TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS Terminación de Pozos La terminación de un pozo es esencial para la productividad del mismo, ya que es la que comunica comunica el yacimien yacimiento to con el pozo, pozo, por lo tanto tanto es muy importante seleccionar la terminación que de la mayor productividad debido a las diferentes características del yacimiento, y evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay disponible muchos tipos de termin terminaci ación ón y cada cada una satisf satisface ace defer deferent entes es necesi necesidad dades, es, por este este motivo se da la clasicación siguiente !erminación !erminación en agu"ero agu"ero descubierto !erminación !erminación con agu"ero agu"ero revestido !erminación !erminación con tubería ranurada no cementada !erminación !erminación sin tubería de producción producción #tubingless$ •
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Terminación en Agujero Descubiero
%.%.&.
'n es estta ter termina minaci ción ón la zona zona prod produc ucto tora ra es perf perfor orad ada a desp despu( u(ss de ceme ce ment ntar ar la )lti )ltima ma tube tuberí ría a de reves evesti timi mien ento to o line linerr en la cima cima del del interv intervalo alo producto productor, r, por lo tanto la produ producci cción ón sal sale e direct directame amente nte del yacimiento al pozo lo que causa ciertas venta"as y desventa"as al usar este tipo de terminación *enta"as •
'sta terminación es operacionalmente simple y de ba"o costo 'l +u"o hacia el pozo es a trav(s de los %- /uen acceso a las fracturas •
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0esventa"as •
'l en"arre puede afectar la productividad a menos que se lave la
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zona La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada 1o hay protección contra el colapso del pozo 1o se pueden aislar zonas 'sta terminación es para formaciones no deleznables #principalmente calizas y dolomías$ 2roblemas 2roblemas con los contactos gas3aceite y4o agua3aceite
La terminación de pozos en agu"ero descubierto se usa en una sola zona productora que adem5s este bien consolidada o con un m(todo de control de arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no haya proble problemas mas de contac contacto to gas3ac gas3acei eite te y4o agua3 agua3 ace aceite ite.. 2or lo genera generall se utiliza utiliza en formacione formacioness de ba"a presión presión donde el intervalo intervalo de aceite aceite es considerablemente grande.
Terminación con Agujero Re!esido 0espu(s que la zona productora es perfora orada, una tubería de revestim revestimiento iento o liner liner es introduci introducida da y cementada cementada.. 2o 2osteri steriorme ormente nte se introducen pistolas las cuales son las que hacen el conducto entre el yacimiento y el pozo. pozo. 'stas perforaciones perforaciones deben de atravesar la tubería tubería de reves revestim timien iento, to, el cement cemento o y prefe prefere rente nteme mente nte la zona zona invadi invadida da del
+uido de perforación, así se evitar5 que el +u"o de hidrocarburos pase por una zona dañada, por lo tanto no per"udicar5 su productividad. *enta"as • • • • • • •
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6osto menor a la terminación con agu"ero revestido 'l pozo queda en contacto directo con el yacimiento 'l +u"o es radial hacia el pozo a trav(s de los %- /uen acceso a las fracturas Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo 'l liner provee protección contra el colapso del pozo La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del intervalo productor 7e puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el liner y la formación
0esventa"as o
o o
'l en"arre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada 8ncrementa la dicultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo
9igura %.. !erminación con :gu"ero ;evestido
'sta terminación nos brinda una me"or selectividad entre intervalos y +uidos producidos, la )nica condición es lograr una buena cementación entre el yacimiento y la tubería de revestimiento, ya que si esta es inadecuada pone en peligro la integridad del pozo. :ctualmente este tipo de terminación es el me"or y m5s usado, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones posteriores. 7e utiliza tambi(n en problemas de contacto gas3aceite y4o agua3aceite y4o cuando hay diferentes intervalos productores adem5s de que se pueden probar las zonas de inter(s. !erminación con !ubería ;anurada no 6ementada 0espu(s de haber perforado el intervalo productor se introduce una tubería ranurada o liner ranurado que se ancla por medio de un empacador cerca de la zapata de la tubería de revestimiento que por lo general se encuentra en la cima del intervalo productor. 'sta tubería no es cementada, esto quiere decir, que no se necesitan pistolas para perforar la zona productora. *enta"as < 6osto menor a la terminación con agu"ero revestido < 'l pozo queda en contacto directo con el yacimiento < 'l +u"o es radial hacia el pozo a trav(s de los %- < /uen acceso a las fracturas < Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo < 'l liner provee protección contra el colapso del pozo < La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del intervalo productor < 7e puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el liner y la formación 0esventa"as < 'l en"arre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona < La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada < 8ncrementa la dicultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo
'ste tipo de terminación nos permite aislar zonas del intervalo productor, instalando empacadores entre el liner ranurado y la formación así podemos evitar problemas con los contactos o conicación de agua y4o gas. :dem5s de ser una terminación menos costosa que la terminación con agu"ero revestido tambi(n nos ahorra tiempo en poner en producción el pozo. Las desventa"as mencionadas anteriormente se pueden eliminar, #el en"arre puede eliminarse lavando bien la zona y el daño por +uidos de perforación se puede eliminar por procesos de estimulación$ la principal debilidad de esta terminación es el fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene un buen control en los vol)menes e inyección de los +uidos para dichos tratamientos. 'sta terminación en con"unto con los empacadores hinchables nos proporcionan un m(todo efectivo y r5pido de producción, una de las venta"as es la reducción del daño a la formación, que se traducir5 en un aumento en el índice de productividad, ya que por medio del uso de los empacadores hinchables se elimina la cementación, y con la tubería ranurada se evitan los disparos hacia la formación. 'stos empacadores hinchables traba"an por medio de la absorción de hidrocarburos y4o agua, mediante un proceso termodin5mico en donde se presenta una atracción entre mol(culas, lo cual causa que la estructura molecular cambie, ocasionando que el aceite o agua forme parte de ella y e=panda su volumen. La función principal de estos empacadores "unto con esta terminación, es proporcionar aislamiento entre zonas, donde se puede evitar zonas fracturadas en las cuales se pueda producir agua, o simplemente aislar contactos agua3aceite y4o gas3aceite, realizando una e=plotación selectiva.
Terminación sin Tuber"a de Producción #Tubing$ess% 'ste tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones antes mencionadas. 2ero a diferencia de las dem5s esta terminación se realiza como su nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de hidrocarburos es por la tubería de revestimiento. *enta"as •
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6ostó inicial mucho menor que la terminación con agu"ero descubierto !iempo menor para poner en producción el pozo 0esventa"as 6orrosión en la !; 2oco eciente para controlar el pozo en caso de alg)n descontrol 0icultad para hacer reparaciones al pozo 0icultad para instalar alg)n sistema articial de producción
La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya que la producción +uye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo presenta alg)n componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el +u"o podría presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar fugas hacia otras formaciones lo cual disminuiría la producción e inclusive podría ocasionar la p(rdida del pozo.
>eneralmente este tipo de terminación se utiliza en yacimientos donde la vida del mismo es relativamente corta y el hidrocarburo es limpio.
Dis&aros La culminación de los traba"os de terminación en agu"ero revestido para obtener producción de hidrocarburos es la operación de disparos, la cual consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación pasando la zona de daño para establecer comunicación entre el pozo y los +uidos del yacimiento. La correcta selección del sistema de disparos es de importancia relevante ya que de esto depender5 la productividad del pozo y la disminución de intervenciones adicionales que implican altos costos.
Ti&os de Dis&aro •
Dis&aros de 'a$a
Las pistolas de bala de % &4?@ de di5metro o mayores se utilizan en formaciones con resistencias a la compresión inferior a --- lb4, los disparos con bala de % &4A@ o tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en
9ormaciones con resistencia a la compresión inferior ?--- lb4. La velocidad y energía cuando el claro e=cede de -.B pg y la p(rdida en la penetración con un claro de & pg. 's apro=imadamente el ?B C de la penetración con un claro de -.B pg y con un claro de ? pg la p(rdida es de %-C. Las pistolas a bala pueden diseñarse para disparar selectiva o simult5neamente. •
Dis&aros a C(orro
'ste tipo de disparo consiste en lanzar un chorro de partículas nas en forma de agu"a, a una velocidad de ?-,--- pies4seg y una presión estimada de B millones de lb4 sobre el blanco. 'sta fuerza e=cede por mucho la resistencia de la tubería de revestimiento, el cemento, los esfuerzos de la roca y consecuentemente forma un t)nel con una longitud que depender5 del tipo de formación y pistola utilizada. 'l proceso de disparar a chorro consiste en que un detonador el(ctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón e=plosivo y el e=plosivo principal generando la alta presión y la e=pulsión a chorro de las partículas nas. •
Piso$as )idr*u$icas
Dna acción cortante se obtiene lanzando a chorro un +uido cargado de arena, a trav(s de un oricio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de - a %-- lb4. La penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la corriente del +uido. •
Coradores Mec*nicos
7e han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación.
