Daño formación

EVALUACIN DEL DAO A LASFORMACIONES DE INTERS

Mara Luisa Ventresca, Flor Toro, PDVSA INTEVEP; Jos Guzmn,Daro Montes Zambrano, MI SWACO

PDVSA INTEVEP MI SWACO

C oncepto

Ko

rw

re rd

h

K dKo

Foro Daos a la Formacin

Expositores: Mara Luisa VentrescaFlor ToroMayo, 2008

VII Seminario Internacional de fluidos de perforacin,completacin y cementacin de pozos

Definiciones Mtodos para determinacin de presencia de dao Fuentes potenciales de generacin de dao Mecanismos que originan dao a la formacin Tratamientos Metodologa PDVSA INTEVEP. Desarrollos propios Puntos de atencin

Casos reales

Contenido

VII SEFLU, Foro Daos a la Formacin

Concepto de Daos a la Formacin

Cualquier restriccin al flujode fluidos o cualquierfenmeno que distorsiona laslneas de flujo de los fluidos

Influye significativamente enla productividad

Ocasiona una cada depresin adicional en el flujode los fluidos

Ko

rw

re rd

h

KdKo


Indicadores

Tasa de produccin

Resultado de infraestructura de levantamiento y transporte,y de las condiciones de la formacin

Indice de productividad

Valor a ser medido a lo largo de la vida productiva del pozo,analizado y comparado con:

Los de pozos vecinos completados en el mismo yacimiento El correspondiente al inicio de la vida productiva del pozo


J = Q / P

Q 0.00707Kh (PE Pw )

Bo Lnrerw

S

S KoKd

- 1

ln

rdrw

Indice de productividad

Q : tasa de produccin (volumen/tiempo)

P : cada de presin en la cara del pozo

S = Sd + S c + + Sp + Spseudo


Ko

rw

re rd

h

KdKo

Causas posibles de bajo ndice de productividad

El dao a la formacin no es la nica causa a la cual debeatribuirse un bajo ndice de productividad.De aqu proviene la importancia de la realizacin de undiagnstico correcto de la(s) causa(s) que pueden ser cualquierade las siguientes:

Baja permeabilidad natural Baja presin del yacimiento Area de drenaje reducida Ubicacin del pozo en el rea de drenaje Espesor pequeo de la arena Alta viscosidad del crudo

Q 0.00707Kh (PE Pw )

Bo Lnrerw

S


60

50

40

30

20

10

0-6 0 6 12 18 24 30 36 42

Factor de dao en el ndice de productividad

k = 100 mDh = 100 piesre = 1000 piesrw = 0,5 piesBo = 1.25visc = 0,7 cp

Factor de dao

Indi

cede

prod

uctiv

idad

,BB

ls/L

PC


Influencia tamao zona con dao en la produccin

Radio de invasin (pulg)

Tasa

,BD

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

Permeabilidad original: 100 mD; H = 100 pies

Permeabilidad reducida a 1 mD

Permeabilidad reducida a 10 mD


Mtodos de determinacin de presencia de dao

Prueba de restauracin de presin(Mtodo de Horner)

10000100010010

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

Pendiente de la zona de presinestabilizada para el clculo de laPermeabilidad y el factor de dao S

Presin esttica del yacimiento,extrapolada

Pre

sin

(lpc)

(t+t)/t


Mtodo de las curvas tipo: Ramey(1970); Gringarten-Bourdet (1979)

Comparacin de la curva de restauracincon curvas estndar

Prueba DSTPresencia de dao cuando la Presin se

restaura rpidamente y gran diferencia entre lasPresiones inicial y final en poco tiempo

Comportamientopotencial

Comportamientoactual

Diferencia entrecomportamientoactual y potencialdel pozo

4500

4000

3500

3000

2500

20000 20 40 60 80 100

Tasa de flujo (bpd)

Pres

in

(lpc)

Tuberas,Lev. Artificial

Forma ms efectiva de cuantificar diferenciaentre rendimiento pozo y la produccin quese obtendra por ajustes en: Tubera Levantamiento

Artificial Comportamiento

yacimiento

Anlisis nodal

Fuentes potenciales de generacin de dao

Todos los eventos que tienen lugar para laconstruccin y puesta en produccin de un pozo

El proceso de produccin en s mismo Procesos de recuperacin secundaria (inyeccin

de agua o gas)

Procesos de inyeccin de vapor


Eventos potenciales de generacin de dao

Sello Eficiente1/7dg < dp < 1/3dg

Invasin totalde lodo

1/7dg > dp

Invasin debase lquida

dp > 1/3dg

Invasin de slidos, filtrado o lodo total por:revoque ineficiente, ausencia del mismo ysobrebalances mayores a 300 psi

Perforacin


Eventos potenciales de generacin de dao (Cont.)

