209966107 estimulacion-matricial

Estimulacion Matricial

Raul [email protected]

April 2005 2

April 2005 3

Stage Description

Vol (bls)

Qsurf (bpm)

N2 (scf/min)

1 CLEAN SWEEP Solvent 15 2 600 HCl 10% Preflush 70 2 600 HSMSR Acid 70 2 600 NH4Cl 3% Overflush 25 1 1200




6 Nitrogen Displacement 85150 scf

600

Objetivos

April 2005 4

CLEANSWEEP

HCL 10%

April 2005 5

HSMSR – Half-Strength Mud and Silt Remover

CODIGO DESCRIPCION CONCENTRACION

J285L CLORURO DE AMONIO 250 PPTA280 INHIBIDOR DE CORROCION 15 GPTA281 AYUDANTE DE INHIBIDOR 30 GPTL041L CONTROL DE HIERRO 50 PPTL058 CONTROL DE HIERRO 15 PPTY001L BIFLORURO DE AMONIO 191 PPTHCL 15% HCL 889 GPTF078 AGENTES SUSPENSORIOS 5 GPTU066L SOLVENTE MUTUAL 100 GPTW054 DEMULSIFICADORES 3 GPT

April 2005 6

� Por que tantos fluidos?� Por que tantas fases?� Por que tantos aditivos?

�Daños a formación� Tipos, localizacion, indicadores, soluciones

April 2005 7

Contenido

I. IntroduccionII. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion-carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos

1 ½ HR

½ HR

2 ½ HR

1 ½ HR

½ HR

½ HR

½ HR

½ HR

April 2005 8

I. Introduccion/Conceptos.II. Factores de exitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion de carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos

Contenido

April 2005 9

Definicion de trabajos matriciales

Restaurar/incremento de la productividad por la inyeccion de sistemas de solventeslimpiadores y de acción de disolución dentrode la matriz critica por debajo de la presión de fractura.

April 2005

Por que matriz critica?

r % Pressure Drop(Drainage Radius) P (psi) ∆∆∆∆P/ft (Pe - P) (Pe - Pwf) * 100

(Pe) 2,000 ft 5,000 0.07 psi/ft 01,000 ft 4,934 2.5100 ft 4,719 10.850 ft 4,654 1.3 psi/ft 13.320 ft 4,568 16.610 ft 4,503 6.5 psi/ft 19.05 ft 4,439 21.53 ft 4,391 23.32 ft 4,000 850 psi/ft 24.81 ft 3,150 27.3

(Pwf) 0 ft 2,000 1,150 psi/f 100

Pregunta:

Cual es la razon mas comun para hacertrabajos matriciales en vez de trabajos

de fractura ?

April 2005 12

Matriz vs. Fractura

1. Barreras debiles2. Escasez de barreras3. Cercania a zonas de agua y gas4. Zonas masivas5. Zonas de alta permiabilidad6. Zonas fisuradas7. Reduccion de daños severos

April 2005 13

8. Formaciones improbables: rocas suaves9. Tubulares debiles10. Defectos en la cementacion primaria11. Problemas de retorno en la superficie12. Riesgos economicos13. Riesgos operacionales

Matriz vs. Fractura (cont.)

April 2005 14

Estimulacion matricial: Principios

Areniscas

� DañosDañosDañosDaños porporporpor disoluciondisoluciondisoluciondisolucion

� Precipitaciones

Carbonatos

� DañosDañosDañosDaños bybybyby----passpasspasspass

� Penetracion� Covertura Vertical

April 2005 15

Fluidos de Tratamiento (Composicion)

� Acidos� HCl, Formic (L036), Acetic

(L400), HF

� Solventes� Xilene (A026), Toluene

(P121)� P130

� Agua + aditivos

� Aditivos� Control de corrocion� Control de hierro� Demulsificadores� Especiales

» H2S» Espumantes» Reduccion de friccion» alcoholes

April 2005

Tipos de Diferentes Ácidos

April 2005 17

Fuerza de Acidos

1. Hydrometro� Afectado por T� SG es proporcional a la concentración.� Agentes de peso.

2. Titulacion� Indicador de PH. Fenoltaleina.� Titulacion NaOH� Mas relevante 0.277 (NNaOH) * mlNaOH * 36.5

mlacid * SG%HCl =

April 2005 18

Emulsiones

� Dispersión estable de dos fluidos inmisibles� Mezcla de filtrados base

aceite con salmueras de la formación.

� viscosidad� Invasion de filtrado� Estabilizacion. Particulas de

fino.

April 2005 19

Prueba de fases

� Emulsión Directa

� Emulsión indirecta

April 2005 20

Sludge

April 2005 21

Finos = Silts + ArcillasClastic Rock -

Formed From Debris (weathering and erosion) of Older RockRock Type Particular Diameter

Conglomerate Pebbles - 2 to 64 mmSandstone Sand - 0.06 to 2 mmSiltstone Silt - 0.003 to 0.06 mm

Clay - Less than 0.003 mm

Non-clastic - Mostly of Chemical or Biochemical Origin

Rock Type Composition

Limestone Calcite - CaCO3Dolomite Dolomite - CaMg(CO3)2Salt Halite - NaCIGypsum Gypsum - CaSO4.2H2OChert Silica - SiO2Coal Chiefly Carbon

Shale

April 2005 22

Prueba de Solubilidad

1 gram de núcleo en 100 ml acid @ 150oF por 1 hr

� Solubilidad en HCl (15%) = contenido de carbonato.

� Solubilidad en Mud Acid (12:3)= Contenido de Carbonatos + Finos� Clay Acid if HCl solubility is > 20%

� Otros minerales y escamas

April 2005

Definicion

� Químico que contiene grupos solubles en aguay en aceite.

M+

X-

(pH)

-

+

+-

Hydrophilic Hydrophobic (Lipophillic)

Anionic

Cationic

Non-Ionic

Amphoteric

April 2005

Finos Dispersos/Suspendidos

� Absorcion y repulsion electroestatica� Surfactantes anionicos o cationicos?

-

-

-- --

-- --

-- --

April 2005 25

Pruebas de suspensión

April 2005

Cubrimiento de zonas

Tratamientos matriciales exitosos demandan la distribución uniforme de los fluidos de tratamiento.

April 2005 27

0 100 200 300 400 500 600Volume (bbl)

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

0.20

0.22

0.24

Rate

by Z

one t

hickn

ess

(bbl/

min/

m)

Zone 1

Zone 2

1 2 3 4 5 1 2 3 4

--- Treatment Fluids --- 1 - NH4CL 3% 2 - HCl 10% 3 - MUD ACID 10/1.5 4 - HCl 5% 5 - DIV SLUG J227

StimCADE*

*Mark of Schlumberger

Acid Placement: Rate By Zone Thickness vs.Volume

Untitled11-27-2001

April 2005

Empacaduras

a. Divergencia MecánicaAreniscas

y

carbonatos

April 2005 29

Coiled Tubing

� No es efectivo por si solo.