Ti&os de Piso$as Dn sistema de disparo consiste de una colección de cargas e=plosivas, cordón detonante, estopín y portacargas. 'sta es una cadena e=plosiva que contiene una serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y se clasican de acuerdo al sistema de transporte cuando es ba"ado.
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Piso$as 'ajadas con Cab$e
'l sistema de 0isparo /a"ado con 6able #0/6$ 9ig. %.E puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o despu(s de introducir la !.2. La venta"a de efectuar el disparo previo a la introducción del apare"o es que se pueden emplear pistolas de di5metro m5s grande, generando un disparo m5s profundo. Los componentes e=plosivos son montados en un portacargas el cu5l puede ser un tubo, una l5mina ó un alambre.
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Piso$as bajadas con uber"a
'n el sistema de 0isparo /a"ado con !ubería #0/!$ 9ig. %.&-, la pistola es ba"ada al intervalo de inter(s con tubería de traba"o. : diferencia de las pistolas ba"adas con cable, en este sistema solo se utilizan portacargas entubados, adem5s la operación de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cual favorece la t(cnica de disparos ba"o balance. 'l ob"etivo fundamental del sistema 0/! es crear agu"eros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo. 'ste sistema tambi(n es recomendado #si las condiciones mec5nicas lo permiten$ cuando se dispara en doble tubería de revestimiento, esto con la nalidad de generar una penetración adecuada del disparo.
+acores ,ue A-ecan $a Produci!idad de un Pozo Durane e$ Proceso de Per-oración . Terminación Los principales factores son • • • • •
9actores geom(tricos del disparo 2resión diferencial al momento del disparo. !ipo de pistolas y cargas. 0año generado por el disparo. 0año causado por el +uido de la perforación.
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0año causado por el +uido de la terminación.
6omo se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la productividad del pozo pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. 2or lo tanto con el an5lisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo adecuado, se obtendr5 la m5=ima producción del pozo.
+$ujo a Tra!/s de Dis&aros0 0isparar es la m5s importante de todas las operaciones en la terminación de los pozos con tubería de revestimiento. 2ara evaluar y optimizar la producción y la recuperación de cada zona, es esencial obtener una comunicación adecuada, entre el fondo del pozo y las zonas de inter(s, así como un buen aislamiento entre dichas zonas. :unque e=iste la tecnología necesaria para asegurar buenos disparos en la mayoría de los pozos, en muchas 5reas regularmente se tiende a obtener disparos decientes. Las tres causas m5s probables para la obtención de disparos decientes son &$ 0esconocimiento de los requerimientos para disparar óptimamente. ?$ 6ontrol inadecuado del claro #distancia entre la carga y la tubería de revestimiento$, particularmente cuando se corren las pistolas a trav(s de la tubería de producción. %$ La pr5ctica generalizada de preferir realizar los disparos en función de su precio, en lugar de su calidad. 2ara disparar se utilizan principalmente, las pistolas de bala y las pistolas de chorro. 'studios realizados con varias pistolas, demuestran que con un claro de F a G de pulgada se tiene un di5metro de entrada del disparo y una penetración a)n mayor, que si estuviera la pistola pegada a la tubería de revestimiento. 7e ha demostrado que a mayor di5metro de la pistola, se tienen penetraciones mayores, por eso hay que seleccionar la pistola de mayor di5metro posible. Hay que seleccionar la pistola de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura en el pozo. 7e recomienda disparar siempre en condiciones de desbalanceo, es decir, que la presión de la formación sea mayor a la presión que genera la columna de +uido dentro del pozo, para que al disparar, el +u"o sea de la formación hacia el pozo y así evitar que se taponen los disparos con posibles residuos, para esto es recomendable utilizar +uidos de control de ba"a densidad dentro del pozo y no lodo que pueda dañar la formación. 'studios realizados, demuestran que cuatro perforaciones por pie #&% por metro$ dan una e=celente eciencia de +u"o, pero el ingeniero de campo tendr5 el criterio suciente para decidir si se requiere una mayor densidad de disparos, dependiendo del tipo de formación.
+acores 1eom/ricos de$ Dis&aro0
La geometría de los agu"eros hechos por las cargas e=plosivas en la formación in+uye en la relación de productividad del pozo y est5 denida por los factores geom(tricos. stos determinan la eciencia del +u"o en un pozo disparado y son • • • •
2enetración. 0ensidad de cargas por metro. 9ase angular entre perforaciones. 0i5metro del agu"ero #del disparo$.
Itros factores geom(tricos que pueden ser importantes en casos especiales son penetración parcial, desviación del pozo, echados de la formación y radio de drena"e. La 9igura %.&& 8lustra los factores geom(tricos del sistema de disparo.