Invasin de lavadores y espaciadoresInvasin de filtrado de cemento

Cementacin

Aditivos y condicionesCaoneo, Control de arena,Fracturamiento

Procesos de terminaciny reparacin de pozos

ReactivasNo reactivasFracturamientos

Estimulaciones


Mecanismos que ocasionan Dao a la Formacin

Interaccin fluido-fluido y fluido-roca

Taponamiento fsicoDesestabilizacin de arcillasMigracin de finosCambio de mojabilidadActivacin surfactantes naturalesPrecipitacin de silicato de sodioFormacin de emulsiones viscosastaponantesAdhesinPrecipitados orgnicos e inorgnicosCambios de saturacin

Bloqueo por aguaZona compactadaDesconsolidacin de la matrizPrecipitacin de compuestos de hierroPrecipitacin de fluosilicatos de sodio opotasioPrecipitacin de fluoruro de calcio y dealuminioSlica gelInteracciones qumicas con oxidantesPrecipitacin de compuestos inorgnicosque componen al cemento por reaccincon la roca


Por HCl

Precipitacin de fluosilicatos desodio o potasio

Precipitado amorfo Slica gel(Hidrxido de Slice)

Precipitacin de silicato de sodio Debilitamiento y desconsolidacin

de la matriz. Produccin de arena Precipitacin de fluoruro de calcio

y de aluminio Precipitados orgnicos e inorgnicos Canalizacin de agua

Formacin de emulsiones / sludge Migracin de finos Precipitacin de asfaltenos Precipitacin de compuestos inorgnicos Precipitacin de compuestos de hierro:

- Presencia de Clorita (Fe +2): pH > 4.5residuo silceo amorfo (cristalino taponante)

- Presencia de Fe+3, a pH=2, precipitado amorfode Fe(OH)3 y Fe2O3

Por HF

Mecanismos que ocasionan Dao a la Formacin

Originados por Estimulaciones MatricialesQumicas Reactivas

(atacan la pared del medio poroso)


Corolario

Ko

Todos los eventos y procesosmencionados no se debenconsiderar en forma aislada,sino cada uno de ellos en lamisma secuencia en que tienenlugar en el pozo, en formaacumulativa, por el resultadosinrgico que se obtiene entrelos diferentes tipos deinteracciones


Dao a la formacin en pozos horizontales

Efecto del factor de dao en la productividadde un pozo horizontal KH

KV

I anisotropa

5

4

3

2

1

00 5 10 15 20

Jh/J

v

Factor de dao, adim.

I ani =1

I ani =3

I ani =5


Dao en pozos horizontales - Corolarios

Gran Area Se espera mayorproduccin

Mayor exposicindurante los eventosMuy susceptible aldao

Inadecuada seleccin deltamao de las partculasdel lodo y un sobrebalancesignificativo

Gran rea daada

Estimulaciones qumicas Poca probabilidadde xito


Fracturamiento hidrulico

Estimulaciones matriciales cidas

Tratamiento del dao a nivel internacional

Para eliminar el dao

Para sobrepasar zona daada


Agotamiento PresinYacimiento

Acidificaciones tradicionalessin resultados satisfactorios

Apoyo a ProyectosEntendimiento Mecanismos

de DaoPRECIPITADO PRODUCTODE LA INTERACCIN

CIDO : CRUDO

En algunos casos NOse puede fracturar

Caso real (Occidente)

Produccin antes: 450 BNPD

Despus 1ra est. 180 BNPD

Despus 2da est. 0 BNPD

Tratamiento del dao en Venezuela despus del ao 88


Metodologa PDVSA Intevep

Bsqueda yanlisis

de informacin Identificacindel mecanismo

de dao

Anlisis mtodoestimulacin

adecuado

Aplicacin

Seguimiento

PDVSA posee y desarrollaSoluciones Especficas para

cada caso

Diagnsticocausa de faltaproductividad/

Inyectividad

Dao a laFormacin


Identificacin delmecanismo de dao

Analoga concasos estudiados

A travs de proyectosATE e ID

Metodologa PDVSA Intevep (cont.)

Simulacinfisicoqumica

en el laboratorio


Pruebas fuera delmedio poroso

Pruebas dentrodel medio poroso

Anlisis mtodoestimulacin adecuado

Estimulacin matricialqumica reactiva o

reactiva

Diseo y ejecucin

Seguimiento comportamiento pozos

Metodologa PDVSA Intevep (cont.)

Fracturamiento

Acido Hidrulico

Estimulacin Mecnicano convencional

Diseo y ejecucin

Diseo y ejecucin


Prcticas Operacionales

Lavados y Estimulacin

Estimulacin: Penetracin a la formacin con un fluido paraeliminar dao a la formacin. El radio de penetracin no es lavariable que la identifica.

Lavado: Trmino operacional que identifica elacondicionamiento de la tubera y de las perforaciones cuandostas estn taponadas.

