ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL REACONDICIONAMIENTO DE POZOS ING. FRANKLIN GÓMEZ

CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN 2. LA ESTIMULACIÓN DE POZOS Y EL DAÑO DE FORMACIÓN 3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA 4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA 5. PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES DEL REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Y RESPONSABILIDADES DEL INGENIERO EN PETROLEOS

1. INTRODUCCIÓN En este curso se pretende determinar la conveniencia de una estimulación matricial. Conocer las características, ventajas y desventajas de los procedimientos de estimulación matricial más comúnmente utilizados. Diseñar la estimulación matricial seleccionada

1. INTRODUCCIÓN 1.1. ESTIMULACIÓN, DEFINICIÓN: Proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema de canales en la roca productora de un yacimiento para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo o del pozo a la formación con el objetivo de incrementar la producción de hidrocarburos o la inyección de fluidos a la formación.

1. INTRODUCCIÓN 1.2. IMPORTANCIA DE LA ESTIMULACIÓN DE POZOS: Es una de las mejores contribuciones a la industria petrolera pues permite mejorar la producción de hidrocarburos e inclusive incrementar las reservar recuperables. La importancia de la estimulación de pozos se puede observar en su aplicación, pues la gran mayoría de pozos han sido intervenidos con procesos de estimulación alrededor del mundo generando ganancias económicas gracias a las reservar que se han recuperado.

1. INTRODUCCIÓN 1.3. El primer proceso de estimulación aplicado se remonta al año 1860 en donde se realizó un fracturamiento mediante el uso de dinamita, este proceso se denominó fracturamiento con explosivos y se popularizo en 1920. En 1894 se inició con los procesos de inyección para la limpieza de daños en la formación este proceso fue patentado aproximadamente 2 años después, en el cual se inyectó HCL pero por sus efectos corrosivos no fue muy utilizado.

1. INTRODUCCIÓN Hasta 1932 con el desarrollo de los inhibidores de corrosión se acepto ampliamente los procesos de acidificación de arcillas para mejorar la producción de hidrocarburos. En 1940 se implemento el método de mezclas de ácidos HCL y HF. La realización de procesos como cementaciones forzadas, acidificaciones, inyecciones llevó a que se implemente el proceso de fracturamiento hidráulico, el cual fue patentado por R. F. Farris el 10 de noviembre de 1953 para luego ser introducido por Clark. La primera operación se la realizo en Kansas en un pozo de gas teniendo resultados desalentadores, pero luego se aplicó en pozos de gas con éxito.

2. LA ESTIMULACION DE POZOS Y EL DAÑO DE FORMACIÓN Se debe evaluar mediante un análisis nodal al pozo y optimizar el sistema para que de esta manera se pueda producir lo mas económicamente posible, determinar la contribución de cada componente del sistema y así evitar restricciones inconvenientes al flujo. (ver figura II.1).

Sistema Completo de producción

La energía del sistema en la producción de un pozo se pierde en cada etapa:

Si se tiene:

2.2. METODOS DE ESTIMULACIÓN La estimulación tiene como objetivo mejorar la productividad o la inyectividad dependiendo del caso del pozo. En un flujo permanente y considerando flujo radial con una permeabilidad equivalente la ecuación de Darcy nos demuestra el comportamiento en el reservorio:

Esto considerando que no existe afectación a la zona virgen del reservorio y se tiene la siguiente figura:

Flujo radial:

Pero en condiciones reales es común que exista una caída de presión adicional ΔPs la cual fue definida en función del “ EFECTO SKIN S” por van Everdingen y Hurst debido a:

Lo que nos lleva a la ecuación: Esta ecuación nos reduce las probabilidades pues las únicas razones por las que se puede afectar la producción son la permeabilidad y el daño de formación.  

La permeabilidad si es baja <10md es muy poco lo que se puede hacer, en este caso se realiza fracturamiento hidráulico en el cual se cambia el flujo radial a lineal y se mejora la productividad. Para el daño el cual se genera en las operaciones de perforación, cementación y terminación del pozo puede ser realmente reducido, eliminado o incluso ser negativo mediante la estimulación matricial.

2.3. DAÑO A LA FORMACIÓN Y PSEUDODAÑOS El daño a una formación productora se define como la pérdida de productividad natural o inducida al pozo como consecuencia del contacto de la roca con fluidos o materiales extraños o el obturamiento de los canales permeables por operaciones inherentes a la producción del pozo. El análisis de las caídas de presión se realiza desde el radio de drenaje del pozo atravesando la zona virgen, continuando por la zona de daño y pasando por los túneles donde se realizaron los disparos.

