuaternarias: L55 (permanente)
2. Barreras orgánicas. 3. Fusión de Partícula: Clay Acid
April 2005 118
Half Strength Mud and Silt Removal
April 2005
Fe3+ con y sin EDTA
April 2005
Fe3+ con y sin EDTA despues de agregar H2S
April 2005
Fe2+ con y sin EDTA
April 2005
Fe2+ con y sin EDTA despues de agregar H2S
April 2005 123
Reductores de Friccion� Usados en CT� Suprimen la turbulencia del flujo
Increasing flow rate
Action of friction reducers (at a given flow rate)
April 2005 124
I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005 125
Objetivos
1. Acidificacion de Arenas• Secuencia de Fluidos• Problemas prevenidos por cada etapa
2. Razon para sobredesplazar el Mud Acid
April 2005
Componentes de una Arenisca
Cuarzo
*Feldespato
*Chert
*Mica
Cementante(Carbonato,
cuarzo)
Arcillas(i.e., illite, Kaolinite)
April 2005
Minerals Minerals Minerals Minerals Chemical CompositionChemical CompositionChemical CompositionChemical Composition
������������������������ ������������������������ � � � � � � � � �� ��
��� � � � � ��� � � � � ��� � � � � ��� � � � � � �� �� �� � �� �� � � � � � � � � �� ������
� � �� � � � �� � �� � � � �� � �� � � � �� � �� � � � �� � � � � � ���� � � � � � ���� � � � � � ���� � � � � � ��� � � � � ��� � � � ��� � � � ��� � � � �� � �� �� �� � �� �� � � � � � � � � �� ���� ��� ��� ��� �
� � �� � � � �� �� � �� � � � �� �� � �� � � � �� �� � �� � � � �� � � �� �� �� � �� ����� ��
�� �� � �� �� �� � �� ���� ��
�� ��� � � �� � � � � � �� � � � � � �� � � � � � �� � �
� � ��� � ��� � ��� � �� ! � � �� ��! � � �� ��! � � �� ��! � � �� �� � � � � �� � � � �� � � � �� � � � � �� �� � �� �� �� � " �� � � � " � � " �� � � � " � � " �� � � � " � � " �� � � � " � � �� �� � # � # � # � # �� ��
� �� � $ � ��� �� � $ � ��� �� � $ � ��� �� � $ � �� � � � � �� � � � �� � � � �� � � � � �� �� � �� �� �� � " �� � � " �� � � " �� � � " �� � � �� ��# "# "# "# " �� ��
� � �% � "� � �% � "� � �% � "� � �% � " ��� � � � � ����� � � � � ����� � � � � ����� � � � � �� � �� �� �� � �� �� � � �� � �� � �� � � �� �� � �� �� �� � � # � # � # � # �� ��
& � � � ��& � � � ��& � � � ��& � � � �� � �� �� �� � �� ����� �� �� ��� �� �� �� � �� �� ' " � # ( �' " � # ( �' " � # ( �' " � # ( � �� �� � �� �� �� � �� ��
� ) � �� ��� ) � �� ��� ) � �� ��� ) � �� �� � � � � �� � � � �� � � � �� � � � � �� �� � �� �� �� � � � � � � � � � � � � � � � � # � � � � � � � # � � � � � � � # � � � � � � � # �� ��
� � * � �� � * � �� � * � �� � * � � ++++, �% � �, �% � �, �% � �, �% � � ��� � � � � �� � " & � � � �� " � �" � � � � �� �� � " � ) � �� ����� � � � � �� � " & � � � �� " � �" � � � � �� �� � " � ) � �� ����� � � � � �� � " & � � � �� " � �" � � � � �� �� � " � ) � �� ����� � � � � �� � " & � � � �� " � �" � � � � �� �� � " � ) � �� ��
Minerales de Formación – Silicatos
April 2005 128
Acidificación en Areniscas. � Rocas sedimentarias formadas por arenas en una
matriz de cuarzo y arcillas.� Composición real varía, pero normalmente tiene altas
concentraciones de cuarzo.
