PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
La parte 1 de este artículo, "Un nuevo método prueba el valor de la planificación en la
estimulación", desarrolla el Método de graficar curvas para predecir parámetros de bombeo
usando cálculos de efecto pelicular (skin). Estos parámetros de bombeo se pueden convertir en
parámetros del yacimiento en el sitio del pozo, y suministran datos como relación de daño,
permeabilidad y la parte del espesor productivo que está admitiendo estimulación.
La parte 2, "Historia de campo corrobora el control y la evaluación", evalúa experiencias reales.
Cinco historias de casos de tres pozos interpretan dos ensayos de inyectividad
y
tres
acidificaciones matriciales. Se incluye la interpretación de los registros de presión y caudal de
tratamiento.
Traducción del artículo "Matrix stimulation Planning", publicado en Gil & Gas Journal (Nov. 19 y 26,
1979).
1
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por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
PARTE 1
UN NUEVO METODO PRUEBA EL VALOR DE LA PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION
Una correcta estimación anticipada de los parámetros de bombeo garantizará que se disponga de
la cantidad apropiada de potencia hidráulica en la localización y de que esta potencia hidráulica se
use en su totalidad.
El ingeniero en el trabajo debe comprender las variaciones de los parámetros de bombeo durante
la estimulación. El control de la operación será mejor y se maximizarán las posibilidades de éxito.
Muy frecuentemente, el análisis y la interpretación son un procedimiento post-operativo.
Suponiendo un radio efectivo de pozo menor que el real, se tienen en cuenta pérdidas por fricción
adicionales en la zona dañada. Los parámetros de bombeo (caudales, presiones) se pueden
expresar como una función del factor skin o de la relación de daño.
El método ofrece información del daño de formación por medio de un ensayo de inyectividad. Los
parámetros de bombeo pueden predecirse al comienzo y durante la estimulación. La evaluación
precisa del trabajo de estimulación mientras se está ejecutando dará como resultado una
estimulación eficiente.
TEORIA
El método se basa en la ecuación para flujo radial de fluidos incompresibles a través de un medio
homogéneo y horizontal, en estado estacionario. Describe la inyección matricial de cantidades
relativamente pequeñas de fluidos (ensayos de inyección y/o estimulación matricial):
Pwf - Pe =(141.7 Qµ / K h) * ln(rb/rwe)
(1 )
donde:
Pwf = presión de inyección en el fondo, psi
Pe = presión del yacimiento, psi
Q = caudal de inyección, b/d
µ = viscosidad del fluido inyectado a temperatura de fondo, cp
K = permeabilidad efectiva del fluido inyectado, mD
h = espesor efectivo del intervalo que recibe el fluido bombeado, pies
rb = radio del banco de fluido inyectado, pies
rwe = radio efectivo del pozo, pies
Para tener en cuenta la pérdida por fricción adicional en el área dañada, en la ecuación 1 se ha
supuesto un radio efectivo de pozo menor que el radio real:
rwe = rw.e-S
(2)
donde rw es el radio real y S el factor skin de Van Everdingen, que es positivo o igual a cero (refs.
2,3).
2
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El radio efectivo de pozo rwe es el radio al cual la caída de presión calculada en un yacimiento
ideal será igual al de un yacimiento real con skin (ref. 1).
La presión de inyección en fondo de pozo se puede expresar mediante la siguiente relación:
Pwf = Pi + Ph – Pfr
(3)
donde:
Pi = presión de bombeo en superficie, psi
Ph = presión hidrostática dada por la columna de fluido bombeado
Pfr = pérdidas por fricción, psi
Usando las ecuaciones 1, 2 Y 3, la presión de bombeo en superficie se puede expresar como una
función del caudal de bombeo y del factor skin:
Pi = Pe - Ph + Pfr + (141.7 Q µ / K h) ln(rb/rwe-S)
(4)
Existen diversas incertidumbres que parecen hacer difícil la aplicación cuantitativa de esta
ecuación. La experiencia práctica lograda al aplicar la ecuación 4 en más de 50 pozos ha
demostrado la confiabilidad y la utilidad de este método. Los pozos están en siete diferentes
países dispersos en todo el mundo.
El ingeniero de operaciones puede estar más familiarizado con la relación de daño (DR = Damage
ratio) o con el factor de completamiento (CF = completion factor) que con el factor skin. S se
puede convertir a valores de DR o de CF: (refs. 2, 4, 5)
DR = 100/CF = [1/1n(re/rw)] S
+1
(5)
donde: re = radio de drenaje
CURVAS DE PREDICCION
Las ecuaciones 4 y 5 se pueden usar para preparar gráficos de predicción, mostrando la presión de
bombeo en superficie (psi) en ordenadas, y el caudal de bombeo (bpm) en abscisas, e incluyendo
tantas curvas como valores de relación de daño se consideren (Figs. 1-4) .
