ESTIMULACIÃ“N DE POZOS

7/30/2019 ESTIMULACIÃ“N DE POZOS

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ESTIMULACIÓN DE POZOS

DIAGNOSTICO DE TRATAMIENTOS PARA MEJORAR LAPRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS.

ESTIMULACIÓN ÁCIDA. QUÍMICA NO REACTIVA.

INYECCIÓN DE VAPOR

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

Profesor: Américo Perozo



Diagnostico de Tratamientos para mejorarla Productividad de los Pozos.

Estimulación de Pozos Por: Linares R, Uzcátegui L y González I.



Generalidades del Daño de Formación.

Tipos de Daño de Formación.

Diagnostico/Mecanismo/Selección de tratamiento. Revisión previa de Condiciones Pozo/Yacimiento

(“Check List”).

Variables a considerar en la aplicación del tratamiento.

Procedimiento General de Análisis/Diagnostico. Referencias.

Agenda.



Control de aguaDiluciónControl de emulsionesInyección de vapor

Pozos horizontalesFracturamiento

EstimulacionesFracturamiento

FracturamientoEstimulación ácidaCambios de mojabilidad

RecañoneoPozo desviado

Que es el Daño de Formación?

Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsionalas líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo.Disminuye significativamente la productividad del pozoy ocasiona una caída de presión adicional en las cercaníasdel mismo.

])([

)(08,7

S rw re Ln o o

Pwf Pe h K q

+

- =

m



El daño de formación es definido como una reducción en lamovilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo

Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:

1-

=

rw

rd Ln

Kd

K Sd

Donde:

K = Permeabilidad (md)Kd = Permeabilidad (damage)rd = Radio del dañorw = Radio del pozo

Generalidades.



Gf

d

Sdg 1

-

=

Donde:Sdg = Factor de daño Generalizadol = (Ks x Kro)/mo (dañado)ld = (Ks x Kro)/mo (sin dañado)Gf = Factor Geométrico (Sistema Geométrico)Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petróleomo = Viscosidad del Petróleo

Daño de formación considerando varios mecanismos:

Generalidades.



Factor de daño considerando el sistema geométrico

Generalidades.



InteraccionesRoca-Fluido

InteraccionesFluido-Fluido

FenómenosInterfaciales

Inversión dela Mojabilidad

Bloqueo por Emulsiones

Bloqueo por Agua

Precipitados Inorgánicos

Precipitados Orgánicos

Migración/Taponamiento por arena

Migración/Taponamiento por finos

Baja Permeabilidad(K)

Alta Viscosidad(m)

Baja Presión

Disminución en el IP

y/oAceleración en la Declinación

Daño Pseudo-Daño

Sistema MecánicoIneficiente

Calidad delYacimiento

Restricción alrededor del pozo debido a:

Precipitados Inorgánicos

Precipitados Orgánicos

Bloqueo por Emulsiones

Bloqueo por Agua

Tipos de Daño de Formación.

Pseudo-Daño

Inversión dela Mojabilidad

Baja Permeabilidad(K)

Alta Viscosidad(m)

Baja Presión

Migración/Taponamiento por arena

Migración/Taponamiento por finos



Características del Sistema Roca - Fluido:

Tipos de Fluidos. Humectabilidad. Gravedad API. Composición del agua (Salinidad, Dureza, etc).

Análisis PVT. Permeabilidad. Porosidad. Profundidad. Saturaciones.

Presiones. Gradiente de Fractura. Litologia, Mineralogia Espesor. Temperatura.

Factor de Daño.

“Check List”.



Datos de Pozo: Tipo de Pozo. Intervalos productores/inyectores. Profundidad. Registros disponibles. Configuración Mecánica.

Integridad del Revestidor y del Cemento. Características del cañoneo (Tipo de cañón, técnica, densidad,

penetración, fase y diámetro del orificio).

Comportamiento Histórico de Producción/Inyección: Tasas.

Acumulados. RGP. %AyS.

Historia de Trabajos Efectuados. Fracturamiento.

Acidificación.

“Check List” (Cont).



Variables a considerar en la aplicación delTratamiento.

Fracturamiento:

Presión de inyección. Temperatura del yacimiento. Propiedades geomecánicas. Longitud y ancho de fractura. Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de fluido) Tipos y volúmenes de fluidos (agentes apuntalantes y

aditivos). Equipos. Consideraciones económicas. Consideraciones ambientales.



Variables a considerar en la aplicación delTratamiento.

Acidificación:

Presión de inyección. Tasa de inyección. Etapas del tratamiento (preflujos, tratamiento,

sobredesplazamiento). Temperatura del yacimiento. Tipo de fluido y aditivos Volúmenes y concentraciones requeridas. Métodos de colocación del tratamiento.

Equipos. Consideraciones económicas. Consideraciones ambientales.



Revisar Producción ó

datos de pruebas del Pozo

Es la productividad

normal?

Incrementarála producción

si estimulo?

Determine el tipo optimo

de tratamiento y diseñe laestimulación

Prepare la propuesta

Ejecute la Estimulación

Evalúe los resultados

Documente los resultados

Procedimiento General.

Corregir el problema

SI

SI

Es Rentable?

SI

Compruebe estado mecánicodel pozo y disponibilidad de

materiales y equipos

SI

NO

NO

Documente y busque otro

candidato

SI

Es un problemamecánico?

NO

Es un problema de

superficie?

NO

Cuantifique, identifique y

diagnostique tipo de dañomediante análisis de registros,datos de producción y de

pruebas de presión.

NO



Referencias.

Daño a la Formación. Centro Internacional deEducación y Desarrollo - CIED.

Prevención del Daño de Formación. CentroInternacional de Educación y Desarrollo - CIED.

Advances in Formation Damage Assesment and ControlStrategies. Centro Internacional de Educación yDesarrollo - CIED.

Curso Gerencial 1999. Centro Internacional deEducación y Desarrollo - CIED.



TratamientoMecanismo

Geología del Yacimiento.

Daño de Formación

Fracturamiento Hidráulico:

Corto.

Mediano.

Largo.

Fracturamiento Acido.

Frack Pack

Análisis de Pruebas dePozos (Build-Up).

Análisis convencionales denúcleos.

Correlaciones Núcleo-Perfil.

Correlaciones empíricas(Timur, Purcell, Swanson,Thomeer, etc.).

Diagnóstico

Baja Permeabilidad (K).




Características propias delcrudo.

Formaciones de Emulsiones.

Disminución de la viscosidadcon:

Inyección Alternada de Vapor.

Inyección de Vapor asistida

por gravedad (SAGD).Inyección de Vapor con

solvente asistida por gravedad(VEPEX).

Crudos viscosos.

Gravedad API menor a 19º(Crudos Pesados yExtrapesados).

Pozos completados enFormaciones Someras noconsolidadas (Mioceno).

Diagnóstico

Alta Viscosidad (m).



Baja Presión (Pe).

No aplica ningúntratamiento, solo Proyectosde Recuperación Adicional




Bajo aporte de fluidos al pozo por disminución del área deflujo (Flujo Turbulento).

Cañoneo y Recañoneo.

Profundizar el pozo en el casode penetración parcial.

Altos valores del Factor deDaño (S >> 10) de las Pruebasde Pozos.

Análisis Nodal.

Simulación Numérica deYacimientos

Diagnóstico

Pseudo - Daño.




Desprendimiento por carenciatotal o parcial del materialcementante.

Desprendimiento por fuerzashidrodinámicas (Altas

viscosidades del crudo y altasvelocidades de arrastre).

Control de la tasa de producción (Tasa optima).

Empaque con grava a HuecoAbierto (OHGP).

Empaque con grava a HuecoEntubado.

Uso en general de RejillasRanuradas.

Abrasión severa en los equiposde subsuelo y superficie(Niples, Mangas, Botellas,Reductores, Líneas de Flujo ySeparadores).

Muestras tomadas con guayadurante verificaciones defondo.

Taponamiento de intervaloscañoneados y/o del reductor.

Caracterización de tamaño de

grano mediante análisis denúcleos.

Pozos completados enFormaciones Someras noconsolidadas (Mioceno).

Diagnóstico

Migración y Taponamiento por Arena.




Desprendimiento por incompatibilidad entre losfluidos invasores (Perforación,Cementación, Completación,RARC e Inyección entre otros)y las arcillas migrables de laformación (Caolinita e Ilita).

Desprendimiento por fuerzashidrodinámicas.

Transporte a través del medio poroso, taponando el cuello delos poros.

Hinchamiento de las arcillas(Montmorillonita) por reaccióncon los fluidos invasores.

Control de la tasa de producción (Tasa optima).

Estabilizadores para arcillas ofinos:

Tratamientos cáusticos

(Hidróxido de Potasio).Tratamientos ácidos (HF, mud-

acid).

Inhibidores para evitar hinchamiento de la Esmectita(Polimeros).

Otros Aditivos (Inhibidores decorrosión, Estabilizadores dehierro)

Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples,Mangas, Botellas) y en losequipos de superficie(Reductores, Separadores).

Alto porcentaje de sedimentosen las muestras de los pozos.

Pozos completados en elEoceno.

Formaciones con tamaño promedio de grano entre 2 y 40

micrones.Caracterización de arcillas

mediante análisis de núcleos,muestras de canal y registrosGR espectral.

Diagnóstico

Migración y Taponamiento por Finos.




Natural:

Salida del gas en solución por efectode la caída de presión, que alcontacto con el agua y el CO2 reacciona produciendo laprecipitación de Carbonato deCalcio (CaCO3).

Inducido:

Incompatibilidad entre los fluidosutilizados durante las actividades dePerforación, Cementación,Completación, RARC e Inyección(agua, vapor) y los fluidos de laformación.

Taponamiento por precipitación deagentes incrustantes:

Carbonato y Sulfato de calcio.

Sulfato de bario.

Carbonato y Sulfuro de hierro.

Oxido férrico.

Sulfato de Estroncio.

Acido Clorhídrico(Carbonatos/Areniscas).

Acido Fluorhídrico(Areniscas).

Mud - Acid (Areniscas).

Acido Acético.

Acido Fórmico (AltasTemperaturas).

Acido Fórmico-Clorhídrico(Altas Temperaturas).

Acido Sulfámico yCloroacético (BajasTemperaturas).

Acidos Alcohólicos(Yacimientos de Gas).

Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples,Mangas, Botellas).

Precipitación de escamas en losequipos de superficie.

Taponamiento del reductor.

Taponamiento de intervaloscañoneados.

Análisis físico - químico delagua de formación (Indice deStiff).

Diagnóstico

Precipitados Inorgánicos.




Natural:

Composición del crudo.

Caídas de Temperatura en elyacimiento y/o pozo(Precipitación de Parafinas)

Caídas de Presión en elyacimiento y/o pozo(Precipitación de Asfaltenos).

Inducido:

Tratamientos inadecuados por el uso de fluidos incompatibles

con los fluidos de formación(ocasionan cambios en el PH yen la tensión interfacial).

Indispensable pruebas decompatibilidad con el fluido deformación.

Asfaltenos: solventesaromáticos (Xileno)

Parafinas: solventes parafínicos (Tolueno); aguacaliente con aditivos químicoscomo detergentes de parafina,dispersantes o inhibidores.

Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples,Mangas, Botellas).

Obstrucción en la línea de flujoy/o en el pozo.

Muestras tomadas con guayadurante verificaciones defondo.

Aumentos anormales en laRelación Gas - Petróleo (RGP)

Análisis físico - químico del

Hidrocarburo

Diagnóstico

Precipitados Orgánicos.




Aumento de la tensióninterfacial como consecuenciadel uso de surfactantes en losfluidos utilizados durante lasactividades de Perforación,

Cementación, Completación,RARC e Inyección.

Dispersión del agua en petróleo o del petróleo en agua por agitación durante lasoperaciones de producción.

Características propias delcrudo.

Uso de desemulsificantes.

Uso de agentes antiespumantescomo sales de Aluminio deácidos grasos o alcoholesgrasos (evitando espumas

estables por acción del gas deformación).

Uso de solventes mutuos.

Inestabilidad en el corte deagua y sedimentos (alto).

Disminución e inestabilidad enlos valores de gravedad API.

Análisis de Laboratorio de lasmuestras de crudo

Frecuente en pozos perforadoscon lodos de emulsión inversa.

Diagnóstico

Bloqueo por Emulsiones.




Reducción en la permeabilidadefectiva al petróleo, por elincremento de la saturación deagua en el medio poroso en lascercanías del pozo.

Uso de surfactantes.

Uso de ácidos alcohólicos(Pozos de Gas).

Dejar a producción el pozo,

hasta que el agua sea producida.

Incremento repentino del cortede agua.

Ausencia total de producción.

Diagnóstico

Bloqueo por Agua.




Reducción de la permeabilidadefectiva al petróleo por cambiode la humectabilidad de laformación.

Uso de geles.

Agentes Surfactantes.

Pozos con alto corte de agua.

Frecuente en pozos perforadoscon lodos de emulsión inversa

Diagnóstico

Inversión de la Mojabilidad.



h

rw

k sk

re

Matriz Critica(Zona de Permeabilidad

Alterada)

h

rs

r

ESTIMULACION ACIDA

Elaborado por:• Alberto Ochoa• Alicia Morillo•Carlos Montiel•Orlando Quintero• Yesenia León•Emilio García



1.- Aspectos Generales.1.1.- Daño.1.1.1.- Definición.

1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial.1.2.- Factor Skin (S).1.2.1.- Impacto del Radio de Drenaje.1.2.2.- Impacto de la Permeabilidad y el Skin.1.3.- Mejoramiento de la Productividad porAcidificación.1.3.1.- Definición.2.- Tipos de Ácido.

2.1.- Fundamentales:2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF

2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH

2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH

2.2.- Combinaciones y Formulaciones especiales2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF

2.2.2.-Mud Acid secuencial2.2.3.- Ácido Fluobórico o Clay Acid, HBF42.2.4.-Ácido Fómico-Fluorhídrico2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico2.2.7.-Ácidos Alcohólicos

CONTENIDO

3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitasy Arenisca.3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y

Dolomitas)3.2.- Acidificación de Arenisca.4.-Aditivos y Sistemas para Acidificación.4.1.-Surfactantes.4.2.-Secuestrantes de Hierro.4.3.-Inhibidores de Corrosión.4.4.- Agentes Divergentes y Controladores de Pérdidade Filtrado.

4.5.- Reductores de Fricción.4.6.- Alcoholes.4.7.- Inhibidores de Arcilla.4.8.- Agentes para Controlar Bacterias.4.9.- Remoción de Incrustaciones y Asfaltenos.4.10.- Remoción de Parafinas.5.-Tratamientos Acidos.5.1.-Parámetros Previos a Considerar.5.2.- Tipos de Tratamientos Generales.5.3.- Consideraciones sobre Fluidos de Formación yCaracterísticas de las Rocas.5.4.- Diseño.5.5.- Parámetros a Monitorear Durante la Operación.5.6.- Parámetros Post-Trabajo.Bibliografía.



1.- Aspectos Generales.

1.1.- Daño.

1.1.1.- Definición: Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de

Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabi-lidad en la vecindad del pozo, ocasionando un caida de presión adi-cional en el flujo de fluidos, debido a la introducción de agentes externos(fluidos de perforación y terminación y/o rehabilitación de pozos) uoperaciones de perforación. En la figura 1 se muestra un modelo de pozo

reservorio donde se distiguen tres zonas principales:La zona del pozo (vecindad del pozo).La zona alterada, zona dañada ó matriz crítica.El reservorio (zona no dañada).

1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial:Por incrustaciones inorgánicas debido a la formación de sales (CaCO3 mas comunes).

Causas de las Inscrustaciones Inorgánicas: Presencia de Agua Incrustante en la formación.Como determinar las Inscrustaciones Inorgánicas: 1) Análisis de agua (Ph, Calcio, Alcalinidad, Cloruros,

Sulfatos, Bario, entre otros). 2) Indice de estabilidad y 3) Comportamiento de producción (aumento %AyS yRGP y Disminución de la tasa de petróleo).Indice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza iónica e influye en la solubilidad del CaCO3. Paradeterminar parámetros que indican el grado de inscrustación y/ó corrosión del fluido analizado (agua en base alCaCO3). ISD = pH – Log(1/Ca) – Log(1/Alc) – K. K: Constante de fuerza iónica y temperatura.

Figura 1

h

rw

k sk

re

Matriz Critica(Zona de permeabilidadalterada)

h

rs

r

ESTIMULACION ACIDA



1.2.- Factor Skin (S).La vecindad del pozo comunmente se denomina matriz crítica debido a que es en esta área donde ocurre

la mayor caída de presión durante la producción del pozo.

Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales ó inducidosreduciendo la permeabilidad, el resultado será una zona de daño definidad por un número llamado Skin.

El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeablidad en la matriz. Otros términos requeridospara definir el Skin son: K, que es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidadalterada de la matriz crítica.

En general:Si S = 0 => Ks = K => la matriz crítica no presenta daño.Si S > 0 => Ks < K => la matriz crítica presenta daño.

Si S < 0 => Ks > K => la matriz crítica ha sido estimulada.

Determinación del Radio de daño (rs), Permeabilidad Alterada (Ks) y Volumen Teórico de Acido (Vt).1) Con la teoría de perfiles se determina el diámetro de invasión (Di), y se asume que rs = Di / 2.

2) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S): Por ejemplo Pressure Buildup Test:S = 1.151 [ (P1hr-Pwf)/m - Log(k/(m.ct.rw^2)) + 3.23] y m = 162.2 qBom/(kh).: Registros; k: Nucleos y correlaciones (Timur); m, Bo: PVT.

3) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k: ks / k = 1 / [S / Ln ( rs/rw) + 1]Ks/k = 0.1 a 0.4 Daño Alto Ks/k = 0.4 a 0.7 Daño Medio Ks/k = 0.7 a 0.95 Daño Moderado/Pequeño

k = Permeabilidad de la formación; ks = Permeabilidad Alterada; rw = Radio de la tubería.

4) El volumen teórico de ácido se puede estimar como:Vt = (rs^2 – rw^2) h e (1 – Swi – Shr)



1.2.3.- Poder Disolvente del Acido.

Es el volumen de roca disuelto por unidad de ácido reaccionado.

b = (Peso Molecular de la Roca x Su coeficiente estequiométrico)/(Peso Molecular del ácido x Sucoeficiente estequiométrico)

Donde b = masa de roca disuelta por unidad de masa de ácido reaccionado

Se selecciona de acuerdo en función de la Litología.

Tiempo de Reacción del Acido (Acido Activo).

Permite la comparación directa de los costos entre ácidos.



h

1.3.- Mejoramiento de la Productividad por Acidificación.

1.3.1.- Definición.

La acidificación Matricial esta definida como la inyección de un ácido en los poros de la formación,(bien sea que esta tenga porosidad intergranular, regular ó fracturada) a una presión por debajo de lapresión de fracturamiento.

Un tratamiento de acidificación sera efectivo principalmente donde exista una restricción del flujo en

la proximidad del pozo, comunmente llamada “Daño”.

El objetivo de un tratamiento de acidificación matricial es alcanzar una cierta penetración radial delácido en la formación.

La estimulación se completa con la remoción del daño en la cercanía del pozo al agrandar los espaciosporales y disolver las particulas que taponean estos espacios.

La acidificación matricial es comunmente de mayor utilidad donde existen limitaciones por zonas decontacto agua-petróleo ó contacto gas-petróleo para minimizar ó prevenir la producción de agua ó gas.Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturación.

Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petroleosin incrementar el porcentaje de agua y/ó gas producido.



Un tratamiento matricial provee muy poca estimulación en un pozo sin daño. Se requeriría grandesvolúmenes de ácido para abarcar el espacio poral de la formación hasta el requerido para generar unaestimualción apreciable.

La estimulación frecuente de los carbonatos puede provocar la formación de cavernas en la roca yestablecer una comunicación con zonas de agua.

