REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Reacondicionamiento de pozos Unefa 2010 unidad IV

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS7MO SEMESTRE

INGENIERIA DE PETROLEO Y DE GAS

UNEFA I-2015TUCUPIDORIBAS

GUARICOUNIDAD IIMETODOS DE ESTIMULACION

4.1 Acidificacin y Fractura a pozos4.2 Fractura Hidrulica Masiva

4.3 Anlisis de Problemas de pozos

4.4 Completacin de fondo de pozos

4.5 Forzamiento Arena Petrleo (SOS: Sand Oil Squeeze)

4.6 Empaque con grava

4.7 Distintas formas de empaque

4.1ACIDIFICACIN Y FRACTURA A POZOS

El uso de cidos para estimular o mejorar la produccin de petrleo de yacimientos carbonados fue intentado por primera vez en el ao de 1895. El uso de cido fluorhdrico (HF) y cido clorhdrico (HCl) en conjunto para este propsito fueron realizados al mismo tiempo. Aunque varios tratamientos a pozos fueron llevados a cabo, el proceso fall en gran parte debido a severa corrosin del revestidor del pozo y en otros equipos metlicos. Los prximos intentos para usar cido ocurri en entre 1925 y 1930 y ello consisti en usar cido clorhdrico para disolver escala en pozos del Campo Glenpool del Estado de Oklahoma EE UU e incrementar la produccin de las Calizas Jefferson (Devonian) en Kentucky. Ninguno de esos trabajos fueron exitosos y nuevamente la acidificacin fue abandonada. El descubrimiento de inhibidores arsnicos, los cuales permitieron que el HCl reaccione con la roca de la formacin sin daar seriamente el equipo metlico del pozo, revivi el inters en la acidificacin en pozos de petrleo en el ao 1932. En esa poca, las compaas Pure Oil Co y Dow Chemical Co usaron estos inhibidores con HCl para tratar un pozo produciendo de una formacin de caliza en el Condado Isabella, Mississippi y los resultados fueron excelentes. Cuando tratamientos similares en pozos vecinos fueron realizados con resultados espectaculares, la acidificacin haba nacido.

A travs de los aos siguiendo estos tratamientos recientes, la industria de la acidificacin ha crecido hasta usar cientos de millones de galones de cido aplicados en decenas de miles de pozos cada ao. Tecnologa se ha desarrollado con incrementos rpidamente, y muchos cambios e innovaciones han sido realizados para mejorar la efectividad de los tratamientos de acidificacin. Un conocimiento de materiales disponibles, reacciones qumicas y tratamiento y condiciones de los pozos, propiedades de los yacimientos y caractersticas de la roca son requeridos para disear un efectivo y eficiente tratamiento de acidificacin.El propsito primario de cualquier tratamiento de acidificacin es disolver roca o material de la formacin, natural o inducida, dentro de los espacios porosos de la roca. Inicialmente la acidificacin fue aplicada en formaciones carbonatas para disolver la roca misma. Posteriormente formulaciones especiales de cido fueron desarrolladas para usar en formaciones de areniscas para remover materiales de dao inducidos por los fluidos de perforacin o completacin o por prcticas de produccin.Hay dos (2) requerimientos primarios que un cido debe tener para ser aceptado como un fluido de tratamiento: (1) Debe reaccionar con carbonatos u otros materiales para formar productos solubles y (2) debe ser capaz de estar inhibido para prevenir reaccin excesiva con materiales metlicos en el pozo y aunque hay otras consideraciones, no menos importantes, que no tienen ninguna actividad inherente a la acidificacin como son disponibilidad, costo y seguridad en el manejo. Normalmente se utilizan cuatro (4) tipos de cido que han encontrado una extensiva aplicacin en tratamiento de pozos: (1) Acido clorhdrico, (2) Acido fluorhdrico, (3) Acido actico y (4) Acido frmico. (1) Acido Clorhdrico

Una solucin acuosa de cido clorhdrico es comnmente mas usado para tratamientos de acidificacin, por razones econmicas y debido a que no deja productos insolubles de la reaccin. Cuando HCl es bombeado dentro de una formacin de caliza, una reaccin qumica tiene lugar, produciendo cloruro de calcio y agua y se representa as2 HCl + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2

Mil galones de HCl al 15% disolvern aproximadamente 10,8 PC (1.840 lbm) de caliza y se liberarn 7.000 PC de CO2, medidos a condiciones atmosfricas, y se producirn 2.042 lbm de Cloruro de calcio. Esta sal est disuelta en el agua original de la solucin del cido, mas 40 galones de agua formada durante la reaccin.

Reacciones similares ocurren cuando dolomita o caliza impura es tratada con HCl, La dolomita contiene un gran porcentaje de magnesio combinado como carbonato de calcio magnesio pero reacciona mas lentamente. Otras impurezas ocurren en calizas y dolomitas y a menudo son insolubles en el cido, y porcentajes apreciables de tales componentes estn presentes y en consecuencia aditivos especiales deben ser incluidos en la solucin cida para asegurar la remocin.

El HCl normalmente es manufacturado en concentraciones de 32 a 36 % en peso y es diluido a las compaas de servicio hasta 15, 20 o 28% para uso de campo. El cido concentrado, los varios aditivos qumicos y el agua son mezclados en el tanque usado para guardar el cido hasta el sitio de operaciones. La Tabla 4.1 presenta un listado de pesos de varias concentraciones de HCl, la cual es muy til en el clculo de proporciones de mezcla para la dilucin del cido, usando la siguiente ecuacin:

Vca = [Vda * Cda * ca] / [Cca (HCl) * ca]

DondeVda: Volumen final del cido diluido

Cda: Concentracin deseada del cido diluido

da: Gravedad especfica del cido diluido

Vca: Volumen de cido concentrado requerido

Cca(HCl): Porcentaje de HCl en cido concentrado

ca: Gravedad especfica del cido concentrado

Y la Figura 4.1 presenta la disolucin de caliza por el HCl.(2) Acidos acticos y frmicosEl cido Actico (CH3 COOH) y el cido Frmico (HCOOH) son cidos orgnicos dbilmente ionizados, reaccionan lentamente. Ellos son usados mucho menos que el HCL y son apropiados principalmente para pozos con alta temperatura de fondo (sobre 250 F) o donde tiempos de reaccin prolongada son deseados. La reaccin de estos cidos con calizas se puede describir as:

2 HOrg + CaCO3 CAorg2 + H2O + CO2 04244034449HAc (cido actico) est disponible en concentraciones hasta 100% mientras que el cido frmico hasta 70 90%. Para uso de campo, soluciones de cido actico normalmente son diluidas hasta 15% o menos. Sobre la concentracin de 15%, uno de los productos de la reaccin, Acetato de calcio, puede precipitar a causa de su solubilidad limitada. Similarmente para el cido frmico, la concentracin est limitada de 9 a 10% debido a que su limitada solubilidad se forma formato de calcio. A una concentracin de 10%, 1.000 galones de HAc disolvern 740 lbs de caliza, mientras que 1.000 galones de cido frmico disuelven 910 lbs. Donde mayor poder de disolucin por galn de cido es deseado, HCL es algunas veces mezclado con estos cidos. Tales mezclas proveern grandes tiempos de reaccin, cuando se comparan con el HCl, pero tambin estos cidos orgnicos pueden ser mezclados. La Tabla 4.2 ilustra algunos de las ms comunes mezclas o puros de los cidos usados en el campo.TABLA 4.1 DENSIDAD DEL HCL A 60 F

% HClGravedad EspecficaBaumeDensidad, Lbm/GALGradiente, lpc/pie prof.

