Exposicion estimulación

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Exposicion estimulación

  1. 1. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS I Integrantes: • Diego Forero • Edgar David Martínez • Lina Ulloa • Daniela Casadiego
  2. 2. ¿QUE ES ESTIMULACION? Proceso o técnica mediante la cual se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento mediante la inyección de fluidos, por debajo y/o hasta la presión de fractura. Esto con la finalidad de facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo cuando se presenta una invasión de los fluidos a esta durante las diferentes etapas de la vida del pozo.
  3. 3. JUSTIFICACION DE LA ESTIMULACION Una estimulación se lleva a cabo con el propósitoSe lleva a cabo primordial de aumentardonde ha la producción deocurrido un daño petróleo o gas, o en suen la formación. defecto para mejorar la inyección en los pozos para tales fines.
  4. 4. OBJETIVO DE LA ESTIMULACIÓN El objetivo de la estimulación varia dependiendo del pozo o proceso que se vaya a realizar. Pozos Pozos Recuperación productores inyectores segundaria y mejorada Aumenta laIncrementa la inyección de Optimiza losproducción de fluidos como patrones de flujohidrocarburos. agua, gas y vapor.
  5. 5. ¿COMO SELECCIONAR UN POZO PARA APLICARLE ESTIMULACION?• Uno de los patrones de selección principales para un pozo alque se le aplicara estimulación es que este cuente con unabaja productividad. Es decir que no sean capaces de producirlo que se esperaría que produzcan. Se debe tener en cuenta cuáles son las posibles causas de esta baja producción en el pozo. Ya que se pueden presentar problemas mecánicos los cuales requieren de un tipo diferente de tratamiento al de la estimulación.Uno de los problemas posibles a encontrar esta relacionado con el completamiento, ya que en esta operación se puede presentar : Un mal funcionamiento de sistema de levantamiento. Daños en tubería. Incorrectos diámetros de tubería de producción.
  6. 6. Generalidades De Daño De FormaciónPuede ser definido como cualquier proceso que lleva a la reducciónde la tasa de producción o inyección de un pozo, en general sepresenta en la vecindad o borde del pozo, y se clasifica comosomero, medio o de gran profundidad.El daño de formación también puede definirse como la reduccióndel flujo natural de los fluidos de la formación hacia el pozo debidoa la disminución de la permeabilidad original de la formación. Estedaño puede ocurrir de manera natural o puede ser provocadoartificialmente.
  7. 7. Daño de formación “S” El daño de formación es un factor adimensional, cuyo valor cuantifica el nivel de daño producido en la formación. Se calcula mediante la siguiente expresión: Donde: S: daño de formación K: permeabilidad de la formación h: profundidad del pozo Ps: presión estática del reservorio q: caudal de producción β: factor volumétrico del petróleo µ= Viscosidad del petróleo
  8. 8.  También puede obtenerse a partir de la siguiente expresión: Donde: K: Permeabilidad media de la formación productiva Ks :Permeabilidad media de la zona afectada por el daño (skin) rs : Radio desde el centro del pozo al borde externo del skin rw: Radio del pozo
  9. 9. S>0 • Pozo dañado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo.S=0 • Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo está produciendo con un diámetro igual al real. • Pozo estimulado. El pozo estará produciendoS<0 más de lo esperado, este valor puede tener que ver con alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación ácida.
  10. 10. Origen Del Daño De Formación • Las formaciones pueden ser dañadas en la etapa de perforación del pozo debido al lodo de perforación, que tiende a filtrarse en las zonas de mayor porosidad y permeabilidad, originando gruesos revoques, laPerforación migración de finos del lodo como la bentonita taponan los espacios porales reduciendo la permeabilidad. Los tipos de invasión que ocasionan serios daños al yacimiento son: • •Invasión de sólidos de perforación. • •Invasión de fluidos de perforación.
  11. 11. Origen Del Daño De Formación • Debido a la composición química de las lechadas de cemento y a las presiones de inyección de las mismas se pueden producir serios daños a las formaciones productoras intervenidas en estas operaciones, ya que estas por serCementación porosas y permeables permiten la filtración de ciertos productos químicos de la lechada de cemento que pueden influir en la composición de las aguas de formación, provocando precipitaciones que van taponando los poros hacia el interior de la formación reduciendo su permeabilidad.
