1. Introducción

El fracturamiento hidráulico es comúnmente utilizado para mejorar el desempeño de pozos de baja permeabilidad. Las fracturas creadas por este proceso de estimulación son definidas normalmente en simulación utilizando grids no estructurales alrededor del plano de fractura, lo que incrementa el tiempo computacional debido a la complejidad de la malla. Sin embargo, las fracturas también pueden ser definidas por su longitud, altura, permeabilidad y orientación en el modelo de simulación, y pueden simularse mediante la modificación del índice de productividad de los pozos (IP) y la transmisividad de las celdas adyacentes, logrando el mismo resultado que con los grids complejos. La roca se somete a la presión de un fluido fracturante que abre la fractura. Se muestra la fractura obtenida y la evolución de la presión fracturante en el tiempo. Luego se observa como la presión alcanza un valor suficiente para romper la roca, el fluido puede ocupar un mayor volumen y la altura de la columna, y por tanto la presión, decrece. Cuando la presión es lo suficientemente baja para no poder romper más la roca, el sistema entra en equilibrio y la simulación se detiene. La simulación de una fractura hidráulica se hace con el propósito de determinar la rentabilidad de la aplicación de un tratamiento de estimulación y su comportamiento con el tiempo.

1.1 Antecedentes

Sneddon (1946) y Sneddon and Elliot (1946) desarrollo las soluciones para los campos de fuerzas y presiones asociadas con fracturas. El primer trabajo sobre modelado de fracturas hidráulicas fue realizado por varios investigadores rusos (1959). La primera referencia en ingles fue hecha en papel por Khristianovich and Zheltov’s (1955). La otra mayor contribución fue el trabajo de Perkins and Kern (1961). Esos modelos fueron desarrollados para calcular la geometría de la fractura, particularmente el ancho, para un ritmo específico de longitud y flujo.

La técnica concebida originalmente en el año de 1947 para incrementar el área de drenaje en pozos petroleros, consiste en la inyección de fluido a presión desde la superficie a través de una perforación o pozo hasta una zona determinada del mismo, aislada por sellos, la cual sufrirá los efectos de la presión hidráulica fracturándose en la dirección del máximo esfuerzo principal de confinamiento en profundidad. Esta técnica fue desarrollada como una opción para incrementar la producción y evitar la perforación de un nuevo pozo. Este procedimiento ha dado muy buenos resultados y, a medida que se ha acumulado mucha experiencia de campo, la tecnología de aplicaciones de fracturamiento ha avanzado en lo concerniente al diseño y fabricación de equipos y herramientas y en la selección, preparación y utilización de sólidos y fluidos para atender una variedad de necesidades. Hoy en día en la industria petrolera las operaciones de fracturamiento hidráulico se realizan con mayor éxito y precisión gracias a los diferentes materiales utilizados en el fracturamiento, ya que dichos materiales son fabricados con la más alta tecnología y son el resultado de investigaciones en el proceso de la estimulación de yacimientos por fracturamiento hidráulico.

1.2 Definición del problema

En ciertas ocasiones, la inyección de fluidos a un determinado estrato puede hacerse con la deliberada intención de fracturarlo, para abrir canales de flujo de mayor amplitud y penetración alrededor de la periferia y más allá del hoyo, debido a que la baja permeabilidad natural, más la invasión del filtrado y partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato, imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo. Para estos casos es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. Como la inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyectado a alta presión penetra en el estrato como una cuña que abre canales de flujo. Sin embargo, al descartar el fluido, durante el flujo desde el estrato al pozo, puede ser que desaparezcan los canales al disiparse la presión de ruptura y asentarse el estrato, o quizás se haya logrado que permanezcan los canales estables y abiertos. Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en relación de volumen por volumen, un material sólido y competente, generalmente arena de determinadas especificaciones con respecto a tamaño de granos, circularidad, distribución del agregado, resistencia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va depositándose en los canales como una cuña estable, porosa y permeable, que impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende, mantendrá los canales de flujo abiertos.