� Excepciones:� Limpieza de Empaques de Grava.� Secciones Horizontales

April 2005 30

b. Divergencia Matricial

Areniscas y

tight carbonatoshttps://www.intouchsupport.com/intouch/MethodInvokerpage.cfm?caseid=3259576

April 2005 31

� Divergencia en baches

� Divergencia Continua.

DIVERGENTES(en acidos o salmueras)

ACIDOS

ACIDOS

DIVERCION(en acidos)

b. Divergencia Matricial

April 2005 32

c. Divergentes Químicos

� Zonas ladronas, carbonatos fisurados, formaciones de alta permeabilidad, donde los sistemas divergentes tradicionales no funcionan.

� Divergencia profunda.

April 2005 33

Areniscas y Carbonatos

Foam, FoamMAT, OilSEEKER

Carbonatos

SDA, VDA

c. Divergentes Químicos

April 2005 34

20406080100125150175200225250

233455678910

12234456789

10’15’20’20’25’25’25’25’25’25’25’

PerforatedInterval (ft)

AcidStages

DiverterStages

Design(Ft)

Guía para Tratamientos

April 2005 35

Conclusiones de Divergencia

� La colocación del fluido es determinante para el éxito de la operación.

April 2005 36

I. Introduccion. Conceptos.II.II.II.II. FactoresFactoresFactoresFactores de de de de exitoexitoexitoexitoIII. Daño a formacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion-carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos

April 2005 37

Porcentaje de falla en trabajos Matriciales

Estudio (1990 - 1992 at Thumbs)

� Porcentaje de falla en fractura = 5%� Porcentaje de falla en acidificacion de matriz. = 32%

April 2005 38

Penetración del Tratamiento

� Volumen insuficiente puede dejar un anillo de daño en la matriz crítica.

April 2005

Hall et al, SPE 17157

Millscale

M illscale Fe3O 4

Pipe 10,000 Ft, 2 7/8 in , 6 .5 lb/ft

Scale 0.073 lb/ft

15% H C l 69 gal/1000 ft to clean scale

Fe2+ 29,000 ppm

Fe3+ 57,000 ppm

Important Source of Fe in a New WellImportant Source of Fe in a New WellImportant Source of Fe in a New WellImportant Source of Fe in a New Well

April 2005 40

Falla en la Selección del Candidato

0 500 1000 1500 20000

100

200

300

400

500

600

Oil Rate, Bbl/D

Pre

ssur

e, k

g/cm

²

Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used

1A

12

Inflow

Inflow

Reservoir Skin

(1) 0.000(2) 10.000

Reg: Schlumberger - Companies

April 2005 41

Selección de fluidos Errónea

OILWATER

0200

600

1000

1400

15 Months

Pro

duct

ion

BP

D

HCl Mud Acid

ScaleSOLV

April 2005 42

Deficiencia en la Divergencia

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

Cha

nge

in W

ater

Cut

(%)

FOAMMAT DIVERSION SERVICE POST-JOB WATER CUT: 18.8%

WITHOUT DIVERSION POST-JOB WATER CUT: 45.5%

April 2005 43

RAZONES DE FALLAS

� Inapropiada selección de candidatos

� Daños característicos� Declinación Natural� Fluidos incompatibles

� Muestras recientes � Pruebas de laboratorio

� Selección equivocada de fluidos

� Insuficiencia de volumen acido

� Cubrimiento de zonas� Retornos

� Precipitación en la reacción por los productos

� Limpieza de Tubulares

April 2005 44

I. IntroduccionII. Factores de exitoIII.III.III.III. DañoDañoDañoDaño a a a a formacionformacionformacionformacionIV. AditivosV. Acidificacion de arenasVI. Divergencia en arenasVII. Acidificacion-carbonatosVIII. Divergencia en carbonatos

April 2005 45

Origen del Daño.

� Uso de agua limpia para realizar las operaciones de workover.

April 2005

Tipos de Daños a la Formación

1. Operaciones de construcción-pozos

2. Finos & Arcillas (& WB)

3. Depósitos esquelas4. Depósitos orgánicos

MixedDeposits

CañoneoCementaciónCompletación/WorkoverPerforación

April 2005 47

5. Emulsión6. Cambios de humectabilidad7. Bloqueo de agua8. Estimulación9. Bacteria10. Operaciones producción11. Operaciones de inyección

Tipos de Daños a la Formación

1.Operaciones Construcción de Pozos

April 2005 49

Perforación / Cementación / Completación/ Workover

Filtrate& solidsinvasion

Filtercake breakers

RDF (STARDRILL) Filter Cake

Filter cake Formation

Perforación

� Revoque ~ 0.001md.

� Obstrucción de la “K”

original.

� Como realizar bypass in OH?

� Es necesaria la remoción de

Revoque!

April 2005

Sólidos de Lodos de Perforación. Sólidos de Lodos de Perforación. Sólidos de Lodos de Perforación. Sólidos de Lodos de Perforación. � Pobre revoque. � Sobrebalance.� Tamño de partícula Vs.

Tamaño de poros/fisuras –Filtarción 3”

Filtrado del lodo de perforación. Filtrado del lodo de perforación. Filtrado del lodo de perforación. Filtrado del lodo de perforación. � Farmancion sensible (pH,

Salinidad, escamas)� Capilaridad. � Dispersión de finos. � Residuos de aditivos.

Lodos Base Aceite.Lodos Base Aceite.Lodos Base Aceite.Lodos Base Aceite.� Altos contenidos sólidos. � Emulsificantes Catiónitcos. � Invasión/permeabilidad

relativa.

April 2005

� Lavadores y Espaciadores.� Destruye el revoque.� Diespersantes� Filtrado (invasión) pulgadas

� Lechada de Cemento � Alto pH� Precipitación de CaCO3

� Agua Libre Bloqueo de agua

� Squeeze� Rompimiento de la formación

Cementación

April 2005

Completion/Workover Fluids

� Suspended Solids� Polymer Residue

� Fluid Loss Control� Formation Sensitivity� Clays� Wettability� Scales

� Fluids� oxidized crude� refined diesel

� Excess pipe dope

April 2005 54

Rad

ial D

ista

nce

(mm

)Primeros Fluidos: Pozos Cañoneados

� Debris

� Zona Compactada

� Sólidos de fluidos

� Bajo/Sobre-

balance

� Dureza de la roca

(muy suave)

April 2005

� Cañones descentarlizados.� Cleanup defectuoso.� Menor penetración.

� Perforados Obstruidos. � Rejillas. � Perfil de productividad/Inyectividad. � Registros de Neutrón.

Pozos Cañoneados

April 2005 56

Mud and Silt Remover (MSR)

� Agente que dispersa/suspende arcillas (F78/F75N) + Agente quelante (L041)� Remoción de daño por

lodo.� Reestablecer la

conductividad de la fractura.

� Fluido para breakdown� Perforaciones Taponadas.

