ESTIMULACION DE POZOS PETROLEROS

ESTIMULACION DE POZOS PETROLEROS:

     “La estimulación de pozos es el proceso mediante el cual se restituye o se crean canales extensivos en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de este a la formación” (Islas, 1991, P. 6); es decir, que consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobren pasen 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 de pozos.

OBJETIVOS DE LA ESTIMULACION DE POZOS:

• Para pozos productores incrementa la producción de hidrocarburos.
• En pozos inyectores aumenta la inyección de fluidos como agua, gas y vapor.
• Para procesos de recuperación secundaria y mejorada optimiza los patrones de flujo.

IMPORTANCIA DE LA ESTIMULACION DE POZOS:

      Es una de las contribuciones más significativas de las industrias petroleras, ya que a través de ellas ha sido posible mejorar la producción de petróleo y gas e incluso incrementar las reservas recuperables. “Ha llegado hacer una práctica estándar y se puede asegurar que actualmente no existe un pozo productor o inyector que no haya sido estimulado cuando menos una vez” (Islas, 1991, P.6); lo dicho anteriormente ha originado considerables porcentajes de reservas de hidrocarburos producidas a través de estimulación. Su tecnología a través de los años se ha enriquecido significativamente desarrollando métodos y avances de gran importancia como consecuencia de la investigación llevada a cabo. Sin embargo los conocimientos sobre ella no han sido del todo desarrollado por lo que algunas veces pueden conducir al fracaso. Es por ello que la investigación de la estimulación de pozos continúa ininterrumpidamente.

HISTORIA DE LA ESTIMULACION:

     El primer método de la estimulación de la productividad de un pozo fue aplicado aproximadamente en 1860 ideado a través del uso de nitroglicerina que se hacía explotar, método que se llamó fracturamiento con explosivos y llego hacer popular en 1920. En 1894 la estimulación HCI se aplico en formaciones de calizas en LIMA OHIO, método abandonado o poco usado por la alta corrosión ocasionada en las instalaciones de los pozos. Hasta 1932 con el desarrollo de los inhibidores de corrosión, la acidificación fue ampliamente aceptada como medio de incremento de la productividad; en 1940 se introdujo el empleo de mezcla de ácidos. “El estudio de los problemas de acidificación, inyección de agua, perdida de circulación, cementaciones forzadas y la estimulación de pozos con explosivos condujeron a considerar el fracturamiento hidráulico, que luego de varios estudios fueron ampliamente utilizado en los países productores” (Islas, 1991, P.7); es decir, debido a los problemas generados en algunas formaciones por los métodos existentes para esa época se empezó a innovar en el tema.

PARAMETROS EXISTENTES PARA REALIZAR UNA ESTIMULACION DE POZOS:

     Dado que la estimulación tiene que ver directamente con el mejoramiento de la productividad del pozo, su existo depende básicamente de las condiciones de que el mismo se encuentra por lo que se debe conocer los parámetros existentes, antes de saber si es conveniente realizar la estimulación. Obviamente para la existencia de un pozo se requiere:

1. Que existan los hidrocarburos.
2. Que la formación que los contenga permita el paso de los mismos a través de la roca.
3. Que se tenga energía suficiente para propiciar el flujo hacia el pozo.

     Las características de estas condiciones en conjunto son los parámetros que controlan la productividad de los pozos, y de su conocimiento se podrá terminar si es conveniente o no realizar una estimulación;  dichas características conjuntas pueden ser:

1. Tipos de fluido.
2. Humectabilidad.
3.  Gravedad API.
4.  Composición del H2O.
5.  Análisis PVT.
6.  Permeabilidad.
7.  Porosidad.
8.  Profundidad.
9. Saturaciones.
10. Presiones.
11.  Gradiente de fractura.
12.  Litología.
13.  Espesor.
14. Temperatura.
15. Factor de daño.  

     Considerando las premisas antes citadas se procede a realizar el análisis nodal que “permite evaluar el sistema completo de producción del pozo” (Islas, 1991, P.8), para optimizar el sistema, y resolver problemas que en el mismo se han de presentar, para así saber que método de estimulación aplicar, dependiendo del tipo de daño presente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de esta.  

DAÑO DE FORMACION:

     “Es una reducción en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo” (Perozo, P.5); Es cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona  las líneas de flujo desde el yacimiento hasta el pozo. Este disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en la cercanía del mismo. Es la pérdida de productividad parcial o total de un pozo como resultado de taponamiento de los canales o de un contacto de la roca con los materiales extraños. Es importante señalar que en condiciones normales la formación se daña debido a la perforación, cementación y terminación del pozo lo que origina caída de presión en el mismo.

