13-1. IntroducciónEstimulación de la matriz es una técnica que se ha utilizado extensamente desde la década de 1930 para mejorar la producción de los pozos de petróleo y gas y para mejorar la inyección en pozos de inyección. Sidebar 13 analiza la historia de la estimulación de la matriz. Estimulación de la matriz se lleva a cabo mediante la inyección de un fluido (por ejemplo, ácido o disolvente) para disolver y / o dispersar materiales que deterioran la producción del pozo en areniscas o para crear nuevos canales, de flujo no deteriorados entre el pozo y una formación de carbonato. En estimulación de la matriz, los fluidos se inyectan debajo de la presión de fracturación de la formación (McLeod, 1984). En el momento de escribir esto, se estima que los tratamientos de la matriz constituyen el 75% y el 80% de todos los tratamientos de estimulación (matriz y fracturamiento) en todo el mundo, pero el gasto total para los tratamientos de la matriz es sólo el 20% y el 25% del total para toda la estimulación tratamientos. Sin embargo, debido a que el tiempo de recuperación para los tratamientos de la matriz es normalmente días en lugar de meses, ya que es para los tratamientos de fracturamiento convencionales, los ingenieros deben dominar esta técnica. Muchos operadores de todo el mundo han indicado que un promedio de 40% a 50% de sus pozos tienen un daño significativo, pero habitualmente sólo el 1% a 2% de sus pocillos se tratan cada año.

Sustanciales mejoras en la producción se puede lograr con estimulación de la matriz si los tratamientos están diseñados adecuadamente. Una tasa de éxito mayor que 90% es razonable. El enfoque sistemático de los tratamientos de estimulación consiste en selección de candidatos, caracterización daño de formación, la determinación técnica de estimulación, diseño del tratamiento, la ejecución del trabajo y la evaluación del tratamiento. Aunque muchos tratamientos de estimulación de la matriz se llevan a cabo de manera sistemática, el éxito de la estimulación de la matriz se puede mejorar cuando cada una de estas actividades se realiza correctamente. El desempeño adecuado de estos pasos requiere la interacción de numerosas personas con experiencia en geociencias, ingeniería y operaciones. El resto de los capítulos de este volumen proporcionan discusiones detalladas del estado del arte en la estimulación de la matriz. El propósito de este capítulo es proporcionar una visión integrada del proceso de ingeniería exitosos tratamientos de estimulación de la matriz.

Ingeniería de un tratamiento matriz incluye muchas tareas y una metodología que se llevan a cabo sobre la base de los mejores datos disponibles y el conocimiento en la mano, que suele ser incompleta. Esto no significa un tratamiento no tendrá éxito. El proceso es un ciclo continuo, a partir de la fase de diagnóstico del proceso de diseño y progresando a través de las fases de ejecución y evaluación para desarrollar mejoras. Además, los sistemas informáticos con "asesores" están disponibles para ayudar en el proceso. Asesores son sistemas expertos con una base de conocimientos derivados de la tecnología actual.

13-1,1. La selección de candidatos

La selección de candidatos para la estimulación de la matriz se basa en la búsqueda de pozos con la productividad deteriorada y diagnosticar la causa del deterioro. La falta de un pozo para obtener objetivos económicos por sí sola no es evidencia de deterioro de la productividad. La imposibilidad de lograr los objetivos económicos puede ser el resultado de limitaciones del depósito (por ejemplo, presión, permeabilidad) o pozo (por ejemplo, levantamiento artificial, tamaño inadecuado tubos). Estimulación de la matriz no puede resolver estos problemas.

La selección de candidatos requiere una evaluación precisa de lo que es un bien puede producir sin menoscabo y la productividad actual del pozo. Las técnicas para realizar estas evaluaciones se basan en gran medida de conocimiento13A. La historia de la estimulación de la matriz

"Los resultados obtenidos por el uso de ácido para aumentar la producción de petróleo y gas ya no son

hipotéticos. Dondequiera que la producción proviene esencialmente depósitos de piedra caliza, su uso está indicado y

recomendado. "Esta cita es de" El Valor de tratamientos ácidos repetidos "por PE Fitzgerald de Dowell Inc. en 1934. Fitzgerald

llegó a escribir:" Se reconoce ahora que cada bien es un problema en sí mismo, y debe ser analizada de forma individual con el

fin de obtener los mejores resultados. "Es interesante notar que los antepasados de estimulación de la matriz se dieron cuenta

de la importancia del diagnóstico y adecuado para el éxito del tratamiento, ya que es un paso clave en el proceso de ingeniería

de estimulación de la matriz utilizados en la actualidad. Además, es interesante que la "era acidificación" comenzó hace más de

30 años después del desarrollo del concepto. Le tomó tanto tiempo para desarrollar la tecnología necesaria para superar el

problema fundamental de la corrosión del ácido de la tubería y la carcasa. Como la historia lo indica, una empresa química con

una necesidad de estimular pozos de salmuera desarrolló la solución de un inhibidor de la corrosión ácida. Con esta clave

invención, la estimulación de la matriz era comenzó en plena vigencia.

La historia de la acidificación se remonta a 1895, cuando el Ohio Oil Company acidificó ambos pozos de petróleo y gas con

aumentos significativos en la producción; sin embargo, la carcasa estaba severamente corroído y el proceso se hizo

impopular. Un año más tarde, se concedió una patente a Herman Frasch de Standard Oil Company. Su patente describe el uso

de ácido clorhídrico (HCl) en pozos con formaciones de piedra caliza de pago, pero no abordó el problema de la corrosión.

No fue sino hasta 1928 fue el uso de ácido intentó de nuevo. Esto fue cuando el problema de la eliminación de la salmuera,

así como una mayor producción de salmuera natural, se convirtió en importante. Dr. Herbert Dow, al principio de su carrera,

bajó botellas de ácido en pozos de salmuera con el propósito de aumentar su producción. Sin embargo, los resultados no

fueron satisfactorios, en gran parte debido a la corrosión incurridos y los materiales costosos necesarios para proteger el equipo

de metal. De este modo, el Dow Chemical Company inició un proyecto para desarrollar el primer inhibidor de la corrosión ácida.

En 1931, el Dr. John Grebe de Dow descubrió que el ácido arsénico actúa como un inhibidor de la corrosión. Más tarde, se

utilizaron sales de cobre con arsénico para evitar la formación de precipitado arseniato de calcio, y se han encontrado

inhibidores orgánicos pronto a ser muy superior. Poco después del descubrimiento del inhibidor de arsénico, que se aplicó en el

campo por Dow y Pure Oil Company para tratar con éxito de este último Fox Nº 6 bien en el Greendale piscina, Michigan, en

febrero de 1932. Quinientos galones de

HCl se desvió en el pozo, lo que resulta en un 16 bppd previamente "muerto" y que fluye. Por lo tanto, la acidificación renació, y

Dow formó el Bien Services Group Dow, que pronto se convirtió en Dowell. Tres años más tarde, la pequeña empresa

Halliburton Oil Well cementación Co. en Duncan, Oklahoma, comenzó servicio acidificación comercial,

En 1935 los Dres. Grebe y Stoesser de Dowell escribieron, "acidization Comercial de pozos de petróleo y gas, aunque

inexistente hace cuatro años, ahora se practica en todo el país. Aproximadamente 6.000 pozos de petróleo y gas han sido

tratados por Dowell Incorporated, para dar un aumento promedio en la producción del 412 por ciento. Tan sólo en el centro de

Michigan, una sexta parte de la producción total de petróleo es el resultado de los tratamientos con ácido, lo que indica una

ganancia neta de $ 5 millones a las compañías petroleras. "Cuando esto fue publicado en Mundial del Petróleo el precio del

petróleo fue de $ 1,00 por barril y la acidificación fue dirigida a las formaciones de piedra caliza. Dado que la tecnología de

acidificación a continuación, se ha expandido, impulsado por los descubrimientos de petróleo y gas en una variedad de

formaciones, todos con problemas únicos.

Acidificación de la piedra arenisca con ácido fluorhídrico (HF) se practicaba en Texas en 1933 a raíz de la concesión de una

patente a la Standard Oil Company; sin embargo, las pruebas de campo no tuvieron éxito debido a la obstrucción de la

formación. Aplicación comercial de HF acidificación de areniscas ocurrió en la costa del Golfo de México en 1940, cuando

Dowell introdujo ácido barro, una mezcla de HCl y HF. Dowell investigación indicó que el HCl ayudó a mantener un pH bajo y la

disminución de la precipitación de precipitados perjudiciales. Después de este evento, la aplicación de la acidificación de

arenisca creció rápidamente.

Como la aplicación de acidificación se expandió, se abordaron varios problemas químicos y mecánicos. Aditivos y sistemas

ácidos Numerosos fueron desarrollados para resolver los problemas de espesamiento ácido, emulsiones inducida por ácidos,

pasó la limpieza ácida, la penetración del ácido y multas migración en vivo. Paralelo a este desarrollo fue el desarrollo de

métodos para mejorar la cobertura de la zona durante la acidificación.

Acidificación ha progresado a través de las siguientes épocas:

1950 s y 1960 - Se hizo hincapié en el desarrollo de aditivos para abordar emulsiones, lodos, pasó retorno ácido y la

cobertura de la zona. Además, se realizó el trabajo en la física de acidificación en calizas y las reacciones secundarias de

acidificación piedra arenisca. El énfasis de los problemas de arcilla pasó de arcilla expansiva a la migración de arcilla, y se

desarrollaron numerosos agentes de control de la arcilla. Resinas Oilsoluble se introdujeron como agentes de desvío para

mejorar la cobertura de la zona.

1970 s - La necesidad de una mayor penetración de ácido HF en directo se abordó con varios sistemas, incluyendo

etapas alternas de HCl y HF, ácido fluobórico y una mezcla de methyformate y HF.

1980 s - Espuma de desvío y colocación de tubería flexible se introdujeron para mejorar la cobertura de la

zona. Análisis del sistema de producción se convirtió en una herramienta común del ingeniero de diseño. Computadoras se

utilizaron para ayudar en todas las fases del proceso de la matriz, incluyendo la selección de candidatos, diseño del tratamiento,

el seguimiento de (evaluación en tiempo real de la evolución efecto piel) ejecución y evaluación post-tratamiento.

1990 s - Computadoras continuaron evolucionando a más rápidos y más programas fáciles de usar que incorporan

mejorar la capacidad de producción de predicción, el software de la economía, modelos geoquímicos y técnicas de evaluación

en el lugar. Ambientalmente amigables se introdujeron aditivos para cumplir con las regulaciones gubernamentales, junto con el

desarrollo de una mejor comprensión de la química acidificación piedra arenisca. Se hizo hincapié en todo el proceso de la

matriz a través de la ingeniería de estimulación de la matriz.

Grandes avances se han hecho desde que se realizó el primer tratamiento acidificación. Como los pozos se hacen más

profundas, con temperaturas más altas y más duras condiciones, junto con las zonas más largos como en pozos horizontales, la

tecnología de matriz se expandirá para satisfacer las necesidades de los operadores. Estimulación Matrix continuará siendo una

herramienta útil y económica para mejorar la producción en los próximos años.

borde de las propiedades de formación geología y embalses. Los métodos para la evaluación del desempeño del sistema de producción se han desarrollado y están en amplio uso. Los métodos para la prueba de presión transitoria de embalses y análisis de rendimiento bien se han publicado (Earlougher, 1977). Estos métodos permiten al ingeniero para cuantificar el grado de daño de la formación y el potencial de mejora de la productividad.

13-1,2. Caracterización daños Formación

Una vez que se ha establecido que un pozo está produciendo por debajo de su potencial, se debe hacer una evaluación de la causa y la ubicación del deterioro (Krueger, 1986, 1988). El diagnóstico puede estar basado en una revisión del pozo y campo de la historia, muestras de material de enchufar recuperados del campo y analizados, el conocimiento de las propiedades minerales formación y el fluido (por ejemplo, agua y aceite), así como las pruebas de presión y la evaluación de registro. El proceso de búsqueda y tamizado a través de la masa de datos que pueden proporcionar pistas sobre el problema de un pozo en particular se ve facilitada por las bases de datos y sistemas expertos. Al final, el ingenio y la formación de la persona análisis de los datos y la aplicación de herramientas de ingeniería son fundamentales para un diagnóstico acertado. El desafío es reconocer la causa del deterioro así de la información disponible. En muchos casos, no es posible caracterizar el daño de la formación por completo. Si el diagnóstico es incierto, se recomienda dar prioridad a las causas probables y diseñar un tratamiento para los escenarios más probables. Por lo tanto, varios tipos de daño se puede sospechar, y todos deben ser considerados en el diseño del tratamiento.

13-1,3. Determinación técnica de estimulación

La selección de la técnica de estimulación se basa en el objetivo de la productividad, la litología, las limitaciones operacionales y varias otras consideraciones. Normalmente, el objetivo de productividad dicta la técnica de estimulación. Por ejemplo, si una reducción del 90% en el efecto de la piel en una piedra arenisca produce la producción de destino, después estimulación de la matriz será probablemente la técnica más rentable. Si estimulación de la matriz no puede llevarse a cabo, a continuación, la viabilidad de utilizar fracturación apoyado debe ser evaluado.

En carbonatos, fracturamiento ácido, apoyados técnicas de fracturamiento y acidificación de la matriz son aplicables. Sin embargo, si acidificación de la matriz se obtiene un efecto de piel definitiva de -2 a -3, es probable que sea la técnica más rentable.

13-1,4. Fluid y aditivo selección

La identificación de la causa y la ubicación del deterioro así impulsa el proceso de diseño del tratamiento. La química de los fluidos de estimulación se elige ya sea para disolver o dispersar el deterioro o en el caso de los yacimientos carbonatados para crear canales de alta permeabilidad a través de la zona de avería. El sistema de fluido de tratamiento se selecciona sobre la base de la experiencia de campo y ensayos de laboratorio y se puede derivar de un sistema experto.

En los casos en los que es imposible eliminar o daño de derivación químicamente, un tratamiento de fracturamiento de pequeño volumen puede estar indicada (Fletcher et al., 1995). Esto es particularmente cierto en la actualidad, con la técnica de punta-arenamiento (TSO) se aplica a los depósitos de alta permeabilidad. Los aditivos químicos, así como pre- y postflushes, se seleccionan para mejorar la acción de la estimulación de fluido principal, prevenir la corrosión ácida o prevenir el deterioro de la productividad a partir de subproductos del proceso de estimulación (véase el capítulo 15).

13-1,5. Bombeo de generación de planificaciones y simulación

El volumen de cada material bombeado se basa en una evaluación de la cantidad de daño o de la profundidad necesaria de tratamiento y debe abordar la ineficiencia potencial del proceso de colocación. La ubicación del daño dicta la técnica de colocación. Ambos métodos mecánicos utilizando herramientas y métodos mecánicos (por ejemplo, suspensiones y espumas de partículas) de fluidos pueden ser usados para asegurar que los fluidos de estimulación en contacto con el daño de la formación.

Una vez que el volumen, la composición y la secuencia de un tratamiento se establecen, un horario de tratamiento puede ser diseñado sobre la base de las propiedades así y el depósito. Sin embargo, el efecto de acidificación en la resistencia de la formación puede imponer un límite superior en la concentración de ácido y el volumen en los pozos que no son de grava de relleno.El horario de bombeo incluye la secuencia y la inyección de fluido y desviador tasa de tratamiento para cada etapa. Puede ser generado mediante reglas empíricas sobre la base de la experiencia de campo anterior. Además, el programa puede optimizarse para satisfacer los objetivos específicos para cada tipo de fluido mediante el uso de un modelo de yacimiento de una sola fase (Perthuis et al., 1989).

