Candidatos a Estimulación de Pozos

El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar el mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin. La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases:

  • Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado.
  • Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados.
  • La implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento.
  • Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento.

Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los software de estimulación de pozos.

Selección de Candidatos e identificación del daño

Selección del candidato

La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación.

La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo una arena de baja permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin.

El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo. Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación.

Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins.

En este modulo, la producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación.

El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios autores. El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la Ecuación 1, tal como se presenta á continuación:

Donde:
Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner).
Sdam = skin resultante del daño a la formación.
Sperf = skin resultante a la penetración parcial, etc.
Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo.
Sdev = skin resultante de la desviación del pozo.
Sgravel = skin resultante de empaques de grava.
Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo.

Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros parámetros, y un rankeo de candidatos.

Es importante el uso de un software de apropiado para la evaluación técnica de una estimulación, ya que ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos. Por ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas perforaciones (y no 8 acidificaciones!).

Identificación del Daño

Si un pozo presenta alto daño, el ingeniero debe continuar el procedimiento para clasificar la naturaleza del daño. En principio, el daño a la formación es clasificado de acuerdo a los procesos o las operaciones que causaron su desarrollo. Los mecanismos de daños que deben ser considerados se incluyen en la siguiente lista:

  • Escalas
  • Fluosilicatos
  • Precipitación de gel sílica
  • Asfaltenos
  • Parafina
  • Producción de química
  • Problemas con bacterias
  • Hinchamiento de arcilla
  • Migración de arcillas y otros finos
  • Sólidos/Tapones
  • Lodo de perforación
  • Bloqueo de emulsiones
  • Daño por polímeros
  • Puentes de sal
  • Petróleo remanente
  • Bloqueo por agua
  • Cambios de Humectabilidad

El tipo y la profundidad del daño, impacta directamente al tipo de tratamiento que será más apropiado para cada uno de los pozos. La selección de un tratamiento sin considerar la causa del daño a la formación, causará tratamientos menos “acertados”.

Selección de fluido

La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos:

  • Un sistema experto.
  • Un simulador geoquímico.
  • Información especificada por el usuario.

Sistema Experto

Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en principios de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos. Este método genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores, volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos.

Simulador Geoquímico

Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la formación. Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la física, la química y la termodinámica.

Este método simula el ácido que invade la matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de reacción. También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el procedimiento.

Implementación

Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de estimulación. Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el diseño del fluido.

La operación incluye (1) la evaluación de posibles divergentes, (2) varias técnicas de implementación, (3) la determinación del programa completo de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas y (4) la simulación de la operación para optimizar el proceso de diseño.

Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc. Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas. Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección pueden ser evaluados.

Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc; el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo. Este programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los divergentes a usar, las tasas de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar.

El ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo previamente con el simulador. El simulador operacional simula el bombeo de fluido dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables:

  • Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no newtonianos.
  • Múltiples intervalos de formación con skin.
  • Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano).
  • Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava.
  • Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular.
  • Fricción en la tubería.

El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las siguientes:

  • ¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo?
  • ¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y cuales menor volumen?
  • ¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la reducción del skin?
  • ¿Cuanto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva?
  • ¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en carbonatos?

Evaluación del tratamiento

La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento. Matemáticamente hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la formación a medida que se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de Darcy, por ejemplo). Después de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar las condiciones antes y después del trabajo.

Es siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado en el pozo. Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor de skin. Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo.

Operaciones de Estimulación Matricial

Al igual que en las fracturas es importante hacer la evaluación de los tratamientos matriciales. La metodología para evaluar una fractura a través de un análisis pre y post tratamiento es plenamente aceptada, pero para tratamientos matriciales este proceso no se justifica económicamente en la mayoría de los casos.

Frecuentemente la eficiencia es medida solamente por un incremento aparente del índice de productividad, sin hacer un ensayo post tratamiento. Mirar solamente el incremento del índice de productividad (o de inyección) no dará necesariamente una foto correcta de las condiciones óptimas para el pozo.

El skin total puede determinarse con un ensayo de pozo post operación, pero sus componentes mecánicos pueden ser una parte importante, y un análisis correcto debería determinarlos. El tratamiento matricial puede solamente remover la porción de skin debido al daño de formación.

Estos análisis son post mortem y permiten mejorar el diseño de los próximos trabajos en los pozos vecinos, pero no optimizar el tratamiento actual. Entonces es recomendable hacer una evaluación en tiempo real en la misma locación. Esto permite determinar si el skin fue completamente removido, y así maximizar la inversión.