La estimulación frecuente de arenisca o carbonatos puede también disolver el relleno en las fracturascementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con el agua.

rw

rs

re

K Ks

Para ilustrar el mejoramiento de la productividad debido a la remoción del daño en la cercanía al pozo,considérense el sistema radial indicado en la figura. En este sistema, una zona de permeabilidad reducida, Ks,se extiende desde el radio del pozo, rw, a un radio rs, fuera del cual la formación tiene una permeabilidadconstante K hasta el radio de drenaje, re.

Figura 2.

rs



La caída de presión abruptacausada por un daño en la formaciónpuede provocar que el agua invada el

intervalo productor de otra zona.

La producción de agua se puedereducir estimulando el intervaloproductor, y reduciendo el diferencia depresión en las perforaciones.

Figura 3.

h

rw

k s

k

re

Matriz Critica(Zona de permeabilidadalterada)

h

r



2.- Tipos de Ácido.2.1.- Fundamentales:2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl:

Es un ácido inorgánico usado ampliamente en formaciones carbonáceas. Se emplea en solución de15% (por peso) de gas. La reacción química está representada por la siguiente ecuación:

2HCl + CaCO3 = CaCl2+H2O+CO2

Concentraciones Máximas de grado comercial de HCl son de aproximadamente 36% por peso.

Adicionalmente a las concentraciones superiores a 15 % pueden emplearse concentracionesinferiores en donde el poder de disolución del ácido no es el único factor a considerar.

Comercialmente este ácido se encuentra disponible con el nombre de Super X Acid, Regular Acid o

NE Acid, que además incluye un inhibidor de corrosión mezclado en una solución con una concentraciónde 20 % por peso o más.

Las mismas propiedades corrosivas que hacen que el ácido sea útil como fluido de estimulación loconvierten en una amenaza para el metal de las bombas, válvulas y tubería del pozo. Esta corrosividad esespecialmente significativa y costosa de controlar a temperaturas por encima de 250 ºF.

La protección contra el efecto corrosivo del ácido es provista por la adición de un inhibidor decorrosión, seleccionado en función de las condiciones del pozo.

El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las ventajas de este ácido es su poderdisolvente de roca por unidad de costo en concentraciones menores. Concentraciones mayores de HCltendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto tendrá mayor capacidad de suspensión de finosinsolubles que redundará en una mayor limpieza.

Ventajas

Desventajas



2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF:

Es un ácido inorgánico usado en formaciones de areniscas. Se presenta en forma líquida, bien sea enforma anhídrida o en solución acuosa. Ataca al sílice y los silicatos, ciertos materiales como el hierro

fundido y varios materiales orgánicos.En la estimulación de pozos, el HF es comúnmente usado en combinación con el HCl. Las mezclas de

los dos ácidos pueden ser preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, oagregando sales de fluor al ácido HCl.

El HF es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por taponamiento de la formacióncausado por lodos de perforación (excepto barita), arcillas y otros silicatos.

La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadasconjuntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcillas.

A pesar de que las reacciones químicas entre el HF y los minerales presentes en las areniscas soncomplejas y pueden en algunos casos resultar en precipitación de los productos de reacción, esto puede serevitado en su mayoría.

Algunos productos comerciales que contienen HF se presentan a continuación:

PRODUCTO USO

HF Acid 25% Se emplea para preparar soluciones más diluidas de HF.

HF Acid 20% Se emplea para preparar soluciones más diluidas de HF.



h

h

Factores Básicos de Control Relativos a la Reacción del Ácido:

Temperatura El régimen de reacción se duplica aproximadamente porcada 50ºF de incremento de temperatura.

Concentración del Ácido La velocidad de reacción también aumenta a medida que laconcentración se duplica. Una solución de HF al 4 %reacciona dos veces más rápido, por ejemplo, que una

solución al 2 %.Composición química de laroca de formación yRelación Volumen de laRoca

1- El régimen de reacción también se incrementa con presióna pesar del hecho de que la mayoría de las reacciones queproducen un gas (tales como las reacciones de HF con lossilicatos) son retardadas por la presión. Por ejemplo laformación de ácido fluosilícico (H2SiF6), a partir del gasproducido, tetrafluoruro de silicio (SiF4), incrementa la

velocidad del HF bajo presión.2- La cantidad relativa de arcilla arenisca y materialescalcáreos afecta el régimen de reacción. Por ejemplo, el HFreacciona a mayor velocidad con el material calcáreo que conla arcilla.

Velocidad de Reacción del Ácido Fluorhídrico.



Productos de Reacción del Ácido Fluorhídrico

Las reacciones consecutivas del ácido fluorhídrico en arenas limpias serán:

SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O,SiF4 + 2HF = SiF6H2, luego el ácido fluosilícico reacciona con iones disponibles.

2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2La reacción del HF con carbonato de calcio

La reacción del HF con arcillas o feldespatos Hidróxido de Aluminio o fluoruro

de Aluminio

La reacción del HF con iones de potasio y sodiodel agua de formación

Hexafluosilicatos de sodio o potasioNa2SiF6 o K2SiF6

Recomendaciones para Tratamientos con Ácido Fluorhídrico

Debe usarse un preflujo de HCl delante del tratamiento de HF para desplazar el agua de la formación.Manteniendo un bajo pH y no dejando mucho tiempo el ácido en el pozo, se puede evitar que el fluorurode calcio precipite.

Es conveniente diseñar un sobredesplazamiento detrás del ácido fluorhídrico para alejar los productosde reacción a más de 3 pies de radio de distancia del pozo, donde el área de flujo ya no es crítica y puedepermitirse su deposición.



h

h

Métodos para evitar precipitados en acidificación con HF

CaCo3 CaF2 Preflujo de HCl

CaMg(CO3)2 CaF2 y MgF2 Preflujo de HCl

Cuarzo y/o salmueras de Na NaSi2F6 Preflujo de HCl y NH4Cl

Salmueras de K KSi2F6 Igual al anterior

Salmueras de Ca CaF2 Igual al anteriorArcillas limpias, caolinita o

montmorillonita Si(OH)412H2O Sobredesplazar y llevar lejos

Feldespatos potásicos(Ortaclasa) KSi2F6 Bajar HF al 1,5 %

Feldespatos (Abita) Na2SiF6 Bajar HF al 1,5 %

Arcillas sucias

a) Ilita

b) Clorita

K2SiF6 y MgF2

Si(OH)412H2O

Comenzar con HF al 1%, subir

gradualmente al 3% ysobredesplazar

Fe(OH)3 Estabilizadores de hierro

Mineral Precipitado Prevención



2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH

Es un ácido orgánico que es accesible en solución de ácido acético de 10% por peso en agua.

Adicional a su uso como fluido de perforación o como fluido de baja corrosión en presencia demetales que se corroen fácilmente, el ácido acético es generalmente usado en mezclas con HCl enácidos híbridos.

Comparando el costo por unidad de poder de disolución, el ácido acético es más costoso que el ácidofórmico o el clorhídrico, por ello su uso es más limitado.

2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH

De los ácidos orgánicos empleados en acidificación , el ácido fórmico tiene el peso molecular másbajo y correspondientemente el costo por volumen más bajo por roca disuelta.

Es sustancialmente más fuerte que el ácido acético, sin embargo es más débil que el HCl. Como elácido acético reacciona a una concentración de equilibrio en presencia de sus productos dereacción.

Desventaja

Ventajas

2.2.- Combinaciones y formulaciones especiales:

2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF

Esta mezcla es casi exclusiva para restauración de la permeabilidad de areniscas.

Comúnmente se utiliza 15 % de HCl y se añade suficiente bifluoruro de amonio para crear unasolución con 3 % de HF.



El HCl en estas formulaciones tiene tres (3) propósitos:

Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio.

Para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro del HF.

Para prevenir la precipitación de fluoruro de calcio o de magnesio.

El ácido HF es normalmente usado en combinación con el ácido HCl en mezclas que varían enconcentraciones de :

6 % HCl – ½ % de HF 28% HCl – 9 % de HF 15% HCl – 3 o 4 % de HF

El Mud Acid disuelve todos los minerales que son solubles en HCl al 15%, así como minerales siliciostales como bentonita. El cloruro de calcio y el cloruro de magnesio, además de las sales de sodio y potasio

reaccionan con el HF para formar precipitados insolubles.

Debido a que el HF es removido de la solución en la reacción con calizas, no es rentable acidificarformaciones de carbonato de calcio con Mud Acid

• Productos de Reacción del Mud Acid: Productos

h Fluoruro de calcio o de magnesio La reacción de los iones de Fluor presentes en elMud Acid con las calizas y dolomitas

La reacción del contacto parcial del Mud Acidgastado con cloruro de potasio o sodio Fluosilicatos gelatinosos de sodio o de potasio



2.2.2.-Mud Acid secuencial:Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol o fluoruro de amonio), para generar hidrógeno encontacto con minerales arcillosos.

2.2.3.-Ácido Fluobórico: (Clay Acid):

Los sistemas de mezclas de 12 % HCl – 3 % HF son efectivos sólo en la remoción del daño de silicatos enun radio de 1 pie (0,3 m) de la vecindad del pozo.

De esta manera, los finos y arcillas dentro de este radio, posiblemente alterados, aun estén presentes ysean potencialmente migrables durante la producción. Adicionalmente se ha demostrado que los finospueden migrar desde un radio mayor a 5 pies (1,5 m) en pozos con altas tasas de agua.

Es por esto que se requiere de un ácido de acción retardada sobre las areniscas que pueda remover losfinos que causan el daño antes que migren y dañen la formación. El Clay Acid es un sistema deacidificación que no se gasta rápidamente sobre el material de la formación, y por lo tanto alcanza unapenetración profunda, sin convertir la región adyacente al pozo en una zona no consolidada.

Existen varias formulaciones de Clay Acid:

PRODUCTO USOClay Acid

HBF4

Solvente usado para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias ocementadas con carbonato y para estabilizar formaciones de arcillas.

Clay Acid LT

HBF4

Solvente usado en pozos de baja temperatura para restaurar lapermeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato.



2.2.4.-Ácido Fórmico-Fluorhídrico:

• Esta mezcla es útil en areniscas, es empleada a veces en casos de alta temperatura debido a que es menos

corrosiva que las mezclas de ácidos inorgánicos HF-HCl.2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético:

Estos dos ácidos tienen un uso limitado en la estimulación de pozos, debido a su traslado en forma depolvo. Ambos, son más costosos que el HCl comparativamente según el poder disolvente respectivo.El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el ácido sulfámico y generalmente es preferido alácido sulfámico. Este último se descompone a aproximadamente 180ºF y no es recomendable en

formaciones con temperaturas superiores a 160ºF.2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico:

Son mezclas útiles en carbonatos, generalmente diseñadas para combinar el potencial económicodisolvente de HCl con la baja corrosividad (especialmente a elevadas temperaturas) de los ácidosorgánicos.

Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura donde los costos de inhibición de lacorrosión afectan el costo del tratamiento total.

2.2.7.-Ácidos Alcohólicos (Para Yacimientos de Gas Seco):

Son una mezcla de un ácido y un alcohol. Los ácidos normalmente empleados son HCl o Mud Acid (HCl+ HF). También puede emplearse un ácido orgánico como el ácido fórmico o el acético. El alcohol por logeneral es isopropil o metil.



La principal aplicación de los ácidos alcohólicoses en zonas de gas seco y baja permeabilidaddonde se pueden obtener las siguientes ventajas:

El alcohol disminuye la tensión superficial y permiteuna penetración más profunda del ácido a la matrizde la roca.

La reducción de la tensión interfacial de alcohol ensoluciones de agua/alcohol se observa en la figura

adjunta.La mezcla de ácido con alcohol disminuye la tasa dereacción ácido-mineral y provee un efectoretardador.

Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosión, por lo tanto se recomiendael uso de un inhibidor de corrosión.

Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados entratamientos que requieren de grandes volúmenes.En yacimientos de alta temperatura y presión, la tensión interfacial de las mezclas ácido/alcohol sonbajas.Los pozos de petróleo también pueden ser estimulados por mezclas de ácido y alcohol.



La disminución de la tensión superficial producidapor el alcohol facilita la limpieza de la formación yaumenta la presión de vapor de la mezcla. Estomejora la permeabilidad del gas por reducción de lasaturación de agua.

Los ácidos alcohólicos son empleados generalmentepara remover bloqueo por agua. El alcohol es solubletanto en ácido como en agua y la penetración delalcohol volátil de baja tensión superficial en el bloquede agua contribuirá con su remoción.

La reducción de la tensión interfacial de alcohol ensoluciones de ácido/alcohol se observa en la figura

adjunta.



3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca.

La acidificación de Formaciones se pueden dividir en dos grandes grupos, dependiendo de la litologia ymineralogia de la formación:

Areniscas y Carbonatos

3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas)

Velocidad de Reacción: La roca reacciona muy rapidamente con HCL y Acidos Organicos. La reacción totalesta gobernada por la difusión del acido hacia la roca, causando la formación de grandes canales de flujosconductivos, llamados Agujeros de Gusanos:

La longitud de los agujeros está limitado por la perdida de filtrado del acidoy no por la velocidad de reacción.

Mayor penetración se obtiene empleando acidos mas viscosos (acidos emulsificados,gelificados o espumado)

Porosidad y Permeabilidad: La mayoria presenta porosidad primaria (intergranular) muy reducida, pero

es frecuente que presenten porosidad secundaria importante (fisuras, oquedas, otras) originando un sistemade alta permeabilidad secundaria donde la invasión del acido que penetra es considerable.

Carbonatos con elevada permeab. Pueden haber sufrido invasión de solidos requiriendo granpenetración de acidos. Se recomienda acidos viscosos.

Carbonatos con permeab. media/baja No permite la inyección de un caudal aceptable de acido viscosos.Se recomienda acidos corrrientes.



•Temperatura: La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre los carbonatos:

Tform < 200°F Emplear HCL 28%200°F < Tform < 250°F Emplear concentracion de HCL al 15% y mezcla de HCL+Acido Organico250°F < Tform < 350°F Emplear Acidos Organicos

Tform >350°F Tratamientos No Acidos.Mineralogia: La reacción superficial con Dolomitas es mas lenta que con Calizas. Por ejemplo, la misma cantidad

y concentración de HCL disolvera mayor cantidad de Caliza que Dolomita.

Para Calizas 2HCL + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2

15% 1843 lb 2050 lb 40 gal 6620 pc 1000 gal

Para Dolomitas2HCL + CaMg (CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + CO2

15% 1700 lb 1040 lb 875 lb 40 gal 6620 pc1000 gal

La presencia de Silicatos solubles en Acido. Los Carbonatos impuros (con cuarzo, feldespatos, arcillas, etc) liberan lossilicatos como finos que se pueden acumular y taponar los nuevos canales de flujos creados por el acido.Recomendación. Emplear Acidos Viscosos o Acidos que incorporan agentes de suspensión de finos.

Bajo gradiente de Presión de Yacimiento.Se recomienda la incorporación de gases N2 ó CO2, para energizar los acidos que aceleran la recuperación del fluido yla limpieza del pozo

3 2 Acidificación de Arenisca



3.2.- Acidificación de Arenisca.

Velocidad de Reacción: Los acidos HF y HCL reaccionan mucho más lentamente con los principalesminerales presentes en las areniscas. Los granos de cuarzo de las areniscas son insolubles en acido, mientrasque los minerales que cementan los granos y forman la matriz de la roca son atacados con distintavelocidad.

Porosidad y Permeabilidad: Todas ellas exhiben porosidad y permeabilidad primaria importante y esexcepcional la existencia de porosidades y permeabilidades secundarias significativas.Los particulas solidas responsable del taponamiento de las gargantas interpolares suelen disolverse en el

acido, es decir los acidos matriciales de areniscas remueven el daño según los siguientes mecanismos:

El acido disuelve los solidos que taponan la permeabilidad.

El acido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el cemento intergranular. Agranda losespacios porales y libera los solidos que taponan la permeabilidad.

Pozos con permeabilidades muy bajas no son muy buenos candidatos para acidificación. Una buenaacidificación debe permitir la inyección matricial de un caudal minimo de ¼ BPM luego que el acido hayaremovido el daño (S=0). Cuando esto no es factible se debe recurrir a la Fracturamiento Hidraulico comometodo de estimulación.

Temperatura. La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre las areniscas.

Tform < 200°F Emplear HCL al 12 % y HF al 3% (areniscas con bajo contenido de feldespatosy arcillas)

200°F < Tform < 300°F Emplear HCL al 10% y HF al 0.5%.300°F < Tform < 350°F Emplear Acidos Organicos

Tform >350°F Tratamientos reactivos No Acidos



Mineralogia: Los acidos HF y HCL presenta diversas reacciones según las caracteristicas de la matriza de la roca:

Minerales arcillosos reacciona más rapidamente.Feldespaticos reacciona mas lentamenteCuarzo reacciona lentamente

Las areniscas al reaccionar con HCL y HF forman Hexafluosilicatos, estos precipitan y son dañinos en grandes cantidades 3.2.1.- Optimización de la concentración de HCL y HF de Estudios de Nucleos.

La selección del sistema acido debe ser verificado en laboratorio, mediante ensayos de flujo, como se describe acontinuación:

1.- Pasar por pequeños nucleos de formación la secuencia de fluidos que se ha seleccionado,

se presenta la variación de permeabilidad observada en función del volumen de fluidoinyectado, obteniendose una curva de respuesta acida.

2.- Curvas de Respuesta Acida (ARC) permiten verificar la compatibilidad del sistema acidoon la formación. Los fenomenos de sincompatibilidad son indicados por reducción de laPermeabilidad, liberación de finos, disgregación de la muestra de formación, etc.

3.- El examen con microscopia electronica de barrido (SEM) antes y despues del tratamiento con Acido, permite profundizar en las causas de comportamiento particulares.

LIMITACIONES DE ENSAYOS DE RESPUESTA ACIDA

No simula daño de formación existente. No toma en cuenta reacciones que compiten entre si (acido-daño / acido-minerales de formación / acido-fluidos deformación).

No simula la geometria real (cañoneo) .Modelo de flujo radial.

Ot P di i t d E N l



Otros Procedimientos de Ensayos con Nucleos.

1.- Ensayo de Inmersión: sensibilidad al petroleo y al agua

2.- Ensayo de Hinchamiento de Arcillas.

3.- Difraccón de rayos X: Mineralogia Global y Analisis de Arcillas de 2 micrones.

4.- Microscopio de Barrido: microtextura y mineralogia.

5.- Microscopio polarizado: mineralogia de los minerales de grano grueso (mejor metodo para estudiar relacionesentre granos, poros y cemento).

3.2.2. Precipitación de la Reacción de los Productos.Es importante verificar la mutua compatibilidad de todos los componemtes de la inyección, previniendo la producción de

precipitados o cualquier fenomeno adverso:

Precipitados de Flousilicatos. Al estar en contacto la mezcla HCL-HF con el agua de formación (esta continiene iones

sodio y potasio que reaccionan con HF).

Geles Hidratados de Silice y Alumina. El Carbonato de Calcio reacciona con el acido fluosilico o el acido fluoaluminicon

(resultantes del gasto del HF).

Tambien si hay feldespatos potasicos o sodicos inclusos en una baja concentración de HF provocaria deposición de

flousilicatos.

Slice Hidratada. Al reaccionar el HF con las areniscas con alto porcentaje de arcillas (>5%).



Compuestos Ferricos. Ocurre al gastarse el acido aumentando el PH por encima de 2,2 para el ión ferrico y por encima de

6,2 para el ión ferroso, impidiendo que precipite en un mayor rango de incremento de PH.

Arcillas con alto contenido de iones hierro: Clorita Hematita

Siderita Pirita Migración de Finos. Cuando la arcilla presente es Kaolinita al emplear HCL-HF, este no mantiene en suspensión los finos

insaludables, ademas de ser un acido fuerte. (Para evitar esto se debe emplear agente regulador acido debil y agente de

dispersión y suspensión de finos).

