MX2014006799A

MX2014006799A - Metodo de estimulacion.

Info

Publication number: MX2014006799A
Application number: MX2014006799A
Authority: MX
Inventors: Jørgen Hallundbæk
Original assignee: Welltec As
Priority date: 2011-12-21
Filing date: 2012-12-20
Publication date: 2014-07-09
Also published as: CN103987912A; RU2014127065A; DK2795047T3; EP2795047B1; CA2858477A1; BR112014013835A2; EP2795047A1; EP2607607A1; WO2013092803A1; BR112014013835A8; US20140332206A1; AU2012357079B2; AU2012357079A1

Abstract

La presente invención se relaciona con un sistema de estimulación para estimular la producción de petróleo en un campo petrolero. El sistema de estimulación comprende una pluralidad de pozos, en donde una pluralidad de dispositivos de activación se disponen en los pozos, y en donde los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 días y con una descarga de energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT por activación. Además, la invención se relaciona con un método de estimulación.

Description

MÉTODO DE ESTIMULACIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con un sistema de estimulación para estimular la producción de petróleo en un campo petrolero. Además, la invención se relaciona con un método de estimulación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION En la recuperación de fluido que contiene hidrocarburos, tal como petróleo, a partir de yacimientos de hidrocarburos, por lo general es posible recuperar sólo una parte limitada del petróleo en el yacimiento mediante los llamados métodos de recuperación primaria, los cuales utilizan sólo las fuerzas naturales presentes en el yacimiento. Se han empelado varias técnicas de recuperación suplementarias a fin de aumentar la recuperación de petróleo a partir de yacimientos subterráneos . La técnica de recuperación suplementaria usada con mayor frecuencia es la inundación con agua, la cual involucra la inyección de agua en el yacimiento desde un pozo de inyección. Cuando el agua se mueve a través del yacimiento, actúa para desplazar o limpiar por inundación el petróleo en el yacimiento hacia un pozo de producción a través del 52-1016-14 cual se recupera el petróleo. Durante la recuperación de fluido que contiene hidrocarburos, la presión del yacimiento se mantiene por lo tanto al inyectar agua desde pozos de inyección 1 que rodean a los pozos de producción 2. La fracción de agua del fluido recuperado que contiene hidrocarburos se mide de manera regular en los pozos de producción 2 para detectar la penetración del agua. El agua puede provenir del pozo de inyección o puede ser agua presente de manera natural en el yacimiento. A fin de evitar la penetración de agua y mejorar la producción, se ha intentado usar los llamados métodos de recuperación secundaria empleando otros fluidos de impulsión, tales como dióxido de carbono, gas metano o fluidos similares que a menudo son miscibles en los hidrocarburos.

Otra forma de mejorar la producción de hidrocarburos en el fluido recuperado es emplear la estimulación del yacimiento. El proceso de estimulación comprende el uso de herramientas y rara vez se inicia antes de que sea absolutamente necesario, por ejemplo cuando la fracción de agua es superior a un cierto nivel, por ejemplo de 90% de agua. Las' herramientas de estimulación conocidas envían vibraciones mecánicas hacia el yacimiento cuando la fracción de agua aumenta o es superior a un nivel predeterminado. La herramienta 52-1016-14 para emitir las vibraciones se sumerge entonces en el pozo de producción hasta el punto aproximadamente opuesto a la zona de producción, y mientras tanto la producción se mantiene en pausa. La producción reanuda después de completar la estimulación. También pueden disponerse herramientas de estimulación en el pozo de inyección a fin de que la producción pueda continuar durante el proceso de estimulación. Mejorar la recuperación de hidrocarburos mediante estimulación mecánica es difícil, tardado y extremadamente costoso, en especial a partir de la creciente proliferación de pozos profundos en la extracción de petróleo.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Un objetivo de la presente invención es superar de manera completa o parcial dichas desventajas e inconvenientes de la técnica anterior. De manera más especifica, un objetivo es proporcionar un método de estimulación mejorado que optimice la estimulación del yacimiento .

