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Fase 1. 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, tal como se presenta á continuación:

S_dam = S_tot - (S_perf + S_turb + S_dev + S_gravel + S_{perf size})…

donde:

S_tot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner).

S_dam = skin resultante del daño a la formación.

S_perf = skin resultante a la penetración parcial, etc.

S_turb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo.

S_dev = skin resultante de la desviación del pozo.

S_gravel = skin resultante de empaques de grava.

S_{perf 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, 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
• Asfalteno
• 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”.

Fase 2. Selección de fluido.

La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación 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.

Fase 3. Implementación.

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. 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 y (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?

Fase 4. Evaluación del tratamiento.

La fase final es la evaluación del sistema de 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.

Texto adaptado y modificado por Marcelo del Paper SPE 63179 

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En general, los objetivos de una prueba de pozo no son solo obtener suficientes datos, y esto es debido al tiempo y los costos que requiere la captura de información. Para satisfacer estos objetivos, el ingeniero debe reconocer las condiciones/ambiente de la prueba, y entender como estos ambientes pueden afectar el diseño e implementación de una prueba. En este post, se hará un resumen de las condiciones más frecuentes que deben tener en cuenta al momento de realizar una prueba de pozo.

1. Tipo de Pozo y Estatus.

Cuando se decide realizar una prueba de pozo, se debe ver el tipo de pozo al que se esta tratando, esto se refiere, si se trata de un pozo de desarrollo o exploratorio, pozo productor o inyector, o de acuerdo a su estatus, pozo activo o inactivo. De acuerdo con esta información, es que se va a escoger la prueba de presión o producción a aplicar.

1.1. Pozos de desarrollo/exploratorios.

La mayor diferencia existente entre un pozo de desarrollo y un pozo exploratorio es el tipo de información necesitada. En un campo desarrollado donde la geología y el comportamiento general del yacimiento es conocida, los pozos de desarrollo son perforados para incrementar reservas y para acelerar producción. En consecuencia, las pruebas en pozos de desarrollo están concentradas en obtener información específica de las propiedades individuales en cada pozo en vez todo el yacimiento. Por ejemplo, se puede correr una prueba de restauración de presión para conocer la presión de yacimiento en el área de drenaje de un pozo en específico, la mejora en el skin de un pozo después de haber realizado un trabajo de estimulación y/o reacondicionamiento permanente, o ver la condición del pozo para realizar algún trabajo de este tipo.

Por otro lado, cuando un pozo exploratorio es perforado en un área con pocos o ningún pozo, las pruebas deben estar enfocadas con el propósito de capturar información en una gran área del yacimiento, haciendo énfasis en la evaluación de la potencial de productividad, estimación de reservas, y la obtención de información geológica. Por ejemplo, en un pozo exploratorio del tipo “wildcat” descubridor de un nuevo yacimiento del cual se tiene poca o nula información disponible, se puede correr una prueba Drill Steam Test (DST) para la obtención de muestras de laboratorio, estimación de productividad por arenas, calcular la permeabilidad promedio y la presión estática inicial de yacimiento.

1.2. Pozos Productores/Inyectores.

La mayor diferencia entre las pruebas entre estos pozos son los diferentes tipos de equipos que se necesitan para ejecutarla. Para la estimación de las propiedades del yacimiento, generalmente se diseña una prueba de restauración de presión, mientras una prueba de varios puntos o sencilla de producción son llevadas a cabo en los pozos para determinar su productividad. Por otra parte, en pozos inyectores las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de inyectividad y falloff. En general, y debido a los equipos requeridos para la inyección, estas pruebas son muchos más costosas. Campos de almacenamiento de gas son uno de los pocos ejemplos de desarrollo de yacimientos la cual se alterna la inyección y la producción dependiendo el período del año. Durante el final de la primavera y comienzo del otoño, el gas es inyectado hacia los pozos, mientras que durante el final de otoño y comienzos de la primavera, los pozos son producidos para satisfacer la demanda de gas asociada al período invernal. Otras aplicaciones de la inyección en pozos de gas es para proyectos de mantenimiento de presión de yacimientos de gas condensado y programas de desplazamiento de CO2 en yacimientos de petróleo.