1.3 Justificación

El fracturamiento hidráulico es una técnica aplicable en los trabajos de recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en profundidad. Una fractura comienza a propagarse dentro del lecho rocoso y la presión del fluido decrece como consecuencia del aumento en el volumen que ocupa el fluido. Eventualmente, la presión ha decrecido tanto que no puede abrir más la roca, en este punto el sistema entra en un equilibrio estacionario. La fractura obtenida produce un camino de alta permeabilidad que conecta el punto de extracción con zonas alejadas del reservorio. Durante el período de la terminación del pozo, o durante la vida productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga fácilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo. Algunas veces esta inconveniencia puede ser sencilla y de fácil corrección, pero otras veces se puede presentar muy difícil y casi insoluble. Si durante las tareas de terminación el estrato productor no permite que el petróleo fluya con facilidad, significa que el daño a la permeabilidad en la periferia del hoyo debe ser corregido. Las propiedades de una fractura pueden ser de 5 a 10 mm de ancho y una longitud de 100 metros o más, dependiendo del diseño, tecnología empleada y el número de tratamientos. El objetivo del fracturamiento hidráulico es incrementar la producción incrementando la altura efectiva de la formación o comunicar zonas de la formación con mejor permeabilidad con el pozo.

1.4 Definición de Términos

Apuntalante: material solido utilizado en el fracturamiento hidráulico con la finalidad de mantener abierta la fractura y permitir la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo.

Presión de fractura: es definida como la presión requerida para mantener abierta la fractura cuando esta empieza a cerrarse, al ser suspendido el bombeo.

Daño a la formación: es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca ocasionando una caída de presión.

Yacimiento: área geográfica en la que cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas producen de un reservorio continuo.

La caliza: es una roca sedimentaria compuesta mayoritariamente por carbonato de calcio (CaCO3), generalmente calcita.

Dolomita: la dolomita, o caliza de magnesio, es un carbonato doble de calcio y magnesio.

1.5 Limitaciones y Delimitaciones

Limitaciones

Para llevar a cabo el fracturamiento hidráulico en la estimulación de yacimientos no existen limitaciones ya que hoy en día es una de las técnicas mas usadas para aumentar la explotación de hidrocarburo

Delimitaciones

El fracturamiento hidráulico se utiliza en las terminaciones de pozos como un método para estimular el pozo y hacer fluir los hidrocarburos del yacimiento. Puede utilizarse en la terminación del pozo o también después de que la presión del yacimiento va decreciendo con el paso del tiempo debido a la explotación de los hidrocarburos de la formación.

1.6 Objetivo

Establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formación y viceversa.

2. Análisis de Fundamentos

2.1 Estimulación de Pozos

Entre los más importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la industria petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es su importancia que no existe pozo en el mundo en el que no se haya aplicado uno o más de estos métodos. El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación del pozo. Dependiendo del tipo de daño presente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de este, las simulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas.

2.1.1 Fracturamiento Hidráulico

El fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación. Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante.

2.1.2 Presión de Fractura

La presión de fracturamiento es definida como la presión requerida para mantener abierta la fractura cuando ésta empieza a cerrarse, al ser suspendido el bombeo. Debe recordarse que al igual que Gf, en un yacimiento la presión de fracturamiento (Pf) es una función de la presión del mismo (Pfe). La presión de fracturamiento es conocida como la presión de tratamiento en el fondo (BHTP).

Gradiente de fractura: El gradiente de fractura es el cociente presión / profundidad, que define la manera en que varia la presión de fractura con respecto a la profundidad.

2.1.3 Pruebas de Inyectividad

Previa ejecución de cualquier operación de fracturamiento hidráulico, es altamente recomendable realizar una prueba de inyectividad. En caso de aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba adquiere máxima relevancia ya que permitirá determinar los siguientes parámetros:

• Gradiente de fractura.

• Numero de perforaciones abiertas.

• Localización de las zonas no tratadas.

• Altura de la fractura.

• Pérdidas de presión por fricción.

Además de permitirnos conocer a priori la existencia o no de problemas mecánicos en el pozo. Las etapas componentes de una prueba de inyectividad pre-fractura son:

Toma de registros de referencia.- Se deben efectuar registros de Temperatura y Rayos Gamma antes y después de la prueba para que sirvan de comparación.