� Silicatos no son atacados por el HCl.
� Ácido Hidroflórico ataca silicatos. � Cuarzo, Feldespato y arcillas…
April 2005
� Composición Mineral y Área de Superficie. � Factor dominante « Área de Superficie.
� Velocidad de reacción: Clays > Feldspars > Cuarzo
Mineral Specific Area
Quartz Few cm2/g
Feldspar Few cm2/g
Clays: Kaolinite 22 m2/gIllite 113 m2/gSmectite 82 m2/g
Factores Velocidad Reacción
April 2005 130
Reacciones� Primarias: HF + mineral + HCl → AlFx + H2SiF6
� La presencia de Ca causa CaF2. Na y K pueden crear alkali-fluorsilicatos y alkali-fluoraluminatos
� Secundarias: H2SiF6 + mineral + HCl → silica gel + AlFx� El factor dominante es la gran afinidad del F con Al� La precipitación de silica gel está bien documentada� Más lenta que la reacción primaria
� Terciarias: AlFx + mineral → AlFy + silica gel; x > y� El factor dominante es la gran estabilidad del AlFy� Mucho más lenta que la secundaria � Sólo ocurre si todo el HCl es consumido
April 2005
Preflujos� Pre-Acid Preflujos
� 3-5% NH4Cl� Xileno / Tolueno
� Preflujos� HCl� Ácido Orgánico� Solvente Mutual / Alcoholes
April 2005
Mud Acids
� Hidroclórico + Hidroflórico� 12:3� 9 : 1.5,� 6 : 1…
� Reacciones complejas
� Precipitaciones (Evitar)
April 2005
Sobredesplazamiento
� Desplazamiento del ácido fuera de la cercanía del pozo.
� HCl débil y NH4Cl� Surfactantes/Solventes Mutual:
� Dejan la formación mojada al agua.� Facilitan el Flowback.
April 2005
Reacción Primaria
� Alkali Fluosilicatos / Fluoaluminatos
» Favorecidos por alto nivel de HF» Cationes arcillososo, minerales potásicos (feldespatos)» Se requiere un preflujo grande» El más dañino de los productos en la reacción primaria
April 2005 135
ReaccionesMineral Precipitates Preventative Action
(1) CaCO 3CaMg (CO3 )
2
CaF2 & MgF2 PreflushHC1
(2) Silica-Brine Na2SiF6 PreflushHCl, NH4Cl
(3) Clay (Clean)MM-K*
S 0 2 Overflush
(4) K-Feldspar(orthoclase)
Na-Feldspar(albite)
K2SiF6
Na2SiF6
Low concentration HF1.5%
Maximum 3% HF
* MM - Montmorillonite (Smectite)K - Kaolinite
April 2005 136
Reacciones
Mineral Precipitates
PreventiveAction
(5) Clay (Dirty)
(a) IlliteK2SiF0MgF2Si02
Start low zone. HF(Finish w/3% if smallamount of clay.)
