Perforación: Daño a la formación y estimulación

Hidráulica de pozos. Hidrocarburos. Cementación. Inyección. Areniscas. Ácidos. Corrosión. Tecnología

  • Enviado por: Carlos
  • Idioma: castellano
  • País: España España
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1. DAÑO A LA FORMACIÓN

Daño es la reducción de permeabilidad y la obstrucción al flujo de fluidos en la región adyacente al pozo dentro de la formación. 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 perforación constituye el primero y más importante origen del daño a la formación, el cual puede agravarse en las etapas siguientes (cementación, completamiento, etc.).

Cuando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido de perforación y la presión diferencial ejercida contra la formación son criticas. El daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del lodo como de los recortes de la broca.

El lodo de perforación contiene arcillas, agentes densificantes y aditivos químicos que son potencialmente dañinos, la invasión de estos materiales depende de la efectividad de control de perdida de circulación y del tamaño de los poros de la roca, esta invasión puede variar de pocas pulgadas a varios pies.

1. Invasión de fluidos o del filtrado de fluido de perforación hacia la formación.

  • Por el inchamiento de las arcillas presentes en la formación.

  • Porque suspende algunas partículas de arcillas de la formación que migran hacia la formación sellando los espacios disponibles al flujo.

  • Por el cambio de mójabilidad que reduce el flujo del petróleo y/o gas en la formación hacia el pozo.

  • Por el arrastre de partículas sólidas del lodo hacia la formación sellando las vías de flujo de los fluidos hacia el pozo.

  • Por la probabilidad de crear emulsiones del fluido de perforación con el fluido de la formación que bloquea y sella la formación al flujo.

  • Por las perdidas de fluido de perforación en la formación ya sea por perdida de circulación o por fractura.

  • 2. Por la broca de perforación

    a. Porque si perforan más rápido que lo que circula el lodo las partículas finas son forzadas a penetrar en la formación.

    b. Por el efecto de rotura de la formación que hace que la formación no sea perforada limpiamente sino que es comprimida hacia los bordes del hueco.

    • En la cementación del pozo: al bajar la tubería de revestimiento se puede generar una presión diferencial tal que compacte la torta de lodo aumentando la posibilidad de perdida de filtrado. La lechada de cemento también produce alta perdida de filtrado y los sólidos pueden penetrar a la formación. Los filtrados con altos pH son dañinos en formaciones arcillosas.

  • Por la creación de un filtrado que causa los mismos efectos del lodo de perforación, además que, son favorecidas por el hecho que el filtrado tiene un PH > 12.5 y 105 fluidos de formación, algunos aceites, emulsionan a.PH > l0.5.

  • Si el filtrado invade la formación, puede ocurrir un cambio de mójabilidad, un bloqueo por emulsiones o promover la migración de partículas coloidales.

  • Por las perdidas de cemento hacia la formación, ya sea por perdidas parciales de circulación o por fractura.

    • Por el completamiento del pozo con técnicas inadecuadas.

    a. Por no limpiar el pozo y forzar estas partículas hacia la formación ya, sea por un exceso de sobrebalance del fluido.

    b. Por las inadecuadas propiedades del fluido de completamiento, ya sea, incompatible con fluido de formación, por no inhibirlas a la presencia de arcillas o la degradación prematura del fluido.

    c. Por el cañoneo con presiones diferenciales altas a favor del-fluido de completamiento que crea una zona de compactación alrededor del perforado.

    • En la producción o en la inyección normalmente pueden originarse cambios en la estabilidad de los fluidos producidos o inyectados, propiciándose precipitaciones orgánicas e inorgánicas causando el taponamiento del espacio poroso.

  • Un exceso en la caída de presión que puede fomentar la migración de material cementante de la roca y facilitar el taponamiento por derrumbe de la formación alrededor del revestimiento.

  • Un exceso en la caída de presión que puede generar la formación de asfáltenos y/o parafinas dentro de la formación.

  • Altas tasas de producción de petróleo con viscosidades que facilitan el transporte de partículas.

  • Por el transporte de bacterias hacia la formación en fluidos no tratados.

  • Consecuencias del daño:

    l. Reducción de producción de petróleo y/o gas.

    2. Reducción de la recuperación de petróleo y/o gas

    3. Consumo de mayor energía.

    4. Menor vida útil del pozo.

    5. Mayores gastos de producción.

    2. ESTIMULACIÓN

    Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye o crea un sistema extensivo de canales en la roca productora (aumentar K) de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo o de éste a la formación.