Cuando Q = O, la ecuación 4 pasa a ser:
Pi = Pe – Ph
(6 )
y pueden darse tres diferentes posibilidades.
1. Si Pe supera Ph, entonces Pi será mayor que O. La Fig. 1 muestra el proyecto de un ensayo
de inyectividad a efectuarse con gas-oil en una arenisca a 13540 pies. La presión estática
del yacimiento Pe es 5805 psi, mientras que la presión hidrostática Ph, dada por la
ecuación 7, es 5067 psi.
Ph = d H / 19.24
(7 )
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donde:
d = densidad del fluido bombeado, lb/gal
H = profundidad del yacimiento, pies
Cuando Q = O, se puede calcular una presión en superficie de 738 psi a partir de la ecuación 6. En
la Fig. 1 este valor de Pi representa el origen de todas las curvas de predicción.
2. Si Pe es igual a Ph, Pi es cero; en este caso el punto donde comienzan todas las curvas
coincide con el origen de los ejes.
3. Si Pe es menor que Ph, tal como ocurre cuando los ácidos concentrados se bombean en
yacimientos de baja presión o depletados, se obtiene un valor de presión en superficie
negativo -sin sentido físico- a partir de la ecuación 6.
La importancia real de esta condición es el hecho de que la columna de fluido en la sarta se
estabiliza a una profundidad tal que la presión de yacimiento quedará balanceada. Esta es la razón
por la cual, en las Figs. 2, 3 Y 4, los valores negativos en las ordenadas están expresados corno
"nivel de fluido, pies".
Se puede producir una condición similar para Q > O. En este caso, los valores negativos leídos en
la ordenada representan el tope teórico de la columna de fluido suficiente como para mantener un
diferencial de presión en el fondo necesario para inyectar al caudal considerado. En este caso, el
bombeo consistirá simplemente en llenar la sarta, y por lo tanto se leerá un valor de cero en el
registrador de presión de bombeo.
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En la Fig. 2 se muestran los pronósticos de bombeo para una estimulación matricial con HCl:HF
para el mismo pozo considerado en la Fig. 1. Se puede observar que, si al final de la estimulación
DR = 1, debería ser posible alcanzar un caudal de 1 bpm con Pi = O.
Para trazar los gráficos de predicción, el valor de rb se puede calcular aproximadamente a partir
de la cantidad de fluido de estimulación inyectado y del espacio poral disponible, partiendo de la
siguiente ecuación:
v = π ϕ h (1-Sor-Swr) (rb2-rw2) / 5.615
(8 )
donde:
V = volumen de fluido bombeado, bbl
ϕ = porosidad, fracción
Swr = saturación del agua connata, fracción
Sor = saturación residual del petróleo, fracción
h
= espesor efectivo del intervalo que recibe el fluido bombeado, pies
rb = radio del banco de fluido inyectado, pies
rw = radio real del pozo, pies
Normalmente, el volumen total bombeado durante un ensayo de inyectividad o una estimulación
matricial es relativamente pequeño, y generalmente es suficiente para invadir radialmente unos
pocos pies de formación, de lo cual se puede suponer que rb cambia sólo ligeramente.
A través de la experiencia, hemos encontrado en la mayoría de los casos que suponer rb=4 pies
como promedio es una buena aproximación. No obstante, el valor de rb debe evaluarse caso por
caso.
Las pérdidas por fricción a través de las líneas de superficie y de la sarta de completamiento
(tubería y/o anillo) están representadas con una curva de trazos en las Figs. 1 a 4.
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El cálculo de las pérdidas por fricción se efectúa mediante un programa de computadora para
cualquier tipo de fluido bombeado, cualquier número de variaciones de sección, y para bombeo a
través de tuberías, anillo, o ambos al mismo tiempo.
En lo que concierne a otros datos (K, h y Pe) necesarios para construir los diagramas de
predicción, se los puede derivar a partir de la interpretación de ensayos de producción, ensayos de
laboratorio y experiencia de campo. Por ejemplo, el espesor efectivo h se puede evaluar a partir
de la interpretación de caudalímetro mientras que los valores confiables de Ko.h y de Pe se
pueden derivar a partir de ensayos de recuperación (build-up). En el caso de estimulación de
pozos inyectores, los valores de Kw.h y de Pe se pueden tornar de los ensayos de disminución de
presión (fall-off).