Los objetivos anteriores, junto con varios otros objetivos, ventajas y características, que se harán evidentes a partir de la siguiente descripción, se logran mediante una solución de conformidad con la presente invención por medio de un sistema de 52-1016-14 estimulación para estimular la producción de petróleo en un campo petrolero, que comprende: una pluralidad de pozos, y una pluralidad de dispositivos de activación dispuestos en los pozos, en donde los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 dias y con una descarga de energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT ( trinitrotolueno ) por activación .

En una modalidad, los dispositivos de activación pueden ser reutilizables , es decir, los dispositivos de activación pueden usarse varias veces, eliminando la necesidad de arrastrar los dispositivos de activación fuera del pozo para recargarlos.

Los dispositivos de activación pueden activarse con la frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 185 días, de preferencia de una vez en un periodo de 1 a 90 días, con mayor preferencia de una vez en un periodo de 1 a 30 días, y aún con mayor preferencia de una vez en un periodo de 5 a 20 días.

Además, los dispositivos de activación pueden activarse de manera repetida, una vez en cada periodo, en donde el periodo se repite varias veces.

Más aún, los dispositivos de activación pueden activarse en intervalos de por lo menos 5 días, de preferencia en intervalos de por lo menos 10 días, con mayor preferencia en intervalos de por lo menos 15 días.

Que los dispositivos de activación se activan "con una frecuencia de una vez en un periodo" debe interpretarse con el significado de que cada dispositivo de activación de la pluralidad de dispositivos de activación se activa una vez dentro del periodo que se especifica, y que "el periodo se repite varias veces" debe interpretarse con el significado de que dicho periodo especificado puede repetirse posteriormente varias veces. Esto significa que, de acuerdo con la presente invención, cada dispositivo de activación de la pluralidad de dispositivos de activación se activa una vez en un periodo especificado, y tras terminar dicho periodo, el dispositivo de activación se activa de nuevo, y el periodo especificado se repite después varias veces. Al hacer referencia a una frecuencia se entiende que los dispositivos de activación se activan por lo menos dos veces, cada activación se realiza dentro del periodo y por lo tanto el periodo se repite varias veces. De este modo, los dispositivos de activación se activan una vez en cada periodo y no dos veces al día o varias veces dentro del mismo periodo.

En el sistema de estimulación de acuerdo con 52-1016-14 la descripción anterior, los pozos pueden ser tanto una pluralidad de pozos de producción como una pluralidad de pozos de inyección, la pluralidad de dispositivos de activación están dispuestos en los pozos de inyección y/o en los pozos de producción.

Dichos dispositivos de activación pueden activarse con la frecuencia de una vez en el periodo de 1 a 185 dias, de preferencia en el periodo de 1 a 90 días, con mayor preferencia en el periodo de 1 a 30 dias, y aún con mayor preferencia en el periodo de 5 a 20 dias.

Asimismo, los dispositivos de activación pueden activarse con la descarga de energía equivalente a por lo menos 0.5 kilogramos de TNT por activación, de preferencia a por lo menos 1 kilogramo de TNT por activación, con mayor preferencia a por lo menos 5 kilogramos de TNT por activación.

En una modalidad, un primer dispositivo de activación de la pluralidad de dispositivos de activación puede activarse antes que un segundo dispositivo de activación de la pluralidad de dispositivos de activación.

Dicho primer dispositivo de activación puede determinarse como el dispositivo de activación más cercano al pozo de producción cuya fracción de agua va 52-1016-14 en aumento.

Más aún, los dispositivos de activación primero y segundo pueden activarse en el mismo día, o incluso de manera simultánea.

Además, el primer dispositivo de activación puede activarse en un primer dia del periodo, y el segundo dispositivo de activación puede activarse en otro dia del periodo.

Asimismo, el dispositivo de activación puede ser una pistola activada por fluido, dicho fluido es fluido de inyección presurizado, y la pistola puede convertir energía del fluido presurizado en ondas mecánicas, donde dicha pistola se activa de manera continua en un intervalo de tiempo durante el periodo, proporcionando vibraciones que tienen una energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT en total durante el periodo.

La pistola puede emitir pulsos electromagnéticos de radiación electromagnética.

La pistola también puede ser un percutor electromagnético .