Cuando se realiza un lavado no se debe penetrar laformacin.Con el tiempo se ha adquirido la prctica de penetrar 2 piesa la formacin cuando se realiza un lavado.

Puede ser perjudicial


Minimizar el sobrebalance durante la perforacin,terminacin y rehabilitacin de los pozos

Seleccionar el tamao adecuado de los slidoscomponentes del lodo de perforacin con base enla determinacin del tamao promedio de lagarganta de los poros

Para prevenir el dao a la formacin se debe:

Puntos de Atencin


Para el mantenimiento de productividad se debe:

Realizar un diagnstico correcto de la causa de bajaproductividad del pozo

De diagnosticarse presencia de dao a la formacin,identificar los mecanismos causantes del dao

No generalizar la aplicacin de tratamientos qumicos

Si el dao a la formacin fue inducido por fluidos ajenos ala formacin, aplicar tratamiento correctivo una sola vez

Puntos de Atencin (Cont.)


Casos reales

Antes de la Estimulacin

POZO FUL-17L PRODUCTORDespus de la Estimulacin

K= 13.5 mDK= 13.5 mDS= 14.5S= 14.5Pyac (Pyac (--1450014500)= 6951)= 6951 lppclppc

K= 10.2 mDK= 10.2 mDS=S= -- 0.330.33Pyac (Pyac (--1450014500)= 7912)= 7912 lppclppc

Se realiz Estimulacin

1200 BNPD Adicionales

Presentado por Personal Productividad de El Furrial en las 1ras Jornadas de Optimizacin deProduccin, Barinas Nov, 2004: 2 mecanismos fisicoqumicos (depsitos de asfaltenos y dao por lodode perforacin. Este ltimo tratado con ULTRAMIX) y pseudodao por N inadecuado deperforaciones


POZO FUL-67 INYECTOR DE GAS

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

Nov-00 Nov-00 Dic-00 Dic-00 Dic-00 Ene-01 Ene-01 Ene-010

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Qg (MMPCGD) Piny (lpc)

TASA

DE

INYE

CC

ION

(MM

PCN

D)

PRES

IOIN

DE

INYE

CC

ION

(LPP

C)

Tratamiento QuTratamiento Qumicomico+ Propelente+ Propelente

54 MMPCND Adicionales54 MMPCND Adicionales

Presentado por Personal Productividad de El Furrial en las 1ras Jornadas de Optimizacin deProduccin, Barinas Nov, 2004: 1 mecanismo fisicoqumico (dao por lodo de perforacin tratado conULTRAMIX) y pseudodao por N inadecuado de perforaciones

Casos realesVII SEFLU, Foro Daos a la Formacin

POZO FUL-45

Perforado en 1994 en la formacin Naricual, con lodo invertido de 11 lpg y sobrebalance de 1000 lpc.Produccin inicial: 1100 bnpd. Diagnstico: dao ocasionado por fluido de perforacin. Estimuladocon Ultramix en la formacin Naricual Medio, obtenindose: una produccin de 3200 bnpd conreductor e incremento en la presin de cabezal y 5900 bnpd sin reductor. Durante los primeros 3aos de produccin, el pozo mostr una declinacin de produccin de 10.4% (con el mismo reductor)con un comportamiento normal en presin de cabezal y lnea

Casos realesVII SEFLU, Foro Daos a la Formacin

POZO FUL-79Casos reales

Perforado en el 98 con diseo de las partculas slidas densificantes CaCO3 en funcin del .dimetro promedio de garganta de poro y con adecuado diferencial de presin durante laperforacin. Resultados excelentes como se observa en el comportamiento de produccin.

POZO FUL-79VII SEFLU, Foro Daos a la Formacin

Casos reales

CHB0046

0200400600800

10001200

19/04/2001 05/11/2001 24/05/2002 10/12/2002 28/06/2003 14/01/2004 01/08/2004 17/02/2005 05/09/2005 24/03/2006 10/10/2006

Fecha

BTP

D

0

20

40

60

80

100

%A

yS

BTPD BBPD BNPD PC_AYS

POZO CHB-0046

Presencia de revoque de carbonato de calcio (CaCO3) adherido a la carade la formacin y ranuras del liner, creando un taponamiento fsico querestringe el flujo de los hidrocarburos al pozo. Tratamiento UVA/XP.


Foro: Evaluacin del Dao a lasFormaciones de Inters

May 19, 2008

Ernesto Daro Montes Ingeniero de Servicio Tcnico

Agenda

Dao a la formacin durante:La perforacin de pozoControl de prdida de fluido a la formacinLa terminacin y reparacin

Optimizacin de desplazamientos Mejores practicas de desplazamiento

Definicin - Fluido de terminacin y reparacin

Un Fluido de terminacin puede ser definido comocualquier fluido usado durante la operacin determinacin... despus de perforar el pozo y antes deproducir cualquier cantidad de petrleo y/o gas a partirde la formacin.

