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STIMULATION II

• INTRODUCCION A RESERVORIO

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Optimizar

High KHigh K

Low KLow K

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DEPOSICIÓN

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YACIMIENTOS

PARA LA EXISTENCIA DE UN YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS DEBE EXISTIR CIERTAS CONDICIONES

1. CAPA O ROCA MADRE DEL PETROLEO

2. CAPA RECIPIENTE O PORTADORA DE PETROLEO

3. CAPA RETENEDORA ( SELLO) DEL HIDROCARBURO

4. TRAMPA

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TRAMPAS

• ESTRUCTURALES, DOMOS, ANTICLINALES, ETC

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TRAMPAS

• ESTRUCTURALES, FALLAS

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Fallas

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Trampas Estructurales

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TRAMPAS

• ESTRATIGRÁFICAS

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BUSQUEDA DEL YACIMIENTO

• Prospección geológica de superficie

• Sísmica• Exploración

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BUSQUEDA DEL YACIMIENTO

Confirmación

Herramientas de evaluación de reservorio y técnica

• Muestra de fluido• Coronas• Logging• DST,Test de producción• Simulador de reservorio y de

producción

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Reservorios y fluidos

• Rocas sedimentarias- mineralogíaSandstone ( arenas)

Minerales de la matrizMaterial cementanteArcillas

• CarbonatosLimestoneDolomita

• Shale ( lutitas)• Rocas metamórficas e ígneas

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Reservorios y fluidos

• Petróleo ( Aceite)Crudo intermedioPesadoCondensado

• GasGas secoGas húmedo

• AguaLibre/ agua móvilConnata/intersticial/agua inmóvil

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Términos• POROSIDADEs la capacidad que tiene una

formación de contener fluidos, se expresa como el porcentaje de espacios vacíos de la roca. (Vol. espacios vacíos/vol de la roca)

Porosidad Primaria: OriginalEj. ArenasPorosidad secundaria: Originada

posteriormente a la deposicion (fisuras, fracturas naturales, etc)

Ej. Calcareos

Limestone- Sandstone

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Términos• PERMEABILIDADEs una medida de la capacidad de la roca para

permitir el flujo de los fluidos del reservorio.• Kabs. Es efectuada en lab. Con la roca seca

Medida con gas o liq. (con un solo fluido en el poro)

• Kefectiva: Esta es la k de la formación en sus condiciones naturales como resultado de un test de recuperación de presión

• K Relativa: Es la medida del flujo de una fase de fluido en el espacio poral

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Términos

SATURACION

Es el % de los distintos fluidos en el poro.

Sw: saturación de agua

So: de Oil

Sg: de gas

%, K, S

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FORMACIONESConstituyente mineralógico prevalente

• Areníscas, ( Sandstone) (85% de reservorio)Mineral preponderante: Cuarzo ( Óxido de

silice)• Calizas, ( limestone y Dolomitas) ( 14%)

limestone: Carbonatos de CálcioDolomita : Carbonato de Cálcio y

Magnesio• Otras ( Igneas, matamórficas, etc.)(1%)

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Composición total (estimación semicuantitativa)

• Componentes %• Cuarzo 58• Feldespatos calcosódicos 11• Feldespatos potásicos 8• Calcita 1• Siderita 2• Micas 1• Arcillas 19

SOLUBILIDADSOLUBILIDADEs el porcentaje de minerales solubles al HCl-Es el porcentaje de minerales solubles al HCl-Nos da una idea de los carbonatos presente Nos da una idea de los carbonatos presente en la formacionen la formacion

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Composición de la fracción arcillosa (del 19%): (estimación semicuantitativa)

Componentes %• Illita/Smectita 14• Clorita 8• Caolínita 34• Illita 44

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Arcillas

Smectite

Chlorite

Illite

Kaolinite

Mixed layer-1 M. Layer 2

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Constitución de una Arena

SandstoneCarbonate Formation

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Términos

• Material cementante en Arenas El mineral que mantiene unidos los granos de arena.Estos pueden ser:

Cuarzo secundarioArcillasCarbonatosAnhidrita, etc.

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DAÑO DE FORMACIÓN

Lo definimos como la restricción de la permeabilidad por diversos factores.