El valor de K a introducir en la ecuación 4 cuando se bombee un fluido acuoso corno el ácido en
una formación petrolífera, es la permeabilidad efectiva al agua, Kw. si se dispone de curvas de
permeabilidad relativa obtenida en ensayos de núcleos en laboratorio, será posible obtener buenos
valores de partida de Kw, una vez que se conozcan los valores reales de saturación de petróleo
yagua en el yacimiento.
En las Figs. 1 y 2, los valores de Ko = 350 md (para ensayo de inyectividad con gas-oil) y de Kw =
35 md (para la acidificación) han sido adecuadamente derivados a partir de curvas de
permeabilidad relativa obtenidas en ensayos de núcleos en el laboratorio.
En el caso de disponer de información incompleta o dudosa sobre K, h Y Fe' se puede construir
una serie de curvas para diferentes valores (considerados los más probables) de tales parámetros.
Los resultados de campo permitirán la selección de la curva que mejor interprete el
comportamiento del pozo.
Los parámetros de bombeo registrados durante un ensayo de inyectividad y/o una estimulación
matricial se pueden usar para obtener información útil de K, h Y Pe en el caso de que alguno de
estos sea dudoso o necesite ser verificado.
PREDICCION DE LOS PARAMETROS DE BOMBEO
La Tabla 1 muestra los parámetros de bombeo obtenidos durante un ensayo de inyectividad con
gas-oil en una arenisca petrolífera. Los valores se tomaron de las curvas de la Fig. 1. Esta Tabla
incluye solamente algunos valores para la relación de daño, pero se podría haber agregado otros.
Tabla 1: Parámetros de bombeo, ensayo de inyectividad
Caudal de bombeo, bpm
Presión de
bombeo, psi
DR = 10
DR = 5
DR = 2
DR = 1
1000
0.1
0.1-0.2
0.5-0.7
1.5-1.8
1500
2000
2500
3000
0.2
0.4
0.6
0.8
0.5-0.6
0.8-0.9
1.1-1.3
1.5-1.7
1.5-1.7
2.5-2.7
3.4-3.6
4.1-4.5
3.5-4.0
5.2-5.6
6.5-7.0
7.8-8.2
3500
0.9-1.0
1.8-2.0
5.0-5.3
8.8-9.2
La Tabla indica que si la formación está muy dañada (DR=10), el caudal de bombeo máximo
esperado con Pi=3500 psi es de aproximadamente 1 bpm, mientras que con Pi=1000 psi, el
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caudal sería menos de 0.1 bpm.
Si la formación no estuviera dañada (DR=1), se puede estimar que se alcanzarían
aproximadamente 9 bpm con 3500 psi de presión de inyección en superficie.
Es importante que el personal de operaciones conozca estas predicciones con el objeto de:
™ Disponer del equipo adecuado en el pozo (unidades de bombeo, caudalímetros,
registrador de presión, líneas de superficie1 etc.).
™ Estimar el tiempo y el costo de la operación.
™ Juzgar correctamente la evolución de los parámetros operativos.
™ Realizar el ensayo de tal manera que los datos obtenidos sean completos y exhaustivos.
Como ejemplo, si el personal de operaciones no conoce el rango de caudales que se esperan
durante un ensayo de inyectividad, puede no tener en cuenta caudales de bombeo muy bajos
(0.1-0.2 bpm) para la evaluación de los cuales se requiere especial atención, como así también
tiempos mayores que los normales. En este caso, se puede creer equivocadamente que el pozo no
está tomando fluido, mientras que una correcta evaluación del comportamiento del pozo puede
permitir una estimación cuantitativa del alto grado de daño de formación. Evaluaciones incorrectas
pueden llevar a decisiones de alto costo.
Si antes de la ejecución del ensayo de inyectividad se conoce o estima un valor de relación de
daño (por ejemplo, según una interpretación de un ensayo de recuperación de presión), es posible
trazar en el gráfico (Fig. 1) una "línea de tendencia pronosticada" (predicted trend line) la cual
indica los valores esperados de los parámetros de bombeo.
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Las curvas mostradas en las Figs. 3 y 4 han sido dibujadas para predecir los parámetros de
bombeo para un ensayo de inyectividad con salmuera en una arenisca petrolífera. En las dos
figuras, sólo cambia la permeabilidad efectiva al agua (Kw). Los valores supuestos fueron 50 md
en la Fig. 3 y 500 md en la Fig. 4. No había valores confiables para Kw, por lo tanto los valores
supuestos se aproximaron a la capacidad de admisión mínima y máxima de la formación.
Suponiendo que DR=10 y una presión de inyección de 2250 psi, es de esperar un caudal de
bombeo de aproximadamente 1 bpm si Kw=50 md (Fig. 3), y un caudal de 7 bpm si Kw=500 md
(Fig. 4).
