Al igual que en las fracturas hidráulicas, es importante hacer la evaluación de las operaciones de estimulación matricial.
La metodología para evaluar una fractura a través de un análisis pre y post tratamiento es plenamente aceptada, pero para tratamientos matriciales este proceso no se justifica económicamente en la mayoría de los casos.
Frecuentemente la eficiencia es medida solamente por un incremento aparente del índice de productividad, sin hacer un ensayo post tratamiento.
Mirar solamente el incremento del índice de productividad (o de inyección) no dará necesariamente una foto correcta de las condiciones óptimas para el pozo.
El skin total puede determinarse con un ensayo de pozo post operación, pero sus componentes mecánicos pueden ser una parte importante, y un análisis correcto debería determinarlos.
El tratamiento matricial puede solamente remover la porción de skin debido al daño de formación.
Estos análisis son post mortem y permiten mejorar el diseño de los próximos trabajos en los pozos vecinos, pero no optimizar el tratamiento actual.
Entonces es recomendable hacer una evaluación en tiempo real en la misma locación. Esto permite determinar si el skin fue completamente removido, y así maximizar la inversión.
Varios autores diseñaron métodos para evaluar de manera aproximada la eficiencia de un tratamiento monitoreando en locación la evolución del skin.
Estos monitoreos indican si es necesario modificar el programa, incrementando o reduciendo los volúmenes de mezclas, y ayudan a mejorar los diseños para los próximos pozos en el mismo yacimiento.
La evaluación en tiempo real se hace en la misma locación registrando e interpretando con algún software los parámetros de presión y caudales.
El objetivo es observar la disminución del skin para ajustar el volumen de cada etapa. Teniendo los datos del pozo, con solo registrar presión y caudal se puede estimar el valor de skin en cada momento.
A pesar que las técnicas de evaluación existen hace bastante tiempo, no son aplicadas frecuentemente en el campo por:
- Falta de capacitación de los supervisores de las compañías de servicios y de las petroleras.
- Falta de concientización de la importancia de los tratamientos matriciales (más bien se dirá: ¡Es solo un bombeo!).
- Falta de computadora en locación (no todas las compañías dan una PC a sus supervisores).
- Generalmente los fluidos son premezclados y por lo tanto no hay flexibilidad.
En la mayoría de las aplicaciones el skin debería disminuir a medida que el fluido penetra en la matriz, indicando que el tratamiento está mejorando la productividad del pozo.
Debido a la convergencia de los fluidos producidos en la matriz, el daño cerca del pozo tiene un efecto mucho mayor sobre el valor de skin que el daño profundo.
Por lo tanto, la disminución del skin será normalmente muy rápida una vez que entra el primer fluido en la matriz. A medida que el daño cercano al pozo es removido, la disminución del skin se hace más lenta, y eventualmente se estabiliza.
En este punto el encargado de la operación deberá considerar el cambio de etapa o el uso de divergencia (si se considera que solamente una parte de la zona a tratar aceptó fluido).
El objetivo del tratamiento debe ser reducir el daño a cero, o a un mínimo irreducible. En el caso de carbonatos donde la permeabilidad cerca del pozo puede ser incrementada, el valor de skin puede ser ligeramente negativo, lo que indicaría un incremento en el diámetro efectivo del pozo.
Un incremento significante en el skin servirá al supervisor como alarma avisándole que el tratamiento es dañino para la formación (excepto si es por efecto de un divergente). Si esto acontece se debe parar el tratamiento y revisar el diseño.
Varios autores propusieron técnicas para evaluar en tiempo real, algunas de las técnicas son sólo mejoras de técnicas anteriores. Hoy son utilizadas por los softwares comerciales. Citaremos algunas:
- La técnica de Paccaloni utiliza la presión instantánea y el caudal durante el bombeo para calcular el skin. Este método está basado en la Ley de Darcy para estado estacionario (steady state), fase simple, flujo horizontal.
- La técnica de Prouvost y Economides toman en consideración que los fluidos son inyectados bajo un régimen de flujo transitorio (transient).
- La técnica de Behena es una mejora del anterior.
- La técnica de Hill y Zhu es una combinación de las técnicas de Paccaloni y de Prouvost.
La técnica de Paccaloni utiliza valores puntuales de la presión instantánea y el caudal en diferentes momentos durante el bombeo para calcular el skin. Este método está basado en la Ley de Darcy para “steady state”, fase simple, flujo horizontal:
(Ec. 1)
Considerando que se conoce a kh, la presión de fondo puede ser estimada para cada valor de caudal y para cualquier valor de skin. Paccaloni utiliza el concepto de relación de daño:
(Ec. 2)
Esta técnica es fácil de utilizar en el campo pero tiene dos limitaciones importantes:
- Una posible mala interpretación de algunos cambios de caudal como cambios de skin.