Un Fluido de reparacin puede ser definido como unfluido usado durante operaciones de reparacin orehabilitacin, despus de que un pozo haya producidopetrleo y/o gas.

Puede tratarse del mismo fluido que el fluido determinacin.

MOTIVO NO. 1:

MINIMIZAR LOSDAOS CAUSADOSA LA FORMACIN!

Por qu estudiar el dao a la formacin

Caoneo Restos metlicos (metal generado por los disparos y

en revestimiento). Cambio en la estructura de la roca debido altas

presiones y temperaturas. Finos (impacto del disparo) genera una trituracin

Fluidos Fuga de fluidos de terminacin (perdidas) Incompatibilidad con los fluidos de formacin Pldoras de control de perdida de fluido

Daos de Formacin en el Proceso de Caoneo

Dao a la formacin con fluidos limpios

Que dao puede esperarse con fluidos limpios?

Fluido Limpio puede contener una buenacantidad de slidos que pueden tapar la formacin

Interaccin con la formacin

Interaccin con los Fluidos de la formacin

Problemas operacionales

Diseo de fluidos para control de perdidas

Perdidas excesivas de fluido

Control de pozo

Pruebas de la Permeabilidad de Retorno - partculas en lasalmuera

SSLIDOSLIDOS % DA% DAOO0 PPM0 PPM 3,83,8

100 PPM100 PPM 15,215,2190 PPM190 PPM 25,825,8420 PPM420 PPM 48,448,4990 PPM990 PPM 78,878,8

Salmuera de Cloruro de SodioSalmuera de Cloruro de SodioFormaciFormacin de arenisca den de arenisca de SadlerochitSadlerochit -- AlaskaAlaska

Daos por el Fluido de Terminacin

Mecanismos de Control de Prdidas Reducir la presin diferencial (densidad)

Reducir densidad mnima densidad del agua

Emulsin Directa

Aceite mineral

Aplicacin de mecanismos Vlvulas de mariposa, Sistemas de aislamiento, vlvulas de una

sola va, etc.

Spot una Pldora Pldora viscosa libre de slidos (primariamente HEC)

Pldora crosslinked

Pldora con Slidos (formar un revoque)

Agentes de Puenteo Solubles (Sales, Carbonatos)

Los desplazamientos efectivos son diseados para: Desplazar fluido del pozo con el fluido de

terminacin. Remover el lodo del pozo, los slidos y otros

contaminantes del pozo. Mantener la pureza del lodo y la salmuera Reducir costos de filtracin de la salmuera por

contaminacin. Cambiar la humectabilidad de la formacin

Objetivos del DesplazamientoObjetivos del Desplazamiento

Hidrulicos Salida de la Bomba (HP) Presiones de Friccin Densidad / Viscosidad

del lodo, espaciadores &salmuera

Mecnicos Cepillos / Raspadores Magnetos/ Junk Baskets Movimiento de la tubera Circulacin/Filtracin

Qumicos Tipo de

Espaciadores/Secuencia

Rgimen de Flujo Tiempo de Contacto Eficiencia de la

Limpieza Contaminacin con

Lodo

Criterios para el diseo del Desplazamiento

Criterios de diseo

500 ft en el anular ms grande? 1500 ft en el anular ms grande? 5 minutos tiempo de contacto? 10 minutes tiempo de contacto? 3 ft/sec en el anular ms grande?

Recolectar muestras de Campo

Evaluar las muestras en el laboratorio

Mud interface

Mudsolids

Spacer

Spacer

Base oil

Samples 1 - 8

Samples 9 - 16

Evaluacin de Desplazamiento

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

bariteLG S; Drill Solids Precipitated Fe Solids

Figure 4. Photos of Samples from Case 1

Ref: AADERef: AADE--0404--DFDF--HOHO--39 Validating the Quality of Mud39 Validating the Quality of Mud--toto--Brine DisplacementsBrine DisplacementsWilliam Foxenberg, Michael Darring, DavidWilliam Foxenberg, Michael Darring, David KippieKippie, and Mario Zamora, M, and Mario Zamora, M--I SWACOI SWACO

Volumen Total de 25 pozos en estudio29350 Barriles

Volumen Total de Lodo removido en la fase acuosadel espaciador658.0 Barriles

Volmen Total de 25 pozos asumiendo 3/64th derevoque desde la superficie hasta TD673.5 Barriles

Resumen Estadstico

Dimensionamiento de espaciador de limpieza

VF barrels (M3) Calculated mud or film volume on casing and drill pipe.

TC minutes Contact time required for effective cleaning (Fann 35 sleeve test).

QT barrels/minute (M3/min) Rate of flow (as pump rate) simulated in cleaning test.