Si la formación no estuviera dañada (DR=1) los caudales de bombeo serían de 10 bpm (según Fig.
3), o de 13.5 bpm (según Fig. 4).
La comparación de las Figs. 3 y 4 muestra claramente el efecto del aumento de la permeabilidad:
Las curvas de predicción convergen cerca de la curva de pérdida por fricción. La Fig. 4 muestra
que para 1≤DR≤1.7, la presión de inyección en superficie es siempre menor que las pérdidas por
fricción teóricas para todo caudal de bombeo hasta 16 bpm. De hecho, se debe bombear a 4.5-5
bpm simplemente llenando la sarta (presión de inyección en superficie=0), siendo la columna
hidrostática suficiente para asegurar el diferencial de presión de fondo requerido.
La predicción de los parámetros de bombeo para una estimulación matricial se muestra en la Fig.
2. La estimulación se hizo con HCI-HF.
Las curvas de las Figs. 1 y 2 son para el mismo pozo. Las predicciones para el ensayo de
inyectividad se pueden correlacionar con la estimulación matricial. Se usaron los datos de la Fig. 2
para preparar la Tabla 2.
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Tabla 2: parámetros de bombeo, estimulación matricial
Caudal de bombeo, bpm
Presión de
bombeo, psi
DR = 10
DR = 5
DR = 2
DR = 1
0
0.1
0.1
0.3
1. 0-1. 2
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0.1
0.1
0.1-0.2
0.2
0.2-0.3
0.3-0.4
0.4
0.2
0.2-0.3
0.4-0.5
0.5
0.6
0.6-0.7
0.7-0.8
0.6
0.8-1.0
1.2-1.3
1.5-1.7
1.8-2.0
2.1-2.3
2.4-2.6
2.7-2.9
2.0-2.2
3.0-3.2
3.9-4.1
4.7-4.9
5.4-5.6
6.1-6.3
6.9-7.1
7.5-7.7
4500
8.1-8.3
La Tabla 2 incluye sólo algunos valores de relación de daño, pero el cálculo puede extenderse a
cualquier valor deseado. A partir de la Tabla 2 se puede obtener la siguiente información.
™ Si la formación está muy dañada (DR>5), la primera entrada de ácido
(preflujo
de
clorhídrico o HCI-HF) debe efectuarse a caudales de bombeo que no superen 1 bpm para
cualquier valor de presión admisible.
™ Para considerar totalmente exitosa la acidificación, deben alcanzarse los parámetros de
bombeo de la última columna (DR=1) de la Tabla 2. En particular, es teóricamente
imposible bombear 1 bpm con una presión de inyección en superficie igual a cero, y
alcanzar un caudal de 8 bpm a la máxima presión de superficie admisible (4500 psi).
™ Es posible calcular la potencia hidráulica necesaria para la operación, es decir:
máxima presión de bombeo: 4500 psi
máximo caudal de bombeo esperado: 8 bpm
potencia hidráulica requerida: 880 hhp
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PARTE 2
HISTORIA DE CAMPO CORROBORA EL CONTROL Y LA EVALUACION
En la parte 1 de este articulo se discutió cómo preparar curvas que muestren los parámetros de
bombeo para ensayos de inyectividad y estimulaciones matriciales. El mismo método se usa ahora
para controlar y evaluar mejor los resultados.
Casos reales de ensayos de inyectividad con gas-oil y trabajos de estimulación muestran cómo
usar el método.
La experiencia de campo con más de 50 pozos en diferentes yacimientos re fuerza la aplicación del
método aplicado por AGIP. Algunas de las características son:
9 Los parámetros de bombeo a utilizar durante un ensayo de inyectividad pueden ser
predichos.
9 La magnitud del daño de formación se puede evaluar mediante un ensayo de inyectividad.
9 Se puede hacer una interpretación rápida y correcta del gráfico de registro de presión en el
pozo.
9 Los parámetros de bombeo esperados al comienzo de la estimulación matricial pueden ser
pronosticados.
9 Los parámetros de bombeo finales que indiquen el éxito de la operación pueden ser
pronosticados.
9 El efecto de los fluidos de estimulación mientras entran a la formación se puede evaluar.
9 La variación de los parámetros de bombeo puede ser interpretada.
9 Se puede evaluar si los volúmenes de ácido utilizados fueron insuficientes, adecuados o
excesivos.
9 Se puede evaluar también la efectividad, la utilidad, y el correcto dimensionamiento de los
distintos fluidos bombeados (preflujo, tratamiento, postflujo).