    Los objetivos principales de la estimulación son:

    • Para pozos productores incrementar la producción de hidrocarburos.

    • Para pozos inyectores aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor.

    • Para procesos de recuperación secundaria y mejorada, optimizar los patrones de flujo.


    • A través de la estimulación de pozos ha sido posible mejorar la producción de aceite y gas e inclusive, incrementar las reservas recuperables.

  • LA ESTIMULACIÓN COMO MEDIO DE ELIMINAR LOS DAÑOS

  • SURFACTANTES

  • Utilizados para romper emulsiones presentes en la formación, para remover lodo y para dispersar arcillas como también para alterar las propiedades humectantes del fluido en la roca.

  • POR DESCARGA

  • Técnica utilizada con cualquier tipo de fluidos y unas bolas que permiten inyectar fluido a la formación presurizar y luego descargar limpiando los perforados y/o la zona cercana alrededor del pozo.

  • ESTIMULACIÓN ÁCIDA

    • Regular: Utilizada para eliminar daños cercanos a la boca del pozo por lodo (1) o para mejorar la permeabilidad natural de la formación (2) (HCl (2), HF-HCl (1), ácidos orgánicos (acético - cítrico)).

    • Retardo: Utilizado para eliminar daños de la formación, con creación de nuevos caminos y/o para atravesar daños no removibles dentro de la formación (mezcla de HCl - ácidos orgánicos y otros).

  • CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

    • Fracturamiento ácido: Utilizado para formaciones de permeabilidad natural baja y para atravesar zonas dañadas no removibles; puede ser usado sustentador o no de fractura.

    • Fracturamiento hidráulico: Con sustentador utilizado para atravesar formaciones con daño alrededor del pozo. (otros: permeabilidad baja y formaciones heterogéneas), consiste en crear y dejar abierto un camino por donde pueda fluir los fluidos del pozo.

    3. ESTIMULACIÓN DE ARENISCAS

  • TEORÍA Y PROCEDIMIENTOS.

  • Los objetivos de este tipo de estimulación son: eliminar el daño de la formación alrededor del pozo, debido principalmente a la invasión de partículas sólidas, y el hinchamiento, dispersión, migración o floculación de arcillas, e incrementar la permeabilidad natural de la formación en la zona vecina al pozo.

    En este tipo de estimulación se utiliza comúnmente la mezcla HCEHE, siendo al ácido fluorhídrico el que reacciona con el material silícico. En formaciones con alta temperatura, también pueden utilizarse mezclas HE-ácidos orgánicos.

    Dadas las características de reacción del HF, estos tratamientos están limitados a penetraciones del orden de l a 3 pies de la pared del pozo. Además de reaccionar el HF con los compuestos de sílice, también reaccionará con los carbonatos y con la sal muera de la formación. Por presentarse estas reacciones indeseables, este tipo de técnica de acidificación consiste de la inyección de cuando menos tres tipos de fluidos: un fluido de prelavado, el flujo de estimulación y un fluido de desplazamiento.

    La técnica de colocación consiste en el bombeo inicial de un fluido de prelavado que tiene como objetivo eliminar de la zona en que entrará en contacto con el HF, el agua de la formación y el material calcáreo. A continuación bombear el ácido fluorhídrico que disolverá el material silícico que daña o compone la roca y finalmente bombear un fluido que desplazará dentro de la formación, fuera de zona crítica (vecindad del pozo) los posibles productos dañados que resulten de las reacciones. dejando acondicionado el pozo.

  • FLUIDO DE PRELAVADO

  • VHCL = 23.5 φ h (pies) * (rx2-rw2)/B

    VHCL =Galones

    Rx, rw = pulgadas

    B = factor de disolución

    En la mayoría de este tipo de estimulaciones se utiliza como fluido HCL, entre el 5 y 15% dependiendo el contenido de carbonatos y un volumen entre 50 y 100 gal/pie.

  • FLUIDO DE ESTIMULACIÓN

  • Se utiliza la mezcla HF-HCL, a concentraciones de 3% y 12% en volumen utilizado, de este fluido esta entre 125 y 200 gal/pie.