QPS barrels/minute (M3/min) Proposed pump rate during displacement (From pump schedule).

QT QPS barrels/minute (M3/min) Must be true.

3VF barrels (M3) Spacer size for maximum 25% mud contamination.

3VF/QPS barrels/[barrels/minute] (M3 / [M3/min]) Contact time at expected displacement flow rate.

If TC < 3VF/QPS, then cleaning spacer size = 3VF barrels (M3)

Cleaning Spacer Size Calculation

If TC > 3VF/QPS, then cleaning spacer size = TC x QPS barrels (M3)

Dimensionamiento de espaciador de limpiezapara Mango 1

VF barrels (M3) Calculated mud or film volume on casing and drill pipe.

TC minutes Contact time required for effective cleaning (Fann 35 sleeve test).

QT barrels/minute (M3/min) Rate of flow (as pump rate) simulated in cleaning test.

QPS barrels/minute (M3/min) Proposed pump rate during displacement (From pump schedule).

QT QPS barrels/minute (M3/min) Must be true.

3VF barrels (M3) Spacer size for maximum 25% mud contamination.

3VF/QPS barrels/[barrels/minute] (M3 / [M3/min]) Contact time at expected displacement flow rate.

If TC < 3VF/QPS, then cleaning spacer size = 3VF barrels (M3)

Cleaning Spacer Size Calculation

If TC > 3VF/QPS, then cleaning spacer size = TC x QPS barrels (M3)

VF = 25 bbl QT = 125 ft/min or 8 bbl/min

TC = 7 minutos QPS = 250 ft/min or 15 bbl/min

3VF = 75 bbl 3VF/QPS = 5 minutes

TC > 3VF/QPS, therefore cleaning spacer size = TC (7 minutes) x QPS (15barrels/minute) or

105 barrels

Disear espaciadores de transicin como unporcentaje de volmen del pozo10% del volmen del pozo con herramienta se

recomienda para remover 2 a 4% de lodo del pozo

Dimensionamiento de los espaciadores de transicin

Reglas prcticas pueden ayudar en el diseo deespaciadores de desplazamiento.

Velocidad anular, pie de cobertura en el anular msgrande u otro diseo de seleccin arbitrario nobrindarn remocin de lodo durante el desplazamiento.

Es incorrecto el criterio en el diseo de espaciadoresque pone nfasis en el espaciador de lavadoLos espaciadores de transicin figuran como los ms

capaces de remover lodo.El xito de los espaciadores de lavado depende del

trabajo del espaciador de transicin

Lecciones aprendidas - 1

3/64th es comn para un revoqueEl tamao de los espaciadores de lavado puede

ser calculados usando la prueba de limpieza delremetro.

Los espaciadores de transicin pueden sercorrectamente diseados de acuerdo al volumen delpozo.Se recomienda un 10% del volumen del pozo con

herramienta para optimizar el volumen de lodoremovido.

Lecciones aprendidas - 2

SBM/OBM Aceite Base

Funcin Primaria adelgazar el fluido Funcin Secundaria limpieza

Transicin Funcin Primaria desplazar el Fluido de Perforacin Funcin Secundaria limpieza Los espaciadores deben ser diseados para ocupar 10% del pozo

con tubera Los espaciadores deben ser densificados para pozos

diseccionados a ms de 30o Limpieza (Solvente seguido de Surfactante)

Limpieza de Tubera y deja los tubulares humectados por agua Bache Viscoso

Funcin Primaria Separar espaciadores de la salmuera Funcin Secundarias Limpiar remanente de residuos slidos del pozo

Salmuera con floculantes Aditivo de filtrado el cual flocula slidos coloidales para la remocin

mecnica, retenidos en el fluido de terminacin.

Espaciadores de Desplazamiento - Diseo

WBM Bache Viscoso (Funcin Primaria Desplazamiento de lodo)

Los espaciadores deben ser diseados para ocupar 10% del pozocon tubera.

Los espaciadores deben ser densificados para pozosdiseccionados a ms de 30

Agua/Alto pH Comienza a romper la pelcula remanente de fluido de perforacin.

Limpieza Surfactante Completa la limpieza de la tubera y deja los tubulares humectados

por aguaBache viscoso Funcin Primaria Separar espaciadores de la salmuera Funcin Secundaria Limpiar remanente de residuos slidos del pozo

Salmuera con floculantes Aditivo de filtrado el cual flocula slidos coloidales para la remocin

mecnica, retenidos en el fluido de terminacin.

Espaciadores de Desplazamiento - Diseo

Rotacin y reciprocacin de la Tubera de Perforacin Rotacin (dependiendo del sobre torque y del arrastre)

100 rpm 8 to 12 bpm rotar a 75 100 rpm > que 12 bpm rotar a 50 75 rpm

Reciprocacin Durante el acondicionamiento del fluido reciprocar mayor a 90ft Durante el desplazamiento (solamente despus de que los

espaciadores ingresaron en el anular del revestimientoreciprocar mas de 30 ft)

Ayuda Mecnica

La filtraciLa filtracin de salmueras es necesaria para asegurarn de salmueras es necesaria para asegurarque el fluido esta libre de sque el fluido esta libre de slidos.lidos.