9 Se puede evaluar rápidamente el pasaje de flujo radial a flujo a través de fracturas
hidráulicas inducidas. Se pueden estimar fácilmente las presiones de fractura.
9 Se pueden tomar decisiones correctas y rápidas en el pozo, ampliando
de éxito.
PRESION DE BOMBEO
La presión de bombeo en superficie se calcula usando la ecuación:
Pi = (Pe - Ph + Pfr) + (141.7 Q µ /K h) ln(rb/rwe-S)
10
(1)
la
probabilidad
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donde:
Pi = presión de bombeo en superficie, psi
Ph = presión hidrostática por efecto de la columna de fluido bombeado, psi
Pfr = pérdidas por fricción, psi
Pe = presión del reservorio, psi
Q = caudal de inyección, b/d
µ = viscosidad del fluido inyectado a temperatura de fondo de pozo, cp
K = permeabilidad efectiva al fluido inyectado, md
h = espesor efectivo del intervalo que recibe el fluido bombeado, pies
rb = radio del banco de fluido inyectado, pies
rw = radio del pozo, pies
S = factor skin de Van Everdingen
ENSAYO DE INYECTIVIDAD
Normalmente, se realiza un ensayo de inyectividad registrando por lo menos tres caudales
correspondientes a tres valores diferentes de la presión de bombeo. Por lo tanto, es posible
graficar por lo menos tres puntos en el gráfico de presión vs. caudal.
Se han graficado cuatro casos hipotéticos para mostrar cómo se pueden evaluar los resultados de
un ensayo de inyectividad (Fig. 1). Cada uno es un resultado posible de ensayos de inyectividad
con gas oil en una arenisca petrolífera.
El caso A supone que el valor de daño (DR) se conocía antes del ensayo y que el mismo era 5. Fue
entonces posible trazar en la Fig. 1 una "línea de tendencia pronosticada". Los puntos graficados
(valores de campo) se aproximan bastante a la línea de tendencia pronosticada por lo que se
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confirma el DR conocido.
Como evaluación del ensayo de inyectividad, es de notar que: (1) debido a que DR=5
aproximadamente, se recomienda una estimulación matricial para aumentar, teóricamente, cinco
veces el índice de productividad; y (2) los valores de los datos usados para trazar las curvas son
muy confiables.
En el caso B, los puntos 1, 2 y 3 correspondientes a los primeros tres pares de parámetros de
bombeo, se aproximan a la línea de tendencia pronosticada, confirmando los pronósticos. La
evaluación total es la misma que para el caso A.
Los puntos 4, 5 y 6 indican que el bombeo se produjo a una presión que excede la presión de
fractura de la formación. La marcada disminución de DR a 2.5 (Fig. 1) es absurda, siendo una
cuestión del ensayo de inyectividad. El cambio de tendencia con respecto a los puntos 1, 2 y 3 es
lógicamente el resultado del pasaje del flujo radial a flujo a través de las fracturas hidráulicamente
inducidas.
En la Fig. 1, la zona de transición entre los dos tipos de flujo se ubica claramente entre los puntos
3 y 4. El ingeniero de operaciones dispone de una simple herramienta para evaluar rápidamente si
se está o no bombeando en condiciones matriciales, y también puede verificar con precisión el
valor de la presión de fractura.
En el caso C, el DR de los valores graficados de los parámetros de bombeo es aproximadamente
16.5, mucho más elevado que el pronosticado (DR=5). Es entonces necesario evaluar si se han
creado o no condiciones de daño grave, como por ejemplo, filtrado de fluidos perjudiciales durante
la reparación.
Si el valor de DR obtenido del ensayo de inyectividad pareciera sobreestimado, probablemente
haya que modificar los valores de algunos parámetros usados para graficar las curvas:
Rb puede ser superior a los 4 pies
Ko puede ser inferior a los 350 md
h puede ser inferior a los 30 pies
µ puede ser superior a los 2 cp
Verificando las suposiciones, existen razones para corregir una cierta evaluación, llegando a una
interpretación satisfactoria de los valores de campo. Este es un importante control "a posteriori",
ya que permite determinar todos los parámetros involucrados que deben ajustarse. Así se mejora
la confiabilidad del método para futuras aplicaciones.
La formación en el caso D aparece sin daño y por lo tanto no se necesita una estimulación
matricial.
Una de las ventajas del método es la posibilidad de predecir, mediante un ensayo de inyectividad,
el beneficio potencial de una estimulación matricial. La operación se puede programar sobre la
base de una evaluación técnica y económica.
