IADC Drilling Manual

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N)

ESTIMULACIONES ÁCIDAS A PRESIÓN CONS ESTIMULACIONES CONSTANTE TANTE PARA OPTIMIZAR OPTIMIZAR L LA A PRODUCTIVIDAD DE LOS RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS César Cé sar Montes Mont es Adri anzén ((Gestum Gestum Tot Total), al), V Víctor íctor Óscar Nieto Freyre (Independient (Independiente) e) Resumen El crecimiento Crecimiento económico de Demanda Mundial de incrementa y estáenergético en línea con el e industrial de Hidrocarburos los últimos años. Referentepor al año consumo en Perú, el petróleo representa 39%, el gas natural y líquidos del gas 33%, hidroenergía 11%, el 17% restante es consumo de biomasa, carbón y energía solar. El consumo energético está orientado mayormente hacia el consumo de hidrocarburos. Los grandes reservorios de hidrocarburos de alta permeabilidad del mundo se están acercando a la Recuperación Final. Mayormente, los hidrocarburos que ahora abastecen de combustible a diferentes las naciones y economías del mundo provienen de reservorios de baja permeabilidad como Reservorios Naturalmente Fracturados. El yacimiento San Pedro de esta investigación, ubicado costa afuera en el Noroeste del Perú, frente a la desembocadura del río Piura, Cuenca Sechura, descubierto en el año 2005 luego de perforar el primer pozo que llegó a la Formación Amotape ó Paleozoico de la Era del Paleozoico que es un Reservorio Siliciclástico Metamorfizado Naturalmente Fracturado, encontró reservas de hidrocarburos con29 buen volumen de producción inicial dey 1,200 BOPD, 34° API. Al año 2017, se han perforado pozos entre verticales, direccionales un horizontal desde dos plataformas marinas. Los reservorios naturalmente fracturados mayormente requieren de estimulaciones ácidas para ser producidos a regímenes económicos luego de disminuir el daño causado por fluidos de perforación, reacondicionamientos y servicios, o por incompatibilidad de fluidos, o deposición de carbonato de calcio por el agua producida. El efecto positivo de las estimulaciones es mejorar el influjo debido a una mayor conexión entre diferentes unidades del reservorio al comunicar fracturas naturales. Esta investigación realizada en el reservorio Amotape / Paleozoico confirma que los reservorios compactados, que incluye reservorios naturalmente fracturados, requieren de estimulación ácida para ser producidos a mejores regímenes. El método más efectivo para la estimulación ácida en este reservorio naturalmente fracturado fue incrementar la presión de inyección y luego mantenerla constante, considerando para esto un buen manejo de tasa de inyección. Los tratamientos a presiones constantes dieron 680% de incremento de producción en comparación con tratamientos a presiones variables que dieron 70% de incremento de producción. Consecuentemente, la conclusión es que durante una estimulación ácida de un reservorio naturalmente fracturado es importante mantener la presión de inyección constante, y de ser necesario incrementar la tasa de inyección para cumplir con el requerimiento de presión constante de inyección inyección.. Introducción La Estimulación Ácida es un método usado a nivel mundial para mejorar las propiedades de la roca matriz y de las fracturas naturales de una formación lo que permite incrementar la productividad de los diferentes tipos de reservorios, productividad que puede estar disminuida por las características inherentes de la roca matriz y fracturas o haber sido disminuidas por los daños causados durante la perforación, completación, reacondicionamientos, servicios de pozos o por los fluidos producidos o inyectados en los reservorios. 1

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) El objetivo principal de esta investigación ha sido encontrar el mejor método para incrementar la productividad y recuperación final de hidrocarburos en los Reservorios Siliciclásticos Metamorfizados Naturalmente Fracturados (RSMNF) considerando una metodología de estimulación ácida en las matrices y fracturas naturales realizada en pozos del Yacimiento San Pedro que producen de la formación Amotape / Paleozoico, la cual tiene un reservorio siliciclástico siliciclás tico metamorfizado naturalmente fracturado. Los objetivos específicos en esta investigación fueron:   Desarrol Desarrollar lar una metodología de estimulación ácida a presión de inyección constante para Reservorios Siliciclásticos Metamorfizados Naturalmente Fracturados.   Reducir el daño de formación ocasionado por fluidos de perforación, completación, reacondicionamientos, servicio de pozos incompatibles con rocas y minerales de los Reservorios Siliciclásticos Metamorfizados Naturalmente Fracturados.   Mejorar la productiv productividad idad al estimular la matriz y fracturas naturales naturales con fluidos ácidos a presión de inyección constante para eliminar carbonatos y minerales que restringen el flujo de hidrocarburos en los Reservorios Siliciclásticos Metamorfizados Naturalmente Fracturados.

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Al obtenerse un incremento de productividad, se tendrá un buen retorno de la inversión realizada en el tratamiento de estimulación ácida, de tal manera que se logrará una solución costo – costo  efectiva - positiva.  – efectiva En la presente investigación se evaluó los procesos y resultados de los tratamientos de estimulación con ácida del yacimiento San Pedro, Reservorio Amotape Paleozoico que fueron estimulados métodos de presiones de inyección diferentes, o a /presiones variables o a presiones constantes.  Análi  An álisi si s y Resu Resultlt ado adoss d de e la In Inves vestiti gac gació ió n Estimulacion es Acidas en el Rese Reservori rvori o Paleozoico Paleozoico Las estimulaciones ácidas en el reservorio Amotape Paleozoico del yacimiento San Pedro fueron realizadas debido a que algunos componentes de los fluidos de perforación y completación usados en los primeros pozos del yacimiento San Pedro generaron daño en la Formación Paleozoico que no permitía la producción inicial de los pozos, como fue lo ocurrido en el Pozo SP1-6D. Adicionalmente, en otros pozos de este yacimiento se realizaron estimulaciones ácidas debido a que en algunos trabajos de reacondicionamientos y servicio de pozos se usó fluidos paralacontrolar la presión de pozos, los pozos, los quealcausaron daño ade la formación disminuyendo productividad de los en adición inicio decierto producción agua de formación que tenía ciertos carbonatos. Por lo tanto, las estimulaciones ácidas fueron realizadas para disolver parte del material no deseado que se había depositado en las fracturas, y en adición disolver parte de la roca y componentes que obturaban parcial o totalmente la conductividad de las fracturas. El tratamiento de estimulación ácida implicó la inyección de ácido en el pozo para facilitar posteriormente el flujo de los fluidos del reservorio hacia el pozo. El ácido más usado en el yacimiento San Pedro, reservorio Paleozoico ha sido el Ácido Clorhídrico. El ácido usado para los tratamientos en San Pedro tenía que cumplir con los siguientes requerimientos para que sea un ácido apropiado para las estimulaciones: 1. Reaccionar con el material no deseado en el reservorio y mantenerlo en solución 2. Inhibir su reacción con de fierro de los tubulares del pozo y formació formación. n. 3. Ser de bajo costo y de fácil disponibilidad disponibilidad.. 2

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) 4. Planificar seguridad de transporte, transport e, manejo y manipuleo del ácido para evitar daño a personas y medio ambiente. En muy pocos casos el ácido clorhídrico – clorhídrico – fluorhídrico  fluorhídrico fue usado en el reservorio de Paleozoico del yacimiento San Pedro. Técnicas Técnic as y Proc Procesos esos Rea Realizados lizados en las Estimu laciones Áci das en el Yacimiento Sa San n Pedro Las técnicas y los procesos evaluados y realizados para los tratamientos de estimulación ácida para mejorar la productividad del Reservorio Paleozoico en los pozos del yacimiento San Pedro fueron los siguientes. pozo  para remover los depósitos de “scales” (escamas) dejados por los lodos 1. Limpieza Limpieza   del pozo  de perforación, agua de producción u otros fluidos en las paredes del pozo, tubería o equipos de producción dentro del pozo. 2. Estimulación ácida de la matriz y fracturas naturales a presiones variables o a presión constante debajo de la presión de ruptura o de fractura de la formación con el propósito de disolver el material no deseado, el cual había invadido los poros de la matriz y las fracturas naturales durante las operaciones de perforación, cementación, reacondicionamientos o servicio de pozos, y la posibilidad de disolver materiales no deseados que desde el inicio no permitían la comunicación con otros sectores de la matriz y otras fracturas. Después de terminada la estimulación, la prueba de pozo se reiniciaba, los fluidos de la formación llegaban al pozo a través del camino de la fractura natural más conductiva. Es importante mencionar que en general los tratamientos ácidos son para estimular la producción de fluidos ya sea petróleo, gas o agua por lo que es importante evaluar los tipos de empuje que pueden tener los reservorios. Como se ha mencionado, los problemas que se presentan al inicio y durante la vida productiva de un reservorio como el reservorio Paleozoico del yacimiento San Pedro están ligados a que las fracturas puedan estar mineralizadas en su interior, también al daño de formación causado por los fluidos y aditivos usados durante la perforación, completación, reacondicionamiento y servicios, los cuales taponean las gargantas porales y canales de flujo de alta conductividad. Adicionalmente, otro daño que se presenta es el generado por la incompatibilidad de fluidos. Las fracturas naturales que estaban parcial o totalmente abiertas pueden llenarse total o parcialmente de carbonatos de calcio. Estos problemas tienen una connotación negativa para el flujo de fluidos hacia el pozo. Estimulaciones Acidas a Presión Constante para a alcanza lcanzarr Objetivos Los trabajos realizados con eficiencia y efectividad en el reservorio Paleozoico, yacimiento San Pedro se debieron al correcto procedimiento usado en el Campo. Para lograr los trabajos efectivos de las estimulaciones ácidas para el caso del Yacimiento San Pedro fue necesaria la clara identificación del objetivo en conjunto con la optimización del diseño. La estimulación ácida en los diferentes pozos de San Pedro tenía objetivos en algunos casos como el disminuir el daño inicial en la formación causado durante la perforación y completación, y otros casos disminuir los daños de formación posteriores a la completación y puesta inicial de producci producción. ón. Es necesario mencionar que durante el tratamiento de estimulación ácida, el maximizar la presión de inyección y luego mantenerla constante, considerando para esto un buen manejo de tasa de inyección, probó ser una técnica muy exitosa para este reservorio naturalmente 3