1,01,00480,78,3770,4351

2,01,00971,48,4180,4372

3,01,01472,18,4600,4392

4,01,01972,88,5010,4415

5,01,02483,58,5440,4437

6,01,02994,28,5860,4459

7,01,03504,98,6290,4482

8,01,04025,68,6720,4504

9,01,04476,28,7100,4524

10,01,05006,98,7540,4547

11,01,05507,68,7960,4568

12,01,06008,28,8370,4590

13,01,06468,88,8760,4610

14,01,07029,58,9220,4634

15,01,074910,18,9620,4654

16,01,080110,89,0060,4677

17,01,084911,49,0450,4698

18,01,090212,09,0890,4721

19,01,095212,69,1320,4743

20,01,100213,29,1710,4764

21,01,105713,99,2180,4788

22,01,110814,59,2610,4810

23,01,115915,19,3030,4832

24,01,121415,79,3490,4855

25,01,126116,39,3850,4876

26,01,131016,99,4330,4899

27,01,136817,59,4780,4922

28,01,142218,09,5230,4946

29,01,147118,69,5630,4967

30,01,152619,29,6090,4991

31,01,157719,89,6630,5012

32,01,162820,39,6940,5035

33,01,168020,99,7380,5057

34,01,172721,49,7770,5078

35,01,177921,99,8200,5100

36,01,182722,49,8600,5121

37,01,188022,99,9240,5144

38,01,192423,49,9410,5163

39,01,196323,89,9740,5180

40,01,200824,310,0110,5199

41,01,205324,710,0490,5219

Gravedad Especfica = 145 / (145 - Baume) oBaume = 145 [145/ Gravedad Especfica]

TABLA 4.2 DIFERENTES SOLUCIONES DE ACIDO

ConcentracinTipo de cidoCaCO3 equivalente (lbm/1000 GAL cido)Tiempo relativo de Reaccin

7,5HCl8900,7

15HCl1.8401,0

28HCl3.6706,0

36HCl4.86012,0

10HFrmico9105,0

10HActico71012,0

15HActico1.06518,0

MezclaHFrmico 7,5% + HCl 14%2.4206,0

MezclaHActico 10% + HCl 14%2.38012,0

MezclaHFrmico 8% + HActico 14%1.70018,0

Tiempo aproximado para la reaccin del cido sea completo o gastado a un equivalente de una solucin de HCl al 2,5 %. Valores son comparados usando tiempo de desgaste de 1 para el HCl al 15%.

(3)Acido FluorhdricoHF Es usado en combinacin con HCl y han sido referidos como un cido intensificado o cido removedor de barro o lodo, dependiendo de la formulacin y uso. HF es usado principalmente para remover daos por partculas de arcilla en formaciones de areniscas, mejorar permeabilidad de formaciones conteniendo arcilla y para incrementar solubilidad en formaciones de dolomitas. Su utilidad est basada sobre el hecho de que algunas arcillas, slice y otros materiales, normalmente insolubles en HCl tienen algn grado de solubilidad en HF. Por ejemplo, 1.000 galones de una mezcla 3% HF + 12% HCl disolver 500 lbm de arcilla y hasta 1.450 lbm de caliza (CaCO3).Las reacciones que se llevan o se producen en la formacin son:

4 HF + SiO2 SiF4 + 2 H20

y2HF + SiF4 H2SiF6

En carbonatos, aplicacin de mezcla de HF / HCl debe ser controlada cuidadosamente debido del costo y posibles precipitaciones de productos de la reaccin tales como fluoruro de calcio o flor silicatos complejos, los cuales tienen una muy limitada solubilidad, Por reaccin con silicatos, tales como arcillas naturales o arcillas en los fluidos de perforacin, la mezcla usualmente contiene 2 a 10 % de HF y 5 a 26 de HCL. La concentracin de HCl usada en la mezcla sera igual o mayor que la de HF.El tan llamado cido intensificado usado en formaciones de dolomitas es principalmente HCl conteniendo pequeas concentraciones de HF, usualmente cerca de 0,25%. Pelculas nter cristalinas de slice, insoluble en HCl, a menudo ocurren en la estructura de cristal de la dolomita. Cuando ello ocurre, previenen el cido del contacto con las porciones solubles de la roca pero la presencia del intensificador fluorato en el cido destruye tales pelculas, y seguidamente el cido reacciona ms rpidamente con las partes solubles de la roca Tasa de reaccin del cido

Un conocimiento de los factores que afectan la tasa de reaccin del cido es importante por varias razones:

1Estos factores, correlacionados con las caractersticas del yacimiento y de la formacin, forman una gua para la seleccin del tipo y volumen del cido para un tratamiento dado.2Un estudio de estos factores puede mejorar un entendimiento de cuales parmetros gobiernan el tiempo de desgaste, el cual determinar cuan lejos una formulacin dada puede penetrar dentro de la formacin antes de su desgaste.

3Varios factores gobiernan la tasa de reaccin de un cido, tales como presin, temperatura, velocidad del flujo, concentracin del cido, productos de la reaccin, viscosidad, tipo de cido, relacin rea/volumen y composicin de la formacin (fsica y qumica). Un bosquejo de tales factores se da a continuacin:3 APresinSobre 500 lpc, la presin tiene un pequeo efecto sobre la tasa de reaccin. A presiones de fondo del tratamiento, hay solamente una pequea diferencia (un factor de 1,5 a 2) en la reaccin comparativa del cido con caliza y dolomita comparado a mayores diferencias (un factor cerca de 10) a presin atmosfrica.3 BTemperaturaLa tasa de reaccin del cido se incrementa directamente con la temperatura. A 140 150 F, la tasa de reaccin de HCl y la caliza es aproximadamente 2 veces que a 80 F. Es reconocido que la temperatura controlando la reaccin es afectada por la temperatura de inyeccin del cido (un factor mayor) y por el calor liberado por la reaccin misma (un factor menor).3 CVelocidad de Flujo Un incremento en la velocidad de flujo incrementa la tasa de reaccin de HCl al 15% con caliza (CaCO3). Este efecto de la velocidad es ms pronunciado en fracturas mas estrechas. La tasa de reaccin viene dada por

R = {[28,5 * (v/b)] ^0,8 + 184} * 10^ (-6)

Donde

R: tasa de reaccin en lbm/(pie^2 segundo)

v: velocidad de flujo en la fractura, pie/segundo

b: ancho de la fractura, pie

La tasa de flujo en fracturas y canales depende de la tasa de inyeccin y la geometra real del camino del flujo

Fractura radialv = 0,18 * iac / (rf * b)Fractura Linearv = 1,15 * iac / (h * b)