ESTIMULACION MATRICIAL
Durante una estimulación matricial se recomienda mantener siempre la presión en superficie en
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loa valores máximos admisibles por debajo de la presión de fractura. Si se aumenta en forma
constante el caudal de bombeo después de cada indicación de mejora del pozo, se tratará tanta
formación como sea posible (independientemente del eventual uso de agentes de desviación). De
esta manera, se aprovecha de la mejor forma el volumen de ácido y la potencia hidráulica.
El caso E podría representar una guía preparada por el ingeniero especialista en estimulación para
el operador de campo, o bien el comportamiento real de pozo en una estimulación matricial (Fig.
2).
Si lo tomamos como una guía, el operador sabe que debe mantener una presión de inyección en
superficie que siempre supere los 3000 psi Y que debe aumentar constantemente el caudal
después de cada indicio de mejora del pozo. También se indica cómo aumentar gradualmente la
presión en superficie.
Si el caso E es el comportamiento real del pozo, esto es, los puntos graficados representan el
registro de los parámetros de bombeo reales, se deduce que:
9 La estimulación se puede considerar exitosa (DR final = 1.1).
9 El volumen de ácido fue adecuado.
9 La supervisión técnica de la operación de estimulación fue muy eficiente.
El caso F muestra qué hay que evitar durante la estimulación matricial. No se debe permitir que la
presión en superficie baje tan notoriamente manteniendo el caudal constante (Fig. 2). La presión
bajó de 3000 psi a 1500 psi, mientras se bombeaba a un caudal constante de 0.9 bpm. El uso de
la Fig. 2 permite la evaluación apropiada de estos valores en el pozo. Se puede apreciar que:
* La estimulación no puede considerarse totalmente exitosa ya que la DR final es más de 2.5
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* El volumen de ácido fue inferior al necesario. Probablemente se desperdició
pequeña de la zona expuesta.
en
una
porción
* La supervisión técnica de la operación fue pobre.
* Puede ser aconsejable planificar otra acidificación a ejecutarse según el caso E.
HISTORIA DE CASO: POZO A
El pozo A producía 1600 b/d de 36 pies perforados de una arenisca a una profundidad de 10800
pies. A partir de un ensayo de recuperación de presión (build-up), se obtuvieron estos datos:
PI = 3.6 b/d/psi
Pe = 3370 psi
Ko.h = 8280 md/pie
DR = 12.5
Para mejorar la productividad del pozo, se planificó una estimulación matricial, usando la HCl:HF y
solvente mutual. Los pasos fueron:
1. Ensayo de inyectividad con gas-oil.
2. Preflujo con HCl al 15 %
3. Tratamiento con HCl-HF 15 % - 4 %
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4. Postflujo y desplazamiento con gas-oil.
Los parámetros de bombeo
a ser usados para el ensayo
de inyectividad y para la
operación de acidificación,
fueron trazados por medio
de un programa de
computadora (Figs. 3 y 5).
Se conocía el DR, y por lo
tanto se trazó una línea de
tendencia pronosticada que
representa los valores
esperados de los parámetros
de bombeo.
Los
gráficos
de
presión registrados
durante el ensayo
de inyectividad y la
estimulación
matricial,
respectivamente,
muestran una cantidad
de
puntos
significativos (Figs.
4 y 6). Cada punto
representa un par
de valores de la
presión y del caudal
de bombeo. Estos
puntos
están
mostrados en las
Figs. 3 y 5.
Los valores de campo para el ensayo de inyectividad se aproximan a los pronosticados. El ensayo
confirmó un DR=12.5, la necesidad de una acidificación, y la confiabilidad de los valores de los
parámetros usados para trazar las curvas (Fig. 3). Debería ser posible estimar cuantitativamente la
cantidad de daño de formación con exactitud, por medio de un ensayo de inyectividad.
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Durante la estimulación matricial se produjo una caída rápida de la inyectividad, de 3 bpm a 0.5
bpm progresivamente, cuando el preflujo de clorhídrico siguiendo al gas-oil contactó la formación
(Fig. 6). Esto se debió principalmente a la diferente movilidad de los dos fluidos.
Curvas de permeabilidad relativa tomadas de ensayos de laboratorio de núcleos del pozo A, llevan
al cálculo de 26 md para Kw y de 230 md para Ko.
Nótese que la caída de inyectividad observada en el pozo había sido pronosticada usando las Figs.
3 y 5, no sólo cualitativamente sino también cuantitativamente.
Los parámetros de bombeo pronosticados y reales (tabla 1) fueron interpolados a partir de las
líneas de tendencia pronosticada (Figs. 3 y 5) Y según los registros de presión (Figs. 4 y 6).