Colapso de la Roca Acidificada. La arenisca al tener solubilidad en HCL mayor al 20% puede ser que los granos esten

cementados con carbonatos y ocurra una desconsolidación de la roca.

Bloqueos por Emulsiones. Mezclar petroleo y agua frecuentemente forma emulsiones, estas pueden tener elevada

viscosidad. Una de las causas es el filtrado de bajo PH de una acidificación. Adicionalmente estas pueden ser estabilizadas por

surfactantes o finos.

Bloqueo por Agua. Formado por la invasión de filtrado con base agua (durante la acidificación), ocasionando un incremento

en la saturación de agua en la cercanía del hoyo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petroleo. Esto debido a unincremento en la tensión superficial.

Oxido de Hierro. El acido reacciona con los oxidos de hierro localizados en la tubería y se gasta. Esto debilita el acido y

ademas introduce los precipitados de la formación.

Slugdes (Thick Mud).

LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS



LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS.

1. SOLUBILIDAD EN HCL < 20 %1.1. Alta permeabilidad (mayor de 100 md)1.1.1 Temperatura < 200 °F

MINERALOGIA

Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 %

Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %

Arcillas > 5 %

Clorita > 5%

PREFLUJO

HCL 15%

HCL 15%

HCL 15% secuestrado

HCL 15% secuestrado

TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL

HCL 12% - HF 3%

HCL 13.5% - HF 1.5%

HCL 6.5% - HF 1%

HCL 3% - HF 0.5%

1.1.2 Temperatura > 200 °F

Reducir concentraciones de acidos indicadas para T < 200°F.HCL usar 4/5 partes y HF usar 2/3 partes

Ejemplo: Si para T < 200 °F corresponde HCL 12% - HF 3%, cuando T > 200 °F usar HCL 10% - HF 2%

1.2 Baja permeabilidad (menor de 10 md)

MINERALOGIA

Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 %

Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %

Arcillas > 5 %

Clorita > 5%

PREFLUJO

HCL 7.5% ó Acetico 10%

HCL 7.5% ó Acetico 10%

HCL 5% sec. ó Acetico 5 %

Acetico 5%

TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL

HCL 6% - HF 1.5%

HCL 6% - HF 1.0%

HCL 4.0% - HF 0.5%

HCL 3% - HF 0.5%

NOTA:•Potencial severo de migración de finos usar como mezcla HCL-HF. Para baja permeabilidad reducir la concentración a la mitad.

•Finos en formaciones de alta permeabilidad, engravados o fisuras: Usar preflujo y mezcla de HCL-HF o incluir agente de suspensión deFinos. Concentración de acidos según lineamientos de alta permeabilidad.



LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS.

2. SOLUBILIDAD EN HCL > 20 %

NOTAS GENERALES

• Muy alta temperatura (T>300°F)Sustituir HCL por acidos organicos. Utilizar tratamientos reactivo No-acido.

• Pozos de Gas, condesados o muy baja permeabilidad.

Incluir alcohol y/o surfactantes en los fluidos de tratamiento.Pozos de Gas: Metanol 30% y pozos de condesado o petroleo: Isopropanol 20%

• Para rangos de permeabilidades entre 10 md y 100 md, se recomienda emplear concentraciones de acidos intermedias

• No usar HF. Usar solamente HCL o Acido Organico.•Para seleccionar la concentración o tipo de acido, utlizar los lineamientos indicados para preflujos del caso de solubilidad en HCL < 20%•Granos cementados por Carbonatos: limitar volumenes, HCL diluido (5%), acidos organicos.

NOTA:

• Necesidad de secuestrar hierro: Evitar el uso de citrico a concentracion > 14 lb/1000 gal. En lo posible usar otros secuestradores.

Ò



ACIDO

4.- ADITIVOS Y SISTEMAS PARA ACIDIFICACIÒN.

4.1.- SURFACTANTES.4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIÓN

4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÈRDIDA DE FILTRADO.4.5.- AGENTES DIVERGENTES4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÒN.4.7.- ALCOHOLES.4.8.- SOLVENTES MUTUALES.4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS.4.11.- REMOCIÒN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.

4.12.- REMOCIÒN DE PARAFINAS.



4.1.- SURFACTANTES.

Definición.-

Son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interfase o en lasuperficie del medio, y tienen la habilidad de alterar las condiciones

existentes hasta ese momento. Estas son gobernadas por la tensiónsuperficial o interfacial y existen como el resultado de las valenciasresiduales de Van Der Waals y las Fuerzas Electrostáticas cuyo equilibrio esincompleto en la superficie de líquido, y en la interfase entre dos líquidosno miscibles ó entre un líquido y un sólido.

Químicamente un surfactante es un anfótero; es decir, tiene afinidad tantopor el petróleo como por el agua.

Clasificación.-

•Solubilidad

•Solubles al agua (hidrofílicos)

•Solubles al petróleo (lipofílicos)

•Por su Naturaleza Iónica

•Catiónicos

•Aniónicos

•No Ionicos

•Anfotéricos



4.1.- SURFACTANTES.- (Cont..)

Usos.-

Su aplicación en la industria y en especial en la Estimulación de Pozos esmuy amplia. Así podemos establecer como algunas de sus aplicaciones las

siguientes:•Establecer Humectabilidad

•Como agente emulsionante

•Romper o prevenir bloqueos por emulsión y por agua

•Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento

•Como agente antisedimento de finos y de sludge•Agente estabilizador de arcillas

•Retardadores de ácidos

•Agentes detergentes y penetrantes

•Espumantes

•Bactericidas



4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.-

Definición.-

Son Materiales específicos añadidos al tratamiento de fluidos los cuales atan los iones de los

metales en una molécula compleja tal que su presencia no es perjudicial.

Fuentes de Hierro.-

Durante el proceso de estimulación matricial, cierta cantidad de hierro será disuelta debido a laacción del ácido sobre las superficies de las tuberías de bombeo, revestidores, tuberías deproducción, equipos de fondo de pozo, y minerales de hierro que contengan las distintasformaciones con las cuales él tratamiento ácido entra en contacto.

La precipitación del hierro disuelto en un tratamiento ácido sólo representará un problemacuando ésta ocurra en el medio poroso, puesto que dañará la permeabilidad de la roca. El(Fe(OH)3) precipita cuando el ph del tratamiento está en el rango de 2.2 a 3.5, ocurriendo suprecipitación total cuando se haya alcanzado un ph de 3.5, en el tratamiento. La precipitación delión ferroso sólo ocurrira cuando el ph del tratamiento alcance el valor de 7.2, por lo cual este tipode precipitación no se considera peligrosa, a menos que se den las condiciones para la ocurrencia

de una oxidación desde el inicio del tratamiento hasta el momento de gastarse todo el ácido.

Para mantener en solución el hierro disuelto durante el proceso de acidificación, se usanproductos estabilizadores que actúan como formadores de compuestos solubles, o como agentesreductores, que transforman el ión férrico a ferroso.



4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..)

Métodos de Control de Hierro.-

Agentes Quelantes o Secuestrantes.-

Son productos químicos que forman una solución compleja en agua , estable con los iones férrico yferroso. Estos productos son:

Ácido CìtricoEDTA (Ácido Tetra-Acètico Di-amino Etileno)Tetra Sodio EDTA (Tetra Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino Etileno)Di-Sodio EDTA (Di- Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino Etileno)Tri-Sodio NTA (Tri-Sodio Acido Acético- Nitrilo)NTA (Acido Nitrilo Acético)

Agentes de Reducción.-

Su función es convertir el ión férrico en una solución de ión ferroso y mantener este estado deoxidación. Estos productos son:

Eritorbate de Sodio (NaC6H7O6H2O)Ácido Eritorbático (C6H8O6)

Mezclas de productos químicos



4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..)

Métodos de Control de Hierro.-

Agentes de Control de ph.-

Estos materiales actúan como agentes amortiguadores o controladores para mantener un ph bajoy retardar la precipitación de los componentes insolubles de hierro. Estos productos son:

Ácido Acético y Acético AnhídridoPirofosfato Ácido de Sodio

Removedores de Sulfitos.-Son productos químicos los cuales forman componentes estables con los iones sulfitos.

4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIÓN.-



Definiciòn.-

Un inhibidor de corrosiòn es un producto quìmico que retarda la reacciòn del àcido con losiones hierro del metal, evitando o retardando el proceso de corrosiòn.

Clasificaciòn.-

Orgànicos: Pueden ser la mezcla de uno o màs productos quìmicos activos, y agentes humectantesy agentes solventes.

Inorgànicos: Pueden ser soluciones de àcido arsènico.

•Efectos de los productos quìmicos en la acciòn del inhibidor.-

El iòn sulfito (SO3=) en àcido concentrado interfiere con el inhibidor.

Los surfactantes en la formulaciòn àcida pueden arruinar o mejorar el inhibidor.Tendencias emulsificantes o desemulsificantes si contienen surfactantes.

Interferencia con la acciòn de la formulaciòn àcida.

4 4 AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO



4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.-

Definiciòn.-

Son aquellos que minimizan la pèrdida de fluidos hacia la formaciòn productora .

Aplicaciones.-

Los agentes de control de pérdida de filtrado tienen su aplicación en los siguientes casos:Formaciones con Múltiples permeabilidades, en las cuales los fluidos siguen el camino de menor

resistencia.Fornaciones con Bajas permeabilidades, en las cuales se requieren altas presiones de inyección.

Daño de permeabilidad, en todos los casos se requiere el uso de agentes de control de pérdida defiltrado para proteger la formación productora de generación de compuestos secundariosproducidos durante el tratamiento que pueden dañar la permeabilidad.

4 4 AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO (C t )



4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.- (Cont..)

Los aditivos de control de filtrado a menudo están compuestos de dos agentes: uno inerte, que sonpartículas sólidas las cuales puentean en la superficie de la fractura o fisura de la formación y unmaterial gelatinoso que tapona los poros en el material granular sólido.

Tipo de Fluido Aditivo Sólido Aditivo Gelatinoso

Colchón Acuoso Sílica FluorCarbonato de CalcioPolímero OrgánicoSólidos inertes revestidoscon material tipo guar

GuarCelulosaPoliacrilamida

Colchón Hidrocarburo Sólidos inertes revestidoscon sulfonato orgánico

Acido Sólidos hinchables al ácidoResína orgánicaSílica Fluor

Polímeros orgánicos

GuarKarayaCelulosa

PoliacrilamidaPolivinilalcohol

4.5.- AGENTES DIVERGENTES.-



Definiciòn.-Son aquellos que permiten obtener igual distribución de los fluidos en el intervalo a ser tratado.

Clasificaciòn.-

Sólidos: Resinas solubles en aceite Hojuelas de Ácido Benzoico Precipitados :

a) De Benzoato de Amoniob) De Resina

Carbonato de Calcio

- Geles y Fluidos Viscosos: Hidroxietilcelulosa (HEC) Polímeros XC Carboximetil Hidroxietil

Celulosa (CMHEC) Carboximetil High Plug Gel

(CMHPG)

Espuma: A base de Nitrógeno A base de Dióxido de Carbono

- Métodos Mecánicos: Herramienta de copa de lavado Tapones puentes Empacaduras

- Bolas Selladoras:

4.5.- AGENTES DIVERGENTES.- (Cont..)



Aplicaciones.-Dependiendo del tipo de completación que tenga el pozo, en el cual se va a realizar laestimulación matricial, cada uno de los tipos de agentes divergentes tiene su aplicación específica.A saber:

Sólidos: En perforaciones Camisas de rejillas (Slotted liners) Empaques con grava (Gravel

Packs) Hoyo Abierto

Geles y Fluidos Viscosos: Para cualquier tipo de

completación

Espuma: Para cualquier tipo de

completación

- Métodos Mecánicos: En perforaciones

Camisas de rejillas

- Bolas Selladoras: Sólo en perforaciones

4 6 REDUCTORES DE FRICCIÓN



4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.-

Definición.-

Son polímeros de cadenas largas, naturales o sintéticos, utilizados parasuprimir la turbulencia y reducir la presión por fricción en los fluidos que

fluyen a través de la tubería.Lo anterior es particularmente útil, para reducir la potencia requerida oincrementar la tasa de tratamiento

Consideraciones Generales.-

•No todos los polímeros son efectivos en las soluciones ácidas.

•

En algunas oportunidades, el ácido puede romper estos polímeros,dejando, sin embargo, algunas propiedades de reducción de fricción.

•Eventualmente, pueden suspender los finos insolubles y los sedimentos(sludge).

4 6 REDUCTORES DE FRICCIÓN (Cont )



4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.- (Cont..)

Tipo de Fluido Clasificación Genérica delos Aditivos

Colchón Base Agua Diferentes tipos de Guar

Poliacrilamida

Celulosa

Sólidos inertes revestidos

con material tipo guar

Colchón Base Aceite Poli-isobutilenoAcidos grasos

Polímeros orgánicos

entrecruzados

Acido Guar

Goma Karaya

PoliacrilamidaCelulosa

En la tabla siguiente se muestra una clasificación general de losdiferentes tipos de fluidos

4 7 - ALCOHOLES -



4.7.- ALCOHOLES.-

Generalidades.-

Son comúnmente utilizados en tratamientos ácidos para remover bloqueospor agua, mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del

ácido, y disminuir el contenido de agua en el tratamiento en formacionessensibles al agua. Sin embargo, su efectividad es limitada.

Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas capilaresdentro del yacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la faselíquida.

Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos detratamientos también aumentan la velocidad de vaporización de la porcióndel agua, permitiendo una desaturación más ràpida del agua en elyacimiento gasífero.

Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo yporcentaje de alcohol agregado.

Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillassensibles al agua, se utiliza alcohol en e. tratamiento en una porción o en

toda el agua de disolución.

Tipos de Alcoholes.-

•Metílico: 30% ó más por volumen

•Isopropílico: Máximo 20% por volúmen

4 7 - ALCOHOLES - (Cont )



4.7.- ALCOHOLES.- (Cont..)

Desventajas en su uso.-

•Concentración efectiva: Se requiere concentraciones iguales o mayores al 20%para lograr su efectividad.

•Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento.

•Punto de Inflamación: Su bajo punto de inflamación tanto en el isopropanolcomo en el metanol, presentan riesgos de fuego.

•Corrosividad: Las mezclas alcohol-ácido, aumentan la corrosividad, por lo quese hace necesario utilizar una elevada concentración de inhibidor, que aquellasmezclas que no contienen alcohol.

•Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan altasconcentraciones de sólidos disueltos puede precipitar sal en presencia de losalcoholes.

•Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto el metanol como el isopropanolson incompatibles, por lo cual deben ser realizadas pruebas de compatibilidadantes de llevar a cabo el tratamiento.

•Uso con HCL: En aquellos pozos con temperaturas mayores de 200 ºF, quesean tratados con HCL, es posible la no deseada formación de cloruro demetilo.



4.8.- SOLVENTES MUTUALES.-

Definición.-

Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como en agua.

Aplicaciones.-Los usos más frecuentes de los solventes mutuales son:•En soluciones ácidas o en preflujos o postflujos de gasoil•En concentraciones típicas de 10% (V/V); pero su rango de uso oscila de 2 a 50% (V/V)•Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del pozo, por disminución de latensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua.•

Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo por lo tanto lacantidad de saturación de agua irreducible.•Proporciona acuohumectación a la formación, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidadrelativa para la producción de crudo.•Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectación.•Estabiliza las emulsiones•Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudando aprevenir la adsorción de esos materiales dentro de la formación.

Tipos de Solventes Mutuales.-Los más comunes son:•Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE)•Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE)•Etheres Glycoles Modificados (MGE)

4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.-



Definiciòn.-Las formaciones sensibles al agua se caracterizan por reducir su permeabilidad cuandocontactan con fluidos extraños a la formación. Esta reducción de permeabilidad absoluta,resulta del taponamiento de los canales de poros por partículas inducidas o propias de la

formación.Un mineral arcilloso o arcilla puede definirse como, cualquier número de mineralesaluminosilicato hidratables con estructura de lajas de cristal, formados por la humectación óhidratación de otros silicatos; tambien se consideran arcillas cualquier mineral de tamaño menorde 1/256 mm.Los inhibidores de arcillas son productos cuya función fundamental es evitar las principalescausas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas, las cuales son:

la migración,

la hidratación yla dispersión

Migración de Arcillas.-El efecto de fluidos acuosos en las arcillas depende principalmente de los siguientes factores:

La estructura química de las arcillasLa diferencia entre la composición de los fluidos naturales de la formación y los fluidos

inyectadosEl arreglo de las arcillas en la matriz o en los porosLa manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la formaciónLa cantidad de arcillas presentes.

4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..)



Hidratación de las Arcillas.-El hinchamiento de las arcillas con el agua se debe a la hidratación de los cationes presentesen las mismas. El volúmen de hinchamiento depende de uno de los dos factores siguientes:

El catión adsorbido en la arcilla

La cantidad de sal en el fluido que contacta la arcillaExisten dos tipos de mecanismos de hinchamiento que pueden ocurrir debido a la interacciónde las arcillas y la invasión del filtrado:

Hinchamiento CristalinoOcurre debido a la adsorción de capas de agua en la superficie de las partículas dearcillas, y puede ocasionar que el volúmen de las arcillas se incremente más del doble

Hinchamiento OsmóticoDebido a que la concentración de cationes es mayor entre las capas de arcillas que en el

cuerpo mismo de las arcillas.La Montmorillonita es la única arcilla que se hincha por adsorción de agua.La Caolinita, Clorita e Ilita pueden ser clasificadas como arcillas no hinchables

Dispersión de las Arcillas.-Puede incrementar el daño de formación y es causada por:

Surfactantes no iónicos específicos

Ácidos u otros fluidos de bajo ph




Tipos de Arcillas.-Las arcillas más comunes encontradas en formaciones de areniscas son:

Montmorillonita (Al2-x ,Mg x)Si4O10(OH)2Na.H2OIlita KAl2(AlSi3O10)(OH)2

Caolinita AlSi4O10(OH)8 Clorita (Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8 Mezclas de capas de arcillas Combinaciones de los anteriores

Estabilizadores de Arcillas.-Los más utilizados y comunes son:

Salmuera SintetizadaIones de Hidróxido de Aluminio

Polímeros OrgánicosCloruro de PotasioCloruro de AmonioHidróxido de Potasio

Remoción de las partículas de arcillas bloqueadoras.-Los más utilizados y comunes son:

Ácido ClorhídricoÁcido Fluorhídrico con solventes mutuales




Estructura tetrahédrica de Arcilla




Estructura Octohédrica de Arcilla

Al, Fe, Mg Hidroxilos

Unidad

Octahedrica Sencilla

Capa de Estructura

Octohédrica

4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS.-



Definición.-Son productos químicos utilizados para controlar el desarrollo, eliminar e inhibir el crecimientode microorganismos o bacterias. Usualmente se les conoce como bactericidas o biocidas.

Se entiende por bacterias microorganismos unicelulares del tipo de los esquizomicetos; o sea,esquizofitas sin clorofila, los cuales aparecen en la naturaleza.

Problemas que causan las bacterias.-Taponamiento en los pozos inyectoresReducción del ión sulfato (H2S ==> Corrosión ==> FeS ==> Insoluble, Taponamiento)Formación de limo

Formación de hierro

Usos.-Directamente en el tratamiento ácidoAntes de la Acidificación

4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.-



Generalidades.-Principalmente se originan por los cambios de presión y temperatura que tienen lugar durantela producción o inyección de fluidos al pozo. Se forman en la tubería de producción, cabezal depozo, lineas de flujo y en la cara del pozo (“wellbore”), con la consecuente reducción de la

producción o pérdida de eficiencia de los equipos de producción.Otros causas de la formación de incrustaciones y asfaltenos son la evaporación, mezclas defluidos compatibles entre sí, sobresaturación de materiales disueltos en el agua y productossecundarios provenientes de la corrosión o actividad bacterial.