DAÑOS

De acuerdo con las ecuaciones II7 y II8 se tiene la caída de presión debido al daño y su ecuación con unidades de campo es: Entonces ΔPs se debe a las caidas de presión por:

El daño propio de la zona vecina al pozo ΔPfd Daño debido a la turbulencia al llegar el fluido a los disparos ΔPt Daño debido a la penetración parcial de los disparos y la inclinación de la formación con respecto al eje del pozo. ΔPc Daño debido a la restricción de flujo por el patron y penetracion de las perforaciones Δpperf Daño por la restricción en los tuneles de las perforaciones ΔPtp

En consecuencia a cada factor se le puede asignar un efecto Skin de Pseudodaño por lo que se tiene:

Lo que le compete a la estimulación de pozos es el daño verdadero y el factor de pseudodaño por las restricciones a los túneles de perforación. Considerando estos unicos daños en un pozo a hueco abierto las ecuaciones desde la zona dañada hasta el pozo serían:

Considerando estas ecuaciones y las ecuaciones II7 y II8 se demuestra:

El daño verdadero es:

2.4. EFECTOS DEL DAÑO Con el objetivo de evaluar cuantitativamente se supone una formación sin daño:

Para el caso del agua:

Para el caso del daño asociado a las restricciones en las perforaciones se tiene en cuenta que se da un cambio de patrón de flujo de flujo radial a lineal tomando en cuenta que la permeabilidad en las perforación es alta y la ecuación que gobernaría el flujo sería:

Entonces: La eliminación de los daños en las perforaciones es determinante para tener producción de un pozo.

Considerando que ya no existe daño en las perforaciones se debe empezar a analizar si es conveniente eliminar el daño verdadero de la formación.

En la zona no alterada y en la alterada se tiene:

Sustituyendo las ecuaciones en II21 se tiene: De donde:

Por otro lado el Índice de productividad: Relación de comportamiento de flujo

Sin considerar alteraciones: Considerando alteraciones:

Realizando una relación de Indices de Productividad: Reemplazando la ecuación II25 se tiene:

Esto nos permite entender que si se conoce re,rw,rx y la relación K/Kx se puede establecer la relación de índices de productividad

Visualización del efecto del daño

En caso de una estimulación:

2.5. ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN 2.5.1. Operaciones durante las cuales se produce el daño: Perforación: Los fluidos de perforación presentan arcillas, agentes densificantes y diversos químicos todos dañinos para la formación. El efecto del daño sobre la productividad dependen del control del filtrado de lodo y de su reacción frente a la formación y los fluidos de la misma y de la invasión de solidos tanto del fluido de perforación como de los recortes generados por la barrena.

Cementación: desde que ingresa la tubería de revestimiento pueden incrementar la presión diferencial y comprimir el enjarre de la zona productora provocando filtrados y aumentando las pérdidas de fluidos. La lechada de cemento por si misma puede filtrar y provocar daño a la formación lo mismo con los fluidos espaciadores y lavadores. Los filtrados de la lechada de cemento con PH elevados pueden reaccionar con formaciones arcillosas, adicionalmente puede reaccionar con las salmueras de la formación ricas en calcio y generar precipitaciones de calcio.

Terminación: Durante la terminación de un pozo tenemos varias operaciones como control del pozo, recementación, perforaciones de la zona de interés, asentamiento del aparejo de producción, lavado del pozo, inducción del pozo a producción. En la recementación y control del pozo se inducen presiones altas lo cual genera pérdidas de fluido. Para realizar los disparos de la zona de interés se debe tener en lo posible una presión superior de la formación para disminuir la invasión de fluidos y reducir la presencia de solidos en el fluido durante los disparos.

Si el asentamiento del aparejo de producción se realiza después de realizados los disparos se pueden producir pérdidas de fluidos de control y si tiene solidos peor aun. Durante la limpieza e inducción a producir el pozo se pueden producir perdidas de fluidos de control con solidos y generan daños a la formación. Estimulación: La estimulación debe ser cuidadosamente diseñada pues los fluidos inyectados pueden generar precipitaciones secundarias, reaccionar con la formación o no ser compatibles con los fluidos de la formación.

Los fluidos ácidos eliminan la corrosión de las tuberías pero cuando el acido se desgasta puede generar precipitaciones que taponen la formación. Los fluidos de la estimulación pueden generar emulsiones, cambiar la mojabilidad de la roca, reaccionar con los aceites del reservorio y formar lodos asfalticos, desconsolidar la roca, causar precipitaciones indeseables.

Limpieza: Se usan disolventes y otros productos químicos para remover materiales diversos. Estos fluidos son circulados y llegan a tener contacto con la zona productora, en el contacto pueden variar la mojabilidad de la roca, incompatibilidad con la roca y sus fluidos. Además estos fluidos transportan materiales que pueden ingresar a la zona productora generando taponamientos. Reparación de pozos: Los daños producidos en la terminación de pozos son los mismos que ocurren en la reparación de pozos por tal razón hay que tener cuidado con la presión diferencial y el filtrado de lodo a las formaciones incompatibles.  

Producción: Los cambios en la estabilidad de la producción puede generar precipitaciones de orgánicos como asfaltenos o parafinas y sales los cuales van a generar obturamientos en la cara de la formación. En los pozos de gas en cambio puede producirse la condensación retrograda que ocasiona bloqueo de líquidos en la cara de la formación. Inyección de Agua: Normalmente se ocasionan daños en la formación por mal tratamiento de las aguas de inyección las cuales no son correctamente filtradas, o por el uso de sales, geles o polímeros que no son compatibles y generan taponamientos y por consiguiente daño a la formación.

Inyección de Gas: El gas siempre circula en flujo turbulento en las instalaciones hasta llegar a una zona abierta esto ocaciona que acarree grasa de roscas, escamas de corrocion, lubricantes y otros químicos los cuales generan reducción en la permeabilidad del gas.