1.3. Pozos Someros/Profundos.

La mayor diferencia entre estos dos tipos de pozos viene dada por los equipos requeridos. El volumen de fluidos almacenados en la vecindad del pozo distorsiona la respuesta temprana de presión y el control de la duración del efecto de llene o almacenamiento, especialmente en pozos profundos con amplia capacidad de pozo. Si los efectos de pozos no son minimizados o si la prueba no muestra condiciones estables después de este período, será bastante difícil el análisis e interpretación de los datos mediante los métodos conocidos. Para minimizar el efecto de pozo y la distorsión dentro de los tiempos razonables y ahorro de índole económico/operacional, es necesario la colocación de empacaduras de cierre en fondo. Aunque estos equipos adicionales reducen sustancialmente este problema o aún mejor, los elimina, los costos y tiempos asociados a la prueba  también incrementan.

Otra consideración que se debe tomar en cuenta son los yacimientos de alta presión - alta temperatura, donde se encuentran los pozos profundos. Bajo estas condiciones se deben emplear equipos que sean resistentes a estos ambientes durante el desarrollo de una prueba. En general, los equipos diseñados para soportar altas presiones y temperaturas son mucho más costosos. Adicionalmente, a medida que la temperatura incrementa con la profundidad, muchos equipos generalmente presentan fallas durante la prueba, por lo cual es conveniente bajar herramientas como backup. Otro problema relacionado con la temperatura es la degradación de sistema de baterías cuando se usan sensores de memoria. Para evitar este tipo de inconvenientes, generalmente se usan baterías de para altas temperaturas (BHT), mayores a los 300°F.

1.4. Pozos Estimulados/No estimulados.

La data de las pruebas de restauración de presión usada para la estimación de la permeabilidad y el factor skin deben ser tomadas de la región intermedia de la prueba de restauración de presión, que se encuentra dominada por el flujo radial. Esta data obtenida no se encuentra afecta por los efectos de pozo y representa la permeabilidad efectiva del yacimiento. Muchos pozos, particularmente, aquellos que son de muy baja permeabilidad generalmente requieren ser fracturados hidráulicamente para que puedan ser viables su producción. En estos tipos de pozos, el transiente de presión es frecuentemente afectado por la fractura hidráulica después de que el efecto de pozo culmina. En pozos de muy baja permeabilidad que han sido fracturados hidráulicamente, la data representada en el período de flujo radial puede no aparecer claramente por muchos meses, inclusive, en años.

Debido a estos largos períodos, generalmente es recomendable realizar una prueba de restauración previa al trabajo de estimulación. Una prueba corta es importante para la determinación de la permeabilidad de la formación. Luego, en una prueba posterior al trabajo de estimulación puede ser usada para la evaluación del éxito del mismo y evaluar las condiciones y comportamiento de producción. Si la permeabilidad de la formación fue determinada previamente, la prueba post fractura puede determinar el tiempo de almacenamiento del pozo, así mejorar el diseño de las posteriores pruebas que se vayan a realizar al pozo. Otra consideración en pruebas a pozos con fracturas hidráulicas es la apropiada selección de equipos de superficie. Frecuentemente, la arena es usada es usada como material apuntalante, que puede ser desplazada y producida durante el período de flowback. Debido a que la arena es abrasiva, puede degastar los reductores en superficie, válvulas y líneas de flujo. Si se espera la producción de arena, se debe considerar equipos especiales para el control de este problema.