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) fracturado. Paccaloni, G. et al. recomienda en su publicación SPE 17154 este procedimiento de mantener presión constante de inyección como un factor clave para mejorar el tratamiento de estimulación ácida de un reservorio matricial. Teniendo en cuenta la ecuación de Darcy en que la Presión de Inyección (Pi) está en relación directa con la Tasa de Inyección (qi) y en relación inversa con el espesor (h), se detectará en superficie que al mantener la Tasa de Inyección constante y si el espesor o área de inyección en el subsuelo (h) aumenta debido a que el ácido del tratamiento está abriendo áreas o zonas obturadas, la Presión de Inyección registrada en superficie disminuirá. Siendo en este caso la investigación del tratamiento de estimulación ácida de un reservorio naturalmente fracturado, como lo es el reservorio Paleozoico de San Pedro, una vez que el ácido ha penetrado en la formación, la presión de inyección en superficie va a disminuir debido a que se está limpiando el daño y/o conectando fracturas. Al incrementar la tasa de inyección en superficie y mantener la presión de inyección de superficie constante se va a conseguir que el ácido no gastado se distribuya de una mejor manera en la formación y fracturas, ya que el área que se está tratando y volumen de la zona estimulada se está incrementando. Esto ayudará a que el ácido no gastado entre a zonas o áreas dañadas aun no tratadas y conecte fracturas parcialmente o totalmente obturadas; zonas o áreas que después del tratamiento van a contribuir a un mejor flujo de fluidos del reservorio hacia el pozo y a los tanques de almacenamiento de producción. Las dependencias de tasa de inyección y presión de inyección se pueden apreciar en la ecuación empleada en la teoría de Paccaloni, G. et al:   Piw  – P – Pe = 141.2 qi B u [Ln (r e/ r w) + S] / (K h) ……………. (1) Piw  – P – Pe = 141.2 qi B u Ln (r b/r’w) / (K h) …………….…… (2) Donde r’w = r w exp(-S) Paccaloni obtiene la siguien siguiente te ecuación: Pti = Pe  – P  + 141.2 qi uw Ln (r b/r’w) / (Kw h) ……….…  (3) – Ph + Pfr  + ……….… (3) Donde: B = Factor de volumen de formación, Bbl res / STB h = Espesor del reservorio, pies K = Permeabilidad, md Kw = Permeabilidad efectiva al agua (ácido), md Pe = Presión de reservorio, psi Pfr   = Presión de fricción a través de los elementos y tuberías de completación, psi Ph = Presión hidrostática de fondo, psi Piw = Presión de inyección en el fondo del pozo, psi Pti = Presión de inyección en la cabeza del pozo, psi

qi = Tasa de inyección, Bbl/d r b = Radio del banco de ácido, pies r e = Radio del reservorio, pies r w = Radio del pozo, pies r’w = Radio efectivo de pared de pozo, pies S = Factor de daño de formación, adimensional u = Viscosidad, cp uw = Viscosidad de agua (ácido), cp

Estimulaciones Ácidas a Presión Constante con Tasas Variadas en Pozos de San Pedro, Reservorio Paleozoico A continuación se muestran los tratamientos y resultados de estimulaciones ácidas a Presión de Inyección Constante realizados en los pozos SP1-6D, SP1A-2D, SP1-5XD, SP1-9DST. La estimulación ácida a presión constante en estos pozos dio resultados positivos. La siguiente Figura presenta un mapa estructural del reservorio Paleozoico, yacimiento San Pedro mostrando la ubicación de los pozos que fueron estimulados con ácido a presión constante.

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IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Figura 1: Mapa Estructural Formación Paleozoico: Pozos SP1-6D, SP1A-2D, SP1-5XD, SP1-9DST

Esti mulación Estimul ación ácida en el Pozo SP SP1-6 1-6D D Este es un pozo direccional perforado y completado desde la Plataforma SP1 entre Setiembre y Octubre del año 2005. La razón para una estimulación ácida fue debido a que después de la  

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completación de lade formación Paleozoico a hueco no produjo volumen de fluido. Intervalo Paleozoico: 7065’-7650’ 7065’MD. abierto, Intervaloelapozo estimular y ponerningún en producción: 7065’--7650’ MD. La siguiente Figura muestra el Registro Eléctrico del Pozo SP1-6D. 7065’ . . . .

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Figura 2: Regist ro Eléctri co del Pozo SP1-6D SP1-6D Facies Shading GR 130.00 127.25 124.50 121.75 119.00 116.25 113.50 110.75 108.00 105.25 102.50 99.75 97.00 94.25 91.50 88.75 86.00 83.25

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80.50 77.75 75.00 72.25 69.50 66.75 64.00 61.25 58.50 55.75 53.00 50.25 47.50 44.75 42.00 39.25 36.50 33.75 31.00 28.25 25.50 22.75 20.00

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Ab bo o v e ( L it h o oll o g gy y)  

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Los componentes del fluido de perforación de este pozo tuvieron obturantes para evitar que el fluido de perforación se perdiera dentro de la formación. Consecuentemente, son los componentes fluido de después perforación haber La causado daño a la no dejar producir del el reservorio de lapudieron completación. pérdidael de fluido de formación perforacióny fue de aproximadamente 150 bbls. 5

1

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) El tratamiento recomendado para disminuir el daño fue realizar una estimulación ácida a la presión que se pudiera alcanzar y luego mantenerla constante, aun variando la tasa de inyección.. La fecha del tratamiento fue 21 de Octubre del 2005. inyección Proceso (presiones y tasas mostradas en la siguiente Figura): Figura): Se puede apreciar en el siguiente gráfico de Presión de Inyección y Tasa de Inyección vs Tiempo del trabajo de tratamiento de estimulación ácida que conforme a lo recomendado para obtener una presión constante de inyección de 2,200 psi , se va incrementando la tasa de inyección desde 3.5 a 4.5 BPM. La prueba de pozo posterior al tratamiento dio buenos resultados de esta estimulación estimulación ácida a presión constante. Figura 3: Diagrama de Presiones y Tasas de Inyección en Estimulación  – Pozo SP1-6D

Resultado Result ado posterior a la estimulación: Luego de 5 horas después de la estimulación, se pone el pozo en producción y da un aporte entre 550 BOPD a 1,012 BOPD con un GOR de 513 scf/stb y 0 BWPD como se muestra en la siguiente Figura. Figura 4: Curvas de Producción  – Pozo SP1-6D