Además, la pistola puede activarse de manera continua durante el periodo.

Más aún, por lo menos una parte de la pluralidad de dispositivos de activación puede estar 52-1016-14 dispuesta en la pluralidad de pozos de inyección, dichos pozos de inyección rodean a por lo menos un pozo de producción .

En otra modalidad, dichos pozos de inyección pueden rodear a una pluralidad de pozos de producción.

De manera adicional, al menos una parte de la pluralidad de dichos dispositivos de activación puede estar dispuesta en una pluralidad de pozos de inyección periféricos, dichos pozos de inyección periféricos rodean a por lo menos un pozo de producción y a por lo menos a un pozo de inyección no periférico.

Más aún, los dispositivos de activación pueden activarse en un patrón predeterminado que determina en qué pozo de inyección y/o pozo de producción se activa el dispositivo de activación.

Al hacer referencia a un patrón se entiende que se trata del orden de los pozos en los cuales se activa un dispositivo de activación.

El dispositivo de activación puede consistir en por lo menos un elemento seleccionado del grupo de pistolas de perforación, pistolas activadas por fluido, fuentes sísmicas y transductores, pistolas de reacción química o pistolas de combustible sólido del fondo de la perforación .

Dichas pistolas de combustible sólido pueden comprender combustible sólido, tal como carbón vegetal, grafito o cordita, y nitrato de potasio o nitrato de sodio. El combustible sólido también puede mezclarse con azufre.

En una modalidad, la pistola de perforación puede comprender cargas no perforadoras .

Asimismo, los dispositivos de activación pueden activarse de manera simultánea a la inyección de un fluido de inyección desde por lo menos un pozo de inyección hacia el por lo menos un pozo de producción.

Además, el fluido de inyección puede tener una temperatura en un punto de inyección del fondo de la perforación que es mayor que la temperatura de la formación .

La temperatura del fluido caliente puede ser por lo menos 10 °C mayor que la temperatura de la formación, de preferencia por lo menos 25°C mayor que la temperatura de la formación, y con mayor preferencia por lo menos 50°C mayor que la temperatura de la formación.

En otra modalidad, la temperatura del fluido caliente puede ser de por lo menos 150°C, de preferencia de por lo menos 175°C, y con mayor preferencia de por lo menos 200°C.

Más aún, el fluido de inyección puede ser un fluido seleccionado de un grupo que consiste en gas, tal 52-1016-14 como gas metano, dióxido de carbono o gas nitrógeno, y agua, u otros líquidos.

El sistema de estimulación de acuerdo con la descripción anterior puede comprender además una pluralidad de aberturas en por lo menos uno de los pozos, en donde por lo menos dos aberturas vecinas tienen diferentes configuraciones de flujo de entrada, en donde el dispositivo de activación puede estar dispuesto entre dichas dos aberturas vecinas que tienen diferentes configuraciones de flujo de entrada para la transmisión de ondas mecánicas hacia una región de la formación que tiene un gradiente de presión alta, liberando así petróleo en dicha región.

Además, pueden disponerse válvulas de entrada en las aberturas y por lo menos dos válvulas vecinas pueden tener diferentes configuraciones de flujo de entrada, en donde el dispositivo de activación puede disponerse entre dichas dos válvulas vecinas que tienen diferentes configuraciones de flujo de entrada para la transmisión de ondas mecánicas hacia una región de la formación que tiene un gradiente de presión alta, liberando así petróleo en dicha región.

La presente invención se relaciona además con un método de estimulación que comprende los pasos de: disponer una pluralidad de dispositivos de activación en una pluralidad de pozos, y activar los dispositivos de activación con un rango de frecuencias preseleccionado, o con una frecuencia individual preseleccionada .

De manera adicional, los dispositivos de activación pueden estar dispuestos en pozos de inyección y/o pozos de producción, los pozos de inyección y/o pozos de producción rodean a por lo menos un pozo de producción .

En una modalidad, un primer dispositivo de activación dispuesto en un primer pozo puede activarse en el primer pozo con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 días, y un segundo dispositivo de activación dispuesto en un segundo pozo puede activarse en el segundo pozo con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 dias .

