Yacimientos de Petróleo

23 junio 2009

Daño a la Formación (parte I)

El daño puede estudiarse mediante el análisis de transigentes de presión. Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es:

Perforación: Es el principal motivo de daño en la formación, tiene que ver con la infiltración del lodo de perforación, de sólidos del cutting y el revoque. Para minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto del lodo con la formación; que el lodo contenga la menor cantidad de sólidos posibles, tanto agregados como del cutting; y que los fluidos de perforación no interaccionen ni química ni físicamente con la roca reservorio.
- Entubación: Es muy común, sobre todo en la zona de la cuenca austral de Argentina, que existan capas productivas muy por encima de la profundidad final del pozo, para que estas capas productivas no sean dañadas, es conveniente que una vez atravesadas las mismas, el pozo se entube antes de seguir perforando hasta la mencionada profundidad final. Cuando la distancia entre las capaz productivas superiores e inferiores es muy prolongada, normalmente el pozo se termina colgando un liner desde el piso de los niveles productivos superiores hasta el fondo del pozo, para abaratar los costos de terminación.
- Cementación: La buena cementación de los niveles productivos es más que importante a la hora de poner en producción un pozo. En primer lugar el cemento no debe infiltrarse en la formación, además, el revoque debe haber sido totalmente removido antes de iniciar la cementación, es decir, es necesario asegurar un buen lavado para lograr una buena adherencia entre el cemento y la cañería del casing, y entre el cemento y la formación, de modo que el nivel productivo quede absolutamente aislado antes de punzar.
- Punzado: La cápsula del proyectil que se dispara para hacer los punzados debe ser de buena calidad y construcción, de lo contrario, quedaría un tapón provocado por el mismo proyectil (ver capítulo de terminación de pozos) que obstruiría el sistema poroso.

PSEUDODAÑO vs. DAÑO DE FORMACIÓN

Cuando se conoce el skin total del pozo, es posible trazar una curva IPR, mediante esta curva, es posible demostrar el beneficio de disminuir el factor de daño (S).

Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muy común, hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskins y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación

PSEUDOSKIN Y CONFIGURACIÓN DEL POZO
Los pseudoskins remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos directamente el pozo. No todos estos tienen que ver con el daño verdadero, pueden tener origen mecánico o físico

PSEUDOSKINS Y CONDICIONES DE PRODUCCIÓN
Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir a caídas de presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual que durante la perforación El correspondiente pseudoskin positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudoskin no existe, puesto que no hay desgaste mecánico en el sandface producido por la rata de flujo. La inevitable variación del diámetro del pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de laminar a turbulento y crear un pseudoskin que se suma al daño real de la formación.

DAÑO DE FORMACIÓN VERDADERO
Varios tipos de daño pueden ser identificados en distintos lugares de un pozo en producción, el diseño del remedio correcto para la producción del pozo es necesario determinar no solo la naturaleza del daño sino también el conocimiento del lugar del pozo donde está el daño que más afecta a la producción. Pueden usarse para la estimulación del pozo fluidos similares a lo que se utilizan en la limpieza del mismo, de acuerdo a la naturaleza del daño, la elección del método a utilizar depende pura y exclusivamente del lugar en el pozo donde se encuentra el daño.

ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
-DAÑO DE PERFORACIÓN
Invasión de sólidos de perforación
Invasión de fluidos de perforación

-DAÑO DE CEMENTACIÓN
Lechada de cemento
Compresión del cemento

-DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
Daños por punzado
Daños por fluidos de terminación
Daños en Gravel Packs
Daños durante la producción
Daño durante la limpieza del pozo
Daño durante el tratamiento ácido
Tratamientos de control de agua

-DAÑO EN POZOS INYECTORES
Inyectores de agua

TIPOS VARIOS DE DAÑO
Emulsiones
Cambios de mojabilidad
Water Block
Sarros
Depósitos orgánicos
Depósitos mixtos
Fangos y arcillas

DAÑO POR PENETRACIÓN PARCIAL
ANÁLISIS CUANTITATIVO DEL DAÑO DE FORMACIÓN
PREVENCIÓN DE DAÑOS

ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN
-DAÑO DE PERFORACIÓN
Invasión de sólidos de perforación

Fuente:
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont

Daño a la Formación (parte II)

Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de pérdidas de circulación. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, haría que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del daño en las inmediaciones del pozo.

Invasión de fluidos de perforación
Normalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la pérdida de inyección puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasión de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible químicamente con el filtrado de la inyección.
Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad. En particular, la reducción de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actúan como pequeñas partículas sólidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicación de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaño de las partículas.
Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitación en el interior de los poros.
Cuando la circulación durante la perforación se hace a caudales más o menos elevados, el filtrado que invade la formación está a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitación de asfáltenos y parafinas.

-DAÑO DE CEMENTACIÓN
El principal objetivo de la cementación es lograr un perfecto aislamiento del anular del casing
El cemento no tiene las correctas propiedades de pérdida de fluidos, la formación queda poco protegida a la invasión de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de trabajo durante la cementación, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforación y más aún en cementaciones con flujos turbulentos.
Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partículas del revoque.