(b) Chlorite -(Iron rich)
Fe(OH)3 Sequester preflushacid or blend aceticacid
* MM - Montmorillonite (Smectite)K - Kaolinite
April 2005
Primary Reaction Products
� Calcium Fluoride
� From CaCO3 not removed during HCl preflush
� On HF spending, low level of F- will promote AI complexation of F from CaF2
� Granular precipitate, moderately damaging
April 2005
Primary Reaction Products
� Alkali Fluosilicate / Fluoaluminate
» Favored by high HF level» Clay cations, Potassic minerals (feldspars)» Large preflush required» Most damaging of primary reaction precipitates
April 2005
Potassium Fluosilicate
� Illite - 2K2O• 3MgO • Al2O3 • 24SiO2 • 12H2O
� Solubility of K2SiF6
� If fluoride reacts with illite clay exclusively, 1.5% HF would yield 0.156 g K2SiF6 per 100 ml of HF
� 3% HF would yield 0.312 g of K2SiF6 per 100 ml of HF
April 2005
2-6
Secondary Reaction Products
� Precipitation occurs if aqueous phase pH increases (all acid spends, including HCl)
� Reaction is important only after all HF is consumed
� Amorphous or Hydrated Silica
» SiF hydrolysis to give Si(OH) 4
» F- affinity for Aluminum promotes above deposition on clay surfaces
April 2005
Tertiary Reaction Products
� AlF2+ + M - Al - Si + (3+1)H+ + H2O = 2AlF2+ + M+
+ silica gel
� Reaction proceeds as HCl is spent� Colloidal silica gel precipitate� AlF3 precipitate (relatively high solubility)
� Design acid to maintain some live HCl
April 2005
Tertiary Reaction Products
� Aluminum Hydroxides
» AI(OH) 3
» Precipitate on acid spending (pH increase to 4.5)
April 2005
3-nn
Reaction Products
� Ferric Hydroxides / Carbonates
» FeF complexes are soluble» FeS insoluble (precipitates in the presence of H2S)» Fe (OH)3 insoluble (precipitates at pH = 1.9 or 6)
» FeCO3 (Siderite)
April 2005
Resumen de Precipitados
� CaF2
� Fluosilicatos de sodio y potasio� Fluoaluminatos� Silica amorfa coloidal: Si (OH) 4� AlF3
� Hidroxidos de aluminio� Hidroxidos y carbonatos ferricos
April 2005 145
Reaccion Primaria – Que hacer?
Compuestos alcalinos1. Sobredesplazar salmuera de formacion2. Salmuera sin Na, K, Ca
Salmuera de Cloruro de Amonio
CaF2
Disolver CaCo3Preflujo HCl
April 2005
Preflujos
� Antes del Acido� 3-5% NH4Cl� Xileno / Tolueno
� Preflujo acido (antes del HF)� HCl� Acido organico
» NO previene hinchamiento de arcillas» NO disuelve precipitados de hierro» Disuelve carbonatos LENTAMENTE
� Solventes mutuales / alcoholes
April 2005 147
Reaccion Secundaria – Quehacer?
AlFx
Mantener un pH bajo
Gel SilicaMantener un pH bajo
Incluir HCl en el HF (Mud Acid)
April 2005
Mud Acids
� HCl + HF� 9 : 1.5,� 6 : 1…
� Minerales siliceos
April 2005 149
Tertiary Reaction – What to do?
AlFy
1. Mantener un ph bajo2. Sobredesplazar fluidos
postflujo HCl
April 2005
Postflujo
� Desplazamiento del acido lejos de la vecindaddel pozo
� HCl debil y NH4Cl � Surfactante/Solvente Mutual
� Formacion mojada en agua� Facilitar flowback
April 2005 151
Etapas de Acidificación de Areniscas
Preflujo de Salmuera para desplazar los cationes incompatiblePreflujo de HCl (o ácido orgánico) para remover CaCO3 de laMatriz para prevenir la precipitación de CaF2.Mud acid para remover el daño causado por alumino-silicatatos
Postflujo para sobredesplazar ácido gastado lejos de la matriz critica.
April 2005 152
Otras recomendaciones
� Nitrógeno: Ayuda al flowback en yacimientos de baja presión.
� Agregar Cloruro de Amonio a los sistemas ácidos. � SIEMPRE REALIZAR UN TUBING PICKLE.