� Flow back inmediato� Hasta 300 oF

0000

5555

10101010

15151515

20202020

25252525

30303030

NoNoNoNoAddAddAddAdd

5 gpt5 gpt5 gpt5 gptF78F78F78F78

100100100100pptpptpptpptL41L41L41L41

MSRMSRMSRMSR100100100100

SettlingTime

(min)

For HCl-sensitive Formations

NARS (Non-Acid Reactive Solution)

CODE DESCRIPTION

J285L AMMONIUM CHLORIDEL041L IRON CONTROLF078 SUSPENDING AGENTU066L MUTUAL SOLVENTW054 DEMULSIFIER

April 2005 58

2. Migración de finos, Inchamiento de arcillas, Bloqueo por agua.

April 2005

140

120

100

80

60

40

20

00 5 10 15 20 25 30 35 40

140

120

100

80

60

40

20

00 5 10 15 20 25 30 35 40

UntreatedUntreatedUntreatedUntreated TreatedTreatedTreatedTreated% of Original Permeability % of Original Permeability

PorePorePorePore VolumesVolumesVolumesVolumes PorePorePorePore VolumesVolumesVolumesVolumesDistilled Water6% Sodium ChlorideClay Acid

Water Sensitivity Test Frio Sand

April 2005

Composición de Areniscas

Quartz

*Feldspars

SecondaryCement

(Carbonate Quartz)

Clays(Pore lining

i.e., illite)

Clays(Pore filling

i.e., Kaolinite)

RemainingPore Space

April 2005 61

Iones Comunes en el Agua de Formación.

April 2005 62

SEM / EDAX

� SEM:� Amplio Rango de Enfoque:

20x to 80,000x� Excelente Profundidad de

enfoque.� Permite ver el arreglo de las

rocas, incluyendo las arcillas.

� EDAX:� Similar al XRD, identificación

cualitativo de los minerales. � Pin Point Elemental Analysis

April 2005 63

SEM Cámara Interna

April 2005

Arcillas que se Hinchan: Esmectita

April 2005

Arcilla Migratoria: Kaolinita

QuartzQuartz

KaoliniteKaolinite

SEM Foto

April 2005 67

Arcilla Migratoria: Clorita

April 2005 68

Bloqueo de Agua: �lita

April 2005

Bloqueo de Agua

� Sw incrementa� Favorecido por

arcillas (ilita)� Tratamiento:

Reducción de la tensión interfacial:� Surfactantes� Alcohol� Solvent mutual

1 1

Kro

Krw

0

0 1Swc

1-Sor

Sw

Water Wet

Oil Wet

Kro

Krw

April 2005

SurfaceTension of

15% HCl(dynes/cm2)

70

60

50

40

20

30

0 2 4 6 8 10

CCCC

AAAA

BBBB

DDDDEEEE

Reducción de la Tensión Superficial.

Volume Percent

April 2005 71

April 2005 72

Inestabilidad de las Arcillas en Ácido.

MineralMineralMineralMineral� Zeolites� Chlorites� Illite� Mixed

Layer� Smectite� Kaolinite

MaxMaxMaxMax. T en HCl (. T en HCl (. T en HCl (. T en HCl (degdegdegdeg F)F)F)F)75150190200200250

Todas las arcillas tienen una temperatura a la cual se desestabilizan en el HCl. Arcillas inestables se descomponen rápidamente y se consumen todo el HCl disponible.

April 2005 73

Cómo se identifican las Arcillas?

� Cuantificación� Pruebas de solubilidad� Registros

� Identificación� Difracción X-ray� Análisis de secciones delgadas.

April 2005 74

X-Ray Diffraction

� Revela:� Minerales Cristalinos

� Puede identificar escalas cristalinas.

� Descripción Cualitativa precisa.

April 2005 75

April 2005 76

Secciones Delgadas.

� Revela:

� Localización de la porosidad.

� Minerales alrededor del poro

� Material cementante.

April 2005 77

April 2005 78

Kaolinite

April 2005 79

Illite

April 2005 80

Illite-Smectite

April 2005

� Problemas� Taponamiento

� Hinchamiento de Arcillas.

� Causas� Altos Q de producción.

� Reemplazo del agua de formación.

� Indicadores� Declinación de producción

incrementa con el tamñodel choque.

� Agua producida puede ser tubia.

� Muestras de superficie

» Arcillas y Finos de silicason insolubles en HCL.

� Pump-in test

April 2005

UbicaciónUbicaciónUbicaciónUbicación

April 2005

3. Depósitos Inorgánicos (Escalas). Materiales solubles

en agua que precipitan fuera de solución en respuesta a:

1. Sobresaturación o

2. Combinación de fluidos incompatibles.

3. Evaporación

April 2005

Caso: Carbonato de Calcio

� Ca++ en agua

� Contenido de sal afecta la solubilidad.

� ∆P incrementa el pH � Alto pH disminulle solubilidad.

� Solubilidad ~ 1/ T in presencia de CO2.

� Leve incremento sin CO2.

100 ppm HC03- 29.6 lbs Ca C03/1000 gal

granular

April 2005 85

Aguas Incompatibles.

Ion pairsIon pairsIon pairsIon pairs

BaBaBaBa2+2+2+2+ SOSOSOSO44442222

Transient StabilityTransient StabilityTransient StabilityTransient Stability

Supersaturation Supersaturation Supersaturation Supersaturation


Clusters / NucleiClusters / NucleiClusters / NucleiClusters / Nuclei

Imperfect CrystallitesImperfect CrystallitesImperfect CrystallitesImperfect CrystallitesFurther growth at sites of crystal Further growth at sites of crystal Further growth at sites of crystal Further growth at sites of crystal imperfectionsimperfectionsimperfectionsimperfections


April 2005 86

Depósitos inorgánicos

� Causas:� Cambios en P, T

� Desgasificación.

� Cambios de pH

� Escamas más comunes: CaCO3, CaSO4, BaSO4

� Indicadores� Producción restringida. � Flujo de agua. � Obstrucción al nivel de los

choques. � Intervenciones de

CT/wireline� Análisis de agua.

April 2005

inorganic scales:inorganic scales:inorganic scales:inorganic scales:mixing, T, Pmixing, T, Pmixing, T, Pmixing, T, P

Depósitos Inorgánicos

April 2005 88

4. Depositos Orgánicos

April 2005

Parafinas

� Cadenas lineales o ramificadas de Cadenas de

hidrocarburos alifáticos saturados. C20H42 a

C60H122

� Fases de hidrocarburos pesados, insolubles en crudo a

condiciones de producción.

April 2005

Pérdidas de Producción Relacionadas a Parafinas.

� Temperatura� Cantidad de gas en

solución. � Presencia de agua, arena

y otros compuestos orgánicos.

� Rugosidad de las superficies de los tubulares..

April 2005

Depósitos de Asfaltenos.

�Depósitos duros tipo carbón.

�Sludges y Emulsiones de caspas rígidas

April 2005 92

April 2005

Factores que Gobiernan la Formación de Asfaltenos.