La filtraciLa filtracin con Tierran con Tierra DeatomeaDeatomea DEDE y con filtros esy con filtros esnecesaria.necesaria.

Las ratas de filtraciLas ratas de filtracin son afectadas por la presin son afectadas por la presin,n,viscosidad de fluido, tamaviscosidad de fluido, tamao y concentracio y concentracin de sn de slidoslidosy ely el rea de filtracirea de filtracin.n.

Los Ingenieros de FiltraciLos Ingenieros de Filtracin son los responsables paran son los responsables paraasegurar una adecuada calidad en la filtraciasegurar una adecuada calidad en la filtracinn

Filtracin

Pasar el Fluido por las mallas de las zarandas paraPasar el Fluido por las mallas de las zarandas pararemover sremover slidos grandes.lidos grandes.

Utilice un tanque de decantaciUtilice un tanque de decantacin (especialmente conn (especialmente consalmueras de altas densidades)salmueras de altas densidades)

Separe el aceite del fluidoSepare el aceite del fluido no filtre si es posibleno filtre si es posible Separe fluidos viscosos y manSepare fluidos viscosos y manjelosjelos

independientementeindependientemente Use floculantes y surfactantesUse floculantes y surfactantes

Ayudas para la Filtracin

Seleccionar el fluido de perforacin y terminacincorrectoCaractersticas de perforacinCaractersticas de dao de formacinCompatibilidades

Roca / FluidosCondiciones operacionales

Perforado / Gravas / Frac Packs / OH / etc.Caractersticas de limpieza del revoque

Ingeniera con un correcto programa de fluidos Ingeniero de Proyectos Diseo del programa Ingeniero de Campo - Ejecucin

Ingeniera de Fluidos de Reservorio

Diseo de Fluidos paraYacimientos

RequerimientosPruebas de Laboratorio

Preparado por Jos Guzmn

Elemento de Hidrulica (Control de Reologa) Elemento de Sello (Control de Invasin) Elemento de Densidad (Control de Presin) Elemento de Inhibicin (Control de Reactividad) Otros Elementos:

- Compatibilidad Ambiental (Toxicidad/Biodegradabilidad)- Resistencia Trmica/Mecnica- Lubricidad

Diseo de Fluidos: Elementos Bsicos

Microscopia Electrnica de Barrido (Presin Variable). Procesamiento y Anlisis Digital de Imgenes. Granulometra por Difraccin de Rayo Lser. Simulacin y Anlisis Computacional del Obturante. Pruebas de Filtrado ATAP en Medio Cermico. Hinchamiento, Dispersin y Dureza de Lutitas al

Contacto con Agua. Difraccin de RX. CIC. Retorno de Permeabilidad. Ruptura de Revoque. Pruebas de Reologa ATAP. Simulacin y Anlisis Computacional de Hidrulica.

Tcnicas de Apoyo al Diseo de Fluidos

SiO2 (Quartz)

MEB de Presin Variable

Escalas del Yacimiento (Km a m)

Mantenerse cerca de la situacin ideal de invasin es posible

1. Determinacin de Geometria Porosa o Geometria de Fracturas segn eltipo de roca (Areniscas, Calizas, Lutitas) por anlisis digital de imgenesen fragmentos de ncleo o muestras de recortes no alterados.

Determinacin de Geometra Porosa

> Tam ao () # Poros Frecuencia % Frecuencia Acum .0 0 0.0 0.0

10 74 9.2 9.220 471 58.4 67.530 132 16.4 83.940 65 8.1 91.950 28 3.5 95.460 16 2.0 97.470 12 1.5 98.980 6 0.7 99.690 2 0.2 99.9

100 1 0.1 100.0110 0 0.0 100.0

807

0102030405060708090

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Diametro Poral Minimo ()

Freq

uenc

ia

Anlisis Automtico Lotes de 12 muestrasTiempo por muestra: 2.5 minutosTipo de muestra: Roca Total PulverizadaTubo Analizador; Cu

Anlisis Automtico Lotes de 12 muestrasTiempo por muestra: 2.5 minutosTipo de muestra: Roca Total PulverizadaTubo Analizador; Cu

Anlisis por Difraccin de Rayos X

(8)

(7)

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)(8)

(7)

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

Muestras de Ripios recolectadas segn intervalosde profundidad preestablecidos, se analizan comoroca total (12 muestras en 30 minutos). Se puedeobservar los cambios mineralgicos en funcinde la profundidad.