Estos son: Daños inducidos y daños naturalesLos mecanismos de daños son básicamente:• hinchamiento de arcillas• Migración de finos• Precipitación, orgánico e inorgánicos• Invasion de partículas• Bloqueo por emulsión o agua• Cambio de mojabilidad• bacterias

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Daño de FormaciónDaño de Formación

•Migración de Finos

•Deposición de Asfaltenos

• Incrustaciones

•Flujo Trifásico

•Deposición de Líquidos

•Migración de Finos

•Deposición de Asfaltenos

• Incrustaciones

•Flujo Trifásico

•Deposición de Líquidos

•Solidos y Fluidos de Perforación

•Fluidos de Completación

•Emulsiones

•Residuos de Gel

•Cambio de Mojabilidad

•Solidos y Fluidos de Perforación

•Fluidos de Completación

•Emulsiones

•Residuos de Gel

•Cambio de Mojabilidad

Zona VirgenZona Virgen

Zona dañadaZona dañada

rrssrrss

rrwwrrww

kkkk

PPssPPssPPwfwfPPwfwf

kksskkss

PPeePPee

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Deposición de AsfaltenosDeposición de Asfaltenos

PPeePPee

kkkk

PPssPPss

PPwfwfPPwfwf

kksskkss

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Arenisca de 84 md Arenisca de 84 md de Permeabilidadde Permeabilidad

CONTROL DE FINOSCONTROL DE FINOS

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Partícula de movimiento libre Partícula de movimiento libre

Deposición sobre la superficieDeposición sobre la superficie

Partícula de movimiento libre Partícula de movimiento libre

Deposición sobre la superficieDeposición sobre la superficie

Taponamiento en lo poros Taponamiento en lo poros

Acumulación - revoque internoAcumulación - revoque interno

Taponamiento en lo poros Taponamiento en lo poros

Acumulación - revoque internoAcumulación - revoque interno

Mecanismo de daño en el empaqueMecanismo de daño en el empaque

En cada fase la física de retención de la partícula y el efecto sobre la permeabilidad son diferentes

Partícula de Movimiento Libre

Deposición sobre la superficie

• Se depositan sobre la superficie del grano/poro

• Deposición Monocapa ó multicapa.

• Partículas coloidales y arcillas

• Daño mínimo, si es ésta fase solamente.

Acumulación y Taponamiento en la garganta poral

• El taponamiento se puede producir por acumulación de una, dos ó mas partículas.

• Una ves formado, se crea la estructura para la subsecuente acumulación de partículas.

• Disminución dramática de la permeabilidad en esta fase

Formación de un revoque interno de partículas

• Luego de la etapa anterior, los poros no están conectados

• Daño severo• La subsecuentes partículas se acomodan no solo en en el resto de la garganta poral, sino también en el cuerpo del poro disponible al flujo formando un revoque interno.

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DAÑO DE FORMACIONEfectos del daño:• Reduce la producción:

Qo = 0.00708 keff h (pavg - pwf)

oo [ ln (re/rw) - 0.75 + S ]

• Reduce la presión de fluencia

El factor S (skin efect) es la sumas de los daños de formación + Pseudo daños (punzados, completacion parcial, produccion distintas fases, etc)

STATIC STATIC PRESSUREPRESSURE

WELLBOREWELLBORE

PRESSURE PRESSURE IN IN FORMATIONFORMATION

FLOWING PRESSUREFLOWING PRESSURE

SKIN OR SKIN OR ZONE OF ZONE OF DAMAGEDAMAGE

dp dp

skinskin

• PRESSURE DROP PRESSURE DROP ACROSS SKINACROSS SKIN

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Causas del daño• Positivo Skin (Produccion inferior al

potencial natural de la formacion)– Daño en las cercanías del pozo – Insuficientes perforaciones– Parcial Penetración de la zona– Turbulencia– Flujo de Multi-fase– Restricciones dado el equipamento

• Skin Negativo (Produccion superior al potencial natural de la formacion)– Tratamientos de estimulacion– Pozos desviados

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ESTIMULACIÓN EN FUNCIÓN DEL DAÑO

DAÑO

Bloqueo por Emulsión

Bloqueo poragua

PrecipitaciónHinchamiento,Migración y /o

Invasion particulars

Solventes y/osurfactantes Ácidos Fracturación