Lechada de cemento
El tamaño desordenado de los granos de conforman al cemento, junto con el uso de agentes de deshidratación muy eficaces, resultan en una limitada filtración de sólidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento,
El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta a los minerales arcillosos de la formación

Compresión del cemento
La etapa de compresión del cemento produce daños severos en arenas no consolidadas

-DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
Daños por punzado

Éste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%

-Compactación de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente reducción en la permeabilidad local.
- La sobrepresión introduce restos de formación y da las carcazas en la formación, además introduce fluidos con sólidos en la formación.
- Penetración insuficiente, está afectada por la resistencia de la roca, y puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-pass (wormholes).
- Inadecuada selección de la geometría. Se prefiere baja penetración pero con gran diámetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeños diámetros y gran profundidad en formaciones duras.
- Inadecuada elección de la presión diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable.

Daños por fluidos de terminación
- Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos, bacterias y/o residuos de polímeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formación.
- Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsión block) y precipitación de incrustaciones.

Es necesario utilizar fluidos de terminación limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas.
Los fluidos de terminación normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosión.
Estos últimos pueden provocar un bloqueo por emulsión (emulsión block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar la Fe+++.

Daños en Gravel Packs
- Punzados y espacios entre casing y tubing sin arena.
- Gravel pack contaminado por partículas de la formación y por geles sin romper.
- Grasas, pinturas y residuos de polímeros entre la formación y el gravel pack.
- Inadecuada selección del tamaño de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formación durante la producción.

Daños durante la producción
Algunos reservorios no pueden ser puestos en producción a altos caudales de flujo o elevados caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenómenos adversos. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles están siendo extraídos en forma simultánea. Dependiendo del tamaño de las partículas, estas pueden bloquear el poro a través de su interconexión con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en producción hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenómeno es mucho más complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones del pozo.

El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presión de flujo por debajo del punto de rocío en el fondo del pozo, ocurriendo una destilación in-situ de las fracciones livianas producidas,

Daño durante la limpieza del pozo
Altas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la formación.

Daño durante el tratamiento ácido
- Materiales del tubing que son arrastrados hacia la formación, hay que tener en cuenta que los ácidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la cañería del tubing y el casing, disminuyendo el espesor de los mismos, pudiendo llegar a dañarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las cañerías hacia la formación.
- Los surfactantes utilizados para dispersar sólidos durante la acidificación e inhibir la corrosión de las cañerías del casing y el tubing por acción del ácido crean dentro del sistema poral bloques de emulsión (emulsión blocks).
- Bloqueo por agua (water block).
-Precipitación de productos secundarios de la reacción ácida con minerales de la formación. Los productos secundarios que podrían formarse, pueden ser analizados y predichos mediante modelos geoquímicas que dependen por un lado de la composición de la roca de la formación y de la composición del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinámicas
- Algunos aditivos utilizados para prevenir la corrosión del hierro del sistema de producción pueden formar precipitados,
- La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes inhibidores de corrosión,

Tratamientos de control de agua
La fracción de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyección de poliacrilamidas. La mayoría de las veces, sin embargo, la inyección de las mismas lleva a una caída en la producción de gas y petróleo simultáneamente con la del agua.

Fuente:
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont

Daño a la Formación (parte III)

-DAÑO EN POZOS INYECTORES
Inyectores de agua
- Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento.
- Perturbación in-situ de las arcillas
- Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación.
- Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada.
- Taponamiento por bacterias.

TIPOS VARIOS DE DAÑO
Emulsiones

La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores.

Cambios de mojabilidad
La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que está mojando a la roca,

Water Block
El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo.
El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales.

Sarros
Los sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la formación.
Normalmente esta precipitación es mucho mayor durante la producción, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo.

Depósitos orgánicos
Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión.

Depósitos mixtos
Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas.

Fangos y arcillas
Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.

DAÑO POR PENETRACIÓN PARCIAL
Hay varias razones por las cuales un pozo puede terminarse poniendo en producción solo una porción de la capa productiva (hw). Esta penetración parcial produce una carga adicional que se considera como un tipo especial de pseudodaño, y que no es un daño verdadero. El valor del daño provocado por la penetración parcial es siempre positivo, excepto en el caso de pozos deviados.

ANÁLISIS CUANTITATIVO DEL DAÑO DE FORMACIÓN
El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por “S” que se denomina severidad. Este daño puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser muy grandes.
Se analizarán los valores que puede tomar la severidad del daño:
- S>0: Pozo dañado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. Aquí es donde se aplica lo visto hasta ahora. Puede reemplazarse el sistema utilizando una ecuación que tenga en cuenta un diámetro del pozo menor que el perforado.
- S=0: Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo está produciendo con un diámetro igual al real.
- S<0: Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de lo esperado, este valor puede tener que ver con alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación ácida. Se considerará en este caso, que el pozo produce con un diámetro de pozo mayor que el perforado.

PREVENCIÓN DE DAÑOS
La prevención de daños apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción se vea afectada.
Si bien los muchos daños son remediables, las operaciones de reparación de daños son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente.