Limpieza de las perforaciones.- Se deberá efectuar una limpieza de las perforaciones utilizando un acido débil o bolas selladoras y determinar el numero de perforaciones abiertas.

Inyección de un fluido enfriador.- Se utiliza un gel de baja eficiencia en control de filtrado. El objetivo es provocar un bloqueo del calor proveniente de la formación hacia la fractura, evitando así la ruptura prematura del fluido que lo sigue. El volumen empleado dependerá de la temperatura del pozo.

Inyección del fluido de fractura.- Se inyecta un fluido igual al que se utilizara en el fracturamiento. En esta etapa es importante la aplicación de un trazador radioactivo para luego correr un registro de rayos gamma y determinar el desarrollo de la fractura vertical.

En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas al fracturamiento hidráulico con sustentante o gravadas, es excelente alternativa para optimizar la distribución de los fluidos de tratamiento.

2.2 Fracturamiento con Apuntalante

Un tratamiento de fracturamiento consiste esencialmente en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo acarree y evitar al término del tratamiento cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable. El fluido empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el solido es conocido como a gente apuntalante.

Usos del fracturamiento hidráulico

La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formación o vice-versa.

Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente en:

• En formaciones de baja permeabilidad

• Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo

• En el campo de la recuperación secundaria para el mejoramiento del índice de inyectividad del pozo y la creación de canales de flujo de alta conductividad en el área de drene del pozo productor.

Fluidos fracturantes

Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del fluido a utilizar, las condiciones de presión y temperatura del pozo, características de los fluidos de formación y el tipo de roca.

Las propiedades que debe tener:

• Bajo coeficiente de perdida

• Alta capacidad de acarreo del apuntalante

• Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura

• Fácil remoción después del tratamiento

• Compatibilidad con los fluidos de formación

• Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.

En los fracturamientos hidráulicos se utilizan básicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y base agua.

Fluidos base aceite

Estos pueden ser aceites crudos o refinados, las ventajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos contenidos en ellas. Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una ventaja que es la económica, ya que este al ser recuperado en la superficie después del tratamiento, pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utilizarlo bajo ciertas condiciones.

Fluidos base agua

Este tipo de fluidos es el más utilizado en la actualidad, ya que se obtiene de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podría contener sólidos en suspensión que afectarían el comportamiento del fluido mezclado con sus aditivos.

Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los fluidos fracturantes y son la clave para la obtención de las propiedades requeridas para el éxito del tratamiento, entre los más comunes tenemos:

• Polímeros. Utilizados para incrementar la viscosidad del fluido y puede ser del tipo Guar, Hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG), entre los mas comunes.

• Activadores de viscosidad. Son a gentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad del fluido, entre los mas comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos.

• Controladores de pH. Este aditivo es muy importante ya que es el que le da la estabilidad al fluido con respecto a la temperatura. Entre los mas comunes se tiene el fosfato de sodio, acido acético, carbonato de sodio entre otros.

• Quebradores. Estos a gentes se utilizan principalmente para seccionar los enlaces de las cadenas poliméricas al termino del tratamiento y los mas utilizados son los oxidantes, enzimas y ácidos

• Surfactantes. Se utilizan básicamente para reducir la tensión superficial e interfacial y la presión capilar en el espacio poroso.

• Bactericidas. Utilizados esencialmente para prevenir el ataque de bacterias a los polímeros.

• Estabilizadores de arcillas. Utilizados básicamente para la prevención de migración de arcillas, entre los mas comunes es el cloruro de potasio.

• Controladores de pérdida de fluido. Estos a gentes básicamente controlan la filtración del fluido hacia la formación durante el tratamiento, el mas común es la arena silica.

• Reductores de fricción. Este aditivo se emplea para reducir la perdida de presión por la fricción generada por el efecto del bombeo durante la operación, tanto el la tubería como en los disparos.

Apuntalantes

Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico el agente apuntalante o sustentante es el único que permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo.

Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podría triturarlo en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante, la dureza de la formación y los esfuerzos a que estará sometido.

Propiedades

De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos:

Apuntalantes Elasto - Frágiles

En esta clasificación las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre el hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de sílice.

Apuntalantes Elasto - Plásticos

En esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una primera fase elástica y posteriormente, el comportamiento de la deformación es plástica.

Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los naturales y los sintéticos.

Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuentran las arenas de sílice y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un limite de 4,000 psi.

Apuntalantes Sintéticos. Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir esfuerzos de cierre hasta 4,000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y pre-curable, según sea la necesidad.

2.3 Determinación y Tipo de Daño a la Formación

El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo.

2.3.1 Componentes del daño

Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la siguiente ecuación:

St =Sc + A + Sp + Sd + ∑, pseudodaño

Sc + 0 es el daño por la terminación parcial y ángulo de desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y Sd es el daño por invasión de los fluidos.

2.3.2 Efectos del daño

Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin embargo, cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos. Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación.

Una vez eliminada la restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual seria el efecto de la productividad del pozo por la presencia del verdadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario determinar el comportamiento del flujo, obtenido de la presión de pozo fluyente y el gasto de producción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada.

2.3.3 Origen del daño

El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el más importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente de daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación. Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características originales de los fluidos o las de los minerales que constituyen la roca.

Los mecanismos que gobiernan el daño a una formación pueden ser:

Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales.

Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio de la mojabilidad.

Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades.

2.3.4 Tipos de daño

La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes operaciones que se realicen en un pozo petrolero.

Daño por invasión de fluidos

Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los componentes mineralógicos de la roca. La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos genera alguna diversidad del daño como:

Daño por arcillas: La mayoría de las formaciones productoras contienen en mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Las arcillas presentes en la formación provienen por dos tipos de proceso, el primero se presenta de manera mecánica, la cual ocurren en el deposito simultaneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de

manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el agua de formación.

Bloqueo de agua: la invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros.

Bloque de aceite: cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas.

Bloqueo por emulsiones: esto sucede cuando los fluidos de invasión se intermezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto pH o ácidos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad.

Cambio de mojabilidad: un medio poroso se encuentra mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes cationicos o no iónicos, lo cual repercute en una disminución de la permeabilidad relativa al aceite.

Daño por invasión de sólidos

Uno de los más comunes tipo de daño se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación. Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca, provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño severo en la permeabilidad de la roca. Este daño en lo general esta limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partículas y los poros.

Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos pueden removerse en contra flujo, sin embargo muchas veces no se alcanzan presiones diferenciales suficientes y el daño puede ser más severo. Adicionalmente las pérdidas de volúmenes considerables de fluidos de control, a través de fisura, cavernas o fracturas inducidas propician invasión considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de remover.

Daño asociado con la producción

La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos de agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y deposito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación.

Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando obturamientos de los canales porosos.

Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o conificación, provocando una reducción en la producción del aceite e incluso dejando de aportar el pozo.

2.3.5 Evaluación del daño

Todo pozo a su inicio de su exploración o durante la misma, se encuentra dañado en menor o mayor grado y se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones naturales de producción. Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención o por lo menos su minimización. Para lograr la remoción del daño es necesario avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración los siguientes puntos:

Revisión de operaciones previas a la actual del pozo: Se basa fundamentalmente en las condiciones en que se perforo la zona productora, teniendo relevancia el tipo y características del fluido de perforación, así como sus pérdidas; manifestaciones de los fluidos del yacimiento; análisis de la cementación de tubería de revestimiento, así como de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación.

Análisis del comportamiento de producción: esto desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos.

Pruebas de laboratorio: Los estudios de laboratorio permitirán definir la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las condiciones de daño. Para la determinación del daño probable de la formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo.

Cuantificación del daño: Se hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en consideración de datos de producción así como de curvas de variación de presión y del análisis nodal, herramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción.

2.3.6 Selección del tipo de tratamiento

Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas: estimulación matricial y estimulación por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre dos tipos de estimulación recaen en el gasto y presión de inyección. Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de inyección por debajo de la presión de fractura, mientras que los fracturamientos hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección superiores a la presión de fractura.