Un simulador de estimulación de campo-validado debe utilizarse para la ingeniería sistemática de los tratamientos de estimulación de la matriz. Un simulador numérico puede ser una herramienta valiosa para predecir la eliminación de los daños y la evaluación de la piel efecto evolución, perfil y en boca de pozo y presiones de fondo de flujo frente a la tasa de inyección para el horario de bombeo propuesto. El simulador deberá tener en cuenta tanto la química y la eliminación de los daños junto con la estrategia de colocación, que es otra parte importante del proceso de diseño. Este paso permite al ingeniero de diseño para afinar u optimizar el programa para obtener los resultados deseados de la manera más rentable. Debido a que muchos parámetros clave en la simulación no se pueden evaluar con precisión en el laboratorio, el simulador es el más útil para predecir las tendencias. Comparación con los datos de campo es fundamental para validar totalmente el modelo de simulación para el futuro trabajo de diseño (Bartko et al., 1996).

13-1,6. Evaluación económica

Aunque se realiza un análisis económico preliminar durante el proceso de selección de candidatos, el análisis final debe llevarse a cabo una vez que el diseño del tratamiento está finalizado.Rendimiento de la producción se predice mediante el uso de un módulo de previsión de la producción y se basa en los cálculos iniciales y / o finales efecto de piel. Tiempo de recuperación, el valor actual neto (VAN), el

flujo de efectivo u otros indicadores financieros pueden determinarse para evaluar las justificaciones económicas (Bartko et al., 1996).

13-1,7. Ejecución

La ejecución del tratamiento es un paso a menudo descuidado por el ingeniero de diseño, pero es obviamente fundamental para el proceso. Los materiales deben ser monitoreados para asegurar que cumplen con las especificaciones de diseño, el equipo debe ser mantenida para llevar a cabo correctamente, y el personal sobre el terreno debe comprender y ejecutar sus funciones asignadas. El control de calidad (QC) pruebas y capacitación deben documentarse como las prácticas estándar (Brannon et al., 1987). Adquisición de datos moderna y equipos de comunicación hacen que sea posible obtener y analizar datos detallados durante el tratamiento bien, dentro y fuera de la localización del pozo.

13-1,8. Evaluación

Evaluación El tratamiento consiste en fases de pretratamiento, en tiempo real y post-tratamiento. Cada uno es un eslabón importante para el éxito del tratamiento y el impacto económico del tratamiento de estimulación. Además, se requiere una evaluación técnica para validar y calibrar los modelos y supuestos utilizados en la selección de candidatos, el diseño y la ejecución del tratamiento. Evaluación Tratamiento utiliza las mismas herramientas y el conocimiento de la productividad del pozo de potencial como la selección de candidatos de evaluación también.Consistentemente siguiendo los conceptos de ingeniería descritos aquí hace la estimulación de un proceso de aprendizaje y conduce mejora en el rendimiento de producción en el campo.

13-2. La selección de candidatos

13-2.1.Identifying pozos de baja productividad y los candidatos de estimulación

El proceso de selección de candidatos consiste en la identificación de pozos de baja productividad en relación con lo que son capaces de producir y luego evaluar posibles problemas mecánicos en estos pozos (Thomas y Milne, 1995).

Geología, petrofísica y de ingeniería de yacimientos juegan un papel importante en la cuantificación del potencial productivo de un determinado bien. Idealmente, se requiere un conocimiento profundo de la mecánica de accionamiento geología depósito y depósito para cuantificar el potencial de producción. En muchos casos, estos datos son incompletos, y el ingeniero deben confiar en comparación con pozos similares o la historia de campo para identificar las normas de rendimiento. La productividad de cada pocillo se puede mapear usando un gráfico de superficie en tres dimensiones (3D) para ayudar a la identificación de underproducers (es decir, candidatos). Para los pozos de petróleo, el índice de productividad (IP), el índice de productividad por red espesor pago PI / h, la velocidad de producción de barriles de petróleo por día (bpd), tasa de producción por depósito de producto grosor porosidad (bppd / porosidad-pie) o el efecto de la piel puede ser trazada para cada ubicación. La variable seleccionada es una función de los datos disponibles. Por ejemplo, si se dispone de datos limitados (por ejemplo, la permeabilidad de altura kh se desconoce) bppd / porosidad-pie o h se pueden trazar. Este proceso permite que el ingeniero de identificar probables underproducers y determinar su relación con otros pozos en el campo.

Una vez establecido el potencial de producción de un bien (a la más alta certeza posible con los datos disponibles), que puede ser comparado con la producción real. Esta es una declaración aparentemente simple porque oculta la dificultad de medir la producción real en algunos casos. Ingenieros y personal

de operaciones de una planta puede ayudar a asegurar que se obtenga una evaluación precisa del rendimiento así actual.

Una vez que un bien se diagnostica como de bajo rendimiento, la razón o razones deben ser determinados. Las medidas correctivas apropiadas se debe tomar, incluyendo la determinación de si se requiere levantamiento artificial o si el ascensor existente es adecuada y funciona correctamente. En algunos casos, la producción se ve limitada por el tamaño de la tubería, restricciones de equipo de fondo de pozo u otras razones mecánicas. La estimulación no ayuda en estos casos. Una vez razones mecánicas se eliminan como una posible causa de la mala producción, los pozos restantes se convierten en candidatos de estimulación.

Bueno evaluación debe basarse en el aumento potencial de la producción y la economía incrementales. Obviamente, los pozos con mayor potencial deben ser seleccionados como candidatos. Este proceso debe incluir la determinación de la presión máxima admisible de reducción antes de que ocurra la formación o la arena de producción (es decir, reducción, crítico). La reducción crítico se utiliza para predecir la producción esperada y es importante para evaluar el potencial económico del tratamiento (Weingarten y Perkins, 1992).

Un sistema experto puede usarse para explorar pozos candidatos potenciales. Su base de conocimiento utiliza una serie de reglas para determinar la idoneidad de un bien para la estimulación de la matriz. La determinación se basa en los resultados de análisis de transitorios de presión (PTA) del pozo o de la relación de velocidades de flujo real a teóricos. Examen de posibles problemas mecánicos también está incorporado en las reglas. Alternativamente, un análisis de sistemas se puede utilizar para determinar el potencial de producción de un pozo inmediatamente después del tratamiento. Simuladores de acidificación de la matriz y la experiencia de campo indican que una reducción del 90% en el efecto de la piel en las areniscas y los valores de efecto piel de -2 en carbonatos son supuestos conservadores para un tratamiento bien diseñado y ejecutado a menos que la experiencia local indica lo contrario.

 En la Fig. 13-1, la base de conocimientos utiliza un método simplificado para estimar el flujo depósito teórico (es decir, ningún análisis de los sistemas). Se hace Comparación de la tasa real a la tasa teórica calculada. El ingeniero determina entonces si la evaluación adicional se justifica. Una corte regla de dedo sugiere que el pozo debe ser estimulada si la tasa real es menor que el 75% de la teórica. Este punto de corte debe ser utilizado como un indicador bruto sólo porque la tasa teórica no incluye los efectos resultantes de los tubulares de producción o equipos de separación. Mediante el uso de este proceso para cribar varios pozos, el ingeniero puede identificar underproducers, seguido por el refinamiento utilizando el análisis de sistemas.

Una vez que el análisis se ha completado, pozos con baja permeabilidad o la presión pueden ser identificados. En estos casos, estimulación de la matriz no proporcionará una mejora en el rendimiento económico, pero la estimulación de la fractura puede ser apropiado. Sidebar 13, discute el proceso de selección de candidatos se aplica a un altamente dañado bien situado en el Golfo de México.

Un indicador útil y rápida de los resultados, así es el índice de productividad:q

PI =   , (13-1) p r - p wf

donde q es el caudal en barriles al día, - p  r es la presión promedio del yacimiento en psi, y p  wf es la presión de fondo de pozo que fluye en psi. 

13 B. Candidato historia clínica campo de selección

Schiable et al. (1986) informó de la identificación y eliminación exitosa de graves daños en un aceite recién terminado así.

Los registros de pozos y registros de terminación documentado que una arenisca uniforme con 71 pies de arena neta se

completó utilizando un empaque de grava dentro a la carcasa. Todos los pocillos en la plataforma estaban produciendo de

una zona similar.

Mapping indicado que los pozos en la plataforma completados en esta formación tuvieron una producción similar con la

excepción de la nueva también. Un sistema experto base de conocimientos indica que el pozo estaba produciendo a menos

de 5% de su velocidad de flujo teórica y debe tener un efecto de piel de más de 200 sobre la base de las siguientes

ecuaciones. Supuestos se hicieron para k de resultados de las pruebas, así anteriores sobre pozos de compensación, y el

cálculo no consideraron gotas tubo o de la finalización de presión (es decir, análisis de sistemas).

Las siguientes ecuaciones incorporan supuestos de ciertas variables. Para el aceite:

7.082 × 10-3 kh (p r - p wf)

q =, (13B-1)

mu (7,5 + s)

donde k es la permeabilidad en md, h es el pago neto en ft, p r es la presión del depósito en psi, p wf es la presión de flujo

en psi, μ es la viscosidad en cp, B o es el factor de volumen de formación de petróleo (valor por defecto de 1), ln (re /  r w) es

la relación de la distancia radial al límite depósito externo al radio del pozo (valor estimado de 7,5), y s es el efecto

piel. Para el gas:

5.39 x 10 - 2 kh (p r 2 - p wf 2)

q =, (13B-2)

(7,5 + s)

donde las variables son como se describe para el aceite, con los valores predeterminados de viscosidad μ = 0,02 cp,

standard presión p  sc = 14,5 psi, standard temperatura T sc = 487,3 ° R y fluyendo la temperatura T  f = 620 ° R.

Sobre la base de esta información, se realizó una prueba de pozo para determinar el efecto de la permeabilidad y la

piel. Como se sospechaba, la prueba de presión transitoria indica que el pozo tenía un efecto significativo de la piel 209 y la

permeabilidad de 526 md. El tiempo para el estado pseudoestable fue de 9 horas. Análisis del sistema de producción

indica que el pozo podría aumentar 1.200-5.000 barriles al día a un efecto de piel de la presión en boca de pozo 20 y 1450

psi. Además, el tubo de pozo fue limitado, y la tasa de 34.479 barriles al día-predicho por el sistema experto base de

conocimientos no era posible a través de la -en 3 1/2. tubo. Debido a que todos los pozos completados en esta zona eran no

consolidada y grava lleno, no se realizó un análisis asistido por ordenador crítico de reducción. Otras consideraciones

fueron que el pozo se encuentra en una zona de fácil acceso, con buenos insumos químicos, la disponibilidad de las

empresas de servicios y no hay peligros ambientales.

Una evaluación preliminar económico basado en una estimación para todo el tratamiento y una reducción del 90% en el

efecto de la piel produjo excelente economía. Suponiendo una ganancia neta de 3.800 barriles al día en $ 15 por barril neto

arrojó $ 57.000 de ingresos por día. Pago de los gastos de tratamiento y asociados sería menos de una semana, con un

VAN de varios millones de dólares en 3 a 4 meses.

La variable PI / h tiene en cuenta el efecto de la reducción en la tasa de producción. Los parámetros clave necesarios (y no siempre bien conocidos) son - p  r y p wf. Aunque q no siempre se conoce con precisión, por lo general es un número accesible. La prueba de presión y las encuestas son necesarios para medir las dos presiones precisión. Estos también pueden proporcionar datos sobre el daño cerca del pozo, como se explica a continuación. Un PI ideal puede calcularse a partir de los datos de reservas mediante el uso de las ecuaciones descritas en el Capítulo 1. La relación de la PI real a la PI ideal puede ser utilizado como un indicador del rendimiento también.

Bien se requieren pruebas para cuantificar la permeabilidad y la presión del yacimiento actual, pero por lo general no están disponibles. Cuando este es el caso, el análisis de sistemas se puede realizar para que coincida con la producción o el fondo del pozo actual presión que fluye y calibrar el pago, la permeabilidad, la presión promedio del yacimiento, efecto de piel depósito red, etc., para una

underproducer. La clave es para calibrar el sistema para predecir la producción sobre la base de diversos escenarios de estimulación.

13-2,2. Impacto de daño de formación en la productividad

Estimulación Matrix tiene éxito porque la región nearwellbore controla la productividad del pozo. El daño en esta área puede disminuir significativamente la producción mediante la restricción de flujo en la formación (Krueger, 1986, 1988).

El conocimiento de la relación de entrada y la ecuación de Hawkin es esencial para comprender los efectos de daño de formación cerca del pozo en producción del pozo. La ecuación de estado estacionario para un pozo de petróleo es:

kh  (p e - p wf)

q =, (de 13-2)

 r e   141.2 B μ ln + s 

 r w   

donde k es la permeabilidad en md, h es el espesor del depósito en pies, p  e es la presión del depósito externo constante en psi, p  wf es el fondo del pozo fluye la presión en psi, B es el factor de volumen de formación en RB / STB, μ es la viscosidad en cp, Re es el radio de drenaje en pies, r  w es el radio del pozo en pies, y s es el efecto de la piel.

El efecto total de la piel s es un término adimensional utilizada para dar cuenta de la caída de presión adicional en el área del pozo que resulta del daño de formación y otros factores (por ejemplo, perforaciones inadecuadas, terminación parcial). Valores de efecto piel, determinados a partir de la PTA, por lo general van de 0 a más de 100. efecto piel es positivo si una caída de presión adicional está presente y negativo si el p  wf real es inferior a la p  wf ideal. Por ejemplo, fisuras naturales en un depósito o un pozo desviado aportan un efecto de piel negativa en el sentido total de la piel.

Para un determinado bien, la ecuación. 13-2 se puede simplificar para q    7.5 + s o

=, (13-3)

q  o   7.5 + s donde q y q  o son los caudales final e inicial, respectivamente, en barriles al día, y s y s  o son los efectos final e inicial de la piel, respectivamente.

Un valor realista para ln r e  / r w es 7,5 porque este término es relativamente insensible a los valores reales de r  ey r  w para las condiciones del campo petrolífero. Por lo tanto, para un pozo con efectos totales y daños en la piel igual a 100, una reducción de 10 puede exhibir un aumento de seis veces en la productividad. Una reducción efecto de piel 100-0 conduce a un aumento de 14 veces en la productividad. Aunque la reducción a 0 suele ser poco realista en una arenisca, la reducción de los valores de menos de 10 es una expectativa razonable. El valor real tendría que ser cuantificado usando un análisis de sistemas válido considerar el flujo de la tubería, etc. En el mismo pozo, una reducción del efecto de piel 10-0 produciría un aumento de 2,3 veces en la producción. Capítulo 1 proporciona las ecuaciones de productividad para pozos de gas y pozos horizontales.

La ecuación de Hawkin se refiere permeabilidad y el espesor de la zona dañada en el sentido de la piel para pozos verticales:

 k     r s

s = -  1  ln, (13-4)

 k s    r w donde k s es la permeabilidad dañado de md y r  s es la penetración daños más allá del pozo en pies, y para pozos horizontales:

 r s

s = -  1  ln r w, (13-5)

donde k es la permeabilidad H horizontal, V k es la permeabilidad vertical, k es la permeabilidad Hs dañado horizontal, y k es la permeabilidad Vs dañado vertical, con todas las permeabilidades en md.