Canal Cilndricov = 17,2 * iac/d^2

Donde

v: velocidad de flujo en facturas y canales, pie/segundo

iac: tasa de inyeccin del cido, BPM

rf: Radio de la fractura, pies

h: Altura de la fractura, pies

d: Dimetro del canal

b: Ancho de la fractura

3 DConcentracin del AcidoLa tasa de reaccin se incrementa hasta 24 para HCl al 25%, pero no proporcionalmente como se muestra en la Figura 4.1. HCl sobre el 25%, La tasa de reaccin realmente decrece debido a la reducida actividad del cido. Como el cido se desgasta, la tasa de reaccin decrece como un resultado de la concentracin reducida del cido y el efecto retardado de los productos disueltos de la reaccin, tales como cloruro de calcio y cloruro de magnesio.3 ERelacin Area / VolumenEste es uno de los factores que mas afectan el tiempo de desgaste de la tasa de reaccin, y puede variar sobre un amplio rango. Esta relacin, el rea en contacto con un volumen dado de cido, es inversamente proporcional al radio poroso o al ancho de la fractura. La Figura 4.2 muestra el tiempo requerido para HCl al 15% para gastarse en mrmol a 80 F y 1.100 lpc, para tres (3) diferentes relacin de rea/volumen. El trmino tiempo de desgaste tiene poco significado o valor por si mismo ya que debe ser relacionado a la geometra de flujo y a la distancia que el cido penetra antes de su desgaste. Acidificando matrices, extremadamente altas relacin rea/volumen pueden ser encontrados, por ejemplo una caliza de 10 md, porosidad de 20% puede tener una relacin de 28.000: 1 pero sera muy difcil obtener significante penetracin antes del desgaste. Una factura natural de un ancho de 0,001 pulgadas, tiene una relacin de 3.200: 1; para un ancho de 0,1 pulgada la relacin sera 32: 1. Las relaciones mas pequea en fracturas mas anchas siguen una mas grande penetracin del cido dentro de la formacin antes del completo desgaste.3 FComposicin de la FormacinProbablemente el factor mas importante que gobierna la efectividad de un tratamiento con cido es la composicin de la roca ya que sus caractersticas qumicas y fsicas determinan como y donde el cido reaccionar con la roca y disolverla. Desde el punto de vista de la composicin qumica, hay poca diferencia en la tasa de reaccin de HCl sobre muchas arcillas, todos los otros factores permanecen constantes. La textura fsica de la rica puede controlar la distribucin del tamao de los poros, la relacin rea / volumen, la geometra de los poros, y otras propiedades. Esto influye el tipo de los canales de flujo creados por la reaccin del cido y es la clave para la respuesta del cido. Dos (2) formaciones teniendo la misma solubilidad en el cido y permeabilidad, pueden responder diferentemente al tratamiento con cido debido a variancias o diferencias en la estructura fsica.Inhibidores de CorrosinLos inhibidores son materiales qumicos que, cuando se disuelven en soluciones cidas, retardan grandemente la tasa de reaccin del cido con los metales. Son usados en acidificacin para evitar daos al revestidor, tuberas, bombas, vlvulas y otros equipos del pozo, pero los inhibidores no pueden detener completamente toda la reaccin entre el cido y el metal, sin embargo, ellos pueden hacer mas lenta la reaccin, eliminando 95 985 de la prdida del metal que de otra forma ocurrira. Muchos inhibidores no tienen prcticamente efecto sobre la tasa de reaccin del cido con arcilla, dolomita, o depsitos de escala soluble en cido.

El largo del tiempo que un inhibidor es efectivo depende de la temperatura del cido, tipo de cido, concentracin del cido, tipo de acero y la concentracin del mismo inhibidor. Inhibidores orgnicos en HCl son efectivos hasta 400 F pero sobre 200 F concentraciones relativamente grandes son requeridas. El efecto de la temperatura sobre inhibicin de corrosin es presentado en la tabla 4.3TABLA 4.3 EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE TIEMPO DE PROTECCION DE UN INIHIBIDOR ORGANICOConcentracin, %Temperatura, FTiempo de Proteccin, horas

0,617524

1,02506

2,03006

2,0 *3504

* Con inhibidor aadido

FIGURA 4.1 Efecto de la concentracin sobre la tasa de reaccin y la tasa de desgaste.

FIGURA 4.2 Efecto de la razn Area/Volumen sobre el tiempo de desgaste (HCl 15%, 80 F, 1100 lpc)Surfactantes

Son qumicos usados para disminuir la tensin superficial o tensin interfacial de soluciones de cido fresco o cido gastado. El uso de un surfactante mejora la eficiencia del tratamiento de varias formas:1Mejora la habilidad de penetracin de la solucin cida entrando a la formacin y esto es extremadamente deseable en tratamientos de acidificacin de matrices, debido a que proveen penetracin ms profunda del cido dentro de la formacin.2Permiten al cido penetrar pelculas aceitosas colgando de la superficie de la roca y alinean los poros, tal que el cido puede venir en contacto con la roca y disolverla.3Facilita el retorno del cido gastado producto del tratamiento. Mojabilidad de la formacin es mas cercanamente completa y hay menos resistencia al flujo del cido, tal que el cido gastado es rpidamente retornado a travs de la zona tratada y eso es sumamente importante en pozos de baja presin.4La accin demulsificante obtenida del cido ya que muchos de ellos son capaces de inhibir la generacin de emulsiones o destruyendo las que se haban formado.5Promueven dispersin y suspensin de slidos finos para proveer mejor limpieza de los siguientes tratamientos. Estos slidos pueden ser del barro o lodo o finos naturales liberados de la formacin. Ellos estn suspendidos o removidos de la formacin.6Surfactantes especiales son usados como agente antibabosidad ya que algunos crudos forman una capa babosa insoluble cuando est en contacto con el cido y ello consiste de asfltenos, resina, parafina y otros complejos hidrocarbonatos. El cido reacciona con el crudo en la interfase, formando una pelcula insoluble y la coalescencia o formacin de esta pelcula, la cual resulta en partculas babosas, que pueden ser anuladas o evitadas por el uso de aditivos apropiados. Tcnicas de acidificacinHay tres (3) tcnicas fundamentales usadas en los tratamientos de acidificacin1Limpieza del pozoEsto permite llenado y entrada del cido en el fondo del pozo. El movimiento de fluidos es mnimo, a menos que algn mecanismo significativo de agitacin es usado.

2Acidificacin de la matrizEsto se realiza por inyectando cido dentro de la estructura porosa de la matriz de la formacin, por debajo de la presin hidrulica de fractura. Patrones de flujo es esencialmente a travs de la permeabilidad natural de la estructura.

3Fracturamiento con cidoEsto es inyectando dentro de la formacin sobre la presin hidrulica de fractura, Patrn de flujo es esencialmente a travs de las fracturas hidrulicas; aunque mucho de los fluidos quedan fuera de la matriz a lo largo de las fases de la fractura...La tcnica seleccionada depender sobre que desea el operador con el tratamiento.

Acidificacin de la matriz puede ser seleccionada como una tcnica apropiada por:1Remover cualquier dao natural o inducido de la formacin;2Conservar la baja presin de ruptura de la formacin antes de fracturamiento;3Conservar ruptura uniforme de todas las perforaciones;

4Dejar zonas barridas intactas y5conservar costos reducidos de tratamiento.