Parones de Per-oraciones . Tab$a de Piso$as Las guras %.&? y %.&% presentan los patrones de perforación así como los correspondientes 5ngulos de disparo. La tabla %.& representa los tipos de pistolas com)nmente utilizados así como sus propiedades y medidas.
Tuber"a Ranurada La tubería ranurada se fabrica partiendo de un tubo de acero, se mecaniza el producto tallando ranuras pasantes longitudinales. 7e los identica por la
cantidad de ranuras por pie, por las dimensiones de (stas y su forma y disposición. 2or lo general, la ranura se especica de acuerdo con el ancho y la longitud. Resisencia a$ Co$a&so de $as Tuber"as Ranuradas La capacidad de resistir cargas e=ternas de la tubería ranurada se resiente respecto del tubo intacto. :pro=imadamente, para conguraciones que posean una distribución uniforme de aberturas, el tubo ranurado se ve afectado por un factor teórico que reduce entre el &- y el A-C su capacidad de resistir colapso Resisencia a $a Tracción de $as Tuber"as Ranuradas 'l proceso de ranurado tambi(n disminuye la capacidad de resistir cargas a=iales de la tubería. La m5=ima tracción que se le puede aplicar a un tubo con ranuras verticales simples e intercaladas se da por la siguiente e=presión
0ónde J 6arga m5=ima a=ial, Klb J !ensión mínima de +uencia del material, Klb4 D J 0i5metro e=terno de la tubería, Kpg Kpg d J 0i5metro interno de la tubería, J 1)mero de ranuras por pie Kadimensional W J :ncho de la ranura, Kpg T M
Parones de Ranuras La 9igura %.&A representa los diferentes patrones de ranuras m5s comunes
C*$cu$o . Dise2o de $as Ranuras ;anura recta. 'ste es el tipo de ranura m5s com)n, tiene lados rectos y su ancho es el mismo en cualquier parte de la pared de la tubería, como lo muestra la 9igura %.&B. 'ste tipo de ranura es normalmente utilizado en formaciones consolidadas o cuando el espesor de la ranura es mayor a -.-%-@. Las ranuras rectas son muy resistentes al desgaste y son m5s económicas que las ranuras trapezoidales.
Ranura trapezoidal La ranura es estrecha en la cara superficial de la tubería e incrementa el ancho de la ranura con la profundidad del material de la tubería, como se muestra en la Figura 3.16. El ancho de la ranura en la cara superficial de la ranura impide el paso de los granos de arena en una formación no consolidada.
En los tubos ranurados el rea de pasa!e generalmente utilizada es del 3 al 6" del rea lateral. Estos #alores son deri#ados de la prctica $ cambian de acuerdo con la e%periencia en cada zona. El 3" es el ms utilizado, aun&ue en pozos de gran caudal se encuentran #alores ma$ores. En estos casos, la resistencia remanente de la tubería es un factor importante a considerar. El rea de pasa!e lateral se define como el rea total de las ranuras entre el rea total de la tubería multiplicada por 1''. +$uidos de Terminación
'l +uido de terminación es aquel en el que se realiza la operación de hacer producir el pozo y si es el caso donde se lleva a cabo los disparos #estar5 en contacto con la formación$. 'ste +uido debe cumplir con la función de no afectar #o hacerlo lo mínimo posible$ la formación productora y mantener el control del pozo. Los +uidos de terminación pueden clasicarse de acuerdo en su constituyente principal #fase continua$ Fluidos de Terminación Base Agua (almueras) dentro de la industria son las ms utilizadas $a &ue causan un menor da*o a la formación $ se di#iden en tres grupos principalmente &ue son) 1+ Salmuera Sódica: se constitu$e principalmente de agua $ cloruro de sodio por lo &ue aumenta ligeramente la densidad. Esta salmuera presenta un nulo poder de arrastre debido a &ue no contiene sólidos en suspensión $ llega a ser corrosi#a con la tubería. + Salmuera Cálcica: al igual &ue la salmuera sódica presenta ba!a densidad pero en esta salmuera el densificante es el cloruro de calcio, tambi-n llega a ser corrosi#a. 3+ Salmuera con Polímeros y Densificantes ) a esta salmuera se le agregan
diferentes densificantes $ #iscosificantes por lo &ue es ms costosa pero me!ora el control del pozo $ el arrastre.