� Solubilidad y deposición.

� Contaminación por hierro.

� Cambios de de pH.� Cambios de presión.� Inyección de fluidos

fríos y “hot oil”. ácido

April 2005

Características de los Depósitos Orgánicos

Parafinas� Precipitan luego de

reducción de presión o temperatura.

� Pastoso, quebradizo.� Soluble en solvente

aromático.� Se quema con flama limpia

Asfaltenos� Desestabilizado por

cambios grandes de Temp., fluidos con bajo pH o alto pH e iones de hierro.

� Sólido negro de pegajoso a duro o masa suave.

� Se quema con flama negra� Soluble in solvente

aromático.

April 2005

5. Emulsión

� Estabilizada por fines y surfactantes

� Tratamiento: Solventes Mutuales, Clean Sweep, demulsificantes(surfactantes)

April 2005

6. Humectabilidad.

Qué surfactante usar?

April 2005

Bloqueo de Agua

� Sw incrementa� Favorecido por

arcillas (ilita)� Tratamiento:

Reducción de la tensión interfacial:� Surfactantes� Alcohol� Solvent mutual

1 1

Kro

Krw

0

0 1Swc

1-Sor

Sw

Water Wet

Oil Wet

Kro

Krw

April 2005

8. Estimulación – Precipitados de Hierro

� Fe+3 precipita como Fe(OH)3 at pH » 2

� Fe+2 precipita como Fe(OH)2 at pH » 7

� Cuál es el pH del ácido retornado de un tratamiento?

April 2005

Fe+3 en Solución

April 2005

Fe+3 Precipitado

April 2005

Precipitación de Hierro en Crudos Ácidos.

� Sulfato FerrosoFe++ + H2S FeS + 2H+

� Cuando el pH » 2

� Sulfuro H2S + 2Fe+3 S + 2Fe+2 + 2H+

April 2005

Estimulación – Diseño.

� Sin wellbore cleanup.� Invasión de fluido del

Wellbore cleanup.� Surfactantes

� Cambios de humectabilidad. � Sludge� Emulsiones� Precipitación� Neutralización

� Desconsolidación� Precipitaciones

Secundarias� Dispersión de Arcillas.

April 2005

Pozos Amargos

� Fe (OH)3 pH > 2 (pH > 6 en presencia de F -)� Fe (OH)2 pH > 7

� Fe3+ + H2S SulfurSulfurSulfurSulfur + Fe2+

� Fe2+ + H2S FeSFeSFeSFeS pH > 2

Controlar Fe2+ tambien

Secuestrantes no evitan la precipitacion de azufre

April 2005

FeFeFeFe++++++++++++ ++++ QuelanteQuelanteQuelanteQuelante = = = = ProductoProductoProductoProducto SolubleSolubleSolubleSoluble

FeFeFeFe++++++++ ++++ QuelanteQuelanteQuelanteQuelante = = = = ProductoProductoProductoProducto SolubleSolubleSolubleSoluble

• L1• L1• L1• L1 • L41• L41• L41• L41 • L62• L62• L62• L62

FeFeFeFe++++++++++++ + + + + ReductorReductorReductorReductor = Fe= Fe= Fe= Fe++++++++ + + + + ProductoProductoProductoProducto SolubleSolubleSolubleSoluble

• L58• L58• L58• L58 L63L63L63L63

Agentes Secuentrantes(Estabilizadores)

Quelantes(Complexing)

Reductores

Agentes de Control de Hierro

April 2005 105

p < pbp > pb

Presion y Caudal

April 2005

AltoAltoAltoAltoDrawdownDrawdownDrawdownDrawdown

Produccion

� Migracion/puenteo de finos

� Precipitados Organico, inorganicos

� Turbulencia

� Mayor stress efectivo

� Cambios de humectabilidad

April 2005 100

806040200Berea Sandstone

Nucleos

de Pozosde Crudo

(Mioceno, Plioceno)

Alto Drawdown( p/l = 50 )

Bajo Drawdown( p/l = 2-5-10-20-50 )

Alto Drawdown( p/l = 40 )

Bajo Drawdown( p/l = 2-5-10-20-40 )

% de Permeabilidad OriginalEfecto

del Drawdow

n en el IP

April 2005 108

Inyeccion

agua“sucia”

aguaincompatible

April 2005

Operaciones de Inyeccion

� Inyectores de Agua� Solidos suspendidos/Escalas/Arcillas

� Inyeccion de Vapor� Disolucion de minerales/Precipitados� (escalas, zeolitas, silica…)

� Inyeccion de CO2� Sludge/Scale� Disolucion de Carbonatos

� Inyeccion de Polimero� Residuos de Gel� Transporte/puenteo de Finos

April 2005 110

Preguntas

April 2005 111


April 2005

Aditivos para Acidificación.

� Inhibidores� Surfactantes� Solventes Mutuales.� Controladores de Hierro. � Controladores de Arcillas.� Reductores de Ficción.

April 2005

+H Fe++

e-

+H

Fig. B: Barrera en una superficie Catiónica.

Un inhibidor de corrosión forma una película sobre la superficie de los metales que interfierenCon las reacciones electroquímicas.

Fig. B: Barrera en una superficie anódica.

HHHH++++ HHHH++++FeFeFeFe++++++++

eeee---- eeee----

Mecanismo de Inhibición

April 2005

Razones para Usar Surfactantes

� Control de Humectabilidad.

� Prevenir/romper bloqueos de agua.

� Dispersar o suspender finos.

� Prevenir Sludge.� Tratamientos de

asfaltenos.

� Espumas�Divergencia. �Cleanup

» Reduce las fuerzas capilares.

� Previene/rompe emulsiones. �Reduce la superficie o

tensión interfacial. � Tratamientos

emulsionados.

April 2005

Solvente Mutual

� Grupos de Esteres y alcoholes.

� Mejora la miscibilidad. � Humectabilidad al agua. � Limpieza de crudo de la roca.� Demulsificante.

� Reduce tensión� Mejora inyección.

April 2005 116

Solvente Mutal Vs. Surfactantes� Non-iónicos.� Concentración.� Mejor penetración/covertura.

� Ayuda a prevenir la absorción de los surfactantes.

� Previene la obsorción de algunos inhibidores de corrosión.

� Rompe sistemas emulsionados.

April 2005

Métodos de Control de Arcillas. 1. Neutarlización Iónica.