Asimismo, los dispositivos de activación pueden activarse con una descarga de energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT por activación.

Además, los dispositivos de activación pueden activarse con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 días.

Más aún, los dispositivos de activación pueden activarse con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 185 días, de preferencia de una vez en un periodo de 52-1016-14 5 a 90 días, con mayor preferencia de una vez en un periodo de 7 a 30 días, e incluso con mayor preferencia de una vez en un periodo de 7 a 20 días.

El método de estimulación de acuerdo con la descripción anterior también puede comprender el paso de activar los dispositivos de activación en un patrón predeterminado que determina en qué pozo se activa un dispositivo de activación.

Asimismo, el método de estimulación de acuerdo con la descripción anterior puede comprender los pasos de : activar un primer dispositivo de activación de la pluralidad de dispositivos de activación que rodean a por lo menos un pozo de producción, activar un segundo dispositivo de activación colocado sustancialmente más lejos del primer dispositivo de activación y en el lado opuesto del por lo menos un pozo de producción, activar un tercer dispositivo de activación colocado sustancialmente más lejos del segundo dispositivo de activación y en el lado opuesto del por lo menos un pozo de producción, y activar un cuarto dispositivo de activación colocado sustancialmente más lejos del tercer 52-1016-14 dispositivo de activación y en el lado opuesto del por lo menos un pozo de producción, y asi sucesivamente hasta que todos los dispositivos de activación de la pluralidad de dispositivos de activación se activen, y entonces activar la pluralidad de dispositivos de activación una vez más un número predeterminado de veces .

Además, el método de estimulación de acuerdo con la descripción anterior puede comprender el paso de activar todos los dispositivos de activación de la pluralidad de dispositivos de activación que rodean al por lo menos un pozo de producción y luego activar cualquiera de los dispositivos de activación una vez más .

De manera adicional, el primer dispositivo de activación pueden activarse en un primer dia del periodo, y el segundo dispositivo de activación pueden activarse en otro dia del periodo.

Los dispositivos de activación pueden ser una pistola activada por fluido, dicho fluido es fluido de inyección presurizado, y la pistola puede convertir energía del fluido presurizado en ondas mecánicas, donde dicha pistola se activa varias veces durante el periodo, proporcionando vibraciones que tienen una energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT en 52-1016-14 total durante el periodo.

Más aún, los dispositivos de activación pueden consistir en por lo menos un miembro seleccionado del grupo de pistolas de perforación, pistolas activadas por fluido, fuentes sísmicas y transductores, pistolas de reacción química o pistolas de combustible sólido del fondo de la perforación.

Asimismo, el fluido de inyección puede tener una temperatura en un punto de inyección del fondo de la perforación que es mayor que la temperatura de la formación .

El método de estimulación de acuerdo con la descripción anterior puede comprender además el paso de disponer una pluralidad de dispositivos de activación en una pluralidad de pozos de inyección periféricos, dichos pozos de inyección periféricos rodean a por lo menos un pozo de producción y a por lo menos un pozo de inyección no periférico.

De manera adicional, el método de estimulación de acuerdo con la descripción anterior puede comprender además los pasos de: determinar una fracción de agua en un pozo de producción, y aumentar la frecuencia de activación de los dispositivos de activación si la fracción de agua es 52-1016-14 superior a un nivel preseleccionado, o disminuir la frecuencia de activación de los dispositivos de activación si la fracción de agua es inferior a un nivel preseleccionado.