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Fluido entonítico) /osee un gran poder de arrastre $ suspensión de sólidos debido a &ue se realiza con bentonita $ cloruros &ue tambi-n hace &ue presente un en!arre &ue e#ita &ue los fluidos se filtren a la formación $ sir#e para un ma$or control del pozo aun&ue no es recomendable a temperaturas superiores a los 10' 2. Fluido bentonitapolímeroalta temperatura 4benpolat+) como su nombre lo indica se ocupa para altas temperaturas $ a diferencia del fluido bentonítico presenta un en!arre fino &ue es fcilmente la#able. Fluido 2romolignosulfonato Emulsionado) Los componentes de este tipo de fluido hacen &ue sea mu$ estable a altas presiones $ temperaturas aun&ue la filtración del fluido puede da*ar la formación. Espumas) (us componentes hacen &ue este fluido reduzca mucho su densidad $ #iscosidad $ son utilizados principalmente para poner en producción el pozo. 5gua ulce) Este tipo de fluido de terminación no presenta componente alguno por lo &ue se utilizan para zonas de ba!a presión.
Fluidos de Terminación Base Aceite Este tipo de fluidos de terminación son ms costosos $ se utilizan generalmente cuando los fluidos base agua no se pueden usar, como por e!emplo cuando ha$ presencia de lutitas hidrófilas &ue se hinchan con presencia del agua $ causa problemas en el pozo. •
Emulsión 7n#ersa) sus componentes hacen &ue sea mu$ estable a altas temperaturas $ &ue no da*en la formación, tiene un amplio rango de densidad por lo &ue se puede ocupar en pozos de ba!a o de alta presión.
Emulsión irecta) tambi-n es mu$ estable a altas temperaturas pero se utiliza en pozos de ba!a presión. Estimulación de Pozos •
La estimulación de un pozo consiste en la in$ección de fluidos de tratamiento a gastos $ presiones por deba!o de la presión de fractura, con la finalidad de remo#er el da*o ocasionado por la in#asión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación $ terminación de pozos, o por otros factores durante la #ida producti#a del pozo. 8na estimulación es el proceso mediante el cual se restitu$e o se crea un sistema e%tensi#o de canales en la roca productora de un $acimiento &ue sir#en para facilitar el flu!o de fluidos de la formación al pozo. Es una acti#idad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de aceite $ gas, adems puede fa#orecer en la recuperación de las reser#as. ependiendo del tipo de da*o presente en la roca $ de la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reacti#as $ reacti#as.
Tios de Da!o El da*o a la formación es la p-rdida de producti#idad 4o in$ectabilidad+ parcial o total, natural o inducida, de un pozo, resultado del contacto de la roca con fluidos o materiales e%tra*os, o de un obturamiento de los canales permeables asociados con el proceso natural de producción. (e define como cual&uier factor &ue afecte a la formación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos hacia el pozo. El da*o a la formación puede ser causado por procesos simples o comple!os, presentndose en cual&uiera de las etapas de la #ida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer $ &uiz el ms importante origen del da*o, el cual se agra#a con las operaciones de cementación de tuberías de re#estimiento, las operaciones de terminación $ reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la caracterización $ remoción del da*o &ue restringe la producción. 9arios tipos de da*o pueden e%istir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo. 5 continuación se describen los tipos de da*o &ue se pueden presentar durante las diferentes operaciones &ue se realicen en un pozo petrolero)
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Da!o or "n#asión de Fluidos
Este tipo de da*o se origina por el contacto de fluidos e%tra*os con la formación, la fuente principal de este tipo de da*o es la perforación misma, $a &ue el lodo forma un en!arre debido a la filtración de fluidos a la formación $ su penetración depende del tipo de fluido utilizado, tiempo de e%posición $ la presión diferencial. Esta in#asión de fluidos genera cierto tipo de da*os como son) 1+ a*o por arcillas) la ma$oría de las formaciones productoras contienen en menor o ma$or cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente factores de da*o por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo &ue puede pro#ocar hinchamiento $:o migración. + lo&ueo de agua) La in#asión de fluidos acuosos propicia &ue en la #ecindad del pozo ha$a una alta saturación de la misma, disminu$endo la permeabilidad relati#a a los hidrocarburos. 3+ lo&ueo de aceite) 2ual&uier fluido base aceite &ue in#ada $acimientos de gas, especialmente en zonas de ba!a permeabilidad, causara reducciones en la permeabilidad relati#a al gas. ;+ lo&ueo por emulsiones) esto sucede cuando los fluidos de in#asión se entremezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto p< o cidos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta #iscosidad. =+ 2ambio de mo!abilidad) un medio poroso mo!ado por agua facilita el flu!o de aceite, $ los fluidos de in#asión a la formación tienen la tendencia de mo!ar a la roca por aceite debido al uso de surfactantes catiónicos o no iónicos lo cual repercute en
una disminución de la permeabilidad relati#a al aceite.
