El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de

fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia

con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para

diseñar el mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con

alto skin.

La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes

fases:

1. Selección de los candidatos e identificación del problema de baja

productividad:

En esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta

etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también

determinado.

2. Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y

aditivos son seleccionados.

3. La Implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento

ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con

los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del

tratamiento.

4. Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el

tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones

anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al

tratamiento.

Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los

software de estimulación de pozos.

Fase 1. Selección de Candidatos e identificación del daño.

Selección del candidato. La producción de un pozo declina por múltiples razones.

Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características

propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos,

materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación

y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los

procesos de completación. La producción por flujo natural puede ser también baja

debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las

propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo una arena de baja

permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional,

afectando así, el término skin.

El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de

flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo. Este

representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del

yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación

de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una

apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para

su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los

factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades

adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-

perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de

varios skins.

En este modulo, la producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción

esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de

un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad

y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este

potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar

las más complicadas herramientas de simulación. El factor skin es frecuentemente

determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una

prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de

candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios

autores. El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser

removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la

ecuación, tal como se presenta á continuación:

Sdam = Stot - (Sperf + Sturb + Sdev + Sgravel + Sperf size)…

donde:

Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner).

Sdam = skin resultante del daño a la formación.

Sperf = skin resultante a la penetración parcial, etc.

Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo.

Sdev = skin resultante de la desviación del pozo.

Sgravel = skin resultante de empaques de grava.

Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo.

Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de

reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de

mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros

parámetros, y un rankeo de candidatos. Es importante el uso de un software de

apropiado para la evaluación técnica de una estimulación, ya que ayuda al

ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos. Por ejemplo,

para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético

presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas

perforaciones (y no 8 acidificaciones!).

Identificación del Daño. Si un pozo presenta alto daño, el ingeniero debe continuar

el procedimiento para clasificar la naturaleza del daño. En principio, el daño a la

formación es clasificado de acuerdo a los procesos o las operaciones que

causaron su desarrollo. Los mecanismos de daños que deben ser considerados se

incluyen en la siguiente lista:

Escalas

Fluosilicatos

Precipitación de gel sílica

Asfalteno

Parafina

Producción de química

Problemas con bacterias

Hinchamiento de arcilla

Migración de arcillas y otros finos

Sólidos/Tapones

Lodo de perforación

Bloqueo de emulsiones

Daño por polímeros

Puentes de sal

Petróleo remanente

Bloqueo por agua

Cambios de Humectabilidad

El tipo y la profundidad del daño, impacta directamente al tipo de tratamiento que

será más apropiado para cada uno de los pozos. La selección de un tratamiento

sin considerar la causa del daño a la formación, causará tratamientos menos

“acertados”.

Fase 2. Selección de fluido.

La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente

los software de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a

diseño de fluidos:

Un sistema experto.

Un simulador geoquímico.

Información especificada por el usuario.

Sistema Experto. Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en principios

de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones

determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el

diseño de tratamientos. Este método genera una suite completa de sistemas de

fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores,

volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos.

Simulador Geoquímico. Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida

por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la

formación. Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la

física, la química y la termodinámica. Este método simula el ácido que invade la

matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los

componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de

reacción. También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de

integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el

procedimiento.

Fase 3. Implementación.

Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado

la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se

debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de

estimulación. Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el

diseño del fluido. La operación incluye (1) la evaluación de posibles divergentes,

(2) varias técnicas de implementación, (3) la determinación del programa completo

de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas y (4) la simulación de la operación

para optimizar el proceso de diseño.

Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen

selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc.

Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y

tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas.

Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de

aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección

pueden ser evaluados.

Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc;

el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo. Este

programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los

divergentes a usar, las tasas  de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a

usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar. El

ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo

previamente con el simulador. El simulador operacional simula el bombeo de fluido

dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el

análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables:

Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no

newtonianos.

Múltiples intervalos de formación con skin.

Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano).

Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava.

Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular.

Fricción en la tubería.

El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las

siguientes:

¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo?

¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y

cuales menor volumen?

¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la

reducción del skin?

¿Cuanto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva?

¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en

carbonatos?

 

Fase 4. Evaluación del tratamiento.

La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento. Matemáticamente

hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la

formación a medida que se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de

Darcy, por ejemplo). Después de la realización del tratamiento, los ingenieros

pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar

las condiciones antes y después del trabajo. Es siempre recomendable dejar el

pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado

completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado

en el pozo. Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de

presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor

de skin. Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino

la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo.