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STIMULATION II
• INTRODUCCION A RESERVORIO
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Optimizar
High KHigh K
Low KLow K
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DEPOSICIÓN
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YACIMIENTOS
PARA LA EXISTENCIA DE UN YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS DEBE EXISTIR CIERTAS CONDICIONES
1. CAPA O ROCA MADRE DEL PETROLEO
2. CAPA RECIPIENTE O PORTADORA DE PETROLEO
3. CAPA RETENEDORA ( SELLO) DEL HIDROCARBURO
4. TRAMPA
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TRAMPAS
• ESTRUCTURALES, DOMOS, ANTICLINALES, ETC
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TRAMPAS
• ESTRUCTURALES, FALLAS
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Fallas
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Trampas Estructurales
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TRAMPAS
• ESTRATIGRÁFICAS
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BUSQUEDA DEL YACIMIENTO
• Prospección geológica de superficie
• Sísmica• Exploración
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BUSQUEDA DEL YACIMIENTO
Confirmación
Herramientas de evaluación de reservorio y técnica
• Muestra de fluido• Coronas• Logging• DST,Test de producción• Simulador de reservorio y de
producción
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Reservorios y fluidos
• Rocas sedimentarias- mineralogíaSandstone ( arenas)
Minerales de la matrizMaterial cementanteArcillas
• CarbonatosLimestoneDolomita
• Shale ( lutitas)• Rocas metamórficas e ígneas
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Reservorios y fluidos
• Petróleo ( Aceite)Crudo intermedioPesadoCondensado
• GasGas secoGas húmedo
• AguaLibre/ agua móvilConnata/intersticial/agua inmóvil
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Términos• POROSIDADEs la capacidad que tiene una
formación de contener fluidos, se expresa como el porcentaje de espacios vacíos de la roca. (Vol. espacios vacíos/vol de la roca)
Porosidad Primaria: OriginalEj. ArenasPorosidad secundaria: Originada
posteriormente a la deposicion (fisuras, fracturas naturales, etc)
Ej. Calcareos
Limestone- Sandstone
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Términos• PERMEABILIDADEs una medida de la capacidad de la roca para
permitir el flujo de los fluidos del reservorio.• Kabs. Es efectuada en lab. Con la roca seca
Medida con gas o liq. (con un solo fluido en el poro)
• Kefectiva: Esta es la k de la formación en sus condiciones naturales como resultado de un test de recuperación de presión
• K Relativa: Es la medida del flujo de una fase de fluido en el espacio poral
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Términos
SATURACION
Es el % de los distintos fluidos en el poro.
Sw: saturación de agua
So: de Oil
Sg: de gas
%, K, S
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FORMACIONESConstituyente mineralógico prevalente
• Areníscas, ( Sandstone) (85% de reservorio)Mineral preponderante: Cuarzo ( Óxido de
silice)• Calizas, ( limestone y Dolomitas) ( 14%)
limestone: Carbonatos de CálcioDolomita : Carbonato de Cálcio y
Magnesio• Otras ( Igneas, matamórficas, etc.)(1%)
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Composición total (estimación semicuantitativa)
• Componentes %• Cuarzo 58• Feldespatos calcosódicos 11• Feldespatos potásicos 8• Calcita 1• Siderita 2• Micas 1• Arcillas 19
SOLUBILIDADSOLUBILIDADEs el porcentaje de minerales solubles al HCl-Es el porcentaje de minerales solubles al HCl-Nos da una idea de los carbonatos presente Nos da una idea de los carbonatos presente en la formacionen la formacion
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Composición de la fracción arcillosa (del 19%): (estimación semicuantitativa)
Componentes %• Illita/Smectita 14• Clorita 8• Caolínita 34• Illita 44
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Arcillas
Smectite
Chlorite
Illite
Kaolinite
Mixed layer-1 M. Layer 2
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Constitución de una Arena
SandstoneCarbonate Formation
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Términos
• Material cementante en Arenas El mineral que mantiene unidos los granos de arena.Estos pueden ser:
Cuarzo secundarioArcillasCarbonatosAnhidrita, etc.
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DAÑO DE FORMACIÓN
Lo definimos como la restricción de la permeabilidad por diversos factores.