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Da!o or "n#asión de Sólidos
8no de los ms comunes tipo de da*o se debe al obturamiento del sistema poroso, causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación $ estimulación. Estos sólidos son forzados a tra#-s del espacio poroso de la roca, pro#ocando un obturamiento parcial o total al flu!o de los fluidos causando un da*o se#ero en la permeabilidad de la roca.
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Da!o Asociado a la Producción
La producción de los pozos propicia cambios de presión $ temperatura en o cerca de la #ecindad del pozo pro#ocando un dese&uilibrio de los fluidos agua, aceite $:o gas, con la consecuente precipitación $ depósito de los sólidos orgnicos $:o inorgnicos, generando obturamiento de los canales porosos $ por lo tanto, da*o a la formación. >tra fuente com?n de da*o asociado con el flu!o de los fluidos de la formación es la migración de los finos, presentndose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, pro#ocando obturamiento de los canales porosos >tro tipo de da*o es el blo&ueo de agua o gas por su canalización o conificación, pro#ocando una reducción en la producción del aceite e incluso de!ando de aportar al pozo. 7ndependientemente del origen o la naturaleza del da*o, este afecta el patrón de flu!o natural de los fluidos en la formación. Los da*os &ue tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema rocafluidos, los podemos agrupar en tres tipos bsicos)
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Da!o a la Permea$ilidad A$soluta
En este tipo de da*o las partículas $ materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación $a sea por) 1+ + 3+ ;+
La presencia de finos $ arcillas de la propia formación. (ólidos de los fluidos de perforación o de terminación. 7ncrustaciones de depósitos orgnicos 4asfltenos o parafinas+. epósitos comple!os de orgnicos e inorgnicos.
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Cam$ios en la Permea$ilidad %elati#a
Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, -stos se deben a cambios a la mo!abilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mo!ada al agua $:o por cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos pre#ios, por un traba!o de reparación, etc.
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Alteración de la #iscosidad
El incremento de la #iscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones,
polímeros, etc. $ esto dificulta el flu!o de fluidos. ependiendo del tipo $ caracterización del da*o, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas) 1+ Estimulación matricial + Estimulación por fracturamiento hidrulico La diferencia entre estos dos tipos de estimulación recae en el gasto $ presión de in$ección. Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto $ presiones de in$ección por deba!o de la presión de fractura de la roca, mientras &ue los fracturamientos hidrulicos se utilizan gastos $ presiones de in$ección superiores a la presión de fractura de la roca.
Estimulación &atricial Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de in$ecciones a presiones por deba!o de la presión de fractura, esto permitir una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del da*o en las inmediaciones del pozo. ependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación $ el tipo de da*o presente en la roca, se di#ide en dos grandes grupos) • •
Estimulación matricial no reacti#a Estimulación matricial reacti#a
Estimulación &atricial 'o %eacti#a (on a&uellas donde los fluidos de tratamiento no reaccionan &uímicamente con los materiales sólidos de la formación. Los fluidos com?nmente empleados son soluciones acuosas u oleosas, alcoholes o sol#entes mutuos $ un agente acti#o siendo el surfactante el ms utilizado. Los principales da*os &ue remue#e esta estimulación son) 1+ + 3+ ;+
2ambio en la mo!abilidad lo&ueo por agua aceite o emulsiones a*o por depositación de material orgnico 4asfltenos $ parafinas+ lo&ueo por in#asión de finos
Estimulación &atricial %eacti#a (on a&uellas donde los fluidos de tratamiento reaccionan &uímicamente disol#iendo materiales sólidos de in#asión $ de la misma roca. Los cidos com?nmente utilizados son)
2on e%cepción del cido fluorhídrico &ue sir#e para disol#er minerales sílicos 4como arenas o areniscas+, los dems cidos se utilizan para estimular formaciones calcreas.