Los principales tipos de daos a la formacin son1invasin de barro; 2cemento3cambios de saturacin y4migracin de finos, El efecto del dao sobre la inyectividad o productividad es mostrado en la Figuras 4.3 y 4.4.

FIGURA 4.3 Efecto de la Zona Daada sobre el flujo

FIGURA 4.4 Efecto de Cambios de la Permeabilidad sobre el Flujo RadialSi la formacin no tiene suficiente permeabilidad natural, luego una fractura hidrulica puede ser considerada, siendo su principal propsito es conservar inyectividad o productividad ms all de la capacidad natural del yacimiento. Una fractura efectiva puede crear un nuevo patrn de permeabilidad, interconectando permeabilidades existentes, o romper dentro de porcin no taponada del yacimiento.4.2FRACTURA HIDRAULICA MASIVA

Tcnicas de fracturas fueron desarrolladas en el ao de 1948 y el primer tratamiento de fracturamiento comercial fue realizado en el ao 1949. El proceso gan popularidad a causa de su alta relacin de xito, y al cabo de pocos aos, miles de pozos por ao fueron estimulados por tratamiento de fractura hidrulica.Tratamientos iniciales consistan en bombear 1.000 a 3.000 galones de fluido fracturante, conteniendo cerca de 1 lbm de arena tamiz 20-40 / GAL, a tasas de 1 a 2 BPM. Hoy, un simple tratamiento puede requerir varios cientos de miles de galones de fluido y mas de 1 milln de lbm de agente propelente. Aunque tasas de inyeccin han excedido 300 BPM en algunos momentos, tasas de 20 a 60 BPM son el promedio.Acumulaciones de petrleo y gas ocurren en el espacio poroso de una roca en el subsuelo donde las configuraciones estructurales y estratigrficas forman una trampa. Cuando un pozo es perforado dentro de la roca conteniendo petrleo, los fluidos deben fluir de los alrededores de la roca al pozo y luego a travs del mismo hacia la superficie. Si los espacios porosos de la roca estn interconectados tal que canales existen a travs de los cuales el petrleo puede fluir, la roca es permeable. La facilidad con que fluyan determina el grado de permeabilidad. En el caso de alta permeabilidad, fluidos de perforacin pueden entrar a los canales de flujo y posteriormente restringir el flujo dentro del pozo. En el caso de baja permeabilidad, los canales de flujo no permiten demasiado flujo dentro del pozo. En cualquier caso, el pozo puede no ser comercial a causa de los fluidos no pueden fluir dentro del pozo lo suficientemente rpido y en consecuencia es necesario crear un canal artificial que incrementar la habilidad la roca del yacimiento para conducir fluidos dentro del pozo, los cuales pueden ser creados por fracturamiento hidrulico.Durante los tratamientos de fractura hidrulica, que realmente ocurre cuando una roca se rompe o se fractura, puede ser explicada por mecanismos bsicos de la roca. Todas las rocas en el subsuelo son tensionadas o fatigadas en tres (3) direcciones debido a al peso de las capas superiores o suprayacentes y sus reacciones horizontales. Cualesquiera de las tensiones (una de las horizontales o la vertical) es la mas grande que depender de los esfuerzos adicionales impuestos sobre la roca por el plegamiento previo, callamiento u otros movimientos en el rea. Estos esfuerzos tectnicos controlar la direccin de la fractura y determinar cual plano de fractura: horizontal, vertical o inclinado. Cuando un pozo est lleno con un fluido y presin es aplicada a la superficie, la presin del fluido en la perforacin o bien sobre los espacios porosos de la roca se incrementar. Esta presin hidrulica es aplicada equitativamente en todas las direcciones. Si la presin es incrementada, las fuerzas aplicadas por la presin del fluido en la roca tambin sern iguales a las fuerzas tendientes para mantener unida la roca. Cualquier presin adicional aplicada causar que la roca se rajar o fracturar. La fractura se extender tan grande como suficiente presin es aplicada por inyeccin de fluidos adicionales.Cuando el tratamiento es completado y el flujo es reversado para poner a producir el pozo, la presin gradualmente retornar (declinar) hasta la presin del yacimiento y, por supuesto, las fuerzas tendientes a mantener unida la roca entrar en juego y la fractura se cerrar. Para prevenir el cierre, algn material slido debe ser colocado en la fractura para mantener abierta y se conocen como agentes propelentes. Aunque la permeabilidad de tales agentes es mucho mayor que los alrededores de la formacin, la habilidad de la fractura para conducir fluidos al pozo puede resultar en un buen incremento de la produccin.

Formaciones FracturadasEl fracturamiento ha sido utilizado exitosamente en todas formaciones excepto aquellas que son muy sueltas. Han dado xito en arenas, arcilla, arcilla dolomtica, conglomerados dolomticos, lavados de granito, lutita o esquistos duros o quebradizos, anhidrita, chert y varios silicatos. La natura plstica de lutitas y calizas suaves las hacen difciles para fracturar. Las fracturas han sostenido que pozos produciendo de formaciones que tienen un amplio rango de permeabilidades hacen imposible que los lmites superior e inferior pueden ser alcanzados por la fractura. Incrementos de produccin han sido obtenidos de zonas con rango de permeabilidades tan bajo como 0,1 mds hasta tan alto como 900 mds.

Planos de Fracturas Anlisis de presiones medidas en muchos tratamientos de fractura han mostrado que las presiones de fondo (BHP) registradas durante la inyeccin de materiales de fracturas estn en el rango de 0,4 a 1,8 lpc/pie. En pocos tratamientos tienen gradientes de presiones de fractura fuera de esos rangos. El gradiente de fractura (Gf) es calculado porGf = [Ph + Ps Pf]/ D

(Ecuacin 4.1)

DondeGf: Gradiente unitario de fractura, lpc/pie

Ph: Presin hidrosttica total, lpc

Ps: Presin total en la superficie del tratamiento, lpc

Pf: Prdidas total por friccin, lpc

D: Profundidad del intervalo productor, pies.

Anlisis de miles de tratamientos mas trabajos experimentales en yacimientos con gradientes conocidos de fracturas indican que las fracturas horizontales son producidas en yacimientos con gradientes de fracturas de 1 o mas lpc/pie y esto es generalmente en formaciones de pozos llanos menores a 2.000 pies de profundidad; mientras que fracturas verticales son producidas en yacimientos teniendo gradientes de fracturas de 0,7 o menos lpc/pie y son normalmente encontrados en pozos mas profundos de 4.000 pies. Muchos casos han sido encontrados donde formaciones tienen gradientes en el rango intermedio de 0,7 a 1,0 lpc/pie y en consecuencia, el uso de gradiente de fractura para predecir la inclinacin general de la fracturas sera muy beneficioso en casi todo caso.