April 2005 153
Stage Description
Vol (bls)
Qsurf (bpm)
N2 (scf/min)
1 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
2 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
3 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
4 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200
6 Nitrogen Displacement 85150 scf
600
April 2005
Acidificación de Areniscas - Resumen
� Disolución del material generador del daño. � Minimizar las precipitaciones secundarias.� Diseño de preflujo y sobredesplazamiento. � Combinaciones de HCl-HF
April 2005 155
Determinacion de Volumenes
� Estimados� Volumenes: salmuera, preflujo, principal, postflujo� Concentracion: preflujo, principal (relacion HCl/HF)
� Informacion Intervalo de 100 ftPorosidad 20%
T = 250 ºFK = 125 mD
Solubilidad HCl: 5%Solubilida HCl/HF: 14%Saturacion de gas: 50%Oil API gravity: 21o
Parafinas: 22%Asfaltenos: 2%
April 2005 156
Preflujo - Salmuera
� Cloruro de amonio� Espaciamiento
minimo 1 ft entrefluidos de formaciony HCl
� 3% NH4Cl (<5% arcilla)4% (5-10% arcilla)5% (>10% arcilla)
Fluidos de formac
HCl
Brine
April 2005 157
Preflujo - HCl
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
0 5 10 15 20 25 30
HCl Concentration (w t % )
0
5
10
15
20
25
30
35Volum e of CO2 (ft3)Lim estone D issolved (lbm )Lim estone D issolved (ft3)
April 2005 158
HCl preflujo – Conentracion
April 2005
HCl Preflujo - Volumen
April 2005 160
April 2005 161
Postflujo� 5 - 7.5% HCl� Incluir solvente mutual para dejar roca humectada en
agua� Volumen: 3-5 ft penetracion
� Salmuera NH4Cl
V = π r2 h φ
April 2005 162
Etapa principal - Volumen� Objetivo: reduccion del skin
� Un factor skin = cero no se alcanza
� El skin total puede ser cero en pozos desviados
� Reduccion maxima del skin: 90%
� StimCADE y economia dictan el volumen optimo
S
V
April 2005 163
Seleccion del HCl/HF
April 2005
NHNHNHNH4444 HFHFHFHF2222 ((((Y1Y1Y1Y1) + X ) + X ) + X ) + X HClHClHClHCl2 HF + (X 2 HF + (X 2 HF + (X 2 HF + (X ---- 1) HCl + NH 1) HCl + NH 1) HCl + NH 1) HCl + NH 4444 CICICICI
(Mud Acid)(Mud Acid)(Mud Acid)(Mud Acid)
((((25% HCl + 20% HF25% HCl + 20% HF25% HCl + 20% HF25% HCl + 20% HF) + HCl + H ) + HCl + H ) + HCl + H ) + HCl + H 22220000Dilute HCl / HF mixture or Dilute HCl / HF mixture or Dilute HCl / HF mixture or Dilute HCl / HF mixture or
Dilute Mud AcidDilute Mud AcidDilute Mud AcidDilute Mud Acid
Generacion en Campo
12-3 Mud Acid: 1000 gal HCI 15% + 400 lbs Y-1
12-6 Mud Acid: 1000 gal HCI 15% + 800 lbs Y-1
6-3 Mud Acid: 1000 gal HCI 7.5% + 400 lbs Y-1
April 2005
Clay Acid: un HCl/HF retardado
fused clayafter treatment
April 2005 166
• Limited HF available ==> deeper penetration
• 0.1 – 0.2 % HF available at one time
• 2% HF equivalent
• Clay fusion
• The probability of fluosilicates or silica precipitates
is decreased tremendously
April 2005
800
600
400
200
0
0 10 20 30 40
Clay Acid12% HCl - 3%HF
1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. UnconsolidationUnconsolidationUnconsolidationUnconsolidation1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. UnconsolidationUnconsolidationUnconsolidationUnconsolidation
DistanciaDistanciaDistanciaDistancia desdedesdedesdedesde entradaentradaentradaentrada de de de de nucleonucleonucleonucleo (pg)(pg)(pg)(pg)
Perm
eabi
lidad
Perm
eabi
lidad
Perm
eabi
lidad
Perm
eabi
lidad
, %
, %
, %
, % C
ambi
oCa
mbi
oCa
mbi
oCa
mbi
oClay Acid vs HCl/HF regular
April 2005 168
Generacion
� Bifluoruro de amonio + acido borico + HCl
� NH4HF2 + H2O ⇔ NH4OH +2 HF� NH4HF2 + HCl 2HF + NH4Cl� H3BO3 + 3HF ⇔ HBF3OH + 2H2O
� HBF3OH + HF ⇔ HBF4 + H20
� HBF4 + H2O ⇔ HBF3(OH) + HF
April 2005*Clay Acid LT can be used to 130O F, but is not recommended above 130O F.