OPERACIONES POR LAS CUALES SE PRODUCE EL DAÑO:

1. Perforación: desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del pozo esta zona está expuesta  a lodo de perforación y otras operaciones diversas, que afectaran la capacidad de producción del pozo, de acuerdo a la calidad del fluido y la presión diferencial ejercida; el daño y su efecto se originan en la interacción del lodo con la roca, así como en los recortes de la barrena, ya que estos poseen aditivos químicos potencialmente dañinos.
2. Cementación: durante la cementación de la tubería de revestimiento se puede causar una presión diferencial adicional contra las zonas productoras comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de pérdida de fluido además de invasión de la formación. Así mismo los fluidos lavadores y espaciadores son potencialmente dañinos para la formación en el caso de las lechadas de PH elevado, dañan principalmente las formaciones arcillosas además de provocar precipitaciones de sales al entrar al contacto con salmuera de la formación de alta concentración de calcio.
3. Terminación: durante este proceso se llevan a cabo varias operaciones como el control y la re-cementación que propician la inyección forzada de fluidos y sólidos donde puede ocurrir pérdidas del fluido de control. Además en el cañoneo se puede originar taponamiento  de los túneles creados por los explosivos por lo que debe existir una buena limpieza del pozo y de los fluidos de control.
4. Estimulación: debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratamiento inyectados contra la formación dejen residuos incompatibles con los fluidos de las mismas, que causarían daños difíciles de remover e incluso permanentes. Así mismo  los ácidos llevan compuestos de hierro que se pueden precipitar en la roca. Además de cambiar su mojabilidad, crear emulsiones o reaccionar con el fluido del yacimiento.
5. Limpieza de pozos: Al circular solvente y productos químicos para remover los materiales diversos, estos entran en contacto con la zona productora propiciando daños en la mojabilidad o por incompatibilidad. A veces estos fluidos de limpieza pueden originar taponamiento si los residuos de su operación circulan hasta el fondo y logran penetrar en dicha formación.
6. Reparación de pozos: El daño durante estas operaciones es originado por las mismas causas que en la terminación, es decir pérdidas de circulación, filtrados de fluidos, entre otros.
7. Producción: Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por sólidos que emigran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo, agravándose en formaciones pocas consolidadas.
8. Inyección de agua: en este el daño generalmente se ocasiona cuando el agua no está tratada apropiadamente, conteniendo sólidos como sales, acarreo de finos, bacterias, geles residuales, entre otros.
9. Inyección de gas: pueden acarrear barrido de grasa, escamas de corrosión y otros sólidos que taponaran los polos del yacimiento así como reducirán la permeabilidad del gas y su inyectabilidad.

TIPOS DE DAÑOS:

1. Daño por invasión de fluidos: la principal fuente de daño en la formación es el contacto con fluidos extraños como el de perforación, cementación, terminación, reparación, limpieza y estimulación. “La fuente principal de este tipo de daño es la perforación de pozos” (Islas, 1991, P.20),  ya que el lodo de perforación forma un enjarre en las paredes del pozo, debido precisamente al filtrado de fluido y su penetración en la formacion puede causar los siguientes tipos de daños:

• Daño por arcilla: por lo general la mayor parte de las formaciones productoras de hidrocarburos contiene en mayor o menor cantidad arcillas, que son potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Dichas arcillas pueden provenir de dos procesos: un proceso mecánico en el cual las arcillas ocurren en el depósito simultáneamente con los otros minerales que conforman la roca, y mientras más pequeñas sean estas partículas, la roca será más propensa al ataque químico que se considera el segundo proceso, como resultado de las reacciones con otros minerales, por lo que pueden entrar fácilmente en contacto con los fluidos de invasión. Las arcillas están estructuradas en láminas que pueden ser de arreglos hexagonales y/o octaedrales y en función de estos arreglos pueden ser:

• Caolinita: es una de las más frecuentes y muy estable desde el punto de vista química, siendo la de mayor tamaño.
• Illita: su forma parecida a agujas genera un gran volumen de micro porosidad resultando en una alta saturación irreducible de agua y en consecuencia una baja permeabilidad al gas o al aceite.
• Smectita: posee una estructura de panal con una micro porosidad parecida a la de la Illita, aunque muestra gran sensibilidad al ácido y al agua oxigenada, por lo que los mismos se disuelven rápidamente precipitando el hierro como un hidróxido férrico gelatinoso que es viscoso y podría taponar los conductos porosos.
• Clorita: conocida también por su mineral más abundante como montmorillonita, presentan uniones débiles dentro de sus capas propiciando que el agua pueda entrar entre estas causando su hinchamiento, presentando el mayor problema de daño pudiendo desintegrar la formación  dispersando o taponando potencialmente los canales de productividad.

     Existen otros tipos de arcillas con menor ocurrencia como la verniculita, atapulguita, entre otras. Los minerales de arcillas causan problemas de daño a la formacion al reducirse la permeabilidad dada su “tendencia a hincharse, dispersarse y migrar a través del medio poroso” (Islas, 1991, P.22), también son altamente sensitiva a fluidos acuosos y adicionalmente incrementan la saturación del agua por su gran relación área-volumen. Dado estos efectos los fluidos de invasión deben ser diseñados tomando en cuenta el tipo de arcilla contenida en la zona productora.

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