Area de la FracturaEn 1957, Howard y Fast presentaron una ecuacin matemtica para determinar el rea de la superficie de una fractura prximamente a abrir. La ecuacin, basada sobre la cantidad de material fracturante usada y la tasa a la cual son inyectados dentro de la formacin, y en conjunto con las caractersticas fsicas de los fluidos de fractura y las condiciones especficas del yacimiento. Esta ecuacin es 2

I*b x 2*x

At = --------------- [ e * erfc (x) + ----------- - 1 ] (Ecuacin 4.2)

4* *K ^2 ^(0,5)

Donde x = [2*K*(* t)^(0,5)] / bAt: Area total de una cara de la fractura a cualquier tiempo durante la inyeccin, pie ^2

i: Tasa de inyeccin constante durante la extensin de la fractura, pc/minuto

t: Tiempo total de bombeo, minutos

b: Ancho de la fractura, pieK: Coeficiente del fluido, una constante que es una medida de la resistencia de flujo del fluido que se pierde o se fuga dentro de la formacin durante las operaciones de fractura

erfc(x): funcin de error complementario de x

Esencialmente, durante un tratamiento de fractura, solamente el volumen de fluido fracturante que se mantiene dentro de las paredes de fractura es efectivo. El fluido que se fuga dentro de los poros de la roca es prdida y se aade como adicional de la fractura.

Cuando el ancho de una fractura es conocido o asumido (ancho de la fractura es normalmente calculado usando diferentes modelos, tales como Perkins y CERN o Kristianovitch y Zheltov), el volumen de la fractura puede ser calculado y son esos datos es posible graficar las variables controlables de un volumen de fluido y tasa de inyeccin contra el rea de la fractura producida para el coeficiente de cualquier fluido en particular. Ejemplos de tales grficos para varias tasas de inyeccin son mostradas a continuacin.

La tasa de fuga del fluido dentro de la formacin, expresada por el coeficiente del fluido, es controlada por tres (3) variables: (1) la viscosidad y compresibilidad de los fluidos de la formacin; (2) viscosidad del fluido fracturante y (3) las caractersticas de prdida de fluidos del fluido fracturante. Fluidos de Yacimientos ControladosEste grupo incluye aquellos fluidos fracturantes teniendo caractersticas de baja viscosidad y altas prdidas de fluidos, en los cuales la tasa de fuga es controlada por la compresibilidad y viscosidad del fluido del yacimiento. El coeficiente puede ser obtenido por

Kc = 0,0374 * P * [(ke * e * CR)/R] ^ (0,5)(Ecuacin 4.3)DondeKc: Coeficiente del fluido (compresibilidad viscosidad controlada), pie/min ^0,5 P: Diferencial de presin, a travs de la cara de a fractura, lpc

ke: Permeabilidad efectiva de la formacin, darcies

e: Porosidad efectiva de la formacin, %

CR: Coeficiente isotrmico de compresibilidad del fluido de la formacin, lpc ^ (-1)

R: Viscosidad del fluido de la formacin, cps

Consideraciones de compresibilidad son generalmente encontradas para ser ms aplicables en pozos con alta presin y bajo factor volumtrico que tengan altas saturaciones.

Fluidos de Viscosidad ControladaEste grupo incluye aquellos fluidos en los cuales la tasa de fuga es controlada por la viscosidad del fluido mismo. El coeficiente para este tipo de fluido fracturante viene dada por

Kv = 0,0469 [(ke *P *e)/ (f)] ^0,5(Ecuacin 4.4)Donde Kv: Coeficiente del fluido (compresibilidad- viscosidad controlada), pie/min. ^0,5

ke: Permeabilidad efectiva de la formacin, darcies

P: Diferencial de presin a travs de la cara de la fractura, lpc- Esto es el producto del gradiente de fractura y la profundidad menos la presin normal de la formacin (gf * D Pg)

e: Porosidad efectiva de la formacin, %

f: Viscosidad del fluido fracturante, cps

La porosidad efectiva representa el espacio en la matriz dentro del cual el fluido fracturante se fugar.

Fluidos que Controlan Prdidas de FluidosEste grupo incluye fluidos fracturantes conteniendo aditivos especiales de prdidas de fluidos diseados para reducir la prdida de fluidos que ocurren durante el tratamiento de la fractura y el coeficiente esta basado en

Kl = 0,0328 * m/ (2*A)

(Ecuacin 4.5)

DondeKl: Coeficiente del fluido, restaurador de pared (Aditivo de prdida de fluido), pie/ min ^0,5

m: Pendiente de la curva de prdida de fluido, graficando volumen acumulado del filtrado contra la raz cuadrada del tiempo de flujo, mL / min ^0,5

A: Area de la seccin transversal a travs de la cual el flujo toma lugar, cm ^2

En este caso, el coeficiente es obtenido de una prueba experimental para determinar la prdida de fluido resultante del uso de un particular aditivo de prdida de fluidos en un particular fluido fracturante. La prueba debe ser realizada a, o corregida a, condiciones de temperatura y presin de fondo del pozo. La prdida del borbotn es la fuga ocurrida durante la pared retenedora de fluido (torta del filtrado) est siendo construida. Puede ser determinada desde esta prueba por extrapolacin de la porcin recta de la curva desde el tiempo cero (0) sobre la ordenada. El valor a esta interseccin es la prdida del borbotn referido.

Resultados de la estimulacin

El incremento de la produccin obtenida siguiendo un tratamiento de fractura es el resultado de la penetracin y conductividad incrementada por la fractura. La ms grande penetracin produce una mayor rea de drenaje desde la cual los fluidos del yacimiento pueden ser producidos. Conductividad incrementada por la fractura resulta de la baja resistencia a fluir a travs de la fractura, permitiendo mayor produccin de fluidos bajo las condiciones de energa del yacimiento.

La siguiente Figura muestra la relacin entre la penetracin de la fractura, relacin conductividad de la fractura e incremento de la produccin.

Estas curvas representan la penetracin de la fractura como una fraccin decimal del radio de drenaje. Si una buena relacin de conductividad puede ser obtenida, luego una penetracin de la fractura 100% del radio de drenaje puede proveer tanto como 13 veces de incremento en la produccin.La conductividad de la fractura es controlada enormemente por la permeabilidad, tamao y localizacin del agente propelente. La fuerza del agente propelente es tambin muy importante.4.3ANLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS

Aunque la fractura y la acidificacin son los tipos mas comunes de estimulacin de pozos usados en la actualidad, otros tipos de tratamientos de estimulacin tambin son utilizados, y algunos de ellos usan material tipo cido pero que no son clasificados generalmente como trabajos de acidificacin. Estos tratamientos son especficamente diseados para la remocin de un agente de bloqueo tales como yeso, lodo de perforacin, parafina, silicato de la formacin, partculas, u otros materiales sobre la cara del pozo y en la formacin inmediatamente adyacente.Los primeros tratamientos de estimulacin usados en pozos de petrleo y gas envolvieron explosivos tales como dinamita o nitroglicerina. Este mtodo fue utilizado por muchas dcadas antes de ser discontinuados por razones de seguridad. Intentos mas recientes para estimular con explosivos envolvieron desplazamiento de material explosivo dentro de la formacin productora en un tratamiento de fractura, el cual consista en que el material era detonado al estar dentro de la formacin pero fue descartado definitivamente por ser muy peligroso.Reperforacin

