REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION SUPERIOR

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

NUCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO

CATEDRA: REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Realizado por:

Matute María C.I.: V.20.318.283

Marín Nathalie

Hernández Alain. C.I: V.19.626.700

Cabimas, Enero de 2014

ESQUEMA

Introducción

1. Fluidos de Reacondicionamiento

1.1Selección de los fluidos

1.2 Funciones principales

1.3 Puntos a considerar para seleccionar estos fluidos

2. Clasificación de los fluidos de reacondicionamiento

2.1Según su homogeneidad

2.1.1 Fluidos con sólidos en suspensión

2.1.2 Fluidos sin sólidos en suspensión

2.1.3 Fluidos espumosos

2.2 Según su componente principal

2.2.1 Petróleo

2.2.2 Agua salada

2.2.3 Agua salada producida en el campo

2.2.4 Cloruro de sodio y cloruro de calcio

2.2.5 Cloruro de calcio

2.2.6 Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio

3. Lodo convencional a base a base de agua

3.1Lodo a base de petróleo o emulsiones inversas

3.2 Fluidos a base de polímeros

4. Estimulación de pozos

5. Origen de daños en la formación

5.1Determinación de daño de formación y sus tipos

5.2 Daño por invasión de fluido

5.3 Daño por invasión de sólidos

5.4 Daño asociado a la producción

6. Métodos de estimulación

6.1Estimulación matricial

6.2 Fracturamiento Hidráulico

Conclusión

1. Fluidos de Reacondicionamiento

Cuando se realizan operaciones de reacondicionamiento de pozos se usan

fluidos tales como salmueras, agua de formación, agua fresca u otros, los cuales,

junto con los sólidos con los que son preparados o que acarrean al descender

mediante una sobrepresión, ingresan a la formación provocando una interacción

trentre dicho fluido y los componentes del yacimiento. Estas interacciones pueden

dar como resultado una caída de presión adicional al flujo de fluidos de producción

hacia el pozo debido al daño ocasionado por la migración de finos y arcillas,

hinchamiento de arcillas, emulsiones, cambios de mojabilidad, entre otros. Los

sólidos que entran a la formación con el fluido de completación y

reacondicionamiento pueden llegar a obstruir el paso del fluido del yacimiento al

pozo productor.

Debido a que los químicos usados en un fluido de reacondicionamiento

también podrían ser empleados en trabajos de perforación, cementación, cañoneo

y reacondicionamiento de pozos, éstos deben ser diseñado de tal manera que su

contacto con la formación minimice al máximo los daños ocasionados a la misma

con el propósito de mantener e incluso mejorar su producción; por tanto, es

indispensable que las características del fluido sean compatibles con las

propiedades de la formación.

1.1 Selección de los fluidos

Un fluido de reacondicionamiento debe ser seleccionado, considerando las

propiedades petrofísicas de la formación, las cuales ayudan a determinar el tipo de

formación sobre la cual se va a trabajar y la formulación y propiedades que debe

tener el fluido para optimizar su utilidad.

Los fluidos de reacondicionamiento pueden ser: gases, petróleo, aguas en

salmueras, lodos u otras soluciones químicas que se utilizan durante estas

actividades.

1.2 Funciones principales

Entres las principales funciones de los fluidos de reacondicionamiento tenemos.

Estabilizar el pozo y controlar presión subsuperficial

Proveer medios para la suspensión y transporte de sólidos dentro del pozo

Facilitar evaluación de formación y producción o inyección de crudo

Facilitar la integridad integridad y servicio a largo plazo del pozo

1.3 Puntos a considerar para seleccionar estos fluidos

Densidad del fluido

Contenido de sólidos

Características de filtrado

Perdida de fluido

Características relacionadas con la viscosidad

Productos de corrosión

Consideraciones mecánicas

Beneficio económico

Los fluidos de completación o reparación de un pozo son aquellos que se

bombean o se hacen circular dentro del hoyo en el momento de realizar

operaciones de control de pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo, evaluación y

completación.

2. Clasificación de los fluidos de completación

2.1Según su homogeneidad.

2.1.1 Fluidos con sólidos en suspensión

Son aquellos que contienen una gran cantidad de sólidos para incrementar

su peso, y su función es controlar las presiones de la formación o yacimiento. Son

poco utilizados, ya que originan taponamiento de las perforaciones y reducción de

la permeabilidad.