  • FLUIDO DE DESPLAZAMIENTO

  • El volumen a usar para este fluido debe estar entre 50 gal/pie y 1,5 veces el volumen del fluido de estimulación. Los fluidos utilizados son: cloruro de amonio, HCL entre 5% y 10%, en pozos de gas se usa nitrógeno, solventes con concentración en volumen de 2 y 50%

    • ESTIMULACIÓN ÁCIDA

  • Definición de Estimulación

  • Proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirvan para facilitar el flujo de fluidos de la formación hacia el pozo, o de éste a la formación.

  • Objetivos de la Estimulación

    • Incrementar la producción de hidrocarburos (pozos productores).

    • Aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor (pozos inyectores).

    • Optimizar los patrones de flujo (procesos de recuperación secundaria y mejorada).

  • Importancia de la Estimulación

    • Incrementar las reservas recuperables.

    • Se aplica para todo tipo de formaciones y profundidades de los pozos petroleros y de agua, dependiendo de ácido a utilizar y las condiciones presentes.

    La estimulación debe ser diseñada para evitar que los fluidos inyectados en la formación puedan dejar residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación.

    Una selección inapropiada del fluido de estimulación o el no tomar en cuenta las condiciones del pozo puede llegar a daños severos y en ocasiones permanentes (Corrosión, Precipitación de hierro en la roca, cambios en la mójabilidad de la roca, crear emulsiones.

  • Tipos de Ácidos

  • Los ácidos mas empleados por la industria son:

    Ácido Clorhídrico (HCI).

    Ácido Fluorhídrico (uf).

    Ácido Acético.

    Ácido Fórmico,

  • Reacciones Básicas.

  • La estimulación matricial reactiva o ACIDIFICACIÓN MATRICIAL, consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a caudales y presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca. El objetivo principal de esta técnica es remover el daño ocasionado en las perforaciones y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones en el mismo. En formaciones de alta productividad se emplea para estimular la productividad natural del pozo.

    En el caso de la estimulación matricial no reactiva los surfactantes son los productos activos, en la estimulación matricial reactiva los ácidos constituyen el elemento básico.

  • ÁCIDOS

  • Los ácidos son sustancias que se ionizan en el agua. Los iones hidrógenos son los elementos activos que reaccionan con los minerales disolviéndolos. Entre más completa y rápida sea la disociación en agua mayor poder de disolución tendrá el ácido y este será en un ácido fuerte. Para la estimulación se requiere un ácido, que los compuestos sean solubles en agua y removibles en la formación, además deben ser controlables en sus efectos dañinos, ser seguros en su manejo, encontrarse en grandes cantidades y tener bajo costo.

  • ÁCIDO CLORHÍDRICO

  • Es al ácido más utilizado en la estimulación de pozos, es una solución de gas cloruro de hidrógeno en agua. Este gas se disocia en agua rápida y completamente, hasta un limite de 43% en peso a condiciones estándar. Su amplio uso es debido a la propiedad de disolver mayor cantidad de roca calcárea. La principal desventaja es que puede causar corrosión severa. Esta acción severa del ácido restringe su aplicabilidad a altas temperaturas (300ºF).

    El ácido clorhídrico se emplea en la mayoría de los tratamientos de estimulación y de acuerdo al uso y tratamiento, varia entre 1 y 35%.

    Se emplea en acidificación de areniscas, si bien, no disolverá las arenas o las arcillas si lo hará con cualquier carbonato presente en la formación y también deshidratara, parcialmente las arcillas expandidas por agua hasta en un 80%.

    El daño, la permeabilidad de la formación puede darse debido al lodo de perforación, a filtrados, a depósitos secundarios como escamaciones, parafinas, asfaltenos y formaciones de finos. El daño se encuentra a pocas pulgadas del hueco del pozo considerando adecuado un barril de fluido de tratamiento por pie de formación manteniendo controlada la velocidad y la presión para que no se fracture.

  • Acidificación intersticial

  • Se trata a velocidad y presión suficientemente bajas para que no hayan fracturas permitiendo el tratamiento de la permeabilidad natural ya sea de fracturas intergranulares, con drusas o naturales.

    Se debe considerar la acidificación intersticial siempre que haya daño presente o cuando se este cerca de una zona de agua o con una capa gasifera y la fracturación pudiera resultar en una mayor producción de agua o en una producción de agua o en una proporción excesiva de petróleo y gas.

    Un barril por pie llegara a aproximadamente 3 pies desde la cara de la arena en una formación promedio y dos barriles por pie, llegaran a 3 o 5 pies dependiendo de la porosidad. Los resultados varían de acuerdo al daño pero pueden aumentar la capacidad de producción en un 350% si el pozo esta parcialmente tapado y se le devuelve la permeabilidad en un radio de 5 pies.