Minerales: (1) Calcita(2) Cuarzo(3) Barita*(4) Siderita(5) Dolomita(6) Feldespato K(7) Caolinita(8) Ilita/Esmectita

(8)

(7)

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)(8)

(7)

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

Muestras de Ripios recolectadas segn intervalosde profundidad preestablecidos, se analizan comoroca total (12 muestras en 30 minutos). Se puede

de la profundidad.


(8)

(7)

(1)

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(6)(8)

(7)

(1)

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Muestras de Ripios recolectadas segn intervalosde profundidad preestablecidos, se analizan comoroca total (12 muestras en 30 minutos). Se puedeobservar los cambios mineralgicos en funcinde la profundidad.


(8)

(7)

(1)

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(3)

(4)

(5)

(6)(8)

(7)

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

Muestras de Ripios recolectadas segn intervalosde profundidad preestablecidos, se analizan comoroca total (12 muestras en 30 minutos). Se puede

de la profundidad.


Mineraloga Secuencial de Rayos X

re = radio de drenajerw = radio del pozoPe = presin de rePw = presin del Pozo

h = espesor de yacimientok = permeabilidadu = viscosidad

re

rw

Pe

PwSkin (S)

Definicin del Factor (S)

4650466046704680469047004710472047304740475047604770478047904800

00.511.522.5

lo g (t+ t ) / t

pres

sure

4752

Determinacin de (S). Prueba de Presin

Calculo del Dao. Skin = 0

re = 600 ft Pe = 4000 psi h = 100 ft u = 2cprw = 0.5 ft Pw = 3600 psi k = 60 md

0.00708 * k * h * (Pe - Pw)Q (bbl/day) = -----------------------------------

u * ln (re / rw)

0.00708 * 60 * 20 * (4000 - 3600)Q = -----------------------------------------------

2 * ln ( 600 / 0.5)

0.00708 * 60 *100 * 400 16992 16992Q = ---------------------------------- = ----------- = --------- = 1198 bbl/d

2 * ln (1200) 2 * 7.09 14.18

Calculo del Dao. Skin = 6

re = 600 ft Pe = 4000 psi h = 100 ft u = 2cprw = 0.5 ft Pw = 3600 psi k = 60 md S = 0.6

0.00708 * k * h * (Pe - Pw)Q (bbl/day) = -----------------------------------

u * (ln (re / rw) + S)

0.00708 * 60 * 100 * (4000 - 3600)Q = -----------------------------------------------

2 * (ln ( 600 / 0.5) + 0.6)

0.00708 * 60 *100 * 400 16992 16992Q = ---------------------------------- = ----------- = --------- = 1105 bbl/d

2 * (ln (1200) + 0.6) 2 * 7.69 15.38

Temp Pressure R600 R300 R200 R100 R6 R3 Gel 10s Gel 10m VP PC Ty/PC40 0 126 73 55 34 12 10 12 31 53 20 0.49540 3000 178 102 76 46 15 13 14 29 76 26 0.49740 5000 225 127 94 57 18 16 15 28 98 29 0.53280 0 80 49 36 25 11 10 15 34 31 18 0.54780 3000 95 57 43 29 12 11 16 33 38 19 0.59180 5000 107 64 48 32 13 12 16 32 43 21 0.58480 9000 135 80 59 39 16 15 17 31 55 25 0.58680 12000 161 95 70 46 18 17 18 30 66 29 0.57780 15000 191 112 82 54 21 20 19 29 79 33 0.579100 0 71 44 33 23 11 10 16 35 27 17 0.601100 3000 82 50 38 26 12 11 17 34 32 18 0.631100 5000 89 55 41 29 13 12 17 33 34 21 0.58100 9000 108 66 49 34 15 14 18 32 42 24 0.585100 12000 124 75 56 38 17 16 19 31 49 26 0.6100 15000 142 86 63 43 19 18 20 30 56 30 0.578150 0 60 39 30 22 12 12 18 33 21 18 0.658150 3000 66 42 32 24 13 13 19 32 24 18 0.705150 5000 70 45 34 26 14 13 19 32 25 20 0.665150 9000 79 51 39 29 15 15 20 31 28 23 0.635150 12000 87 55 42 31 16 16 20 31 32 23 0.682150 15000 95 61 46 34 17 17 21 30 34 27 0.623200 0 56 38 30 23 15 14 19 28 18 20 0.715200 3000 60 40 32 25 15 15 19 28 20 20 0.754200 5000 63 42 33 26 16 15 19 27 21 21 0.743200 9000 69 46 36 28 17 16 20 27 23 23 0.728200 12000 74 49 39 30 18 17 20 27 25 24 0.735200 15000 79 53 41 32 19 18 21 26 26 27 0.689250 1000 56 40 32 26 18 17 18 21 16 24 0.747250 3000 58 41 33 27 19 18 18 21 17 24 0.769250 5000 61 43 35 28 19 18 18 21 18 25 0.759250 9000 65 46 37 30 20 19 19 21 19 27 0.743250 12000 69 48 39 31 21 20 19 21 21 27 0.775250 15000 73 51 41 33 22 21 19 20 22 29 0.752