Tabla 1: Comparación de inyectividad - Pozo A
Presión
de
bombeo
psi
Caudal de bombeo, bpm
Primer HCl ingresando
a la formación
Inyección de gas oil
Pronosticado
1000
1.4
1700
2200
2750
2.0
2.4
2.8
34-00
3.3
Real
Pronosticado
2.0
2.5
3.0
0.3
0.4
0.45
0.5
Real
0.5
El primer contacto del
preflujo de clorhídrico con
la formación con
frecuencia da por
resultado una caída de la
inyectividad debido a los
finos liberados. Este no es
el caso del pozo A. La
caída de la inyectividad
puede deberse solamente
a la diferencia entre la
permeabilidad efectiva al
gas-oil y al fluido acuoso.
Un eventual efecto de taponamiento a causa de los finos liberados puede producir un aumento del
DR debido a la reducción de la permeabilidad cerca del borde de pozo. En el pozo A, el punto 1
confirma el valor de DR = 12.5 inicial que se esperaba (Fig. 5).
Ahora se explica cómo responde el pozo a la inyección de ácido como así también el significado de
la variación de cada parámetro de bombeo (Fig. 5). Esto puede ser una herramienta útil para
16
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
interpretar en forma rápida y correcta un gráfico de registro de presión. Durante la estimulación, el
DR disminuye gradualmente, mostrando la efectividad de la técnica de estimulación (Tabla 2).
Tabla 2: Estimulación matricial y DR - Pozo A
Punto
Caudal de
Presión de
Relación
número
bombeo, bpm
bombeo, psi
de daño
1
0.5
3400
12.5
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
0.5
1
1
2
2.5
2.5
3
3.5
3.5
1.7
1.9
4
4
5
5
5.8
5.8
7.5
8
3250
340D
2600
3100
3000
2800
7200
3100
2200
0
0
1800
1700
2000
1000
1400
1200
2400
2700
12.1
6.6
5.7
3.3
2.8
2.7
2.3
2.2
1.9
1.82
1. 79
1.73
1. 60
1.54
1. 23
1.22
1.18
1. 20
1.19
Los puntos 18, 19 Y 20, para los últimos 30 bbl de ácido que entran a la formación¡ muestran que
el DR se mantuvo constante (aproximadamente 1.2). El volumen de ácido usado (210 gal/pie) fue
adecuado o ligeramente excesivo.
Esta operación de estimulación se puede considerar exitosa, con el DR disminuyendo de 12.5 a
aproximadamente 1.2. Al final de la operación, el ingeniero de campo calculó el PI que se habría
obtenido:
PI antes de la acidificación
= 3.6 b/d/psi
DR antes de la acidificación
= 12.5
DR después de la acidificación
= 1.2
PI esperado después de la acidificación = 37.4 b/d/psi
Después de la estimulación, el pozo A produjo 5200 b /d, con una presión fluyente en superficie
que es el doble de la presión antes de la operación. Un ensayo de producción realizado unos días
después de la estimulación arrojó estos resultados:
PI = 40 b/d/psi
DR = 1.1
Koh =8300 md/pie
17
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
La buena concordancia entre los datos de ensayo antes y después de la operación y los obtenidos
del método sustentan el uso de esta técnica.
HISTORIA DE CASO: POZO B
El pozo B fue perforado como inyector y se cañoneó con 4 tiros/pie a través de revestimiento de
7". El total de tiros cubrió 9.2 pies de zona de interés de una arenisca no consolidada a 2820 pies.
El caudal de inyección promedio en otros inyectores en el mismo yacimiento fue de 5000
bbl/agua/día con una presión de inyección en superficie variando entre 140 y 500 psi.
Las perforaciones abiertas
promediaban 20 pies. El
pozo B tomó solamente
pequeñas cantidades de
agua salada a una presión
de inyección en superficie
de 700 psi. Esto fue
atribuido
a
grandes
pérdidas de lodo durante la
perforación
y
completamiento.
Ensayo de inyectividad del
pozo B. Los puntos de
presión
significativos
registrados
durante
la
inyección de agua salada
(ver Fig. 7) se utilizaron
para graficar la curva de
evaluación (Fig. 8).
Las conclusiones fueron:
9 Los puntos 1 y 2 indican un gran daño de formación.
9 El valor de DR debe ser de aproximadamente 10.
9 El índice de inyectividad (II) es de aproximadamente 0.20bbl/agua/día/psi.
9 Teóricamente, un tratamiento ácido aumentará el índice de inyectividad en 10.
9 Los puntos 3 y 4 indican que el bombeo se efectuó superando la presión de fractura.
9 La presión de fractura en superficie es aproximadamente 1000 psi y el gradiente de
fractura es de 0.75 psi/pie.