Estos son: Daños inducidos y daños naturalesLos mecanismos de daños son básicamente:• hinchamiento de arcillas• Migración de finos• Precipitación, orgánico e inorgánicos• Invasion de partículas• Bloqueo por emulsión o agua• Cambio de mojabilidad• bacterias
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Daño de FormaciónDaño de Formación
•Migración de Finos
•Deposición de Asfaltenos
• Incrustaciones
•Flujo Trifásico
•Deposición de Líquidos
•Migración de Finos
•Deposición de Asfaltenos
• Incrustaciones
•Flujo Trifásico
•Deposición de Líquidos
•Solidos y Fluidos de Perforación
•Fluidos de Completación
•Emulsiones
•Residuos de Gel
•Cambio de Mojabilidad
•Solidos y Fluidos de Perforación
•Fluidos de Completación
•Emulsiones
•Residuos de Gel
•Cambio de Mojabilidad
Zona VirgenZona Virgen
Zona dañadaZona dañada
rrssrrss
rrwwrrww
kkkk
PPssPPssPPwfwfPPwfwf
kksskkss
PPeePPee
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Deposición de AsfaltenosDeposición de Asfaltenos
PPeePPee
kkkk
PPssPPss
PPwfwfPPwfwf
kksskkss
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Arenisca de 84 md Arenisca de 84 md de Permeabilidadde Permeabilidad
CONTROL DE FINOSCONTROL DE FINOS
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Partícula de movimiento libre Partícula de movimiento libre
Deposición sobre la superficieDeposición sobre la superficie
Partícula de movimiento libre Partícula de movimiento libre
Deposición sobre la superficieDeposición sobre la superficie
Taponamiento en lo poros Taponamiento en lo poros
Acumulación - revoque internoAcumulación - revoque interno
Taponamiento en lo poros Taponamiento en lo poros
Acumulación - revoque internoAcumulación - revoque interno
Mecanismo de daño en el empaqueMecanismo de daño en el empaque
En cada fase la física de retención de la partícula y el efecto sobre la permeabilidad son diferentes
Partícula de Movimiento Libre
Deposición sobre la superficie
• Se depositan sobre la superficie del grano/poro
• Deposición Monocapa ó multicapa.
• Partículas coloidales y arcillas
• Daño mínimo, si es ésta fase solamente.
Acumulación y Taponamiento en la garganta poral
• El taponamiento se puede producir por acumulación de una, dos ó mas partículas.
• Una ves formado, se crea la estructura para la subsecuente acumulación de partículas.
• Disminución dramática de la permeabilidad en esta fase
Formación de un revoque interno de partículas
• Luego de la etapa anterior, los poros no están conectados
• Daño severo• La subsecuentes partículas se acomodan no solo en en el resto de la garganta poral, sino también en el cuerpo del poro disponible al flujo formando un revoque interno.
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DAÑO DE FORMACIONEfectos del daño:• Reduce la producción:
Qo = 0.00708 keff h (pavg - pwf)
oo [ ln (re/rw) - 0.75 + S ]
• Reduce la presión de fluencia
El factor S (skin efect) es la sumas de los daños de formación + Pseudo daños (punzados, completacion parcial, produccion distintas fases, etc)
STATIC STATIC PRESSUREPRESSURE
WELLBOREWELLBORE
PRESSURE PRESSURE IN IN FORMATIONFORMATION
FLOWING PRESSUREFLOWING PRESSURE
SKIN OR SKIN OR ZONE OF ZONE OF DAMAGEDAMAGE
dp dp
skinskin
• PRESSURE DROP PRESSURE DROP ACROSS SKINACROSS SKIN
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Causas del daño• Positivo Skin (Produccion inferior al
potencial natural de la formacion)– Daño en las cercanías del pozo – Insuficientes perforaciones– Parcial Penetración de la zona– Turbulencia– Flujo de Multi-fase– Restricciones dado el equipamento
• Skin Negativo (Produccion superior al potencial natural de la formacion)– Tratamientos de estimulacion– Pozos desviados
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ESTIMULACIÓN EN FUNCIÓN DEL DAÑO
DAÑO
Bloqueo por Emulsión
Bloqueo poragua
PrecipitaciónHinchamiento,Migración y /o
Invasion particulars
Solventes y/osurfactantes Ácidos Fracturación