Estimulación de Pozos: Metodología para selección de candidatos

El tratamiento para la estimulación de pozos de gas y/o petróleo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados.

Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar el mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin. 

La estructura básica de un trabajo de estimulación de pozos consiste en las siguientes fases:

• Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado.

• Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados.

• La implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento.

• Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento.

Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los software de estimulación de pozos.

Selección de Candidatos e identificación del daño

Selección del candidato

La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación.

La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo una arena de baja permeabilidad.

Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin.

El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo.

Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada.

Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin.

Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins.

En este modulo, la producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc.

Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación.

El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión.

Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios autores.

El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la Ecuación 1, tal como se presenta á continuación:

(Ec. 1)

Donde:

• Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner).
• Sdam = skin resultante del daño a la formación.
• Sperf = skin resultante a la penetración parcial, etc.
• Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo.
• Sdev = skin resultante de la desviación del pozo.
• Sgravel = skin resultante de empaques de grava.
• Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo.

Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros parámetros, y un rankeo de candidatos.

Es importante el uso de un software de apropiado para la evaluación técnica de una estimulación de pozos, ya que ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos.

Por ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas perforaciones (y no 8 acidificaciones!). 

Identificación del Daño

Si un pozo presenta alto daño, el ingeniero debe continuar el procedimiento para clasificar la naturaleza del daño.

En principio, el daño a la formación es clasificado de acuerdo a los procesos o las operaciones que causaron su desarrollo. Los mecanismos de daños que deben ser considerados se incluyen en la siguiente lista:

• Escalas 
• Fluosilicatos 
• Precipitación de gel sílica 
• Asfaltenos 
• Parafina 
• Producción de química 
• Problemas con bacterias 
• Hinchamiento de arcilla 
• Migración de arcillas y otros finos 
• Sólidos/Tapones 
• Lodo de perforación 
• Bloqueo de emulsiones 
• Daño por polímeros 
• Puentes de sal 
• Petróleo remanente 
• Bloqueo por agua 
• Cambios de Humectabilidad 

El tipo y la profundidad del daño, impacta directamente al tipo de tratamiento que será más apropiado para cada uno de los pozos.

La selección de un tratamiento sin considerar la causa del daño a la formación, causará tratamientos menos “acertados”.

Selección de fluido

La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación de pozos dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos:

• Un sistema experto.
• Un simulador geoquímico. 
• Información especificada por el usuario.

Sistema Experto

Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en principios de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos.

Este método genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores, volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos.

Simulador Geoquímico

Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la formación.

Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la física, la química y la termodinámica.

Este método simula el ácido que invade la matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de reacción.

También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el procedimiento.

Implementación de la Estimulación de Pozos

Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de estimulación de pozos.

Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el diseño del fluido.

La operación incluye:

1. La evaluación de posibles divergentes.
2. Varias técnicas de implementación.
3. La determinación del programa completo de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas.
4. La simulación de la operación para optimizar el proceso de diseño. 

Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc.

Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas.

Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección pueden ser evaluados.

Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc; el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo.

Este programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los divergentes a usar, las tasas de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar.

El ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo previamente con el simulador.

El simulador operacional simula el bombeo de fluido dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables:

• Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no newtonianos. 
• Múltiples intervalos de formación con skin. 
• Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano). 
• Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava. 
• Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular. 
• Fricción en la tubería.

El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las siguientes:

• ¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo? 
• ¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y cuales menor volumen? 
• ¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la reducción del skin? 
• ¿Cuanto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva? 
• ¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en carbonatos? 

Evaluación del tratamiento

La fase final es la evaluación del tratamiento. Matemáticamente hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la formación a medida que se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de Darcy, por ejemplo).

Después de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar las condiciones antes y después del trabajo.

Es siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado en el pozo.

Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor de skin.

Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo.

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