  12. 12. Origen Del Daño De Formación • Debido a que las formaciones productoras son porosas, permeables y además no consolidadas, en la operación de cañoneo se pueden producir serios daños en la formación, debido a que si se realizan los disparosCañoneo cuando la presión hidrostática es mayor que la presión del yacimiento (Sobrebalance), se puede reducir la permeabilidad de la roca por el taponamiento de los poros con finos triturados de la misma formación, por residuos del cañoneo y contaminantes del fluido utilizado durante el cañoneo.
  13. 13. Origen Del Daño De Formación • Durante la producción de un pozo, se generan daños a la formación, debido a que la arena productora es débil y sus granos se desintegran por el flujo de los fluidos hacia el pozo, provocandoProducción migración de finos, los que se mueven a través de los poros del yacimiento y van taponando los espacios porales, reduciendo así la capacidad de aporte de fluidos hacia el pozo, ocasionada por la reducción de permeabilidad.
  14. 14. Origen Del Daño De Formación • Cuando se repara o se reacondiciona un pozo puede dañarse la formación productora debido al uso inadecuado de aguas de matado, si este fluido no esta acondicionado, puede contener partículas en suspensión, las cuales pueden ocasionar taponamiento en la comunicación de los poros de la roca reservorio. Además, los residuos deReacondicionamiento productos químicos anteriores, pueden cambiar la mojabilidad. • En operaciones con cable también se liberan partículas taponantes de óxido de hierro de la tubería y el bombeo de aguas frías precipita indeseadas parafinas y/o asfaltenos, que con el tiempo producirán taponamientos en el yacimiento.
  15. 15. Origen Del Daño De Formación • El uso inadecuado de productos químicos como demulsificantes, antiparafínicos, antiescala, tienen también su nivel de daño a la formación, estos productos puedenTratamiento afectar la mojabilidad que tiene originalmente la roca cambiándola de Químico mojabilidad al agua a óleo humectarla, dando como resultado el incremento de la producción de agua, debido a que el fluido humectante de la roca es ahora el petróleo y la fase que fluye con mayor saturación es el agua.
  16. 16. Origen del daño de formación • La selección y diseño de la estimulación debe tener en cuenta que los fluidos o procesos no afecten la formación o causen posteriores precipitaciones de sólidos dentro de la formación. • Para un eficiente tratamiento de acidificación se debe conocer la mineralogía de la formación y el tipo de daño que la afecta, pues si se inyectanEstimulación los ácidos de tratamiento sin conocer estos parámetros, pueden provocarse daños más severos a la formación intervenida. El uso inadecuado de los ácidos para el tratamiento también puede crear precipitaciones indeseadas de algunos minerales dentro de la matriz provocando un daño más severo y a veces irreversible
  17. 17. FACTORES QUECONTRIBUYEN AL DAÑO DE FORMACION
  18. 18. Daños causados pormigración de finos Causan un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo.
  19. 19. Precipitación inorgánica Causado por incompatibilidad de fluidos, producción de agua o cambios rápidos en temperatura o presión. Carbonato de calcio. Sulfato de calcio. Sulfato de bario. Carbonato de hierro. Oxido férrico . sulfato de estroncio.
  20. 20. Precipitación orgánica Partículas ya presentes en el crudo y se precipitarán bajo cambios rápidos de temperatura o presión. Asfáltenos Parafinas Ceras
  21. 21. Bloqueo por emulsiones Emulsiones de Perforación alta viscosidad Cementación Ocupa el espacioEmulsiones Interacción de fluidos Formación Problemas Completamiento poroso Estimulación Obstrucción de reacondicionamiento hidrocarburo
  22. 22. Bloqueo por agua Invasión de agua Aumenta la saturación “local” de agua Disminuye la permeabilidad relativa “local” al hidrocarburo Obstruye el paso de los hidrocarburos
  23. 23. Alteración de mojabilidadLa pérdida detensioactivos en losfluidos de perforación yterminación, inhibidoresde la corrosión ydispersantes en los fluidosde estimulación, el uso deresinas para el control dearena puede provocarcambios en la mojabilidadde la región cercana alpozo.
  24. 24. Daños de origen biologico Algunos pozos que reciben inyección de agua, son susceptibles al daño causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacterias especialmente las anaerobias, pueden multiplicarse muy rápido en el yacimiento tapando los espacios porosos con ellas mismas o con precipitados que resultan de procesos biológicos.
