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CAPITULO 13
INTRODUCCIÒN AL TRATAMIENTO MATRICIAL
13-2.2 Impacto Del Daño De La Formación En La Productividad
El daño en el área cercana a la pared del pozo puede disminuir significativamente
la producción al restringir el flujo en la formación.
La ecuación de estado estable para un pozo de petróleo es:
El efecto skin total “s” es un termino adimensional usado para tomar en cuenta la
caída de presión adicional en el área de la pared el pozo que resulta del daño a la
formación y otros factores.
El efecto skin es positivo si se presenta una caída de presión adicional y negativo
si la presión de fondo fluyente verdadera es menor a la ideal.
Para un pozo con un efecto skin de daño igual a 100, una reducción a 10 puede
presentar una productividad 6 veces mayor, y una reducción de 100 a 0 deja un
aumento en la producción de hasta 14 veces. Aunque la reducción hasta 0 es por
lo general poco realista en arenisca, la reducción hasta valores menores a 10 tiene
una expectativa razonable.
La ecuación de Hawkin puede ser usada para determinar el efecto skin cuando se
hacen suposiciones para el radio del daño y la permeabilidad. Estos valores no
pueden ser cuantificados absolutamente, pero en combinación con el análisis de
datos del pozo y/o respuesta de tratamiento de presión de fondo de pozo, estos
pueden indicar tendencias y definir límites.
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La Figura 13-2 muestra la relación del índice de productividad versus la relación
de permeabilidad (PIs/PI vs. ks/k), donde el subíndice “s” indica daño, “PI” y “k”
representan la productividad no dañada (ideal) del pozo y permeabilidad del
reservorio, respectivamente.
FIGURA 13-2: MEJORAMIENTO DE LA PRODUCTIVIDAD MATRICIAL
A diferencia de los carbonatos, en las areniscas es difícil aumentar la
permeabilidad por encima del estado natural debido a las limitaciones de
reacciones cinéticas, reacciones estequiometricas y económicas.
13-2.3 Evaluación Económica Preliminar
Habiendo establecido el potencial de producción del pozo como una función del
efecto skin y lo que produce en realidad, el ingeniero puede evaluar el valor
económico de una producción mejorada y la inversión requerida en trabajos de
pozo. La evaluación económica requiere una buena predicción de producción para
la condición actual del pozo y una predicción para el pozo estimulado,
posiblemente como una función de cuan exitosa es la estimulación.
La evaluación económica preliminar requiere un modelo para la producción
(ganancias) y el costo del trabajo (gastos) como una función del efecto skin. El
modelo de predicción de la producción debe incluir balance de materia. La
sensibilidad del rendimiento económico para el efecto skin es cuantificado con
este modelo.
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Las expectativas del efecto skin luego de la estimulación y los costos del trabajo
pueden ser basados en experiencias de campo o analizados con un simulador
numérico de estimulación.
El costo estimado debe incluir costo del tratamiento, costo de operación, costo del
dinero, impuestos aplicables y cualquier costo auxiliar. El precio del producto
producido, factores para el ajuste del precio y oportunidad del tratamiento (riesgo),
son factores que deben ser incluidos para calcular varios indicadores financieros
tales como el flujo de retorno (ROR), retorno de la inversión (ROI), valor neto
presente (NPV), desembolso (días) solo para la inversión, desembolso (días) para
la inversión mas intereses y costo unitario (inversión dividida por producción
incrementada).
En conclusión, partiendo de un conocimiento del reservorio e historia del pozo
acoplado con el uso de herramientas de diagnostico, el ingeniero debe seleccionar
pozos candidatos con bajo riesgo y un significativo retorno económico potencial.
13-3. Caracterización Del Daño En La Formación
El daño es caracterizado usando pruebas de laboratorio, técnicas de registro e
historia del pozo.
Toda información disponible en el pozo tales como registros y expedientes,
características del reservorio e información de la terminación y trabajos previos,
deben ser recolectados. Se deben analizar muestras de los fluidos producidos y
cualquier material solido del pozo.
Algunos de los estudios que se realizan son: Análisis químico de muestras de
sólidos y líquidos; Pruebas de campo; Análisis del agua; La composición iónica de
una o dos muestras; Registros gamma.
Todas las fases de las operaciones del pozo son potenciales originadores de
daño.
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La caracterización del daño es la base para el diseño del tratamiento. Los
químicos serán seleccionados para remover la o las causas sospechosas de daño.
Los procedimientos de tratamiento serán diseñados para acceder al daño que se
sospecha con una cantidad adecuada de químicos para remover la cantidad
suficiente del daño para alcanzar las metas de productividad del pozo.
13-4. Determinación De La Técnica De Estimulación
El ingeniero debe determinar la acción de remediación. Se debe considerar el
sistema de producción completo para realizar esta decisión. Si el problema esta en
el diseño u operación del pozo, entonces la estimulación no es indicada y el
equipo debe ser mejorado o reparado.
La Figura 13-3 es un árbol de decisión para ayudar en el proceso de selección de
candidato y técnica de estimulación. El objetivo de la productividad dicta la técnica
de estimulación.
FIGURA 13-3: ARBOL DE DECISIÓN DE ESTIMULACIÓN
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Si la productividad deseada se puede alcanzar con un efecto skin de 10% del
efecto skin del daño original en arenisca y -2 a -3 en carbonatos, la estimulación
matricial será adecuada y probablemente efectiva en costo. En reservorios de
arenisca la única alternativa de estimulación es el fracturamiento hidráulico. En
reservorios de carbonatos el fracturamiento acido puede ser una opción efectiva
en costo para incrementar la productividad.
En arenas inconsolidadas o desmenuzables, es aconsejable examinar la máxima
caída de presión permitida antes de la producción de la formación (arena). Por
otro lado, en lo que se refiere a aislación de zonas se puede excluir la estimulación
por fractura.
13-5. Diseño del Tratamiento
13-5.1. Técnicas De Estimulación Matricial
La limpieza de la pared del pozo usa métodos químicos o mecánicos para limpiar
los bordes del pozo. Para la estimulación matricial, los fluidos son inyectados
dentro de la formación para tratar la región cercana de la pared del pozo.
Limpieza De La Pared Del Pozo
Es comúnmente usado para remover sarro, parafinas, bacterias u otros materiales
de la tubería, revestimiento o empaque de grava. Estos tratamientos por lo general
usan sistemas ácidos o solventes que son colocados en el área de la pared del
pozo para remojarla.
Los químicos deben ser elegidos en base a su efectividad al disolver el daño
supuesto. La agitación o chorro con tubería enroscada puede acelerar la remoción
del daño.
Estimulación Matricial
Los tratamientos de estimulación matricial inyectados por debajo de la presión de
fractura bajo el entubado, tubería de perforación o tubería enroscada por lo
general incluyen una secuencia de diversos fluidos, referidos como etapas. Un
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tratamiento simple consiste en una etapa previa de llenado con un fluido no dañino
ni reactivo para estabilizar un flujo de inyección, una etapa del fluido principal de
tratamiento y una etapa de sobre desplazamiento para retirar al fluido principal del
tratamiento fuera de la tubería y desplazarlo dentro del área cercana al pozo.
13-5.2. Selección Del Fluido De Tratamiento
Múltiples fluidos (sistemas de fluidos), compuestos de fluidos base y aditivos, son
seleccionados en base a la litología, mecanismos de daño y condiciones del pozo.
Selección del fluido principal del tratamiento
El fluido principal del tratamiento es seleccionado para disolver o dispersar el daño
principal en formaciones de arenisca y para permitir el flujo de productos solubles
o sólidos hacia fuera del pozo. En el caso de formaciones de carbonatos, la meta
es de pasar el daño con la acidificación o disolución del daño con solventes. Los
principales químicos para los tratamientos caen en las siguientes categorías:
- Solventes para remover deposiciones orgánicas
- Oxidantes para remover daño de polímeros
- Removedores de sarro para remover sulfatos o oxidaciones
- Ácidos para remover carbonatos y oxidaciones, romper residuos de
polímeros o estimular formaciones de carbonatos.
- Ácido hidrofluorico para remover daño por aluminosilicato de formaciones
de arenisca.
El fluido principal del tratamiento es elegido para atravesar, disolver o remover el
daño principal.
Se seleccionan solventes cuando se sospecha de deposiciones de orgánicas. La
estimulación acida se desarrolla para remover o atravesar una variedad de daños.
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Debido a que los ácidos son efectivos antes una gran variedad de daños y no son
costosos, estos son usados en una gran mayoría de estimulaciones matriciales.
Formulación De Fluido Para Estimulación Matricial Acida
Incluye la selección del ácido principal y la identificación de la necesidad de la
inyección de etapa previa y posterior al fluido principal del tratamiento. La Figura
13-4 muestra un árbol de decisión para la selección del fluido en arenisca y
carbonatos. La selección del fluido depende del tipo de daño, litología, mineralogía
y tipo de pozo. Los pozos de petróleo son más difíciles de tratar que los pozos de
gas debido a los problemas de emulsión potencial, formación de sedimentos
lodosos y humectabilidad. Para remover el daño, el fluido de tratamiento debe
estar en contacto íntimo con el daño.