Incrustaciones.-Son depósitos resultantes de la precipitación de materiales existentes en los fluidos base agua,

siendo las más comunes:Carbonato de calcioSulfato de calcioSulfatos de bario y estroncioSilicatosCloruro de sodioSales ú óxidos de hierro

Primero debe identificarse la incrustación y luego su origen, para proceder a aplicar el método deremoción idóneo.

4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.- (Cont..)



Métodos de Remoción.-Básicamente los podemos dividir en dos grandes bloques:

Métodos MecánicosRecañoneo de Tubería

Reperforación o ensanchamientoBombeo de píldoras para líneas de flujoMétodos Químicos

Incrustaciones solubles en aguaIncrustaciones solubles en ácidoIncrustaciones insolubles en ácido

Prevención de las Incrustaciones.-

Existen métodos que permiten prevenir o disminuir en el tiempo la formación de incrustaciones:No mezclar fluidos incompatiblesFiltrar los fluidos de Inyección o completación de sólidosUtilizar inhibidores tales como, Poliacrilatos, Polifosfatos inorgánicos, Fosfonatos, EDTA y

Esteres fosfatos orgánicos.

4.11.- REMOCIÓN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.-



Asfaltenos.-Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos, ypertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los maltenos y resinas.

Mecanismos de Deposición.-Los Asfaltenos se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas:Reducción de presiónReducción de temperaturaTratamientos ÁcidosPresencia de superficies metálicas por las cuales los asfaltenos sienten afinidadUsos de solventes parafínicos

Métodos de Remoción.-Para remover los asfaltenos se utilizan los siguientes tratamientos:

Solventes Aromáticos, tales como tolueno, xileno o mezclas de ellosProductos químicos que ayudan a mejorar la actividad de los solventesMezclas de solventes aromáticos con solventes parafínicos

4.12.- REMOCIÓN DE PARAFINAS.-



Definición.-Son los hidrocarburos más simples y abundantes. Ejemplos de ellos son: la gasolina, elkerosene, el aceite mineral. Se depositan en forma de ceras parafínicas.

Mecanismos de Deposición.-Las Parafinas se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas:Reducción de presión, presentandose Evaporación de los componentes más volátilesReducción de temperaturaPrecipitación irreversible en el crudoDisminución de la Solubilidad en el crudo

Métodos de Remoción.-

Pueden clasificarse en cuatro grandes grupos:Métodos MecánicosMétodos Térmicos

Bombeos de solventes parafínicos calientesBombeo de NitrógenoBombeo de Aislantes Térmicos (GEL-INT TM)

Bombeo de SolventesParafínicos (gasoil, kerosene)Aromáticos (xileno, tolueno, mezclas de ellos)

Métodos QuímicosDispersantesDetergentes



ACIDO

5.- TRATAMIENTOS ÁCIDOS.

5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LASROCAS5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO5.5.-GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO DE UNA OPERACIÓN5.6.- PARÁMETROS POS - TRABAJO

5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR.



HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIÓN 1.-

Trabj. No.

Información de Referencia

Cía. Oper. Rep. Oper. Cía. de Servicio Rep. Servicio

Fecha Fech. est. del Trabajo:

Información del Operador

Requerido por: Teléfonos Fax Email

Pozo Campo Yacimiento Estado

Tipo de Pozo

Nuevo Viejo Petróleo Gas Prod. de Agua

Inyector Disposición

Datos del Pozo

Diam. Rev. (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado Rosca

Liner (OD) (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Tope Liner (pies) Grado

Tubing (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado Rosca

Empacadura Tipo

Prof. de Asent.

(pies)

Tubería de

Rejilla /Tamaño

Grava (si ó no?) Tamaño de Grava

Tubing (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado Rosca

Cañoneo (cañones

y tipo) Tamaño (plg) Densidad (tpp) Intervalos (pies)

DATOS DE DOCUMENTACIÓN, IDENTIFICACIÓN DEL POZO Y DECONFIGURACIÓN MECÁNICA




DATOS DE FORMACIÓN Y MECANISMO DE TRATAMIENTO

Tratamiento Vía

Tubería Revestidor c/emp. Anular Tubería/Anular Coiled Tubing

Branden Head

Datos de Formación

Formación Descripción de la Formación:

Permeabilidad (md) Porosidad (%)Presión de Poro

( si) Modulo de Young Rel. de Poisson

Altura Arena (pies) Altura Neta (pies) BHST (oF)

Espaciamiento de

pozos (acres) Grad. de Frac. (psi) ISIP (psi)

Fluido en hoyo

ISIP (lpg)

BHFrac.P (psi) Radio de Penetración (pies) BHFlowimgP (psi)

Diseño de Estimulación Solicitado




DATOS DE FLUIDOS E HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Datos de Fluidos y Producción

Tipo de Fluido de Perforación Tipo de Fluido de Completación

WOR (%) GOR (%) Grav. API Compresibilidad Viscosidad (cp)

Parafinas (%) Asfaltenos (%) Incrustaciones Sedimentos (%)

Gravedad Gas

Contacto

WO/GO (pies)

Prod. Inicial

Crudo (MSTB/D) Gas (MSCF/D) Agua (MSTB/D) Presión (psi) BHFlowimgP (psi)

Fecha

Prod. Actual

Crudo (MSTB/D) Gas (MSCF/D) Agua (MSTB/D) Presión (psi) BHFlowimgP (psi)

Fecha

Observaciones Adicionales




INFORMACIÓN Y MUESTRAS REQUERIDAS PARA EL DISEÑO

HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIÓN 2.-

Información del Pozo Requerida

Registros Resistividad GR

Identificación

de Fracturas Sónico

CBL/CET LodoEsfuerzos

Datos

DST/ Análisis de

Presiones

Transitorias

Análisis de

Núcleos

Curva de Historia

de Producción

Esquemas del

pozo

Historia del Pozo Registro

Cronológico del

Pozo

Muestras Requeridas

Crudo Agua Emulsión Escamas

Rocas /

Formación

Agua de

Tratamiento

Sludge /

Sedimentos

Tratamiento de Estimulació n

previo para el Pozo/ En Campo




ANÁLISIS Y ENSAYOS REQUERIDOS

Análisis y Ensayos Requeridos

Agua deFormación Químico Escamas Romper EmulsiónCrudo de

Formación Gravedad API Parafinas Asfaltenos

Potencial deformación deSludge conÁcido

Compatibilidadde

Escamas /Sólidos Solubilidad alSolvente/ AlÁcido Dispersabilidad

Identificación

MineralAgua de

Tratamiento Químico Bacteria

Pruebas de Gel /

Crosslinker

Prevención

de EmulsiónTratamiento

Ácido

Titulación /

Concentración Hidrómetro

Prevención de

Emulsión Ácido Vivo

Ácido

Gastado

Observaciones Adicionales

Tiempo de Ruptura del Gel(hrs)

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.



Los tratamientos ácidos pueden ser aplicados por una de las siguientes técnicas:a.-Lavado o Remojo b.- Acidificación Matricial c.- Fracturamiento Ácido

TIPO DE POZO TIPO DE DAÑO TRATAMIENTOPRODUCTOR DE CRUDO MIGRACIÓN DE FINOS ACIDIFICACIÓN MATRICIAL

PRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES YDETERGENTES

INYECTOR INYECCIÓN DE FLUIDOS ACIDIFICACIÓN MATRICIAL

A LA MATRIZ

INYECTOR DE VAPOR DEPOSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES YE INORGÁNICA DETERGENTES; Y ACID. MATRIC.

GASÍFERO DEPÓSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES YDETERGENTES; Y ALCOHOLES

PRODUCTOR DE CRUDO EMULSIONES LAVADO CON SOLVENTES YDETERGENTES

PRODUCTOR DE CRUDO TAPONAMIENTO DE LAVADO ÁCIDOCON EMPAQUE EMPAQUE

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES..- Datos Considerados



La siguiente data ha sido utilizada en para la concepción de los tratamientos antes mencionados:

PARÁMETRO VALORES MINERALOGÍAProfundidad 5000 pies Cuarzo < ó = 80%

BHST 170 ° F Feldespatos < ó= 20%

Tubería 2-7/8 plg Arcillas < ó = 5%

Revestidor 7 plg Clorita < ó = 2%

Perforaciones 12 pies

Porosidad 25 %

Permeabilidad > 100 md

Presión Aprox. 2200 psi



5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)

Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la Matriz / Tratamiento.-

PREFLUJO: 500 gals de Cloruro de AmonioPRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado

15% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosión + 75#/1000 galsSecuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 10#/1000 gal deBactericida

TRATAMIENTO: 50 gals / pie perforado

12% HCL: 3% HF + 0.5% Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante deHierro + 5% Solvente Mutual.POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado

8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual

NOTA 1: Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación con un volúmen de 420 gals (10 bbls)NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de

completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este

tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante

de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de Amonio

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)



Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos / Justificación Técnica.-

•Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para remover los compuestos orgánicos, que pueden estar

bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca. Esto resultará en laremoción del daño por depósición orgánica, y permitirá el contacto del ácido con los materiales inorgánicos a ser disueltos por él, con una mayor efectividad y eficiencia del mismo. También permitirá limitar el contacto ácido - petróleo, previniendo problemas de emulsión.

•Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene. Esto debido a que el Xileno es unexcelente removedor de los asfaltenos y es efectivo con las parafinas; el Kerosene es un excelente solvente de

parafinas y no tiene efectos sobre los asfaltenos. El control del costo en el preflujo se tiene de utilizar la combinaciónde un producto costoso (xileno) y uno muy económico (kerosene).

•Usar un 3% Ácido Ácético Glacial tanto en el Tratamiento Ácido HCL:HF como en el postflujo. Esto ayudará amantener control del ph en la cara del pozo, y ayudará a evitar la precipitación de los productos resultantes de lareacción con el ácido, hasta que sean sacados fuera del pozo.

•Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el cual asegurará la compatibilidad de los fluidos y

mantendrá la formación acuohumedecida.

•Utilizar un estabilizador de arcillas en el postflujo, para mantener libre de obstrucciones las gargantas de los poros.




Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos / Tratamiento.-

PREFLUJO: 500 gals (50% Xileno + 50% Kerosene) + 10% (500 gals) Solvente MutualPRETRATAMIENTO: 50 gals / pies perforado

15% HCL + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 galsSecuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual

TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado7.5% HCL: 1.5% HF + (0.3% - 0.5%) de Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 3% Ácido Acético Glacial + 10% Solvente Mutual.POSTFLUJO: 125 gals / pie perforado

8% Cloruro de Amonio + 1% Estabilizador de Arcillas + 3% Ácido Acético Glacial +10% Solvente Mutual

NOTA 1: No SobredesplazarNOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de

completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Estetratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante





Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.-

Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido por razones análogas a las expuestas en el Caso1(anterior)

Es importante entender que, para este caso particular, debería tenerse suficiente volúmen de tratamiento consolvente con el objeto de:

Contactar y disolver todos los depósitos orgánicos

Mantener los compuestos orgánicos disueltos en suspensión hasta el contraflujo

Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1)

Los asfaltenos son los depósitos orgánicos más difíciles de disolver; siendo el Tolueno el Solvente Aromáticomás efectivo en la remosión de los mismos. Sin embargo, el Tolueno es muy costoso y peligroso, por lo cual serecomienda utilizar sólo una pequeña cantidad de volúmen.

Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la rocaacuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado.




Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica / Tratamiento.-

TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual

Nota 1: No SobredesplazarNota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de

completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Estetratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:

250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrantede Hierro + 25 #/1000 gals de HEC

250 gals de 3% Cloruro de AmonioEste preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil para prevenir la segregación defluidos durante la etapa de remojo

Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con:150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrantede Hierro + 25#/1000 gals de HEC

Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de AmonioDonde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls

de solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled TubingNota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 4 a 6 horas




Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.-

La acción de inyección de vapor dentro de hoyo puede crear dos tipos de mecanismos de daño:Depósitos orgánicos, resultante de la precipitación de parafinas y asfaltenosDepósitos orgánicos, resultante de la disolución de la formación

Ambas acciones son el resultado directo del proceso de inyección de vapor, por lo que se recomienda prepararel tratamiento para ambos tipos de daños, cuando se planifica un tratamiento de estimulación.

El proceso de Inyección de Vapor es un proceso cíclico, por lo cual el daño que el crea, es deposición en capas.Los materiales orgánicos serán depositados intercalados con materiales inorgánicos, por lo que esta deposicióndel daño en capas unas sobre las otras, será el primer agente protector o encubridor de estos mecanismos dedaños, si no se diseñare un tratamiento apropiado.

De lo anterior, se deduce que el tratamiento más idóneo es un Tratamiento por Etapas, con aditivos especialespara remover recubrimientos orgánicos de los materiales inorgánicos, de manera que ambos materiales seancompletamente removidos.

Utilizar un alto volúmen de Ácido Fluorhídrico moderadamente fuerte para remover el daño por deposiciónde materiales inorgánicos, sin exponer la matriz de la formación ya débil, a destrucción adicional.

Usar Ácido Acético Glacial al 3%, en todos los ácidos y postflujos para controlar el ph, con el objeto deretardar la precipitación de la reacción provenientes del ácido con los productos, en la cara del pozo.




Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la Matriz / Justificación Técnica.-

•La siguiente recomendación considera que el pozo siempre ha sido Pozo Inyector.

•Usar HCL debido a que muchos de los materiales inorgánicos que crean daño en los pozos inyectores, sonsolubles en Ácido Clorhídrico, por ejemplo, Carbonato de Calcio, Carbonato de Hierro, Óxido de Hierro, etc.

•Utilizar un alto volúmen de Ácido Clorhídrico, porque las escalas ó escamas se forman usualmente muyprofundo dentro de la formación, por lo que es dificil alcanzarla. También se recomienda utilizar una

concentración fuerte o elevada de ácido.

•Utilizar un pequeño volúmen de HCL:HF de elevada concentración, para remover cualquier obstrucción porpartículas de arcillas. La elevada concentración de ácido reaccionará más rápidamente, permitiendo el uso demenores volúmenes y altas tasas, mientras permanece el tratamiento áctivo haciendo su trabajo de remoción dedaño por arcillas presentes.

•Utilizar un elevado volúmen de aditivo para control de hierro, con el objeto de absorver tanto como sea posibleiones hierro del sistema. Muchos depósitos que están asociados con la inyección de pozos, son ricos en hierro yse hace necesario secuestrarlo con el objeto de prevenir precipitación de hierro cerca de la cara del pozo.

•Usar un bactericida para remover cualquier daño por bacteria, lo cual es comun en pozos de inyección ycausan severo taponamiento.




Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.-(Cont..)

Mantener la tasa de bombeo recomendada en la secuencia adecuada para permitir el adecuado contacto, entrelos fluidos del tratamiento y los materiales a ser removidos, y para prevenir el lavado de los materiales a serremovidos de la cercanía de la cara del pozo antes de ser disueltos.

Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del Caso 1)

Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones análogas al Caso 2.

Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el cual asegurará la compatibilidad de losfluidos y mantendrá la formación acuohumedecida.

Filtrar todos los fluidos que pueden estar en contacto con la formación, hasta 2 micrones absolutos.

Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y también utilizar una herramienta de lavado(“Wash Tool”) en el Coil. Con lo anterior se persigue:

Aislar los fluidos del tratamiento de los fluidos del pozo, previniendo la contaminación del tratamientoantes de penetrar a las perforaciones

La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando alsolvente en la remosión de los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosión.

Remover todos los depósitos orgánicos para que el ácido pueda remover los inorgánicos.




Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Justificación Técnica.-(Cont..)

Nota 2: En caso derealizarse el tratamiento a través de la tubería de completación (Branden Head) ó contubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado

“Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante





• Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e Inorgánica / Tratamiento.-

•ETAPA No. 1.-•1.A.- 40 gals /pies perforado

500 gals de Solvente (49% de Xileno + 49% Kerosene) + 2% Tolueno + 10% SolventeMutual

•1.B.- 25 gals / pies perforado300 gals de 10% HCL + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals

Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 3%Ácido Acético Glacial•1.C.- 60 gals / pies perforado

750 gals (7.5% HCL: 1.5% HF) + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 galsSecuestrante de Hierro + 10% Solvente Mutual + 3% Ácido Acético

Glacial.•1.D.- 125 gals / pie perforado

1500 gals de Solución de Cloruro de Amonio al 8% + 10 % Solvente Mutual + 3%Ácido Acético Glacial.

•ETAPA No. 2.- Igual a ETAPA No. 1

•Nota 1: Con el Coiled Tubing en el tope de las perforaciones, desplazar hasta ellas con agua filtrada. NoSobredesplazar




Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.-

•Los pozos productores de Gas están asociados con altas caídas de presión, en las perforaciones y en la garganta de los poros. Los Asfaltenos son sensibles a los cambios de presión, por lo que la formación de asfaltenos puede estar asociada con este tipo de cambios de presión. Por lo anterior, se deduce que los Asfaltenos son el primer mecanismode daño en pozos productores de gas, siendo las Parafinas el segundo mecanismo de daño.

•Por lo anterior se sugiere el uso de una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razonesanálogas a las del Caso 1)

•Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones análogas al Caso 2.

•El tratamiento con Solvente puede crear una saturación de aceite (petróleo) cerca de la cara del pozo haciendo que el pozo tenga flujo preferencial de petróleo y bloquear el flujo de gas. Por lo anterior, es recomendable que seguido altratamiento o preflujo de solvente, se bombee un Fluido que permita retornar la saturación de gas cerca de la cara del pozo y mantener, por lo tanto, la producción de gas. El Fluido, a ser usado en este tipo de Tratamiento es Agua con

Cloruro de Amonio, conteniendo Metanol y Surfactantes que permitan asegurar la limpieza del hoyo.

•Por lo anterior, se deduce la necesidad de bombear un volúmen de Fluido (Tratamiento) mayor que el Preflujo, paraasegurarse el adecuado desplazamiento del Solvente de Preflujo y se regrese la saturación al gas en la cara del pozo,que tenía al principio.

•Usar Metanol en el Tratamiento, para secar la Formación y regresar la saturación de gas inicial.




Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Justificación Técnica.- (Cont...)

•Usar Solvente Mutual del tipo de los Surfactantes Fluorocarbonado No Iónico en el Fluido Tratamiento, parabajar la tensión superficial del mismo, y asegurarse que el gas puede empujar al fluido, desde la garganta de losporos, y lograr una efectiva limpieza después del tratamiento.

Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y también utilizar una herramienta de lavado(“Wash Tool”) en el Coil. Con lo anterior se persigue:

•Aislar los fluidos del tratamiento, cada uno del otro y de los fluidos del pozo, previniendo lacontaminación del tratamiento antes de penetrar a las perforaciones, logrando el adecuado tiempo deremojo.•La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando alsolvente en la remosión de los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosión.

•Remover todos los depósitos orgánicos para que el ácido pueda remover los inorgánicos.




• Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica / Tratamiento.-

•PREFLUJO: 75 gals /pies perforado900 gals de Solvente 98% de Xileno + 2% Tolueno + 10% (Vprefl.)Solvente

Mutual•PRETRATAMIENTO: 3 bbls (126 gals)

156 gals de 3% Cloruro de Amonio

•TRATAMIENTO 100 gals/pie perforado1200 gals de Cloruro de Amonio al 3% + 20% Hidróxido de Metanol + 0.2%Surfactante no iónico específico+ 10 % Solvente Mutual.