2. Efecto de las propiedades de roca/yacimiento.

2.1. Altas y bajas permeabilidades de formación.

Las propiedades de la formación afectan notablemente el diseño de una prueba. La principal propiedad afectada es la permeabilidad, la cual dicta el tiempo de duración de la prueba. Cuando seleccionamos una prueba y tiempo flujo, debe satisfacer muchos criterios. Primeramente, el tiempo de prueba se debe mantener el tiempo suficiente para obtener la información requerida, después de haber sobrepasado el efecto de almacenamiento. Adicionalmente, la prueba debe ser corrida con tiempo suficiente para alcanzar el radio deseado de investigación para evaluar un representativo volumen de formación. En yacimientos de muy baja permeabilidad, el tiempo de flujo requerido para satisfacer ambos criterios frecuentemente son “prohibitivos”, especialmente cuando es gas es quemado hacia la atmósfera (flare) y diferidas de producción.

La duración del período de almacenamiento depende muchas características de la vecindad del pozo (por ejemplo, el volumen de la vecindad del pozo y la compresibilidad del fluido) y las propiedades del yacimiento (por ejemplo la porosidad, la permeabilidad, espesor de arena neta y propiedades de los fluidos). Aunque la permeabilidad afecta la duración del período de almacenamiento de la prueba, esta no es la única propiedad que debe ser considerada en el diseño de la prueba. Por ejemplo, dependiendo de la profundidad del pozo y la presión de yacimiento, los pozos de baja permeabilidad exhiben efectos de almacenamiento por muchas semanas. Sin embargo, podemos encontrar un yacimiento con la misma baja permeabilidad y presión estática pero mucho más somero, por lo que el efecto de almacenamiento en este caso sería menor. El ingeniero de yacimientos debería tener en consideración la duración y la severidad del efecto de almacenamiento para cada pozo.

Aunque no podemos modificar las propiedades del yacimiento para eliminar o reducir el efecto de almacenamiento, podemos afectar la mecánica del pozo para cambiar estas propiedades. Por ejemplo, colocando una empacadura en fondo, podemos reducir la duración del efecto pozo de 3 a 4 veces lo que duraría bajo las condiciones mecánicas normales. Hay que recordar que todos estos equipos en fondo son costosos. Es por ello que, se debe hacer una evaluación económica en cuanto al ahorro de tiempo de prueba versus los costos asociados de estos equipos especiales de cierre en fondo. Tan importante como la duración del período del efecto de almacenamiento, es el tiempo para alcanzar el radio de investigación deseado, el cual incrementa a medida que la permeabilidad del yacimiento disminuye. En este caso, no podemos acortar el tiempo para cambiar las condiciones de la vecindad del pozo. Adicionalmente implicaría en un aumento en los costos operativos, especialmente se tiene un incremento de la producción diferida asociada al pozo.

Cuando realizamos una prueba de flujo, debemos reconocer que es necesario crear un drawdown durante el desarrollo de la prueba. La magnitud del drawdown va a depender de las propiedades del yacimiento y la tasa de flujo. Debido a que las propiedades del yacimiento no pueden ser modificadas, es necesario variar la tasa de flujo para variar la presión drawdown en fondo. La diferencia entre la presión del yacimiento y la de la cara de la arena varía directamente con la tasa de flujo y es inversamente proporcional a la permeabilidad. Para pozos con alta permeabilidad, una tasa alta de flujo puede ser alcanzada con un pequeño drawdown, a diferencia de un pozo de baja permeabilidad con la misma tasa de flujo. Es importante acotar que altas tasas de flujo requiere de separadores y medidores más grandes en superficie. Adicionalmente, más gas es venteado o quemado a menos que este conectado con la línea de producción en superficie. Los costos asociados a pozos con una alta producción (alta permeabilidad) incrementan, sin embargo los tiempos de prueba son muchos más cortos. Finalmente, a consecuencia de las altas tasas de producción y drawdown, puede generar una indeseada condensación retrógrada dentro del yacimiento en yacimientos de gas condensado o una desconsolidación en arenas no consolidadas. Ambas condiciones pueden generar un daño adicional en la vecindad del pozo.