2.1.2 Fluidos sin sólidos en suspensión

Son aquellos fluidos cuyo principal componente es petróleo o soluciones de

salmuera. Estos fluidos contienen una serie de aditivos para mejorar sus

propiedades, tales como: inhibidores de arcilla, anticorrosivos y controladores de

pérdidas de circulación. Por otra parte, son los más utilizados, ya que producen un

menor daño a la formación.

2.1.3 Fluidos espumosos

Estos fluidos están constituidos por emulsiones estables de lodo, aireadas

(aire o gas) con aditivos estabilizadores del lodo y agentes espumosos. Tienen

aplicación cuando otras técnicas no son satisfactorias por razones económicas,

mecánicas u otras. Con los fluidos espumosos se baja la presión hidrostática

contra la formación con lo cual se minimiza la invasión de sólidos y la perdida de

circulación. Asimismo, este fluido es muy utilizado en completaciones a baja

presión debido a la capacidad de utilizar fluidos de menores densidades y por

ende, obtener menores presiones hidrostáticas.

2.2Según su componente principal

2.2.1 Petróleo

La disponibilidad del petróleo en la mayoría de las localizaciones, ofrece una

alternativa excelente en aquellos casos donde la densidad no representa un factor

crítico.

Con petróleo se pueden limpiar puentes de arena y realizar procesos de

fracturamiento de una manera efectiva.

El petróleo que se mantiene en los tanques de almacenaje está, por lo general,

suficientemente desgastado como para minimizar el peligro de incendios. Sin

embargo, es necesario tomar las precauciones debidas al momento de utilizarlo

para eliminar las impurezas que pudieran tener.

Además, el petróleo representa un fluido muy satisfactorio para dejarlo en el

espacio anular, al finalizar la completación.

2.2.2 Agua Salada

Las soluciones de agua salada tienen muchas aplicaciones como fluido

para completaciones y reparaciones de pozos. Sin embargo, cuando la formación

contiene arcillas del tipo montmorillonita, el agua puede producir expansión o

hinchamiento en la arcilla, lo cual no es deseable.

Si estas arcillas se contaminan con agua dulce, se reduce considerablemente la

permeabilidad de las formaciones.

2.2.3 Agua salada producida en el campo

Este es el fluido de reparación más comúnmente usado. Esto se debe,

fundamentalmente, a su bajo costo y a su disponibilidad, a pesar que contiene

bastantes sólidos.

Cuando sea necesario tener una presión superior a la formación, se puede

usar una solución de agua salada de densidad apropiada.

El agua salada a base de cloruro de sodio puede alcanzar densidades entre

8.3 y libras por galón (lpg).

2.2.4 Cloruro de sodio y Cloruro de calcio

La combinación de cloruro de sodio y cloruro de calcio se puede utilizar para

obtener densidades comprendidas entre 10.0 y 11.0 Lpg. El cloruro de sodio se

puede utilizar sin mezcla con otras sales, lo cual es una práctica muy común, ya

que de esta manera se disminuye el costo total del fluido.

2.2.5 Cloruro de Calcio

Para obtener una densidad máxima de 11.7 Lpg. Se usa el cloruro de

calcio. Normalmente, el cloruro de calcio se obtiene en concentraciones de 95%.

No obstante, si se produce una disminución de la temperatura, por debajo de la

temperatura de saturación, correspondiente a una densidad dada del agua salada,

el cloruro de calcio se precipita.

Este problema se elimina no excediendo el límite de densidad para la temperatura

mínima que pudiera presentarse.

2.2.6 Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio

Con una solución de cloruro de calcio se puede incrementar la densidad hasta

14.3 Lpg. De una manera similar, con una combinación de cloruro de calcio y

cloruro de zinc, se pueden obtener densidades de hasta 17.0 Lpg.

Ambas sales son costosas y los inhibidores orgánicos disponibles no proveen

efectividad por periodos largos de tiempo. Debido a su corrosividad, estas

soluciones deben usarse con extremo cuidado.

Los fluidos de reacondicionamiento, que contengan nitrato de calcio o

cloruro de zinc, no deben emplearse como fluidos de empacaduras, y en todos los

casos se deben circular completamente, hasta eliminar los residuos del hoyo antes

de la terminación.

Cabe destacar que el factor limitante de estas salmueras es su costo, ya

que es relativamente alto y su utilización condiciona la factibilidad económica de la

rehabilitación.

