1. ESTIMULACIÓN
Catherin Barrera
Jazmín Muñoz Cardona
Mónica Suarez Medina
Carolina Siachoque
Angelica Rozo Mora
Mario Andres Vargas
2. ¿QUE ES ESTIMULACION?
Se define como el proceso o técnica
mediante la cual se restituye o se creo
un sistema extensivo de canales en la
roca productora de un yacimiento con la
inyecciones de fluidos tratamientos, por
debajo y/o hasta la presión de fractura
esto con la finalidad de facilitar el flujo
de fluidos de la formación al pozo cuando
se presenta una invasión de los fluidos a
esta durante las diferentes etapas de su
la vida del pozo.
3. OBJETIVO DE LA ESTIMULACIÓN
El objetivo de la estimulación varia
dependiendo del pozo o proceso que se vaya
a realizar.
Pozos Pozos Recuperación
productores inyectores segundaria y mejorada
Incrementa
Aumenta la
la producción
inyección de Optimiza los
de
fluidos como patrones de flujo
hidrocarburos
agua, gas y vapor.
.
4.
5. ¿COMO SELECCIONAR UN POZO PARA APLICARLE
ESTIMULACION?
Una de las causas principal para la selección de estos
pozos es que cuenten con una baja productividad de
estos con respecto a lo que debería producir en
realidad, lo que es capaz de producir y que no lo está
produciendo.
Se debe tener claro cuáles son las posibles causas de esta
baja producción en el pozo, ya que se ocasionan
problemas mecánicos los cuales requieren de un tipo
diferente de tratamiento al de la estimulación. El cual
uno de estos puede ser la completamiento, ya que se
puede presentar :
Un mal funcionamiento de sistema de levantamiento.
Daños en tubería.
Incorrectos diámetros de tubería de producción.
6.
7. DEFINICIÓN
Puede ser definido como cualquier proceso que lleva
a la reducción de la tasa de producción o inyección
de un pozo, en general se presenta en la vecindad
o borde del pozo, y se clasifica como somero,
medio o de gran profundidad.
El daño de formación se define como la reducción
del flujo natural de los fluidos de la formación
hacia el pozo debido a la disminución de la
permeabilidad original de la formación, este daño
puede ocurrir de manera natural o puede ser
provocado artificialmente
Cualquier restricción al flujo de fluidos o cualquier
fenómeno que distorsiona las líneas de flujo de los
fluidos
8. “S” DAÑO DE FORMACIÓN
El daño de formación es un factor adimensional, cuyo valor
cuantifica el nivel de daño producido en la formación. Se
calcula mediante la siguiente expresión:
Donde:
S: daño de formación
K: permeabilidad de la formación
h: profundidad del pozo
Ps: presión estática del reservorio
q: caudal de producción
β: factor volumétrico del petróleo
µ= Viscosidad del petróleo
10. “S” DAÑO DE FORMACIÓN
También puede obtenerse a partir de la siguiente
expresión:
Donde:
K: Permeabilidad media de la formación productiva
ks :Permeabilidad media de la zona afectada por el
daño (skin)
rs : Radio desde el centro del pozo al borde
externo del skin
rw: Radio del pozo
25. CAUSAS PARA DAÑO
ARCILLA CEC EXPANSIÓN REACTIVIDAD
DE FORMACIÓN
Caolinita Muy baja Ninguna Baja Migración de finos
IIlita Baja Ninguna Baja Migración de finos
Clorita Baja Ninguna Baja Migración de finos
Hinchamiento,
Vermiculita Muy alta Alta Alta
defloculación
Hinchamiento,
Esmectita Alta Alta Alta
defloculación
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33. El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de
fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no
sobrepasen a la presión de fractura, con la finalidad de
remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la
formación durante las etapas de perforación y terminación del
pozo.
Restauración o
mejora de las
condiciones de
flujo por
estimulación o
fractura
38. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
NO ÁCIDA
Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan
químicamente con los materiales de la roca.
El éxito de estos tratamientos consiste en la buena
selección del surfactante.
39. FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
Proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del
yacimiento hasta que ocurra una fractura.
40. DAÑO DE FORMACIÓN
DIAGNOSTICO
detección
Bajo índice de productividad
anomalías
Alta declinación
42. DAÑO DE FORMACIÓN
DIAGNOSTICO
Ensayos de
Pruebas de pozo Análisis nodal laboratorio de
corazones
Método de Horner
Curvas Tipo
43. DAÑO DE FORMACIÓN
DIAGNOSTICO
Prueba de
restauración de
presión
Cierre del pozo hasta que el Bajar sensor de presión
yacimiento se estabilice
Registrar las presiones Pwf Abrir el pozo a un caudal
constante de flujo
48. ENSAYOS DE LABORATORIO
DE CORAZONES
Ensayo de retorno de
permeabilidad
Determina el daño causado por el fluido
de perforación/completamiento
Medición de Pasar fluido a Medición de la
permeabilidad K1 través del corazón permeabilidad K2
49.