2.2. Pruebas en una sola y múltiples arenas.

Nuevamente, la mayor diferencia entre estos dos escenarios son los tipos de equipos que se requieren para realizar la prueba de pozo. Los objetivos y técnicas de la prueba son en esencia, la misma.  Cuando se corre una prueba a una sola zona en específico, ya sea una prueba de declinación o restauración de presión, permite determinar propiedades del yacimiento, como la permeabilidad, el factor skin, o en pozos con fractura hidráulica, la longitud de fractura obtenida. Durante la prueba, la arena productora se comunica con el pozo a través un intervalo a hoyo abierto o a través del casing cañoneado. En pozos completados en múltiples arenas, la misma prueba de declinación o de restauración de presión es aplicada, sin embargo, se debe aislar la zona que se quiere probar del resto de las arenas que infra y/o suprayacen a ésta. Los equipos para el aislamiento de las arenas varían de acuerdo con la técnica de aislamiento que se quiere aplicar. Por ejemplo, cuando se quiere aislar una zona que se encuentra por debajo de la arena de interés, se usa un tapón puente mecánico, que puede ser colocado con una unidad de wireline o por tubería. Después del asentamiento entre las zonas, se procede a sacar la unidad de wireline o tubería fuera del pozo.

Cuando la zona a aislar se encuentra en la parte superior, normalmente se usa una empacadura. La empacadura y tubería, es colocada entre la arena de prueba y las arenas productoras que se encuentran encima de éstas. Cuando se quiere aislar tanto una zona tanto por encima como por debajo de la arena de interés, se aplican los métodos mencionados anteriormente. Este tipo de trabajos no son comúnmente aplicados debido a los altos costos operativos, por lo que muchos ingenieros realizan una sola prueba de restauración o declinación para todas las arenas en conjunto.

3. Consideraciones Ambientales y de Seguridad.

3.1. Gases dulces, agrios y corrosivos.

Se debe tener en consideración el tipo de gas que se produce en el pozo, especialmente cuando se implementan procedimientos de seguridad al momento de incorporar protección adicional contra corrosión a los equipos a utilizar. Los gases dulces se refieren a aquellos que no poseen poca o nula proporción de componentes impuros, mientras que los gases agrios y corrosivos contienen una gran cantidad de gases no hidrocarburos, tales como el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2). Cuando el ambiente de prueba contiene H2S, todos los estándares de seguridad industrial deben ser seguidos y aplicados. Generalmente, el H2S es reconocido por un muy mal olor. La exposición prolongada de este gas a muy pequeñas concentraciones puede afectar el sistema nervioso, así como afectar el sentido del olfato. Cuando hay altas concentraciones presentes, puede causar efectos fatales como muerte de forma casi inmediata apenas el olor es detectado. Es por ello que se debe usar equipos específicamente diseñados para la presencia de este gas. Adicionalmente, el personal operativo debe estar muy bien entrenado en cuanto a procedimientos de seguridad en ambientes con posible presencia de H2S se refiere. Picaduras del cable y fallas en el equipo de wireline pueden ocurrir en pozos en presencia de otros tipos de gases, como el CO2. Diferentes compuestos de cables permiten trabajar bajo varios ambientes, lo que se traduce en ahorro operacional al momento de realizar operaciones de pesca para extraer los sensores que se encuentran en fondo. Estos equipos especiales igualmente incrementan los costos operativos, pero deben ser incluidos en el diseño de la prueba.

3.2. Riesgo ambiental.

Finalmente, el ingeniero debe estar consciente del riesgo ambiental, especialmente con el venteo y quema de grandes cantidades de gas hacia la atmósfera. El caso ideal sería realizar una prueba sin realizar quema de gas. Cuando el pozo se encuentra conectado a una línea de producción en superficie, el volumen de gas liberado a la atmósfera es muy pequeño. Cuando se diseña cualquier prueba de pozo, el ingeniero debe estar consciente y adherirse a todas las regulaciones ambientales.

Tomado de: Gas Reservoir Engineering. John Lee & Robert Wattenbarger. SPE Textbook Series Vol. 5

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