Por último, el método de estimulación de acuerdo con la descripción anterior puede comprender además los pasos de: establecer un flujo de entrada de una pluralidad de válvulas de entrada en aberturas en una primera zona de producción de manera que válvulas de entrada en aberturas en una segunda zona de producción vecina tengan diferentes flujos de entrada, creando así un gradiente de presión en una región de la formación entre dicha pluralidad de válvulas de entrada, y disponer y activar los dispositivos de activación en el pozo opuestos a la región de la formación entre dicha pluralidad de válvulas de entrada que tienen diferentes flujos de entrada, liberando asi petróleo en dicha parte de la formación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención y sus muchas ventajas se describirán con mayor detalle a continuación, con referencia a los dibujos esquemáticos adjuntos, los cuales con el propósito de ilustración muestran algunas 52-1016-14 modalidades no limitantes y en los cuales: la Figura 1 muestra un campo petrolero visto desde arriba, la Figura 2 muestra un sistema de estimulación ilustrado en perspectiva, la Figura 3a muestra un pozo de inyección y un pozo de producción antes de activar un dispositivo de activación, la Figura 3b muestra los pozos de la Figura 3a después de activar el dispositivo de activación, la Figura 4a muestra un pozo de inyección y un pozo de producción antes de activar un dispositivo de activación, la Figura 4b muestra los pozos de la Figura 4a después de activar el dispositivo de activación, la Figura 5 muestra un dispositivo de activación en un pozo de inyección que descarga energía hacia un pozo de producción, la Figura 6 muestra otro campo petrolero visto desde arriba, la Figura 7a muestra la disposición del dispositivo de activación entre dos zonas de producción en un pozo de producción, y la Figura 7b muestra la disposición del dispositivo de activación entre zonas de inyección en un 52-1016-14 pozo de inyección.

Todas las figuras son bastante esquemáticas y no están necesariamente a escala, y sólo muestran aquellas partes que son necesarias con el fin de explicar la invención, omitiéndose otras partes o simplemente sugiriéndose.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION La Figura 1 muestra una ilustración de un campo petrolero 101 visto desde arriba, que comprende dos pozos de producción 2, 2a, 2b y seis pozos de inyección 1, la, Ib, le, Id, le, lf. La invención se relaciona con un sistema de estimulación 100 que comprende una pluralidad de pozos y una pluralidad de dispositivos de activación 3 (mostrados en la Figura 2) dispuestos en los pozos. Los dispositivos de activación se disponen cada uno en un pozo en el campo petrolero 101, donde cada pozo puede ser un pozo de inyección 1 y/o un pozo de producción 2. Asi, los dispositivos de activación pueden estar dispuestos todos en pozos de producción o pueden estar dispuestos todos en pozos de inyección, o en una combinación de ellos. A fin de estimular la producción de petróleo de manera regular, los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de 1 a 365 dias y con una descarga de energía 52-1016-14 equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT por activación. Asi, el periodo de activación es de 1 a 365 dias antes de que el dispositivo de activación se active de nuevo.

La Figura 2 muestra un sistema de estimulación 100 para estimular la producción de petróleo en el campo petrolero 101. El sistema de estimulación 100 comprende una pluralidad de pozos de inyección la, Ib, le, Id, le, lf, una pluralidad de pozos de producción 2, 2a, 2b que tienen zonas de producción 10a, 10b con aberturas y una pluralidad de dispositivos de activación 3, 3a, 3b, 3c, 3d, 3e, 3f dispuestos en los pozos de inyección 1.

Al estimular el campo petrolero 101 con una frecuencia predeterminada, la producción se estimula de manera regular y no sólo cuando aumenta la fracción de agua. Los depósitos de petróleo, es decir, acumulaciones subsuperficiales de petróleo en la roca, tal como caliza, arenisca o esquisto, llena de pequeñas microperforaciones que contienen petróleo, se afectan de manera continua mediante las descargas de energía, y la producción de petróleo de la formación aumenta. De manera simultánea, la estimulación mecánica de baja frecuencia origina microfracturas en la formación, en especial en formaciones de caliza pero también en arenisca y en otros tipos de formaciones petrolíferas, o 52-1016-14 incluso el colapso de microcavidades en la formación que contiene petróleo, gas o un fluido mixto, cambiando asi el régimen de presión en la formación y desplazando los fluidos hacia los pozos de producción. Las microperforaciones creadas mediante la estimulación permiten que el petróleo fluya y se acumule en depósitos o áreas más grandes de fluido petrolífero. Al inyectar un fluido de inyección de manera simultánea a la estimulación del yacimiento mediante estimulación mecánica, los depósitos o áreas más grandes de fluido petrolífero pueden impulsarse hacia los pozos de producción 2 cercanos a los pozos de inyección. No es necesario realizar la estimulación y la inyección de manera simultánea, pues también puede resultar igualmente efectivo el intercambio de patrones de estimulación e inyección, dado que la velocidad de propagación es muy diferente entre la inyección, por ejemplo la propagación de penetración de agua, y la estimulación, por ejemplo la propagación de ondas mecánicas .