BHST (BHST (BHST (BHST (°F) Clay Acid LTF) Clay Acid LTF) Clay Acid LTF) Clay Acid LTRegular Clay AcidRegular Clay AcidRegular Clay AcidRegular Clay Acid
100 96 48110 76 38120 52 26
130 35 18140 24 *150 16 *
160 11 *170 8 *180 5 *
190 3 *225 2 *250 1 *300 0.5 *
Minimum ShutMinimum ShutMinimum ShutMinimum Shut----in Time (hr)in Time (hr)in Time (hr)in Time (hr)
Clay Acid Shut-In Time
April 2005 170
I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005 171
Qué es OilSEEKER?
OilSEEKER es un sistema divergente libre de solidos usado en
� Pozos productores de agua
� Pozos con zonas de alto contraste de permeabilidad
April 2005 172
Por que OilSEEKER?
Un acido tiende a invadir preferencialmente la zona de agua
Los estratos de mas baja permeabilidad son losmenos estimulados
April 2005 173
OilSEEKER
Gel estableen zona de agua
Gel rotoen zona de crudo
OilSEEKER
WaterWater
Acid
OilSeeker
April 2005 175
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
20 40 60 80 100 120 140 160 180
Tiempo (min)
Fluj
oFr
acci
onal
3%NH4Cl 10% U66 3%NH4Cl Oil Seeker 15% HCl
410 md con Sw = 80%
390 md con Sw = 20%
0
Zona de Crudo
Zona de Agua
Prueba de nucleo con OilSEEKER a 150oF
April 2005 176
Como trabaja OilSEEKER?
April 2005 1770
500
1000
1500
2000
2500
time,min
Time, mins
Pre
ssur
e, p
si
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
Inje
ctio
n Rat
e, b
pm
Treating Pressure, psi === BHP, psi === Slurry Rate, bpm ===
PRESSURE INCREASE DUE TO OIL SEEKER
OilSEEKER Incremento significativo de BHP cuando
OilSEEKER llega a la formacion
April 2005 178
Low Viscosity Broken Oil Seeker
Solvente Mutual
Lutita
NH4Cl
Low Viscosity Broken OilSEEKER
OilSEEKER, altaviscosidad
AcidAcidooCrudo
Agua
OilSEEKER - Secuencia
April 2005 179
OilSEEKER: Caracteristicas y Beneficios� Mejora colocacion del acido en pozos con alta
produccion de agua� Vertical� Desviado� Horizontal
� Aplicable in pozos de crudo/condensado/gas� Carbonatos� Areniscas
� Facil de mezclar� No requiere nitrogeno
April 2005 180
Otras Propiedades
� Baja Friccion�Operaciones con CT
April 2005 181
Stage 1 Inject 3% NH4Cl + 10% U66 Stage 2 Inject 3% NH4Cl without U66 Stage 3 Inject OilSEEKER Stage 4 HCl preflush Stage 5 Mud Acid (sandstone only)Stage 6 Overflush with 3% NH4Cl +10% U66 (optional
for carbonates)Stage 7 Repeat 3-6 as required
High Water-Cut Well with WOC
April 2005 182
Stage 1 Circulate and establish injectivity with 3% NH4Cl
Stage 2 HCl preflush with mutual solventStage 3 Mud acid (Sandstone only)Stage 4 Overflush with Brine (Carbonate
optional)Stage 5 OilSEEKER injectionStage 6 Repeat as required
Wells WITHOUT Oil-Water Contact
April 2005 183
Volume of Espaciador
(gal/ft/stage)
Volumen de OilSEEKER(gal/ft/stage)
Preflujo de solvmutual
(gal/ft/stage)
Porosidad
(%)
10 8 8 4
15 12 12 6
20 16 16 8
25 20 20 10
30 24 24 12
Volumenes de OilSEEKER