  • Acidificación de fractura

  • La mayor parte de las formaciones de caliza y dolomita tienen bajas permeabilidades, la inyección de ácido en estas formaciones resulta en un tratamiento ácido de tipo fractura. El éxito del tratamiento de acidificación de fractura depende de la habilidad para crear una fractura conductora que tenga la extensión vertical y lineal adecuadas.

    Para lograr una buena extensión de fractura, y una adecuada capacidad de flujo, se debe utilizar el ácido con una baja perdida de fluido y que produzca una buena capacidad de flujo, de manera que los fluidos producidos tengan un camino de paso desde la formación hasta la cara del pozo.

    • CORROSIÓN

    Debido a su alta concentración ionica el ácido clorhídrico es muy corrosivo. Existen básicamente dos tipos de inhibidores que se usan con el ácido clorhídrico, orgánico e inorgánico.

  • Inhibidores orgánicos

  • La mayoría están hechos de compuestos orgánicos como los alcoholes acetilénicos mezclados con otros materiales los cuales son capaces de adsorversen a la superficie del metal. Esto produce una película que actúa como barrera entre el ácido y la superficie del metal.

  • Inhibidores inorgánicos

  • Se componen de sal inorgánica de arsénico como la arsenita de sodio. Funcionan mayormente que los orgánicos, aunque los mecanismos químicos involucrados difieren de cierto modo.

    • TECNOLOGÍA FRAC - PAC

  • ANTECEDENTES

  • El bajo índice de productividad en un pozo de petróleo a gas se puede atribuir normalmente a daño de formación o baja permeabilidad o quizás una combinación de los anteriores. Tratando de clasificar los diferentes mecanismos de daño de formación, se pueden establecer dos grandes categorías:

    • Por reducción física en los espacios porosos.

    • Por reducción de permeabilidad relativa a los hidrocarburos.

    Dentro de cada categoría se puede enunciar los siguientes mecanismos de daño de formación:

    • Por reducción de espacios porosos

    • Migración de finos de formación

    • Invasión de sólidos (de perforación, cementación, etc.)

    • Hinchamiento de arcillas

    • Depósitos orgánicos (parafinas, asfaltenos)

    • Depósitos inorgánicos (carbonatos, sulfatos)

    • Reacciones de la roca con fluidos invasores (ácidos, filtrado de cemento ó lodo).

    • Depósitos de reacción del crudo con ácido (sludge)

    • Compactación de la roca por aumento de esfuerzos in-situ

    • Adsorción de moléculas grandes (polímeros)

    • Por disminución en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos

    • Por conificación de agua

    • Por cambios de mojabilidad de la roca

    • Bloqueo por emulsiones

    • Cambios de saturación de fluidos cerca del pozo por invasión de fluidos.

    • Condensación en vecindades del pozo (pozos de gas)

    • Invasión de gas (conificación de capa de gas o aumento en la saturación de gas)

    Cualquier de los mecanismos de daño arriba mencionados se hace más crítico en las vecindades del pozo donde se presenta una caída en la presión del yacimiento.

    Para solucionar el bajo índice de productividad del pozo por causa de uno o varios de los mecanismos arriba enunciados, se realizan gran diversidad de tratamientos de estimulación, incluyendo acidificaciones, inyección de surfactantes y solventes mutuos, polímeros estabilizadores de arcillas. solventes aromáticos, etc. algunos de ellos con buenos resultados. Si a la existencia de uno o varios de estos mecanismos de daño se agrega una condición natural de baja permeabilidad del yacimiento, el problema se torna aún más crítico.

  • PRODUCCIÓN DE ARENA

  • Por otra parte, algunos de estos mecanismos de daño conllevan simultáneamente a otros problemas en la vida productiva del pozo. Tal es el caso de la producción de arena, la cual se observa que está asociada con un alto 'drawdown" de la formación hacia el pozo y con aumentos en la saturación de agua en las vecindades del pozo.

    Exxon realizó un gran número de ensayos con muestras de formación y encontró que no habrá flujo de arena si el esfuerzo efectivo es igual o menor que 1.7 veces el esfuerzo de compresión de la formación. El esfuerzo efectivo es la presión de sobrecarga menos la presión del poro de la formación.