La ecuación de Hawkin se puede utilizar para determinar el efecto piel cuando se hacen suposiciones para el radio de daño y la permeabilidad. Estas variables no pueden ser absolutamente cuantificada, pero en combinación con el análisis de datos bien y / o el tratamiento de fondo de pozo respuesta de la presión pueden indicar tendencias y definir límites. Combinando las ecuaciones. 13-2 y 13-4 rendimientos

k s   r e

. (13-6)log

r w   k r s

La figura 13-2 muestra la relación entre el índice de productividad PI  s  / PI frente a la relación de permeabilidad k  s / k, donde el subíndice s indica daño. PI y k representan la nondamaged (ideal) la productividad del pozo y depósito de permeabilidad, respectivamente (Muskat, 1949) .

PI  s / PI es igual a q  s / q para una reducción de presión constante.Si se retira todo el daño (es decir, se restaura la permeabilidad natural), el pozo producirá en su capacidad de flujo natural.Una reducción de la permeabilidad 90% que se extiende radialmente 0,25 y 1,0 pies del pozo puede disminuir la producción en un 35% y 50%, respectivamente (Fig. 13.2). Sin embargo, un aumento de la permeabilidad de 90% que se extiende menos de 2 pies tiene poco impacto sobre la productividad. A diferencia de en los carbonatos, en areniscas es difícil aumentar la permeabilidad por encima del estado natural debido a limitaciones de cinética de reacción, estequiometría de la reacción y la economía.

En este punto en el proceso de selección de candidatos, el ingeniero sabe cómo la productividad del pozo candidato se compara con lo que sería si el pozo estaban en buen estado y si levantamiento artificial, restricción tubos, etc., no son el problema. Una estimación del efecto de la piel puede estar disponible en el análisis del sistema de producción, o el efecto de la piel puede haber sido determinado directamente por la PTA. Si el efecto de la piel es mayor que cero, existebeneficio potencial de estimulación de la matriz.

13-2,3. Evaluación económica preliminar

Una vez establecido el potencial de producción del pozo en función del efecto de piel y lo que en realidad está produciendo, el ingeniero puede evaluar el valor económico de la mejora de la producción y la inversión necesaria en el trabajo también. Evaluación económica requiere de un buen pronóstico de producción para la condición y actual y una previsión para el bien estimulado, posiblemente en función del éxito de la estimulación es (por ejemplo, el efecto de la piel después del tratamiento). Una breve discusión de la metodología sigue.

La evaluación económica preliminar requiere un modelo de producción (ingresos) y el costo laboral (gastos) en función del efecto de la piel. El ingeniero debe determinar el efecto del tratamiento sobre la economía así sobre la base de la ganancia neta en aceite o gas acumulado durante un período determinado de tiempo y el costo asociado con el tratamiento. El modelo de predicción de producción debe incluir balance de materiales, permitir el análisis bajo diferentes condiciones de contorno exterior (actuación infinito, no hay flujo y la presión constante) y pronóstico sobre la base de frente a la formación constante (presión de fondo o la presión de cabeza de pozo constante). La sensibilidad de los resultados económicos a efecto de piel se cuantifica con este modelo. La gama de entrada de efectos en la piel se debe basar en el análisis del comportamiento actual (presumiblemente dañadas) el rendimiento esperado y después de la estimulación. Post-estimulación expectativas de efecto piel y los costos laborales se pueden basar en la experiencia de campo o el análisis de un simulador de estimulación numérica. El simulador numérico estimulación se puede utilizar para evaluar el potencial de eliminación efecto de la piel como una función de diseño del trabajo (por ejemplo, el volumen bombeado).

La parte de la economía del modelo debe permitir la evaluación de los costos en comparación con los ingresos previstos. Los costos estimados deben incluir el costo del tratamiento, los costos de operación, el costo del dinero, los impuestos aplicables y los gastos auxiliares. Producido precio del producto, factores de ajuste de precios y posibilidades de tratamiento factores (riesgo) deben ser incluidos para calcular diversos indicadores financieros, tales como la tasa de rendimiento (ROR), retorno de la inversión (ROI), VAN, de pago (días) para la única inversión, pago (días) para la inversión más los intereses y el costo unitario (inversión dividida por la producción incremental).

Varias decisiones importantes se pueden hacer en este momento. Por ejemplo, si el efecto de la piel requiere para proporcionar un rendimiento aceptable es mayor que 0 en una piedra arenisca o -4 en un carbonato, a continuación, estimulación de la matriz es práctico; es decir, no es necesaria la estimulación de la fractura.

En conclusión, a partir del conocimiento del depósito y así la historia junto con el uso de herramientas de diagnóstico, el ingeniero debe seleccionar pozos candidatos con bajo riesgo y un potencial significativo para el retorno económico. Esto requiere la evaluación de numerosos pozos y es un eslabón importante a la matriz éxito estimulación.

13-3. Caracterización daños FormaciónCaracterización de daños es el siguiente paso en el proceso de ingeniería estimulación de la matriz. Es una tarea esencial antes de tratar la selección y el diseño de fluido de tratamiento. El daño se caracteriza el uso de las pruebas de laboratorio, técnicas de tala y la historia también. Estudio detallado es necesario elaborar una lista de presuntos daños de los datos disponibles.Múltiples tipos de daños son normalmente sospecha y son considerados al diseñar el tratamiento. Tablas 14-3 a través de los tipos de daño de 14-5 de lista, pistas de diagnóstico y recomendaciones correctivas para la comparación a la condición y características del candidato así.

En las siguientes secciones se centran en los problemas que ocurren comúnmente en el campo y discutir cómo los sistemas expertos pueden guiar a un ingeniero a través del proceso de caracterización daños. Los sistemas expertos y de asesores han demostrado ser especialmente útil en el proceso de caracterización de daño (Krueger, 1988).

Toda la información disponible en el pozo, como registros de pozos y registros, las características del yacimiento y la información sobre la realización y reacondicionamientos anteriores se debe recoger. Se deben analizar muestras de fluidos producidos y cualesquiera materiales sólidos desde el pozo. En algunos casos, puede ser útil para llevar a cabo las pruebas de compatibilidad de laboratorio de la finalización o fluidos de perforación y el fluido de formación o las rocas. Estas pruebas pueden ayudar en el desarrollo de la comprensión del problema en el pozo actual y dar lugar a una acción correctiva.

El análisis químico de muestras sólidas y líquidas recuperados del pozo puede proporcionar información valiosa sobre los mecanismos de daño y características. Las pruebas de campo se puede cuantificar determinadas especies (por ejemplo, carbonatos y óxidos son solubles en ácido clorhídrico [HCl], parafinas y asfaltenos flotan en el agua, una emulsión de aceite externa de fase dispersa en el diesel). Análisis de agua se realizan comúnmente para ayudar a la determinación del potencial de escalamiento. La composición iónica de una o dos muestras se puede utilizar para calcular las escalas posibles basado en la energía libre de Gibb un mínimo o un cálculo de Stiff-Davis. Además, los registros gamma se pueden ejecutar para complementar los análisis de agua y detectar bario y sulfato de estroncio acumulaciones escala. Debido a pequeñas cantidades de los materiales radiactivos naturales (NORM) radón y el radio, los depósitos de sulfato de bario y estroncio pueden presentar un conteo anormalmente alta gamma.

La historia del pozo debe ser evaluado en detalle para ayudar a la caracterización daños. Todas las fases de las operaciones, así, incluyendo la perforación, cementación, perforación, el empaque de grava, las operaciones de reacondicionamiento, las operaciones de estimulación y producción o inyección son potenciales causantes de daños (Krueger, 1986).

Los sistemas expertos y de asesores se han desarrollado para ayudar a la caracterización de los daños (Bartko et al., 1996). Ellos proporcionan una guía a través de una serie de preguntas dirigidas a relacionar el tipo de daños en el comportamiento y así los datos disponibles. Pueden identificar las principales lagunas en los datos disponibles y recomendar diagnósticos adicionales necesarios. Un breve análisis de las preguntas más comunes que el ingeniero debe pedir en el uso de un asesor se encuentran en 13C Sidebar.

Registros de producción se pueden ejecutar para cuantificar el flujo por capa. Esta información se introduce en los programas de ordenador para determinar el efecto de la piel daño de formación por capa. El uso de un registro de la producción se revisa en la historia clínica de campo en la barra lateral 13D.

Caracterización de daños es la base del diseño del tratamiento. Químicos serán seleccionados para eliminar la causa sospechosa o causas de los daños. Procedimientos Tratamiento serán diseñados para acceder a la sospecha de daño con la cantidad adecuada de productos químicos para eliminar el daño suficiente para alcanzar los objetivos de productividad también.Caracterización daños correcta es fundamental para el éxito estimulación de la matriz.

13C. Daños Formación campo caracterización historia clínica

Schiable et al. (1986) realizó un estudio de laboratorio y de campo detallada para caracterizar el daño de formación. Algunas de

las preguntas y respuestas que resultan de las actividades complementarias de estudio.

Bueno la historia

Es el pozo recién terminado, un viejo pozo, resoplar, un reacondicionamiento reciente y / o un tratamiento de

estimulación reciente? Se trata de un pozo de grava lleno de recién terminado que ha sido probado.

Es un aceite, gas o agua productor o inyector con agua o sulfuro de hidrógeno (H 2 S) de producción?

Este pozo de petróleo produce 29,5 ° API crudo gravedad.

Fue el pozo perforado sub o perder el equilibrio? El pozo fue perforado bajo balance a los 12 disparos por pie (SPF).

¿Qué tipo de fluido de terminación se utilizó? Cloruro de calcio filtrada y cloruro de potasio fluidos de terminación se

utilizaron para proporcionar un control de arcilla temporal.

Fue el pozo produjo a altas tasas de drawdown? Aunque recién terminado, el pozo se produjo a altas tasas de

drawdown durante la prueba también.

Ha pozo respondido a tratamientos previos? No hay tratamientos anteriores se realizaron en este pozo, pero los

pozos compensados han respondido a tratamientos con ácido barro.

Declinó la producción lenta o rápidamente? No aplica

¿El bien responden positivamente a una prueba de la bomba-in? No se realizó una bomba en la prueba debido al

costo y la disponibilidad de otros datos asociados (véase la sección "Las pruebas de laboratorio y de campo").

¿Hubo perforación excesiva pérdida de barro a la zona de pago? No hay pérdida inusual de lodo de perforación se

produjo cuando la perforación a través de la zona productiva.

¿Hay rellenar el pozo, sólidos o sólidos producidos en los equipos de superficie? (Obviamente, esto sería un

problema importante indicativo de la falta de empaque de grava.) No hay producción de agua para crear la escala o sólidos.

Bueno tala y pruebas

Son los resultados de una prueba de presión transitoria disponibles? Valores de efecto de alta de la piel indican que

hay daños a la formación grave.

¿Tiene un registro de producción muestran tasas de producción no uniformes? Aunque los registros de porosidad

indican que la zona de pago es una arenisca homogénea, no se daña de manera uniforme.

¿Hay llenar, una reducción de la tubería de diámetro interior o un aumento en el recuento gamma?

No hay ninguna indicación de cualquiera de éstos.

¿Hay producción de agua de una zona específica? No hay producción de agua.

Las pruebas de laboratorio y de campo

¿Cuál es la mineralogía de la zona productiva?

Las pruebas de laboratorio núcleo indica que la formación se compone de aproximadamente 75% de cuarzo, feldespato y

10%

10% de arcilla con caolinita, illita, clorita y illita-esmectita presente con un 4% a 5% HCl solubilidad.

Se realizó un análisis de agua?

No, porque el bien no produjo agua.

¿Cuál es la composición de las muestras del pozo? No hay muestras distintas de núcleos y el aceite se recuperaron

del pozo.

Es la salinidad del fluido de terminación más baja que la del agua de formación? No aplica

¿El aceite tiene una emulsión o tendencia sludging? Las pruebas de laboratorio indica que el crudo no se formará una

emulsión o lodos.

Realice pruebas básicas utilizando la terminación o estimulación fluidos indican daños?

Las pruebas de laboratorio indican que el 2% de fluido KCl utilizada durante el empaque de grava crea una reducción del

62% de la permeabilidad al petróleo (101 md dañados a 45 md).

Realice pruebas de flujo básicos utilizando fluidos de estimulación mejorar la permeabilidad?

Pruebas Core utilizando fluido de estimulación ácida fluobórico indica que el daño de la formación se puede quitar, con

280% de la permeabilidad inicial de aceite obtenido.

13-4. Determinación técnica de estimulaciónEn este punto, el pozo ha sido identificado como un bajo rendimiento. El valor monetario de la mejora de la productividad del pozo y la posible causa o causas de daño de formación se han determinado. A continuación, el ingeniero debe determinar la acción correctiva.

El sistema de producción entero debe ser considerado en la toma de esta decisión. Si el problema está en el diseño del pozo o la operación (por ejemplo, el tamaño de la tubería o de levantamiento artificial), a continuación, la estimulación no está indicada y el equipo debe ser actualizado o reparado. El desempeño de los pozos de destino debe ser equilibrado; es decir, no hay necesidad de producir más de la tubería o elevador transportará o que las instalaciones procesarán. Esto puede afectar la economía de mejoras incrementales en la piel

TEM se haya utilizado previamente con éxito en la forma 13D.Fluid y la historia caso aditivo campo de selección de la, se realizaron pruebas básicas de laboratorio para

determinar

el rendimiento de eliminación de daños del sistema. A 101-md El pozo fue severamente dañado por el fluido de terminación (núcleo de arcilla fue dañada con fluido de terminación haciendo fluir 20 hinchazón en arcillas de capa mixta) y tenía posibles multas volúmenes de poro migraciones de agua que contiene 2% de KCl para producir 45.6-md ción durante la prueba también. Producción potencialmente podría aumentar la permeabilidad al petróleo. A continuación, el núcleo se trató con una 7,5% a partir de 1,2 mil a 5000 barriles al día. Schiable et al. (1986) informó la pre-limpieza HCl seguido de un 12% de HCl 3% HF ácido barro prueba overlaboratory realizado para cuantificar el aditivo de líquido y se sonrojó con ácido fluobórico. El ácido fluobórico se utilizó para

la selección. disminuir la migración limo y arcilla. La permeabilidad final resultante

capacidad de petróleo era 284 md (> 500% de

aumento).Sobre la base • mineralogía de los resultados de laboratorio, el sistema de ácido láctico-ácido fluobórico barro

Difracción de rayos X y microscopía electrónica de barrido de for- fue seleccionado para restaurar la permeabilidad en el bien

dañado.

núcleos mación indicaron que la formación contenía 8% de • Tratar y embalse compatibilidad de fluidos

11% de arcilla y 8% a 12% de feldespato. La arcilla era com-El 29,5 ° crudo gravedad API no exhibió

espesamiento o planteado de 7% a 31% de caolinita, 9% a 18% de clorito, 37% tendencias emulsión en pruebas de laboratorio. al 46% illita y 22% a 29% arcillas de capa mixta.