En algunos casos es muy til reperforar el pozo en la misma zona en la cual fue perforado originalmente. La detonacin del can libera o limpia material de bloqueo en la formacin adyacente al pozo y en las perforaciones previas as como simultneamente crea ms huecos de drenaje dentro del pozo. Tambin, a lo largo de un perodo de tiempo, algunos de los tneles de la perforacin pueden ser bloqueados o taponados totalmente por la migracin de finos, escala, yeso o parafina y la reperforacin en tales casos incrementara grandemente el rea de drenaje dentro del pozo.Limpieza con Material Abrasivo en Forma de Jet (Chorro)Otro mtodo usado para limpiar los huecos del caoneo o para remover yeso contaminando la formacin cercana al pozo requiere el uso de una herramienta a chorro. Una o mas corrientes de fluido arrastrando arena son forzadas a travs de una dura, especialmente diseada garganta a presiones de 1000 lpc y ms, para pegarla contra la pared del pozo. Estos chorros, chocando contra la cara del hueco abierto, desapareciendo y rompiendo depsitos de yeso, y pueden penetrar la formacin y si la herramienta es movida arriba y abajo cuando se est realizando la actividad de impulsar los chorros, el rea alrededor del pozo puede ser limpiada completamente. Esta misma herramienta puede ser usada para tubera perforadas; los chorros a alta presin de fluidos con arena estn disponibles para cortar tubera de acero de 0,25 pulgadas de espesor en un tiempo de 15 a 30 segundos. Estos pueden penetrar hasta una profundidad de 12 a 15 pulgadas en otros 5 minutos o mas, formando unos grandes canales no obstruidos para la produccin de fluidos de la formacin.Remocin de LodoVarios materiales son usados para remover lodo de perforacin desde el pozo y en la formacin adyacente. El material ms comnmente utilizado es un cido disolvente de barro o lodo y consiste de HCl y HF. Este material disuelve parte del barro y dispersa el remanente de tal manera que puede ser extrado. Agentes removedores de lodo son a menudo usados delante de trabajos de fractura, cido o cemento, para limpiar la cara de la zona, siguiendo una menor presin de ruptura, y minimizando contaminacin del barro.Soluciones de cido limpiadores, conteniendo surfactantes especiales que incrementan la penetracin y proveen propiedades especiales de dispersin, tambin son utilizadas cuando se sospecha de una infiltracin de barro dentro de la formacin.

Otras soluciones, conteniendo fosfatos u otros qumicos, pueden ser usados para dispersar y romper partculas de lodo tales que pueden ser extradas desde su ubicacin en el pozo o adyacencias al mismo.

Mezclas especiales de surfactantes, agentes quelantes de hierro y agentes dispersantes de barro tambin han sido efectivos en remover barro de la formacin.

Bloqueo y Emulsiones de AguaSoluciones en base de petrleo y/o agua conteniendo una baja tensin superficial, agentes rompedores de emulsin han sido usados exitosamente para remover bloqueo o emulsin por agua de la formacin. Mas recientemente, soluciones de surfactantes especiales y alcohol se han popularizado, los cuales son bombeados dentro de la formacin hasta contactar el agua o el bloqueo por emulsin cambiando las caractersticas fsicas del material bloqueante y la solucin que se obtiene del fluido bloqueante puede ser producida. Tratamientos de este tipo usualmente consiste de un producto especializado comercialmente disponible con un agente acarreador de petrleo. Si una gran zona va a ser tratada, agentes divergentes, selladores de bola o empacaduras seran usados para asegurar que la solucin contacta a los agentes bloqueantes. Por otro lado, los qumicos probablemente entrarn por las porciones ms permeables y no bloqueadas de la formacin y se pierde la accin en s del trabajo.Depsitos de EscalaCuando un pozo produce algo de agua, depsitos de yeso pueden acumularse sobre la cara de la formacin y en el fondo del equipo y en consecuencia reduciendo la produccin. Estos depsitos pueden tener baja solubilidad y ser difcil su remocin. Soluciones de HCl y EDTA (Acido etileno diamina tetra-actico) pueden a menudo ser usados para remover tales escalas. Porciones solubles de la escala son disueltas por el HCl mientras la accin ablandadora (quelante) del EDTA rompe y disuelve bastante de las porciones remanentes de la escala. Cuando depsitos conteniendo hidrocarburos mezclados con escalas solubles en cido, una mezcla de solvente cido de solventes aromticos dispersos en HCl pueden ser usados para limpiar el pozo, fondo del equipo y las primeras escalas pulgadas de la formacin alrededor del pozo (rea crtica) a travs de la cual todos los fluidos deben pasar para entrar al pozo. Estas mezclas son diseadas como una simple etapa que beneficia a ambos: un solvente orgnico y un solvente cido que contactan continuamente los depsitos.

Remocin de Parafina

Varios buenos solventes comerciales de parafina estn en el mercado, los cuales pueden ser circulados pasando las partes afectadas del pozo o simplemente dejarlo dentro del pozo y seguido para limpiar con espuma jabonosa opuesta a la parte o rea en problema por un determinado tiempo. En el pasado, muchos solventes de parafina han contenido materiales clorinados teniendo un in orgnico de cloruro. Presuntamente tales materiales han sido sacados del mercado a causa de problemas encontrados en refineras con el envenenamiento de cierta catlisis por cloruros orgnicos. El in cloruro no orgnico del HCl es soluble en agua, y puede ser rpidamente extrado del petrleo durante el proceso de refinacin. Aunque, el problema de envenenamiento cataltico no se obtiene cuando el HCl es usado en formulaciones de remocin de parafina tales como dispersiones cidas.Tratamientos con petrleo caliente tambin son comnmente usados para remover parafina, el cual disuelve los depsitos de parafina y luego son extrados del pozo cuando est produciendo. Cuando esta tcnica es empleada son realizadas con una programacin regulada.Inhibidores de parafina son un desarrollo reciente y son diseados para crear una superficie hidroflica (que absorbe agua con facilidad) sobre el equipo metlico del pozo y as minimizando la adherencia de acumulaciones de parafina en las superficies tratadas.

Tratamientos con Inyeccin de Grandes Volmenes

Una sencilla tcnica a menudo usada para dejar libre o abrir bloqueos dentro de la formacin consiste simplemente en bombear grandes volmenes de petrleo, kerosn o destilado dentro de la formacin. Estos tratamientos son especialmente efectivos cuando la formacin est bloqueada por silicatos finos u otros slidos. Bombeando petrleo dentro de la formacin puede re arreglar estas partculas finas tal que los canales de flujo hacia el pozo son re abiertos y es muy beneficio al aadir agentes de superficie activa o agentes rompedores de emulsin al petrleo.Inyeccin de vapor

En algunas reas donde crudo de baja gravedad es producido, vapor es usado para calentar y reducir la viscosidad del petrleo y as permitir que el petrleo se mueva mas fcilmente al pozo y se realizan bajo dos (2) modalidades: (1) vapor es inyectado en un pozo central de un patrn definido y el petrleo es producido a travs de pozos adyacentes o alrededor del mismo y (2) ciclos de inyeccin alterna de vapor y produccin de petrleo desde el mismo pozo

4.4COMPLETACIN DE FONDO DE POZOS

En algunos casos de declinacin de produccin, es importante tener todos los factores disponibles para realizar el mejor posible anlisis desde estos factores as como de los factores que contribuyen a la declinacin. Si el problema no es analizado tan completo como sea posible antes del tratamiento, una gran cantidad de dinero puede ser gastado en el uso de un tratamiento inadecuado. Tambin, siempre que un fluido es bombeado dentro de una especfica parte de una zona, algn mtodo qumico o mecnico sera usado para asegurar que el fluido entre a la zona apropiada.