Estimulación or Fracturamiento (idráulico El fracturamiento hidrulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del $acimiento hasta &ue ocurre una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación. 5l mantener la presión del fluido hace &ue la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flu!o &ue pro#ee un rea adicional de drene. 5l fluido utilizado para transmitir la presión hidrulica se le conoce como fluido fracturante
. E%isten dos tipos de fracturamiento hidrulico en base al fluido fracturante utilizado, los
cuales son) Fracturamiento cido Fracturamiento con apuntalante •
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Los principios bsicos $ ob!eti#os de un fracturamiento cido son similares &ue el fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la meta es crear una fractura conducti#a con longitud suficiente &ue permita ms rea de drene efecti#a del $acimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conducti#o. En el tratamiento apuntalado, la arena u otro agente apuntalante es colocado dentro de la fractura para pre#enir el cierre cuando la presión es retirada. 8n tratamiento cido generalmente no emplea agente apuntalante, pero el cido gra#a la cara de fractura para dar la conducti#idad re&uerida. 2omo resultado el cido es limitado a formaciones carbonatadas. Es raramente utilizado en tratamiento para arenas, debido a &ue aun inclu$endo el cido fluorhídrico, no tiene un gra#ado adecuado de cara de fractura. La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flu!o &ue faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formación o #ice#ersa. Este tipo de tratamiento se utiliza bsicamente en) 1+Formaciones de ba!a permeabilidad + /ermitir &ue los fluidos producidos o in$ectados atra#iesen un da*o profundo 3+ En el campo de la recuperación secundaria para el me!oramiento del índice de in$ecti#idad del pozo $ la creación de canales de flu!o de alta conducti#idad en el rea de drene del pozo productor
Fracturamiento )cido El fracturamiento cido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el cido, generalmente cido clorhídrico es in$ectado a una formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales e%istentes. El cido flu$e a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disol#iendo la roca en la cara de la misma, la longitud de la fractura depende de el #olumen del cido, el ritmo de reacción de este $ de las p-rdidas de filtrado en la formación. En un fracturamiento cido generalmente se in$ecta un fluido altamente #iscoso como colchón para generar la fractura $ mantenerla abierta durante todo el tratamiento seguido del cido &ue reacciona con la formación creando un ancho gra#ado $ finalmente un fluido para desplazar el cido dentro de la fractura. La efecti#idad de este tipo de tratamiento la determina la longitud de fractura gra#ada. El uso de #arios modelos de fracturamiento para la estimulación de pozos se ha con#ertido en un procedimiento com?n dentro de la industria de aceite $ gas. Los tratamientos de fracturamiento son realizados en los pozos con potencial #ariante para a$udar a incrementar la producción $ reducir las caídas de presión en la cara de la formación. @uchas formaciones de carbonatos &ue producen hidrocarburos son com?nmente estimuladas por fracturamiento cido $ el uso de estme!ora la producción haci-ndolo un proceso efecti#o. @uchos autores han in#estigado los
factores &ue afectan el incremento de la producción de un pozo fracturado, inclu$endo sistemas de cido especial $ t-cnicas de colocación, etc. (in embrago, para alcanzar un tratamiento de fracturamiento cido e%itoso, tres temas fundamentales deben tomarse en cuenta) 41+ control de reacti#idad, 4+ control de p-rdida de fluido $ 43+ generación de conducti#idad. El deseo para el incremento de la producción es actualmente una necesidad para optimizar los dise*os de tratamiento $ la predicción de cuanto incremento podría tenerse. >tras incógnitas en el dise*o de un fracturamiento cido es la distancia de penetración de cido en la fractura, la conducti#idad creada para el cido 4$ su distribución a lo largo de est+, $ el resultado producti#o de un fracturamiento cido en el pozo. onde el fracturamiento cido debe #erse como un significado alternati#o de crear una fractura conducti#a en una formación de hidrocarburos, una comparación con un fracturamiento apuntalante se debería hacer generalmente cuando se planea un posible tratamiento de fracturamiento cido.
Control de %eacti#idad. El primer tema fundamental es el control de reacti#idad. La disolución del carbonato es mediante la cual la conducti#idad es generada. La disolución es controlada por la reacti#idad, la cual es afectada por la composición $ temperatura de los carbonatos. 8n mal entendido de la reacti#idad de!a la posibilidad de elegir un fluido &ue es inapropiado para las condiciones de $acimiento.