Perfiles Daños y permeabilidad

Petrofísica

Un registro grabado por el PLT * Herramienta de Registro de Producción indicación

La zona 71-ft no era fisurada y consistía en una relacated que la arena homogénea no sufrió daños piedra arenisca unitively

homogénea con aproximadamente 29% formemente. El efecto de la piel por capa basado en la porosidad y la permeabilidad de

producción 526-md. por capa y la terminación se enumeran en la Tabla 13D-1. La formación estaba en el límite entre las dos

primeras clases del ácido barro guía de selección de líquido en la Tabla 18-7. Un desviador soluble en aceite se selecciona

para proporcionar uniforme Suponiendo que la piedra arenisca fue de menos de 10% de limo y fluir por capa (es decir, el volumen uniforme de

cada fluido por pie de menos de 10% de arcilla, un sistema de HF% 12%-3 HCl sería zona).Otros aditivos a los ácidos fueron un agente de

control de hierro, usado, mientras que una piedra arenisca con alta arcilla (mayor de inhibidor de la corrosión de ácido y el tensioactivo. Un cloruro

de 10% de amonio) y baja limo (menos de 10%) requeriría un 12% a nivel con un disolvente mutuo antes de la pre-limpieza HCl

fue recHCl-2% Sistema HF. Debido a que el 12% de HCl-3% de HF ma mendó para eliminar el aceite de la zona del pozo.

Tabla 13D-1. Efecto de la piel por capa basada en la producción por capa y finalización.

Capa Efecto piel

Desarrollo y Perforación Daño total Porosidad Producción

Finalización Parcial y Gravel Pack (%) (%)

1. 0   0.1   48.5   48.6   50   29

2. 0   0.1   277.4   277.5   10   29

3. 0   0.1   75.0   75.1   35   29

4. 11.5   0.3   2534.2   2546.0   5   29

efecto. El impacto del efecto de piel en el límite económico y la recuperación reserva también debe ser considerado.

Figura 13-3 es un árbol de decisiones para ayudar al proceso de selección de candidatos y la técnica de estimulación. Este tipo de diagrama de flujo puede ser incorporado en los programas informáticos. Como se muestra en la figura, el objetivo de productividad dicta la técnica de estimulación.

Si el objetivo de productividad se puede llegar con un efecto de piel de 10% del efecto original de la piel daños en areniscas y -2 a -3 en carbonatos, estimulación de la matriz será adecuada y probablemente rentable. En yacimientos de areniscas la única alternativa estimulación es la fracturación hidráulica. En los yacimientos carbonatados (calizas o dolomías) fracturamiento ácido puede ser una manera rentable de aumentar la productividad. En ambos casos, una fractura hidráulica se induce en el depósito. En la fracturación convencional, la conductividad de la fractura es

Arenisca: tratamiento para

eliminar

daño

Carbonato: Tratamiento de derivación

daño

Bien es candidato válido para la estimulación

Rendimientos negativos o casi cero efecto piel adecuada

producción

Efecto de

la piel

positiva

produce

producció

n

adecuada

Tratamiento Matrix

Arenisca o carbonato?

Figura 13-3. Árbol de decisión estimulación.

mantenida por apuntalar con apuntalante de alta permeabilidad. En fracturamiento ácido, conductividad es creado por diferencial (no uniforme) grabado de la superficie de la roca.

Otros factores pueden influir en la selección de la técnica de estimulación. En las arenas no consolidadas o friable, es aconsejable examinar la caída de presión máxima permitida antes de la formación (arena) de producción. Este límite reducción puede conducir a la selección de estimulación de fractura para permitir la obtención de tasas objetivo a una reducción inferior. Por otra parte, la preocupación por el aislamiento zonal puede impedir la estimulación de la fractura.Si el crecimiento de fractura vertical en un casquillo acuífero o gas no se puede controlar, estimulación de la matriz puede ser indicada.

El ingeniero también debe tomar algunas decisiones sobre la recopilación de datos antes de diseñar el tratamiento. Como se explica en la siguiente, muchas tecnologías disponibles para mejorar el seguimiento y evaluación del trabajo. Entre las opciones a tener en cuenta son la adquisición de datos en tiempo real, el uso de medidores de fondo de pozo de presión (la memoria o de la superficie de lectura) y el uso de las encuestas de línea fija y trazadores para determinar la ubicación del tratamiento. Para algunas evaluaciones de línea fija, estudios de referencia se deben ejecutar antes del tratamiento.

13-5. Diseño de Tratamiento

13-5,1. Técnicas de estimulación Matrix

Dos tipos de tratamientos nonfracture se utilizan para mejorar la producción en pozos de petróleo y gas. La limpieza del pozo utiliza métodos químicos y / o mecánicos para limpiar el pozo. Para

estimulación de la matriz, los fluidos se inyectan en la formación para el tratamiento de la región cerca del pozo.

• la limpieza del pozoLa limpieza del pozo es comúnmente utilizado para eliminar las escamas, parafina, bacterias u otros materiales de la tubería, la carcasa o la pantalla de empaque de grava. Estos tratamientos normalmente utilizan sistemas ácidos o disolventes que se colocan en el área de pozo en remojo. Los parámetros clave en el diseño del tratamiento son la técnica de colocación, la selección química y el tiempo de inmersión.

Montajes mecánicos tales como empacadores, tapones puente, válvulas de control "in situ" con resorte y tubería flexible se pueden utilizar para asegurar la colocación adecuada. Esto es crítico para minimizar el volumen de fluido de tratamiento.Las diferencias de densidad entre fluidos de tratamiento y el desplazamiento o fluidos de control, así también deben tenerse en cuenta al diseñar un tratamiento que se mantendrá en contacto con los daños durante el tiempo necesario remojar. El pozo no se puede suponer que permanecer estático (sin flujo transversal) durante el tiempo de remojo.

Productos químicos deben ser seleccionados sobre la base de su eficacia en la disolución de la sospecha de daños. Las pruebas de laboratorio a temperatura de fondo de pozo y, si es posible, la presión es deseable determinar necesario remojar veces. Debido a la pequeña superficie de los daños expuesta, el tiempo de remojo puede ser horas a días, dependiendo del tipo de daño, la temperatura y el líquido eliminación del daño. Agitación o de chorro con tubería flexible pueden acelerar la eliminación del daño. En los pozos de baja presión, el nitrógeno (N 2se recomienda) para ayudar a la eliminación de fluido de tratamiento reaccionado.

Estimulación de la matrizTratamientos de estimulación Matrix inyectadas debajo de fracturar la presión hacia abajo tubería, tubería de perforación o tubería flexible por lo general incluyen una secuencia de varios fluidos, denominados etapas. Un tratamiento mínimo consta de una etapa de pre-limpieza con un no daña, el fluido no reactivo para establecer una velocidad de inyección, una etapa del fluido de tratamiento principal y una etapa de sobredesplazamiento para limpiar el fluido de tratamiento principal de la tubería y desplazar en la zona cerca del pozo . En la mayoría de los tratamientos, otras etapas auxiliares se incluyen para mejorar la eficacia del tratamiento. La selección de productos químicos para las etapas y el diseño de la (horario de bombeo) secuencia tratar son revisados en las siguientes secciones.

13-5,2. La selección de fluidos Tratamiento

La selección del fluido de tratamiento es un paso importante en el proceso de ingeniería. Fluidos múltiples (sistemas de fluidos), integrado por los fluidos de base y aditivos, se seleccionan sobre la base de la litología, el mecanismo de daño y condición bien. Cada fluido en el calendario de tratamiento sirve a un propósito especial. Aunque el proceso de selección del fluido es compleja porque muchos parámetros están involucrados (por ejemplo, tipo de daño, mineralogía), se han elaborado directrices para simplificar el proceso y mejorar el éxito del tratamiento.

Selección fluido de tratamiento principalEl fluido de tratamiento principal se selecciona para disolver o dispersar el daño principal en formaciones de arenisca y para permitir productos solubles o sólidos fluyan fuera del pozo (Smith y Hendrickson, 1965). En el caso de las formaciones de carbonato, el objetivo es evitar el daño con

ácido o disolver el daño con disolventes (Hendrickson et al., 1960). Los principales productos químicos tratamiento se dividen en las siguientes categorías:

disolventes para eliminar los depósitos orgánicos (tales como parafina) oxidantes para eliminar daño a partir de polímeros removedores de escala para eliminar escamas de sulfato o de óxido ácidos para eliminar incrustaciones de carbonato y óxido, rompen los residuos de polímeros o estimulan formaciones de carbonato ácido fluorhídrico (HF) para eliminar el daño aluminosilicato (principalmente arcillas) de formaciones de arenisca.

El fluido de tratamiento principal es elegido para pasar por alto, disolver o eliminar el daño principal. Si se sospecha de daños múltiples, puede ser necesario utilizar varios fluidos principales o para combinar las funciones enumeradas en un único fluido; sin embargo, en la combinación de fluidos y funciones, se debe tener cuidado para mantener la eficacia de cada uno y evitar incompatibilidades.

Los disolventes se seleccionan cuando se sospechan depósitos orgánicos. Si es posible, el disolvente se debe evaluar en el laboratorio con muestras del depósito. Varios oxidantes se han reportado para su uso en la estimulación de pozos. Debido a que el polímero se introduce generalmente en el pozo durante las operaciones de perforación o de terminación, su identidad es bien conocida. Un oxidante eficaz puede ser evaluado en el laboratorio usando este conocimiento. Además, el efecto de otros componentes del fluido, materiales así y minerales de formación sobre el oxidante debe evaluarse. Removedores Escala asimismo se pueden evaluar en el laboratorio con muestras de depósitos de cal. El tiempo de reposo y la concentración de producto químico puede ser optimizado con estas pruebas. Un inconveniente de estas formas de estimulación es que son eficaces contra una gama limitada de dañar los materiales. Si el diagnóstico daño es incierto, un tratamiento más amplio espectro puede ser indicada.

Estimulación ácida se realiza para eliminar o pasar por alto una serie de daños y perjuicios. Cuando se utiliza para eliminar las incrustaciones de polímero o residuos de carbonato, ácidos actúan de forma similar a los productos químicos de tratamiento discutidos previamente. Los ácidos también se utilizan para estimular la región cerca del pozo del depósito. En carbonatos, HCl o ácidos orgánicos (fórmico o acético) se utilizan para grabar trayectorias conductoras entre el pozo y la formación. En areniscas, mezclas de HCl y HF (ácidos de barro) se utilizan para eliminar el lodo de perforación, multas de formación, las multas generadas durante la perforación y la perforación de residuos. Estos materiales son por lo general más difícil de definir o muestra que otras formas de daño.

Debido a que los ácidos son eficaces contra varios tipos de daños y son de bajo costo, que se utilizan en la gran mayoría de estimulaciones matriciales. Como resultado, más esfuerzo se ha invertido en la ingeniería de los tratamientos con ácido. En el resto de este capítulo, la atención se centra en la matriz de la ingeniería de acidificación tratamientos, pero los conceptos discutidos se aplica a todos los tipos de estimulación de la matriz.

Formulación de fluidos para la estimulación ácido matrizLa formulación de fluidos para la estimulación ácido matriz incluye la selección del ácido principal y la identificación de la necesidad de preflushes y overflushes. Figura 13-4 muestra un árbol de decisión para la selección de líquido en areniscas y carbonatos. La selección del fluido depende del tipo de daño, litología, mineralogía y tipo de bien. También se basa en la experiencia de campo y laboratorio y se puede derivar de un experto problemas sludging sistema y humectabilidad. Para eliminar el daño, el fluido de tratamiento debe estar en contacto íntimo con el daño. Esto requiere una formación humedecida con agua y el desplazamiento de aceite de las gargantas de poros. Por lo tanto, preflushes utilizados en pozos de petróleo pueden incluir un disolvente orgánico o cloruro de

amonio con agentes tensioactivos y / o un disolvente mutuo para eliminar los hidrocarburos pesados de la zona de pozo y asegurar un ambiente húmedo agua.

La formulación de ácido principal se basa en el tipo de formación que ser estimulado. Directrices de formulación se basan en estudios de la química reacción ácido-mineral. Un breve repaso de las principales consideraciones en formulaciones de ácido sigue.

Fundamentos de la química ácido-rockCapítulo 16 presenta una discusión detallada de la química y física asociada con acidificación. Una apreciación de los puntos clave en el capítulo es necesario entender el proceso de selección del fluido.- Tipos y la cinética de fuego para los carbonatos

HCl se utiliza para la acidificación carbonato, ya que se disuelve fácilmente calcita y dolomita.La reacción de piedra caliza (carbonato de calcio, 

Para la dolomita, la reacción se convierte

CaMg (CO 3) 2 + 4HClCaCl 2 + de MgCl 2 + 2H 2 O + 2CO 2

Normalmente, el daño de formación no se disuelve sino más bien por alto para producir nuevos canales de flujo (agujeros de gusano) y / o una superficie grabada en fisuras, dando como resultado una caída de presión reducida (disminución en el efecto de la piel). El patrón de agujero de gusano se crea debido a que el ácido altamente reactivo entra en los más grandes gargantas de poros, cavidades y / o fisuras y esencialmente les agranda. El número de agujeros de gusano es una función de la distribución de tamaño de poro (Schechter y Gidley, 1969).

Reacción ácida con yacimientos carbonatados se rige por tres mecanismos: wormholing, compacto y de disolución de flujo radial. Cada modo se produce bajo ciertas condiciones. Por ejemplo, en tasas bajas de inyección, disolución compacta se produce cuando se disuelve la cara de formación para agrandar el pozo. Si el caudal se incrementa hasta donde el número de Peclet (una función de la velocidad de inyección, la concentración de ácido y la velocidad de difusión) es de aproximadamente 1, a continuación, wormholing iniciados. Si la tasa se incrementa significativamente, el flujo radial domina en una manera similar a areniscas. Wormholing probablemente ocurre en la mayoría de los tratamientos debido a la heterogeneidad de los carbonatos; es decir, normalmente existen poros ladrón donde wormholing iniciados.

En los casos en que la temperatura supera los 400 ° F [205 ° C] (donde inhibidores de la corrosión son ineficaces en HCl), ácidos orgánicos (acético o ácido fórmico) se utilizan.

La reacción de HCl con calcita está limitada difusión (es decir, la masa-transporte limitado). La etapa limitante en la reacción de disolución es la difusión de ácido (ion hidronio, H 3 O +) a la superficie de la

calcita. Una vez que el H 3 O + contacto con la superficie de la calcita, la reacción se produce muy rápido. La reacción de HCl con dolomita es limitada difusión a temperaturas superiores a 150 ° F [65 ° C] y limitada por la velocidad de reacción de la superficie (es decir, la difusión no es la etapa más lenta) por debajo de esta temperatura. Por lo tanto, debido a la cinética de difusión limitada de HCl en calcita, agujeros de gusano pueden normalmente ser formadas fácilmente a través de la zona dañada (2 a 3 pies radialmente).

- Tipos y la cinética de ácido para areniscasMezclas de ácidos barro de HF y HCl se utilizan para la acidificación de piedra arenisca. A diferencia de acidificación carbonato, agujeros de gusano no se crean en las areniscas. En una piedra arenisca típica, 80% del flujo radial puede ser a través de 20% de los poros (los poros más grandes). El daño se elimina de los poros más grandes, dando como resultado una reducción efecto de piel pero posiblemente no restauración de la permeabilidad natural de la formación.La reacción principal de la IC con granos de cuarzo (sílice pura) se expresa en los dos siguientes

equilibrios:

SiO 2 + 4HF SiF 4 + 2H 2 O

SiF 4 + 2F -   SiF 6 2 -

En este último, tetrafluoruro de silicio se combina con fluoruro para producir hexafluoruro de silicio.Las formulaciones de ácido lodo convencionales (12% HCl 3% HF y 6% de HCl 1% HF) utilizado

enacidificación de la matriz se disuelve poco cuarzo. La intención de acidificación de la matriz de arenisca es disolver las arcillas y otros materiales dañinos, dejando la matriz de piedra arenisca sin ser molestados.