� Salmueras: M117, J285� Aminas Cuaternarias: L55 (permanente)

2. Barreras orgánicas. 3. Fusión de Partícula: Clay Acid

April 2005 118

Half Strength Mud and Silt Removal

April 2005

Fe3+ con y sin EDTA

April 2005

Fe3+ con y sin EDTA despues de agregar H2S

April 2005

Fe2+ con y sin EDTA

April 2005

Fe2+ con y sin EDTA despues de agregar H2S

April 2005 123

Reductores de Friccion� Usados en CT� Suprimen la turbulencia del flujo

Increasing flow rate

Action of friction reducers (at a given flow rate)

April 2005 124


April 2005 125

Objetivos

1. Acidificacion de Arenas• Secuencia de Fluidos• Problemas prevenidos por cada etapa

2. Razon para sobredesplazar el Mud Acid

April 2005

Componentes de una Arenisca

Cuarzo

*Feldespato

*Chert

*Mica

Cementante(Carbonato,

cuarzo)

Arcillas(i.e., illite, Kaolinite)

April 2005

Minerals Minerals Minerals Minerals Chemical CompositionChemical CompositionChemical CompositionChemical Composition

��

��

� � ��

� � ��

��

��

� � �� ! � � �� ! � � �� ! � � �� ! � � �� " �� " � � " �� " � � " �� " � � " �� " � � �� # � # � # � # ��

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Minerales de Formación – Silicatos

April 2005 128

Acidificación en Areniscas. � Rocas sedimentarias formadas por arenas en una

matriz de cuarzo y arcillas.� Composición real varía, pero normalmente tiene altas

concentraciones de cuarzo.

� Silicatos no son atacados por el HCl.

� Ácido Hidroflórico ataca silicatos. � Cuarzo, Feldespato y arcillas…

April 2005

� Composición Mineral y Área de Superficie. � Factor dominante « Área de Superficie.

� Velocidad de reacción: Clays > Feldspars > Cuarzo

Mineral Specific Area

Quartz Few cm2/g

Feldspar Few cm2/g

Clays: Kaolinite 22 m2/gIllite 113 m2/gSmectite 82 m2/g

Factores Velocidad Reacción

April 2005 130

Reacciones� Primarias: HF + mineral + HCl → AlFx + H2SiF6

� La presencia de Ca causa CaF2. Na y K pueden crear alkali-fluorsilicatos y alkali-fluoraluminatos

� Secundarias: H2SiF6 + mineral + HCl → silica gel + AlFx� El factor dominante es la gran afinidad del F con Al� La precipitación de silica gel está bien documentada� Más lenta que la reacción primaria

� Terciarias: AlFx + mineral → AlFy + silica gel; x > y� El factor dominante es la gran estabilidad del AlFy� Mucho más lenta que la secundaria � Sólo ocurre si todo el HCl es consumido

April 2005

Preflujos� Pre-Acid Preflujos

� 3-5% NH4Cl� Xileno / Tolueno

� Preflujos� HCl� Ácido Orgánico� Solvente Mutual / Alcoholes

April 2005

Mud Acids

� Hidroclórico + Hidroflórico� 12:3� 9 : 1.5,� 6 : 1…

� Reacciones complejas

� Precipitaciones (Evitar)

April 2005

Sobredesplazamiento

� Desplazamiento del ácido fuera de la cercanía del pozo.

� HCl débil y NH4Cl� Surfactantes/Solventes Mutual:

� Dejan la formación mojada al agua.� Facilitan el Flowback.

April 2005

Reacción Primaria

� Alkali Fluosilicatos / Fluoaluminatos

» Favorecidos por alto nivel de HF» Cationes arcillososo, minerales potásicos (feldespatos)» Se requiere un preflujo grande» El más dañino de los productos en la reacción primaria

April 2005 135

ReaccionesMineral Precipitates Preventative Action

(1) CaCO 3CaMg (CO3 )

2

CaF2 & MgF2 PreflushHC1

(2) Silica-Brine Na2SiF6 PreflushHCl, NH4Cl

(3) Clay (Clean)MM-K*

S 0 2 Overflush

(4) K-Feldspar(orthoclase)

Na-Feldspar(albite)

K2SiF6

Na2SiF6

Low concentration HF1.5%

Maximum 3% HF

* MM - Montmorillonite (Smectite)K - Kaolinite

April 2005 136

Reacciones

Mineral Precipitates

PreventiveAction

(5) Clay (Dirty)

(a) IlliteK2SiF0MgF2Si02

Start low zone. HF(Finish w/3% if smallamount of clay.)

(b) Chlorite -(Iron rich)

Fe(OH)3 Sequester preflushacid or blend aceticacid

* MM - Montmorillonite (Smectite)K - Kaolinite

April 2005

Primary Reaction Products

� Calcium Fluoride

� From CaCO3 not removed during HCl preflush

� On HF spending, low level of F- will promote AI complexation of F from CaF2

� Granular precipitate, moderately damaging

April 2005

Primary Reaction Products

� Alkali Fluosilicate / Fluoaluminate

» Favored by high HF level» Clay cations, Potassic minerals (feldspars)» Large preflush required» Most damaging of primary reaction precipitates

April 2005

Potassium Fluosilicate

� Illite - 2K2O• 3MgO • Al2O3 • 24SiO2 • 12H2O

� Solubility of K2SiF6

� If fluoride reacts with illite clay exclusively, 1.5% HF would yield 0.156 g K2SiF6 per 100 ml of HF

� 3% HF would yield 0.312 g of K2SiF6 per 100 ml of HF

April 2005

2-6

Secondary Reaction Products

� Precipitation occurs if aqueous phase pH increases (all acid spends, including HCl)

� Reaction is important only after all HF is consumed

� Amorphous or Hydrated Silica

» SiF hydrolysis to give Si(OH) 4

» F- affinity for Aluminum promotes above deposition on clay surfaces

April 2005

Tertiary Reaction Products

� AlF2+ + M - Al - Si + (3+1)H+ + H2O = 2AlF2+ + M+

+ silica gel

� Reaction proceeds as HCl is spent� Colloidal silica gel precipitate� AlF3 precipitate (relatively high solubility)

� Design acid to maintain some live HCl

April 2005

Tertiary Reaction Products

� Aluminum Hydroxides

» AI(OH) 3

» Precipitate on acid spending (pH increase to 4.5)

April 2005

3-nn

Reaction Products

� Ferric Hydroxides / Carbonates

» FeF complexes are soluble» FeS insoluble (precipitates in the presence of H2S)» Fe (OH)3 insoluble (precipitates at pH = 1.9 or 6)

» FeCO3 (Siderite)

April 2005

Resumen de Precipitados

� CaF2

� Fluosilicatos de sodio y potasio� Fluoaluminatos� Silica amorfa coloidal: Si (OH) 4� AlF3

� Hidroxidos de aluminio� Hidroxidos y carbonatos ferricos

April 2005 145

Reaccion Primaria – Que hacer?

Compuestos alcalinos1. Sobredesplazar salmuera de formacion2. Salmuera sin Na, K, Ca

Salmuera de Cloruro de Amonio

CaF2

Disolver CaCo3Preflujo HCl

April 2005

Preflujos

� Antes del Acido� 3-5% NH4Cl� Xileno / Tolueno

� Preflujo acido (antes del HF)� HCl� Acido organico

» NO previene hinchamiento de arcillas» NO disuelve precipitados de hierro» Disuelve carbonatos LENTAMENTE

� Solventes mutuales / alcoholes

April 2005 147

Reaccion Secundaria – Quehacer?