3.1.1 Lodo convencional a base de agua

El lodo no puede considerarse entre los fluidos de completación más

deseable, debido a que las partículas de los sólidos puedan bloquear la formación

y taponar las perforaciones. El análisis económico y la disponibilidad son las

razones que imponen su uso, como fluido de control, en lugar del agua salda. Esto

ocurre, especialmente, cuando se requieren densidades mayores de 11 Lpg. El

lodo a base de agua también es indeseable como fluido de empacadura debido a

la tendencia de los sólidos de acumularse alrededor de la tubería, lo que puede

resultar costoso cuando se requiera un trabajo de pesca.

Otro de los problemas que ocasiona la utilización de un lodo pesado (14-15

Lpg) es la imposibilidad de realizar los trabajos de guaya fina durante la

completación de un pozo, ya que dichas herramientas flotan en el mismo.

3.2 Lodo a base de petróleo o emulsiones inversas

Estos lodos son considerados, generalmente, menos dañinos que los lodos

convencionales base de agua. Además evita los problemas de hinchamiento de

las arcillas que suelen ocurrir con la presencia de agua en el fondo.

Los lodos a base de petróleo o emulsiones inversas pueden usarse como

fluidos de empacaduras, porque, aunque permiten cierto asentamiento de sólidos,

el mismo ocurre después de un largo periodo de tiempo.

También su uso es limitado a pozos profundos con altas temperaturas de

fondo que requieren fluidos densos.

3.3 Fluidos a base de polímeros

Existen en el mercado fluidos de completación del tipo polímero, tales

como: Solubridge, Solukleen, WL-100, Baravis, Barabuf, Baracard, los cuales son

considerados como fluidos limpios. Sin embargo, su uso ha sido muy limitado en

Venezuela, principalmente por su alto costo.

4. Estimulación de pozos

Entre los mas importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la

industria petrolera están los métodos de estimulación de pozos. Tal es su

importancia que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o

mas de estos métodos.

También se define como aquellos trabajos adicionales efectuados al

pozo-zona, con la finalidad de aumentar la producción de hidrocarburos mediante

el uso de algún dispositivo mecánico o mediante estímulo a la formación que

ocasione un incremento en la permeabilidad efectiva de los fluidos que se

producen o se inyectan.

Básicamente, consiste en la inyección de un fluido que tiene como finalidad

tanto para pozos inyectores como productores de incrementar la producción de

hidrocarburos y/o la inyección de fluidos tales como agua, gas o vapor para

procesos de recuperación secundaria y mejorada, estos tratamientos tienen por

objetivo, disminuir el daño a la formación y restaurar la capacidad natural de

producción del pozo mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo

de canales en la roca productora de yacimiento, para facilitar el flujo desde la roca

al pozo o desde el pozo a la roca de ser necesario. Dependiendo del tipo de daño

presente en la roca y la interacción de los fluidos para la interacción de este, las

estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no

reactivas y reactivas.

Estimulación de un pozo por medio de fracturamiento

5. Origen de daños en la formación

El daño de la formación puede ser causado por procesos simples o

complejos, presentadose en cualquiera de las operaciones de la vida de un pozo.

El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el mas

importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación

de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y reparación de

pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente de daño la propicia

el contacto e invasión de materiales extraños en la formación.

Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones

de las características originales de los fluidos o las de los minerales que

constituyen la roca.

Los mecanismo que gobiernan el daño a un formación pueden ser:

Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por

un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales.

Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación,

resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio

de la mojabilidad.

Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la

formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades.

5.1 Determinación de daño de formación y sus tipos

El daño de la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el

flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los poros de

la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo.

Los daños de formación pueden ser causados por desequilibrios químicos

y/o físicos en la matriz de la roca o en los fluidos de la formación, que, estando en

equilibrio durante el tiempo geológico, se ven alteradas por la introducción de

fluidos extraños durante las operaciones de campo, con lo cual se reduce la

permeabilidad. Sin embargo, la severidad del daño ocurre por la invasión de

fluidos dependiendo de la composición y de la sensibilidad de la formación a los

mismos.

La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de

la caracterización y remoción del daño que restringe la producción

A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar

durante las diferentes operaciones que se realicen en un pozo petrolero.

Daño de una formacion

5.2 Daño por invasión de fluido

Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la

formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y

permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en

ella o con los componentes mineralógicos de la roca.

5.3 Daño por invasión de sólidos

Uno de los mas comunes tipos de daños se debe al obturamiento del

sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de

perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación.

Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca,

provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño

severo en la permeabilidad de la roca.