  25. 25. Daño de formación inducidapor perforación Invasión de sólidos Invasión de filtrados
  26. 26. Invasión de sólidos  Las partículas de sólidos se depositan en los espacios porosos de la formación e impiden el paso de los hidrocarburos.Si el diámetro dela partícula es Si el tamaño de lamayor de 1/3 del Si las partículas partícula estadiámetro de los son menores de entre 1/3 y 1/10poros estas 1/10 habrá se dice que seformaran un invasión formara unrevoque externo profunda. revoque interno.sobre la cara de laformación.
  27. 27. Daños producidos por lacementaciónDependiendo de la composición especifica del cemento ysu pH, el filtrado puede ser sobresaturado concarbonato de calcio y sulfato de calcio. Como el filtradode cemento invade la formación y reacciona con dichosminerales, se produce un rápido cambio de PH, lo cualprovoca un taponamiento por los minerales de formación.Este rápido cambio en el pH puede resultar en laformación de precipitados inorgánicos como carbonatode calcio y sulfato de calcio.
  28. 28. Daño durante el cañoneoEl efecto deldisparo sobre lamatriz de la rocareduce lapermeabilidad, como también elcolapso por losesfuerzos.
  29. 29. Daños durante el fractura mientohidráulicoPuede existir daño por invasión de filtradoen la fractura, reducción de permeabilidad,bloqueo por geles y emulsiones ,precipitaciones asfáltenos y taponamientopor partículas solidas.
  30. 30. REMOCION DE DAÑO DE FORMACION
  31. 31.  Como detectar un daño de formación:1. Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.2. Análisis de comportamiento de producción.3. Pruebas de laboratorio.4. Cuantificación del daño.
  32. 32. Para la remoción del daño de formación existen 3 métodos:1. Limpieza del pozo2. Tratamiento matricial3. Fracturamiento
  33. 33. Pozo Candidato a Estimulación S≤0 S≥0 Arenas Carbonatos Tratamiento MatricialLimitaciones Mecánica Limitaciones Mecánica Arenas CarbonatosEvaluación Económica Evaluación Económica Limitaciones MecánicaTratamiento Matricial MT PF AF Evaluación Económica
  34. 34.  PREFLUJOS Preflujos de salmuera que remueven el daño.
  35. 35.  EFICIENCIA DE LA ESTIMULACION PUNTO ÓPTIMO Da= 2*pi*L*k/qc
  36. 36. DIAGNOSTICODEL DAÑO DE FORMACION
  37. 37.  INDICADORES INICIALES DEL DAÑO DE FORMACION: Pozo presenta IPR menor que el esperado. Tasa anormal de declinación.o IMPORTANCIA DEL ANALISIS: Determinar si efectivamente hay daño. Identificar las causas. Determinar el tipo de remoción del daño.
  38. 38. METODOS DE IDENTIFICACION DE DAÑO DE FORMACION:1. Pruebas de Producción DRILL STEM TEST (DST).2. Registros de resistividad. Dual induction, Laterolong y Caliper.
  39. 39. 3. Histórico de Producción. 1000 900 800 ReparaciónProducción (BOPD) 700 600 500 400 300 200 100 0 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 Año
  40. 40.  4. Estimulaciones previas. 1000 900 800 Cambio de Pendiente 700 Producción (BOPD) 600 500 400 300 200 100 0 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 Año
  41. 41.  5. Comparación de pozos vecinos. POZO PHI*H BOPD BWPD UA-1 2 30 0Pozodañado. UA-2 4 30 5 UA-3 3 50 10 UA-4 0.5 10 0
  42. 42.  6. Análisis Nodal
  43. 43. 7. REGISTROS DE PRODUCCIÓNEl objetivo principal de los registros de producción es el análisis delsistema de movimiento de los fluidos, definiendo sistema como eltipo de régimen de flujo en el pozo.El Registro de Producción es un método que mide y registra el flujode fluidos, o el efecto del flujo de fluidos, al colocar los instrumentosde medición a varias profundidades en una producción o inyecciónde pozo.