•Nota 1: No Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación•Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería decompletación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este

tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante





• Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones / Tratamiento.-• •PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado

49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual•TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado

85% Surfactante + 10% Solvente Mutual + 5% Anti-Sludge•Nota 1: No Sobredesplazar•Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería decompletación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Este

tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:•250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene•250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrante deHierro + 25 #/1000 gals de HEC•250 gals de 3% Cloruro de Amonio

•Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada•Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con:

•150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio•150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrantede Hierro + 25#/1000 gals de HEC•Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio•Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bblsde solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing

•Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 2 a 3 horas•Nota 5: La naturaleza iónica del surfactante dependerá del tipo de roca predominante de la formación




• Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones / Justificación Técnica.-• •Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento para remover los compuestos orgánicos, que pueden estarbloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca. Esto resultaráen la remoción del daño por depósición orgánica (razones análogas a las expuestas en el Caso 1)

•Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas al Caso 1). Usar unpequeño porcentaje de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de losdepósitos orgánicos (razones análogas al Caso 2)

•Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la rocaacuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado.

•Las causas probables de la formación de las emulsiones son:•Crudos con contenidos de químicos naturales que actúan como estabilizadores de las emulsiones

formadas con el ácido o con el ácido gastado durante el tratamiento.•Tratamientos de estimulación (ácidas y fracturamientos)•Tasas de Producción elevada•Inyección en la formación de fluidos incompatibles con los fluidos naturales de la formación




Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Justificación Técnica.-

•Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para remover los compuestos orgánicos, que puedenestar bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la roca, y lasporosidades interconectadas del empaque. Esto resultará en la remoción del daño por depósición orgánica(razones análogas a las expuestas en el Caso 1)

•Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas al Caso 1). Usar unpequeño porcentaje de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la remosión de losdepósitos orgánicos (razones análogas al Caso 2)

•Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsión y mantiene los granos de la roca y delempaque, acuohumedecidos, luego que el solvente los ha limpiado.

Las causas probables del taponamiento de los poros interconectados en el empaque con grava, son:Elevada densidad del gel de acarreo de la grava bombeada.Bombear la grava del empaque a traves de la tubería de perforación sucia, pues partículas de hierro y

otros contaminantes entrarán en la zona del empaque dañando la porosidad interconectada tanto delempaque como de la formación misma.

Arcillas de formación, cuando esta es lavada (las perforaciones) luego del empaque.




Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.-

•PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual

•PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado7.5% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosión + 75#/1000 gals Secuestrante de

Hierro + 0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual•TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado

HBF4 + 0.5% Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5%Solvente Mutual.•POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado

8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente MutualNota 1: No SobredesplazarNota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing. En caso de ser a través de la tubería de

completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las mismas. Estetratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:

250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrantede Hierro + 25 #/1000 gals de HEC

250 gals de 3% Cloruro de AmonioEste preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada




Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.-(Cont...)

Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con:150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio

150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals de Secuestrantede Hierro + 25#/1000 gals de HECVs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de AmonioDonde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera del anular y mantener 10 bbls

de solución de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing



5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS.-

CONSIDERACIONES GENERALES.-

Algunas preguntas que deben formularse, como aspectos básicos a tener en consideración sobre Fluidos deFormación y Características de las Rocas, son:

Son sensibles las arcillas presentes? Qué volúmen y clase de arcillas? Cual es el tipo de sensibilidad de Arcilla:Hinchamiento, Migración, Entrampamiento de Agua?

Están presentes partículas minerales de hierro y en cual volúmen?Existen Feldespatos presentes y en cual volúmen?Cuál es la solubilidad en HCL?Es la formación consolidada o no consolidada? Cual es la composición de la matriz o material cementante? Es

la formación susceptible de producción de arena?Cual es la Porosidad?Cual es la Saturación del Agua?Existe un contacto distinto al Contacto Agua-Petróleo?Cual es la gravedad API del Crudo? Cual es la viscosidad del crudo en condiciones de fondo de pozo?Cual es el contenido de Parafinas y Asfaltenos?

Tiene el crudo tendencias emulsificantes naturales?Cual es el ph de la Salmuera de la Formación?Tiene el agua de formación tendencia a la formación de escamas?Temperatura de fondo de pozo estática (BHST)?Presión de fondo de yacimiento (BHP)?Presión de fractura de fondo (BHFP)?

5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LASROCAS.- (Cont..)



En la ejecución de los tratamientos ácidos, es imprescindible tener una idea clara de las característicasmineralógicas de la formación a tratar. Algunas interrogantes que deben resolverse antes de llevar a cabo eltratamiento son:

Solubilidad en HCL?Cuando sea mayor que el 18%, usar solamente HCL. No usar ácido Fluorhídrico (HCL:HF)Cuando la solubilidad en HCL es mayor al 10% y menor del 18%, emplear en el tratamiento un

volúmen de HCL igual a la mitad del volúmen de HCL:HF (Ácido Flourhídrico) a utilizarCuando el contenido total de arcillas de la formación es menor del 5%, usar 12%HCL: 3% HF

Contenido de Hierro?Cuando hay presencia de minerales de hierro, tales como: Hematita, Siderita, Pirita, etc., usar aditivos

para control de hierro en un volúmen determinado de pruebas de núcleo o de retorno de ácido gastado.La presencia de partículas minerales de hierro, ocasionará precipitación de asfaltenos. El uso de

aditivos anti-sludge o preflujos de solventes será necesario, dependiendo de la severidad del potencial desedimentos (sludging).

Si hay cloritas presentes, incrementar la concentración de aditivos secuestrantes de hierro en el preflujode HCL.

Si hay Ilitas presentes y la permeabilidad es menor de 120 md, reducir la tensión de superficie al menos

en 30 Dinas/cm^2, mediante la dosificación de solventes mutuales o surfactantes.Contenido de Feldespatos?

Menor del 20%, usar 12% HCL: 3% HFMayor del 20%, usar 7.5% HCL: 1.5% HF

Formación?Si la formación es susceptible de ser inestable (tendencia a la no consolidación), usar una baja

concentración de HCL:HF



5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.-

La siguiente información debería ser considerada en la selección del tratamiento del pozo:Tipo de Formación y Composición Mineral de la FormaciónCondición de la Formación: Consolidada o No ConsolidadaTipo y Cantidad de DañoTiempo de contacto disponible para el tratamiento químicoLimitaciones físicas del equipo del pozoPresión y Temperatura de Fondo de PozoContaminantes posibles tales como agua, lodo, filtrado del cemento y bacterias

Migración de FinosCompatibilidad de los aditivos del tratamiento, entre sí y con la formaciónPrecipitación de hierroPrevención de EmulsionesAgentes anti-sludgeFactor de Diseño de PermeabilidadFactor de Diseño de PorosidadFactor de Diseño de Solubilidad del YacimientoFactor de Diseño de Caudal de InyecciónEsquema de Tratamiento Propuesto

5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..)

FACTORES DE DISEÑO DE PERMEABILIDAD



FACTORES DE DISEÑO DE PERMEABILIDAD.-

PERMEABILIDAD PROMEDIO

SIN DAÑO, K (md)

RANGO DE HCL

NORMAL (gal/pies)

RANGO DE HCL:HF

NORMAL (gal/pies)

COMENTARIO

<0.1 15-25 No se recomienda a,c,d

0.1 - 1.0 25-50 35-50 a,c,d

1.0-10 35-75 75-100 c

10-50 50-100 100-150 c

>50 50-100 100-200 b

>50 Acido Fórmico 100 - -

Comentariosa.- El volúmen debería ser seleccionado basado en pruebas de núcleos

b.- El volúmen puede exceder 100 galones por pies si fuera necesario , sin permitir excesiva formación de finos

c.- El volúmen puede ser modificado si los resultados de campo lo indican

d.- Use ácido para lavar perforaciones, solamente


VOLÚMEN DE TRATAMIENTO RECOMENDADO DE HCL:HF EN GALONES POR PIE^2 DE



VOLÚMEN DE TRATAMIENTO RECOMENDADO DE HCL:HF EN GALONES POR PIE 2 DEZONA PRODUCTORA

GALONES POR PIE DE INTERVALO TRATADO

R A D I O

D E T R A T A M I E N

T O

( P I E S )

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

0

1

2

3

4

5

6

720 galonespor pie^2

15 galonespor pie^2

10 galonespor pie^2

5 galonespor pie ^2




FACTORES DE DISEÑO DE POROSIDAD

En Acidificaciones Matriciales de Areniscas, la Porosidad de la Formación es usada solamente para calcular :•El Volúmen de Post-flujo o sobre-desplazamiento, el cual debería ser calculado para 4 o 5 pies de penetraciónradial basado en la porosidad•Determinar el radio de penetración de ácido vivo HCL, si la solubilidad de HCL es conocida•El volúmen de preflujo de HCL, el cual debería ser suficiente para remover todo el material soluble al HCL, en

un radio de 2 pies desde la cara del pozo.•El volúmen de HCL:HF, el cual debería ser suficiente para obtener cuatro (4) horas de tiempo de contacto.Un tiempo de contacto mayor en la cercanía de la cara del pozo, resultará en daño por precipitados•El volúmen de poro, cuando se realiza el diseño en función de la porosidad viene dado por la expresión:

•En la gráfica de la página siguiente, puede obtenerse la relación de volúmen de HCL en función de la porosidad

y el radio de penetración.


400100 %



0 1 2 3 4 5 6 70

20

40

6080

100

120

140

160

180200

220

240

260

280

300320

340

360

380

35 %Porosidad

Porosidad 9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

5.0 %Porosidad

15 %Porosidad

25 %Porosidad

Radio en pies desde la pared de un hoyo de 7 plg




FACTORES DE DISEÑO DE SOLUBILIDAD DEL YACIMIENTO.-

Como regla general, las formaciones con menos del 10% de solubilidad no son usualmenteestimuladas con ácido clorhídrico. Sin embargo el ácido clorhídrico, puede ser aplicado acualquier tipo de formación para remover el daño.Sin embargo de lo anterior, si la sección soluble de la formación es una arena consolidada, laacidificación puede resultar menos efectiva que cuando existen calizas o dolomitas presentes, quesean de solubilidad baja.Estas últimas (calizas y dolomitas) reaccionan con ácido clorhídrico a altas tasas; y con ácidofórmico y acético, a tasa moderada.

Debe tenerse siempre presente que, todos los tratamientos que usen ácido fluorhídrico (HCL:HF),deben estar precedidos por un preflujo y seguidos de un post-flujo para prevenir la precipitaciónde los productos originados de la reacción.La concentración de ácido a utilizar dependerá no solamente de la solubilidad de la formación,sino también de la temperatura de fondo de pozo.Los factores que deben ser considerados para una adecuada selección de la concentración delácido, son:•Tiempo de reacción del ácido activo dentro de la formación•Corrosión de la tubería•Solubilidad de la Formación•Efectos de la reacción de los productos•Propiedades de los Sedimentos (Sludge) y de las Emulsiones formadas•Patrón de grabado (Etching) del ácido en la formación•Compatibilidad del Desmulsificante con la formación y otros productos en el tratamiento




FACTOR DE DISEÑO DEL CAUDAL DE INYECCIÓN-

La máxima tasa de inyección que puede alcanzarse en un tratamiento de estimulación ácida, viene dadapor la expresión matemática siguiente:

4.917 x 10^(-6) x kav x ha (gf * prof –pres. reserv.)

Imax =---------------------------------------------------------------------

µ * ln (re/rw)

La cual relaciona parámetros tales como: la permeabilidad, viscosidad del tratamiento, profundidad,presión de yacimiento, altura de la arena y radios de pozo y de drenaje.




PARAMETROS A MONITOREAR DURANTE LA OPERACIÓN-

•Prueba de Inyectividad•Revisión de los volúmenes a bombear en base a los valores obtenidos de la prueba de inyectividad•Verificación de los volúmenes de tratamiento en sitio•Concentraciones de los fluidos a ser bombeados

•Condiciones de los equipos de bombeo•Caudal máximo de inyección (bombeo y desplazamiento). Comparar el valor de campo con el obtenidomediante la expresión de Imax (página precedente)•Presión de superficie (comparar con la teórica)

5.5.- GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO.-



Estimulación Matricial con Ácido Acético y MetanolPOZO:GF-137D, Arenas G-8 y G-9 /

Cía de Estimulación: CPVEN: CPVEN / Operaciones: F. Mata - J. Flores /Ingeniería: C. Montiel U.- J.L. Estrada / Fecha: 11-11-99 /

CONSOLIDADO DEL COMPORTAMIENTO

0,00

2,00

0,00 1,36 13,25 33,50 54,00 74,00 99,00 126,00 153,00 184,00 210,00 229,00 237,00 257,00 276,00

TIEMPO (min)

T A S A ( m i n )

-20

120

260

400

540

680

820

960

1100

1240

1380

1520

1660

1800

0, 00 1 ,25 6 ,00 16, 00 26, 00 36 ,00 46, 00 56, 00 66, 00 76 ,00 86 ,00 96, 00 101, 00 110 ,00 120, 00

VOLÚMEN (bbls)

P R E S I Ó N ( p s i )

Tasa (bpm) Presión (psi)



5.6.- PARÁMETROS POS TRABAJO.-El seguimiento al éxito del tratamiento formulado y aplicado al pozo, se rige por los valoresobtenidos de:•Volúmen de Producción y Diámetro de Choke de Producción utilizado•Presión de Producción•Composición del Fluido Producido•

Curva de Producción versus Tiempo de Producción del Fluido producido y sucomposición

BIBLIOGRAFÍA



1.- Daño a la Formación, CIED.

2.- Acidificación, BJ Services de Venezuela, 1992.

3.- Material Matrix Manual, Dowell Schlumberger.

4.- Engineering Matrix Manual, Dowell Schlumberger.

5.- Reservoir Stimulation. 2nd Edition. Editors Michael J. Economides, Kenneth. G. Note.Prentice Hall, New Jersey.

6.- Well Testing. First Edition. John Lee. Texas A& M University.

7.- Seminario Técnico, Estimulación Acida, B. J. Services de Venezuela C.A., 1992.

8.- Interpretación de Perfiles a Hueco Abierto. IMPELUZ.

INYECCION DE QUIMICA NO REACTIVA SISTEMAS GELIFICANTES PARA



CONTROL DE AGUA

ARAUJO, EUROBAGLIERI, JEANCAMPOS, DIMASHERNANDEZ, ELIDAMACHADO, MERLIN



INYECCION DE QUIMICA NO REACTIVA



INYECCION DE QUIMICA

ES UNA ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA CUYO

OBJETIVO ES RESTAURAR LA PRODUCTIVIDAD DE POZOS ATRAVES DE LA INYECCION DE PRODUCTOS QUIMICOS A TASAS Y

PRESIONES POR DEBAJO DE LOS LIMITES DE FRACTURA DE LA

FORMACION, A FIN DE REMOVER DEPOSITOS DE ORIGEN

ORGANICO Y ROMPER EL BLOQUEO POR EMULSION A NIVEL DELA VECINDAD DEL POZO .

DEPOSITOS DE ORIGEN ORGANICO




PARAFINAS

ASFALTENOS



R -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -CH3 -R

PARAFINAS

HIDROCARBUROS DE CADENA LARGA, TIENDEN A PRECIPITAR CUANDO BAJA LA TEMPERATURA O CUANDO CAMBIA LA

COMPOSICION DEL CRUDO POR LA LIBERACION DE LOS

COMPONENTES VOLATILES AL DECLINAR LA PRESION.





HIDROCARBUROS AROMATICOS DE BASE NAFTENICA Y ALTO

PESO MOLECULAR, SE ENCUENTRAN EN DISPERSION COLOIDAL

ESTABILIZADA, PERO AL PRODUCIRSE FUERTES CAIDAS DE

PRESION, TIENDE A AGREGARSE (FLOCULARSE) FORMANDO

PARTICULAS TAN GRANDES QUE QUEDAN ATRAPADAS EN EL

MEDIO POROSO.

ASFALTENOS

-R-




CAUSAS:

CAIDAS DE PRESION ADICIONALES A NIVEL DELCABEZAL Y LINEA DE FLUJO

PERDIDAS DE LOS COMPONENTES LIVIANOS

RESTRICCIONES AL FLUJO A NIVEL DE LAS PERFORACIONES

MALAS PRACTICAS DE ESTIMULACION(ACIDIFICACION,OTROS)

CAIDAS DE TEMPERATURA (BOTELLAS, VALVULASDE GAS LIFT, ETC.)

MECANISMO DE DEPOSICION DE ASFALTENOS



P DP




COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCION.

DESCARTE DE ASPECTOS MECANICOS Y OPERACIONALES

ANALISIS DE VISCOSIDAD Y EMULSION

ANALISIS DE INSOLUBLES EN PENTANO

DETERMINACION DEL PROBLEMA:

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION



100

1000

P r o d u c c i ó n ( B B D )

Evento

Años

1000

Años

P r o d u c c i ó n ( B B D )

1

100

Cambio de Pendiente

DECLINACION BRUSCA DE

LA PRODUCCION

CAMBIO EN LA PENDIENTE

DE DECLINACION

DEFINICIONES BASICAS



SOLVENTES

DEMULSIFICANTES

SURFACTANTES

EMULSION

EMULSION



SISTEMA HOMOGENEO CONSTITUIDO POR LA DISPERSION DE

PEQUEÑAS GOTAS DE UN FLUIDO INMISCIBLE (FASE DISPERSA) EN

OTRO (FASE CONTINUA)

PARA QUE EXISTA UNA EMULSION SE REQUIERE:

DOS LIQUIDOS INMISCIBLES : AGUA Y CRUDO

ACCION MECANICA : TURBULENCIA

AGENTE ESTABILIZANTE DE LA EMULSION : JABONES

NATURALES PRESENTES EN EL CRUDO.

TIPOS DE EMULSION



AGUA EN ACEITE EN AGUA

ACEITE EN AGUA

ACEITE EN AGUA EN ACEITE

AGUA EN ACEITE

BLOQUEO POR EMULSION



LAS EMULSIONES PRESENTAN UNA ELEVADA VISCOSIDAD Y UNABAJA MOVILIDAD, POR LO QUE SU VELOCIDAD DE FILTRACION ENUN MEDIO POROSO ES REDUCIDA.

CAUSAS DE LA FORMACION DE EMULSIONES

ESTABILIZANTES PRESENTES EN EL CRUDO: SON COMPUESTOSQUIMICOS QUE CONTIENEN GRUPOS HIDROFILOS (AFINES AL AGUA)Y GRUPOS LIPOFILOS (AFINES AL ACEITE), SE DISPONEN EN LASUPERFICIE RECUBRIENDOLA E IMPIDIENDO SU AGREGACION.

COMO EJEMPLO TENEMOS LOS ESTERES Y LAS AMINAS.

BLOQUEO POR EMULSION (cont.)



MALAS PRACTICAS DE ESTIMULACION. (ACIDIFICACION,FRACTURAMIENTO)

ALTAS TASAS DE PRODUCCION

PRESENCIA DE SOLIDOS (FINOS)

INTRUSION DE FLUIDOS NO COMPATIBLES CON LOS DE LAFORMACION:

AGUA NO COMPATIBLE, EN LA INYECCION DE VAPOR

FLUIDOS DE COMPLETACION, DURANTE LA

REHABILITACION.

DEMULSIFICANTES



SON COMPUESTOS QUIMICOS TENSOACTIVOS QUE DESTRUYENLA MEMBRANA QUE MANTIENE ESTABLE LA EMULSION,PERMITIENDO LA FLOCULACION Y POSTERIOR AGREGACIONDE LA FASE DISPERSAS.

ENTRE LOS MAS UTILIZADOS ESTAN LOS BUTIL-GLICOLES.

SURFACTANTES



SON PRODUCTOS QUIMICOS COMPUESTOS POR UN GRUPO

LIPOFILICO Y OTRO HIDROFILICO; QUE TIENEN LA HABILIDADDE DISMINUIR LA TENSION SUPERFICIAL DE UN LIQUIDO ALADSORBERSE EN LA INTERFASE DE LOS LIQUIDOSINMISCIBLES.