Aunque la reacción primaria de HF con sílice es simple, la reacción con limo y arcilla es más compleja.

Para aluminosilicatos (arcillas y feldespatos), la reacción primaria es

M z Al x Si y O (z / 2 + 3 x / 2 + 2 y) + 6 (x + y) HF → x AlF 6 3- + y H 2 SiF 6 + (z / 2 + 3 x / 2 + 2 y) H  2 O +

(3 x - z) H  + + z M +

donde M es un átomo de metal (por ejemplo, Na o K).Los productos de reacción Alf 6 

3- y H 2 SiF 6 continúan para reaccionar con los aluminosilicatos para formar gel de sílice sobre la superficie de la arcilla (Crowe, 1986).

Un ejemplo de tal reacción secundaria es 2 y H 2 O + (x + z) H  + + x / 3H 2 SiF 6 +M z Al x Si y O (z / 2 + 3 x / 2 + 2 y) →

(Y + x / 3) Si (OH) 4 + x AlF 2+ + z M + +(X / 6 + z / 2) H 2 O

Teóricamente, otras reacciones secundarias pueden producir sólidos de fluorosilicato de aluminio, que pueden ser perjudiciales. Por lo tanto, existe un potencial para la generación de productos de reacción dañinos, aunque los efectos son normalmente mínima.

Aunque HCl acelera la reacción de HF con minerales silíceos (limo y arcilla), la reacción es mucho más lenta en comparación con la de HCl reaccionar con calcita. La reacción se limita la velocidad de reacción (es decir, numerosas colisiones de F - con la superficie del mineral deben ocurrir antes de que ocurra una reacción) y, sin embargo los resultados en la mayor parte del HF reaccionar dentro de la primera pie del pozo. Esto se produce debido a la gran superficie del limo y arcilla. (Cinco gramos de arcilla de esmectita tiene la superficie de una cancha de baloncesto.) Ácidos Retrasado se han desarrollado para producir la penetración del ácido vivo más profundo (Thomas y Crowe, 1981).

• Compatibilidad con ácido y la formación

Hidróxido de hierroLa precipitación de hierro (férrico, Fe 3+) de hidróxido (Fe (OH) 3) se puede producir durante la arenisca y la acidificación de carbonato cuando el valor

de pH es superior a 2,2. Fuentes de hierro en la formación y los tubulares son clorito, siderita, hematita y el óxido. El hierro ferroso (Fe 2+) no es un problema en la acidificación piedra arenisca porque hidróxido ferroso no precipita hasta que el valor pH es superior a 7,7. Aunque la formación de complejos de fluoruro de hierro aumenta el pH requerido para la precipitación, agentes de control de hierro se recomiendan en todas las etapas de ácidos durante arenisca y acidificación de carbonato (Crowe, 1985).

El hierro también aumenta la tendencia de aceite para formar películas rígidas y emulsiones con ácidos. Estos problemas pueden resultar en daños a la formación y los trastornos de las instalaciones, cuando la producción de los pozos después de acidificación.

Ácido vivo o parcialmente al ácido completamente gastado en ocasiones forma una emulsión con aceite crudo o condensado, lo que resulta en el flujo de dos fases y una disminución de la producción. Además, sludging puede ocurrir debido a la coagulación de asfaltenos taponamiento gargantas de poros. Ambas emulsiones y sludging se pueden evitar mediante la adición de la sustancia química apropiada determinada a partir de pruebas de laboratorio. En casos severos, ácidos orgánicos reemplazan ácidos minerales para disminuir emulsión y tendencias sludging. Preflushes de disolventes o de potasio o cloruro de amonio con disolventes mutuos se utilizan para separar el aceite crudo a partir de los fluidos ácidos.

Los carbonatosLa formulación de ácidos de carbonatos es relativamente simple debido a que la mayoría de los productos de reacción es simplemente cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, que no se someten a reacciones adicionales. Sin embargo, hay numerosos minerales (limo y arcilla) en la mayoría de los carbonatos que son insolubles en HCl. El material insoluble normalmente fluye de vuelta a través de grandes agujeros de gusano o fisuras y no es un problema.

Además, los ácidos seleccionados para la acidificación carbonato deben ser compatibles con los fluidos de la formación. Garantizar la compatibilidad aceite ácido se discutirá más adelante y en el capítulo 15.

AreniscasLa sensibilidad de una formación de arenisca a un fluido de tratamiento de la matriz depende de la mineralogía de la formación, tipo de daño, productos de reacción, la temperatura y la permeabilidad. Como regla general, cuanto más limo, arcilla y feldespato y menor es la permeabilidad, mayor es la sensibilidad de la formación. La cantidad de precipitado formado es proporcional a la cantidad de material rápidamente HF soluble en la actualidad, y el impacto del precipitado en el taponamiento es mayor a menor permeabilidad. Además, la migración de finos y la formación de precipitados durante un tratamiento crean más problemas en formaciones de baja permeabilidad. Por lo tanto, la sensibilidad está relacionada con problemas químicos y mecánicos en areniscas.

Aunque la sensibilidad no puede ser eliminado completamente, el objetivo es reducir al mínimo mediante la selección de fluidos con la mayor compatibilidad posible con la formación. La mineralogía de la formación juega un papel importante en la sensibilidad a la formación y selección de fluido. La solubilidad de los minerales en una piedra arenisca depende de su ubicación. Arcillas son authigenic revestimiento del poro y entran en contacto con el fluido de tratamiento, mientras que las arcillas detríticos fueron depositados con la arena original y no están completamente expuestos a los fluidos de tratamiento. Una discusión de los minerales más importantes reactivos en una piedra arenisca sigue.

La solubilidad de la formación en HCl normalmente se considera que representa el contenido de carbonato de la arenisca. Esta suposición es incorrecta, donde otras especies solubles en ácido están presentes (por ejemplo, clorito, zeolitas, óxidos y sulfuros). Si la solubilidad del ácido es superior al 20%, no se recomienda la IC. Carbonato en exceso puede reaccionar con el HF para precipitar el fluoruro de calcio, y pasó HF pueden reaccionar para formar hexafluosilicate calcio. Clorito arcilla y algunas zeolitas (silicatos de calcio / sodio / potasio de aluminio hidratado) son parcialmente solubles en HCl y pueden causar graves enchufar de la migración de su residuo. Precauciones especiales deben ser tomadas en el tratamiento de las formaciones con estos minerales (véase el Capítulo 18). Así, en la acidificación de la piedra arenisca, una HCl (o ácido orgánico) de pre-limpieza se utiliza por delante del ácido barro.El contenido de limo y arcilla se puede determinar en el laboratorio mediante la disolución de una

muestra de núcleo en ácido barro. La diferencia entre el ácido barro y solubilidades HCl es el limo y arcilla contenido aproximado. Aunque es importante conocer la cantidad y el tipo de la actual limo, feldespato y arcilla, puede ser igualmente importante saber su posición en la formación.

Reacciones secundarias pueden ocurrir para formar precipitados en la piedra arenisca, si no se toman precauciones (ver el "tipo de diseño" análisis de la sección 13 a 5,3). Precipitados potenciales son como sigue.

Fluosilicatos (SIF 6 2-) son los precipitados más perjudiciales producidos en acidificación de la matriz de arenisca.  Fluosilicatos sodio, potasio y calcio (Na 2 SiF 6 2-, K 

2 SiF 6 2- y CaSiF 6 2-, respectivamente) son extremadamente insoluble y se forman cuando el agua de formación o contactos de sodio / potasio / calcio salmuera pasaron ácido barro.  Ellos

son evitados por prellenado con un fluido compatible tal como cloruro de amonio o HCl y luego overflushing.

Formas de fluoruro de calcio a partir de la reacción de HF con calcita si HCl adecuada (o ácido orgánico) no se inyecta por delante del ácido barro. No es necesario para disolver todo el calcita. Como se informó por Walsh et al. (1982), tanto como 6% de calcita puede permanecer y no causar la precipitación de fluoruro de calcio o fluoruro de aluminio.

La precipitación del fluoruro de sales de aluminio de aluminio (AlF 3) e hidróxido de aluminio (Al (OH) 3) (Walsh et al., 1982) se puede evitar mediante el mantenimiento de un pH bajo (menos de 2). En adición, la reacción terciario de cationes bifluoruro de aluminio con limo y arcilla puede ocurrir muy

lentamente a temperaturas superiores a 200 ° F [95 ° C] o con formulaciones de ácido barro retrasados que contienen AlCl 3. La adición de más de Al a los resultados de formulación de ácido barro en Al saturación y precipitación. Este proceso consume ácido, resultando en un aumento del pH y la precipitación de silicato de aluminio y / o especies de fluoruro. Ácido acético cítrico se ha utilizado con éxito en tratamientos a complejo de aluminio y tamponar el pH por debajo de 2, evitando así la precipitación (Rogers et al., 1998).

Se forma un precipitado de sílice hidratados en todos los tratamientos con ácido de barro, pero normalmente no es un problema ya que se produce durante la reacción de ácido topoquımica barro pasado con la superficie de la limo y arcilla. El precipitado no es móvil al igual que otros precipitados. Sin embargo, HCl adecuada debe estar presente para dar cuenta de este proceso, ya que consume ácido que puede resultar en la precipitación de otras especies.

Directrices de selección de fuego para los carbonatos Selección de temperatura-ácido depende en gran medida de la temperatura debido a limitaciones de inhibición de la corrosión. Por ejemplo, a temperaturas superiores a [150 ° C] 300 ° F, 28% HCl no se puede utilizar debido a la corrosión excesiva mientras que 15% de HCl se puede utilizar. Por encima de 400 ° F, ácido orgánico o fluidos que contienen ácido etilendiaminotetraacético (EDTA, un disolvente no reactivo ácido) se puede utilizar. Además, emulsionan ácido o HCl con un retardador se utiliza para aumentar la penetración. Mineralogía-calcita y dolomita reaccionan de manera diferente con ácidos. Formulación de ácido debe ser optimizado para conseguir las características de reacción y de penetración deseada en cada formación. Los carbonatos comúnmente contienen minerales insolubles (limo y arcilla) que se liberan durante acidificación. Cuando esto ocurre, se requiere un agente de suspensión de sedimentos junto con N 2 en los pozos donde el ácido gastado no fluirá hacia atrás de forma natural (gradiente de presión de menos de 0,46 psi / ft). Penetración Petrophysics Acidos y la cantidad de daño dependen del tipo y la distribución de la porosidad. Por ejemplo, un altamente vugular, highpermeability o carbonato fisurada por lo general está dañado severamente durante la perforación y terminación debido a los sólidos. Los intentos de obtener una penetración profunda (mayor que 5 pies) puede ser difícil, con los agujeros de gusano cortas pero amplias formadas. Se requiere un ácido emulsionado, retrasados o espuma para lograr una penetración profunda. Porque gran parte de la porosidad (hidrocarburos en su lugar) se encuentra en la red vugular o fisura, es esencial para eliminar el daño y restaurar la comunicación con el pozo. Como se dijo anteriormente, un agente siltsuspending en un ácido gelificado o no gelificada y N 2 se recomiendan para eliminar el lodo de perforación y terminación de los sólidos. Directrices de selección de ácido para areniscas Selección de temperatura-Acid depende sólo ligeramente de la temperatura debido a las concentraciones de ácido más bajos se utilizan normalmente (es decir, la corrosión no es un problema importante). La sensibilidad de una formación de arenisca aumenta con la temperatura debido a la rápida gasto de HCl y ácido barro y generación de finos de móviles en el pasado ácido; sin embargo, la sensibilidad resultante de productos de reacción de precipitación disminuye con la temperatura debido a su mayor solubilidad. Estos procesos tienden a contrarrestar el uno al otro, lo que resulta en poca dependencia de la temperatura. Mineralogía Mineralogía-arenisca es el factor más importante a considerar en la selección del fluido debido a la posible formación de precipitados. Debido a la gran superficie de limos y arcillas, más ácido barro reacciona rápidamente para generar una mezcla compleja de compuestos. Numerosas directrices se han desarrollado a partir de la experiencia de campo y los datos de laboratorio (Fogler et al., 1976; Walsh et al., 1982; McLeod, 1984; Ayorinde et al., 1992; Gdanski, 1996), y su uso ha mejorado los resultados de campo.Además, la penetración de ácido es altamente dependiente de la mineralogía debido a la gran superficie de limos y arcillas.

Petrofísica, como en carbonatos, la penetración de ácido y la cantidad de daño dependen del tipo y la distribución de la porosidad. Areniscas fisuradas no son comunes en la mayoría de los candidatos de la matriz, pero pueden estar presentes en las formaciones del sótano y áreas geotérmicas. Un agente de limo-suspensión en ácido y N 2 se recomiendan para eliminar el lodo de perforación y terminación de los sólidos. Aunque HCl se puede utilizar exclusivamente en esta operación, se recomienda ácido barro para ayudar a la eliminación de daños y dispersión.

La sensibilidad de una piedra arenisca depende de la permeabilidad de la formación. Debido a que la permeabilidad es una función del tamaño de los poros, areniscas de baja permeabilidad son más sensibles que las areniscas de alta permeabilidad para una mineralogía dado. Por lo tanto, la permeabilidad debe ser considerado en la selección de líquido.Directrices para la selección ácido barro y la selección HCl están en el Capítulo 18 (Ayorinde et al., 1992). A pesar de que proporcionan una guía general útil, formulaciones de ácido deben ser optimizados sobre la base de una evaluación de la formación detallado (Davies et al., 1992; Nitters y Hagelaars, 1990).

La selección de líquido pre-limpiezaEl pre-limpieza tiene tres funciones importantes. Un pre-limpieza de un fluido no reactivo se bombea inicialmente para asegurar que la inyección se puede producir a una velocidad y presión aceptable. En algunos pozos de petróleo, es aconsejable inyectar una pre-limpieza formulado para eliminar el aceite de la región cerca del pozo y dejar los minerales y daños en una condición humedecida con agua. Esto aumenta la velocidad de ataque de los ácidos. Un disolvente o soluciones que contengan disolventes mutuos se pueden inyectar para este propósito.Gidley et al. (1996) defendió el uso de dióxido de carbono como un pre-limpieza en pozos de petróleo para eliminar el aceite y aumentar la eficacia de ácido. Cuando acidificación con ácido barro, un ácido (HCl o ácido orgánico) de pre-limpieza se utiliza para eliminar el carbonato de calcio y carbonato de hierro u óxido de la región cercana al pozo. Esto ayuda a eliminar fluoruro de calcio y los problemas relacionados con la incapacidad hierro. Una vez que la inyección es aceptable y la formación está en la condición adecuada, el fluido de tratamiento principal se puede inyectar. El fluido de tratamiento principal normalmente contiene HF y se desplaza en el depósito por un fluido sobredesplazamiento.

Desviar la selección de agenteEl daño no uniforme y la heterogeneidad de la permeabilidad en zonas específicas causan el tratamiento de fluidos para entrar preferentemente zonas ladronas. El resultado es la eliminación daño no uniforme y el fracaso económico en la mayoría de los casos. Capítulo 19 direcciones tratamiento colocación de líquidos (desvío) en detalle. Simuladores numéricos pueden modelar este proceso y ayudar a la optimización del tratamiento (Bartko et al., 1996). La heterogeneidad de las zonas de pago requiere que la desviación y fluidos de tratamiento deben ser compatibles con los sistemas químicos utilizados en el proceso.