  44. 44. 8. Pruebas y análisis de núcleosSe realizan pruebas en núcleos extraídos del yacimiento con el fin dereproducir los fenómenos que han ocurrido en el yacimiento,permitiendo determinar la existencia del daño, los mecanismos que loprovocan y las posibles soluciones al mismo. Las técnicas empleadasson:•Análisis petrográfico•Análisis mineralógico•Pruebas de flujo a través de los núcleos•Análisis químico de los fluidos•Compatibilidad de los fluidos
  45. 45. 8. Pruebas y análisis de núcleosAnálisis de rayos xMediante el Angulo de difracción de los rayos, pueden identificarse los mineralesque componen la muestra, siendo una técnica útil para diferenciar tipos de arcilla.Microscopia electrónicaPrueba útil para reconocer tipos de arcilla y observar su localización en los poros.En esta prueba se recubre la muestra ultra delgada de grafito y luego se observa enel microscopio electrónico de barrido, equipado detector de retrodispersado y derayos x.Microscopia óptica de secciones finaPermite el reconocimiento de la evolución diagenetica de la formaciónAnálisis de tamizadoEsta prueba muestra grandes cantidades de material, muy fino en las formacionescon alto contenido de arcillaCurvas de respuesta al acidoMuestra una curva de flujo de fluidos a través de un núcleo, para determinar elincremento de la permeabilidad al paso de de cada fluido
  46. 46. 9. Lista de indicadores de dañoEn casos donde la información disponible de los pozos sea escasaexiste una serie de indicación que indican un daño a la formación:•La formación contiene arcillas hinchables o susceptibles de migración•El pozo produce pequeñas cantidades de agua a intervalos irregulares•El hoyo ha sido ampliado, pero la producción es baja•Declinación brusca de la producción•Buena presión de fondo pero poca producción
  47. 47. 9. Lista de indicadores de daño•Declinación de la producción después de una cementaciónforzada•Producción de lodo o sólidos de lodo•Perdida de lodo o agua hacia la formación
  48. 48. TIPOS DEESTIMULACIONES
  49. 49. TIPOS DE ESTIMULACIÓN Estimulación matricial. a) Estimulación matricial no ácida. b) Estimulación matricial ácida. Estimulación de fracturamiento hidráulico. a) Fracturamiento ácido. b) Fracturamiento con apuntalante.
  50. 50. ESTIMULACIÓNMATRICIAL Se caracteriza por las tasas y presiones de inyección por debajo de la presión de fractura. Esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo.
  51. 51. ESTIMULACIÓN MATRICIALNO ÁCIDA Los fluidos de tratamiento no reaccionan Soluciones químicamente con los oleosas u acuosas materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños Alcoholes ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de Solventes control o depósitos mutuos orgánicos.
  52. 52. ESTIMULACIÓN MATRICIALNO ÁCIDA Las fuerzas que retiene los fluidos en la roca están representados por fenómenos de superficie los cuales gobiernan el flujo de fluidos atreves del medio poroso. La acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas, manifestadas en los fenómenos de tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.
  53. 53. ESTIMULACIÓN MATRICIALÁCIDALos fluidos detratamiento reaccionanquímicamentedisolviendo materiales Ácidos Ácidosque dañan la formación ya los sólidos contenidos Ácidosen la roca. Utilizándosepara la remoción deldaño por partículas de Los fluidos a utilizarsólidos (arcillas),precipitacionesinorgánicas.
  54. 54. ESTIMULACIÓN MATRICIALÁCIDA HFI• El ácido Clorhídrico • Remueve las genera reacción incrustaciones • Este acido es el único calcareas y en las ácida con que permite la estimulaciones de dolomitas y calizas disolución de calizas y dolomitas a minerales silicos altas temperaturas como las arcillas, HCL feldespatos, cuarzo CH3-COOH
  55. 55. ESTIMULACIÓN DEFRACTURAMIENTOHIDRÁULICO Es el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura. Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente en: En formaciones de baja permeabilidad. Permitir que los fluidos producidos oinyectados atraviesen un daño profundo.
  56. 56. ESTIMULACIÓN DEFRACTURAMIENTOHIDRÁULICOFRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO CONÁCIDO APUNTALANTE El ácido fluye a lo largo de  Cuando se hace una fractura la fractura de una manera es necesario utilizar un no uniforme disolviendo la componente que impida que roca en la cara de la misma, la fractura se cierre la longitud de fractura completamente una vez depende del volumen de terminado el bombeo, y que ácido, del ritmo de reacción garantice una conductividad al canal recién creado. Este de este y de las pérdidas de material es lo que llamamos filtrado en la formación. "agente de sostén", "agente apuntalante" o proppant.

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