AlFx

Mantener un pH bajo

Gel SilicaMantener un pH bajo

Incluir HCl en el HF (Mud Acid)

April 2005

Mud Acids

� HCl + HF� 9 : 1.5,� 6 : 1…

� Minerales siliceos

April 2005 149

Tertiary Reaction – What to do?

AlFy

1. Mantener un ph bajo2. Sobredesplazar fluidos

postflujo HCl

April 2005

Postflujo

� Desplazamiento del acido lejos de la vecindaddel pozo

� HCl debil y NH4Cl � Surfactante/Solvente Mutual

� Formacion mojada en agua� Facilitar flowback

April 2005 151

Etapas de Acidificación de Areniscas

Preflujo de Salmuera para desplazar los cationes incompatiblePreflujo de HCl (o ácido orgánico) para remover CaCO3 de laMatriz para prevenir la precipitación de CaF2.Mud acid para remover el daño causado por alumino-silicatatos

Postflujo para sobredesplazar ácido gastado lejos de la matriz critica.

April 2005 152

Otras recomendaciones

� Nitrógeno: Ayuda al flowback en yacimientos de baja presión.

� Agregar Cloruro de Amonio a los sistemas ácidos. � SIEMPRE REALIZAR UN TUBING PICKLE.

April 2005 153

Stage Description

Vol (bls)

Qsurf (bpm)

N2 (scf/min)





6 Nitrogen Displacement 85150 scf

600

April 2005

Acidificación de Areniscas - Resumen

� Disolución del material generador del daño. � Minimizar las precipitaciones secundarias.� Diseño de preflujo y sobredesplazamiento. � Combinaciones de HCl-HF

April 2005 155

Determinacion de Volumenes

� Estimados� Volumenes: salmuera, preflujo, principal, postflujo� Concentracion: preflujo, principal (relacion HCl/HF)

� Informacion Intervalo de 100 ftPorosidad 20%

T = 250 ºFK = 125 mD

Solubilidad HCl: 5%Solubilida HCl/HF: 14%Saturacion de gas: 50%Oil API gravity: 21o

Parafinas: 22%Asfaltenos: 2%

April 2005 156

Preflujo - Salmuera

� Cloruro de amonio� Espaciamiento

minimo 1 ft entrefluidos de formaciony HCl

� 3% NH4Cl (<5% arcilla)4% (5-10% arcilla)5% (>10% arcilla)

Fluidos de formac

HCl

Brine

April 2005 157

Preflujo - HCl

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

0 5 10 15 20 25 30

HCl Concentration (w t % )

0

5

10

15

20

25

30

35Volum e of CO2 (ft3)Lim estone D issolved (lbm )Lim estone D issolved (ft3)

April 2005 158

HCl preflujo – Conentracion

April 2005

HCl Preflujo - Volumen

April 2005 160

April 2005 161

Postflujo� 5 - 7.5% HCl� Incluir solvente mutual para dejar roca humectada en

agua� Volumen: 3-5 ft penetracion

� Salmuera NH4Cl

V = π r2 h φ

April 2005 162

Etapa principal - Volumen� Objetivo: reduccion del skin

� Un factor skin = cero no se alcanza

� El skin total puede ser cero en pozos desviados

� Reduccion maxima del skin: 90%

� StimCADE y economia dictan el volumen optimo

S

V

April 2005 163

Seleccion del HCl/HF

April 2005

NHNHNHNH4444 HFHFHFHF2222 ((((Y1Y1Y1Y1) + X ) + X ) + X ) + X HClHClHClHCl2 HF + (X 2 HF + (X 2 HF + (X 2 HF + (X ---- 1) HCl + NH 1) HCl + NH 1) HCl + NH 1) HCl + NH 4444 CICICICI

(Mud Acid)(Mud Acid)(Mud Acid)(Mud Acid)

((((25% HCl + 20% HF25% HCl + 20% HF25% HCl + 20% HF25% HCl + 20% HF) + HCl + H ) + HCl + H ) + HCl + H ) + HCl + H 22220000Dilute HCl / HF mixture or Dilute HCl / HF mixture or Dilute HCl / HF mixture or Dilute HCl / HF mixture or

Dilute Mud AcidDilute Mud AcidDilute Mud AcidDilute Mud Acid

Generacion en Campo

12-3 Mud Acid: 1000 gal HCI 15% + 400 lbs Y-1

12-6 Mud Acid: 1000 gal HCI 15% + 800 lbs Y-1

6-3 Mud Acid: 1000 gal HCI 7.5% + 400 lbs Y-1

April 2005

Clay Acid: un HCl/HF retardado

fused clayafter treatment

April 2005 166

• Limited HF available ==> deeper penetration

• 0.1 – 0.2 % HF available at one time

• 2% HF equivalent

• Clay fusion

• The probability of fluosilicates or silica precipitates

is decreased tremendously

April 2005

800

600

400

200

0

0 10 20 30 40

Clay Acid12% HCl - 3%HF

1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. UnconsolidationUnconsolidationUnconsolidationUnconsolidation1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. 1st 6 in. UnconsolidationUnconsolidationUnconsolidationUnconsolidation

DistanciaDistanciaDistanciaDistancia desdedesdedesdedesde entradaentradaentradaentrada de de de de nucleonucleonucleonucleo (pg)(pg)(pg)(pg)

Perm

eabi

lidad

Perm

eabi

lidad

Perm

eabi

lidad

Perm

eabi

lidad

, %

, %

, %

, % C

ambi

oCa

mbi

oCa

mbi

oCa

mbi

oClay Acid vs HCl/HF regular

April 2005 168

Generacion

� Bifluoruro de amonio + acido borico + HCl

� NH4HF2 + H2O ⇔ NH4OH +2 HF� NH4HF2 + HCl 2HF + NH4Cl� H3BO3 + 3HF ⇔ HBF3OH + 2H2O

� HBF3OH + HF ⇔ HBF4 + H20

� HBF4 + H2O ⇔ HBF3(OH) + HF

April 2005*Clay Acid LT can be used to 130O F, but is not recommended above 130O F.

BHST (BHST (BHST (BHST (°F) Clay Acid LTF) Clay Acid LTF) Clay Acid LTF) Clay Acid LTRegular Clay AcidRegular Clay AcidRegular Clay AcidRegular Clay Acid

100 96 48110 76 38120 52 26

130 35 18140 24 *150 16 *

160 11 *170 8 *180 5 *

190 3 *225 2 *250 1 *300 0.5 *

Minimum ShutMinimum ShutMinimum ShutMinimum Shut----in Time (hr)in Time (hr)in Time (hr)in Time (hr)

Clay Acid Shut-In Time

April 2005 170


April 2005 171

Qué es OilSEEKER?

OilSEEKER es un sistema divergente libre de solidos usado en

� Pozos productores de agua

� Pozos con zonas de alto contraste de permeabilidad

April 2005 172

Por que OilSEEKER?