Control de ArenaPropiedades y Geologa de la Formacin de Arena

Muchos pozos de petrleo y gas produce de formaciones de areniscas depositadas en ambiente marino o detrtico (Laguna). Arenas de depsito marino, donde la mayora de los hidrocarburos son encontrados, son a menudo cementados con material calcreo o silceo y pueden estar fuertemente consolidado. Mioceno y arenas mas jvenes son a menudo no consolidadazas o solamente parcialmente consolidadas con arcilla suave. Estas formaciones estructuralmente dbiles pueden no resistir el movimiento de grano y cuando el pozo produce a altas tasas de flujo pueden producir arena conjuntamente con los fluidos.El movimiento de fluido a travs de yacimientos de areniscas crea esfuerzos sobre los granos de arena a causa del diferencial de presin del fluido, friccin de los fluidos, y presin de sobrecarga. Si estos esfuerzos exceden las fuerzas retenedoras de la formacin, luego granos y finos de arena pueden moverse y ser producidos con el fluido. Cambios rpidos en las tasas de produccin de fluidos y en las fases de fluidos causan condiciones inestables que pueden resultar en un incremento de la produccin de arena. Cuando un pozo comienza a producir agua, a menudo comenzar a producir arena y se demostr que movimiento de partculas tiene lugar en un sistema multifsico cuando la fase mojante comienza a moverse.Areniscas bien consolidadas pueden ser mecnica y qumicamente daadas con el tiempo como el yacimiento es producido. Esfuerzos de sobrecargas sobre granos de arena se incrementa como la presin del yacimiento disminuye. Movimiento de agua puede disolver minerales que cementan los granos de arena cambiando la capacidad de acarreo de los fluidos de la formacin. Migracin de finos puede reducir la permeabilidad de la formacin lo que puede resultar en una gran cada de presin entro del rea del pozo y un cambio en los esfuerzos de la formacin. Una formacin cementada por calcita puede ser daada por un inapropiado diseo del tratamiento de cido, y un incremento de la produccin de arena puede resultar.Consecuencias de Produccin de ArenaMovimiento de arena en formaciones no consolidadas y su posterior produccin con petrleo y/o gas crea un sin nmero de problemas costosos y potencialmente peligrosos, tales como

1Interrupciones de produccin pueden ser causados por taponamientos de arena en el revestidor, tubera de produccin, lneas de flujo o separador.

2Colapso en le revestidor puede ser causado por cambios en la presin y esfuerzo de sobrecarga dentro de la formacin.3Equipos en el fondo y en la superficie pueden ser destruidos, resultando en prdida de tiempo por reemplazo de equipos, pldoras, limpieza o posible un reventn incontrolable.

4Disposicin de arenas producidas es costoso debido a regulaciones que requieren la arena de disposicin libre de petrleo.

Mtodos de Control de Arena

Cuatro (4) tipos de mtodos de control de arena han sido desarrollados para reducir o prevenir el movimiento de arena de la formacin con fluidos producidos:

1Puede ser prevenido restringiendo la tasa de produccin y esto reduce las fuerzas de dragado sobre los granos de arena. Esto es antieconmico ya que incrementando el tamao y densidad de las perforaciones a lo largo con el uso de fluidos de completacin limpios no perjudiciales ayudarn a disminuir la velocidad del fluido y presin de vaciado a mayores tasas de produccin.

2Empaque con grava

3Tratamientos plsticos para consolidacin de arena inyectando resinas dentro del intervalo productor.

4Empaque con grava recubierta de resina

El tipo de mtodo de control de arena seleccionado depende de las condiciones especficas del pozo.

4.5FORZAMIENTO ARENA PETRLEO (SOS: SAND OIL SQUEEZE)

Los fluidos de fractura puede ser divididos en tres (3) categoras: (1) En base de petrleo; (2) en base de agua y (3) en base a mezcla. La clasificacin depende primariamente de los constituyentes principales del fluido de fractura. Los fluidos de base acuosa son o bien agua o cido y la de base de mezcla son emulsiones.Fluidos en Base de Agua GelFluidos en base de agua son naturales o gel de polmeros sintticos de agua o HCl. Ellos pueden ser o bien gel linear o mezclados. Los fluidos en base de agua son usados casi exclusivamente, excepto en aquellos yacimientos extremadamente sensibles al agua, y su popularidad est basado en una serie factores, de los cuales se mencionan (1) Son seguros en su manejo (2) Bajo costo (3) Son o pueden ser formulados para ser compatibles con casi todos los fluidos y condiciones del yacimiento. La principal desventaja es que no pueden ser aplicables en formaciones que son adversamente afectados por agua.EspumasDurante aos recientes, espumas se han convertido extremadamente populares como fluidos de fractura. Normalmente clasificados como fluidos en base a agua, la espuma es una dispersin de un gas, usualmente nitrgeno, dentro de un lquido. Un surfactante es usado como un agente espumante para iniciar la dispersin. Estabilizadores son usados donde altas temperaturas o largos tiempos de bombeos ocurren. La relacin volumtrica del gas al volumen total de la espuma, bajo condiciones en el fondo del pozo, es denominada la calidad de la espuma. El rango de la calidad es 65 85 % aunque composiciones conteniendo menos de 52% de gas no son espumas normalmente estables.La espuma fue diseada primariamente para pozos de gas de baja permeabilidad o baja presin aunque tambin pueden ser utilizados para pozos de petrleo a baja presin pero es necesario usar un diferente agente espumante que sea compatible con los fluidos del yacimiento y reduzcan la posibilidad de emulsiones.

Algunas ventajas son (1) Transporta buen propelente (2) Controla prdida de fluidos libre de slidos (3) baja prdida de fluidos (4) Mnima retencin de fluidos obedeciendo su bajo contenido de agua (5) Compatibilidad con los fluidos del yacimiento y (6) baja presin hidrosttica de fluidos retornados, la cual da rpida limpieza y pronta evaluacin del pozo pero algunas desventajas seran (1) Mas presin superficial es requerida a causa de la baja hidrosttica y (2) hay que aadir lo costoso del gas, especialmente bajo alta presin sonde el volumen es reducido.Fluidos en Base de MezclasSon generalmente dispersiones o emulsiones de petrleo en agua que sirven como fluidos de fractura altamente eficientes en base a agua. Las emulsiones viscosas son mezcla que contienen 2 partes de petrleo (crudo o refinado) y una parte de agua o salmuera y son denominadas poli-emulsin y son diseadas para proveer fluidos de fractura de alta viscosidad a temperaturas hasta 350 F y son raramente usados debido al peligro de fuego y al costo. Si un gel proveedor de alta viscosidad en el volumen de agua (95%) y un 5% de fase de petrleo es dispersado a travs de la mezcla para dar excelentes propiedades de control de prdidas de fluidos sin requerir la adiccin de slidos. El control de fuga es el resultado del flujo de fluido de 2 fases que reduce la permeabilidad relativa de la formacin ms que fluidos convencionales de fractura para dar un mayor rango de permeabilidad. El fluido es altamente eficiente incluso cuando se compara con fluidos de fractura de emulsin viscosa. Normalmente, el contenido de 5% de petrleo es demasiado bajo para anular efectos significantes sobre cualquier presin de friccin o columna hidrosttica, incluso cuando es usado con gel con agua o salmuera altamente viscoso.