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IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Estimulaci Estim ulación ón áci ácida da en el Pozo SP SP1A-2 1A-2D D Este es un pozo direccional perforado y completado desde la Plataforma SP1A en Noviembre del año 2008. Inicialmente su producción fue de 800 BOPD con 0 BWPD, corte de agua 0%. La siguiente Figura muestra el Registro Eléctrico del Pozo SP1A-2D. Después de 3 meses de producción el pozo empezó a producir 200 BOPD con 10 BWPD, corte de agua de 5%. Al cabo de 3 años, fines del año 2011, el pozo producía 10 BOPD con 80 BWPD, corte de agua de 90%. La producción de petróleo había disminuido debido a deposiciones de Carbonato de Calcio (CaCO3) que el agua de reservorio contenía, esto teniendo en cuenta que la formación Paleozoico tiene una temperatura de fondo de 162°F a la cual ya hay generación de “scale” o escamas de CaCO3 por el agua producida. Para disminuir el daño de formación se planificó y se realizó un tratamiento de estimulación ácida. Intervalo del Paleozoico: 7154’7154’-7780’ MD. MD. Intervalo en producción y a estimular: 7302’7302’-7419’ MD.  MD.  Figura 5: Registr o Eléctri co del Pozo SP1A-2D SP1A-2D Facies Shading GR 130.00 127.25 124.50 121.75 119.00 116.25 113.50 110.75 108.00 105.25 102.50 99.75 97.00 94.25 91.50 88.75 86.00 83.25 80.50 77.75 75.00 72.25 69.50 66.75 64.00 61.25 58.50 55.75 53.00 50.25 47.50 44.75 42.00 39.25 36.50 33.75 31.00 28.25 25.50 22.75 20.00

Log Curve Constant Shading L og og C ur ur v ve e B el el o w ( L Lii t h ho o llo o gy gy ) C u utt o ffff A bo bo ve ve ( L Lii t h ho o llo o gy gy ) DOLO < 1.00 <

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El tratamiento recomendado fue realizar una estimulación ácida con HCl a la presión que se pueda alcanzar y luego mantenerla constante, aun variando la tasa de inyección. La fecha del tratamiento fue 24 de Julio del 2012. Figura): Proceso (presiones y tasas mostradas en la siguiente Figura): Se puede apreciar en el siguiente gráfico de Presión de Inyección y Tasa de Inyección vs Tiempo del trabajo de tratamiento de estimulación ácida que conforme a lo recomendado para obtener una presión constante de inyección de alrededor de 3, 000 psi, se va incrementando la tasa de inyección desde 4.0 a 4.6 BPM. La prueba de pozo posterior al tratamiento mostró buenos resultados de la estimulación ácida a presión constante.

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IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Figura 6: Diagrama de Presiones y Tasas de Inyección en Estimulación  – Pozo SP1A-2D

Result Re sultado ado posterior a la estimulación: Luego de 6 horas después del tratamiento, se pone el pozo en producción y éste da un aporte de 200 BOPD y 18 BWPD, 8% de corte de agua, y un GOR de 400 scf/stb como se muestra en la siguiente Figura. Siendo el beneficio obtenido de 190 BOPD adicionales a los 10 BOPD que producía el pozo. Figura 7: Curvas de Producción  – Pozo SP1A-2D

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IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Estimul Esti mulación ación ácida en el Pozo SP1SP1-5XD 5XD El pozo SP1-5XD es un pozo direccional perforado desde la Plataforma SP1 y completado a hueco abierto en Enero del año 2006 con una producción inicial de 260 BOPD con 190 BWPD, 42% de corte de agua; la siguiente Figura muestra el Registro Eléctrico del Pozo SP1-5XD. Después de un mes de producción los volúmenes de fluido bajaron aproximadamente 60% del volumen inicial, teniéndose en Febrero del 2006 volúmenes de 120 BOPD por 65 BWPD, 35% de corte de agua, y un GOR de 600 scf/stb. Los análisis de agua mostraron que existía una probable acumulación de CaCO3 depositada por el agua de formación. Es por este motivo que se planifica una estimulación ácida para remover el daño causado por esta acumulación de CaCO3 depositado por el agua de producción, considerando que la temperatura de fondo de la formación Paleozoico es de 160°F. El tratamiento de estimulación ácida se realizó en Marzo del 2006. Intervalo de Paleozoico: 8445’8445’-9022’ MD. Intervalo MD. Intervalo en producción y a estimular: 8445’ 8445’-9022’ MD. MD.  

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Figura 8: Regist ro Eléctr ico d el Pozo SP1-5XD SP1-5XD Facies Shading GR

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130.00 127.25 124.50 121.75 119.00 116.25 113.50 110.75 108.00 105.25 102.50 99.75 97.00 94.25 91.50 88.75 86.00 83.25 80.50 77.75 75.00 72.25 69.50 66.75 64.00 61.25 58.50 55.75 53.00 50.25 47.50 44.75 42.00 39.25 36.50 33.75 31.00 28.25 25.50 22.75 20.00

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El tratamiento recomendado fue realizar una estimulación ácida, con HCl al 15%. La fecha del tratamiento fue 5 de Marzo del 2006. Proceso (presiones y tasas mostradas en la siguiente Figura): Figura): Se puede apreciar en el gráfico de Presión de Inyección y Tasa de Inyección vs Tiempo del trabajo de tratamiento de estimulación ácida que conforme a lo recomendado para obtener una presión constante de inyección de alrededor de 2,600 a 2,700 psi, las tasas de inyección se mantuvieron casi constantes en aproximadamente un rango de 4.8 a 5.0 BPM. La prueba de pozo posterior al tratamiento mostró buenos resultados de la estimulación ácida a presión constante. Figura 9: Diagrama de Presiones y Tasas de Inyección en Estimulación  – Pozo SP1-5XD