Control de P*rdidas de Fluido+ El segundo tema fundamental es acerca del -%ito en el tratamiento de fracturamiento cido, &ue es controlar las p-rdidas de fluido. Este &uizs es la causa primaria de fracasar para muchos tratamientos de fracturamiento cido. En el fracturamiento cido, una p-rdida e%cesi#a de fluido puede resultar en un cierre prematuro del tratamiento. (i la
eficiencia del fluido cae hacia el punto en el &ue la presión del tratamiento no permanece por encima de la presión de fractura, esto indica &ue todo el cido est fugando hacia la formación. 2uando esto sucede el tratamiento se con#ierte en un tratamiento grande de acidificación matricial, $ la longitud del grabado ser corta. El resultado ser un pozo &ue da una producción alta, pero rpidamente caer a un #alor ba!o. La propiedad &ue nos da un incremento de la producción es la longitud del grabado de una conducti#idad suficiente. La longitud del grabado es diferente de la longitud creada. Fluidos no cidos podrían usarse para crear una fractura larga, pero si el cido tiene p-rdida e%cesi#a de fluidos, la longitud del grabado ser corta $ el incremento de producción ser una decepción. El hecho ms importante para me!orar el control de p-rdida de fluidos en tratamientos de fracturamiento cido es dar ms #iscosidad al cido. E%iste un n?mero de factores dentro del proceso de dar ms #iscosidad al cido, algunos de estos son) /olímeros naturales /olímeros sint-ticos (urfactantes Espumas Emulsiones Conducti#idad de Fracturas •
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>tro tema fundamental en el -%ito de tratamiento de fracturamiento cido es la generación de una conducti#idad 4 + aceptable. 8n control apropiado de reacti#idad $ control apropiado de p-rdida de fluidos son prerre&uisitos para obtener una buena conducti#idad. En el fracturamiento cido, la conducti#idad de la fractura es generada por una disolución heterog-nea de roca en la cara de la formación. Este proceso es referido a un Cgrabado diferencialD. Los dos factores primarios &ue tiene influencia en la conducti#idad resultante son la cantidad de roca remo#ida $ el patrón de e%tracción de roca. @ientras &ue los parmetros cin-ticos gobiernan la cantidad de roca remo#ida en el segmento de grabado de la fractura, las características de la formación dominan la conducti#idad resultante del proceso de acidificación. La composición mineralógica de una formación tiene gran influencia en los propios resultados de la conducti#idad, debido a &ue el patrón de grabado es una resultante directa del grado de heterogeneidad en la cara de la fractura. 2ual&uier característica de la roca &ue contribu$a a la heterogeneidad en la formación ser una me!ora de grabado diferencial. La composición física $ &uímica de la roca de formación tendr influencia en los rangos de reacción de cido como resultado, algunas reas sern disueltas mucho ms grandes &ue otras. 8na #ez &ue el grabado diferencial es alcanzado, la dureza de la formación $ el esfuerzo de cierre de fractura tendrn influencia en la conducti#idad resultante. 2omo en las fracturas con sustentantes, la conducti#idad del grabado de una fractura decrece conforme el esfuerzo de cierre incrementa. La magnitud de la reducción de la conducti#idad depende de la dureza de la formación $ del radio del rea soportada por el rea de grabado. /ara alcanzar el grabado diferencial, e%isten muchas t-cnicas disponibles. 8na de las &ue se usa es la estimulación de pozo, mediante el bombeo de un tapón de fluido #iscoso por delante del cido $ por detrs de este un fluido opcional no #iscoso. 2onforme el tapón #iscoso es bombeado, este genera una geometría de fractura, Fig. 3.1. ebido al cido &ue sigue es menos #iscoso, estos CdedosD pasan por el tapón #iscoso. Este proceso limita el contacto del cido con la cara de la formación, lo cual crea reas con grabado $ sin grabado. Este proceso resulta en largas distancias de penetración de cido $ posiblemente una efecti#idad de conducti#idad ma$or en una gran distancia a lo largo de la fractura
inducida. La acidificación de fractura cerrada 42F5 por sus siglas en ingles+, puede considerarse una t-cnica para me!orar la conducti#idad de una fractura. La t-cnica bsicamente implica el bombeo de cido en gastos por deba!o de la presión de reapertura de fractura, a tra#-s de fracturas pre#iamente creadas. El cido seguir el camino de menor resistencia, seleccionado solo el grabado con una porción de la cara de la fractura $ creando patrones ms profundos de grabado &ue podrían normalmente ser alcanzados usando procedimientos de grabado con#encionales.
>tra manera para predecir la conducti#idad de la fractura es empírica. /rimero, basada sobre la distribución de cido dentro en la fractura, la cantidad de roca disuelta en función de la posición a lo largo de la fractura es calculada. /osteriormente una correlación empírica es usada para calcular la conducti#idad de la fractura basada sobre la cantidad de roca disuelta. Finalmente, la conducti#idad usualmente #aría significati#amente a lo largo de la fractura, un proceso es utilizado para obtener un promedio de conducti#idad para la fractura entera. e los m-todos para la predicción de conducti#idad de fracturas de un fracturamiento cido no se puede esperar una gran e%actitud. /or mediciones de la conducti#idad efecti#a en el campo usando pruebas de presión, se pueden calibrar estas mediciones.
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