Los desviadores se utilizan para ayudar a controlar la distribución de ácido en el pozo. Los cuatro tipos generales son agentes (60 mm), partículas (de 4 a 60 mm), soluciones viscosas (geles) y espumas puente. Agentes puente son relativamente grandes partículas que se utilizan para cubrir el rostro de fisuras en formaciones carbonatadas; las partículas son partículas más pequeñas que se utilizan en areniscas. Para las partículas, el tamaño y la composición son los parámetros clave (Crowe y Cryar, 1975). Las partículas deben ser de un tamaño para formar una torta de filtro externo en la formación y deben ser solubles en los fluidos producidos (King y Hollingsworth, 1979). Viscosificadores deben ser lo suficientemente estable como para proporcionar una resistencia significativa a fluir, pero deben degradarse rápida y completamente para que no impidan la producción. Viscosificadores se utilizan normalmente en las formaciones de carbonato. Las espumas se realizaron mediante la adición de un agente tensioactivo de formación de espuma al ácido o salmuera y mezclarlo con N 2. El material de formación de espuma debe ser estable en el líquido

que se mezcla en, y suficiente N 2 debe estar disponible para asegurar una espuma con un 65% a 70% (volumen de gas) la calidad de fondo de pozo (Thomas et al., 1998).

Todos los tipos de desviadores se pueden inyectar de forma continua con el ácido o realizaron en segmentos discretos de la secuencia de inyección. La concentración también puede ser variada según sea necesario. La experiencia puede proporcionar orientación en cuanto a qué método funciona mejor, o un modelo numérico se puede utilizar para optimizar el proceso de desvío.

La selección del fluido de pos-limpiezaUna de pos-limpieza se utiliza casi siempre para extraer el líquido reactivo (y corrosivo) de la tubería y maximizar el contacto del fluido principal con el área nearwellbore. La decisión para inyectar un fluido de pos-limpieza depende del tipo de estimulación. Si el daño disuelto o dispersado tiene el potencial de dañar la formación si se desplaza radialmente dentro de la formación, la inyección en el depósito debe ser evitado (por ejemplo, disolvente de parafina, fluidos barro / limo dispersantes no sería overflushed). En el otro extremo se encuentra acidificación HF piedra arenisca en la que el sobredesplazamiento es esencial para asegurar que la precipitación secundaria ocurre en lo profundo en el depósito, donde el impacto sobre la productividad se reduce considerablemente. Los daños en la zona cerca del pozo puede disminuir significativamente la producción mediante la restricción de flujo en la formación; sin embargo, un 6-in. collar con daños 80% reducirá la producción de sólo un 10% de ser ideal si se encuentra más de 3 pies radialmente desde el pozo (Fig. 13-5).

Un sobredesplazamiento también se utiliza comúnmente para desplazar HCl en una formación de carbonato para mejorar la penetración del ácido en vivo. Después del tratamiento, el pozo se limpia haciendo fluir los fluidos reaccionado a la superficie junto con el daño no disuelto (es decir, fluido de perforación, la escala, parafina y asfaltenos). • aditivos fluido de tratamiento Matrix

Capítulo 15 ofrece una discusión detallada de los aditivos requeridos en los fluidos de la matriz. Los aditivos son

mezclado con el fluido de tratamiento para modificar una propiedad (por ejemplo, la corrosión, la precipitación, la emulsificación, sludging, descamación, la migración de finos, arcilla hinchable tendencia, la tensión superficial, el flujo por capa, la presión de fricción). La breve discusión que sigue pone de relieve la optimización de los resultados del tratamiento. La mayoría de los aditivos no dependen del tipo de formación, sino más bien de las condiciones de depósito (es decir, tipo de hidrocarburos y temperatura).

Todos los aditivos deben ser probados para la compatibilidad para asegurarse de que son químicamente compatibles con los demás aditivos utilizados en una etapa de fluido particular.Además, las etapas que estarán en contacto entre sí en el pozo deben ser probados para la compatibilidad. Etapas espaciadores compatibles se pueden utilizar si los fluidos incompatibles deben ser bombeados, pero la eliminación de las incompatibilidades se prefiere si es posible. Tipos de aditivos son los siguientes:

-Diferentes inhibidores de inhibidores de la corrosión se requiere la corrosión por ácido para todos los ácidos inorgánicos y orgánicos. En la selección de un inhibidor y nivel de concentración, es importante darse cuenta de que HF parcialmente gastado todavía puede ser altamente corrosivo. Prácticas recomendadas para las pruebas de inhibidores de corrosión y métodos de fuego para el manejo regresaron producción de ácido se han publicado (NACE International, 1995). Se utilizan disolventes generales disolventes aromáticos propósito basado en xileno ampliamente como preflushes. En algunos casos, los datos de tratamiento muestran una reducción significativa de la presión de inyección con el uso de un disolvente. Preflushes disolvente también

pueden ayudar a prevenir la interacción con el aceite de formación mediante la separación del petróleo crudo y acuosa tratamiento de fluidos. Se requieren estabilizadores-Aditivos para controlar el hierro de hierro en todos los tratamientos con ácido. Se pueden agrupar en tres categorías: tampones mantienen el valor del pH de menos de 2,2, y el tampón más común es el ácido acético, que ayuda a la precipitación de óxido de reprimir a temperaturas inferiores a 125 ° F [50 ° C]; agentes quelantes o complejantes enlace con el hierro y suprimir otras reacciones y se utilizan para prevenir la precipitación y sludging (Crowe, 1985); y agentes reductores evitar la oxidación del hierro ferroso a férrico a partir de (Crowe, 1985). El hierro ferroso es menos probable para precipitar y formar lodos. Tensioactivos Los agentes tensioactivos se utilizan para reducir la tensión superficial de aceite / agua, asegurar la humedad del agua, evitar el lodo y estabilizar espumas. Se recomiendan en la mayoría de los tratamientos con ácido para resolver uno o más problemas potenciales. Pequeñas concentraciones (por ejemplo, 0,2% a 1%) de los tensioactivos son suficientes. Los tensioactivos también se usan como dispersantes para mantener los materiales (aceite o sólidos) dispersadas en el fluido de estimulación y como nonemulsifiers para ayudar a prevenir la interacción de emulsiones aceite-ácido. Disolventes mutuos disolventes mutuos se utilizan para garantizar que la formación permanece húmeda de agua y para reducir la superficie / tensión interfacial. Se recomiendan en la mayoría de los tratamientos con ácido. Se recomienda desviadores-Diversion para todos los tratamientos de la matriz. Los agentes de puenteo de ácido benzoico y sal de roca se utilizan para tender un puente en perforaciones y / o fisuras en las formaciones de carbonato y pozos de inyección. Resinas solubles en aceite (OSR) de tamaño para formar una torta de filtro externo en la cara de formación se utilizan típicamente como desviadores de partículas. Partículas de ácido benzoico pequeños pueden ser utilizados en pozos de inyección realizadas en piedra arenisca y yacimientos carbonatados nonfissured. Polímeros solubles en agua utilizados como desviadores de gel deben ser elegidos cuidadosamente para tener la combinación correcta de estabilidad durante el tratamiento todavía romper lo suficiente para evitar el daño de formación. No deben ser usados en areniscas. Espumas se formulan con tensioactivos y una fase gaseosa (por lo general N 2). Los tensioactivos deben ser compatibles con otros aditivos incluidos en la solución de formación de espuma (Zerhboub et al., 1991). Inhibidores de incrustaciones inhibidores de escala son materiales que suprimen la precipitación de escalas inorgánicos de los fluidos producidos. En general, les son retenidos en la formación y son más eficaces a valores de pH neutros. Se aplican normalmente como un sobredesplazamiento a un tratamiento ácido o mezclados con una salmuera (con o sin N 2) y desplazados en el depósito

cuando la formación de incrustaciones es un problema.

Estabilizadores-En arcilla tratamientos de formaciones de arena de arcilla que lleva, estos materiales poliméricos catiónicos disminuir la migración de arcilla. Son temporalmente eficaz a bajas concentraciones. Estabilizadores de arcilla no impiden limo (por ejemplo, feldespato, mica, cuarzo) Migración (Ezeukwu et al., 1998). Están disponibles en rangos de peso molecular diferentes para formaciones de permeabilidad superiores e inferiores, y deben ser adaptados a la formación para evitar causar daños causados por el taponamiento física de gargantas de poros. Se recomiendan los estabilizadores de arcilla donde la experiencia indica que la migración de arcilla es un problema. Este estabilizador-clase de productos químicos se introdujo Aluminio en el reconocimiento del papel de fluoroaluminatos en la precipitación secundaria en pozos a temperaturas superiores a 200 ° F en areniscas (Gdanski, 1996). Aunque los nuevos productos químicos se han introducido para hacer frente a este problema, el ácido cítrico funciona bien y es económico (Rogers et al., 1998). Se han desarrollado numerosos sistemas retardadores-para retrasar la reacción de ácido en carbonatos y permitiendo una penetración más profunda en el depósito. Las simulaciones se deben realizar para cuantificar su beneficio.

El nitrógeno N-2 se añade comúnmente para el tratamiento de fluidos en los pozos de baja presión para ayudar en la limpieza o para crear un desviador de espuma.

Una vez que los que tratan a las formulaciones de fluidos adecuados se han seleccionado, el horario de bombeo debe ser diseñado.

13-5,3. Bombeo de generación de planificaciones y simulación

El horario de bombeo incluye la secuencia de fluido y desviador de tratamiento y la velocidad de inyección de cada etapa. Se genera el uso de reglas empíricas basadas en la experiencia o los ordenadores campo anterior.

Un simulador numérico puede ser utilizado para simular la eliminación del daño de la piel y evaluar la evolución efecto, el perfil y la cabeza de pozo o la presión de fondo de flujo frente a la tasa de inyección para la programación de bombeo propuesto. El simulador toma en consideración la estrategia de colocación, una parte importante del proceso de diseño. El calendario se puede optimizar el uso de un modelo de yacimiento de una sola fase para alcanzar los objetivos específicos para cada tipo de fluido (Bartko et al., 1996). Este paso permite al ingeniero de diseño para optimizar el programa para obtener los resultados deseados de la manera más rentable. Un diseño de tratamiento no está diseñada de forma sistemática hasta que se ejecuta utilizando un simulador de campo validado. La mayoría de los tratamientos se basan actualmente en reglas empíricas de pulgar.

El proceso de diseño de tratamiento matriz incluye varios pasos. El proceso manual que se discute en detalle en los capítulos 17 a 19 debe entenderse antes de utilizar los programas de diseño asistido por ordenador. Esta sección se centra en el diseño generado por computadora, con énfasis en la entrada requerida y la interpretación de la salida. Una historia de un caso de campo para un piedra arenisca se utiliza para ilustrar la utilidad del procedimiento.• Tipos de Diseño

Los cuatro niveles de diseño de matriz son de diseño fotocopia, diseño asesor, diseño empírico / a base de cinética y diseño basado en geoquímica. Los dos primeros se utilizan para el 98% de todos los tratamientos de la matriz. El alto índice de fracaso se atribuye parcialmente a este enfoque no ingenieril. Una discusión de cada sigue.

Fotocopia de diseño

Un diseño fotocopia se basa en un tratamiento previo tirado desde el archivo o bien un desplazamiento bien presentar. El nombre bien y la fecha se ha cambiado y el tratamiento se someterán a la aprobación o, simplemente procesan y se bombea.

Asesor de diseñoUn diseño de tratamiento asesor se desarrolla sobre la base de las directrices (reglas generales) o experiencia. El diseño puede ser un refinamiento sobre el diseño fotocopia, o puede ser similar a ella. Obviamente, debido a un diseño de tratamiento debe ser de yacimientos y de daño de formación específica, la aplicación del diseño asesor por lo general no es óptima, como se muestra para la historia del caso arenisca.

Arenisca historia-el caso del campo así fue seleccionado previamente como candidato estimulación de la matriz, con arcilla hinchazón y / o daños a la migración de finos. Las pruebas de laboratorio indicaron que el bien debe ser tratada con ácido barro y overflushed con ácido fluobórico. Siguiendo las directrices de la figura. 13-4, se recomendaron 50 gal / pie de HCl y 75 gal / pie de ácido barro. Normalmente, el volumen fluobórico es igual al volumen de ácido barro. Por lo tanto, el horario de bombeo en la Tabla 13-1 se desarrolló.

Simulación del diseño asesor usando el simulador numérico basado cinética descrito posteriormente produjo una disminución en el efecto de piel daño de 206 a 37. Figura de 13-6 muestra adecuada evolución efecto de piel en todas las capas, excepto la capa 4. Sobre la base de la pendiente negativa de la piel evolución efecto en las capas 2 y 4, parece que más ácido lodo debe ser bombeado. El efecto total de la piel daños en función del volumen para el mismo tratamiento se muestra en la figura. 13-7. El cambio en la pendiente durante las etapas de ácido de ácido barro y fluobórico se atribuye al retraso del ácido fluobórico y de la

Tabla 13-1. Diseño Asesor para el caso de

campo de piedra arenisca.

Etapa Fluid Designación de volumen

(bbl / min) (gal)

Pre-limpieza 3% de NH 4 Cl salmuera 1.0 1000

Preflush 7,5% de HCl 1,0 2,000

Principal fluido 12% HCL- 3% de HF barro 1,0 3000

Sobredesplazamiento 3% de NH 4 Cl salmuera 1.0

250

Ácido fluobórico fluido Principal 1.0 3000

cambiar in disponible HF. El ácido fluobórico genera 2,2% HF mientras que el ácido barro contiene HF libre 3% (Thomas y Crowe, 1981). - Diseño empírica / cinética basada en

Un diseño empírico / a base de cinética se produce utilizando un simulador numérico. Como mínimo, el simulador debe ser una de dos dimensiones (2D), simulador de dos fases, de diferencias finitas que permite una configuración de múltiples capas para el cálculo de la presión y la evolución efecto de la piel durante la acidificación de la matriz de areniscas y carbonatos. La disolución de minerales debe ser simulada utilizando los minerales y los ácidos más comunes junto con la cinética de reacción apropiados (velocidad de reacción limitada en areniscas y transferencia de masa limitada en carbonatos con wormholing). Este tipo de simulador correlaciona el cambio porosidad local durante acidizing una modificación local de la permeabilidad y, finalmente, a una piel daños evolución general del efecto por capa. Actualmente, la precipitación no se considera en el simulador empírica / a base de cinética; sin embargo, si se formulan los ácidos correctamente esto no debería afectar a los resultados del tratamiento.

El simulador empírica / a base de cinética puede modelar la eliminación daños y evaluar la piel efecto evolución, perfil y boca de pozo o de presión de fondo de flujo frente a la tasa de inyección para el horario de bombeo propuesto. Este paso permite al ingeniero de diseño para afinar u optimizar el programa para obtener los resultados deseados de la manera más rentable.El simulador debe ser validado utilizando datos de campo para eliminar incertidumbres en los parámetros de diseño (Bartko et al., 1996; Thomas et al., 1998).Antes de utilizar un simulador empírica / a base de cinética, un horario de bombeo preliminar debe

ser generado con un simulador numérico de piedra arenisca de la matriz y la acidificación de carbonatos. Este asesor recomienda volúmenes de tratamiento basados en la penetración de los daños. El diagrama de flujo en la Fig. 13-8 se incorpora en el sistema experto para ayudar a la selección de desvío. El horario de bombeo incluye el tratamiento de la secuencia y la inyección de fluido y tasa desviador de cada etapa. Se genera el uso de reglas empíricas basadas en la experiencia o los ordenadores campo anterior. El calendario se puede optimizar con un modelo de yacimiento de una sola fase para alcanzar los objetivos específicos para cada tipo de fluido (Perthuis et al., 1989).