FIGURA 13-4: FLUJOGRAMA PARA LA SELECCIÓN DE FLUIDO
Entonces, las etapas previas usadas en pozos de petróleo pueden incluir un
solvente orgánico o cloruro de amonio con surfactantes y/o un solvente mutuo
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para remover hidrocarburos pesados del área de las paredes del pozo y asegurar
un ambiente húmedo.
A continuación se muestra una breve revisión de las principales consideraciones
para la formulación de ácidos.
Fundamentos de la química acido-roca
Es necesaria una apreciación de los puntos clave del capítulo para entender el
proceso de selección del fluido.
- Tipos de ácido y cinética para carbonatos: El HCl se usa para acidificar los
carbonatos porque disuelven fácilmente la calcita y dolomita. Normalmente, no
se disuelve el daño en la formación sino que atraviesa para llegar a nuevos
canales de flujo (agujeros de gusano) y/o una superficie corroída en fisuras,
resultando en una caída de presión (disminución en el efecto skin).
-
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La reacción acida en reservorios de carbonatos está gobernada por tres
mecanismos: la formación de agujeros de gusano, disolución compacta y flujo
radial. A bajas velocidades de inyección, ocurre la disolución compacta. Si la
velocidad del flujo es incrementada hasta que el número de Peclet (una función de
la velocidad de inyección, concentración acida y velocidad de difusión) es
aproximadamente 1, entonces inicia la formación de agujeros de gusano. Si el flujo
aumente significativamente, el flujo radial domina de forma similar a la arenisca.
En los casos donde la temperatura supera los 400°F, se usan ácidos orgánicos.
Debido a la difusión cinética limitante del HCl en la calcita, normalmente se forman
agujeros de gusano muy fácilmente a través de la zona dañada.
- Tipos de ácido y cinética para arenisca: La mezcla acida de lodo de HF y
HCl son usadas para acidificar areniscas. A diferencia de la acidificación del
carbonato, los agujeros de gusano no se producen en la arenisca. El daño es
removido de los poros más grandes, resultando en la reducción del efecto skin
pero posiblemente no la restauración de la permeabilidad natural de la
formación.
La intención de la acidificación matricial de areniscas es disolver arcillas y otros
materiales dañinos, dejando la matriz de la arenisca inalterada. Aunque el HCl
acelera la reacción del HF con mineral de silicio la reacción es mucho más lenta
comparada con la del HCl en reacción con calcita. Esto ocurre debido a la gran
área de superficie de sílice y arcilla. Los ácidos retardados han sido desarrollados
para alcanzar una penetración acida viva mas profunda.
Compatibilidad entre el ácido y la formación
- Hidróxido de hierro: La precipitación del hidróxido de hierro puede ocurrir
durante la acidificación de la arenisca y carbonatos cuando el valor del pH
es mayor a 2.2. En arenisca el hidróxido de hierro no precipita hasta que el
pH supera un valor de 7.7. Agentes de control de hierro son recomendados
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en todas las etapas acidas durante la acidificación de areniscas y
carbonatos.
El hierro además aumenta la tendencia del petróleo a formar películas rígidas y
emulsiones con ácidos. El ácido vivo o parcial a completamente gastado
ocasionalmente forma emulsiones con el petróleo crudo o condensado, resultando
en un flujo de dos fases y una disminución de la producción. Además, pueden
ocurrir sedimentos lodosos debido a la coagulación de tapones de asfáltenos en
las gargantas porales. Ambas emulsiones y enlodamientos pueden evitarse al
añadir el químico apropiado que se ha determinado en pruebas de laboratorio.
- Carbonatos: La formulación de ácidos para carbonatos es relativamente
simple debido a que la mayoría de los productos de las reacciones es
simplemente cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, lo cual no genera
reacciones posteriores. El material insoluble normalmente fluye hacia los
agujeros de gusano grandes o fisuras y no son un problema.
- Arenisca: la sensibilidad de una formación de arenisca a un fluido de
tratamiento matricial depende de la mineralogía de la formación, tipo de
daño, productos de la reacción, temperatura y permeabilidad. Entonces, la
sensibilidad está relacionada con problemas químicos y mecánicos en las
areniscas.
Aunque la sensibilidad no puede ser eliminada completamente, la meta es
minimizarla por la selección de fluidos con la mayor compatibilidad posible con la
formación. La solubilidad de los minerales en una arenisca depende de su
ubicación. Si la solubilidad del ácido es mayor al 20%, no se recomienda utilizar
HF. Carbonato excesivo puede reaccionar con el HF y precipitar fluoruro de calcio,
y el HF gastado puede reaccionar y formar hexafluosilicato de calcio. El clorito de
arcilla y algunas zeolitas son parcialmente solubles en HCl y pueden causar
taponamientos severos de la migración de sus residuos.
La diferencia entre las solubilidades del lodo ácido y el HCl es el contenido
aproximado de silicio y arcilla. Si no se tomas precauciones se pueden producir
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reacciones secundarias y formar precipitados. Los fluosilicatos son los
precipitados más detrimentos producidos en la acidificación de la matriz de la
arenisca. El fluoruro de calcio se forma de la reacción del HF con calcita si no se
inyecta adecuadamente el HCl a la cabeza del lodo acido. La precipitación de
sales de aluminio, fluoruro de aluminio e hidróxido de aluminio puede evitarse
manteniendo un pH bajo. La precipitación de silicio hidratado se forma en todo el
tratamiento de lodo acido pero normalmente no es un problema porque ocurre
durante la reacción topo química de lodo acido gastado con la superficie de sílice
o arcilla.
Guía para la selección de ácidos para carbonatos
- Temperatura: La selección del ácido depende mayormente de la
temperatura debido al limitante de la inhibición de la corrosión.
- Mineralogía: La calcita y la dolomita reaccionan de forma diferente con los
ácidos. Los carbonatos comúnmente contienen minerales insolubles que
son liberados durante la acidificación.
- Petrofísica: La penetración acida y la cantidad de daño depende del tipo y
distribución de la porosidad.
Guía para la selección de ácidos para areniscas
- Temperatura: La selección del ácido depende solo ligeramente de la
temperatura debido a la baja concentración de ácido que normalmente se
usa.
- Mineralogía: la mineralogía de la arenisca es el factor más importante para
considerar en la selección del fluido debido a la potencial formación de los
precipitados.
- Petrofísica: Como en los carbonatos, la penetración del ácido y la cantidad
del daño depende del tipo y distribución de la porosidad.
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La sensibilidad de una arenisca depende de la permeabilidad de la formación. Las
areniscas de baja permeabilidad son más sensibles que las de permeabilidad alta
por la mineralogía dada.
Selección del fluido de la etapa previa
La etapa previa tiene tres funciones importantes. Una etapa previa de un luido no
reactivo se bombea inicialmente para asegurar que la inyección puede ocurrir a
una velocidad y presión aceptable. En algunos pozos de petróleo, es aconsejable
inyectar una etapa previa formulada para remover petróleo de la región cercana a
la pared del pozo y deja minerales y daño en condiciones húmedas. Esto mejora la
velocidad de ataque del ácido.
Cuando se acidifica con lodo acido, se usa una etapa previa acida para remover el
carbonato de calcio y carbonato de hierro u oxido de la región cercana a la pared
del pozo para eliminar problemas con fluoruro de calcio y hierro sin relación.
Selección del agente diversificador
El daño no uniforme y la heterogeneidad de la permeabilidad en las zonas objetivo
causas que el fluido de tratamiento entre preferentemente a zonas aledañas. El
resultado es una remoción de daño no uniforme y una falla económica en la
mayoría de los casos. Los diversificadores son usados para ayudar al control de la
distribución del ácido en el borde del pozo. Los cuatro tipos generales son agentes
de puenteo (60 mm), particulitas (4 a 60 mm), soluciones viscosas (gel) y
espumas. Se pueden inyectar todo tipo de diversificadores continuamente con los
ácidos o etapas en segmentos discretos de la secuencia de inyección. La
concentración también puede variar como sea requerido.
Todos los tipos de desviadores pueden ser inyectados continuamente con el
ácido o escenificado en segmentos discretos de la secuencia de inyección. La
concentración también puede ser variada como requerida. La experiencia puede
proveer orientación en cuanto a que aproximación trabaja mejor, o un modelo
numérico puede ser usado para optimizar el proceso de diversión.
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Selección de fluido postflush
Un postflush es casi siempre usado para remover el fluido reactivo (y corrosivo)
de el tubing y maximizar el contacto de el fluido principal con el área cercana de la
pared del pozo. La decisión para inyectar un fluido postflush depende sobre el tipo
de estimulación si el daño disuelto o dispersado tiene el potencial para dañar la
formación si es desplazado radialmente dentro la formación, la inyección dentro el
reservorio puede ser evitada (ej., solvente parafínico, fluidos dispersarte lodo/limo
no serían sobre vaciado). En el otro extremo es acidificación HF de arenisca en el
cual el vaciado es esencial para asegurar que la segunda precipitación ocurra
profundamente en el reservorio, donde el impacto sobre la productividad es muy
reducido. El daño en el área cercana de la pared del pozo puede
significativamente disminuir la producción por restricción de flujo en la formación;
sin embargo, un collar de 6 pulg. con 80% de daño reducirá la producción por solo
10% de lo ideal si es localizado más que 3 pies radialmente de la pared del pozo
(Fig. 13-5).
