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INTRODUCCIÓN 1 Resumen de Introducción ............................................................................................................. 1 2 Modelo de Pozo y Yacimiento ........................................................................................................ 1 3 Daño de formación .................................................................................................................................... 2 4 Daño ........................................................................................................................................... 3 5 La Ley de Darcy .............................................................................................................................. 4 6 Areniscas.............................................................................................................................. 7 7 Carbonatos ............................................................................................................................... 8 FIGURAS Fig. 1. Modelo de Pozo y Yacimiento ................................................................................................. 2 Fig. 2. El efecto de cambios de permeabilidad en el flujo radial. ............................................................ 4 Fig. 3. Arenisca. ........................................................................................................................ 7 Fig. 4. Molde de un patrón tridimensional y radial de los agujeros de gusano .......................... 8 TABLAS Tabla 1. Impacto del Área de Drenado – Pozo Ejemplo...................................................................... 6 Tabla 2. Impacto de la Permeabilidad y el Daño – Pozo Ejemplo ........................................................... 6 1 Resumen de Introducción La intención del Manual de Ingeniería Matricial es documentar la tecnología de ingeniería de matriz de Dowell para que esté disponible de forma uniforme al personal de Dowell. Se incluyen la naturaleza y aplicación de los servicios, técnicas y productos asociados, usados en el diseño, ejecución y evaluación de tratamientos matriciales. 2 Modelo de Pozo y Yacimiento En la Fig. 1 se muestra un modelo de pozo y yacimiento. Existen tres zonas principales. • Vecindad del pozo • La zona alterada, la zona dañada o la matriz crítica. • El yacimiento (formación total no dañada).

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El yacimiento también puede presentar un límite. Este límite puede ser “en donde no se presentará ningún flujo”, originado por una falla sellante, o inducido de manera artificial. Esta inducción artificial puede lograrse entre la línea divisoria de las áreas de drenado de dos productores adyacentes. Otro tipo de límite es un límite de presión constante que puede aparecer ya sea por la presencia de un acuífero grande o debido a un par de inyector/ productor.

Fig. 1. Modelo de pozo y yacimiento. 3 Daño de formación Cuando un pozo no está produciendo como se esperaba, la formación puede estar “dañada”. Si una evaluación indica que puede haber más producción, se necesitará de una estimulación. El pozo es un candidato para la estimulación por fracturamiento hidráulico si la permeabilidad del yacimiento es baja. La estimulación matricial a menudo es el tratamiento adecuado si el daño ha reducido la productividad del pozo. El daño típicamente se asocia con un taponamiento parcial de la formación alrededor del la vecindad del pozo. Esto reduce la permeabilidad original en el área dañada. Este daño se debe remover o se deben crear canales que sobrepasen la zona dañada, como los agujeros de gusano. Los fluidos se inyectan en la porosidad natural del yacimiento a gastos y presiones de “matriz” (sub-fracturamiento). Estos gastos y presiones relativamente bajos son

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necesarios para remover o sobrepasar el daño ubicado cerca de la vecindad del pozo. El gasto de flujo y presiones también son limitadas para evitar el fracturamiento de la formación, lo que puede resultar en una estimulación incontrolable de cualquier parte del yacimiento. 4 Daño La vecindad del pozo a menudo se conoce como matriz crítica ya que la mayor caída de presión del yacimiento durante la producción, se presenta en la parte del yacimiento cercana al agujero. Si el flujo a través de la matriz crítica se ha alterado, por materiales naturales o inducidos, reduciendo la permeabilidad, el resultado neto es una zona dañada definida por un número conocido como “daño”. Este daño con frecuencia es el resultado de una permeabilidad reducida en la matriz crítica y en los túneles de los disparos. El daño también puede ser ocasionado por un número insuficiente de disparos, una tubería de producción muy pequeña, o cualquiera de las condiciones mecánicas que pueden causar una caída de presión desde la formación hasta las líneas de venta. El daño se usa para cuantificar los cambios de permeabilidad en la matriz crítica. Se requieren otros términos para definir correctamente el daño; el valor de k se usa para definir la permeabilidad original, inalterada del yacimiento y el valor de ks se usa para definir la permeabilidad alterada de la matriz crítica. En general, cuando el daño es igual a cero (ks = k), se considera que la matriz crítica no está dañada. Si la k es mayor que la ks, entonces s es mayor que cero y se considera que la matriz crítica está dañada. Si la k es menor que ks, entonces s es menor que cero y se considera que la matriz crítica está estimulada. La permeabilidad alterada se puede calcular usando la ecuación de Hawkins (Ecuación 1).