Fuente:
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont

21 junio 2009

EBM generalizada para Yacimientos Naturalmente Fracturados (2)

De la ecuación de balance materiales para yacimientos naturalmente fracturados desarrollado en este trabajo, presentamos cuatro incógnitas:

Petróleo original sitio en la roca matriz – Nm

Gas original sitio en la roca matriz – Qm

Petróleo original sitio en las fracturas – Nf

Gas original sitio en las fracturas – Nf

Esto hace imposible el uso de método straitgth de la línea gráfica y el de Havlena & Odeh porque se trata de un método diseñado para resolver un máximo de dos incógnitas.

Para probar la exactitud del proyecto de EBM generalizada de yacimientos naturalmente fracturados, dos casos hipotéticos de la producción de petróleo en yacimientos naturalmente fracturados se utilizaron. Caso 1 petróleo negro con la capa de gas inicial en un NFR. Caso 2 yacimientos Naturalmente Fracturados también es un yacimiento donde el fluido es un gas condensado.

Fig 1: Diagrama esquemático de balance de material en yacimientos naturalmente fracturados

Fig 2: geometría sintética caso 1

Fig 3: Geometría sintética caso 2

Fig. 2 y Fig. 3 muestra la geometría de los dos modelos Caso 1 es el mismo utilizado para Niz 2004 a validar los resultados de su trabajo. El caso 2 es una adaptación de un ejemplo de composición en el manual de usuario de los yacimientos naturalmente fracturados.

Caso 1 y Caso 2 se evaluó usando un simulador comercial de doble porosidad para determinar el petróleo y el gas en sitio. También este volumen se ha calculado utilizando la EBM generalizada para yacimientos naturalmente fracturados propuesta, sin embargo es importante considerar la dependencia del modelo de una correcta caracterización de la matriz y la compresibilidad de la fractura.

Peñuela el al. demuestra que las incertidumbres en bajos valores de compresibilidad en la fractura tendrá mayor impacto en la estimación del petróleo en sitio.
El nuevo método que ofrece el presente es aplicable a toda la gama de fluidos de yacimiento de interés, incluidos petróleo volátil y gas condensado.

Referencia:

http://www.spe.org

EBM generalizada para Yacimientos Naturalmente Fracturados (1)

Durante los últimos años, la investigación se ha hecho en las ecuaciones de balance de materiales (EBM) para yacimientos naturalmente fracturados (NFR) con el fin de mejorar el rendimiento yacimiento. Sin embargo, todos los esfuerzos anteriores sólo son aplicables cuando el fluido se encuentra en un depósito restringido.

En 1994, Walsh desarrolló un método lineal generalizado para estimar las reservas de petróleo convencional en los yacimientos aplicables a toda la gama de fluidos. En 2001 Peñuela et al. Introduce un modelo matemático que considera un principio, petróleo líquido en un medio poroso compuesto de matriz interdependientes y sistemas de fracturas. La propuesta de ecuación de mejorar el método de modelado de yacimientos naturalmente fracturados considerando la diferencia de compresibilidad entre la matriz y la fractura de los sistemas. Finalmente en 2003 Niz propuso un extendido a la formulación de la línea straitgth en yacimientos naturalmente fracturados presentado por Peñuela a la capa de gas inicial de los yacimientos.

En este trabajo se busca con el método straigth para estimar la el petróleo original en sitio y el gas original en sitio en los yacimientos naturalmente fracturados sin restricciones a la composición de fluidos. Esto fue posible mediante la inclusión de dos componentes petróleo volátil (Rv) y gas disuelto (R).

El modelo se basa en las siguientes premisas:

El Yacimiento es un sistema isotérmico.
El Yacimiento está compuesto de cuatro componentes: tanque de existencias de petróleo, el gas de superficie, la producción de agua y la fractura de la roca.

El depósito se compone de cuatro fases: petróleo, gas, agua y, la fractura de la roca.

Las existencias de tanques de petróleo componente existe en la fase de petróleo y la fase gaseosa.

En el yacimiento, la superficie del componente gas existe libre en la fase gaseosa y disuelto en la fase de petróleo.

El agua componente que existe inmóvil en la fase de agua que, para efectos de balance de materiales, sólo reduce el espacio disponible para los poros de hidrocarburos y la acumulación de flujo.

Componente de la roca sólo existe en la fase de la roca.

La fase roca se compone de dos medios porosos en comunicación hidráulica: la fractura y el sistema (primaria porosidad) roca-matriz.

La fractura y la matriz porosa son sistemas compresibles.

No hay influjo agua y la producción de agua es insignificante.

No hay inyección de líquido (agua y/o gas) en el Yacimiento.

La Porosidad de la fractura, la porosidad de la roca-matriz y la saturación inicial de agua son uniformes en todo el yacimiento.

La presión del yacimiento es uniforme en todo el yacimiento, lo que implica que no hay gradientes de presiones.

Las suposiciones anteriores son una versión modificada de los utilizados por Peñuela et al. 200l. Al considerar que el petróleo presente en fase gaseosa fue capaz de superar las limitaciones de los modelos propuestos de Pañuela y Niz.

EBM