- En tiempo temprano, la respuesta de la presión es más transitoria que “steady test”.
Se grafica una serie de curvas de P para un rango de caudal de inyección y presión en boca. A medida que el fluido es inyectado se coloca manualmente sobre el gráfico los valores de presión y caudal indicando el progreso del tratamiento.
Esta técnica fue una muy buena aproximación cuando fue ideada ya que entonces nadie llevaba computadora a la locación. Hoy en día las demás técnicas son más recomendadas.
El concepto básico de la técnica de Prouvost y Economides utiliza la diferencia entre la respuesta de la presión de un pozo que tiene daño y la de un pozo simulado sin daño (con skin = 0).
La respuesta es función del tiempo, ya que el daño cambia a medida que un fluido reactivo pasa por la zona de daño. Como se asume que los otros parámetros quedan iguales, cualquier diferencia entre las presiones es debida a una diferencia en el skin.
(Ec. 3)
(Ec. 4)
Donde:
- Psim = Presión simulada.
- Pres = Presión reservorio.
- Pmedida(t) = Presión medida al tiempo t.
- qsf = Caudal.
El tratamiento se termina cuando las dos curvas de presiones se superponen. La aplicación de esta técnica requiere el uso de una PC en locación, con el soft adecuado. Se mide la eficiencia de la divergencia verificando que:
- La entrada del divergente corresponde a un aumento del skin.
- La entrada del ácido después del divergente corresponde a una disminución del skin.
- El skin nunca llegue a cero (0).
Si las diferentes etapas de divergente han cubierto toda la zona a tratar, el último ácido no debería mostrar efecto de reducción de skin.
La Figura 2, muestra lo que debería ser la respuesta de unos bacheos de divergente. Desgraciadamente en la mayoría de los tratamientos no se ven tan bien los efectos del divergente.
Hoy se recomienda no dividir el tratamiento en más de tres etapas ácidas (o sea dos etapas de divergente).
La utilización de trazadores en las diferentes etapas puede dar una buena información sobre la eficiencia del tratamiento (Figura 3).
En el ejemplo el pozo fue estimulado dos veces. El reservorio es una caliza punzada a 13 t/m (4 tpf) a una profundidad de 2.104/29 m (6.902/82 pies). El primer tratamiento fueron 3 etapas de 2.000 gal cada una con dos etapas de sal como divergente.
Se puso scandium-46 en el ácido, iridium-192 en el primer slug de divergente y antimony-124 en el segundo.
El perfil muestra que el divergente fue muy ineficiente y que casi todo el fluido entro en la zona superior.
El segundo tratamiento fue con tres etapas ácidas (1.000/1.000/1.500 gal), con dos slugs de sal como divergente. La zona superior fue aislada con un packer en 2.099 m (6.886 pies) y tratada sola.
Esta etapa fue marcada con iridium-192, las otras dos capas fueron tratadas en conjunto en dos etapas. La primer etapa de ácido fue marcada con candium-46, y la segunda con antimony-124. En este caso se consiguió una correcta diversión.
Pero este ejemplo muestra también que la divergencia mecánica es mucho más eficiente que la divergencia química.
Aquí vemos el gráfico (Figura 4) de los datos recolectados durante una operación de un ácido para arenisca (HCl-HF).
El pozo es un inyector, el tratamiento se bombeó a través de un CT de 1-¼”. La formación es una arenisca con baja solubilidad en HCl. Se registró:
- La presión en la entrada del CT. Los valores son altos debido a las fricciones en este tubo de diámetro reducido.
- La presión en el anular entre CT y tubing, teniendo la BOP cerrada. Así se puede estimar a cada instante la presión real en fondo frente al mandril: presión en anular más presión hidrostática.
- Caudal de bombeo.
El HCl del preflujo reaccionó lentamente con la formación, pero el volumen utilizado no permitió ver una estabilización de la presión (y por lo tanto del skin).
El comportamiento de la presión sugiere que no se ha disuelto todo el material soluble HCl. Puede haber quedado carbonato. El HF reaccionó muy rápidamente, y por lo tanto removió un daño muy cercano al pozo.
Para esto el volumen utilizado fue mayor que lo necesario, y se podría haber terminado el tratamiento antes.
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