Un sobre rasante es también comúnmente usado para desplazar HCL dentro una
formación de carbonatos para mejorar el acido penetrante vivo. Siguiendo el
tratamiento, el pozo es limpiado porque los fluidos fluyen reaccionando a lo largo
de la superficie con el daño sin disolver (ej., fluido de perforación, escala, parafina
y asfaltos).
Aditivos de fluidos de tratamiento matricial
El capitulo 15 provee una discusión detallada de los aditivos requeridos en fluidos
de matriz. Los aditivos son mezclados con el fluido de tratamiento para modificar
una propiedad (ej., corrosión, precipitación, emulsificación, drenaje de lodos,
ajuste, migración de finos, tendencia de hinchazón de arcilla, tensión superficial,
flujo por capa, presión de fricción).
La breve discusión que sigue enfatiza la optimización de los resultados de
tratamiento. La mayoría de los aditivos no depende en el tipo de formación pero
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más bien sobre las condiciones del reservorio (ej., tipo de hidrocarburo y
temperatura).
Todos los aditivos deberían probarse para la compatibilidad para asegurar que
ellos son químicamente compatibles con los otros aditivos usados en una etapa de
fluido en particular. Además, las etapas que estarán en contacto con cada otro en
la pared del pozo debe ser probado por compatibilidad. Las etapas de
espaciadores compatibles pueden ser usadas si deben ser bombeados fluidos
incompatibles, pero eliminar compatibilidades es preferido si es posible.
Los tipos de aditivos son los siguientes:
-Inhibidores de corrosión ácida- Diferentes inhibidores de corrosión son
requeridos para todos los ácidos orgánicos e inorgánicos. En seleccionar un
inhibidor y nivel de concentración, este es importante para realizar que HF gastado
parcialmente puede seguir siendo muy corrosivo. Practicas recomendadas para
pruebas de inhibidores de corrosión de ácidos y métodos para manejo devuelto de
la producción de acido ha sido publicado (NACE International, 1995).
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-Solventes- Propósito general de solventes aromáticos basados en xileno son
usados extensamente como pre vaciados. En algunos casos, la información de
tratamiento muestra una reducción significante en la presión de inyección con el
uso de un solvente. Los solventes de pre vaciado también pueden ayudar a
prevenir la interacción con la formación de petróleo por separación del petróleo
crudo y fluidos de tratamiento acuoso.
- Estabilizadores de hierro- Los aditivos para controlar el hierro son requeridos
en todos los tratamientos ácidos. Ellos pueden ser agrupados en tres categorías:
los amortiguadores mantienen valores de pH menores que 2.2, y el amortiguador
más comunes es el ácido acético, el cual ayuda a suprimir la precipitación de
oxido en temperaturas menores que 125 °F [50°C]; agentes quelante o complejos
se enlazan al hierro y suprimen otras reacciones y son usados para prevenir la
precipitación y el drenaje de lodos (Crowe, 1985). Hierro ferroso es menos
probable para precipitar y formar lodos.
- Surfactantes- Los surfactantes son usados para reducir la tensión superficial de
petróleo/agua, asegurarla humedad de agua, prevenir el lodo y estabilizar las
espumas. Ellos son
FIGURA 13-5. EL EFECTO DE DESPLAZAR UN 80 % EL COLLAR DE DAÑO
Recomendado en la mayoría de los tratamientos ácidos para resolver uno o más
problemas potencial. Pequeñas concentraciones (ej., 0.2 % a 1%) de surfactantes
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son suficientes. Los surfactantes son también usados como despertantes para
mantener materiales (petróleo o sólidos) dispersados en el fluido de estimulación y
como no emulsiones para ayudar a prevenir emulsiones de interacción petróleo-
acido.
-Solventes mutuos- Los solventes mutuos son usados para asegurar que los
restos de la formación humedecida con agua y para baja tensión
superficial/interracial. Ellos son recomendados en la mayoría de los tratamientos.
-Desviadores- La desviación es recomendada para todos los tratamientos
matriciales. El agente de puenteo de acido benzoico y sal de roca son usados para
tender un puente en la perforación y/o fisuras en formaciones carbonatadas y
pozos de inyección. Resinas de petróleo-soluble (OSRs) dimensionadas para
formar un filtro externo de revoque sobre la cara de la formación que son
típicamente usados como partículas desviadoras.
Pequeñas partículas de acido benzoico pueden ser usadas en pozos de inyección
completados en areniscas y reservorios carbonatados no fisurados. Polímeros
solubles-agua usados como geles desviadores deben ser cuidadosamente
escogidos para tener la correcta combinación de estabilidad durante el tratamiento
y que todavía no halla ruptura lo suficiente para prevenir el daño a la formación.
Ellos no deberían ser usados en areniscas. Las espumas son formuladas con
surfactantes y una fase de gas (generalmente N2). Los surfactantes deben ser
compatibles con otros aditivos incluyendo la solución espumante (<biblio>).
-Inhibidores de escala- Los inhibidores de escala son materiales que suprimen la
precipitación de escalas inorgánicas de fluidos producidos. En general, ellos son
retenidos sobre la formación y son más efectivos en valores de pH neutro. Ellos
son regularmente aplicados como un sobre-ras para obtener un tratamiento acido
o mezclado con una salmuera (con o sin N2) y desplazado dentro el reservorio
cuando la escala de la formación es un problema.
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- Estabilizadores de arcilla- En tratamientos de formaciones de arcilla-
rodamientos de arena, estos materiales catiónicos de polímeros disminuyen la
migración de arcilla. Ellos son temporalmente efectivos en bajas concentraciones.
Los estabilizadores de arcilla no previenen la migración de limo (ej., fedespato,
mica, esquisto) (Ezeukwu et al., 1998). Ellos son disponibles en diferentes rangos
de pesos moleculares para mayores y menores permeabilidades de formación, y
ellos deben ser adaptados para la formación para evitar causar daño de la
obstrucción física de la garganta de los poros.
Los estabilizadores de arcilla son recomendados donde la experiencia indica que
la migración de arcilla es un problema.
-Estabilizadores de aluminio- Esta clase de químicas fue introducida en
reconocimiento del papel de fluoroaluminates en precipitación secundaria en
pozos a temperaturas encima 200 °F en areniscas (Gdanski, 1996). Aunque
nuevas químicas han sido introducidas para direccionar este problema, el acido
cítrico trabaja bien y es económico (Rogers et. Al., 1998).
-Retardadores- Numerosos sistemas para retrasar la reacción acida en
carbonatos y permitir penetraciones más profundas dentro el reservorio que ha
sido desarrollado. Las simulaciones deben ser realizadas para cuantificar su
beneficio.
- Nitrógeno- N2 es comúnmente añadido para tratar fluidos en pozos de bajas
presiones para asistir en la limpieza o para crear un desviador de espuma.
Una vez la apropiada formulación de tratamiento de fluido ha sido seleccionada,
el programa de bombeo debe ser diseñado.
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13-5.3 Generación de programa de bombeo y simulación
El programa de bombeo incluye le tratamiento del fluido y desviación de
secuencia y la tasa de inyección de cada etapa. Esta es generada usando reglas
empiricas basadas sobre anteriores campos de experiencia o computadores.
Un simulador numérico puede ser usado para simular daño removido y evaluar el
efecto de evolución de daño, perfil de flujo y presión de cabeza o fondo fluyente
versus la tasa de inyección para el programa de bombeo propuesto. El simulador
toma en consideración la estratégica colocación, una importante parte del proceso
de diseño. El programa puede ser optimizado usando un modelo del reservorio de
simple-fase para encontrar objetivos específicos de cada tipo de fluido (Barko et.
al., 1996). Este paso permite el diseño de ingeniería para optimizar el programa
para obtener el resultado deseado en la mayor manera costo-efectivo. Un diseño
de tratamiento no se ha diseñado de forma sistemática hasta que es corrido
usando un simulador de campo-validado. La mayoría de los tratamientos son
aparentemente basados sobre reglas empericas de dedo.
El proceso de diseño del tratamiento matricial involucra varios pasos. El manual de
proceso que es discutido en detalle en los capítulos 17 hasta 19 antes de usar
programas de diseño asistido-computador. Esta sección se enfoca sobre el diseño
generado-computador, con énfasis sobre la entrada requerida y la interpretación
de la salida. Una historia de caso de campo para una arenisca es usada para
ilustrar la utilidad del procedimiento.
Tipos de diseño
Los cuatro niveles de diseño matricial son diseño de la fotocopia, diseño de
asesor, diseño basado en empírica/cinética y diseño basado en geoquímica. Los
dos son utilizados por un 98% de todos los tratamientos matriciales. La mayor tasa
de falla es parcialmente atribuida a esta aproximación no manipulada. Una
discusión de cada seguimiento.
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-Diseño de la fotocopia.
Un diseño de la fotocopia es basado sobre un tratamiento sacado (retirado)
anteriormente del archivo de pozo o un compensado del archivo de pozo. El
nombre del pozo y la fecha son cambiados, y el tratamiento es presentado para
aprobarse o simplemente es procesado y bombeado.