Agentes Sostenedores o propelentes

Son usados para mantener la capacidad de flujo en la fractura despus de realizada la fractura hidrulica. La cantidad de propelente o sostenedor usado, la forma en que es colocado en la fractura, y las propiedades del material mismo juegan un papel muy importante en el mantenimiento de la productividad a travs de la vida del pozo. La seleccin de este agente y su programacin durante el tratamiento son partes importantes de la total completacin y el diseo del tratamiento. Existen seis (6) propiedades del propelente que afectan la conductividad resultante de la fractura:

1Fuerza o resistencia del grano

2Tamao del grano

3Distribucin del tamao de los granos

4Factor de redondez del grano

5Calidad (cantidad de finos e impurezas)

6Densidad del propelente

Ubicacin del propelenteLa forma en que un agente propelente es colocado en una factura es tambin importante. En formaciones de muy baja permeabilidad, solamente una fina fractura puede ser necesaria. Ahora bien, la longitud de la fractura viene a ser importante en tales formaciones a causa que mientras mayor sea el rea de la formacin expuesta a la fractura propuesta mayor ser el volumen de petrleo o gas que puede ser drenado dentro de la fractura.Tcnicas de FraturamientoCasi todos los tratamientos de fractura usualmente son realizados por bombeo de materiales abajo del revestidor o tubera de produccin a tasas tan altas como las limitaciones del pozo y la economa lo permitirn, tcnicas especiales algunas veces son empleadas para ayudar al control del crecimiento vertical de la fractura. Tal control est directamente relacionado con la eficiencia de la vertical envolviendo construccin de una barrera artificial abajo y se realiza usando baja tasa de inyeccin y fluidos con caractersticas de pobre transporte de propelente al inicio del tratamiento.

Fractura de Mltiples ZonasCuando mltiples zonas estn abiertas al pozo, desvos mecnicos tales como empacaduras o tapn puente puede ser usado para aislar zonas de tal manera que cada una puede ser tratada individualmente.

4.6EMPAQUE CON GRAVA

La grava sera de tamao adecuado para prevenir invasin por los finos de la formacin, por ejemplo si 20% de un empaque de grava es arena fina, la permeabilidad sera 35% menor que si no estuvieran presentes.Un tamao de grava sera seleccionado que restringir el movimiento de finos de la arena de la formacin pero no reducir el flujo de fluidos hasta tasa anti-econmicas. Estudios han permitido sugerir que el tamao de la grava sera 5 o 6 veces el dimetro de la tamao promedio de los granos de la arena de la formacin.El tamao apropiado de la grava es determinado por:

1Obtener una muestra representativa de la formacin2Realizar un anlisis de tamiz3Graficar la data del anlisis de tamiz versus acumulado (logaritmo, probabilidades, etc.)

4Calcular el dimetro promedio del grano de la grava usando un mltiplo de 5 a 6 del 50% del dimetro del grano de la formacin. Cuando se toman varias muestras de una misma zona, deben ser analizadas por separado y la muestra con el menor dimetro del grano del 50% es usado para seleccionar la grava.

En las siguientes tablas se dan algunos de los tamaos de grava disponibles en el mercado:

Tamao Disponible de GravaAnlisis de tamiz de Arena de Formacin

Tamao de grava,No. Tamiz USSDimetro promedio, No. Tamiz USS% Peso Acumulado Retenido

PulgadasPulgadasMuestra AMuestra B

0,006-0,01740/1000,012300,20,1

0,008-0,01740/700,013401,20,6

0,010-0,01740/600,014505,12,5

0,012-0,02330/500,0177016,07,5

0,017-0,03320/400,02510065,019,0

0,023-0,04716/300,03514062,039,0

0,033-0,06612/200,05020082,058,0

0,033-0,07910/200,05627093,077,0

0,047-0,07910/160,06332597,086,0

0,066-0,0948/120,08040098,390,0

0,079-0,1326/100,106100,0100,0

Calidad de la GravaEstudios han demostrado que grava conteniendo partculas finas fuera del rango especificado tendrn menor permeabilidad. Gravas angulares pueden ser partidas durante el transporte y manejo, y creando partculas finas que reducen la calidad de la grava. Gravas redondeadas proveen firmeza, ms compactacin uniforme y mayor permeabilidad que las gravas angulares. El tamao de las ranuras de los equipos (forro, liner, etc.)4.7DISTINTAS FORMAS DE EMPAQUE

El trmino grava es usado frecuentemente para referirse a una arena comercial slice, uniforme, graduada y que es colocada en el fondo del pozo con el propsito de retener mecnicamente las arenas de la formacin y se realizan como se indica a continuacin:Circulando paquetes de grava son realizadas en dos 92) etapas:1Un empaque externo o pre empaque coloca grava en la parte externa o afuera de las perforaciones, el cual vaco puede existir en la formacin alrededor del revestidor y en las perforaciones. Un empaque externo, por supuesto, no se usa en completaciones a hueco abierto. Este empaque es usualmente obtenido por bombeo de un tapn de grava a travs de una tubera libre en el fondo con la aplicacin de la presin del fluido. Para lograr una buena colocacin de la grava, fluido debe perderse a la formacin. 2Otro empaque interno es obtenido por bombeo de un tapn conteniendo desde hasta 15 lbm de grava por galn de fluido bajando por la tubera de trabajo y a travs de una herramienta cross over dentro del espacio anular entre el forro y el revestidor. La grava es mantenida en el sitio por el forro mientras el fluido acarreador (salmuera, diesel, etc.) fluye a travs del forro y el cross over y retorna a la superficie.Una tubera de lavado se extiende desde el crossover, dentro de la tubera lisa y ranurada, hasta el fondo del forro rasurado. Retornos son obtenidos a travs de la tubera de lavado. Es recomendable que el dimetro de la tubera de lavado sea 60% del dimetro interno del forro ranurado.

El forro liso y ranurado se centraliza y la longitud del rasurado es tal que se extiende arriba y debajo de las perforaciones.

El otro tipo de empaque con grava sera en completaciones a hueco desnudo en que solamente existe el empaque interno y el crossover se sustituye por empacadura o colgador que se mantiene desasentada mientras dure el proceso de bombeo de la grava y para el reacomodo de dicha grava se emplea espuma.

PAGE 1

_1351787587.xlsGrfico1

00

2.8500

5.61000

8.41500

11.22000

142500

16.83000

19.63500

PC

LBM

% PESO, FUERZA DEL ACIDO

Pc Caliza Disuelto/1.000 galon cido

Lbm Caliza Disuelta/1.000 galn cido

FIGURA 4.1 SOLUCION DE CALIZA EN ACIDO

Hoja1

% Peso HClPC calizalb caliza%PCLB

000

42.8500

85.61000

128.41500

1611.22000

20142500

2416.83000

2819.63500

Hoja2

Hoja3