Presentación Matrix-Traducción y Compilado Acidificaciones
Fracturas Ácidas
Fracturas Apuntaladas
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Limpiezas de Pozos Los fluidos NO se inyectan a formación
Tratamientos químicos (remoción de incrustaciones, parafinas, etc.)
Limpieza de perforaciones
En yacimientos desconsolidados para controlar producción de arena de formación
Filtros o screens, arenas cubiertas de resina, liners ranurados, prepacked screens
Excesiva producción de arena bloqueo de tubería, erosión de equipo de sup., etc
Control de Agua Fluidos inyectados debajo P. Fractura
Diseñados para eliminar producción excesiva de agua que:
No ayuda a producir el aceite
Depleta la presión de yacimiento
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En el pozo (wellbore)
Estimulación
SF
Fluidos reactivos son inyectados a formación debajo de P de fractura
Objetivo Remover / Reducir el daño en la vecindad del pozo
Invasión de fluidos durante la perforación del pozo (lodo, cemento, etc)
Daño por fluidos de completación
Arcillas y finos en sitio
Restablecer permeabilidad natural
A pocos pies del pozo (3 – 5 ft)
Reduce P en la vecindad del pozo
Estimulación Matricial
Inyección de fluidos inertes (Fr. Apuntaladas) o reactivos (Fr. Ácidas)
La presión de tratamiento excede la presión de fractura
Objetivo Creación de canales altamente conductivos en formación
“Bypass” del daño en la vecindad del pozo y mejora conexión con la formación
Alta penetración en formación cientros de metros
Facilita el drenaje de hidrocarburos (mayor área de contacto con el yacimiento)
Conecta el pozo con redes naturales de fisuras / fracturas dentro del yacimiento
Fracturamiento Hidráulico
Un gran porcentaje de la matriz es soluble (>50%)
Se crean nuevos canales de flujo por disolución de la roca
Agujeros de Gusano bypass del daño
Éxito en función de la penetración del tratamiento
Areniscas
Disolución de material en los poros (daño)
Se debe conocer el mecanismo de daño
Precipitados
Estimulación
SF
El daño en la matriz crítica es definido por un número llamado “skin”
Skin permite cuantificar cambios en permeabilidad de la matriz crítica
Skin de la Formación (Daño)
S > 0 Formación dañada
S = 0 Formación que no está ni dañada ni estimulada
S < 0 Formación estimulada
Único tipo daño que puede removerse por estimulación
Estim. Matricial de Areniscas Skin puede reducirse a cero en el mejor de los casos
Estim. Matricial de Carbonatos Se puede generar skin negativo
Fracturamiento Es posible obtener skin negativo
“Skin” o Daño de la Formación
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Posicionamiento del tratamiento en formación
Inadecuada selección de candidatos
Volumen insuficiente de ácido
Mala selección del fluido de tratamiento
Procedimientos inadecuados de flowback del ácido
Incompatibilidad de fluidos de tratamiento con fluidos de formación
Formación de emulsiones
Bloqueos de Agua
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Ácidos
1. Preflush de Salmuera: Desplaza fluidos que contienen iones incompatibles lejos del pozo
Acidificación de Areniscas
3. Mud Acid: Remueve daño de la formación (alumino-silicatos)
4. Overflush: Desplaza el ácido gastado fuera de la matriz crítica
2. Preflush HCl (or Ácido Orgánico) : Remueve CaCO3 de la matriz para prevenir precipitados de CaF2
Preflush
Salmuera
Estimulación
SF
OCA
OCA es un sistema de HF que permite una penetración ácida más profunda y control de Migración de Finos en formaciones areniscas que presentan daño y sean sensibles al ácido.
Formaciones sensibles al HCl
Alto contenido de Finos/Arcillas
Penetración profunda
Estabilizador de arcillas
Probabilidad de precipitación reducida
Brine preflush displaces brines containing incompatible cations away from the wellbore
HCl (or organic acid) preflush removes CaCO3 from matrix to prevent the precipitation of CaF2
HF removes alumino-silicate formation damage
Overflush displaces spent acid away from the critical matrix
OneSTEP Concept
Brine Preflush
Acid Preflush
HF Treatment
Post acid
OneSTEP* treatment
Los iones de metales son mantenidos en solución
Reacciones menos agresivas
Minimiza la deconsolidación de la roca (comparado con un RMA)
Eliminación de precipitados que pueden causar daño
Tecnología de una sola etapa
Gran ventaja operacionalmente
Material no corrosivo con menor tendencia a formar emulsiones
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Posicionamiento del tratamiento en formación
Inadecuada selección de candidatos
Volumen insuficiente de ácido
Mala selección del fluido de tratamiento
Procedimientos inadecuados de flowback del ácido
Incompatibilidad de fluidos de tratamiento con fluidos de formación
Formación de emulsiones
Bloqueos de Agua
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