- Diseño de asesor
Un diseño de asesor es desarrollado sobre la base de pautas (regla del pulgar) o
experiencia. El diseño puede ser un refinamiento sobre el diseño de la fotocopia, o
este puede ser similar a él.
Obviamente, porque un diseño de tratamiento debería ser daño especifico
reservorio y formación, aplicación del diseño de asesor y normalmente no optimo,
como se muestra la historia del caso para la arenisca.
Historia del caso de campo de arenisca- El pozo fue anteriormente
seleccionado como un candidato de estimulación matricial con hinchazón de arcilla
y/o daño de migración fina. Las pruebas de laboratorio indican que deberían ser
trátate con lodo acido y sobre vaciado con acido fluorobórico. Siguiendo las pautas
en la Fig. 13-4, 50 gal/ft de HCl y 75 gal/ft de lodo acido fue recomendado.
Normalmente, el volumen de fluorobórico es igual al volumen de lodo ácido
desarrollado.
La simulación del diseño de asesor usando el simulador numérico basado en
cinética descrito más tarde produjo una disminución en el efecto skin de 206 a
37.La figura 13-6 muestra una adecuada evolución de efecto skin en todas las
capas excepto la capa 4.
Basado sobre negativas pendientes de evolución de efecto skin en capas 2 y 4,
este parece que mas lodo acido debería ser bombeado. El total de daño de efecto
skin es mostrado en la Figura 13-7. El cambio en la pendiente durante las etapas
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de lodo acido y acido fluorobórico es atribuido a la retardación del ácido
fluorobórico y el cambio en HF disponible. El ácido fluorobórico genera 2.2 % de
HF mientras que el lodo ácido contiene 3% libre de HF (Thomas y Crowe, 1981).
FIGURA 13-6 COLOCACIONES DE ÁCIDO: EFECTO SKIN POR VOLUMEN DE
CAPA (DISEÑO DE ASESOR)
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FIGURA 13-7 COLOCACIONES DE ÁCIDO: EFECTO SKIN POR VOLUMEN
- Diseño basado en empírica/cinética
Un diseño basado en empírica/cinética es producido usando un simulador
numérico. En un mínimo, el simulador debería ser en una segunda dimensión
(2D), 2- fase, simulador de diferencia finita que permite una configuración
multicapa para computar presión y evolución de efecto skin durante la acidificación
matricial de areniscas y carbonatos. Minerales disueltos deberían simularse
usando los minerales más comunes y ácidos a largo con un la apropiada reacción
cinética (tasa de reacción limitada en areniscas y transferencia de masa limitada
en carbonatos con agujeros). Este tipo de simuladores correlaciona el cambio de
porosidad local durante la acidificación para una modificación local de
permeabilidad y finalmente para una evolución de efecto skin de daño total por
capa. Aparentemente, la precipitación no es considerada en simuladores basados
en empírica/cinética, sin embargo, si los ácidos son formulados correctamente
este no debería afectar los resultados del tratamiento.
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FIGURA 13-8. DIAGRAMA DE FLUJO DE SELECCIÓN DE DIVERSIÓN
El simulador basado en la empírica/cinética puede modelar la remoción de daño y
evaluar la evolución del efecto skin, perfil de flujo y presión de fondo fluyente o
cabezal versus la tasa de inyección para el programa de bombeo propuesto.
Estos pasos permiten un diseño de ingeniería para afinar u optimizar el programa
para obtener el deseado resultado en el mayor manejo de costo efectivo. El
simulador debería ser validado usando datos de campo para remover
incertidumbres en los parámetros de diseño (Bartko et al., 1996; Thomas et al.,
1998).
Antes de usar un simulador basado en empírica/cinética, un programa de bombeo
preliminar debe ser generado con un simulador numérico para arenisca matricial y
acidificación de carbonatos. Este asesor recomienda volúmenes de tratamientos
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basados sobre la penetración de daños. El cuadro de flujo en la figura 13-8 es
incorporado en el sistema experto para asistir diversión de selección. El programa
de bombeo incluye el tratamiento de fluido y desviador de secuencia e tasa de
inyección en cada etapa. Este es generado usando reglas empíricas basadas en
anteriores experiencias de campo o computadores. El programa puede ser
optimizado con un modelo de reservorio simple-fase para encontrar los objetivos
específicos de cada tipo de fluido (Perthuis et al., 1989).
Historia del caso de campo de arenisca- El programa de bombeo mostrado en
la Tabla 13-2 fue generada usando el simulador numérico descrito en esta
sección. La entrada del objetivo para el modelo fue el blanco (objetivo) de efecto
de daño skin por capa de aproximadamente 10% de el original para el sistema de
lodo ácido. Este diseño es aproximadamente dos veces el volumen del anterior
diseño de asesor.
El programa de bombeo de simulador numérico basado en la empírica/cinética da
un total de efecto de daño skin de 16.6 % (8% del efecto skin de daño original)
con buena evolución de efecto skin en capa 4 (Fig. 13-9).
FIGURA 13-9: COLOCACIÓN DE ACIDO: EFECTO SKIN VERSUS VOLUMEN
PRODUCCION Página 24
La presión de fondo fluyente y la tasa de bombeo son mostradas en la Fig. 13-10.
El total aumento en la presión durante los resultados del tratamiento en la
deposición del desviador. Este especialmente domina en las etapas con la menor
cantidad de daño removido (ej. HCl y etapas de ácido fluorobórico).
FIGURA 13-10: PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE Y TASA DE BOMBEO
VERSUS VOLUMEN (DISEÑO BASADO EN LA EMPÍRICA/CINÉTICA)
Para verificar la validación del simulador, el tratamiento actual realizado sobre el
pozo fue simulado. El actual programa de bombeo es mostrado en la Tabla 13-3.
PRODUCCION Página 25
El simulador basado en la empírica/cinética produjo un efecto skin de daño final de
14.2; el actual efecto skin de daño fue 11.4 de un tratamiento posterior de prueba
de presión trasciente. Así, el simulador predijo un 93 % reducción en el efecto skin
de daño mientras la reducción actual de efecto skin fue 94%, indicativo de la
validación del modelo. La buena concordancia con la evolución del efecto skin de
daño simulado del tratamiento con la prueba de presión trasciente actual es
mostrada en la Fig. 13-11.
FIGURA 13-11. EVOLUCIÓN DEL DAÑO DE LA SIMULACIÓN DEL
TRATAMIENTO REAL
La figura 13-12 muestra la tasa de flujo de la excelente evolución del efecto skin
en cada capa versus el volumen inyectado. La tasa de flujo dentro de todas las
capas cambia durante el tratamiento; ej., la tasa dentro las zonas de pérdida
disminuyó mientras que la tasa dentro las zonas muy dañadas aumentó.
PRODUCCION Página 26
- Diseño basado-Geoquímica
Un simulador numérico similar al que se discutió para diseño basado en
empírica/cinética es usado para la geoquímica diseño basado; Sin embargo, la
precipitación de productos de reacción y se considera informó. Esto se logra
mediante la incorporación de la química de equilibrio acidificación para un máximo
de 14 elementos y 100 productos de reacción.
• Cálculos
Ecuaciones para el cálculo de la superficie máxima de tratamiento de la presión y
la velocidad de inyección se proporcionan en el Capítulo 16 para los pozos
verticales y horizontales. La tasa máxima de inyección en un pozo horizontal que
se exceda la capacidad de los equipos de bombeo disponible; Sin embargo,
muchos trabajos de bombeo en pozos horizontales emplean tubería flexible, lo que
limita la tasa de muy por debajo de la necesaria para la fractura.
• Estrategia de Colocación
Estrategia de colocación es un paso importante en el diseño de un tratamiento de
la matriz (véase el capítulo 19). El objetivo es cómo obtener una penetración
uniforme de fluido de tratamiento a lo largo de toda la sección y / o en cada
sistema de fracturas naturales. Si no se logra la cobertura de zona completa, el
potencial productivo no se puede realizar. Simulación de la piedra arenisca diseño
real sin un desviador indica que las capas 1 y 3 permanecen zonas ladronas largo
de todo el tratamiento (Fig. 13-14). Además, los valores de efecto piel de la capa
inferior severamente dañadas se reducen a 75 para los tratamientos con inversor y
1250 para los tratamientos sin inversor (Figs. 13-12 y 13-14, respectivamente).
PRODUCCION Página 27
FIGURA 13-12. PIEL EVOLUCIÓN EFECTO POR CAPA PARA EL
TRATAMIENTO REAL.
FIGURA 13-13. VELOCIDAD DE FLUJO EN CADA CAPA EN FUNCIÓN DEL
VOLUMEN INYECTADO
PRODUCCION Página 28
FIGURA 13-14. EFECTO DE LA PIEL DE DAÑOS POR CAPA EN FUNCIÓN
DEL VOLUMEN DE UN TRATAMIENTO QUE INCORPORA EL VOLUMEN
REAL DE TRATAMIENTO SIN UN DESVIADOR
La distribución de fluidos pobre puede dar lugar a un volumen excesivo ácido por
pie de capa en el caso sin un desviador y remoción daño de formación ineficiente.
Figura 13-15 muestra que el efecto piel daño final es 20 en el caso sin un
desviador.