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IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N)

Result Re sultado ado posterior a la estimulación: Luego de 5 horas después del tratamiento, se pone el pozo en producción y éste da un aporte de 250 BOPD y 70 BWPD, 22% de corte de agua y un GOR de 800 scf/stb como se muestra en la siguiente Figura. Siendo el beneficio obtenido de 130 BOPD adicionales a los 120 BOPD que producía el pozo antes del tratamiento. Figura 10: 10: Curvas de Producción  – Pozo SP1-5XD

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IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Estimul Esti mulación ación ácida en el Pozo SP1SP1-9DS 9DST T El pozo SP1-9DST es un pozo direccional desviado (“sidetrack”) perforado desde el pozo SP19D en la Plataforma SP1, y que fue completado a hueco abierto en Abril del año 2008 con una producción inicial inicial de 520 BOPD con 26 BWPD, 5% de corte de agua, y GOR de 420 scf/stb. La siguiente Figura muestra el Registro Eléctrico del Pozo SP1-9DST. En Octubre del año 2014, el pozo producía 1.5 BOPD y 76 BWPD, 98% de corte de agua. La disminución de producción de petróleo era atribuida al daño causado por los fluidos usados en servicios realizados en el pozo y a depósitos de CaCO3  por el incremento de producción de agua de formación, teniendo en cuenta la temperatura de fondo de la formación Paleozoico de 162°F. Es por este motivo que se planifica una estimulación ácida con material divergente para remover por sectores el daño causado por la acumulación de CaCO 3  en la tubería y perforados y otros materiales de los fluidos empleados en los servicios.

 

. . . . . . . . . . .

El tratamiento de estimulación ácida se realizó a principios de Diciembre del 2014. Intervalo de Paleozoico:: 7019’ Paleozoico 7019’--7687’ MD. Intervalo en producción y a estimular: 7019’7019’-7687’ MD.  MD.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 11: Registr o Eléctri co d el Pozo SP1-9DS SP1-9DST T Facies Shading GR

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130.00 127.25 124.50 121.75 119.00 116.25 113.50 110.75 108.00 105.25 102.50 99.75 97.00 94.25 91.50 88.75 86.00 83.25 80.50 77.75 75.00 72.25 69.50 66.75 64.00 61.25 58.50 55.75 53.00 50.25 47.50 44.75 42.00 39.25 36.50 33.75 31.00 28.25 25.50 22.75 20.00

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SCHIST

< 1.00 < 1

El tratamiento recomendado fue realizar una estimulación ácida con material divergente. La fecha del tratamiento fue 3 de Diciembre del 2014. Proceso (presiones y tasa mostradas en la siguiente Figura): Figura) : Se puede apreciar en el gráfico de Presión de Inyección y Tasa de Inyección vs Tiempo del trabajo de tratamiento de estimulación ácida, el cual fue con divergente y en 4 etapas, que conforme a lo recomendado para obtener una presión constante de inyección de alrededor de 1,790 a 1,600 psi, las tasas de inyección también se mantuvieron constantes a aproximadamente un rango de 3.0 a 3.2 BPM. El material divergente ayudaba a que zonas ya limpias y no obstruidas debido al tratamiento ácido de una etapa ya no tomaran el ácido bombeado en siguientes etapas. La prueba de pozo posterior al tratamiento mostró los buenos resultados de la estimulación ácida a presión constante.  –

Figura 12: Diagrama de Presiones y Tasas de Inyección en Estimulación  Pozo SP1-9DST

11

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N)

Result Re sultado ado posterior a la estimulación: Luego de 6 horas después del tratamiento, se pone el pozo en producción y éste da un aporte de 28 BOPD y 230 BWPD, 89% de corte de agua como se muestra en la siguiente Figura. Siendo el beneficio obtenido de 26.5 BOPD adicionales a los 1.5 BOPD que producía el pozo antes del tratamiento, 17 veces más que lo producido antes de la acidificación. Figura 13: 13: Curvas de Producción  – Pozo SP1-9DST

12

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Estimulaciones Ácidas a Presiones Variables con Tasas Constantes en Pozos de San Pedro, Reservorio Paleozoico A continuación se muestran los Tratamientos y los Resultados de Estimulación Ácida que no conservaron Presión de Inyección Constante. Los tratamientos fueron realizados en los pozos SP1-2D y SP1-4D. Los resultados no fueron tan positivos como los resultados de los tratamientos que se realizaron con presión de inyección constante. La siguiente Figura presenta un mapa estructural del reservorio Paleozoico, yacimiento San Pedro mostrando la ubicación de los pozos que fueron estimulados con ácido a presión variable. Figura 14: Mapa Estruc tural Formació n Paleozoico: Pozos SP1-2D, SP1-2D, SP1SP1-4D 4D

Estimul Esti mulación ación ácida en el Pozo SP SP1-2 1-2D D El SP1-2D es un pozo direccional perforado y completado desde la Plataforma SP1 en Abril del año 2006; la siguiente Figura muestra el Registro Eléctrico del Pozo SP1-2D. Inicialmente su producción fue de 310 BOPD con 25 BWPD, corte de agua 8%, su producción no era continua. Al mes siguiente, la producción del pozo decreció a 100 BOPD con 8 BWPD, corte de agua de 1%, y luego fue cerrado por baja producción. En Setiembre del año 2006, se realizó una estimulación ácida por posible daño de formación y deposiciones de CaCO 3  que el agua producida por el reservorio contenía, considerando la temperatura de fondo de la formación Paleozoico de 160°F. Para esto se planificó y se realizó un tratamiento de estimulación ácida. Intervalo de Paleozoico: 7210’7210’-8037’ MD. MD. Intervalo en producción y a estimular: 7625’7625’-7644’ MD. Figura 15: Registro Eléctric o del Pozo SP1-2D SP1-2D

13

. . . . . . . .