Varios autores diseñaron métodos para evaluar de manera aproximada la eficiencia de un tratamiento monitoreando en locación la evolución del skin. Estos monitoreos indican si es necesario modificar el programa, incrementando o reduciendo los volúmenes de mezclas, y ayudan a mejorar los diseños para los próximos pozos en el mismo yacimiento.

La evaluación en tiempo real se hace en la misma locación registrando e interpretando con algún software los parámetros de presión y caudales. El objetivo es observar la disminución del skin para ajustar el volumen de cada etapa.

Teniendo los datos del pozo, con solo registrar presión y caudal se puede estimar el valor de skin en cada momento. A pesar que las técnicas de evaluación existen hace bastante tiempo, no son aplicadas frecuentemente en el campo por:

  • Falta de capacitación de los supervisores de las compañías de servicios y de las petroleras.
  • Falta de concientización de la importancia de los tratamientos matriciales (más bien se dirá: ¡Es solo un bombeo!).
  • Falta de computadora en locación (no todas las compañías dan una PC a sus supervisores).
  • Generalmente los fluidos son premezclados y por lo tanto no hay flexibilidad.

En la mayoría de las aplicaciones el skin debería disminuir a medida que el fluido penetra en la matriz, indicando que el tratamiento está mejorando la productividad del pozo. Debido a la convergencia de los fluidos producidos en la matriz, el daño cerca del pozo tiene un efecto mucho mayor sobre el valor de skin que el daño profundo.

Por lo tanto, la disminución del skin será normalmente muy rápida una vez que entra el primer fluido en la matriz. A medida que el daño cercano al pozo es removido, la disminución del skin se hace más lenta, y eventualmente se estabiliza.

En este punto el encargado de la operación deberá considerar el cambio de etapa o el uso de divergencia (si se considera que solamente una parte de la zona a tratar aceptó fluido).

El objetivo del tratamiento debe ser reducir el daño a cero, o a un mínimo irreducible. En el caso de carbonatos donde la permeabilidad cerca del pozo puede ser incrementada, el valor de skin puede ser ligeramente negativo, lo que indicaría un incremento en el diámetro efectivo del pozo.

Un incremento significante en el skin servirá al supervisor como alarma avisándole que el tratamiento es dañino para la formación (excepto si es por efecto de un divergente). Si esto acontece se debe parar el tratamiento y revisar el diseño.

Si consideramos los tres ejemplos del gráfico, una evaluación en tiempo real habría permitido tomar en el pozo decisiones concernientes a los volúmenes y tipos de fluidos a bombear:

Pozo A: el fluido #1 muestra poco efecto sobre el daño, se podría reducir el volumen para pasar al fluido #2 (un volumen mínimo para garantizar efecto de espaciador). El fluido #2 es muy efectivo en reducción del daño, y el volumen utilizado es el necesario.

Pozo B: ambos fluidos son bastante efectivos, pero hubiese sido recomendable incrementar el volumen del fluido #1 hasta ver una estabilización.

Pozo C: el fluido #1 es muy efectivo para la reducción de daño. Como el fluido #1 ha reducido el skin a cero no se justifica seguir con el tratamiento bombeando el fluido #2. Los tres casos pueden ser visualizados en la Figura 1.

Fig. 1. Evaluación a tiempo real de un trabajo de estimulación.

Varios autores propusieron técnicas para evaluar en tiempo real, algunas de las técnicas son sólo mejoras de técnicas anteriores. Hoy son utilizadas por los softwares comerciales. Citaremos algunas:

  • La técnica de Paccaloni utiliza la presión instantánea y el caudal durante el bombeo para calcular el skin. Este método está basado en la ecuación de Darcy para estado estacionario (steady state), fase simple, flujo horizontal.
  • La técnica de Prouvost y Economides toman en consideración que los fluidos son inyectados bajo un régimen de flujo transitorio (transient).
  • La técnica de Behena es una mejora del anterior.
  • La técnica de Hill y Zhu es una combinación de las técnicas de Paccaloni y de Prouvost.

La técnica de Paccaloni utiliza valores puntuales de la presión instantánea y el caudal en diferentes momentos durante el bombeo para calcular el skin. Este método está basado en la ecuación de Darcy para “steady state”, fase simple, flujo horizontal:

Considerando que se conoce a k.h, la presión de fondo puede ser estimada para cada valor de caudal y para cualquier valor de Skin. Paccaloni utiliza el concepto de relación de daño:

Esta técnica es fácil de utilizar en el campo pero tiene dos limitaciones importantes:

  • Una posible mala interpretación de algunos cambios de caudal como cambios de skin.
  • En tiempo temprano, la respuesta de la presión es más transitoria que “steady test”.
  • Se grafica una serie de curvas de P para un rango de caudal de inyección y presión en boca. A medida que el fluido es inyectado se coloca manualmente sobre el gráfico los valores de presión y caudal indicando el progreso del tratamiento.