FIGURA 13-15. TOTAL DE EVOLUCIÓN EFECTO DE LA PIEL CONTRA EL
DAÑO DE VOLUMEN
PRODUCCION Página 29
Aunque esto representa una reducción del 90% en el efecto de la piel y rendiría
aproximadamente 4.000 barriles al día, el tratamiento real con un desviador de
partículas produjo una reducción del 93% en el efecto de la piel y más de 5.000
barriles al día. Por lo tanto, la pequeña cantidad de desviador añade a los fluidos
de tratamiento mejorado la eficacia del ácido y el rendimiento así resultante (es
decir, añade aproximadamente 1000 barriles por día). La importancia de la
estrategia de colocación se magnifica en un pozo horizontal debido al largo
intervalo.
La estrategia de colocación debe abordar el tipo de tubo utilizado para inyectar el
fluido y el desvío del fluido de zonas ladronas a las secciones dañadas. (La zona
término se utiliza aquí para describir las secciones longitudinales de un pozo
horizontal, desde el talón hasta el dedo del pie.)
Aunque tubo convencional o carcasa se pueden utilizar para colocar el fluido de
tratamiento, este proceso puede llevar mucho tiempo o ineficiente (Fig. 13-16). La
tubería flexible se utiliza generalmente para superar estos problemas. A diferencia
de la tubería convencional, tubería flexible fácilmente se puede ejecutar en y fuera
del agujero, y el tratamiento de fluido y desviadores puede ser inyectado durante
el movimiento (Thomas y Milne, 1995.)
FIGURA 13-16. EVOLUCIÓN EFECTO PIEL EN UN POZO HORIZONTAL
TRATADA UTILIZANDO LA TÉCNICA DEL SILURO.
PRODUCCION Página 30
La figura 13-17 muestra la buena evolución efecto de piel obtenidos con esta
técnica. Inyección por el espacio anular de la tubería flexible y el tubo puede ser
necesario para optimizar la desviación de fluido y debe ser modelado durante las
simulaciones.
FIGURA 13-17. EVOLUCIÓN EFECTO PIEL EN UN POZO HORIZONTAL
TRATARSE MEDIANTE UNA TÉCNICA DE COLOCACIÓN DE TUBERÍA
FLEXIBLE CON UN DESVIADOR DE ÁCIDO GELIFICADO TEMPORALMENTE
RETICULADO
La técnica de colocación se basa en la información disponible para el pozo. Por
ejemplo, si un registro de producción o encuesta Spinner, registros de lodo o un
registro para localizar fisuras está disponible, esta información se puede usar para
ayudar al diseño de tratamiento. Si una encuesta Spinner indica que existe una
zona de ladrón en el centro de la longitud horizontal, la tubería flexible se puede
ejecutar a esa profundidad, seguido de la inyección de una babosa desviador. El
desviador no se conecta por completo la zona de pérdida, pero en gran medida se
reduce el flujo de fluido en la zona. Este proceso se puede repetir según se
requiera o la base de información de los registros de producción y de localización
fisura. La tubería flexible posteriormente se puede ejecutar hasta la profundidad
total para empezar el tratamiento.
PRODUCCION Página 31
Descansos de perforación y los registros de barro se pueden utilizar para el mismo
propósito. Si los datos son insuficientes, toda la sección se trata normalmente por
la alternancia de etapas de ácido y de desvío como se recupera la tubería
flexible.El desvío se debe lograr para asegurar que el fluido de tratamiento se
continua eliminando daños en lugar de simplemente se inyecta en una zona de
pérdida.
Técnicas mecánicas (empacadores de pórtico o selladores de bolas) no son
prácticos en muchos pozos, ya que se han completado pozo abierto, con liners
ranurados o grava para llevar. En terminaciones de pozo entubado, un
empaquetador de montar a horcajadas se puede utilizar para colocar
selectivamente el fluido de tratamiento. En depósitos de carbonato, un desviador
de producto químico (es decir, ácido benzoico, sal de roca, sistemas de polímeros,
perlas de cera) se puede utilizar. OSR o espuma se utiliza normalmente en las
formaciones de arenisca para la desviación. Agentes de desvío sólidas tales como
escamas de ácido benzoico se han utilizado durante décadas, pero a veces no
limpiar bien después del tratamiento.
Esto ocurre especialmente en carbonatos, donde comúnmente se requieren
grandes cantidades de desviadores ineficientes para crear un aumento de la
presión del fondo del pozo, lo que resulta en la desviación. Aunque OSR se
desempeñan bien en las areniscas, numerosos operadores utilizan técnicas de
desviación de espuma para evitar cualquier posibilidad de conectar por el
desviador. Una aplicación especial de la desviación de la espuma está en pozos
de alto corte de agua, donde la espuma Tapones preferentemente la zona de
agua, permitiendo que el ácido fluya hacia las zonas petroleras dañadas
(Zerhboub et al., 1991). Del mismo modo, el uso de sólidos para el desvío en
carbonatos ha disminuido en favor de espuma y el polímero reticulado
temporalmente (Saxon et al., 1997).
PRODUCCION Página 32
Este enfoque elimina la lenta limpieza experimentó después de los tratamientos
convencionales y los resultados en buena cobertura de la zona en pozos verticales
y horizontales. Modelado de matriz de acidificación de un pozo horizontal con el
simulador 2D previamente discutido (Thomas y Milne, 1995; Jones y Davies, 1996)
indica que los tratamientos de la matriz siluro en alta permeabilidad o calizas
altamente fracturado puede ser ineficiente.
Partida ácido con un desviador de Bull normalmente resulta en una mala cobertura
más allá de 200 hasta 300 pies Al parecer, el ácido crea rápidamente una zona
ladrón en la entrada a la zona, y técnicas de desviación química convencionales
son ineficaces (Fig. 13-16). Si se utiliza tubería flexible, un desviador se puede
colocar a través de una zona de pérdida conocida seguido ejecutando la tubería
flexible a la profundidad total. El ácido se bombea entonces como la tubería
flexible es con dibuja, y una babosa desviador se inyecta cada 100-200 pies según
sea necesario. El resultado es la penetración uniforme sobre las secciones
dañadas con una pequeña cantidad de la inyección de ácido en la zona de ladrón
situado en el talón.
Figura 13-17 muestra los resultados de una simulación numérica, que indica la
desviación desde el talón (es decir, la zona de ladrón) se lleva a cabo utilizando
tubería flexible y un desviador. Mejora de la desviación se consigue cuando se
optimiza el flujo anular durante el tratamiento de tubería flexible. La figura 13-18
muestra una mala distribución de ácido por la zona cuando se utiliza la técnica de
cabeceo del toro, mientras que se logra el objetivo del tratamiento, cuando la
colocación de la tubería flexible se utiliza (es decir, la estimulación adecuada de
las zonas dañadas 2 y 3). Los casos reportados en la barra lateral 13E apoyan los
resultados de las simulaciones.
PRODUCCION Página 33
FIGURA 13-18. SIMULACIÓN DE ACIDIFICACIÓN DE UN POZO HORIZONTAL
CON UNA ZONA DE PÉRDIDA EN EL TALÓN.
PRODUCCION Página 34
13E. Historias de casos de estudio de Colocación
Los siguientes estudios de inserción son los resultados del trabajo reportado por
Thomas y Milne (1995). Horizontal Bien aceite 1: Técnica bullhead Horizontal
Bueno inyección 1 se completó en una formación de piedra caliza con 1800 pies
de 51/2 pulgadas. ranurado forro interior de un 81/2-in. pozo abierto. El bien
aceptada inicialmente 1.000 BWPD. Ante la sospecha de daño lodo de
perforación, el pozo se acidificó con 90.000 litros de HCl al 15% a 25 bbl / min
utilizando la técnica del siluro. El desvío no se utiliza en el tratamiento. Después
del tratamiento, la inyección aumentó a 16.000 BWPD.
El registro de PLT post-tratamiento indicó que 80% del flujo fue en los primeros
100 pies por debajo de la zapata del revestimiento (fig. 13E-1). Aunque no hay
desviador se utilizó en este tratamiento, la adición de los desviadores de ácido
benzoico o de sal de roca convencionales se predijo que no mejorar
significativamente cobertura de zona. Esto se basó en resultados similares
observados en pozos verticales realizadas en zonas de piedra caliza largas
Acidized utilizando una técnica de bagre con inversor. Por lo tanto, el tratamiento
de acidificación utilizando la técnica de bull heading no era eficaz en la obtención
de la cobertura de zona como se predijo por el trabajo de modelado.
Inyectividad en Pozo 1 se redujo durante el siguiente período de 2 meses a 12.000
BWPD. El pozo fue tratado posteriormente con 26.000 litros de HCl (15 gal / pie)
utilizando tubería flexible sin un desviador, y la inyección fue restaurado a 15.000
BWPD. Aunque la inyección no fue restaurada a su nivel original, que se mantuvo
durante 1 año, lo cual es indicativo de un fluido aceptar superficie mayor.