2.4 Datos del yacimiento

Los parámetros más importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación son:

• Permeabilidad

• Presión de yacimiento

• Porosidad

• Mineralogía de formación

• Densidad de los fluidos de la formación

• Saturación de los fluidos de formación

• Temperatura del yacimiento

• Profundidad de la formación

• Factor de daño

2.4.1 Curvas de incremento y decremento

El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma importancia, ya que dependiendo del comportamiento de las mismas durante su vida productiva se puede determinar que el yacimiento esta dañado, y para la comprobación del mismo se hecha mano de herramientas para la determinación de parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del yacimiento. Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado.

2.5 Análisis de muestras y pruebas de laboratorio

2.5.1 Análisis de muestras

El éxito de un tratamiento en su gran porcentaje depende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una seria de análisis y pruebas más comunes.

Análisis composicional. Esta prueba nos permite detectar la presencia de emulsiones, sedimentos orgánicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar provocando el daño al yacimiento. De este análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo. En forma similar para el agua se determina la densidad, pH y sales disueltas en ella (cloruros). Además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen orgánicos o inorgánicos (fierro).

Análisis mineralógico: Este análisis se realiza para determinar el contenido de minerales y su proporción en la roca de yacimiento, es de suma importancia conocer la mineralogía ya que dependiendo de ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditivos. Este análisis se puede determinar de dos formas, fluorescencia y difracción de rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los minerales presentes en la roca analizada.

2.5.2 Pruebas de laboratorio

Pruebas de compatibilidad

De esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamiento con los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora.

Prueba de emulsión

Estas pruebas se realizan para determinar la cantidad de ácido separada en el menor tiempo, la calidad de las fases de ácido hidrocarburos (aceite) y la tendencia a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. Prueba de análisis de agua de formación.

Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los aparejos de producción y la precipitación de estas en la formación.

Software técnico para el diseño se las estimulaciones

El software debe contemplar los siguientes aspectos:

• Selección de candidato: Establecer en esta etapa la validación de los datos de tratamiento y la cuantificación de producción postfractura, teniendo como meta principal la selección de pozos con bajo riesgo y alto potencial.

• Establecer la naturaleza y localización del daño. El software debe ser capaz de identificar el daño y su posible origen, ya que de esto se desprende de la selección adecuada de los fluidos de tratamiento.

• Selección de fluidos de tratamiento y sus aditivos en función del daño pronosticado.

• Determinación de la presión y gasto de inyección.

• Determinación de los volúmenes de los fluidos del tratamiento.

• Desarrollar cédulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento.

• Definir etapas de limpieza del pozo.

• Análisis económico y rentabilidad del tratamiento.

2.6 Técnicas Básicas de Estimulación de Pozos

Después del tratamiento de un pozo, en un mantenimiento mayor o en el desarrollo de la vida productiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: la estimulación matricial y por fracturamiento, diferenciándose por los gastos y presiones de inyección. En esta sección se describirán los aspectos relevantes sobre la estimulación matricial.

2.6.1 Estimulación Matricial

Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo. El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre los más importantes están: el tipo, severidad y localización del daño, y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación.

Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grandes grupos:

• Estimulación matricial no ácida.

• Estimulación matricial ácida.

Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y matriciales.

Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover el daño.

Estimulación matricial. Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca.

2.6.2 Estimulación no Ácida

Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control o depósitos orgánicos. Los fluidos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, acompañados principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos consiste en la buena selección del surfactante.

2.6.3 Fenómenos de Superficie

El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenómenos de tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.

a) Tensión Superficial

La materia en sus diferentes estados esta compuesta por moléculas, las cuales presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una combinación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea energía libre de superficie.

Entonces la tensión superficial la podemos definir como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de superficie y se mide en dina/cm.

b) Mojabilidad

En las interfaces entre un líquido y un sólido también existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa una fuerza de adhesión por lo que el líquido es atraído al sólido. Cuantitativamente la mojabilidad se define como el producto de la tensión superficial por el ángulo de contacto en la interfase.

El fenómeno de mojabilidad es importante para el flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al aceite es mayor en el caso de que la roca este mojada por aceite.

c) Capilaridad

Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida entre el área del capilar. Entonces la presión capilar se define como la diferencia de presiones en la interfase. La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las fuerzas retentivas del yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósitos orgánicos, entre otros. Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que principalmente se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar los fenómenos de superficie.