50. El análisis de cada
una de las distancias
interplanares es el
que proporciona la
información necesaria
para la identificación
de las diferentes
sustancias minerales
contenidas en la
muestra.
51. Cuantificación mineralógica
Cuarz Illit Kaolinit Montmorillonit Andesin Tota
Yeso Amorfos
o a a a a l
% Peso
57.7 2.6 4.8 15.7 2.5 16.6 0.1 100
52.
53. .
Durante el preciso período de la terminación del
pozo, en un mantenimiento mayor o durante la
vida productiva del pozo, se presentan situaciones
en las que el estrato productor no descarga
fácilmente el supuesto volumen de
hidrocarburos que debería hacia el pozo.
Generalmente se requiere restaurar las condiciones
Del flujo del intervalo productor o inyector
Para logra esto existen dos técnicas principales de
estimulación de pozo
54. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
Las estimulaciones matriciales se caracterizan por las tasas
y presiones de inyección por debajo de la presión de fractura
Esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en
forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones
Del pozo
Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación
Y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grupos:
55. Tanto la estimulación matricial no acida como la estimulación
matricial ácida, incluyen estimulación de:
Es la que permite restituir
la permeabilidad natural de
Limpieza: la formación al remover el
daño
Matricial: Es la que sirve para
aumentar la permeabilidad
natural de la formación
56. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO ÁCIDA
Es aquella en la cual los fluidos de tratamiento no
reaccionan químicamente con los materiales de la
roca, utilizándose para la remoción de daños
ocasionados por bloqueos de agua, aceite o
emulsión, pérdidas de fluido de control o
depósitos orgánicos.
Fluidos a utilizar: Soluciones oleosas u acuosas
Alcoholes
Solventes mutuos
57. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO ÁCIDA
Las fuerzas que retiene los fluidos en la roca están
representados por fenómenos de superficie los cuales
gobiernan el flujo de fluidos atreves del medio poroso
La acción de la estimulación no ácida concierne
principalmente con la alteración de estas
fuerzas, manifestadas en los fenómenos de
tensión superficial e interfacial, mojabilidad y
capilaridad.
58. ESTIMULACIÓN MATRICIAL ÁCIDA
Es en la cual los fluidos de tratamiento
reaccionan químicamente disolviendo
materiales que dañan la formación y a los
sólidos contenidos en la roca. Utilizándose
para la remoción del daño por partículas de
sólidos (arcillas), precipitaciones
inorgánicas.
59. ÁCIDOS
HCl HFl CH3-COOH HCOOH
El ácido Este acido es Se utiliza
Clorhídrico el único que remoción de Se utiliza
genera permite la incrustaciones principalmente en
reacción disolución de calcareas y en las la estimulación
ácida con minerales estimulaciones de de rocas
dolomitas y silicos como calizas y calcareas en
calizas las arcillas, dolomitas a altas pozos de alta
feldespatos, temperaturas. temperatura.
cuarzo
60. ESTIMULACIÓN DE FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
El fracturamiento hidráulico es el proceso en el cual
la presión de un fluido es aplicado a la roca del
yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura.
Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente
en:
En formaciones de baja permeabilidad.
Permitir que los fluidos producidos o
inyectados atraviesen un daño profundo.
62. FRACTURAMIENTO ACIDO
El ácido fluye a lo largo de la fractura de una
manera no uniforme disolviendo la roca en la cara
de la misma, la longitud de fractura depende del
volumen de ácido, del ritmo de reacción de este
y de las pérdidas de filtrado en la formación.
La efectividad de un tratamiento de este
tipo lo determina la longitud de la fractura
gravada
63. FRACTURAMIENTO CON
APUNTALANTE
Cuando se hace una fractura es necesario utilizar un
componente que impida que la fractura se cierre
completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice
una conductividad al canal recién creado. Este material es lo
que llamamos "agente de sostén", "agente apuntalante" o
proppant.
64. FLUIDOS FRACTURARTES
Las propiedades que debe tener estos
fluidos:
• Bajo coeficiente de perdida.
• Alta capacidad de transporte del
apuntalante.
• Bajas perdidas de presión por fricción en
las tuberías y altas presiones en las
fracturas.
• Fácil remoción después del tratamiento
• Compatibilidad con los fluidos de
formación.
• Mínimo daño a la permeabilidad de la
formación y fractura.