Horizontal Bien aceite 2: tubería flexible con derivación espuma Pozo 2 se
completó con una de 41/2 pulgadas. ranurado revestimiento en dos secciones de
th caliza Arab D para producir 2.378 pies de orificio horizontal. La parte superior
era de aproximadamente 1.500 metros de largo con una barrera de 100 pies que
conducen a la piedra caliza D Árabe inferior con aproximadamente 780 pies de
agujero. El pozo se acidificó usando 25 y 20 gal / pie de HCl al 15% en las
secciones superior e inferior, respectivamente. El volumen más grande en la
PRODUCCION Página 35
sección superior fue utilizado debido al tiempo que la exposición prolongada a lodo
de perforación y sospecha mayor daño.
FIGURA 13E-1. TRATAMIENTO POST REGISTRO DE INYECCIÓN DE UN
POZO HORIZONTAL ACIDIFICÓ MEDIANTE LA TÉCNICA DEL SILURO
El tratamiento se realizó mediante la ejecución de 11/2-in. tubería flexible en el
agujero a la profundidad total, seguido por la carga del agujero con diesel.
Entonces HCL se inyectó a 2.5 bbl / min, mientras que la tubería flexible se retiró
para dar los galones apropiados por pie. Una presión de 1200 psi se mantuvo en
el anillo de tubería flexible para minimizar el flujo de ácido en el trasero. Después
se sacó 50 pies, la tubería flexible se detuvo y 65% de espuma de calidad se
inyecta como un desviador. Esta secuencia se repitió 15 veces. Posteriormente, la
sección de barrera estaba cargada con 65% de espuma de calidad.
Una vez que la tubería flexible estaba en la sección superior de la piedra caliza
árabe D, se acidificó en 30 etapas utilizando el mismo proceso de etapas de ácido
y espuma alterna. Después de la etapa ácida pasado, la tubería flexible se ha
ejecutado hasta la profundidad total y la sección horizontal se desplazó con diesel.
Antes de la acidificación del pozo no fluiría, pero la producción de post-tratamiento
fue 2.484 barriles al día en el que fluye 1318-psi presión de la tubería.
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Producción de post-tratamiento del pozo es más que la de los pozos horizontales
similares tratados con hasta 4 veces más ácido (100 gal de HCl al 15% por cada
pie de la sección horizontal). La clave del éxito de la acidificación de pozos
horizontales aparentemente no fue el volumen de ácido, pero la colocación y
técnicas de desviación.
Pozo horizontal aceite 3: tubería flexible con forma temporal reticulado Bueno
desvío ácido 3 se completó pozo abierto en la piedra caliza Arab D con 1.000 pies
de orificio horizontal. Sobre la terminación inicial se llevó a cabo un tratamiento
con ácido bullhead quitar el lodo de perforación y daños esquejes. Sin embargo,
los resultados fueron insatisfactorios. El objetivo del tratamiento era proporcionar
la inyección uniforme a lo largo de todo el pozo. Posteriormente, el pocillo se
acidificó usando la colocación de tubería flexible para inyectar 10 gal / pie de 15%
de HCl con dispersantes de limo y 4 galones / pies de HCl temporalmente
reticulado (Saxon et al., 1997). El tratamiento se realizó mediante la ejecución de
la tubería flexible en el agujero hasta la profundidad total y luego la inyección de
6,3 gal / pie de HCl mientras se retira la tubería flexible de 10.553 a 10.353 pies
Este proceso se repitió mientras se ejecuta hasta la profundidad total (10.553
pies). A continuación, un desviador HCl reticulado temporalmente se inyectó
mientras tira hacia fuera del agujero de 10.353 pies, que luego se repitió 3 veces
para obtener una buena cobertura. Una vez que la tubería flexible alcanza 9.753
pies, se retira mientras se inyecta HCl.
El registro de la producción de post-tratamiento de la figura. 13E-2 muestra una
sección de 800 pies desde el talón con flujo significativo cerca de la punta del
pozo. (La herramienta de registro de la producción no podía ir más allá de 800
pies) Este perfil de flujo favorable es completamente opuesta a la de la figura.
13E-1, que muestra una mayor parte del flujo procedente de cerca del talón del
pozo. Colocación de tubería flexible complementado con un desviador de ácido
temporalmente entrecruzado aparentemente dio una mejor cobertura.
PRODUCCION Página 37
FIGURA 13E-2. POST-TRATAMIENTO REGISTRO DE PRODUCCIÓN DE UN
POZO HORIZONTAL ACIDIZED UTILIZANDO TUBERÍA FLEXIBLE Y
TEMPORAL RETICULADO DESVÍO HCL.
Los pozos de petróleo horizontales 4, 5 y 6: tubería flexible con derivación ácido
temporalmente reticulado
Pozos 4, 5 y 6 fueron tratados de manera similar a Bueno 3 con tubería flexible y
un desviador de HCl reticulado temporalmente. Ocho de 15 gal de HCl con
dispersantes de barro por pie de la zona horizontal se utilizó en combinación con 4
a 5 gal / pie de reticulado temporalmente desviador de HCl. El tratamiento se
realizó mediante la ejecución de la tubería flexible en el agujero hasta la
profundidad total y, posteriormente, a través de un movimiento alternativo 100 - a
la sección 500 pies mientras que el bombeo de HCl. A continuación, la tubería
flexible se retiró mientras se inyectó el desviador. Este proceso se repite según
sea necesario para obtener la cobertura sobre toda la sección horizontal. La
longitud, la permeabilidad y la producción de resultados horizontales para los
pozos se resumen en la Tabla 13E-1. En todos los casos, la producción se
incrementó de manera significativa, con pago del tratamiento en menos de un
mes.
El incremento medio de producción fue de 1.630 barriles al día. Pozos verticales:
técnica bullhead largas (más de 150 a 200 pies) de las secciones verticales de
pozo abierto la formación árabe D fueron tratados históricamente con grandes
PRODUCCION Página 38
volúmenes de HCl usando la técnica del siluro. Normalmente, 100 gal / pie de HCl
al 15% se inyecta bajo la tubería, con etapas de desvío consistentes en sal de
roca y escamas de ácido benzoico. Como se informó en las historias clínicas, así
horizontales anteriores, los autores observaron que el ácido fue principalmente en
las zonas de alta permeabilidad y las secciones superiores. Esta observación se
basa en la evaluación de las encuestas y pre-inyección caudalímetro después del
tratamiento, lo que indica un perfil altamente no uniforme de la inyección.
Las pruebas de laboratorio indican que el sistema desviador era ineficiente.
Aunque una torta de filtro de baja permeabilidad se formó con el desviador, que
fue penetrada y destruida por el ácido vivo fácilmente. Esta situación explica el
pobre perfil de inyección según la técnica del siluro.
Como se indica en la Tabla 13E-2, el índice de inyectividad aumentó aunque no se
logró la inyección en las zonas de permeabilidad más bajas en los seis pozos
estudiados. El índice medio de inyectividad post-tratamiento fue de 61 barriles al
día / psi.
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Pozos verticales: tubería flexible con derivación de espuma
Cinco pozos fueron terminados en el mismo campo y la formación como los seis
pozos verticales previamente discutidos. Etapas tubos y desviador de espuma en
espiral se utilizaron para mejorar la colocación del ácido. El objetivo era mejorar el
perfil de inyección por acidificación con eficacia tanto las zonas de alta y de baja
permeabilidad en cada pocillo.
Aproximadamente el 50 gal / pie de HCl al 15% se inyecta a través de tubería
flexible en 1 a 1,5 bbl / min en etapas. La tubería flexible se ha ejecutado hasta la
profundidad total que se inyecta la espuma. Una vez en la profundidad total, la
tubería flexible se retiró como el ácido se bombea para producir 50 gal / pie.
Después de la retirada de 20 a 50 pies, la tubería flexible se detuvo y una espuma
estabilizada se bombeó. Esta espuma viscosa fue diseñado para llenar los
agujeros de gusano creados por la etapa ácida anterior para producir una mejor
cobertura de la zona. El proceso de estadificación se repitió hasta que se alcanzó
la parte superior de la zona.
De la Tabla 13E-3, el índice medio de inyectividad de los pozos estudiados fue de
120 barriles al día / psi, casi el doble que la obtenida con la técnica del siluro.
Encuestas de inyección también muestran que el tubo y el desvío de espuma
enrollada tratamiento produjo un perfil de inyección más uniforme, lo que indica
que tanto las zonas de alta y de baja permeabilidad se Acidized. Esta técnica de
colocación produjo excelentes resultados generales y cuestan un 20% menos que
la técnica convencional del siluro.
13E. Historias de casos de estudio de Colocación (continuación)
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Resumen
Estas historias de casos ilustran que la clave de la acidificación de la matriz éxito
en yacimientos carbonatados no es la cantidad de ácido que se inyecta
pero la forma en que se inyecta. Esto también es cierto para los yacimientos de
areniscas. Colocación de tubería flexible en combinación con la desviación de la
espuma en las areniscas o carbonatos parece ser una técnica mejorada. Capítulo
17 se describe el sistema ácido de auto-desviar, que ha sido utilizado con éxito en
las secciones de carbonato de largo, incluyendo los pozos horizontales. Este
sistema es ventajoso con respecto a la desviación de espuma, ya que no requiere
de nitrógeno.