April 2005 184
ScandinaviaContinental EuropeRussia, CIS Countries, TurkeyUnited KingdomAlgeria, Morocco, TunisiaNigeriaWest and South Africa
AlaskaCanadaGulf CoastUS LandMexico, Central AmericaArgentina, Bolivia, Brazil, ChilePeru, Colombia, EcuadorVenezuela, Trinidad & Tobago
AustralasiaChinaEast AsiaIndonesiaIndia, LibyaOman, PakistanSaudi Arabia, Kuwait, BahrainEgypt, Syria, Sudan, JordanUAE, Iran, Qatar, Yemen
NSANSANSANSAAlaskaCanadaCanadaCanadaCanadaGulf CoastGulf CoastGulf CoastGulf CoastUS LandUS LandUS LandUS LandMexicoMexicoMexicoMexico, Central AmericaArgentinaArgentinaArgentinaArgentina, Bolivia, BrazilBrazilBrazilBrazil, ChilePeru, Colombia, EcuadorVenezuelaVenezuelaVenezuelaVenezuela, Trinidad & Tobago
ECAECAECAECAScandinaviaContinental EuropeRussia, CIS Countries, TurkeyUnited KingdomUnited KingdomUnited KingdomUnited KingdomAlgeria, Morocco, TunisiaTunisiaTunisiaTunisiaNigeriaNigeriaNigeriaNigeriaWest and South AfricaWest and South AfricaWest and South AfricaWest and South Africa
MEAMEAMEAMEA
AustralasiaChinaEast AsiaEast AsiaEast AsiaEast AsiaIndonesiaIndonesiaIndonesiaIndonesiaIndiaIndiaIndiaIndia, LibyaOman, PakistanSaudi ArabiaSaudi ArabiaSaudi ArabiaSaudi Arabia, Kuwait, BahrainBahrainBahrainBahrainEgyptEgyptEgyptEgypt, Syria, Sudan, JordanUAE, Iran, Qatar, Yemen
Trabajos con OilSEEKER
April 2005 185
Trabajos con OilSEEKER
010
20304050
607080
90
2001 2002 2003
April 2005 186
Resumen: OilSEEKER
� Pozos con corte de agua
� Cero dano a formacion
� No requiere nitrogeno
� Facil de mezclar y manejar
April 2005 187
I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005 188
Objectivos
1. Como conseguir a agujero de gusano largo y
angosto
2. Como seleccionar un acido reactivo y
retardado
3. Como estimar el caudal optimo de bombeo
4. Como promover divergencia efectiva
April 2005 189
Estimulacion Matricial: Principios
Areniscas
� DisolucionDisolucionDisolucionDisolucion del del del del DanoDanoDanoDano
� Precipitados
Carbonatos
� BypaseoBypaseoBypaseoBypaseo del del del del DanoDanoDanoDano
� Penetracion� Divergencia
April 2005
Factores Clave en Acidificacionde Carbonatos
1. Penetracion
2. Reacitividad del acido
3. Tasas de inyeccion
4. Divergencia
April 2005 191
1. Penetracion
April 2005 192
2. Reactividad del Acido
April 2005
3. Tasas de Inyeccion vs. DisolucionLos patrones dependen de la temperatura, velocidad de
inyeccion, tasa de reaccion superficial
Tasa de Inyeccion
April 2005
Colision de Agujeros
H+
H+carbonato
El acido invade los poros, reaccionando con las paredes
April 2005
El acidoreduce el espesor de la pared
H+
carbonato
La pared desaparece, engrosando el canal
April 2005 196
ImpactoImpactoImpactoImpacto del caudal y del caudal y del caudal y del caudal y temperaturatemperaturatemperaturatemperatura
TemperaturaCaudalde bombeo
April 2005
*Fredd and Fogler, AIChE J., 1998.