5.4 Daño asociado a la producción

La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o

cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua,

aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y deposito de sólidos orgánicos

y/o inorgánicos, generando obturamiento de los canales porosos y por lo tanto,

daño de la formación.

Otro daño común de daño asociado al flujo de fluidos de la formación es la

migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco

consolidadas o mal cementadas, provocando obturamiento de los canales

porosos.

6. Métodos de estimulaciones

6.1 Estimulación Matricial

La estimulación matricial es el proceso de inyección de un fluido (ya sea un

ácido o solvente, en un pozo completado recientemente o con varios años de

producción) a una presión por debajo de la presión de fractura para remover el

daño. Estos tratamientos, mejoran la permeabilidad en la matriz crítica (de 0 a 5

pies de la cara del pozo) del yacimiento. Esta técnica ha sido utilizada

ampliamente desde la década de 1930 para mejorar las operaciones de

producción e inyección.

Figura. Nº24. Matriz Crítica.

La ilustración muestra porque el área de 3 a 5 pies de la cara del pozo es

llamada matriz crítica. En la zona de matriz crítica, el flujo puede ser reducido por:

El lodo de perforación, el cemento, los fluidos de completación, producción y/o

arcillas y finos nativos.

La estimulación matricial se refiere a la fractura hidráulica cuando la fractura

puede resultar en producción excesiva de agua, producción indeseable de gas,

drenaje inadecuado del yacimiento, y cuando el desarrollo del pozo y los objetivos

de manejo del yacimiento pueden ser alcanzado mediante la remoción o traspaso

del daño de formación.

La selección del fluido de tratamiento es un paso importante del proceso

que implica muchos parámetros. Los sistemas de tratamientos, compuestos de

fluidos base y aditivos, son seleccionados basados en la litología, mecanismo de

daño y condiciones del pozo. Cada fluido en el programa de tratamiento tiene un

propósito especial. Aunque el proceso de selección del fluido es complejo, la

acidificación matricial puede ser de gran éxito y producir excelentes resultados de

campo. La estimulación matricial se clasifica en:

ESTIMULACIÓN REACTIVA ESTIMULACIÓN NO-REACTIVA

Bombeo de Ácidos Bombeo de solventes, surfactantes,

enzimas, etc.

Clasificación de los tipos de Estimulación Matricial

6.2 Fracturamiento Hidráulico:

El objetivo de un fracturamiento hidráulico es crear un canal conductivo

entre el yacimiento y la cara de la formación. Existen dos tipos de tratamientos de

fractura: Fracturas ácidas y Fracturas apuntaladas.

En ambos casos, los fluidos son inyectados en la formación a una presión

por encima de la presión de fractura (es decir, con presión suficiente para romper

la roca). Durante las operaciones de perforación y terminación, la mayoría del

daño de formación se produce en la zona cercana a la cara del pozo, también

llamado la matriz crítica. El fracturamiento hidráulico no eliminará el daño en la

matriz crítica, pero si va a traspasarlo, tal y como se observa en la siguiente figura.

Sección Transversal del Pozo.

Fracturas Ácidas: el fracturamiento ácido, es un proceso de estimulación

de pozos en el cual un ácido, usualmente ácido clorhídrico (HCl), es inyectado

dentro de la formación de carbonato a una presión suficiente para fracturar la

misma o abrir fracturas naturales existentes. Como el ácido fluye a lo largo de los

canales de fractura, porciones de la cara de la formación son disueltas.

El largo de la fractura es determinado por el volumen de ácido usado, su

rata de reacción, y la pérdida de fluido ácido de la fractura hacia la formación.

El fracturamiento ácido está limitado normalmente para formaciones de

arcillas o dolomitas. Sin embargo, los tratamientos han sido exitosos en algunas

formaciones de areniscas que contienen fracturas naturales llenas de carbonato.

La pérdida de fluido es un problema muy grande cuando se usa ácido y es muy

difícil de controlar.

Fracturas Apuntaladas: consiste en el bombeo de un fluido a una presión

por encima de la presión de fractura, éste fluido inicia y propaga la fractura a

través del yacimiento. El espacio creado por el fluido es llenado con arena (agente

apuntalante, propante o agente de sostén) lo que mantiene la fractura abierta y

deja un canal permeable por donde fluye el hidrocarburo.

Fracturas Apuntaladas

En general las técnicas aplicadas por medio del fracturamiento hidráulico es

una excelente alternativa para optimizar la distribución de los fluidos de

tratamiento.