 

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Facies Shading GR 130.00 127.25 124.50 121.75 119.00 116.25 113.50 110.75 108.00 105.25 102.50 99.75 97.00 94.25 91.50 88.75

Log Curve Constant Shading L og og C ur ur v ve e B el el ow ow ( L Lii t ho ho l og og y) y) C ut ut of of f

.

.

A bo bo v ve e (L Lii t ho ho l og og y y))  

86.00 83.25 80.50 77.75 75.00 72.25 69.50 66.75 64.00 61.25 58.50 55.75 53.00 50.25 47.50 44.75 42.00 39.25 36.50 33.75 31.00 28.25 25.50 22.75 20.00

DOLO SD

< 1.00 < < 1.00 <

SS

< 0.00 <

SILT

< 0.00 <

SHAL

< 0.00 <

LMST

< 1.00 <

QTZ

< 0.00 <

 ARG

< 0.00 <

PHYLL

< 0.00 <

SLATE

< 0.00 <

FLUO

< 1.00 <

SCHIST

< 1.00 <

El tratamiento recomendado fue realizar una estimulación ácida con HCl al 15%. La fecha del tratamiento fue 15 de Setiembre del 2006. Proceso (presiones y tasas mostradas en la siguiente Figura): Figura): Se puede apreciar en el gráfico de Presión de Inyección y Tasa de Inyección vs Tiempo del trabajo de tratamiento de estimulación ácida que tiene presiones de inyección variables a tasas también variables entre 1.5 a 4.0 BPM. Las pruebas de producción de pozo posteriores al tratamiento de estimulación ácida realizada a presiones variables muestran resultados entre regulares a bajos. Figura 16: Diagrama Diagrama de Presiones y Tasas de Inyecci Inyecci ón en Estim ulaci ón  – Pozo SP1-2D

14

 

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Result Re sultado ado posterior a la estimulación: Luego de 6 horas, después del tratamiento, se puso el pozo en producción y éste dio un aporte de 160 BOPD y 8 BWPD, 5% de corte de agua como se muestra en la siguiente Figura. Siendo el beneficio obtenido de 60 BOPD adicionales de forma intermitente comparado a los 100 BOPD intermitentes que producía el pozo anteriormente. Figura 17: 17: Curvas de Producción  – Pozo SP1-2D

15

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Estimul Esti mulación ación ácida en el Pozo SP SP1-4 1-4D D El SP1-4D es un pozo direccional perforado y completado desde la Plataforma SP1 en Febrero del año 2008; la siguiente Figura muestra el Registro Eléctrico del Pozo SP1-4D. Inicialmente, su producción era de 620 BOPD y 5 BWPD, corte de agua de 1%. En Enero del año 2012, cuatro años después de la completación del pozo y antes del tratamiento de estimulación ácida, la producción del pozo había bajado a 50 BOPD con 15 BWPD, corte de agua 23%. A fines de Enero del año 2012, se consideró realizar una estimulación ácida por posible daño de formación por fluidos usados durante un servicio de pozo y por deposiciones de CaCO 3 que el agua producida por el reservorio tomado en cuenta la temperatura fondo de de la formación Paleozoico de 160°F.contenía, Para esto se planificó y se realizó un de tratamiento estimulación ácida. Intervalo de Paleozoico: 7340’7340’-7643’ MD. MD. Intervalo en producción y a estimular: 7340’ 7340’--7643’ MD. MD. Figura 18: Registro Eléctric o del Pozo SP1-4D SP1-4D Facies Shading GR

 

130.00 127.25 124.50 121.75 119.00 116.25 113.50 110.75 108.00 105.25 102.50 99.75 97.00 94.25 91.50 88.75 86.00 83.25 80.50 77.75 75.00 72.25 69.50 66.75 64.00 61.25 58.50 55.75 53.00 50.25 47.50 44.75 42.00 39.25 36.50 33.75 31.00 28.25 25.50 22.75 20.00

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .

Log Curve Constant Shading Lo og g Cu urr ve ve B e ell o ow w (L Lii th th o oll o og gy y)) C u utt o off f DOLO

< 1.00 <

SD

< 1.00 <

SS

< 0.00 <

SILT

< 0.00 <

SH AL

< 0.00 <

LMST

< 1.00 <

QTZ

< 0.00 <

 ARG

< 0.00 <

PH YLL

< 0.00 <

SLATE

< 0.00 <

FLUO

< 1.00 <

SC HIST

< 1.00 <

 

. .

Ab bo ov ve e (L Lii th th o oll o og gy y))  

:

 1

1

El tratamiento recomendado fue realizar una estimulación ácida. La fecha del tratamiento fue 6 de Febrero del 2012. Proceso (presiones y tasas mostradas en la siguiente Figura): Proceso (presiones Figura): Se puede apreciar en el gráfico de Presión de Inyección y Tasa de Inyección vs Tiempo del trabajo de tratamiento de estimulación ácida, que aun siendo las presiones bajas, se tiene presiones de inyección variables, entre 40 psi a 6 psi a tasas también variables entre 0.5 a 4.0 BPM. Las pruebas de producción de pozo posteriores al tratamiento de estimulación ácida realizada a presiones variables muestran resultados entre regulares a bajos.