    Resumiendo, hemos hablado de los factores potenciales para un bajo índice de productividad del pozo, daño de formación y/o baja permeabilidad del yacimiento, enfatizando que la caída de presión abrupta en la cara de la formación ocasionada por cualquiera de los mecanismos de daño mencionados puede llevar a la desconsolidación de la formación (producción de arena), al excederse el máximo "drawdown" permisible. También se mencionó que un cambio en la saturación de agua en las vecindades del pozo hace aún más grave el potencial de producción de arena.

  • TRATAMIENTO FRAC - PAC

  • Origen del tratamiento

  • El proceso frac - pac no es nuevo. Este proceso involucra el tratamiento de formaciones pobremente consolidadas y/o zonas de alta permeabilidad (hasta 1000 md) con arena u otro apuntalante, a presiones excediendo el gradiente de fractura de la formación.

    En una búsqueda constante para impedir la migración de sólidos en pozos con problemas do control de arena, la industria aplicó la tecnología de fracturamiento en esta área, logrando éxito tanto en control de arena como en aumento de la productividad del pozo.

    Los primeros trabajos de frac - pac fueron desarrollados para mejorar las deficiencias inherentes a las prácticas de empaquetamiento con grava. Muchas veces, los empaquetamientos no reducían apreciablemente la frecuencia de operaciones de limpieza por arenamiento del pozo y además las curvas de declinación de producción a menudo indicaron un decremento más rápido del esperado para determinadas condiciones del yacimiento.

    Inicialmente se encontró que los empaquetamientos de arena colocados a alta presión afectarían algunas ventajas: se obtenía un empaquetamiento más "apretado" y se lograba una mayor área de grava dentro de la formación para ayudar a evitar la producción de finos de formación siempre que el tamaño de grano de la grava hubiese sido seleccionado adecuadamente.

    Desde los primeros trabajos de frac - pac en California y en la Costa del Golfo de los Estados Unidos, se tuvo la precaución de asegurar que todas las perforaciones estarían sometidas al tratamiento. Igualmente, se consideró necesario obtener la presión de "screen - out" en todos los tratamientos. De esta forma, todos los caminos posibles (perforaciones) para migración de finos de formación serian empaquetados. El resultado fue un proceso que permitió excluir la arena de la producción del pozo y obtener un incremento sostenido en el índice de productividad.

    Aunque el objetivo primordial de los diseñadores de los primeros trabajos de frac - pac fue el de controlar la producción de arena, pronto se observó un incremento en la permeabilidad en las vecindades del pozo. Se concluyó que esto fue a causa de haber generado con este tipo de tratamiento, una fractura hidráulica soportada con arena, la cual provee un camino de flujo altamente conductivo, sobrepasando a la vez cualquier daño de formación en las vecindades del pozo.

    Este proceso fue aplicado con éxito en casos donde la producción del pozo era marginal y esto originó a la expansión económica de algunos campos existentes.

  • Diseño del frac - pac.

  • El completamiento y producción de algunos campos poco consolidados de alta permeabilidad en la Costa del Golfo de los Estados Unidos, el Mar del Norte y California representó un desafío para el desarrollo de la tecnología de frac - pac . Uno de los métodos de completamiento que ha sido utilizado es el de la creación de una fractura hidráulica muy corta pero altamente conductiva dentro de la formación productora.

    Se han desarrollado programas de computador tridimensionales para ayudar en el diseño de trabajos de fracturamiento en el cual se espera lograr un arenamiento (screen - out) dentro de la fractura, para alcanzar máxima capacidad de flujo.

  • Caída de presión en las vecindades del pozo:

  • Un alto valor de presión de drenaje (drawdown), (P - Pwf) se puede fácilmente generar en una formación permeable con moderadas o altas tasas de producción. Si la presión de drenaje excede la resistencia al corte de la formación, se comenzará a producir arena

    El skin (S) debido a daño durante la perforación u otro mecanismo de daño aumentará el "drawdown" aplicado, tal como lo indica la ecuación.

    6.3.3.1 Disminución de la presión de drenaje con una fractura corta, altamente conductiva

    Al cambiar el patrón de flujo radial por flujo lineal, se alivia la caída de presión ocasionada por la convergencia de las líneas de flujo en régimen de flujo radial. Es decir, que para un mismo caudal de bombeo se disminuye el "drawdown" que se debe someter a la formación. Por eso, el esfuerzo de corte aplicado será menor y por consiguiente, se disminuye la posibilidad de producir arena de formación.