Un acido tiende a invadir preferencialmente la zona de agua

Los estratos de mas baja permeabilidad son losmenos estimulados

April 2005 173

OilSEEKER

Gel estableen zona de agua

Gel rotoen zona de crudo

OilSEEKER

WaterWater

Acid

OilSeeker

April 2005 175

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

20 40 60 80 100 120 140 160 180

Tiempo (min)

Fluj

oFr

acci

onal

3%NH4Cl 10% U66 3%NH4Cl Oil Seeker 15% HCl

410 md con Sw = 80%

390 md con Sw = 20%

0

Zona de Crudo

Zona de Agua

Prueba de nucleo con OilSEEKER a 150oF

April 2005 176

Como trabaja OilSEEKER?

April 2005 1770

500

1000

1500

2000

2500

time,min

Time, mins

Pre

ssur

e, p

si

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Inje

ctio

n Rat

e, b

pm

Treating Pressure, psi === BHP, psi === Slurry Rate, bpm ===

PRESSURE INCREASE DUE TO OIL SEEKER

OilSEEKER Incremento significativo de BHP cuando

OilSEEKER llega a la formacion

April 2005 178

Low Viscosity Broken Oil Seeker

Solvente Mutual

Lutita

NH4Cl

Low Viscosity Broken OilSEEKER

OilSEEKER, altaviscosidad

AcidAcidooCrudo

Agua

OilSEEKER - Secuencia

April 2005 179

OilSEEKER: Caracteristicas y Beneficios� Mejora colocacion del acido en pozos con alta

produccion de agua� Vertical� Desviado� Horizontal

� Aplicable in pozos de crudo/condensado/gas� Carbonatos� Areniscas

� Facil de mezclar� No requiere nitrogeno

April 2005 180

Otras Propiedades

� Baja Friccion�Operaciones con CT

April 2005 181

Stage 1 Inject 3% NH4Cl + 10% U66 Stage 2 Inject 3% NH4Cl without U66 Stage 3 Inject OilSEEKER Stage 4 HCl preflush Stage 5 Mud Acid (sandstone only)Stage 6 Overflush with 3% NH4Cl +10% U66 (optional

for carbonates)Stage 7 Repeat 3-6 as required

High Water-Cut Well with WOC

April 2005 182

Stage 1 Circulate and establish injectivity with 3% NH4Cl

Stage 2 HCl preflush with mutual solventStage 3 Mud acid (Sandstone only)Stage 4 Overflush with Brine (Carbonate

optional)Stage 5 OilSEEKER injectionStage 6 Repeat as required

Wells WITHOUT Oil-Water Contact

April 2005 183

Volume of Espaciador

(gal/ft/stage)

Volumen de OilSEEKER(gal/ft/stage)

Preflujo de solvmutual

(gal/ft/stage)

Porosidad

(%)

10 8 8 4

15 12 12 6

20 16 16 8

25 20 20 10

30 24 24 12

Volumenes de OilSEEKER

April 2005 184

ScandinaviaContinental EuropeRussia, CIS Countries, TurkeyUnited KingdomAlgeria, Morocco, TunisiaNigeriaWest and South Africa

AlaskaCanadaGulf CoastUS LandMexico, Central AmericaArgentina, Bolivia, Brazil, ChilePeru, Colombia, EcuadorVenezuela, Trinidad & Tobago

AustralasiaChinaEast AsiaIndonesiaIndia, LibyaOman, PakistanSaudi Arabia, Kuwait, BahrainEgypt, Syria, Sudan, JordanUAE, Iran, Qatar, Yemen

NSANSANSANSAAlaskaCanadaCanadaCanadaCanadaGulf CoastGulf CoastGulf CoastGulf CoastUS LandUS LandUS LandUS LandMexicoMexicoMexicoMexico, Central AmericaArgentinaArgentinaArgentinaArgentina, Bolivia, BrazilBrazilBrazilBrazil, ChilePeru, Colombia, EcuadorVenezuelaVenezuelaVenezuelaVenezuela, Trinidad & Tobago

ECAECAECAECAScandinaviaContinental EuropeRussia, CIS Countries, TurkeyUnited KingdomUnited KingdomUnited KingdomUnited KingdomAlgeria, Morocco, TunisiaTunisiaTunisiaTunisiaNigeriaNigeriaNigeriaNigeriaWest and South AfricaWest and South AfricaWest and South AfricaWest and South Africa

MEAMEAMEAMEA

AustralasiaChinaEast AsiaEast AsiaEast AsiaEast AsiaIndonesiaIndonesiaIndonesiaIndonesiaIndiaIndiaIndiaIndia, LibyaOman, PakistanSaudi ArabiaSaudi ArabiaSaudi ArabiaSaudi Arabia, Kuwait, BahrainBahrainBahrainBahrainEgyptEgyptEgyptEgypt, Syria, Sudan, JordanUAE, Iran, Qatar, Yemen

Trabajos con OilSEEKER

April 2005 185

Trabajos con OilSEEKER

010

20304050

607080

90

2001 2002 2003

April 2005 186

Resumen: OilSEEKER

� Pozos con corte de agua

� Cero dano a formacion

� No requiere nitrogeno

� Facil de mezclar y manejar

April 2005 187


April 2005 188

Objectivos

1. Como conseguir a agujero de gusano largo y

angosto

2. Como seleccionar un acido reactivo y

retardado

3. Como estimar el caudal optimo de bombeo

4. Como promover divergencia efectiva

April 2005 189

Estimulacion Matricial: Principios

Areniscas

� DisolucionDisolucionDisolucionDisolucion del del del del DanoDanoDanoDano

� Precipitados

Carbonatos

� BypaseoBypaseoBypaseoBypaseo del del del del DanoDanoDanoDano

� Penetracion� Divergencia

April 2005

Factores Clave en Acidificacionde Carbonatos

1. Penetracion

2. Reacitividad del acido

3. Tasas de inyeccion

4. Divergencia

April 2005 191

1. Penetracion

April 2005 192

2. Reactividad del Acido

April 2005

3. Tasas de Inyeccion vs. DisolucionLos patrones dependen de la temperatura, velocidad de

inyeccion, tasa de reaccion superficial

Tasa de Inyeccion

April 2005

Colision de Agujeros

H+

H+carbonato

El acido invade los poros, reaccionando con las paredes

April 2005

El acidoreduce el espesor de la pared

H+

carbonato

La pared desaparece, engrosando el canal

April 2005 196

ImpactoImpactoImpactoImpacto del caudal y del caudal y del caudal y del caudal y temperaturatemperaturatemperaturatemperatura

TemperaturaCaudalde bombeo

April 2005

*Fredd and Fogler, AIChE J., 1998.

Da en la Eficiencia de Estimulacion

1

10

100

1000

0.1 1.0 10 100 1000

VolumenesPorosos

Para Breakthrough

(Inversa de la Eficienciadel Acido

1 / Damköhler Number

April 2005

Damköhler Number, Da *

Tasa neta de disolucion mineral por acido

Tasa de conveccion del acidoDa =

Da = πκDL

Qκ = overall dissolution rate constant

(1+1/νKeq)/κ = 1/K1 + 1/ ν ks + 1/(ν KeqK3)

*Fredd and Fogler, AIChE J., 1998.