donde: s = daño (adimensional) k = permeabilidad de la formación (md) ks = permeabilidad alterada (md) rs = radio de drenado (pies) rw = radio del agujero (pies). Algunos registros permiten el cálculo del radio de daño, mientras que el análisis transiente de presión puede proporcionar el efecto del daño y la permeabilidad del yacimiento. La matriz crítica es el área en donde la mayoría del daño en la permeabilidad se presenta, ya sea por el filtrado de lodo, saturaciones adversas de aceite o agua y migración de arcilla. El radio de la matriz crítica es, por lo regular, de tres a cinco pies y el daño en la permeabilidad de esta área puede reducir, significativamente,

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la producción ya que de 30% a 50% de la caída de presión del yacimiento que ocurre durante la producción, ocurre en esta área. La Figura 2 ilustra los incrementos posibles en la producción si se remueve el daño en la matriz crítica. Por ejemplo, si la permeabilidad de la matriz crítica se ha reducido a únicamente 30% de su permeabilidad natural, en una distancia radial de cinco pies desde la vecindad del pozo, el daño permitirá aproximadamente un 55% del flujo original. La Figura 2 también muestra que un incremento en la permeabilidad cerca del agujero, por arriba de la permeabilidad natural, no mejora la producción en gran medida. Por lo tanto, aún cuando un tratamiento matricial puede proporcionar una medida de estimulación en un pozo no dañado, un pozo dañado se puede beneficiar considerablemente de un tratamiento matricial que remueva el daño del área crítica cercana a la vecindad del pozo.

Fig. 2. El efecto de los cambios de permeabilidad en el flujo radial. 5 La Ley de Darcy El flujo de fluidos a través de un medio poroso se ha descrito mediante un número de soluciones matemáticas clásicas. La naturaleza radial de la acción de drenado en el pozo resulta en relaciones logarítmicas de los perfiles de presión y flujo; un pie alejándose del agujero tiene la misma importancia que los siguientes 10 pies, y los siguientes 100 pies, y así sucesivamente. Por lo que, el mejorar la condición

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del yacimiento o evitar los efectos de daño en la región cercana al agujero, puede tener un impacto mayor en la producción o inyección. Esto guía a una estimulación matricial donde el propósito es estimular la región cercana al agujero. El fracturamiento hidráulico sobrepasa esta región al crear un conducto altamente conductivo que conecta al pozo con el yacimiento no dañado. La Ley de Darcy (ecuación 2) describe la producción o inyección de pozos (en un flujo en estado estable). La Ley de Darcy describe la relación entre una variable dinámica (gasto de flujo) y una variable potencial (gradiente de presión [caída de presión]). La proporcionalidad es la relación de permeabilidad/ viscosidad (movilidad). La Ley de Darcy a menudo se emplea como la base para decidir cuál es el tratamiento correcto de estimulación. Ecuación (2)

donde: q = gasto de producción (barriles por día) k = permeabilidad de la formación (md) h = espesor neto de la zona productora perpendicular al plano de estratificación (pies) pr = presión del yacimiento en el radio de drenado (psi) pwfs = presión de fondo fluyendo de pozo en la superficie de la arena (psi) µ = viscosidad del fluido producido (cp) β = factor de volumen de formación (barriles a condiciones de yacimiento / barriles a condiciones estándar) re = radio de drenado (pies) rw = radio del agujero (pies) s = daño (adimensional) Ejemplo El pozo en este ejemplo es de aceite. Usando la Ley de Darcy, h = 50 pies pr = 3000 psi pwfs = 1000 psi µ = 0.7 cp β = 1.1 barriles a condiciones de yacimiento/ barriles a condiciones estándar rw = 0.328 pies (7-7/8-pulgadas. pozo). Impacto del Radio de Drenado La Tabla 1 exhibe el impacto del área de drenado.

