Sistema de guía de ácido Guidon AGS

Sistema de guía de ácido Guidon AGS

MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN ESTIMULACIONES ÁCIDAS

INTRODUCCIÓN

Esta tesis presenta una nueva técnica de estimulación para el incremento de la producción de aceite, en los pozos petroleros de la zona marina. Esto se hará desglosando, desde un principio de la tesis una parte de conceptos generales de las propiedades de la roca, tipos de yacimientos y tipos de permeabilidad.

Posteriormente se explicarán de forma general los diferentes tipos de estimulación, incluyendo conceptos de daño a la formación, estimulación por fracturamiento hidráulico y estimulación por acidificación matricial.

De esta manera conociendo los tipos de estimulación, se hará énfasis en las diferentes técnicas que existen para desviar el fluido de tratamiento de las capas con mayor permeabilidad a las de menor permeabilidad, esto con el fin de dar una mejor distribución del fluido, y hacer más homogénea y eficaz la estimulación.

Una vez conocida esta parte introductoria a las estimulaciones de los pozos, se abundará en la parte de permeabilidad relativa y se explicará de una manera concreta la aplicación de la tecnología de desviación llamada APT (Associative Polymer Technology), la cual reduce la permeabilidad al agua con un pequeño o ningún cambio en la permeabilidad al hidrocarburo, mostrando una excelente producción de aceite distribuido a lo largo de los intervalos perforados en la TR.

DESARROLLO: APLICACIÓN Y RESULTADOS

Para el desarrollo de esta tecnología se propusieron cumplir con dos objetivos específicos:

1) La reducción de la permeabilidad al agua

2) La desviación ácida

Para ello se realizaron pruebas en núcleos en el laboratorio tanto para areniscas como carbonatos, y la prueba de 2 polímeros para lograr estos objetivos, dándose el desarrollo de la creación de esta tecnología y sus resultados correspondientes.

Uno de los métodos de control de la producción de agua ha sido el uso de soluciones diluidas de polímeros, para disminuir la permeabilidad efectiva al agua más que al aceite. Estos tipos de tratamiento han sido referidos como “modificadores de permeabilidad relativa” o mejor conocidos como RPM, que son los que se abordaran en esta tesis.

Un factor crítico para el éxito del tratamiento es la distribución del ácido entre todas las zonas productoras. La mayoría de los pozos productores no son homogéneos y contienen capas de permeabilidad variada que hasta incluso la distribución del ácido en las zonas productoras se hace difícil.

Este método se utilizará en el Complejo Cantarell que es el más importante en México y el segundo más grande productor en el mundo.

Se realizaron pruebas de 55 pozos de alta permeabilidad en un rango de 1000 a 6000 milidarcys que han sido acidificados usando un novedoso desviador de ácido basado en la tecnología de polímeros asociativos (APT).

Así mismo se dan a conocer los beneficios de una estimulación ácida, en la remoción del daño y la posibilidad de aumentar la permeabilidad cerca del agujero, con la creación de largos canales de flujo o mejor llamados la creación de los agujeros de gusano con la disolución del ácido.

Se realizaron diferentes pruebas con algunas técnicas desviadoras y se compararon los resultados obtenidos contra la técnica APT, para demostrar la validez y los beneficios obtenidos en la aplicación en México tanto como en la aplicación mundial. Ya que las técnicas usadas como las bolas selladoras, partículas degradables, fluidos viscosos y espumas han sido usados exitosamente, pero ninguna de ellas aborda el problema de la producción de agua.

Posteriormente se mostrarán los resultados obtenidos contra otros desviadores, a través de las pruebas experimentales en laboratorio y se determinará cuáles son los lugares con potencial para el uso de esta tecnología en México.

SISTEMAS DESVIADORES

INTRODUCCION A LOS SISTEMAS DESVIADORES

La estimulación matricial es casi siempre aplicada en zonas conteniendo múltiples capas, a veces contrastando la alta inyectividad causada por diferentes permeabilidades o por una desigualdad en la severidad del daño en cada una de ellas.

Por ello en muchos casos el uso de técnicas divergentes ha proporcionado éxito en la colocación del fluido y el resultado del tratamiento, especialmente en casos con gran variación de inyectividad inicial a lo largo del intervalo abierto.

El uso de un sistema divergente es optimizar el costo del tratamiento y el uso de materiales. Por ejemplo considere 3 capas con las siguientes características, donde la segunda capa tiene el 10% del total de la zona productora, con alta permeabilidad y bajo efecto de daño.

Y donde siendo la capa 2 únicamente el 10% del total de la zona productora, tiene una alta zona inyectiva y es por ello que la cantidad de fluido para el tratamiento de toda la zona productora se incrementaría drásticamente, esto considerando si no se utiliza una técnica divergente.

Para este ejemplo asumiendo que 150 gal/ft de fluido es requerido en cada zona para remover el daño y el volumen total requerido dependerá de una estrategia de colocación:

- El volumen total es igual a 150 gal/ft * 100 ft = 15 000 gal en el caso de una colocación perfecta del fluido y utilizando una técnica divergente las tres capas tendrán las misma inyectividad.

- En cambio sin divergencia, un volumen de alrededor de 39, 500 gal son necesarios para el tratamiento de todo el intervalo, lo que representa un alto costo y una mala estrategia en el tratamiento.

COMPARACIÓN DE MÉTODOS DIVERGENTES}

Una buena crítica del desarrollo y uso de técnicas divergentes, incluyendo técnicas mecánicas (empacadores y tapones) y varios agentes divergentes, fueron presentados por Harrison (1972).

Hill y Rossen (1994) presentaron un estudio comparativo de la eficiencia de las existentes técnicas de colocación no mecánicas, incluyendo la Máxima Presión Diferencial y Gasto de Inyección (MAPDIR) por sus siglas en inglés, que es una técnica introducida por Paccaloni y colaboradores.

Esta técnica involucra bombear al mayor gasto posible sin fracturar. Hill y Rossen además considero partículas divergentes, espumas y fluidos viscosos. En su artículo, compararon la evolución de efecto de daño para un caso hipotético de 2 capas. Para uno asumieron un efecto de daño inicial de 10, la disminución del efecto de daño es proporcional al volumen de acido inyectado por capa, y la eliminación del daño total es logrado con 50 gal/ft de acido. La permeabilidad y espesor son 100 md y 1 ft respectivamente para la primera capa y 10 md y 10 ft para

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