April 2005

Desarrollo del AgujeroEfecto de la Tasa de Inyeccion

April 2005 200

4. Colocacion

� Cero divergencia puede significar “Cero Incrementode Productividad”

� Tecnicas� Mecanica

» Bolas y empacadores� Agentes puenteantes

» sales, resinas� Quimica

� Para carbonatos, la divergencia quimica es la masefectiva

April 2005 201


April 2005 202

Que es VDA?VDA es un sistema libre de solidos que mejora la

divergencia en carbonatos al desarrollar unagran viscosidad in-situ

1

10

100

1000

0 2 4 6 8 10

April 2005 203

Divergencia en Matriciales

AcidoAcidoAcidoAcidoRegularRegularRegularRegular

Flujo de Inyeccion de Acido

66 md

34 md

32 md

Antes Despues

∞ md

34 md

37 md

VDAVDAVDAVDA

29 md

87 md

47 md

178 md

∞ md

107 md

April 2005 204

HClCaliza

VDACaliza

Divergencia en AcidFRACs240 oF

April 2005 205

Apariencia del VDA

April 2005 206

VDA Demo

��

April 2005 207

Viscoelastic Diverting Acid

April 2005 208

Aplicaciones Particulares

� Intervalos Largos

� Altos contrastes de permeabilidad

� Completaciones a hoyo abierto

� Pozos horizontales y desviados

� Pozos con rejillas

April 2005 209

Como trabaja el VDA?

ViscoelasticSurfactant

DisminuciónDisminuciónDisminuciónDisminución de de de de ConcentraciónConcentraciónConcentraciónConcentración de de de de AcidoAcidoAcidoAcido

IrregularIrregularIrregularIrregular----Shaped Shaped Shaped Shaped MicellesMicellesMicellesMicelles

VDAVDAVDAVDA

WormWormWormWorm----like Micellelike Micellelike Micellelike Micelle

SpaghettiSpaghettiSpaghettiSpaghetti----like Masslike Masslike Masslike MassViscosity Increase

DegradaciónDegradaciónDegradaciónDegradación (HC o (HC o (HC o (HC o aguaaguaaguaagua de de de de formaciónformaciónformaciónformación))))

Viscosity DecreaseViscosity DecreaseViscosity DecreaseViscosity Decrease

April 2005 210

Como se compara al acidoconvencional?

1 1 1 1 1 1 1 1

4.5

2.2

3.9

4.9

1.8

2.8 2.7

4

0

1

2

3

4

5

6

Well 2 Jul 01DGA

Well 2Mar 03DGA

Well 2Feb 04VDA

Well 4Aug 00DGA

Well 4Aug 02DGA

Well 4Apr 04VDA

Well 5Apr 01DGA

Well 5May 04

VDA

Incr

emen

tal P

rodu

ctio

n (F

olds

of I

ncre

ase)

Before After

April 2005 211

Comparacion de IP

0.72

1.42

0.00

0.40

0.80

1.20

1.60

PI DGA PI VDA

PI post-trabajo

April 2005 212

Otras Propiedades

� Baja friccion

� Operaciones con CT� Operaciones de Alta Presion

April 2005 213

Well No. Zone WHIP Pre-Rate (BWPD)

WHIPPost-Rate

(BWPD)

Actual Gain

Expected Gain

% Achieved

A-12 1, 2, 3 1910 5300 1910 6560 1260 1000 126

A-14 2, 3 2130 1100 2130 3720 2620 1600 164

A-15 2, 3 2250 4400 2100 6500 2100 1000 210A-19 2, 3 2160 5200 2020 7600 2400 1000 240A-20 2, 3 2360 5700 2120 7100 1400 1000 140A-21 2, 3 2750 4100 2700 5000 900 1200 75A-22 2, 3 2750 4700 2750 5600 900 1000 90A-26 1, 2 2650 4800 2650 5500 700 500 140

TOTAL 12280 8300% Achieved: 148

*Pre Stim *Post Stim

2002 Performance of Stimulated Wells using VDA Diversion Treatment

Algunos trabajos con VDA

April 2005 214

Resumen de VDA

� Cero dano a formacion� Mejoramiento de la divergencia – la mejor

posible� Reductor de friccion

April 2005 215

Final de la Presentacion

I. Introductory ConceptsII. Success FactorsIII. Formation DamageIV. AdditivesV. Sandstone AcidizingVI. Diversion: OilSEEKERVII. Carbonate AcidizingVIII. Diversion: VDA

April 2005 216

April 2005 217

SandstonesSG = 2.48 (φ=10%)

SGshale = 2.2-2.75

April 2005 218

Unconsolidated Sandstones

April 2005 219

CarbonatesSGlimestone=2.54 (φ=10%)

SGdolomite=2.68 (φ=10%)

April 2005 220

Carbonates

Dolomite

Calcite

April 2005 221

Dolomite��

April 2005 222

Carbonate classification

April 2005 223

Shale

April 2005 224

Carbonate Structure

April 2005 225

Emulsified Acids

� Used to deployacid andsolventsimultaneously

� Used for acidretardationpurposes

April 2005 226

Types of Emulsion

� Inverse or oil-outside emulsions� most common in the industry� oil does not necessarily has

to be the main fluid� OBM

� Direct or water-outside emulsions

external phase

internal phase

April 2005 227

Methodology OverviewDATA

DAMAGEIDENTIFICATION

STIMULATIONTECHNIQUE

WELL POTENTIAL

MATRIX

WATER CONTROLFRACTURE

WORKOVER

WELL CLEANUP

SAND CONTROL

April 2005 228

Placement failure

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 20

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

Inje

ctio

n (B

WP

D)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2

P re -tre a tm e n t (B W P D )P o s t-tre a tm e n t (B W P D )

Z o n e A BC T P la c e m e n t

w ith fo a m d iv e rs io nW e ll # 2

Z o n e A BB u llh e a d u s in g

G e lle d A c idw ith n o d iv e rs io n

W e ll # 3

Z o n e A BC T P la c e m e n t

w ith n o d iv e rs io nW e ll # 1

Z o n e A B C T P la c e m e n t w ith M u d & S ilt R e m o v a l A c id a n d T e m p o ra rily X -L in k e d A c id D iv e rs io n W e ll # 4

April 2005 229

Acid Strenth

1. Hydrometer� Affected by T� SG is proportional to strength� Weighting agents

2. Titration� Phenoltalein indicator� NaOH titrate� Most reliable 0.277 (NNaOH) * mlNaOH * 36.5

mlacid * SG%HCl =

April 2005

Acid Fracture Mechanics

Acid LeakoffAcid LeakoffAcid LeakoffAcid Leakoff

Acid ReactionAcid ReactionAcid ReactionAcid Reaction

Acid TransportAcid TransportAcid TransportAcid Transport