Da en la Eficiencia de Estimulacion
1
10
100
1000
0.1 1.0 10 100 1000
VolumenesPorosos
Para Breakthrough
(Inversa de la Eficienciadel Acido
1 / Damköhler Number
April 2005
Damköhler Number, Da *
Tasa neta de disolucion mineral por acido
Tasa de conveccion del acidoDa =
Da = πκDL
Qκ = overall dissolution rate constant
(1+1/νKeq)/κ = 1/K1 + 1/ ν ks + 1/(ν KeqK3)
*Fredd and Fogler, AIChE J., 1998.
April 2005
Desarrollo del AgujeroEfecto de la Tasa de Inyeccion
April 2005 200
4. Colocacion
� Cero divergencia puede significar “Cero Incrementode Productividad”
� Tecnicas� Mecanica
» Bolas y empacadores� Agentes puenteantes
» sales, resinas� Quimica
� Para carbonatos, la divergencia quimica es la masefectiva
April 2005 201
I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos
April 2005 202
Que es VDA?VDA es un sistema libre de solidos que mejora la
divergencia en carbonatos al desarrollar unagran viscosidad in-situ
1
10
100
1000
0 2 4 6 8 10
April 2005 203
Divergencia en Matriciales
AcidoAcidoAcidoAcidoRegularRegularRegularRegular
Flujo de Inyeccion de Acido
66 md
34 md
32 md
Antes Despues
∞ md
34 md
37 md
VDAVDAVDAVDA
29 md
87 md
47 md
178 md
∞ md
107 md
April 2005 204
HClCaliza
VDACaliza
Divergencia en AcidFRACs240 oF
April 2005 205
Apariencia del VDA
April 2005 206
VDA Demo
���������
April 2005 207
Viscoelastic Diverting Acid
April 2005 208
Aplicaciones Particulares
� Intervalos Largos
� Altos contrastes de permeabilidad
� Completaciones a hoyo abierto
� Pozos horizontales y desviados
� Pozos con rejillas
April 2005 209
Como trabaja el VDA?
ViscoelasticSurfactant
DisminuciónDisminuciónDisminuciónDisminución de de de de ConcentraciónConcentraciónConcentraciónConcentración de de de de AcidoAcidoAcidoAcido
IrregularIrregularIrregularIrregular----Shaped Shaped Shaped Shaped MicellesMicellesMicellesMicelles
VDAVDAVDAVDA
WormWormWormWorm----like Micellelike Micellelike Micellelike Micelle
SpaghettiSpaghettiSpaghettiSpaghetti----like Masslike Masslike Masslike MassViscosity Increase
DegradaciónDegradaciónDegradaciónDegradación (HC o (HC o (HC o (HC o aguaaguaaguaagua de de de de formaciónformaciónformaciónformación))))
Viscosity DecreaseViscosity DecreaseViscosity DecreaseViscosity Decrease
April 2005 210
Como se compara al acidoconvencional?