    El incremento de producción de un pozo hidráulicamente fracturado está controlado principalmente por dos parámetros: conductividad de fractura (K * w)f y longitud del area de la fractura X, asumiendo fractura vertical. La permeabilidad del yacimiento K, es otro parámetro importante que nos determinará que tan grande será el "contraste" que podamos generar entre la formación y la conductividad de la fractura inducida, lo cual a la vez nos determina el incremento del índice de productividad esperado.

    Los simuladores de incremento de productividad que utilizan modelos eléctricos análogos al modelo hidráulico (como el de Soliman), muestran que para yacimientos de baja permeabilidad (<10 md) se obtiene un mayor incremento con una fractura larga, cercana al radio de drenaje del pozo; por otra parte, si la permeabilidad de la formación es relativamente alta, se optimiza el tratamiento con una fractura corta pero de gran capacidad de flujo.

    6.3.3.2 Obtención del "screen-out" en la fractura

    Los modelos bidimensionales y tridimensionales de simulación del fracturamiento normalmente usados en la industria estiman un volumen de fluido de fracturamiento mínimo (colchón), adelante del fluido acarreador del apuntalante para lograr bombear dentro de la fractura todo el volumen de arena o apunta ante previamente diseñado, sin llegar a obtener un arenamiento (screen-out) dentro de la fractura.

    En el diseño de un frac - pac por el contrario, se intenta llegar a la condición de screen-out dentro de la fractura. El modelo de simulación de fractura con screen-out ayuda a conseguir el propósito de arenamiento de la fractura en la última etapa diseñada dentro del tratamiento. Al obtener un "screen-out", se logra una fractura de mayor ancho, al impedir que la fractura cierre parcialmente una vez terminado el bombeo como normalmente sucede con un diseño de fracturamiento tradicional. Al obtener mayor ancho de fractura a su vez, se logra una mayor capacidad de flujo (md-ft), para un incremento sostenido en el índice de productividad del pozo,

    6.3.3.3 Consideraciones de logística.

    Un trabajo de frac - pac normalmente se realiza en un tiempo considerablemente corto (10 -30 mm), a un caudal de bombeo que puede oscilar entre 10 y 20 bpm y utilizando volúmenes de fluido de fracturamiento y arena (u otro apuntalante) substancialmente menores que en un trabajo de fracturamiento hidráulico convencional.

    Por esta razón, el requerimiento de equipo, materiales y personal especializado es menor que el de un fracturamiento hidráulico tradicional, y por ello los costos son substancialmente menores.

    6.3.3.4 Fluidos:

    Se utilizan los mismos fluidos que son usados para un fracturamiento hidráulico convencional. Los más usados son los geles reticulados base agua, preparados a partir de gomas guar modificadas con un activador de tipo sal metálica. También si las condiciones de la formación lo requieren, se puede utilizar un gel base aceite.

    6.3.3.5 Concentración del apuntalante:

    Para obtener una alta conductividad de fractura y poca longitud de la misma se diseñan etapas muy pequeñas (1 a 2 mm) a concentraciones ascendentes de apuntalante, basta lograr una alta concentración final (10 a 15 lbs de apuntalante por galón de fluido), y llegar al modo de "screen-out". Se busca obtener una concentración mínima por unidad de área cercana a las 2 lbs/pie2 en la cara de la fractura en las cercanías del pozo. Alternativamente, se puede programar una concentración de apuntalante ascendente en forma de rampa partiendo desde 1 lb/gal e incrementándola con una pendiente continua hasta la concentración final deseada.

    La experiencia ha demostrado que no se recomienda premezclar un solo lote de arena y fluido de fractura una alta concentración e inyectar esta mezcla inmediatamente después del volumen de colchón (gel sin arena), ya que se ha observado restricciones a nivel de perforaciones que impiden que la formación reciba a esta alta concentración súbitamente. Se ha observado que al ir incrementando paulatinamente la concentración del apuntalante se genera un efecto de abrasión y "ensanchamiento" a nivel de perforaciones lo cual facilita la admisión de fluido a la formación.

    DAÑO A LA FORMACIÓN Y ESTIMULACIÓN

    UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

    FACULTAD DE INGENIERÍA

    PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

    NEIVA

    2001

    DAÑO A LA FORMACIÓN Y ESTIMULACIÓN

    CÓDIGO. 96100439

    Trabajo presentado en la asignatura de

    COMPLETAMIENTO Y ESTIMULACIÓN

    UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

    FACULTAD DE INGENIERÍA

    PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

    NEIVA

    2001

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