Esta técnica fue una muy buena aproximación cuando fue ideada ya que entonces nadie llevaba computadora a la locación. Hoy en día las demás técnicas son más recomendadas.

El concepto básico de la técnica de Prouvost y Economides utiliza la diferencia entre la respuesta de la presión de un pozo que tiene daño y la de un pozo simulado sin daño (con skin = 0). La respuesta es función del tiempo, ya que el daño cambia a medida que un fluido reactivo pasa por la zona de daño. Como se asume que los otros parámetros quedan iguales, cualquier diferencia entre las presiones es debida a una diferencia en el skin.

Donde:

Psim = Presión simulada
Pres = Presión reservorio
Pmedida(t) = Presión medida al tiempo t
qsf = Caudal

El tratamiento se termina cuando las dos curvas de presiones se superponen. La aplicación de esta técnica requiere el uso de una PC en locación, con el soft adecuado. Se mide la eficiencia de la divergencia verificando que:

  • La entrada del divergente corresponde a un aumento del skin.
  • La entrada del ácido después del divergente corresponde a una disminución del skin.
  • El skin nunca llegue a cero (0).

Si las diferentes etapas de divergente han cubierto toda la zona a tratar, el último ácido no debería mostrar efecto de reducción de skin. La Figura 2, muestra lo que debería ser la respuesta de unos bacheos de divergente.

Desgraciadamente en la mayoría de los tratamientos no se ven tan bien los efectos del divergente. Hoy se recomienda no dividir el tratamiento en más de tres etapas ácidas (o sea dos etapas de divergente).

Fig. 2. Efecto de las divergencias durante el tratamiento de estimulación matricial.

La utilización de trazadores en las diferentes etapas puede dar una buena información sobre la eficiencia del tratamiento (Figura 3). En el ejemplo el pozo fue estimulado dos veces.

El reservorio es una caliza punzada a 13 t/m (4 tpf) a una profundidad de 2104/29 m (6902/82 ft). El primer tratamiento fueron 3 etapas de 2000 gal cada una con dos etapas de sal como divergente.

Se puso scandium-46 en el ácido, iridium-192 en el primer slug de divergente y antimony-124 en el segundo. El perfil muestra que el divergente fue muy ineficiente y que casi todo el fluido entro en la zona superior.

El segundo tratamiento fue con tres etapas ácidas (1000/1000/1500 gal), con dos slugs de sal como divergente. La zona superior fue aislada con un packer en 2099 m (6886 ft) y tratada sola.

Fig. 3. Utilización de trazadores para monitorear la eficiencia del tratamiento.

Esta etapa fue marcada con iridium-192, las otras dos capas fueron tratadas en conjunto en dos etapas. La primer etapa de ácido fue marcada con candium-46, y la segunda con antimony-124.

En este caso se consiguió una correcta diversión. Pero este ejemplo muestra también que la diversión mecánica es mucho más eficiente que la diversión química.

Aquí vemos el gráfico (Figura 4) de los datos recolectados durante una operación de un ácido para arenisca (HCl-HF). El pozo es un inyector, el tratamiento se bombeó a través de un CT de 1-¼”.

La formación es una arenisca con baja solubilidad en HCl. Se registró:

  • La presión en la entrada del CT. Los valores son altos debido a las fricciones en este tubo de diámetro reducido.
  • La presión en el anular entre CT y tubing, teniendo la BOP cerrada. Así se puede estimar a cada instante la presión real en fondo frente al mandril: presión en anular más presión hidrostática.
  • Caudal de bombeo.

El HCl del preflujo reaccionó lentamente con la formación, pero el volumen utilizado no permitió ver una estabilización de la presión (y por lo tanto del skin). El comportamiento de la presión sugiere que no se ha disuelto todo el material soluble HCl.

Fig. 4. Comportamiento de bombeo con HCl-HF a una formación de roca arenisca.

Puede haber quedado carbonato. El HF reaccionó muy rápidamente, y por lo tanto removió un daño muy cercano al pozo. Para esto el volumen utilizado fue mayor que lo necesario, y se podría haber terminado el tratamiento antes.