13-6. Evaluación económica final
Como se discutió en la evaluación económica preliminar en la Sección 13-2,3, un
análisis económico es importante. Una evaluación económica final debe hacerse
sobre la base de diversos escenarios de tratamiento (es decir, diseños
advisorbased y empíricos / a base de cinética). Una evaluación de los diseños de
historias de casos de campo de piedra arenisca en el apartado anterior se
desprende.
• Historia clínica campo Arenisca
El diseño basado en asesor disminuyó el efecto piel 206-37 (Fig. 13-7), pero el
diseño empírico / kineticbased disminuyó el efecto de la piel 206 a 16,6 (Fig. 13-9)
para producir un 1,373 barriles por día adicional (3,406 frente a 4779) y casi $ 1.9
millones en VAN (casi $ 2.7 millones contra $ 4,5 millones). El tratamiento en sí
dio lugar a más de 5.000 barriles al día a una reducción inferior, con más de 3
millones de barriles de petróleo producidos durante la vida útil del pozo. Las
figuras 3-19 y 3-20 muestran los indicadores económicos para el asesor y diseños
empíricos / basada cinéticos, respectivamente.
13-7. ejecución
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La ejecución (operación de bombeo) debe llevarse a cabo como se especifica por
el programa de tratamiento o el operador de la ubicación. Durante este proceso,
control de calidad y la recogida de datos es importante. El objetivo operativo se
define por el diseño. QC es el proceso de garantizar que los materiales y
especificaciones de los equipos se encuentran y se entregan en buen estado para
la localización del pozo.
Personal debidamente capacitado son la clave del éxito. El personal de la
localización del pozo deben comprender los fundamentos de las técnicas de
estimulación que se utilizarán y deben saber cómo utilizar el equipo, software y
técnicas.
13-7.1. control de calidad
Dos claves para el eficaz control de calidad son la comunicación y documentación.
El diseñador debe comunicar las expectativas de diseño a los proveedores de
materiales. Debido a que estas expectativas deben ser coherentes con el
proveedor o especificaciones del fabricante, las especificaciones debe estar
disponible para el diseñador. El diseñador debe solicitar y recibir datos de prueba
en el rendimiento de los materiales (por ejemplo, inhibidores de la corrosión),
según sea necesario para asegurar que los materiales se realice adecuadamente.
Numerosos métodos de ensayo normalizados desarrollados por el Instituto
Americano del Petróleo (API), el Instituto Americano de Ingenieros Mecánicos
(AIME) y la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (NACE) se pueden
utilizar para evaluar los materiales. Pruebas especializadas adicional también
puede ser necesaria en aplicaciones críticas.
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PRODUCCION Página 43
Documentación de control de calidad debe seguir los materiales a lo largo de su
ciclo de vida y estar disponible si es necesario por el personal de diseño y de
operación. Los proveedores y los vendedores deben asegurarse de que los
materiales enviados a la localización del pozo cumplen las especificaciones.
Teniendo en cuenta el tiempo, la distancia y el costo de la entrega de materiales al
sitio del pozo, nadie se beneficia si los materiales que no cumplan con las
especificaciones llegan al lugar. En muchos casos, un material pasa a través de
varias manos antes de ser entregado a la localización del pozo. La rutina de las
pruebas de control de calidad y la documentación requerida debe ser acordado
por los vendedores y los clientes como parte del acuerdo comercial en que se
suministran los servicios. La prueba debe ser suficiente para asegurar que los
materiales van a realizar sus funciones necesarias en el campo. Fallas crónicas en
las pruebas son una señal de que se requieren un material más fiable o mejores
procedimientos de manejo. Métodos de ensayo y las opciones se discuten en el
Capítulo 14.
El grado de atención que se presta al control de calidad variará con la naturaleza
crítica de la operación. Para las operaciones de estimulación, las medidas de
control de calidad útiles incluyen
La valoración in situ de ácidos para verificar la concentración
Las pruebas de control de calidad regular de cada partida o lote de
inhibidores de corrosión por la empresa de servicios
La verificación de que agentes de superficie activa se suministran en la
concentración especificada.
Las pruebas en el lugar de la viscosidad del gel para desviadores
(carbonatos) el análisis regular de tamaño de las partículas y la solubilidad
de los desviadores de partículas
Muestreo de fluidos bombeados durante los tratamientos de estimulación,
con las muestras retenidas hasta que el tratamiento ha sido evaluado.
El equipo debe ser capaz de ejecutar el diseño requerido. El personal de diseño y
operaciones deben revisar los procedimientos en detalle para asegurar que el
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equipo disponible es capaz de realizar todas las operaciones necesarias.
Todo el equipo que se utilizará en las operaciones de estimulación se debe
mantener correctamente para realizar de forma fiable y precisa. Como se discutió
en la Sección 13-5 para el diseño del tratamiento, se requiere el cumplimiento del
diseño para aumentar las probabilidades de éxito. Calibración de todos los
dispositivos de medición, tales como transductores y medidores de flujo, debe ser
una parte regular de los procedimientos de mantenimiento. Condiciones de
calibración deben imitar las condiciones de operación en la medida requerida para
calibrar adecuadamente el equipo. Inventarios suficientes de repuestos deben
estar disponibles para hacer las reparaciones de mantenimiento rápidamente.
Pruebas de calibración deben llevarse a cabo de forma rutinaria y los resultados
documentados.
13-7.2. La recolección de datos
Se debe hacer la grabación cuidadosa de los eventos durante el tratamiento,
incluidos los registros de observaciones extraordinarias realizadas por el personal
de operaciones (McLeod y Coulter, 1969). Durante la última década, el énfasis en
la mejora de equipos de grabación y control de calidad en lugar de bombear y
mezclar equipos de seguimiento y se ha traducido en mejores registros para la
evaluación del tratamiento postjob y el éxito de la matriz mejorada.
La información básica disponible de un tratamiento de estimulación consta como
mínimo de un registro de la presión y la velocidad y un registro de las operaciones
preparadas por el personal de operaciones. Todos los gráficos de presión pueden
ser analizados; Sin embargo, su utilidad puede ser limitada por su imprecisión (por
ejemplo, la precisión del indicador de presión puede ser de ± 150 psi) y la
dificultad y el tiempo requerido para colocar los datos en una forma más utilizable.
El enfoque moderno consiste en proporcionar monitoreo digital continuo de la
velocidad de la superficie y la presión, ya sea con un ordenador en el lugar o
registrador de datos digital. Combinado con un registro detallado de las
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operaciones, esta información se puede analizar en tiempo real o procesada
después del procedimiento con el mismo tipo de software. Las principales ventajas
de la monitorización continua son una mayor precisión de los datos y facilitar la
manipulación de los archivos de datos digitales que utilizan los ordenadores. El
principal inconveniente es que la presión de fondo de pozo el tratamiento debe
calcularse a partir de la superficie tratamiento de la presión. Medios fiables para
este cálculo están disponibles para fluidos newtonianos (por ejemplo, salmueras y
ácidos), pero el cálculo para fluidos complejos (por ejemplo, geles, pastas,
espumas) no siempre es fiable.
Una solución relativamente simple a este problema es permitir la comunicación de
presión entre la columna de fluido inyectado y una columna de fluido estático si la
presión del depósito es mayor que la presión hidrostática resultante de una
columna de líquido. La presión de la superficie del fluido estático se mide, y el
tratamiento de la presión de fondo de pozo se obtiene restando la presión
hidrostática de la columna de fluido estático. La columna estática es normalmente
un anillo, ya sea tubo / tubería de revestimiento o tubería flexible / tubo.
Asambleas de los Packers pueden ser modificados para permitir la comunicación
de presión. El principal inconveniente operativo es que los fluidos de estimulación
pueden tener fugas en el espacio anular carcasa de tubo, lo que requiere
operaciones adicionales para eliminarlos.
Medidores de memoria también se pueden ejecutar en el tratamiento de cadenas
para registrar la temperatura de fondo de pozo y la presión durante el tratamiento.
Ellos se recuperan después del tratamiento y se analizaron directamente. Su
desventaja obvia es que el análisis en tiempo real no es posible. En el
funcionamiento de los medidores de memoria, es muy importante para seleccionar
un intervalo de tiempo suficientemente largo para registrar la operación. Si los
tratamientos similares utilizando gel, espuma o slurry desviadores deben ser
realizadas en una serie de pozos, un indicador de memoria se puede ejecutar en
la primera y los datos utilizados para desarrollar una relación de presión por
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fricción de los desviadores. La presión en superficie puede ser utilizado con una
precisión aceptable en tratamientos posteriores.
Dispositivos de registro de la presión de fondo de pozo de superficie de lectura
también están disponibles. En general, los dispositivos son costosos y las
dificultades operativas adicionales asociados con el funcionamiento a aumentar
aún más su coste. Sin embargo, son de gran valor para la evaluación de
estimulación y también para la evaluación y gestión de embalses. Además, se
ejecuta la tubería en espiral donde, paquetes de sensores para supervisar la
presión y la temperatura se utilizan para determinar tratamiento de la presión de
fondo de pozo para el cálculo del efecto de piel. El perfil de temperatura se
determina antes de un tratamiento después de la inyección de un fluido inerte (por
ejemplo, cloruro de amonio que contiene agua) para estimar el perfil de flujo. Otro
perfil de temperatura se puede ejecutar después de que el tratamiento de
cuantificar cobertura de zona. Existe la tecnología para transmitir los datos de los
trabajos a la oficina de la mayoría de lugares. Esta técnica eficiente permite a un
ingeniero para supervisar numerosos puestos de trabajo, participar en la toma de
decisiones y las operaciones directas de fuera del sitio.