La frecuencia de activación del sistema de estimulación de la Figura 2 puede comprender que un dispositivo de activación se active en un pozo cada 6 días, donde un primer dispositivo de activación 3a de un primer pozo de inyección la se activa el día uno. En el 52-1016-14 segundo día se activa el dispositivo de activación opuesto a los pozos de producción 2a, 2b y más alejado del primer dispositivo de activación 3a. El dispositivo de activación 3 no activado aún, opuesto a los pozos de producción 2a, 2b y más alejado del segundo dispositivo de activación 3b del segundo pozo de inyección Ib, se activa en el tercer día. En el cuarto día se activa el cuarto dispositivo de activación 3d del cuarto pozo de inyección Id, dado que este dispositivo de activación es el dispositivo de activación más alejado del tercer dispositivo de activación 3b y opuesto a los pozos de producción 2a, 2b, que no se activa en este periodo de activación. Después se activa el quinto dispositivo de activación 3e del quinto pozo de inyección le, y por último se activa el sexto dispositivo de activación del sexto pozo de inyección. Por lo tanto, el periodo de activación es de 6 días, durante el cual todos los dispositivos de activación involucrados se activan una vez. La secuencia de activaciones 3a, 3f, 3b, 3d, 3c, 3e recuerda una secuencia alternante con patrón de "estrella", también conocido en otros campos técnicos tales como el ajuste de tuercas en ruedas de automóviles, bridas etc. y puede asegurar la secuencia de estimulación más óptima para atrapar petróleo entre un conjunto de pozos de inyección e impulsar el petróleo 52-1016-14 hacia uno o más pozos de producción centrados entre el conjunto de pozos de inyección.

Al tener más pozos de inyección, la secuencia se hace más larga pero el patrón es similar, es decir, se elige el dispositivo de activación más alejado del pozo de producción y posteriormente se elige el dispositivo de activación más alejado, opuesto a los pozos de producción y aún no activado en la secuencia actual. Además, las secuencias se pueden superponer o suboptimizar debido al conocimiento especifico que se tenga de las características de una formación dada.

Al repetir un patrón de activación predeterminado, la producción puede estimularse de manera continua y no sólo cuando la fracción de agua aumente por encima de un cierto nivel. Así, el recurso energético para recuperar el fluido que contiene hidrocarburos se emplea de manera más óptima que cuando la estimulación se inicia sólo al superar un nivel de fracción de agua predeterminado. En el último caso, se emplea entonces energía para recuperar una cantidad innecesaria de agua a la vez que la estimulación continua mantiene el contenido de agua, y por lo tanto también se usa energía para minimizar el contenido de agua .

Cuando se inyecta fluido 21 hacia la formación 52-1016-14 para mantener la presión del yacimiento y para impulsar fluido que contiene hidrocarburos, tal como petróleo, hacia los pozos de producción 2, el área/volumen de petróleo se altera o desplaza. El área petrolífera 20 puede dividirse en varias áreas, como se muestra en la Figura 3a, o bien el área puede dejar de presentarse como una capa horizontal de nivel, como se muestra en la Figura 4a. El área petrolífera 20 puede desplazarse por lo tanto con respecto a una zona de producción 10 en el pozo de producción 2, de manera que el pozo de producción produce fluido petrolífero con una fracción de agua que es demasiado alta. Al descargar energía con una frecuencia predeterminada, por ejemplo de una vez cada 6 días para un dispositivo de activación en un campo petrolero de seis pozos de inyección 1, el área petrolífera se acumula de nuevo, de modo que el fluido de inyección 21 impulsa al área petrolífera 20 desde un lado, como se muestra en la Figura 3b, o se nivela de manera que el fluido de inyección impulsa al área petrolífera desde abajo, como se muestra en la Figura 4b. La energía descargada desde el dispositivo de activación se transmite entonces a partes petrolíferas de la formación que entonces pueden acumular petróleo en áreas más grandes. Cuando se activan pozos de inyección 1 que rodean a un pozo de producción, el fluido 52-1016-14 petrolífero se acumula en un área grande que rodea al pozo de producción y por lo tanto el fluido petrolífero puede fluir de nuevo hacia el pozo de producción. Si sólo se activa un pozo de inyección sin activar varios de los otros pozos de inyección 1 que rodean al pozo de producción, el fluido de inyección de los otros pozos de inyección 1 fluye hacia el pozo de producción y domina, impidiendo el flujo de fluido petrolífero hacia el pozo de producción. Por lo tanto, resulta importante que más de uno de los pozos de inyección 1 que rodean al pozo de producción se activen para impulsar al fluido petrolífero hacia el pozo de producción y para rodear el pozo de producción, de manera que el fluido de inyección permita que el fluido petrolífero actúe como fluido de impulsión .