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Tabla 1. Impacto del Área de Drenado – Pozo Ejemplo El incrementar el área de drenado, por un factor de 16, resulta en un decremento máximo del gasto en 16%. El área de drenado para un yacimiento de estado-estable no presenta un impacto mayor en el gasto de producción; no obstante, el radio de drenado puede tener un efecto profundo en la recuperación acumulada del pozo. Impacto de la Permeabilidad y el Daño Para las variables dadas,

La Tabla 2 presenta el impacto de la permeabilidad y el daño mecánico.

Tabla 2. Impacto de la Permeabilidad y el Daño – Pozo Ejemplo Si la k = 10 md, el reducir el daño de 10 a 0 resultará en un incremento de 770 barriles por día (un buen candidato para la estimulación matricial). Si la k = 0.1 md, el reducir el daño de 10 a 0 resultará en un incremento de 8 barriles por día. 6 Areniscas Las formaciones de areniscas por lo regular se tratan con una mezcla de ácido clorhídrico (HCL) y ácido fluorhídrico (HF). El ácido clorhídrico disuelve la calcita, pero no disuelve fácilmente los materiales silíceos. El ácido fluorhídrico reacciona con la calcita y todos los materiales silíceos y forma un gran número de productos reaccción. Las mezclas de HF y HCl comúnmente se conocen como Mud Acid. Otras fórmulas ácidas usadas en las formaciones de arenisca, incluyen

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concentraciones menores de HCl y HF, pero se le agregan boratos. Estas mezclas comúnmente se conocen como Clay Acid, y son particularmente benéficas en yacimientos dañados por la migración de arcilla. Cada uno de estos sistemas ácidos (si se aplica correctamente) restaurará la permeabilidad natural, al disolver y dispersar los minerales causantes de la reducción de permeabilidad. Éstos podrán incluir minerales arcillosos, feldespatos, micas y, a en menor grado, cuarzo. La Figura 3 es un dibujo idealizado de las posiciones relativas de los granos de cuarzo, minerales arcillosos y porosidad de matriz en un yacimiento de areniscas. Los minerales arcillosos, generalmente presentes en plaquetas planas diminutas, exponen un área en superficie extremadamente grande. Esta área grande en superficie puede originar un gasto elevado del ácido si se usa Mud Acid. Esto puede limitar la penetración del ácido a unos cuantos pies como mucho. En algunos casos, el Clay Acid puede mejorar la penetración del ácido. Otro factor que puede limitar la penetración del ácido es la distribución del tamaño de poros; entre más pequeño sea el poro, menor penetración del ácido. La Figura 3 ilustra la posición volumétrica de los diferentes constituyentes de la arenisca, los cuales son solubles en sistemas de ácido clorhídrico y ácido fluorhídrico (HF + HCl)

Fig. 3. Arenisca. 7 Carbonatos Los carbonatos (calizas, dolomías y oolitas) tienen sistemas más complejos de poros que las areniscas. Las calizas están compuestas de más de 50% de materiales carbonatados; de éstos, 50% o más consisten de calcita, aragonita, o ambas. Las dolomías son rocas que contienen más de 50% de dolomita [CaMg(CO3 )2]. Las dolomías son similares a las calizas en apariencia, por tanto, es difícil distinguir entre las dos a simple vista. Las calizas oolíticas son granulares (al igual que las areniscas), y pueden tener porosidad y permeabilidad primarias.

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El ácido clorhídrico normalmente se usa en tratamientos matriciales en carbonatos. El ácido clorhídrico no va a disolver necesariamente el daño, sino que disolverá la roca en donde existe el daño. Cualquier material de daño que permanezca en los canales alargados de flujo se removerá físicamente de la matriz crítica cuando el ácido gastado regrese del pozo. La penetración del ácido en una roca carbonatada no es uniforme. En la mayoría de los yacimientos, en especial los de carbonato, los poros tienen tamaños y formas diferentes. En los carbonatos, la estructura de la porosidad a menudo es una combinación de vúgulos, fisuras microscópicas, y poros tortuosos como capilares. Debido a estas heterogeneidades, la canalización o formación de “agujeros de gusano” se presentará con casi todos los tipos de ácido. El resultado es que se logra una mayor penetración del ácido en la matriz de la roca que la esperada. El área dañada puede ser sobrepasada en estos casos – que pude ser deseable. Los agujeros de gusano altamente conductivos (Figura 4) y fracturas microscópicas, se crean en el área crítica de la vecindad del pozo.

Fig. 4. Molde de un patrón tridimensional, experimental y radial de los agujeros de gusano.