13-8. Evaluación de Tratamiento
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13-8.1. Evaluación Pre-tratamiento
Una prueba de velocidad de paso puede realizarse antes del tratamiento de
estimulación para cuantificar la presión del yacimiento, la permeabilidad y el efecto
de la piel. El beneficio para el operador se ha mejorado la evaluación en tiempo
real. La prueba requiere la inyección de un fluido inerte en la zona de interés y la
presión de fondo de pozo cálculo y el registro. El primer diagnóstico que se realiza
determina la presión del yacimiento mediante un gráfico de la presión de fondo
frente a la velocidad. En teoría, la intersección del eje y en tasa cero es la presión
del yacimiento (1815 psi en. Fig. 13-21).
El segundo diagnóstico incorpora PTA de los datos utilizando la metodología
Odeh-Jones. Figura 13-22 muestra el gráfico de análisis utilizado en el proceso.
Esta inyección de agua permeabilidad y exposiciones de aproximadamente 12.8
md y efecto de piel de 0,1. La permeabilidad y la presión del yacimiento
determinado a partir de la prueba de velocidad de paso se deben utilizar en la
evaluación en tiempo real posterior.
13-8.2. Evaluación en tiempo real
En los últimos años, la tecnología para determinar en tiempo real la evolución
efecto de la piel durante un tratamiento ha sido desarrollado. Aunque esta
tecnología no se practica de forma rutinaria, puede ser una herramienta de
diagnóstico útil (véase el capítulo 20). Por ejemplo, si el efecto de la piel que está
disminuyendo en una etapa de HCl, una especie solubles en ácido (por ejemplo,
carbonato de calcio / óxido, carbonato de hierro / óxido) crean daños. Esta
información debe ser complementada con la historia bien, las pruebas de
laboratorio, etc, para mejorar la comprensión del problema actual y ayudar a los
futuros trabajos. Uno de los métodos a disposición de la industria se basa en el
diseño de estado estacionario y el método de evaluación desarrollado por
Paccaloni (1979b). Los datos se pueden mostrar en un gráfico de la presión de
fondo frente a la velocidad de inyección. La comparación se hizo con las curvas de
calibración calculados para valores fijos de efecto piel para evaluar la evolución
efecto de la piel.
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Programas más avanzados calculan evolución efecto de piel en tiempo real,
teniendo en cuenta los efectos transitorios (Prouvost y Economides, 1989). La
respuesta de la presión del depósito durante el bombeo se calcula suponiendo
cero efecto constante de la piel. Se proporciona una valor de efecto de la piel, la
combinación de los efectos del daño, terminación y desviadores. El uso de estas
herramientas, una evaluación más cuantitativa de cada componente del diseño de
la estimulación se puede hacer.
Figura 13-23 muestra la evolución en tiempo real de efecto piel de la inyección
bien analizado en el ensayo de velocidad de paso . El efecto inicial de la piel
observada cuando se inyecta agua que contiene cloruro de amonio está cerca del
efecto de piel obtenida en la prueba de velocidad de paso anterior. El aumento de
efecto de la piel cuando HCl se inyecta en la formación indica que el HCl era
incompatible con la formación o era incompatible con algo que se inyecta en la
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parte de ataque del ácido . En este ejemplo , esta última se sospecha debido a
que el tubo no se limpió ( vinagre ) antes de la inyección de ácido por el tubo . El
ácido inicial disolvió magnetita y / o de óxido en las paredes de la tubería y se
precipitó óxido férrico antes de que el ácido alcanzó la zona . Por lo tanto , la
presión aumenta cuando el material sólido ( óxido férrico ) fuera filtra en la cara de
formación con un aumento de efecto de piel de aproximadamente 2 . Como se
muestra en la figura . 13-23 , el ácido no utilizado eliminó el daño y el efecto piel
disminuyó a un valor de aproximadamente 1 .
13-8.3. Evaluación post-tratamiento
La evaluación de la eficacia de la estimulación es un proceso similar a la
evaluación del desempeño también. En esta sección , el proceso se aplica a los
pozos de regresar a la producción después de la estimulación . Los detalles de las
técnicas se proporcionan en otra parte de este volumen. Grabación cuidadosa
debe ser hecha mientras que traer un pozo en producción después de la
estimulación. Los primeros indicios de éxito se pueden encontrar en la facilidad de
iniciar la producción y mayores caudales y presiones que fluye tubos. Fluidos de
retorno también se deben muestrear . Problemas de producción temprana pueden
indicar una incompatibilidad entre el tratamiento de fluidos y el aceite producido .
El análisis de muestras de agua puede indicar otros problemas con la selección de
fluido de tratamiento ( por ejemplo , problemas de precipitación con acidificación
HF ) . Los pozos deben ser sometidos a la acumulación de presión y PTA después
de un tratamiento de estimulación . Estos datos son la base de una evaluación
cuantitativa de las características de pozos y yacimientos . La comparación de
estos resultados con la acumulación de pretratamiento puede proporcionar la
mejor evaluación del éxito del tratamiento de estimulación .
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En el análisis final , los tratamientos de estimulación se evalúan en el metro de
ventas. Si los resultados del tratamiento en la producción de petróleo sostenido a
una tasa mayor que antes y si los ingresos generados por el aumento de la
producción representa un rendimiento aceptable en el costo de la estimulación , el
tratamiento se considera un éxito. El diseñador puede aprender información
valiosa de la evaluación del desempeño de los pozos , independientemente de si
la estimulación es un éxito económico . Además de examinar la respuesta de
producción de petróleo , los cambios en la producción total de líquidos ( aceite,
agua y gas) en el volumen de los embalses , la relación gas / petróleo y la relación
agua / aceite debe ser revisada . Bueno la productividad también debe ser
examinada . Un aumento en la productividad de los líquidos totales puede no ser
económico, pero puede indicar que los depósitos de destino no fueron estimulados
o se regaron ejercicio en el candidato también. Esto puede resultar en un cambio
en la filosofía de diseño de tratamiento ( es decir , a sacrificar eficacia estimulación
total para el tratamiento selectivo de una parte limitada del depósito ) .
Correlación de los resultados no deseados de estimulación puede proporcionar
datos para mejorar el rendimiento en el futuro. También pueden identificar otras
oportunidades para mejorar el desempeño en campo, como el agua o el gas de
cierre. Al final, los datos obtenidos de la evaluación de los pozos recientemente
estimuladas pueden conducir a una mejora de la gestión de embalses. En última
instancia, un tratamiento debe ser evaluado sobre la base del desempeño de los
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pozos y los parámetros económicos utilizados para justificar el tratamiento. Se han
discutido los factores tales como la velocidad, la presión de fondo que fluye, la
caracterización de yacimientos, el rendimiento de levantamiento artificial y el
rendimiento del equipo. Varias semanas o incluso meses pueden ser necesarios
para la producción de estabilizar y establecer una tendencia representativa.
Además, el cierre en el pozo de acumulación de presión es menos atractivo-y
puede no ser aceptable después de que el pozo ha respondido.
El uso de datos de campo, el ingeniero puede evaluar las diferencias entre el
diseño y el tratamiento real. Si un simulador numérico se puede volver a ejecutar
con los parámetros de tratamiento reales, el modelo puede ser calibrado mediante
el ajuste de parámetros del yacimiento, tales como el radio de daño, la
permeabilidad por capa, efecto de piel por capa, la mineralogía daños y la
eficiencia desviador hasta un partido con los perfiles de tratamiento reales se
obtiene. Si se realiza una prueba bien después del tratamiento y se evaluó, los
datos resultantes pueden utilizarse para calibrar aún más el simulador.
Registros de formación de telefonía fija y la combinación de trazadores radiactivos
y rayos gamma o encuestas de espectroscopia de rayos gamma (donde la energía
y la intensidad de los rayos gamma se miden para permitir la discriminación de
múltiples trazadores) se pueden utilizar para cuantificar cobertura de zona. Por
supuesto, la decisión de ejecutar trazadores y los registros de referencia se debe
hacer en la planificación de la estimulación. Una prueba de presión transitoria (por
ejemplo, acumulación, de cuatro puntos) para cuantificar la permeabilidad y el
efecto de la piel se puede realizar. Por lo tanto, existen en la actualidad los
instrumentos de evaluación adecuados para mejorar significativamente el éxito del
tratamiento de la matriz.
Diseños de tratamientos futuros para el bien o en el campo pueden ser
optimizados con el modelo calibrado. Todos los resultados deben ser compilados
en un informe con recomendaciones para todas las fases del diseño, la ejecución
y la evaluación (es decir, la mejora continua).
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Operaciones de estimulación presentan el ingeniero con la oportunidad de mejorar
significativamente el desempeño económico de los activos bajo su administración.
Si se diseñan adecuadamente, ejecutados y evaluados, las operaciones de
estimulación pueden enseñar al ingeniero sobre la condición actual del pozo y el
depósito e identificar otras oportunidades para mejorar el desempeño económico.