Al activar el campo petrolero de manera continua desde varios pozos de inyección 1 y/o pozos de producción 2, se ayuda a que el fluido petrolífero se acumule en áreas más grandes. Más aún, la descarga de energía genera microperforaciones en la formación, o el colapso de microcavidades , en áreas donde está presente un gradiente de presión adecuado, y por lo tanto ayuda a que el fluido petrolífero atrapado en bolsas fluya y se acumule en áreas más grandes de fluido petrolífero.

El dispositivo de activación se controla para 52-1016-14 descargar energía en un patrón predeterminado que determina en qué pozo de inyección y/o pozo de producción se activa el dispositivo de activación. Algunos de los dispositivos de activación pueden activarse con mayor frecuencia que otros, y dos dispositivos de activación diferentes pueden incluso activarse el mismo dia. El o los dispositivos de activación que se activan con mayor frecuencia que algunos de los otros son los primeros dispositivos de activación determinados como los dispositivos de activación que están más cerca del pozo de producción en el cual la fracción de agua va en aumento.

Cuando la fracción de agua aumenta, los dispositivos de activación 3 se activan con mayor frecuencia en el patrón predeterminado, o bien se cambia el patrón. Si la fracción de agua aún aumenta, se cambia el patrón a fin de que el dispositivo de activación más cercano al pozo de producción, en el cual la fracción de agua va en aumento, sea activado con mayor frecuencia que los demás, o bien se mantiene el patrón y se incrementa la frecuencia hasta que la fracción de agua disminuya de nuevo.

Los dispositivos de activación pueden estar dispuestos tanto en los pozos de inyección 1 como en los pozos de producción 2. Al disponer los dispositivos de 52-1016-14 activación en los pozos de producción 2, la fuente de energía queda más cerca del área a activar. Sin embargo, puede perturbar la producción del pozo de producción. Al disponer los dispositivos de activación en los pozos de inyección 1, la fuente puede estar más lejos del área a activar. Así, este dispositivo de activación no perturba la producción, y cuando se usan algunos dispositivos de activación, por ejemplo una pistola activada por fluido, tampoco se impide la inyección de fluido de inyección o fluido de impulsión.

En la Figura 5, el dispositivo de activación 3 del sistema de estimulación es una pistola activada por fluido en la que el pozo de inyección se presuriza con fluido de inyección a fin de activar la pistola e inyectar fluido hacia el yacimiento al mismo tiempo y por lo tanto convertir energía del fluido presurizado en ondas mecánicas. La pistola se activa de manera sustancialmente continua en un intervalo durante el periodo de activación, proporcionando vibraciones que tienen una energía total equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT durante el periodo de 1 a 365 días. Al tener una pistola activada por fluido en comparación con una pistola activada por explosivos, el dispositivo de activación necesita activarse con mayor frecuencia que la pistola activada por explosivos, debido al hecho 52-1016-14 de que en una descarga la pistola perforadora descarga mucha más energía que aquella que puede descargar una pistola activada por fluido. Sin embargo, la pistola activada por explosivos necesita recargarse de manera regular, perturbando la producción si la pistola está dispuesta en el pozo de producción. La pistola activada por fluido está dispuesta en el pozo de inyección y no necesita recargarse, y no necesariamente perturba el flujo en el pozo. Cuando se usan explosivos, como precaución de seguridad con frecuencia se cierra el pozo de producción mientras se realiza la activación, y por lo tanto la producción se mantiene en pausa al realizar la estimulación.