1 1 1 1 1 1 1 1
4.5
2.2
3.9
4.9
1.8
2.8 2.7
4
0
1
2
3
4
5
6
Well 2 Jul 01DGA
Well 2Mar 03DGA
Well 2Feb 04VDA
Well 4Aug 00DGA
Well 4Aug 02DGA
Well 4Apr 04VDA
Well 5Apr 01DGA
Well 5May 04
VDA
Incr
emen
tal P
rodu
ctio
n (F
olds
of I
ncre
ase)
Before After
April 2005 211
Comparacion de IP
0.72
1.42
0.00
0.40
0.80
1.20
1.60
PI DGA PI VDA
PI post-trabajo
April 2005 212
Otras Propiedades
� Baja friccion
� Operaciones con CT� Operaciones de Alta Presion
April 2005 213
Well No. Zone WHIP Pre-Rate (BWPD)
WHIPPost-Rate
(BWPD)
Actual Gain
Expected Gain
% Achieved
A-12 1, 2, 3 1910 5300 1910 6560 1260 1000 126
A-14 2, 3 2130 1100 2130 3720 2620 1600 164
A-15 2, 3 2250 4400 2100 6500 2100 1000 210A-19 2, 3 2160 5200 2020 7600 2400 1000 240A-20 2, 3 2360 5700 2120 7100 1400 1000 140A-21 2, 3 2750 4100 2700 5000 900 1200 75A-22 2, 3 2750 4700 2750 5600 900 1000 90A-26 1, 2 2650 4800 2650 5500 700 500 140
TOTAL 12280 8300% Achieved: 148
*Pre Stim *Post Stim
2002 Performance of Stimulated Wells using VDA Diversion Treatment
Algunos trabajos con VDA
April 2005 214
Resumen de VDA
� Cero dano a formacion� Mejoramiento de la divergencia – la mejor
posible� Reductor de friccion
April 2005 215
Final de la Presentacion
I. Introductory ConceptsII. Success FactorsIII. Formation DamageIV. AdditivesV. Sandstone AcidizingVI. Diversion: OilSEEKERVII. Carbonate AcidizingVIII. Diversion: VDA
April 2005 216
April 2005 217
SandstonesSG = 2.48 (φ=10%)
SGshale = 2.2-2.75
April 2005 218
Unconsolidated Sandstones
April 2005 219
CarbonatesSGlimestone=2.54 (φ=10%)
SGdolomite=2.68 (φ=10%)
April 2005 220
Carbonates
Dolomite
Calcite
April 2005 221
Dolomite���������������� ����������������������� �������������������� ������������� ������
April 2005 222
Carbonate classification
April 2005 223
Shale
April 2005 224
Carbonate Structure
April 2005 225
Emulsified Acids
� Used to deployacid andsolventsimultaneously
� Used for acidretardationpurposes
April 2005 226
Types of Emulsion
� Inverse or oil-outside emulsions� most common in the industry� oil does not necessarily has
to be the main fluid� OBM
� Direct or water-outside emulsions
external phase
internal phase
April 2005 227
Methodology OverviewDATA
DAMAGEIDENTIFICATION
STIMULATIONTECHNIQUE
WELL POTENTIAL
MATRIX
WATER CONTROLFRACTURE
WORKOVER
WELL CLEANUP
SAND CONTROL
April 2005 228
Placement failure
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 20
5 0 0
1 0 0 0
1 5 0 0
2 0 0 0
2 5 0 0
Inje
ctio
n (B
WP
D)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2
P re -tre a tm e n t (B W P D )P o s t-tre a tm e n t (B W P D )
Z o n e A BC T P la c e m e n t
w ith fo a m d iv e rs io nW e ll # 2
Z o n e A BB u llh e a d u s in g
G e lle d A c idw ith n o d iv e rs io n
W e ll # 3
Z o n e A BC T P la c e m e n t
w ith n o d iv e rs io nW e ll # 1
Z o n e A B C T P la c e m e n t w ith M u d & S ilt R e m o v a l A c id a n d T e m p o ra rily X -L in k e d A c id D iv e rs io n W e ll # 4
April 2005 229
Acid Strenth
1. Hydrometer� Affected by T� SG is proportional to strength� Weighting agents
2. Titration� Phenoltalein indicator� NaOH titrate� Most reliable 0.277 (NNaOH) * mlNaOH * 36.5
mlacid * SG%HCl =
April 2005
Acid Fracture Mechanics
Acid LeakoffAcid LeakoffAcid LeakoffAcid Leakoff
Acid ReactionAcid ReactionAcid ReactionAcid Reaction
Acid TransportAcid TransportAcid TransportAcid Transport