16

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Figura 19: Diagrama Diagrama de Presiones y Tasas de Inyecci Inyecci ón en Estim ulaci ón  – Pozo SP1-4D

Result Re sultado ado posterior a la estimulación: Luego de 5 horas después del tratamiento, se pone el pozo en producción y éste da un aporte de 90 BOPD y 1 BWPD, 1% de corte de agua como se muestra en la siguiente Figura. Siendo el beneficio obtenido de 40 BOPD adicionales a los 50 BOPD que producía el pozo anteriormente. Figura 20: 20: Curvas de Producción  – Pozo SP1-4D

Resultados Finales Los trabajos de tratamientos ácidos presentados en esta investigación fueron ejecutados en los pozos SP1-6D, SP1A-2D, SP1-5XD, SP1-9DST, SP1-2D y SP1-4D. Cada uno de ellos tuvo una evaluación inicial previa y una planificación tanto para equipos, materiales, seguridad y otros aspectos igualmente importantes para la realización de dicho tratamiento ácido. Posteriormente a los tratamientos se realizaron pruebas de pozo para comparar las producciones de fluidos antes del tratamiento y posteriores al tratamiento. 17

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Como se observó en las curvas de producción de los pozos SP1-6D, SP1A-2D, SP1-5XD y SP1-9DST en los cuales se realizaron tratamientos de estimulación ácida a presiones constantes, estos tratamientos dieron mejores resultados que los tratamientos a presiones variables. Los trabajos de estimulación ácida a presiones constantes de inyección fueron realizados con tasas variables de inyección. Como se observó en las curvas de producción de los pozos SP1-2D y SP1-4D, en los cuales se realizaron tratamientos estimulación ácida realizados a presiones variables con tasas a veces constantes y a veces variables, los resultados no fueron tan positivos como los tratamientos realizados a presiones constantes. En la siguiente Tabla se muestra los resultados de cada uno de los tratamientos de estimulación ácida realizados tanto con presiones constantes como con presiones variable variables. s. En esta tabla se observa que los incrementos porcentuales o incrementos fraccionales de petróleo producido son bastante mayores en las estimulaciones ácidas realizadas con presiones constantes. El promedio de fracción incremental de BOPD en estimulaciones con presión constante es de 6.8 veces, mientras que el promedio de fracción incremental de BOPD en estimulaciones con presión variable es de 0.7 veces, es decir el incremento es 6.1 veces más en estimulaciones ácidas a presión constante que a presión variable. Tabla 1: 1: Comparación de BOPD por Tipo de Tratamiento POZ POZO

SP1- 6D SP1A- 2D SP1- 5D SP1- 9DST

TOTAL

POZO

TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA CON PRESIÓN CONSTANTE % DE FRACCIÓN BOPD ANT NTE ES DE DE BOPD DESPUES INCREMENTO LA DE LA BOPD INCREMENTO INCREMENTAL ESTIMULACIÓN ESTIMULACIÓN No Fuyó ( 0.0) 10

550 200

550 190

∞

∞

1,900

19.0

HCl 15% HCl 15%

120

250

130

108

1.1

HCl 15%

2

28

27

1,767

17.7

HCl 15%

132

1,028

897

682

6.8

 

 

TIPO DE ACIDO

TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA CON PRESIÓN VARIABLE BOPD ANTES BOPD DESPUES INCREMENTO % DE FRACCIÓN DE LA DE LA BOPD INCREMENTO INCREMENTAL ESTIMULACIÓN ESTIMULACIÓN

TIPO DE ACIDO

SP1- 2D

100

160

60

60

0.6

HCl 15%

SP1- 4D

50

90

40

80

0.8

HCl 10%

TOTAL

150

250

100

67

0.7

Conclusiones   La Plan Planificación ificación ddee un Tratamiento ddee Estimulac Estimulación ión Aci Acida da es fundamental para log lograr rar al final de la ejecución del Tratamiento un resultado positivo. La planificación involucra evaluación inicial del pozo dañado, análisis químico de los obturantes de permeabilidad, evaluación de los químicos a usar para diluir los elementos obturantes, transporte en un tiempo programado de los equipos y químicos a emplearse en los tratamientos. •

•

•

  Los Tratamientos de Estimulació Estimulación n Acida realizados a Presiones Constantes evidenciaron mejores resultados que los tratamientos ácidos a presiones variables. Los tratamientos a presiones constantes permiten que el ácido no gastado viaje a zonas aun no tratadas y consigan la dilución de componentes obturantes y la conexión con zonas aisladas total o parcialmente.   Las estimulaciones ácidas van a proporcionar en algunos casos una aceleración de la producción si el daño originado durante perforación, reacondicionamientos y servicios es removido, o por la limpieza de algunos canales que estaban solo parcialmente interconectados. Sin embargo, las estimulaciones acidas proporcionarán incremento de 18

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) reservas probadas si el tratamiento ha realizado conexión de canales con zonas que no estaban en comunicación que es lo que ocurre mayormente en los reservorios naturalmente fracturados. •

•

  Los costos realizados en los tratamientos de estimulación estimulac ión ácida donde ha habido respuesta bastante positiva, como son los realizados a presión constante, son restituidos en plazos relativamente cortos, entre 3, a 4 meses, e inclusive podría ser un retorno de inversión de 20 días. Por lo que es recomendable realizar e invertir en este tipo de trabajos siempre y cuando se mantenga una buena planificación incluyendo la seguridad del personal y cuidado del medio ambiente.   Durante el proceso de perforación de un pozo existe la posibilidad de generar un mayor “overbalance” o sobrebalance del fluido o lodo de perforación sobre la formación objetivo y generar pérdidas de fluido. Esto orientaría al uso de aditivos para evitar pérdidas de fluido de perforación, lo cual podría causar un daño a la formación; por lo que es necesario, al momento de la planificación de la perforación del pozo considerar un presupuesto para una posible estimulación ácida y así evitar demoras en caso del requerimiento de un potencial tratamiento y la posterior puesta en producción del pozo.