Historia-El horario de bombeo caso del campo de la piedra arenisca se muestra en la Tabla 13-2 se generó usando el simulador numérico descrito en esta sección. La entrada de objetivo al modelo era un

efecto de piel daños objetivo por capa de aproximadamente 10% de la original para el sistema de ácido barro. Este diseño es aproximadamente dos veces el volumen del diseño asesor precedente.

Tabla 13-2. Bombeo programación

generada por el simulador para el caso del

campo de la piedra arenisca.

Etapa Fluid Designación de volumen

(bbl / min) (gal)

Pre-limpieza 3% de NH 4 Cl salmuera 1.0 1500

Preflush 7,5% de HCl 1,0 5350

Principal fluido 12% HCL- 3% de HF barro 1,0 6660

Sobredesplazamiento 3% de NH 4 Cl salmuera 0.8

840

Ácido fluobórico fluido Principal 0.8 5050

Para comprobar la validez del simulador, se simuló el tratamiento real realizado en el pozo. El horario actual de bombeo se muestra en la Tabla 13-3. El simulador empírica / basada en cinética produjo un efecto de piel daño final de 14,2; el efecto real de la piel daños fue de 11,4 desde una prueba de presión transitoria después del tratamiento. Por lo tanto, el simulador predijo una reducción del 93% en el efecto de la piel daños mientras que la reducción real efecto de piel fue del 94%, lo que indica la validación del modelo. La buena acuerdo de la evolución simulada efecto de piel del tratamiento con los resultados de las pruebas transitorias de presión real se muestra en la Fig. 13-11. El / La figura simulación empírica basada en cinética numérica 13-12 muestra el programa excelente bombeo ción efecto de la piel produce una evolución total de la piel daños en cada capa para el tratamiento real. efecto de 16,6 (8% de la piel daño original de la figura muestra 13-13 de la velocidad de flujo en cada efecto de capa) con buena evolución efecto de piel en la capa en comparación con el volumen inyectado. La velocidad de flujo en todo4 (Fig. 13-9). capas cambiado durante el tratamiento; es decir, la tasa

La presión de fondo y velocidad de bombeo están en las zonas ladronas disminuyeron mientras que la tasa se muestra en la Fig. 13-10. El aumento general de a las zonas altamente dañadas aumentó. la presión en los resultados del tratamiento de desviador

- Diseño basado en Geoquímicadeposición. Esto es especialmente domina en el

Un simulador numérico similar a la discutida etapas con la menor cantidad de eliminación de daños para el diseño empírico / a base de cinética se utiliza para (es decir, HCl y ácido fluobórico etapas).

Tabla 13-3. Horario de bombeo real para el

caso del campo de la piedra arenisca.

Etapa Fluid Designación de volumen

(bbl / min) (gal)

Preflush 7,5% de HCl 1,0 4000

Principal fluido 12% HCL- 3% de HF barro 1,0 8000

Sobredesplazamiento 3% de NH 4 Cl salmuera 1.0

500

Ácido fluobórico fluido Principal 1.0 5000

• Estrategia de Colocación

Estrategia de colocación es un paso importante en el diseño de un tratamiento de matriz (véase el Capítulo 19). El objetivo es cómo obtener una penetración uniforme del fluido de tratamiento a lo largo de toda la sección y / o en cada sistema de fractura natural. Si no se logra la cobertura de la zona completa, el potencial de producción total no se puede realizar.

Simulación de la piedra arenisca diseño real sin un desviador indica que las capas 1 y 3 permanecen

•

el diseño basado en geoquímica; sin embargo, la precipitación de productos de reacción se considera y se informó. Esto se logra mediante la incorporación de la química de equilibrio acidificación durante un máximo de 14 elementos y 100 productos de reacción.

Cálculos

Las ecuaciones para calcular la superficie máxima de tratamiento de la presión y la velocidad de inyección se proporcionan en el Capítulo 16 para pozos verticales y horizontales. La tasa máxima de inyección en un pozo horizontal generalmente excede 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

zonas ladronas durante todo el tratamiento (Fig. 13-14). Además, los valores de efecto piel de la capa inferior severamente dañada se reducen a 75 para los tratamientos con desviador y 1250 para los tratamientos sin desviador (Figs. De 13-12 y 13-14, respectivamente). La mala distribución de líquido puede dar lugar a un volumen de exceso de ácido por cada pie de capa en el caso sin un desviador y la eliminación daños a la formación ineficiente. Figura 13-15 de muestra que el efecto final piel daño es 20 en el caso sin un desviador. Aunque esto representa una reducción del 90% en el efecto de la piel y produciría aproximadamente 4.000 barriles al día, el tratamiento actual 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

muy por debajo de la necesaria para la fractura.

un desviador.

desviador añadido a los fluidos de tratamiento mejoró la eficiencia del ácido y el rendimiento así resultante (es decir, añade aproximadamente 1,000 barriles al 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 desde zonas ladronas a las secciones dañadas. (La zona término se utiliza aquí para describir secciones longitudinales de un pozo horizontal, desde el talón hasta la puntera.) 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).

Tubería flexible se utiliza generalmente para superar estos problemas. A diferencia de la tubería convencional, tubería flexible se puede ejecutar fácilmente dentro y fuera del agujero, y el tratamiento de fluido y desviadores puede ser inyectado durante el movimiento (Thomas y Milne, 1995.) La figura muestra 13-17 de la buena evolución efecto de piel obtenido con esta técnica.Inyección por el espacio anular de la tubería flexible y el tubo puede ser necesaria para optimizar la desviación de fluido y debe ser modelada durante las simulaciones.

La técnica de colocación se basa en la información disponible para el pozo.  Por ejemplo, si un registro de producción o encuesta spinner, los registros de barro o un registro para localizar fisuras está disponible, esta información se puede usar para ayudar al diseño del tratamiento. Si una encuesta spinner indica que existe una zona ladrón en el centro de la longitud horizontal, la tubería flexible se puede ejecutar a esa profundidad, seguido de la inyección de un slug desviador. El desviador no se conecta por completo la zona de ladrón, pero disminuye en gran medida el flujo de fluido en la zona. Este proceso se puede repetir según sea necesario sobre la base de la información de los registros de producción y de localización fisura. La tubería flexible posteriormente se puede ejecutar hasta la profundidad total para iniciar el tratamiento. Pausas 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 desviador como se recupera la tubería flexible.

Diversion debe ser alcanzado para asegurar que el fluido de tratamiento se continua removiendo daños en lugar de simplemente se inyecta en una zona ladrón. Técnicas mecánicas (envasadores de pórtico o selladores de bolas) no son prácticos en muchos pozos, ya que se han completado pozo abierto, con revestimientos ranurados o grava para llevar. En terminaciones pozo entubado, un empaquetador de montar a horcajadas se puede utilizar para colocar selectivamente el fluido de tratamiento. En los yacimientos carbonatados, (es decir, ácido benzoico, sal de roca, sistemas de polímeros, perlas de cera) se puede usar un desviador química.

OSR o espuma se utiliza normalmente en las formaciones de arenisca para el desvío. 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 de fondo, dando como resultado la desviación. Aunque OSR un buen desempeño 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 espuma está en pozos de alto agua-corte, donde la espuma enchufes preferentemente la zona de agua, permitiendo que el ácido principalm ente reticulado gelificado desviador ácido.

fluir 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 la espuma y se reticula temporalmente polímero (Saxon et al., 1997). Este enfoque elimina la lenta limpieza experimentado después de los tratamientos convencionales y los resultados de buena cobertura de la zona en pozos verticales y horizontales.

Modelado de la 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 en siluro de alta permeabilidad o calizas altamente fracturado puede ser ineficiente. Bullheading ácido con un desviador normalmente resulta en una mala cobertura más allá de 200 a 300 ft. Al parecer, el ácido crea rápidamente una zona ladrón en la entrada a la zona, y las técnicas de desvío de productos químicos convencionales son ineficaces (Fig. 13-16). Si se utiliza tubería flexible, un desviador se puede colocar a través de una zona de ladrón conocido seguido ejecutando la tubería flexible a la profundidad total. Acid se bombea entonces como se retira la tubería flexible, y una babosa desviador se inyecta cada 100-200 ft 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 de muestra los resultados de una simulación numérica, lo que indica la desviación desde el talón (es decir, la zona 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.Figura 13-18 de muestra una mala distribución de ácido por zona cuando se utiliza la técnica bullheading, mientras que se logra el objetivo del tratamiento cuando se usa la colocación de tubería flexible (es decir, la estimulación adecuada de zonas dañadas 2 y 3). Las historias de casos reportados en la barra lateral 13E apoyan los resultados de las simulaciones.

13 E. Colocación historias de casos de estudio

Los siguientes estudios de colocación son los resultados de los trabajos reportados por

Thomas y Milne (1995). 0 0 BWPD 20000

Horizontal Bueno aceite 1: Técnica bullhead

Horizontal Bueno inyección 1 se completó en una formación de

piedra caliza con 1800 pies de 5 1/2 -en. ranurado forro interior de un

8 uno / dos - en agujero descubierto.. El pozo inicialmente aceptó 1.000

BWPD. Debido a los daños lodo de perforación era

sospecha, el pozo se acidificó con 90.000 litros de HCl al 15% a 25 bbl / min utilizando

la técnica del siluro. Diversion no se utilizó en el 50 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 desviador se utilizó en este tratamiento, la adición de

desviadores de ácido o sal de roca benzoico convencionales se predijo que

no

mejorar la cobertura de la zona de manera significativa. Esto se basó en resultados

similares observados en pozos verticales completó en zonas de piedra caliza largos 100

ACIDized utilizando una técnica siluro con el desviador. Por lo tanto, el

tratamiento de acidificación utilizando la técnica bullheading no era

eficaz en la obtención de cobertura zonal como se predijo por el

trabajo de modelado.

Inyectividad en Pozo 1 disminuyó durante el siguiente período de 2

meses a 12, 000 BWPD. El pozo fue tratado posteriormente con

26.000 galones de HCl (15 gal / pies) utilizando tubería flexible sin un

desviador, y la inyección fue restaurado a 15.000 BWPD. Aunque la

inyección no se restableció a la

15

0 nivel original, se mantuvo durante 1 año, lo que era indicativo de un fluido aceptar área de superficie más grande.

Horizontal Bueno aceite 2: tubería flexible con desvío de espuma

Bueno 2 se completó con un 4 un / 2 -. En ranurados forro en dos

secciones de la piedra caliza Árabe D para producir 2378 pies de

orificio horizontal. La sección superior fue de aproximadamente

1,500 pies de largo con una barrera de 100 pies que desciende

a la piedra caliza inferior Árabe D con aproximadamente 780 pies de

agujero. El 200 también se acidificó usando 25 y 20 gal / ft de 15% HCl en las secciones

superior e inferior, respectivamente. El volumen más grande en la sección superior se

utilizó debido al tiempo que la exposición prolongada a lodo de perforación y

sospecha mayor daño.

El tratamiento se realizó mediante la ejecución de 1 1 / dos -en. tubería flexible en la figura 13E-1. de registro de inyección de post-tratamiento de un hori el agujero hasta la profundidad total, seguido por la carga del agujero con

diesel. HCl zontal así acidificó mediante la técnica del siluro.13 E. Colocación historias de casos de estudio (continuación)

a continuación, se inyectó en el 2,5 bbl / min mientras que la tubería flexible se retiró para dar los galones apropiadas 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 de

que se retiró 50 pies, la tubería flexible se detuvo y 65% de espuma de calidad se inyectó 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 última etapa ácida, la tubería flexible se ha ejecutado

hasta la profundidad total y la sección horizontal se desplazó con diesel.

Antes de la acidificación de producción el pozo no fluiría, aún después del tratamiento era de 2484 barriles al día en el que

fluye 1,318 psi presión de la tubería. 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 pie de la sección horizontal). La clave del éxito acidificación

pozo horizontal al parecer no era el volumen de ácido, pero las técnicas de colocación y de desviación.

Horizontal Bueno aceite 3: tubería flexible con desvío ácido temporalmente reticulado

Bueno 3 se completó pozo abierto en la piedra caliza Árabe D con 1000 pies de orificio horizontal. Al finalizar inicial se realizó

un tratamiento con ácido bullhead para 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

pozo se acidificó mediante la colocación de tubería flexible para inyectar 10 gal / pie de HCl al 15% con dispersantes limo y 4

gal / pie de HCl temporalmente reticulado (Saxon et al., 1997). El tratamiento se llevó a cabo mediante la ejecución de tubería

flexible en el agujero hasta la profundidad total y luego inyectar 6,3 gal / pie de HCl mientras que la retirada de la tubería flexible

desde 10.553 a 10.353 pies. Este proceso se repitió durante la ejecución hasta la profundidad total (10.553 pies). Siguiente un

desviador HCl reticulado temporalmente se inyectó mientras tira fuera del agujero de 10.353 pies, que luego se repitió 3 veces

para obtener una buena cobertura. Una vez que la tubería flexible llegó a 9753 pies, se retira mientras se inyecta HCl.

El registro de la producción después del tratamiento en la Fig. 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 producción no podía ir más allá de 800 ft.) Este perfil

de flujo favorable es completamente opuesta a la de la Fig. 13E-1, que muestra una mayor parte del flujo procedente de cerca

del talón del pozo. La colocación de tubería flexible complementado por un desviador ácido temporalmente reticulado parecer

produjo una mejor cobertura.

Figura 13E-2.

100 Post-tratamientoregistro de producción

80 de un horizontalasí ACIDized

60 utilizando espiraltubos y temporalmente

40

reticuladoDesvío HCl.

20

0

9500 9650 9750 9850 9950 10050 10150 10250 10350

Profundidad medida (pies)

Tubería flexible con desvío ácido temporalmente reticulado: aceite de Wells 4, 5 y 6 Horizontal

Wells 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 de

4 a 5 gal / ft de temporalmente reticulado desviador HCl.

El tratamiento se realizó mediante la ejecución de la tubería flexible en el agujero hasta la profundidad total de movimiento

alternativo y, posteriormente, a través de una sección de 100 a 500 pies mientras se bombea HCl. A continuación, la tubería

flexible se retiró mientras se inyectó el desviador. Este proceso se repitió como se requiere 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 aumentó significativamente, con el pago de un tratamiento en menos de un

mes. El incremento medio de la producción fue de 1630 barriles al día.

Pozos verticales: técnica bullhead

Largo (150- 200 pies) secciones de pozo abierto verticales de la formación árabe D fueron tratados históricamente con grandes

volúmenes de HCl mediante la técnica del siluro. Normalmente, 100 gal / pie de HCl al 15% fue inyectado por el tubo con etapas

desviador consistentes en sal de roca y escamas de ácido benzoico. Como se informó en las historias de casos 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 de inyección caudalímetro antes y después del

tratamiento, lo que indica un perfil de inyección altamente no uniforme.

