Estimulación de Pozo (parte II)

Estimulación de Pozo (parte II)


FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS


Justificación: En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud.

Procedimiento: Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos.




El fluido inyectado a alta presión penetra en el estrato como una cuña que abre canales de flujo. Sin embargo, al descartar el fluido, durante el flujo desde el estrato al pozo, puede ser que desaparezcan los canales al disiparse la presión de ruptura y asentarse el estrato, o quizás se haya logrado que permanezcan los canales estables y abiertos.

Otra modalidad de fracturamiento es que el fluido se le agrega, en relación de volumen por volumen, un material sólido y competente, generalmente arena de determinadas especificaciones con respecto al tamaño de grano, circularidad, distribución del agregado, resistencia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va depositándose en los canales como una cuña estable, porosa y permeable, que impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende, mantendrá los canales de flujo abiertos.





Propósito: Realizar fracturamientos masivos que permitan la recuperación de volúmenes considerables de hidrocarburos.


ACIDIFICACIÓN

Justificación: La acidificación es una de las aplicaciones más viejas usadas en la industria petrolera para la estimulación de pozos. Empezó a usarse en 1985. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (CaCO3, calizas), ácido clorhídrico (HCL) en solución de 15%, ha sido un buen disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor. Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el ácido.


Procedimiento: La cantidad que se requiere de ácido está determinada por el volumen de roca que se propone tratar. Para apreciar este volumen se recurre a ensayos en el laboratorio, utilizando ripio y/o núcleos de estratos, como también otros datos petrofísicos y experiencias de acidificaciones anteriores en el área o sitio de operaciones. Factores como la viscosidad, densidad, temperatura, presión penetración y celeridad o amortiguación de la reacción son evaluados con miras a obtener los mejores resultados que sean posibles. Como los ácidos usados son corrosivos se disponen de inhibidores que permitan aminorar la corrosión de equipos y tuberías del pozo.


Propósito: Abrir calanes de flujo en el estrato productor.




Texto tomado de: El pozo ilustrado. Efraín Barberii.

Entradas populares de este blog

Un simple procedimiento para desarrollar curvas analíticas IPR a partir de simuladores de yacimientos con aplicación en optimización de producción

Imagen
Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu
Leer más