Contribuci ones Té Técnicas cnicas Económ Económicas icas y/o de Sostenibil Sostenibil idad •

  Las estimulaciones ácidas proveerán en algunos casos una aceleración de la producción si se remueve el daño causado a la formación durante la perforación, reacondicionamientos y servicio de pozos, o si se limpian algunos canales que estaban parcialmente interconectados y se tiene mejor conexión entre ellos. Sin embargo, las estimulaciones ácidas proveerán incremento de Reservas Probadas si el tratamiento desarrolla conexión de los canales con otras áreas con las cuales no estaban en comunicación, comunicació n, lo que mayormente ocurre en los reservorios naturalmente fracturados.

•

•

  Durante el proceso de la perforac perforación ión de un pozo es bastante factible desarrollar un mayor sobre-balance de fluido con el lodo de perforación sobre la formación objetivo, lo que podría originar la pérdida de fluido. Esto podría orientar al uso de aditivos para evitar la pérdida de fluido de perforación, lo que podría generar también daños en la formación. Por lo tanto, es necesario, al planificar la perforación de un pozo, antes de ser perforado, considerar en el presupuesto una posible estimulación ácida en la formación dañada para evitar demoras en caso de que se requiera un posible tratamiento.   Los tratami tratamientos entos real realizados izados a presiones constantes han dado mejores resultados que los tratamientos realizados a presiones variables. Trabajos de estimulación ácida a presiones de inyección constantes fueron realizados con tasas t asas de inyección variables.

Contribuciones Económicas •

•

•

  Los costos generados en los tratamientos de estimulac estimulación ión ácida en los que se ha obtenido una respuesta positiva se restituyen en períodos cortos, entre 3 y 4 meses, e incluso podría ser un retorno de inversión de 20 días. Por lo tanto, es recomendable realizar e invertir en este tipo de trabajos, siempre que haya una buena planificación para mantener la seguridad del personal y el cuidado del medio ambiente.   Las estimulacione estimulacioness acidas mejoran la permeabilidad y el Increment Incrementoo de la Productividad Productividad,, adicionalmente aumentan la Recuperación Final de un Reservorio.   Se considera Increment Incrementoo que de se Reservas Registradas y Auditadas debido a futuros proyectos de estimulación panificarán y realizarán en reservorios naturalmente fracturados. 19

 

IX INGEPET 2018 (EXPL-WO-CM-02-N) (EXPL -WO-CM-02-N) Bibliografía. [1] Aguilera, R. (Servipetrol Ltd.). “Effect of Naturally Fractured Aquifers on Oil Recovery From Stress-Sensitive StressSensitive Naturally Fractured Reservoirs”. Journal of Canadian Petroleum Technology 2007. Document ID PETSOC-07-07-04. Publisher: Petroleum Society of Canada. Año 2007. [2] Bensalem, Bensalem, Omar (Organisation Ourhoud); Tiab, D. (U. of Oklahoma). “Interpretation of Post Deep- Acidizing  Acidizing Pressure Test in a Naturally Fractured Reservoir”. Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition  – November  – November 2007, Jakarta, Indonesia. Document ID SPE-107160MS. Publisher: Society of Petroleum Engineers. Año 2007. [3] Briggs, Arthur R. (A.R. Briggs & Associates). “Reserves Estimates for Naturally Fractured Reservoirs”. SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference –  –  May 2001, Keystone, Colorado. Document ID SPE-71037-MS. Publisher: Society of Petroleum Engineers. Año 2001. [4] Economides, Michael J. y Nolte, Kenneth G. “Reservoir Stimulation, Contents Help Search Quit”. Third Edition - 2000. John Wiley & Sons, LTD. Año 2000. [5] Miranda-Martínez, Ma. Eugenia. “Porosidad de los yacimientos naturalmente fracturados: una clasificación fractal”. Revista Mexicana de Ciencias Geológicas, v. 23, núm. 2, 2006, p. 199-214. Año 2006. [6] Montes Adrianzén, C. Tesis Maestría UNI. “Método para Optimizar Estimulaciones Ácidas Aplicando de Inyección Constante para Incrementar la Productividad ReservoriosPresión Siliciclásticos Metamorfizados Naturalmente Fracturados Fracturados”. ”. Setiembre 2015. de los [7] Nelson, R.A. “Evaluating Fractured Reservoir: Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoir”, 2a Ed., 2001. Woburn, Massachusetts, EUA: Gulf Professional Publishing. Año 2001. [8] Nieto,V.O. Tesis Maestría UNI. “Completación de Pozos basado basado en el Análisis de la Litología de los Reservorios Naturalmente Fracturados para extender su Vida Productiva”. Diciembre 2014. [9] Paccaloni, G.; Tambini, M.; Galoppini, M, AGIP. “Key Factors for Enhanced Results of Matrix Stimulation”. Document ID SPE 17154. Publisher: Society of Petroleum Engineers. Año 1988. [10] Society of Petroleum Engineers (SPE). “Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos Petroleum Management System (PRMS)”. thejointly Oil and Gas Reserves Committee Resources of the Society of Petroleum Engineers (SPE);Prepared reviewedbyand sponsored by the World Petroleum Council (WPC), the American Association of Petroleum Geologists (AAPG); and the Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Año 2007.

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