EN LA ESTIMULACION DE POZOS SE UTILIZAN PARARESTAURAR LAS CONDICIONES ORIGINALES DE LAFORMACION, REDUCIENDO LAS TENSIONES INTERFACIALES DE

LOS FLUIDOS E INVIRTIENDO LA HUMECTABILIDAD DE LAROCA.

GRUPO OLEOFILOGRUPO HIDROFILO

ION INORGANICO

TIPOS DE SURFACTANTES



ANIONICOS

SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA TIENECARGA NEGATIVA; Y EL ION INORGANICO ES POSITIVO (ej. Na+,K)

LOS SURFACTANTES ANIONICOS MAS UTILIZADOSSON:

SULFATOS / SULFONATOS R-OSO3- / R-OSO3

FOSFATOS / FOSFONATOS R-OPO3 / R-PO3

Na+ _

APLICACIÓN:

SE UTILIZAN EN FORMACIONES DE CALIZAS Y DOLOMITAS,LAS CUALES TIENEN UNA CARGA SUPERFICIAL POSITIVA Y

ATRAEN




AL GRUPO SOLUBLE EN AGUA DEL SURFACTANTE ANIONICO, ELCUAL TIENE CARGA NEGATIVA , DEJANDO QUE EL GRUPOSOLUBLE EN PETROLEO INFLUENCIE LA HUMECTABILIDAD.

-

-

-

-

-

-

-

--

-

--

+

- SURFACTANTE ANIONICO + PARTICULA DE CALIZA




CATIONICOS

SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA TIENECARGA POSITIVA; Y EL ION INORGANICO ES NEGATIVO (ej. Cl-)

LOS SURFACTANTES CATIONICOS MAS UTILIZADOS SON LOSCOMPUESTOS AMINICOS, COMO EL CLORURO DE AMONIOCUATERNARIO

Cl- +

APLICACIÓN:

SE UTILIZAN EN FORMACIONES DE ARENISCAS, LAS CUALESTIENEN UNA CARGA SUPERFICIAL NEGATIVA (SILICE) YATRAEN




AL GRUPO SOLUBLE EN AGUA DEL SURFACTANTE CATIONICO,EL CUAL TIENE CARGA POSITIVA , DEJANDO QUE EL GRUPOSOLUBLE EN PETROLEO INFLUENCIE LA HUMECTABILIDAD.

+ SURFACTANTE CATIONICO - PARTICULA DE SILICE

+

+

+

+

+

+

+

++

+

+ +

-




NO IONICOS

SON SURFACTANTES DE MOLECULAS NO IONIZABLES

APLICACIÓN:

SE UTILIZAN PARA LA PRODUCCION DE SURFACTANTESIONICOS Y COMO AGENTES ESPUMANTES.

LOS SURFACTANTES NO IONICOS MAS UTILIZADOS SON:OXIDO DE POLIETILENO R-O-(CH2 CH2O)XH

OXIDO DE PROPILENO R-O-(CH2 CH2O)YH




ANFOTEROS

SON SURFACTANTES CUYO GRUPO SOLUBLE EN AGUA PUEDEESTAR CARGADO POSITIVA O NEGATIVAMENTE O NO TENER CARGA, DEPENDIENDO DEL PH DEL SISTEMA

APLICACIÓN:

SU UTILIZACION EN LA INDUSTRIA PETROLERA ES MUYLIMITADA; ALGUNOS SE EMPLEAN COMO INHIBIDORES DECORROSION

EJEMPLOS:

SULFONATO AMINO R-NH-(CH2)YSO3H

FOSFATO AMINO R-NH-(CH2)YOPO3H

+ / - - / +

SOLVENTE



SON COMPUESTOS QUIMICOS CAPACES DE DISOLVER OTRASUBSTANCIA, PRODUCIENDO UNA MEZCLA HOMOGENEA.

LOS MAS UTILIZADOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA SON LOSSOLVENTES MONOAROMATICOS (TOLUENOS, XILENOS) Y ELGASOIL.



GELIFICANTES PARA

EL CONTROL DE

AGUA

SISTEMAS GELIFICANTES

REDUCE LA PRODUCCIÓN DE AGUA E INCREMENTA LA RECUPERACIÓN



¿QUE ES UN GEL?

UNA MEZCLA DE POLIMEROS SOLUBLESEN AGUA + UN AGENTE ENTRECRUZANTE

QUE FORMAN UNA RED TRIDIMENSIONALCON AGUA EN SU INTERIOR

REDUCCIÓN PARCIAL O TOTALDE LA PERMEABILIDAD A LOS

FLUIDOS PRESENTES

NO SELLANTES = Krw

SELLANTES = Krw ; Kro

Krw

Kro

Sistema no Sellante

TIPOS DE SISTEMAS

H2O

H2O

H2O

H2O

REDUCE LA PRODUCCIÓN DE AGUA E INCREMENTA LA RECUPERACIÓNDE CRUDO MEDIANTE LA MODIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD DEL

YAC.




POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

POLIACRILAMIDA

MACROMOLECULAS QUE SE DISUELVEN OHINCHAN EN AGUA Y SU APLICACION SE DEBE ALAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS QUEELLOS EXHIBEN EN SOLUCION

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)m-

C=0

ONa

POLIACRILAMIDA HIDROLIZADA CH-CH2-SO3-M+

-(-CH2-CH-)x-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)y-

C=0

-(-CH2-CH-)z-

C=0

NHOH

C14H29

OTROS POLIMEROS

TERPOLIMERO ACRILAMIDA / AC.

ACRILICO ACRILAMIDA HEXADECIL-1-

SULFONATO

TIPOS DE GELES



GELES ORGANICOS

• MAYOR CONSISTENCIA A MEDIDA QUE ALCANZAN SU TEMPERATURADE DISEÑO

•SON DE TIPÒ NO-SELLANTES.

•COMPUESTOS POR ACTIVADORES O ENTRECRUZADORES FORMANDOUNA ESTRUCTURA DE MALLA QUE FIJA EL AGUA.

•UTILIZA RETARDADORES DE GELIFICACION O VARIA LACONCENTRACION PARA VARIAR LA TEMPERATURA DEGELIFICACION.

•ADQUIEREN MAYOR RESISTENCIA AL SER MEZCLADOS CON OTROSCOMPONENTES




POLIMEROS SOLUBLES EN AGUA

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

POLIACRILAMIDA

MACROMOLECULAS QUE SE DISUELVEN OHINCHAN EN AGUA Y SU APLICACION SE DEBE ALAS PROPIEDADES FISICO-QUIMICAS QUEELLOS EXHIBEN EN SOLUCION

-(-CH2-CH-)n-

C=0

NH2

-(-CH2-CH-)m-

C=0

ONa

POLIACRILAMIDA HIDROLIZADA CH-CH2-SO3-M+

-(-CH2-CH-)x-

C=0NH2

-(-CH2-CH-)y-

C=0

-(-CH2-CH-)z-

C=0NHOH

C14H29

OTROS POLIMEROS

TERPOLIMERO ACRILAMIDA / AC.ACRILICO ACRILAMIDA HEXADECIL-

1- SULFONATO

SISTEMAS GELIFICANTES PARA CONTROL DE AGUA

TIPOS DE GELES



GELES INORGANICOS

•DEBIDO A SU BAJA VISCOSIDAD, TIENEN UN ALTO PODER DEPENETRACION EN EN LAS ZONAS PERMEABLES (ACUIFERAS).

•SON DEL TIPO SELLANTE, OBSTRUYE LA FORMACION.

•EL MAS UTILIZADO ES EL SILICATO DE SODIO.

•PUEDEN SER BOMBEADOS YA PREPARADOS O SE BOMBEA PRIMEROLA BASE GEL Y LUEGO EL ACTIVADOR.

•SE UTILIZAN EN POZOS PRODUCTORES E INYECTORES

CARACTERISTICAS DE UN GEL



DURABILIDAD

COMPORTAMIENTO EN MEDIO POROSO

ESTABILIDAD EN EL TIEMPO A LATEMPERATURA DE TRABAJO.

MODIFICACIÓN DE LAPERMEABILIDAD RELATIVA A LOSFLUIDOS DE LA FORMACIÓN.

CARACTERISTICAS DE UN GEL



TIEMPO DE GELIFICACION

TIEMPO REQUERIDO PARA FORMAR LA ESTRUCTURA DEL GEL

NATURALEZA QUIMICA DEL GEL

TIPO DE POLIMERO Y DEENTRECRUZADORES QUE LOFORMAN

CONSISTENCIA DUREZA, ELASTICIDAD YMOVILIDAD DEL GEL.

VARIABLES QUE DEGRADAN AL GEL



•AMBIENTE DE DEPOSICION: LA ARCILLA PRESENTE EN LAS

FORMACIONES ES CAPAZ DE REACCIONAR CON EL SISTEMAGELIFICANTE

•TEMPERATURA: A TEMPERATURA, TIEMPO DE GELIFICACION

•CONCENTRACION DEL POLIMERO: A CONCENTRACION DELPOLIMERO, SE OBTIENEN GELES MAS BLANDOS Y TIEMPOS DEGELIFICACION MAS CORTOS.

•EFECTO DEL PH: A PH, TIEMPO DE GELIFICACION.

•GRADO DE HIDROLISIS: A GRADO DE HIDRÓLISIS SE OBTIENENTIEMPOS DE GELIFICACION MAS LARGOS, Y CONSISTENCIA MASDEBIL.

PROPIEDADES IMPORTANTES DEL GEL



•NO ES UN CEMENTO.

•NO POSEE SÓLIDOS EN SUSPENSION.

•PUEDE PENETRAR DENTRO DE LA MATRIZ Y FRACTURAS.

•TIEMPO DE GELIFICACION CONTROLABLE.

•ENTRECRUZAMIENTO CONTROLABLE.

•PUEDE SER REMOVIDO.

•AMBIENTALMENTE ACEPTABLE.•RELATIVAMENTE ECONOMICO.

FUNCION DEL GEL



•LA SOLUCION DE BAJA VISCOSIDAD ALCANZA CIERTO GRADO DEPENETRACION EN LA FORMACION Y PREFERENTEMENTE INUNDA LASAREAS DE ALTA PERMEABILIDAD Y FRACTURAS DEL YACIMIENTO,DESPUES DE CIERTO TIEMPO, ESTA SOLUCION SE CONVIERTE EN UNGEL INMOVIL.

•FORMA UN TAPONAMIENTO O BLOQUEO QUE EN ALGUNOS CASOS NOPERMITE PASAR NINGUN LIQUIDO DE LA FORMACION, POR LO QUE ELAGUA ES DESVIADA A LAS ZONAS MENOS PERMEABLES DELYACIMIENTO, PERMITIENDO ASI UN BARRIDO MAS UNIFORME,

AUMENTANDO EL RECOBRO DE PETROLEO

CRITERIOS DE SELECCIÓN



YACIMIENTO PRODUCCIÓN ECONÓMICO

YACIMIENTOSPETRÓLEO O GAS

ARENISCAS ARENASCONSOLIDADAS ONO CONSOLIDADAS

BAJO CONTENIDODE ARCILLA

FRACTURADOS

TEMP. < 300 °F

SIN LIMITE DESALINIDAD

I.P. O I.I.RELATIVAMENTE

ALTO

BUEN PRODUCTOR / INYECTOR

AUMENTO ENCORTE DE AGUADEL YACIMIENTOASOCIADO A SU

PRODUCCION

RESERVASREMANENTES

INDICADORESECONOMICOS

ATRACTIVOS

ORIGEN ANORMAL DE LA FUENTE DE AGUA



ZONA DE AGUA

•CANALIZACIÓN POR DETRÁS DEL REVESTIDOR:•MALA CEMENTACIÓN ENTRE EL REVESTIDOR Y LAFORMACIÓN.• REGISTRO DE CEMENTACION, DE TEMPERATURA,DE PULSO ULTRASÓNICO, ETC.

CRUDO

ORIGEN NORMAL DE LA FUENTE DE AGUA



•CONIFICACION•PLT, ANALISIS DE YACIMIENTO, REGISTRO DEACTIVACION DEL OXIGENO, SISMICA-GEOLOGIAPRUEBAS DE POZOS.

CRUDO

AGUA

ORIGEN NORMAL DE LA FUENTE DE AGUA



ZONA DE AGUACRUDO

AGUA

•ZONA DE AGUA•PLT, ANALISIS DE YACIMIENTO.

CRUDO

VOLUMEN DE FORZAMIENTO

ES LA CANTIDAD DE GEL REQUERIDO PARA FORZAR EN EL



ES LA CANTIDAD DE GEL REQUERIDO PARA FORZAR EN ELINTERVALO A TRATAR.

V= 0,56 * r^2 * Ø * h * (1-

So)

Donde:

V= Volumen de fluido inyectado (Bbl)

r^2 = radio de penetración del gel

(PIE)

Ø = porosidad,

h = espesor cañoneado (PIE)

So = saturación de petroleo

FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL

ES UNA MEDIDA DE LA REDUCCION DE LA K, DEL MEDIO POROSODESPUES DE ALGUN TRATAMIENTO

RRF= Kfluido (antes del tratamiento) K fluido (despues del tratamiento)

PARAMETROS AL MOMENTO DE UNA INYECCION:



•TEMPERATURA: < 300 ºF

•CAÑONEO: Estado de los intervalos cañoneados

•MOVILIDAD: M

•PERMEABI L IDAD DE LA ARENA:Arenas K (gel de m forma un sello mas ef iciente) Arenas K (gel de m )

•ESPESOR DE ARENA CAÑONEADA: Diseñar optimamente el volumen de química

requerido

•EQUIPOS DE COMPLETACIÓN: Estado mecánico del pozo

•PRESIÓN DE FORZAMIENTO: Presión estipulada por la prueba de inyectividad

(Area, K, m , Ø, Py )

•TIEMPO DE GELIF ICACIÓN: 72 horas

(PH, %C polimeros, temperatura)

TIPOS DE INYECCION



INYECCIÓN SENCILLA:Son aquellas que se realizanpor punta de tubería 8703’-07’

9006’’-24’

8762’-82’

9036’-40’

Tope @9512’

INYECCIÓN SELECTIVA:Se realizan por intermedio demangas, aislando el intervaloentre enpacadura

10064’-10076’

10104’-10110’ 10124’-34’

10154’-62’

10182’-88’

10206’-12’

10221’-27’

10251’-60’

10263’-68’

INYECCIÓN DOBLE



SELLANTE

ZONA DECRUDO

FLUIDO NOGELIFICANTECOMPATIBLE

ZONA DE AGUA

Se realiza cuando los intervalos

cañoneados estan muy cerca, seutiliza una contrapresión paracontrarestar la inyección al otrolado de la empacadura.

METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DE POZOS



* Criterios de Yacimientos

* Criterios de Producción

* Criterios Económicos

Evaluación del Comportamiento enLaboratorio a nivel de fluidos:

* Tiempo de gelificación

* Tiempo de bombeabilidad

* Consistencia

* Durabilidad

Evaluación del Comportamiento anivel de nucleos:

* Capacidad para reducir más la Krwque la Kro.

Preparación del producto en elcampo:

* Indicado por los fabricantesdel gel

* Homogenización correcta dela mezcla

* Preparar la mezcla pocashoras antes de la inyección.

METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DE POZOS



INYECCIÓNTiempo de Cierre del Pozo:al momento de diseñar el gel

se promedia el tiempo degelificación



APLICACIONES EN PDVSA

POZO SVS-266



OBJETIVO/JUSTIFICACIÓNRealizar la inyección de gel no sellante en el intervalo 9480’-9492’, ya que el PLT confirmó

que este intervalo aporta la mayor cantidad de fluido con un 50 % de AyS.

Trabajos previos al tratamiento: Se bajó cortador 2 9/32” a 9627´. Se bajó localizador de punta de tubería a 8060´. Corrió registros PLT y CCL, se tomó muestra de arena a 9552´.

Etapa de inyección: Se llenó el anular con agua del lago tratada con KCl. Se bajó coiled tubing, con empacadura doble “ ISAP TOOL”espaciado 22’, asentandose

empacadura: superior a 9475’ e inferior a 9497’. Realizada prueba de inyectividad con gas-oil en el intervalo 9480’-9492’, el pozo tomó

1.03 bbl/min. a 3400 psi. Se inyectó 637 bbls del sistema Multigel No Sellante en el intervalo 9480’-9492 ’a una

tasa de 1.2 bbl/min. con una presión de bombeo de 3800 a 4000 psi.

Se desplazó el gel con 26 bls. de gas-oil, volumen equivalente a el volumen de la tuberíade coiled tubing. Se retiró la sarta con la herramienta ISAP TOOL.

HUD @ 9657’ REV: 4-1/2”

9518’-24’

9512’-15’

9480’-92’

9452’-64’

FECHA DEL TRATAMIENTO: AGOSTO 30 DE 1997COSTO DEL TRATAMIENTO: 82 MM Bs

SVS-0266(31-03-98)



GANANCIA+ 10.3 M BLS Petróleo

(+ 68 BNPD)

72 % Agua(Actual)

200 BNPD(Actual)

-- 68.8 M BLS Agua(-- 456 BAPD)

SISTEMAS GELIFICANTES PARA CONTROL DE AGUA



TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN MEDIANTE INYECCIÓNCÍCLICA DE VAPOR

PRESENTADO POR:

CONTRERAS, MARCO

GIL, OSCARLÓPEZ, ASTERIOURDANETA, ESTEBAN

ESQUEMA



ANTECEDENTES IMPORTANCIA

DIFERENCIAS ENTRE LA INYECCIÓN CÍCLICA Y LA INYECCIÓNCONTÍNUA DE VAPOR

CONSIDERACIONES GENERALES DE LA INYECCIÓN CÍCLICA DEVAPOR

CRITERIOS DE DISEÑO

PÉRDIDAS DE

CALOR CONDICIONES MECÁNICAS DE LOS POZOS

NUEVAS TECNOLOGÍAS

REFERENCIAS

ANTECEDENTES



PRIMERA REFERENCIA DATA DE 1865, CUANDO SE OTORGÓ UNA

PATENTE DE CALENTADORES DE FONDO.

POSTERIORMENTE A PRINCIPIOS DE SIGLO, DURANTE LAEJECUCIÓN DE PROYECTOS DE INYECCIÓN DE AIRE OCURRIÓ LACOMBUSTIÓN IN SITU, EN ESTE SENTIDO LA PRIMERA PATENTE FUE

EMITIDA EN EL AÑO DE 1923.

LA INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR SE DESCUBRIÓACCIDENTALMENTE EN 1959, DURANTE UNA PRUEBA PILOTO DEINYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR QUE SE ESTABA LLEVANDO ACABO EN MENE GRANDE, ESTADO ZULIA.

LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR COMIENZA EN LOS AÑOS 1931- 1932, CUANDO SE INYECTÓ VAPOR EN UNA ARENA DE TEXAS.

IMPORTANCIA LEY DE DARCY - FLUJO RADIAL



A TRAVÉS DE LOS PROCESOS TÉRMICOS SE PUEDE REMOVER O INHIBIR LAFORMACIÓN Y DEPOSICIÓN DE SÓLIDOS ORGÁNICOS, TALES COMO PARAFINAS YASFALTENOS.



IMPORTANCIA



LAS RESERVAS DE CRUDOS PESADOS EN VENEZUELA SON 3 VECES MAYORES ALAS DE CRUDO LIVIANOS.

VENEZUELA ES EL PAÍS EN EL MUNDO QUE TIENE MAYORESRESERVAS > 3000 BILLONES DE BARRILES.

LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS LIVIANOS ES 3 VECES MAYOR A LA DE CRUDOSPESADOS.

LA PRODUCCIÓN ECONÓMICA DE CRUDO PESADO ES UN RETOTÉCNICO MAYOR.

INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR



CONSISTE EN INYECTAR VAPOR EN FORMA CONTÍNUA A TRAVÉS DE ALGUNOSPOZOS Y PRODUCIR EL PETRÓLEO POR OTROS, TAL COMO EN LA INYECCIÓNCONVENCIONAL DE AGUA.

ES UN PROCESO DE DESPLAZAMIENTO, Y COMO TAL MÁS EFICIENTE DESDE ELPUNTO DE VISTA DE RECUPERACIÓN ÚLTIMA QUE LA INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR.

EL MECANISMO DE RECUPERACIÓN MÁS IMPORTANTE ES LA DESTILACIÓN POR VAPOR.

Pozo Productor

INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR



Generador de Vapor

Pozo

Inyector

Pozo Productor

Vapor y AguaCondensada AguaCaliente Bancode

Petróleo

Zona de Aguay Petróleo a

TemperaturadeYacimiento

INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR



CONSISTE EN INYECTAR VAPOR A UN POZO DE PETRÓLEO DURANTE UNDETERMINADO TIEMPO, CERRAR EL POZO POR UN CORTO PERÍODO PARA PERMITIR LA SUFICIENTE DISTRIBUCIÓN DEL CALOR INYECTADO Y LUEGO PONERLO APRODUCCIÓN.

ES UN PROCESO DE ESTIMULACIÓN QUE ACELERA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO,POR LO QUE LA RECUPERACIÓN ÚLTIMA PUEDE SER RELATIVAMENTE BAJARESPECTO A LA CANTIDAD TOTAL DE PETRÓLEO EN EL YACIMIENTO.

SE APROVECHA TOTALMENTE LA ENERGÍA DEL YACIMIENTO Y SE PREPARA ÉSTEPARA OTROS PROCESOS DE RECUPERACIÓN ADICIONAL DE PETRÓLEO.




Inyección (Días a semanas) Remojo ( Fase de cierre, días) Producción (Semanas a meses)

Generador de Vapor

PetróleoViscoso

Zonade Calor

Vapor Condensado(Agua caliente)

Vapor Inyectado

Zonade Calor

Vapor Condensadoy Petróleo Adelgazado

Área Calentadapor Convección

Zona Calentada

Vapor Condensado(Agua caliente)

PetróleoViscoso

PetróleoViscoso

ArenaPetrolifera Agotada

El calor quese disipaadelgaza

el petróleo

FluidosProducidos




r w

r c

r ef

mc

CICLOS



I R I RI RCICLO 1CICLO 2

CICLO 3

Tasa deProducción

Fría

P r o d u c c i ó n d e P e t r ó l e o , B /

D

Tiempo, meses

MECANISMOS DE EMPUJE

B B L



GAS ENSOLUCIÓN COMPACTACIÓN COM OTROS

MEC

EXTRAPOLADO

V o l u m e n A c u m u l a d o

d e H u n d i m i e n t o , M

M B

Producción Bruta Menos Inyección Acumulada, MMBBL

I n i c i o d e l a I n y e c c i ó n

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN



T a s a d e

P r o d u c c i ó n

Tiempo, años

C o m i e n z o d e l P r o y e c t o

VENTAJAS

Ó Í É Á



LA INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR ES BIÉN CONOCIDA, DE HECHO ES EL MÁS

COMÚN DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA APLICADOS A CRUDOSPESADOS EN FORMACIONES SOMERAS.

ES ECONÓMICAMENTE ATRACTIVA, DE BAJA INVERSIÓN INICIAL Y RÁPIDORETORNO DE LA MISMA, EN VIRTUD DE LOS RESULTADOS DEL TRATAMIENTO SONEVIDENTES EN POCAS SEMANAS.

ES DE APLICACIÓN GENERAL CON PEQUEÑOS RIESGOS Y RESULTADOSSATISFACTORIOS COMPROBADOS.

NO PRESENTA PROBLEMAS MECÁNICOS INSOLUBLES, E INCLUSO, SE HANDESARROLLADO GENERADORES PORTÁTILES QUE PUEDEN SER MOVIDOS DE POZOA POZO.

DESVENTAJAS



PUEDE SER INDESEABLE EN ÁREAS DONDE OCURRA SUBSIDENCIA, YA QUE PODRÍACAUSAR CAMBIOS EN LA GEOMECÁNICA DE LA ROCA.

PUEDE OCASIONAR EXPANSIÓN DE ARCILLAS SENSIBLES AL AGUA, LO QUE PODRÍADAÑAR LA PERMEABILIDAD DEL YACIMIENTO.

SOLO UNA PARTE (30 - 35 %) DEL AGUA INYECTADA COMO VAPOR ES PRODUCIDACUANDO EL POZO SE ABRE A PRODUCCIÓN.

DESVENTAJAS



CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTO EN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE

VAPOR



VARIABLES DEL YACIMIENTO

1.- PROFUNDIDAD.

2.- PETRÓLEO EN SITU.

3.- POROSIDAD.

4.- SATURACIÓN DE AGUA.

5.- SEGREGACIÓN.

6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO.

7.- ESPESOR DE LA ARENA.

8.- MOVILIDAD DEL PETRÓLEO.

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTOEN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR



Espesor de arena, pies 30

Profundidad, pies < 3.000

Porosidad, % > 30

Permeabilidad, md 1.000 - 2.000

Tiempo de remojo, días 1 - 4

Tiempo de Inyección, días 14 - 21 Número de ciclos 3 - 5

Saturación de petróleo, Bls/acre-pie 1.200

Calidad del vapor, % 80 - 85

Gravedad ºAPI < 15 (8 - 15)

Viscosidad de petróleo (condiciones de yacimiento), cp < 4.000

Presión de Inyección, lpc. < 1.400Longitud de los ciclos, meses 6

Inyección de vapor / ciclos, Bls 7.000

k * h / , md-pie/cp < 200

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTOUN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR



FACTORES DE YACIMIENTO QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTODEL PROCESO

1.- DAÑO A LA FORMACIÓN.

2.- VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO.3.- PRESIÓN DE YACIMIENTO, MECANISMO DE PRODUCCIÓN Y

SATURACIÓN DE PETRÓLEO.

4.- TASA DE PRODUCCIÓN FRÍA , RAP Y RGP.

5.- PROFUNDIDAD DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA.

6.- PRODUCCIÓN DE AGUA DESPUÉS DE LA INYECCIÓN.

CRITERIOS DE DISEÑO PARA LA SELECCIÓN DEL YACIMIENTOEN UN PROYECTO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR



FACTORES OPERACIONALES QUE INFLUYEN EN ELCOMPORTAMIENTO DEL PROCESO

1.- TASA DE INYECCIÓN.

2.- TIEMPO DE REMOJO.

3.- CANTIDAD DE VAPOR INYECTADO.

4.- ETAPA DE PRODUCCIÓN DE UN CICLO.

5.- NÚMERO DE CICLOS.

6.- EFECTO DE UN LAPSO DE CIERRE DURANTE LA ETAPA DE

PRODUCCIÓN.

PÉRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIÓN DE VAPOR.



Dada la diferencia de temperatura existente entre el agua caliente, airecaliente o vapor, y el medio ambiente que rodea las líneas de superficie(líneas que transportan el fluido caliente hasta el cabezal del pozo) y latubería de inyección en el hoyo del pozo, parte del contenido de calor del

fluido que fluye se pierde antes de llegar a la formación, por lo tanto esimportante cuantificar cuanto calor se pierde y tratar de reducir estaspérdidas a un valor mínimo.

MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR

1.- CONDUCCIÓN

2.- RADIACIÓN

3.- CONVECCIÓN.


PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE



PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE

Son las líneas de transmisión de calor desde el generador hasta el cabezalde inyección del pozo. En este tipo de pérdidas están incluidos los tresmecanismos de transmisión de calor. Su magnitud depende de la longitudde la tubería y su diámetro, de la naturaleza y espesor del aislante, y de latemperatura del fluido caliente en la línea, velocidad del viento y del

medio ambiente que la rodea.

PÉRDIDAS DE CALOR EN EL POZO

Los factores que afectan las pérdidas de calor en el pozo son :

1.- El tiempo de inyección.2.- La tasa de inyección.3.- La profundidad del pozo.4.- La presión de inyección en el caso de vapor saturado, y la presión y latemperatura en el caso de vapor sobrecalentado.


CALIDAD DEL VAPOR EN EL CABEZAL DEL POZO



Cantidad de calor a la salida del generador = cantidad de calor en elcabezal del pozo + pérdidas de calor en líneas de superficie, es decir :w * (hw + fST,GEN * Lv) = w * (hw + fST,WH * Lv) +q * L,

de donde :

fST,WH = fST,GEN - (q * L / w * Lv).

CALIDAD DEL VAPOR EN EL POZO

Contenido de calor del vapor en el cabezal del pozo = Contenido de calordel vapor en el fondo del pozo + pérdidas de calor en el pozo, es decir :

w * (hw + fST,WH * Lv) = w * (hw + fST * Lv) +q * z,de donde :

fST = fST,WH - (q * L / w * Lv).

PÉRDIDAS DE CALOR

PÉRDIDAS DE CALOR EN LA SUPERFICIE



GENERADORDE CALOR

AGUA Y

COMBUSTIBLEINYECTADO

PÉRDIDAS DE CALOR EN EN POZO

PÉRDIDAS VERTICALES DE CALOR HACIA LA FORMACIÓN

PÉRDIDAS VERTICALES DE CALOR HACIA LA FORMACIÓN

VAPOR

VAPORVAPOR

VAPOR

LUTITALUTITA

FORMACIÓN

FORMACIÓN

LÍQUIDOS

CALIENTES

LÍQUIDOS

CALIENTES

PERFILES QUE PERMITEN MONITOREAR LA INYECCIÓNDE VAPOR

REGISTRO DE TEMPERATURA



REGISTRO DE TEMPERATURA

PERMITEN DETERMINAR CUALITATIVAMENTE QUE ARENA TOMO ONO VAPOR DESPUÉS DE LA INYECCIÓN.

SE PUEDE HACER EN TODOS LOS CASOS DE INYECCIÓN Y ESSUMAMENTE ÚTIL PARA EVALUAR EL ÉXITO DE LA INYECCIÓN

SELECTIVA CUANDO ESTA SE HACE POR ENCIMA DEL EXTREMO DE LATUBERÍA.

PERFIL DE FLUJO “FLOWMETER”

PERMITEN DETERMINAR CUANTITATIVAMENTE QUE ARENA TOMO O

NO VAPOR DURANTE DE LA INYECCIÓN.

LOS FLOWMETER SOLO APLICAN CUANDO LA INYECCIÓN ESCONVENCIONAL O INYECCIÓN SELECTIVA POR DEBAJO DE LA PUNTADE LA TUBERÍA.



CRUDOSPESADOS

PROCESOSTÉRMICOS

FORMACIONESDEL MIOCENO

ARENAS NOCONSOLIDADAS

PRODUCCIÓNDE ARENA

MÉTODOS DECONTROL

MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA



EMPAQUE CON GRAVA A HUECO ABIERTO (OHGP)

EMPAQUE CON GRAVA EN HOYO ENTUBADO

SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA GRAVA

SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS RANURAS

POZOS TERMICOS

VERTICALES



EMPAQUECON GRAVA TUBERIA LISA

TUBERIA RANURADA

JUNTA DE EXPANSIÓN

COLGADOR TÉRMICO

REVESTIDOR AL TOPE DELA ARENA PRODUCTORA

HOYOAMPLIADO

Niple “X” 3-1/2” (I.D: 2.813”) @ 200’

POZOS TERMICOS

HORIZONTALES



Rev. 9-5/8”, 36#, J-55, Btt @1600’(Cem. Hasta Sup.)

7”, 23#, N-80 Butt,@ + 3331’, (Cem. hastaSup.)

± 1000’ de Sección

Horizontal

Junta de Expansión Térmica 5-1/4” x 3-1/2” x 25’

Tubería de Producción de 3-1/2”, 9.3 lb/pie, J-55, EUE 8RD.

EMP/COLGADOR Térmico 7” x 3-1/4” @ 2800’

(34°)

Rejillas Térmicas de 3-1/2”,

9.3 #, N-80, Btt (Pre-Pack)

0,012” Hoyo horizontal de 6-1/8“Tubería Lisa de 3-1/2”, 9.3 #, N-80, Btt

Niple Otis “X”, 3-1/2” (I.D: 2.750”)

Unidad de Sellos con Ancla Térmica J-LACTH

Junta de ExpansiónTérmica

Mandril paraLAG

Mandril paraLAG

EQUIPOS DE SUBSUELO



EMPACADURAS TÉRMICASSE UTILIZAN PARA SELLAR ANULAR REVESTIDOR-TUBERIAO PARA AISLAR VARIAS ZONAS DE INYECCIÓN.CONSTRUIDAS CON MATERIALES DE ALTA RESISTENCIAPRESIÓN-TEMPERATURA.EXISTEN CON MANDRIL DE EXPANSIÓN Y SIN MANDRIL.

JUNTAS DE EXPANSIÓN

JUNTAS DE EXPANSIÓN EN REVESTIDOR

JUNTAS DE EXPANSIÓN EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

JUNTAS DE EXPANSIÓN EN TUBERÍA DE INYECCIÓN

TUBERÍA DE INYECCIÓN

ANULAR DISEÑO PROPUESTO

• MAYOR PERDIDA DE CALOR • ELIMINA USO DE EMPACADURA

ESQUEMAS DE INYECCIÓN



• MAYOR PERDIDA DE CALORHACIA LAS FORMACIONESADYACENTES

• SOMETE EL REVESTIDORINTERMEDIO A MAYORESESFUERZOS

• ELIMINA USO DE EMPACADURATERMICA

• ELIMINA LA PERDIDA DE CALORHACIA LAS FORMACIONESADYACENTES

• PERMITE INYECTAR LOS POZOSSIN PRESURIZAR EL REVESTIDORINTERMEDIO

CONDICIONES:

• EL DISPOSITIVO DEBE SERSELLANTE

• GARANTIZAR OPERACIONES DESUBSUELO PARA Y DESPUES DEINYECCION

VAPOR

CONVENCIONAL C-E CONVENCIONAL S-E

•RIESGO DE PEZ • ELIMINA RIESGO DE PEZTUB. AISLADA / NO

ESQUEMAS DE INYECCIÓN



•RIESGO DE PEZ

•MINIMIZA ESFUERZOS HACIAEL REVESTIDOR INTERMEDIO

• ELIMINA RIESGO DE PEZ

• DISMINUYE PERDIDA DECALOR HACIA LA FORMACION

• SOMETE EL REVESTIDORINTERMEDIO A ESFUERZOS.

TUB. AISLADA / NOAISLADA

EMPACADURATERMICA

PACK-OFF

TUBERIA LISA

RANURADO

NIPLE “B”

TAPON CIEGO

EQUIPOS DE SUPERFICIE

CABEZAL DE INYECCIÓN



EQUIPOS DE SUPERFICIE

SKID DE INYECCIÓN



SKID DE INYECCIÓN



NUEVAS TECNOLOGIAS

NUEVAS TECNOLOGIAS



• SAGD - DRENAJE DE GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR

• VAPEX - INYECCION DE VAPOR CON SOLVENTES

( PROPANO / BUTANO)

CARACTERISTICAS COMUNESDE SAGD / VAPEX



Son aplicables para crudos de altaviscosidad.

En ambos procesos esta presente elmecanismo de Drenaje por Gravedad.

Necesita el confinamiento del vapor enuna camara.

El proyecto es mas rentables en yacimiento de gran espesory continuo mayor de 33 pies.

SAGD “DRENAJE DE GRAVEDAD ASISTIDO POR VAPOR”



El vapor condensa en la interfase.

El petróleo y el condensado drenan hacia el pozo productor.

El flujo es causado por la fuerza de gravedad.

La cámara se expande vertical y lateralmente.

Mecanismo

INYECTOR

PRODUCTOR

VAPOR

SISTEMA DE IMPLANTACIÓN

ESQUEMA I ESQUEMA II

VAPOR



INYECTORES

PRODUCTOR

INYECTOR

PRODUCTOR

PLAN 1997

ESQUEMA III

ESQUEMA I

ESQUEMA II

ESQUEMA III

# POZO

1

2

2

Área

T.J.

1 BACH. - 1 LAG.

T.J.

VAPOR

VAPOR

VAPOR

INYECTOR / PRODUCTOR

ETAPAS DEL SAGD



Crecimiento Vertical

PozoInyector

PozoProductor

Drenaje de

Petróleo yCondensado

Cámara deVapor

Expansión Lateral

1era. ETAPA “EXPANSION VERTICAL DE LA CAMARA”

700 2.500Inyector Horizontal

Inyectores Verticales



Tiempo ( años)

Q ( B

N P D )

0

100

200

300

400

500

600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

N p

( M

B N P )

y

100



2da. ETAPA “EXPANSION LATERAL DE LA CAMARA”



Tiempo ( años)

Q ( B

N P D )

0

100

200

300

400

500

600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

N p ( M B N P )


100

600



3ERA. ETAPA “DECLINACION”



Tiempo ( años)

Q ( B N P D )

0

100

200

300

400

500

600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

N p (

M B N P )

10

0

PRONOSTICO SAGD LAGUNA SUPERIOR

Tasa(BNPD)

Factor deRecobro (%)Vert. Horz



Tiempo ( años)

Q ( B N P D )

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

500

1.000

1.500

2.000

2.500

N p

( M B N P )

Inyector HorizontalInyectores Verticales

100

Laguna Superior 842 32.7 37.0

CARACTERISTICA DEL SAGD



Es un método novedoso mediante elcual pueden obtenerse altos recobrosy tasas de producción considerables.

No se requieren altas presiones deinyección.

Es aplicable tanto en yacimientosvírgenes como en agotados.

Tiene una relación de vapor a petróleoentre 2.5 a 3 bls.

APLICACIONES A NIVEL MUNDIAL



ATHABASCA Recobro = 50 %RPV = 2,5 B/TON

COLD LAKERPV= 2,4Np = 330 MSTB

TANGLEFLAGSQo (FRÍO) = 157 B/DQo = 1500 B/DNp = 2 MMSTB

CANADÁ

PEACE RIVER Qoi = 4800 B/D

REFERENCIAS

Alvarado, D.A. y Bánzer, C.: “Recuperación Térmica de Petróleo”.

Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros, 1987.



Farouq Ali, S.M: “Oil Recovery by Steam Injection”. Producers Publishing

Company, Inc., Bradford, Pennsylvania, (1970).

Ramey, H. J., Jr.: “Fundamentals of Thermal Oil Recovery”. The Petroleum

Engineer Publishing Co., 1965.

Prats, M.: “Thermal Recovery”. Henry L. Doherty Series. Vol. 7 AIME, 1982.

,

Ríos, E.: “Curso de Recuperación Térmica”. Centro Internacional de

Enseñanza y Desarrollo, CIED.

Farouq Ali, S.M. y Ferrer, J.: “State of the Art of Thermal Recovery Models”.

JPT, 1981.

Estimulación de Pozos



ESTIMULACIÓN DE POZOS MEDIANTE

FRACTURAMIENTO

Ing. Mayra Oroño B.

Ing. Eduardo Troconis G.

Ing. Julio Gómez A.

Ing. Manuel Troconis G.

Ing. Ricardo Mora V.

Pro fesor : Améric o Pero zo

Ju l io 2000

Contenido

Fracturamiento Hidráulico



1.Definición y Aplicación2.Condiciones y Datos Requeridos3.Teoría del Fracturamiento

•Mecánica de la Fractura•Fluidos y Aditivos•Agentes de Soporte•Factores que afectan la Producción

4.Procedimiento•Diseño•Equipos•Operaciones

5.Análisis Postfractura•Lista de Verificación

6.Fracturamiento Ácido7.Fracturamiento de Alta Permeabilidad8.Evaluación Económica




Definición y Aplicación

Fracturamiento HidráulicoDefinición

El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la



El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la

inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la rupturade la roca del yacimiento con el objeto de crear nuevos canales o conectarcanales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo delpozo y con ello su productividad.