Las pruebas de laboratorio indican que el sistema de desvío era ineficiente. Aunque una torta de filtro de baja permeabilidad

se formó con el desviador, que fue penetrada y destruida por el ácido en vivo fácilmente. Esta situación explica el pobre perfil de

inyección siguiendo la técnica del siluro.

13 E. Colocación historias de casos de estudio (continuación)

Tabla 13E-1. Producción en aceite horizontal Wells 4, 5 y 6 se incrementó 440, 1.750 y 2.700 barriles al

día, respectivamente, después del tratamiento con HCl colocado tubería flexible y desviado con HCl

temporalmente reticulado.

Pretratamiento Post-Tratamiento

Bueno Horizontal k H k V p  e Wellhead q Wellhead q

Longitud (pies) (md) (md) (psi) Presión (STB / D) Presión (STB / D)

(psi) (psi)

4. 3600   6   3   2089   500   970   600   1410

5. 1500   10   3   2950   750   950   875   2700

6. 2000   25   12   2800   320   1000   260   3700

Como se indica en la Tabla 13E-2, el índice de inyectividad aumentó a pesar de la inyección en las zonas de menor

permeabilidad en los seis pozos estudiados no se logró. El índice promedio de inyectividad después del tratamiento fue de 61

BWPD / psi.

Tabla 13E-2. Índice de inyectividad pre y post-tratamiento de pozos verticales

acidificó mediante la técnica del siluro.

Bueno Pretratamiento Pretratamiento Post-Tratamiento Post-Tratamiento Pretratamiento Post-Tratamiento

Inyección Inyección Inyección Inyección inyectividad Índice inyectividad Índice

Rate (BWPD) Presión (psig) Tasa (BWPD) Presión (psig) (BWPD / psi) (BWPD / psi)

A. 21200   1950   12000   550   24   sesenta y cinco

B. 41700   2750   55300   2200   20   48

C. 27.700   2.950   52.800   2100   21   70

D. 44200   2800   44800   1950   30   72

E. 33600   2900   25700   1200   20   62

F. 33500   2200   41600   1815   32   47

Índice Promedio inyectividad = 61 BWPD / psi

Pozos verticales: tubería flexible con desvío de espuma

Cinco pozos fueron terminados en el mismo campo y la formación como los seis pozos verticales previamente discutidos. Etapas tubos y desviadores de espuma en espiral se utilizan para mejorar la colocación del ácido. El objetivo era mejorar el perfil de inyección por acidificación con eficacia las zonas tanto de la alta y baja permeabilidad en cada pocillo.

Aproximadamente 50 gal / se inyectó pies de HCl al 15% a través de tubería flexible en 1 a 1,5 bbl / min en etapas. La tubería flexible se ha ejecutado hasta la profundidad total, se inyectó la espuma. Una vez en la profundidad total, la tubería flexible se retiró como el ácido se bombeó 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 creado por la etapa ácida anterior para dar 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 promedio de inyectividad de los pozos estudiados fue de 120 BWPD / psi, casi el doble de la

obtenida con la técnica del siluro. Encuestas de inyección también muestran que el tubo y el desvío de espuma tratamiento espiral

produjo un perfil de inyección más uniforme, lo que indica que las zonas tanto de la alta y baja permeabilidad se ACIDized. Esta

técnica de colocación produjo excelentes resultados generales y cuestan un 20% menos que la técnica bullhead convencional.

13-6. Evaluación económica finalComo se discutió en la evaluación económica preliminar en la Sección 13 a 2,3, un análisis económico es importante. Una evaluación económica final debe hacerse sobre la base de diferentes escenarios de tratamiento (es decir, advisorbased y diseños empíricos / a base de cinética). Una evaluación de los diseños de la historia clínica de campo de piedra arenisca en el apartado anterior se desprende.

• historia clínica campo AreniscaEl diseño basado en asesor disminuyó el efecto de piel 206-37 (Fig. De 13-7), pero el diseño empírico / kineticbased disminuyó el efecto de piel 206 a 16,6 (Fig. 13-9) para dar un adicional de 1,373 barriles al día(3.406 frente a 4.779) y casi $ 1.9 millones en valor presente neto (casi $ 2.7 millones en comparación con $ 4,5 millones). El tratamiento en sí resultó en 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 advisor- y diseños empíricos / basada cinéticos, respectivamente.

13 E. Colocación historias de casos de estudio (continuación)

Tabla 13E-3. Índice de inyectividad pre y post-tratamiento de pozos verticales

acidificó mediante la técnica de desvío de espuma.

Bueno Pretratamiento Pretratamiento Post-Tratamiento Post-Tratamiento Pretratamiento Post-Tratamiento

Inyección Inyección Inyección Inyección inyectividad Índice inyectividad Índice

Rate (BWPD) Presión (psig) Tasa (BWPD) Presión (psig) (BWPD / psi) (BWPD / psi)

G. 5000   1300   67800   1240   4   119

H. 26200   1550   42400   1200   26   112

I. 10000   24000   59000   1100   5   139

J. 0   38500   934   sesenta y cinco

K. 5000   2000   73000   1200   3   165

Índice de inyectividad media = 120 BWPD / psi, un aumento del 97% sobre los resultados obtenidos con la técnica de bullhead

Sumario

Estas historias de casos ilustran que la clave de la acidificación de la matriz éxito en yacimientos carbonatados no es la cantidad

de ácido inyectado, pero la forma en que se inyecta. Esto también es cierto para los yacimientos de areniscas. La 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-desvío, 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.

13-7. EjecuciónLa ejecución (operación de bombeo) se debe realizar según lo especificado 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 operacional se define por el diseño. QC es el proceso de garantizar que los materiales y especificaciones de los equipos cumplen y son entregados en buen estado para la localización del pozo.

Personal debidamente capacitado son la clave del éxito. El personal de pozos 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 control de calidad eficaces son la comunicación y la documentación. El diseñador debe comunicar las expectativas de diseño a los proveedores de materiales. Debido a que estas expectativas deben ser consistentes con el proveedor o fabricante de las especificaciones, las especificaciones

206 a 16,6. 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 corrosión) según sea necesario para asegurar que los materiales se realice adecuadamente. Numerosos métodos de prueba estandarizados desarrollados por el Instituto Americano del Petróleo (API), 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.

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 especificaciones cumplen. Teniendo en cuenta el tiempo, la distancia y el costo de la entrega de materiales para la

localización del pozo, nadie se beneficia si los materiales no cumplan las especificaciones llegan en el 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 deben ser acordados 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 desempeñar sus funciones requeridas en el campo. Fallas crónicas en las pruebas son una señal de que se requiere un material más fiable o mejores procedimientos de manipulación. 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

titulación en el lugar de los ácidos para verificar la concentración las pruebas de control de calidad regular de cada lote o lote de inhibidores de corrosión por la empresa de servicios la verificación de que los agentes tensioactivos se suministran en la concentración especificada las pruebas en el lugar de la viscosidad del gel para desviadores (carbonatos) pruebas regulares del tamaño de las partículas y la solubilidad de los desviadores de partículas toma de muestras de los 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 equipo disponible es capaz de llevar a cabo todas las operaciones necesarias. Todo el equipo que se utilizará en las operaciones de estimulación se debe mantener correctamente para llevar a cabo 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 posibilidades 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 explotación en la medida necesaria para calibrar correctamente el equipo. Inventarios suficientes de piezas de repuesto deben estar disponibles para hacer reparaciones de mantenimiento rápidamente. Pruebas de calibración deben llevarse a cabo de forma rutinaria y los resultados documentados.

13-7,2. Recopilación de datos

Se debe hacer la grabación cuidadosa de los acontecimientos 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 la vigilancia y equipos de grabación y control de calidad en lugar de equipos de bombeo y mezcla 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 consiste mínimamente de un registro de la presión y la velocidad y un registro de las operaciones preparadas por el personal de operaciones. Todos los cuadros de presión pueden ser analizados; sin embargo, su utilidad puede estar limitada por su imprecisión (por ejemplo, la precisión del manómetro 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 equipo en el lugar o registrador de datos digital.Combinado con un registro detallado de las 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 fácil manipulación de los archivos de datos digitales utilizando computadoras. El principal inconveniente es que la presión de tratar de fondo de pozo debe calcularse a partir de la presión de tratamiento de superficie. 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 fluido. La presión de superficie del fluido estático se mide, y la presión de fondo de pozo tratamiento 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 tubos en espiral / tubo. Packer conjuntos pueden ser modificados para permitir la comunicación de presión. El principal inconveniente es que operativa fluidos de estimulación pueden tener fugas en el anillo 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 fundamental para seleccionar un intervalo de tiempo suficientemente largo para registrar la operación. Si los tratamientos similares usando gel, espuma o desviadores de lodos se han de realizar en una serie de pozos, un indicador de memoria se puede ejecutar en el primero y los datos utilizados para desarrollar una correlación presión de fricción para los desviadores. La presión en superficie a continuación, se puede utilizar con una precisión aceptable en tratamientos posteriores.

Dispositivos de registro de presión de fondo de superficie de lectura están también disponibles. En general, los dispositivos son costosos y las dificultades operativas adicionales asociados con el funcionamiento a aumentar aún más su costo. Sin embargo, son de gran valor para la evaluación estimulación y también para la evaluación y gestión de embalses.

Además, cuando se ejecuta tubería flexible, paquetes de sensores para monitorizar la presión y la temperatura se utilizan para determinar la presión de fondo de pozo tratamiento 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 en agua que contiene) para estimar el perfil de flujo. Otro perfil de temperatura se puede ejecutar después del tratamiento para cuantificar cobertura de la zona.

Existe la tecnología para transmitir los datos de los trabajos a la oficina de la mayoría de lugares. Esta técnica eficiente permite un ingeniero para supervisar numerosos puestos de trabajo, participar en la toma de decisiones y operaciones directas de fuera del sitio.

13-8. Evaluación Tratamiento

13-8,1. Evaluación Pretratamiento

Una prueba de velocidad de paso puede realizarse antes del tratamiento de estimulación para cuantificar la presión del yacimiento, la permeabilidad y el efecto 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 cálculo de la presión de los intereses y de fondo de pozo y la grabación.El primer diagnóstico realizado determina la presión del yacimiento mediante un gráfico de la presión de fondo frente a la tasa. En teoría, la intersección del eje y en tasa cero es la presión del yacimiento (1.815 psi en la Fig. 13-21).

El segundo diagnóstico incorpora PTA de los datos utilizando la metodología Odeh-Jones. Figura 13-22 de muestra el gráfico de análisis utilizado en el proceso. Esta inyección de agua de pozo permeabilidad exposiciones de aproximadamente 12.8 md y efecto de piel de 0,1. La presión de la

permeabilidad y el depósito determinado a partir del ensayo de velocidad de paso debe ser utilizado en la evaluación en tiempo real subsiguiente.

13-8,2. Evaluación en tiempo real

En los últimos años, la tecnología para determinar en tiempo real la evolución efecto de la piel se ha desarrollado durante un tratamiento. Aunque esta tecnología no se practica rutinariamente, puede ser una herramienta de diagnóstico útil (véase el Capítulo 20). Por ejemplo, si el efecto de la piel está disminuyendo durante una fase 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 así, las pruebas de laboratorio, etc., para mejorar la comprensión del problema actual y ayudar a los futuros trabajos.

Uno de los métodos disponibles para la industria se basa en el método de diseño y evaluación de estado estacionario desarrollado por Paccaloni (1979b). Los datos se pueden mostrar en un gráfico de la presión de fondo frente a la tasa de inyección. La comparación se hace con las curvas de calibración calculados para valores fijos de efecto de la piel para evaluar la piel efecto evolución.

Programas más avanzados calcular la piel efecto evolución 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 de la piel constante. 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 de la muestra en tiempo real la evolución efecto de piel de la inyección bien analizado en el ensayo de velocidad de paso. El efecto inicial de la piel se observa cuando se inyectó 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 piel cuando HCl se inyectó en la formación indica que el HCl era incompatible con la formación o era incompatible con algo que se inyecta en la porción delantera del ácido. En este ejemplo, esta última se sospecha debido a que el tubo no se limpió (encurtido) antes de la inyección de ácido por el tubo. El ácido disuelve inicial magnetita y / o 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), se filtró a cabo en la cara de formación con un aumento de efecto de la piel hasta aproximadamente 2. Como se muestra en la Fig. 13-23, ácido gastado elimina el daño y el efecto de la piel se redujo a un valor de aproximadamente 1.

13-8,3. Evaluación Post-tratamiento

La evaluación de la eficacia de estimulación es un proceso similar a la evaluación del rendimiento también. En esta sección, el proceso se aplica a los pozos de volver a la producción después de la estimulación. Los detalles sobre las técnicas se proporcionan en otra parte de este volumen.

Grabación cuidadosa debe hacerse 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 las tasas de flujo más altas y presiones que fluye tubos. Fluidos de retorno también deben tomarse muestras. Problemas produ cción Los primeros pueden indicar una incompatibilidad entre fluidos de tratamiento y el aceite producido. El análisis de muestras de agua puede indicar otros problemas con la selección 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

reservorios. La comparación de estos resultados con acumulaciones de pretratamiento puede proporcionar la mejor evaluación del éxito del tratamiento de estimulación. 

En el análisis final, los tratamientos de estimulación se evalúan en el metro de ventas. Si los resultados de tratamiento en la producción de petróleo sostenida a un ritmo 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, así, 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 embalse, relación gas / petróleo y la relación agua / aceite deben ser revisados. Bueno la productividad también debe ser examinado. Un aumento en la productividad de los líquidos totales puede no ser económica, 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 la eficacia total de la estimulación 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 recientemente estimulados pozos 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 pozos y los parámetros económicos utilizados para justificar el tratamiento. Se han discutido Factores tales como la velocidad, que fluye a presión de fondo, 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, cerrandoen el bien para la acumulación de presión es menos atractivo y puede no ser aceptable-después de la bien ha respondido.

Utilizando los 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 reales del tratamiento, el modelo puede ser calibrada mediante el ajuste de parámetros del yacimiento, tales como el radio de daño, la permeabilidad por capa, efecto de piel por capa, daño mineralogía y la eficiencia desviador hasta un partido con los perfiles de tratamiento reales es obtenido. Si se realiza una prueba así post-tratamiento y evaluados, los datos resultantes pueden utilizarse para calibrar aún más el simulador.

Registros de formación de telefonía fija y la combinación de trazadores radiactivos y encuestas de espectroscopía de rayos gamma o rayos gamma (donde la energía y la intensidad de los rayos gamma se miden para permitir la discriminación de los múltiples trazadores) se pueden utilizar para cuantificar cobertura de la zona. Por supuesto, la decisión de ejecutar trazadores y los registros de línea de base se deben hacer en la planificación de la estimulación. Una presión de prueba transitoria (por ejemplo, acumulación, Fourpoint) para cuantificar la permeabilidad y la piel efecto se puede realizar. Por lo tanto, existen herramientas de evaluación adecuadas hoy para mejorar significativamente el éxito del tratamiento de la matriz.

Diseños de tratamiento futuras para el bien o el campo se pueden optimizar con el modelo calibrado. Todos los resultados deben ser compilados en un informe con recomendaciones para todas las fases del diseño, ejecución y evaluación (es decir, la mejora continua).

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, ejecutado y evaluado, las operaciones de estimulación pueden enseñar el ingeniero sobre la condición actual del bien y el depósito e identificar oportunidades para mejorar el desempeño económico.