Esto confirma el valor utilizado para graficar la curva de "presión de superficie máxima para evitar
fractura". Esta curva se traza colocando en la ordenada el valor calculado de presión estática de
fractura en superficie (reducida por un factor de seguridad de 0.8), y agregando las pérdidas por
fricción a diferentes caudales.
18
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
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El gradiente de fractura teórico es:
Gfr = [2 γ /(1- γ) ] (Go-Gp) + Gp
donde:
Gfr
Go
Gp
γ
= gradiente de fractura
= grad. de sobrecarga
= grad. poral
= relación de poisson
En el caso del pozo B, Go=0.9
psi/pie; Gp=0.43 psi/pie; y γ=
0.25. A partir de la ecuación se
obtiene el gradiente de fractura
de 0.75 psi/pie.
Después de evaluar el ensayo
de inyectividad, se decidió
estimular con 45 bbl de HCl-HF.
Con el registrador de presión se
tomaron los puntos de presión
significativos (Fig. 9).
Representando estos puntos de presión en las curvas DR se aprecia que la región entre DR=15 y
DR=1 ha sido completamente afectada por el trabajo (Fig. 10). Esto demuestra:
9 La efectividad del tratamiento.
19
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
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9 La correcta selección del volumen de ácido.
9 La validez de la técnica operativa utilizada.
9 La utilidad de este método para el control y evaluación de operaciones de estimulación matricial (Tabla 3).
Después de la estimulación, el pozo B absorbió 3000 bbl agua/día, a una presión de inyección de
600 psi.
HISTORIA DE CASO: POZO C
El pozo C era un pozo de alivio, diseñado para controlar un reventón de gas/petróleo. El objetivo
era una arenisca de 26 pies de espesor, a 9180 pies. El revestimiento de 7" se cañoneó con 4
tiros/pie.
Para retomar el control, se programó bombear suficiente agua para establecer el contacto
hidráulico entre los dos pozos. Se continuaría con un lodo pesado (10000 bbl), Y luego 750 bbl de
una lechada de cemento. La potencia hidráulica total disponible era 4000 HHP.
20
PLANIFICACION DE LA ESTlMULACION MATRICIAL
por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
Antes de comenzar las
operaciones
de
perforación, se efectuó de
inyectividad. Este mostró
un
serio
daño
de
formación y un II =0 (Fig.
11). Ello indicó una gran
depleción del reservorio y
una densidad excesiva del
lodo usado mientras se
perforaba el pozo de
alivio.
Tabla 3: Estimulación matricial y DR - Pozo B
Punto
Caudal de
Presión de
Relación
número
bombeo, bpm
Bombeo, psi
de daño
1
0.1
625
13.8
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1'
12
13
14
15
16
17
0.1
0.2
0.3
0.3
0.5
0.5
0.9
0.9
1.2
1.2
1.4
1.4
1.8
1.8
2
2. 2
600
550
575
500
650
450
600
500
600
500
600
500
650
550
700
550
7.2
3.0
2.6
2.3
1.9
1.6
1.3
1.2
1.16
1.09
1. 09
1. 02
1.01
1.0
1.0
1.0
18
1.6
500
1.0
Para limpiar las perforaciones y la formación cercana al borde de pozo, el operador utilizó 4000 gal
de HCI-HF 15 % - 4 %. Se observó una continua mejora del pozo durante la inyección del ácido
(Fig. 12). Pudo ser leído un caudal de hasta 3 bpm, a una presión de bombeo (presión de
inyección en superficie) de 2250 psi.
21
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por Giovanni Paccaloni, Agip S.p.a., Milán
Los resultados demostraron que:
1. El daño de formación se redujo a DR=1.8
2. El volumen de ácido utilizado fue insuficiente.
3. Otro trabajo de acidificación mostraría un caudal de 8 bpm con una presión de inyección de
2250 psi; y 9 bpm, con una presión de inyección en superficie de 3000 psi.
Después de haberse bombeado 10000 bbl de agua, el caudal de inyección aumentó a 10 bpm.
Esto se debió a que la permeabilidad efectiva al agua aumentó en la formación inundada como
resultado del aumento gradual de saturación de agua.
Con un DR=1.8 según el análisis, el operador efectuó un segundo trabajo usando 5000 gal de
HCl:HF. Al final el caudal fue de 18 bpm, y se estimó un DR=1.05.
Se alcanzó un equilibrio dinámico entre los dos pozos, y por lo tanto se restableció la inyección de
agua bombeando por las barras de perforación y por el anillo. Durante esta fase el caudal llegó a
24 bpm con una presión de inyección en superficie entre 3000 y 3800 psi. Esto terminó matando el
pozo.
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