•Conductividad de la fractura.

Es la habilidad de la fractura para transportar fluido

desde el yacimiento hasta el pozo y puede expresarse

por la siguiente ecuación:

Conductividad de la fractura = k * wf

donde:k = permeabilidad, md.

wf = ancho de la fractura, pies.


Aplicación del fracturamiento hidráulico.



El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetraciónprofunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.

Objetivos del fracturamiento hidráulico.

• Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.

• Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo.

• Conectar sistemas de fracturas naturales (en Cretáceo).

• Disminuir la caída de presión en la matriz.


Fracturamiento



Hidráulico Ácido Alta permeabilidad

Se aplica a formacionesconsolidadas. (Cretáceo)

Necesita soporteo relleno No necesita soporte Requiere soporte

empacado

Se aplica a formacionesricas en carbonatos.

(Calizas y dolomitas)

Se aplica a formacionesno consolidadas o de

alta permeabilidad.




Información y Datos Requeridos

Características del Sistema Roca-Fluido




- Tipos de Fluidos- Humectabilidad- Gravedad API- Composición del Agua- Profundidad- Gradiente de Fractura- Porosidad- Saturaciones- Permeabilidad- Presión de Yacimiento- Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua- Litología

- Mineralogía- Espesor- Temperatura




Datos del Pozo- Integridad del Revestidor y del Cemento

- Intervalos abiertos a Producción

- Profundidad

- Registros disponibles

- Configuración mecánica

- Características del Cañoneo

- Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos




Geometría de la Fractura

- Esfuerzo mínimo en sitio

- Relación de Poisson

- Módulo de Young

- Presión de Poro (yacimiento)




Mecánica del Fracturamiento





El conocimiento de la mecánica de la fractura permite determinar y explicar:

Presión de inicio de fractura

Presión de propagación

Geometría de la fractura

Problemas de producción:

estimulaciones no exitosas

colapso de la matrizinestabilidad de hoyo

Mecánica del FracturamientoDeformación y esfuerzos

•La roca al someterse a una carga se



deformará cumpliendo la ecuación deelasticidad:

= E

= esfuerzo

E = Módulo de elasticidad de Young = deformación

•Los esfuerzos en una dirección generandeformaciones en otras direcciones:

= 2/ 1

= Relación de Poisson

= 2/ 1

1

= E

2


Esfuerzo en sitio (in situ)



Es la configuración de esfuerzos en un lugar específico de la formación.

is = Esfuerzos vírgenes (capas suprayacentes)+

Esfuerzos Tectónicos+

Esfuerzos Topográficos+

Esfuerzos I nducidos+

Esfuerzos Térmicos


Origen de la Fractura



•La roca falla por tensión•La resistencia de las rocas a la tensión es baja

•La generación de fracturas consiste en vencer :

presión de poro....................................... pf

esfuerzo mínimo (de compresión).......... Hmin

resistencia a la tensión............................ T

pozo

pf , Hmin ,T


Presión de Fractura p ff (Modelo Hebbert y Willis)



•La presión mínima pff para extender una fractura preexistente es:

pff = 1/3 ob + 2 /3 pf

(gradiente de fractura es aquel necesario para poder alcanzar pff )

pff =min + pf min = z / 3

pff = z /3 + pf z = ob - pf

pozo

pf , Hmin ,T


Presión de Fractura p ff (Modelo Pennebaker)



•La presión mínima pff para extender una fractura preexistente es:

pff = F ob + (F -1) pf

F factor exper imental función de la profundidad

min z / 3

min = F z

F

Prof.


Fractura - Pruebas de Campo (Microfrac)



•La prueba Microfrac permite determinar experimentalmente T, min

•La presencia de esfuerzos distintos a los vírgenes no permite predecir elesfuerzo mínimo a través de los modelos anteriores.

T a s a d e I n y e c c i ó n

P r e s

i ó n d e F o n d o

CierreRetroflujo

S e g u n d a

I n y e c c i ó n

P r i m e r a

I n y e c c i ó n

Mecánica del FracturamientoExtensión de la Fractura

• Dado que el menor esfuerzo se



encuentra usualmente en direcciónhorizontal, las fracturas suelen serverticales.

• El esfuerzo mínimo en sitio (no el

módulo de elasticidad) domina el

desarrollo de la fractura.• Formaciones blandas pueden tener

el mismo esfuerzo en sitio que

formaciones duras.

• Cuando el esfuerzo en sitio disminuye

en el desarrollo de la fractura, puedehaber un crecimiento incontrolado.

• La mayoría de las fracturas son decrecimiento vertical controlado.


Geometría de la Fractura

Consideraciones:



•Material isotrópico y homogéneo

•Comportamiento elástico lineal

•Reología conocida.

•El modelo físico se basa en la existencia de:

•fluido ocupando la fractura

•fluido fugándose a través de las paredes de la fractura

•propiedades de la formación

•propiedades del fluido

•tiempo de inyección.


Geometría de la Fractura (Modelo Perkins, Kner,Nordgren)

módulo de Poisson



w (ancho) w = 4( 1 - 2 ) Dp c (h)/E

L (longitud) L = 51.732 (q 3 t 4 E/ mh 4 ) 1/5

ó

E módulo de Young h altura de la fractura

t tiempo de bombeo

q tasa de inyección

m viscosidad

Dp c presión di ferencial tip-pozo


Extensión de la Fractura

•Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial.



g ,

•Rara vez crece más de 300 pies en longitud.

•El ancho es independiente de la reología, depende de la elasticidad.

•Se inicia en la roca permeable y crece a la impermeable.




Fluidos de Fracturamiento





Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes desoporte a través de la longitud de la fractura.

Características

•Viscosidad (Reología).

•Compatibilidad con la formación y sus fluidos.

•Eficiencia.

•Control de pérdidas del fluido.

•Fácil remoción postfractura.

•Económicos y prácticos.

•Base Acuosa o Aceite.


Base Acuosa:



Soluciones salinas, polímeras, mezclas agua-alcohol, soluciones ácidas

Ventajas

menores riesgos de seguridad

alta disponibilidad

mayor estabilidad térmica

Desventaja

pueden producir daño a la formación




Polímeros (viscosificante):Guar (de origen vegetal) y sus derivados: hidroxypropilguar,carboxymethylhydroxypropylguar.

Derivados de celulosa (estructura glucosa) para fluido muy limpio

Xanthan, biopolímero, costoso, menos utilizado.

Agentes Entrecruzados (Borato, Circonio, Aluminio y Titanio), aumentan pesomolecular para contrarrestar disminución de viscosidad por temperatura.




Fluidos Base Aceite

•Se usan en formaciones sensibles al agua.

•Son menos dañinos pero más costosos y difíciles de manipular.

•Como aditivo gelificante se usan derivados de Ester-fosfato de aluminio.


Fluidos Multifásicos



Superan las propiedades de los fluidos base agua o base aceite, añadiendouna segunda fase, para formar espumas o emulsiones.

Espumas:

•Se usa N2, CO2, que se expande al producir el pozo y obliga a salir el líquido de lafractura.•Excelentes para lograr una limpieza rápida en yacimientos de baja presión.•Se estabilizan usando surfactantes.

Emulsiones:

•Tienen buenas propiedades de transporte•Estabilizadas con un surfactante.


ADITIVOS FUNCIÓN

Tipos de Aditivos



Amortiguadores

(buffer) Ajustar pH en fluidos acuosos, Promover la hidratación de polímeros.

BactericidasPrevenir pérdida de viscocidad en fluidos acuosos por degradación

bacterial

Estabilizadores Prevenir la degradación de geles polisacáridos a temperaturas encimade los 200 °F

Interruptores Eliminar el gel polímero en pozos de baja temperatura

Surfactantes

Promover la formación de burbujas estables en espumas. Agente

reductor de tensión superficial. Ayudar a la limpieza de la fractura del

fluido de fracturación. Bactericida y agente controlador de arcillas.

Estabilizadores de

arcillasPrevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.

Control de pérdida

de fluidoTaponar los poros y evitar la pérdida de fluido a través de la formación.

Fluidos de FracturamientoPérdida de Fluido

Proceso de filtrado controlado por:



composición del fluido

tasa de inyección

permeabilidad, presión

saturaciones

tamaño de poro

fallas y fracturas.

¿Cómo se controla la pérdida de fluido?

m de fluido fracturante > m fluido de yacimiento (en yacimientos de gas)viscosidades y compresibilidades similares en ambos fluidos (parahidrocarburos de baja compresibilidad)

fluidos de fracturamiento con formadores de revoque


Pruebas de Compatibilidad en Laboratorio ( norma API RP 39)



Análisis Químico y Estructural de núcleos:Petrografía: composición,materiales cementantes, tamaño de poros.Difracción de Rayos X: tipo de formación cristalina

Interacción Fluido-RocaPruebas de inmersión: desprendimiento de finos.Pruebas de porosidad y permeabilidadPruebas de flujo: movimiento de finos

Evaluación de Propiedades del fluido

Pruebas de emulsión: para selección de antiemulsificantes en fluidos acuosos

Pruebas compatibilidad de crudos: determinar formación de precipitadosPruebas de rompedores de geles

Pruebas de conductividad de la fractura: descartan efectos suavizantes de las caras




Agentes de Soporte

Agentes de Soporte



Agentes de Soporte •Previenen el cierre la fractura tras el bombeo.

•Se añaden al fluido de fracturamiento al mismo momento que éste es bombeado

dentro de la fractura.

•Pueden ser:

•Arena Brady,Texana y Ottawa (ejemplos: US mesh 12/20, 20/40 y 40/70)

•Agentes Mejorados: Bauxita Sinterizada, Arenas cubiertas de resina.

Agentes de Soporte

Propiedades



•Redondez y esfericidad•Gravedad específica•Densidad volumétrica•Partículas finas y limos•Resistencia a la ruptura

TAMAÑO DEARENA

(US MESH)

% GRANOSROTOS

RESISTENCIAA LA

RUPTURA

12/20 16 3000 PSI

20/40 14 4000 PSI

Agentes de SoporteGuía de Selección de Agentes de Soporte



25

Esfuerzo de Cierre, 1000 psi

Arena

Arena Cubiertade Resina

Cerámica deResistencia Intermedia

Bauxita de ResistenciaIntermedia

Bauxita de AltaResistencia

0 5 10 15 20

agente sobrediseñado

Agentes de Soporte

Conductividad de la Fractura

4000

3.0 lb/ft2

5000

6000

m d - p i e )

2 0 lb/ft2

Concentración



0

2000

4000

2000 4000 6000

1000

3000

0 8000

Presión de cierre psi

C o n d u c t i v i d a d (

0.5 lb/ft2

1.0 lb/ft2

2.0 lb/ft2

0 2000 8000


C o n d u

c t i v i d a d ( m d - p i e )

2.0 lb/ft2

12/20-mesh

16/30-mesh

20/40-mesh

4000 6000

10.000

5.000

15.000

10,000 15,000

2.0 lb/ft2


C o n d u c t i v i d a d ( m d - p i e )

20/40 Ottawa

20/40 Bauxita

Cerámica

0 5000

2.000

4.000

6.000

8.000

Mesh

Agente




Factores que afectan la Producción(Daño a la Formación)

Factores que afectan la Producción

Factores que afectan la Producción



(Daño a la Formación)

•Permeabilidad de la Matriz.

•Conductividad de la Fractura.

Permeabilidad de la Matriz

•Material Cementante de la Formación Silicato. Arcilla. Carbonatos.

Factores que Afectan la Producción

Permeabilidad de la Matriz (continuación)



•Retención de Fluidos.

•Componentes de Hierro.

•

Residuos del Fluido.

Conductividad de la Fractura

•Incrustamiento.

•Migración de Finos en la Fractura.

•Residuos de Gel.




Procedimiento de Fracturamiento

Selección de las Variables de Diseño:

S d b l l i i t

Diseño del Tratamiento



Se debe evaluar lo siguiente:

1.- Fluido de fracturamiento apropiado

2.- Adecuada Logitud Soportada

3.- Espesor de la Fractura creada

4.- Rango de la Tasa de inyección

5.- Tipo, Tamaño y Concentración del Agente de Soporte

6.- Introducir, cotejar y ajustar todos lo parámetros que definenel diseño del tratamiento en un Simulador

Equipos de Fracturamiento Hidráulico

Equipos de Fracturamiento



Los equipos de fracturamiento actualmente usados, se pueden

agrupar de la siguiente forma:

* Equipos de almacenamiento de fluidos.

* Equipos de almacenamiento de agentes de soporte.* Equipos mezcladores.

* Equipos de bombeo de alta presión.

* Centro de control.

* Líneas de superficie y de distribución.

Equipos de Fracturamiento



P d B b

Operaciones



Programa de Bombeo

1.- Precolchón (si aplica)

2.- Colchón (o Preflujo)

3.- Dosificación del Agente de Soporte

4.- Desplazamiento

Operaciones



Precolchón.

Fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes delfluido de fracturamiento. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen deácido clorhídrico para remover escamas o mejorar el estado de las perforacionesde cañoneo.

Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo contiene fluido,éste será bombeado y se considerará como un precolchón.

Colchón (Preflujo).

Fl id lifi d ( i ) b b t d l t d

Operaciones



Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el agente desoporte.

Entre sus funciones están:

1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir en ingresodel agente de soporte.

2.- Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así laspérdidas del fluido con agente de soporte.

3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fracturapara evitar arenamiento en punta.

D ifi ió d l A t d S t

Operaciones



Dosificación del Agente de Soporte.

* Concentraciones escalonadas y crecientes

* Distribución final uniforme

* Rango de concentraciones muy variables

Concentración de Agente de Soporte

Operaciones



00

C o n c e n t r a c

i ó n

Tiempo de Bombeo

Preflujo

Preflujo1 lb/gal

Evolución de Distribución de A.S

Operaciones



Preflujo1 lb/gal

1 lb/gal

Concentradoa 3 lb/gal

3 lb/gal2 lb/gal

a3 lb/gal Preflujo

1 lb/galconcentrado

a 5 lb/gal5lb/gal

3 a 5 lb/gal4 a 5 lb/gal 2 a

5 lb/gal

final

intermedio

inicio

Operaciones



Desplazamiento.

Al terminar el bombeo de agente de relleno, se vuelve a bombear fluido

limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte quepueda quedar en la tubería de producción




Análisis Postfractura

Casos de Fracturamientos NO Satisfactorios




Casos de Fracturamientos NO Satisfactorios

Los casos de resultados poco satisfactorios de un tratamiento de fracturamientopueden clasificarse de la siguiente manera:

- Pozos de Respuesta Inicial Inadecuada

- Pozos de Rápida Declinación de la Producción

Lista de Verificación

Las siguientes listas ayudan a detectar las causas del fracaso de un tratamiento defracturamiento:




fracturamiento:

Pozos de Respuesta Inicial Inadecuada:

- Permeabilidad, porosidad y/o presión de yacimiento inadecuadas

- Fracturamiento fuera de zona

- Longitud apuntalada de fractura insuficiente- Conductividad de fractura inadecuada

- Incompatibilidad roca-fluido

Pozos de Rápida Declinación de la Producción:

- Yacimiento limitado

- Pérdida de la conductividad de la fractura con el tiempo

- Cierre de la fractura en las cercanías del pozo

- Longitud apuntalada de fractura insuficiente




Fracturamiento Ácido

Definición




Definición

Es un método de estimulación de pozos que consiste en inyectar un ácido a presión através de las perforaciones de cañoneo con el fin de crear canales de flujo o conectarfracturas ya existentes en la formación. Se realiza por lo general en formaciones decaliza o dolomita.

Diferencias entre el Fracturamiento Ácido y el Fracturamiento

Hidráulico




HidráulicoFRACTURAMIENTO ÁCIDO FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

* Fluido de fractura es ácido

* No usa agente de soporte

* La fractura creada finalmente se

cierra pero quedan canales formados

por la reacción del ácido con las paredesde la fractura.

* Fluido de fractura no es reactivo

* Sí utiliza agente de soporte

* La fractura creada permanece (agentede soporte).




Fracturamiento en Formaciones de AltaPermeabilidad (FAP)

FAP

Fracturamiento en Alta Permeabilidad

Té i i t l d fl j f i lid d



Técnica que consiste en crear canales de flujo en formaciones no consolidadas,mejorando la comunicación entre el yacimiento y el pozo. Es considerado tambiénun método de completación.

Razones para usar FAP

Control de arenas no consolidadas.

Minimizar la producción de finos y producción de asfaltenos.

Minimizar la conificación de agua.

FAP

Diferencias entre el Fracturamiento Hidráulico y el






* Aplicado a zonas de alta permeabilidad

( no consolidadas)* La fractura la provoca el fluido +

agente de soporte.

* Fractura de longitud controlada (radio

de daño menor) y mayor anchura. .

* Aplicado a zonas de baja a moderada

permeabilidad* El fluido colchón o preflujo provoca la

fractura.

* Fractura de gran longitud (radio de

daño mayor).

FRACTURAMIENTO EN ALTAPERMEABILIDAD

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

FAP

Reglas Básicas para la aplicación de un FAP



Reglas Básicas para la aplicación de un FAP.

En una buena práctica de fracturamiento se deben seguir las siguientesreglas básicas:

* Realizar el cañoneo con una penetración adecuada y con lamayor cantidad de tiros por pie.

* Cañonear Hoyos “Big Hole”

* Utilizar arena de US Mesh de acuerdo a la granulometría

FAP

Técnicas mas comunes de FAP:



•Técnica de Fracturamiento Tip- Screenout o TSO.(Control de arena en punta).

•Técnica de Fracturamiento con Empaque Interno.

Técnica de Fracturamiento Tip- Screenout o TSO.(Control de

arena en punta)Eventos que se desarrollan en esta técnica:

FAP



arena en punta)Eventos que se desarrollan en esta técnica:

Generación de la fractura Arenamiento en punta Ensanchamiento de la fractura

Técnica de Fracturamiento con Empaque Interno.

FAP

Esta técnica combina el forzamiento de arena en la fractura y el empleo de unbl j d f d l t l d l



y pensamblaje de fondo para el control de la arena

Diseño y Ejecución de un F.A.P.

1.- Cañonear la Formación en forma adecuada.

FAP



2.- Inyectar ácido para limpiar los orificios de cañoneo (de ser necesario).

3.- Instalar equipo de forzamiento.

4.- Realizar una prueba de Inyectividad.

5.- Diseñar el plan de bombeo según prueba de Inyectividad.

6.- Efectuar el bombeo hasta que alcanzar el ancho de fractura deseada.

7.- Disminuir progresivamente la tasa de bombeo, abrir la válvula anulary desalojar el fluido de fractura excedente.

8.- Preparar el pozo para la producción.




Evaluación Económica


Requerimientos del Análisis



Expectativas de producción para distintas longitudes y conductividad con sucosto asociado.

Seleccionar longitud y conductividad de máximo beneficio.

Determinar tratamientos requeridos para lograr longitud y conductividaddeseada y sus costos.


Criterios de Análisis



Criterios de Análisis

El análisis económico se realiza en función de los indicadores económicosapropiados dependiendo si se trata de una inversión o de un gasto.

Valor Presente Neto

Tiempo de Recuperación de Inversión

Tasa Interna de Retorno

Evaluación EconómicaValor Presente Vp (para precio constante, gastos constantes, declinación conocida)

Vp = [ A(ea-1)/a ] [ [(1-B(L+1) ) / (1- B)] - 1] - DL1G



Vp D 1G

G = gastos

D = factor de Descuento = 1 / (1+ ia/nA)

i = interés fraccionado

B = D e-a

A = qi I

I = precio

qi = producción inicial

a = factor de declinación



¡MUCHAS GRACIAS!

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ESTIMULACIÃ“N DE POZOS