FloPro NT 11.5 ppg

Reologa en Condiciones de Fondo (P,T)

FloPro NT 11.5 ppgDensidad en Superficie MW Presin/Temperatura Ambiente

Densidad en Fondo EstticaMW + Cortes ESDDensidad en Fondo DinmicaMW + Cortes + DP ECD

Presin/Temperatura Fondo

Control de Densidad

Densidad Equivalente de Circulacin DEC

Analizando el perfil de limpieza podemos definir dos parmetrosde mucha importancia como es el Gasto y ROP para optimizarla,

Aqu Se Perfora Deslizado en un pozo desviado

VIRTUALHYDRAULICS

Hole Cleaning

300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.00

0.250

0.500

0.750

1.000

Very Good Hole Cleaning

Good Hole Cleaning

Fair Hole Cleaning

Poor Hole Cleaning

Hol

eC

lean

ing

Inde

x

Flow Rate (gal/min)

ROP 5. m/hrROP 10. m/hrROP 15. m/hrROP 20. m/hr

Deficiente

Moderado

Bien

Muy bien

12 min/m6 min/m4 min/m3 min/m

Limpieza de PozoLimpieza de Pozo

VIRTUALHYDRAULICS

ECD @ TD

300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.01.200

1.250

1.300

1.350

1.400

1.450

1.500

Expected FIT

EC

D(s

p.gr

.)

Flow Rate (gal/min)

Expected FITROP 5. m/hrROP 10. m/hrROP 15. m/hrROP 20. m/hrROP 25. m/hrROP 30. m/hr

Gradiente de Fractura

Se evala el Gasto Vs. ECD donde si NO se cumplen con losrequerimientos de ROP y Gasto se puede tener condiciones criticas.

Condicin Critica

Condicin Optima

Densidad Equivalente de Circulacin a la Profundidad TotalDensidad Equivalente de Circulacin a la Profundidad Total

Criterios de Limpieza y DEC en Hoyo

Proceso de Invasin

2. Determinacin del tamao de material obturante a utilizar en la formulacindel fluido de Perforacin, utilizando la informacin de Geometria Porosa oGeometria de Fractura.

Programa de Ingeniera de Computoselecciona obturantes ptimos paraControlar invasin.

D10 - D50 - D90

D10 Target / Blend: 0.7 / 1.0 microns



Optimum Blend for 0 to 100 % CPS Range

Brand Name Bridging Agent(lb/bbl) Vol %

A=Safe-Carb 2 (VF) 1.1 3.08

B=Safe-Carb 10 (F) 0.0 0.00

C=Safe-Carb 20 33.9 96.92D=Safe-Carb 40 (M) 0.0 0.00

E=Safe-Carb 250 (C) 0.0 0.00

F=Safe-Carb 500 (XC) 0.0 0.00

Simulation Accuracy

Calcium Carbonate added : 35 lb/bbl

Avg Error 0 - 100 % CPS Range : 1.56 %

Max Error 0 - 100 % CPS Range : 10.76 %

A3.1%

C96.9%

1x10 -2 1x10 -1 1x10 0 1x10 1 1x10 2 1x10 3 1x10 40

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Particle Size (microns)

Cum

ulat

ive

Part

icle

-Siz

eD

istr

ibut

ion

Target__

__Blend

1999 - 2004 M-I L.L.C. - All Rights Reserved

Operator:Well Name:

Location:Comments:

PDVSAFurrial 79Venezuela/OrienteOptimum Blend

Largest Pore Size : 60 microns

Sand Control Device :

Optimum Bridging Agent Blend

Control de la Invasin (1)

Partic le Size Distribution

0.01 0.1 1 10 100 300Particle Size (m)

0

1

2

3

4

5

6

Vol

ume

(%)

carbonato de calcio m200 - Average, W ednesday, July 16, 2003 6:34:19 PM

0

20

40

60

80

100

Granulometro Laser

Celda ATAP


Prueba de Retorno de Permeabilidad

Limitantes del Mtodo

Representatividad de la muestraRocas Consolidadas/No Consolidadas/Sintticas (Aloxita)

Representatividad de los fluidosCrudo Muerto/Aceite Mineral/Agua de Formacin o Sinttica

Simulacin de Condiciones de FondoPresin/Temperatura/Diferenciales de Presin/Flujo

Diferentes Prototipos de Simulador FsicoNo hay Normativa o Patrn sobre Equipo/Mtodo

Representatividad EstadsticaUn punto dentro de una amplia columna geolgica

Costo de Anlisis/Mantenimiento$2000 - $10000 por Anlisis

Preguntas?????

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