2.6.4 Surfactantes

Los agentes de superficie son compuestos de moléculas orgánicas formados por dos grupos químicos, uno a fin al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite (lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse en un líquido, el grupo hidrofilico es más soluble en agua que el grupo lipofilico, entonces las moléculas del surfactante se orientaran en la interfase agua aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua. El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial o interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un líquido en un sólido se altere en mayor grado o menor grado y estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un líquido y un sólido, etc.

Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productores de hidrocarburos son silicas o calcáreas, los surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de un líquido en un sólido.

2.6.5 Utilización de los surfactantes

La utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes fenómenos:

• Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso. La acción bajotensora de los surfactantes permite reducir las fuerzas capilares en el medio poroso, este efecto tiene mayor importancia en formaciones de baja permeabilidad, de pequeños poros, donde las fuerzas retentivas causan que los hidrocarburos no fluyan con la energía disponible.

• Mojamiento de la roca. Cuando la formación en la vecindad del pozo llega a ser mojada por aceite, este adhiere a la pared del poro incrementando el espesor de la película que moja la roca disminuyendo el área libre al flujo y eliminando el efecto de resbalamiento que produce una película de agua absorbida en la pared del poro. Todo esto trae como consecuencia una reducción en la permeabilidad a los hidrocarburos.

• Rompimiento de emulsiones. Cuando dos líquidos entran en contacto y se mezclan se llega a formar una esfera que ofrece un área de superficie mínima y una fuerte tensión interfacial.

Los surfactantes actúan en las emulsiones reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite romper la rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agentes emulsificantes.

2.6.6 Requerimiento de los surfactantes

Un surfactante debe cumplir con los requisitos siguientes:

• Reducir la tensión superficial e interfacial.

• Prevenir la formación de emulsiones o romper las existentes.

• Mojar de agua a la roca del yacimiento considerando la salinidad y el pH del agua utilizada.

• No hinchar o dispersar las arcillas de la formación.

• Mantener la actividad de superficie a las condiciones de yacimiento.

• Ser compatible con los fluidos de tratamiento y los fluidos de la formación.

• Ser solubles en el fluido de tratamiento a la temperatura del yacimiento.

2.6.7 Fluidos de tratamiento

Los fluidos base utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y soluciones micelares. En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como acarreador del surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3% en volumen de un surfactante miscible o dispersable en aceite. Para tratamientos de estimulación usando agua como fluido acarreador, se debe utilizar agua limpia con 2% de KCl o agua salada limpia, con 2 o 3% en volumen de un surfactante soluble o dispersable en agua. La utilización de alcoholes, solventes mutuos o soluciones micelares como fluidos base en la estimulación, han demostrado su efectividad en la remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y depósito orgánicos. En general estos fluidos se utilizan al 10% mezclado con fluidos oleosos o acuosos.

2.7 Procedimiento operativo para realizar una estimulación

• Actualice el estado mecánico del pozo, el cual debe incluir: asentamiento de tuberías de explotación, aparejo de producción con diámetros, librajes y profundidades, anomalías, intervalos abiertos, etc.

• Analice el programa proporcionado por su departamento.

• Elabore un programa operativo alterno para solventar cualquier problema que se pudiera presentar durante el desarrollo de la operación (comunicación de aparejo, fuga en el árbol de válvulas etc.).

• Realice una reunión de seguridad con el personal involucrado (jefe de pozo, producción, seguridad industrial, servicio a pozos, compañías, etc.), explique la importancia y los alcances de la operación.

• Asigne tareas y funciones específicas al personal que intervendrá.

• Supervise la instalación y prueba hidráulica de las unidades de bombeo y líneas de control, siguiendo el procedimiento descrito en la sección 1.1.

• Represione el espacio anular con la mitad de la presión máxima de inyección esperada, para detectar anomalías.

• Recircule los productos de tratamiento antes de bombearlos al pozo, para su homogeneización (30 minutos como mínimo) recupere una muestra de los fluidos de tratamiento.

• Efectué la inyección de los fluidos de tratamiento según programa, monitoreando continuamente la presión en la TP y el espacio anular.

• Al terminar el programa de bombeo, verificar presiones de cierre, final y la estabilizada después de 10 minutos de cerrado el pozo.