Así, el dispositivo de activación puede ser una pistola de perforación, una pistola activada por fluido, una fuente sísmica, una pistola de reacción química o una pistola de combustible sólido del fondo de la perforación. La pistola de perforación puede comprender cargas no perforadoras y por lo tanto puede ser una pistola no perforadora. El dispositivo de activación también puede ser un percutor electromagnético .

La pistola activada por fluido puede ser una pistola activada por gas, y por lo tanto el fluido de inyección 3 es gas, tal como gas metano, dióxido de 52-1016-14 carbono o gas nitrógeno. En una modalidad, el gas se acumula en una cámara de pistón en la pistola, impulsando en una dirección en la cámara a un pistón que comprime a un muelle, y cuando el muelle no puede comprimirse más, se activa un mecanismo de liberación y el pistón se mueve a una velocidad alta en la dirección opuesta, percutiendo la pared posterior de la cámara, creando las ondas mecánicas. En otra modalidad, la pistola de gas se activa mediante fluido de inyección 3 pulsado, creando el efecto percutor para generar las ondas mecánicas. La pistola también puede emitir pulsos electromagnéticos de radiación electromagnética.

La pistola de reacción química es una pistola en la que por lo menos dos sustancias químicas reaccionan para vaporizarse y por lo tanto proporcionan ondas mecánicas que viajan a la formación. Las sustancias químicas pueden enviarse en dos líneas de flujo, cada una suministrando una sustancia química que se mezcla con la otra en la pistola. Las sustancias químicas pueden ser los gases oxígeno y metano o bien permanganato y dicromato de potasio. Una o todas las sustancias químicas que han de reaccionar también pueden estar presentes en la pistola desde el inicio, trabajando como un oxidante, tal como dicromato de potasio o permanganato de potasio, que puede activarse 52-1016-14 usando otra sustancia química, y por lo tanto, en un proceso controlado, liberar energía y un gas de expansión rápida. También pueden usarse como reactivos, y suministrarse a través de una línea de flujo, combustibles a base de hidrocarburos, como gasolina, gasoil o diésel.

La pistola de combustible sólido comprende combustible sólido, tal como carbón vegetal, grafito o cordita, y nitrato de potasio o nitrato de sodio. El combustible sólido también puede mezclarse con azufre. La ignición de la pistola de combustible sólido se realiza por ignición de arco.

A fin de facilitar aún más la acumulación de fluido petrolífero mientras se envían ondas mecánicas hacia la formación, el fluido de inyección es fluido caliente que tiene una temperatura en un punto de inyección del fondo de la perforación que es mayor que la temperatura de la formación. La temperatura del fluido caliente es por lo menos 10°C mayor que la temperatura de la formación, de preferencia por lo menos 25 °C mayor que la temperatura de la formación, y con mayor preferencia por lo menos 50 °C mayor que la temperatura de la formación. En algunos pozos, la temperatura del fluido caliente es de por lo menos 150°C, de preferencia de por lo menos 175°C, y con mayor 52-1016-14 preferencia de por lo menos 200°C, a fin de que la temperatura del fluido caliente sea mayor que la temperatura de la formación.

El fluido de inyección es gas, tal como gas metano o dióxido de carbono, o agua, tal como agua de mar .

En la Figura 6, el sistema de estimulación comprende diez pozos de producción 2 y dieciocho pozos de inyección 1, en donde algunos de los pozos de inyección son pozos de inyección periféricos que rodean a por lo menos un pozo de producción y a por lo menos un pozo de inyección no periférico. Los pozos de inyección periféricos se indican mediante una linea punteada 27 en la Figura 6. Los dispositivos de activación en los pozos de inyección periféricos se activan antes que en otro pozo de inyección y también pueden activarse con mayor frecuencia a fin de rodear al fluido petrolífero e impulsar a los fluidos petrolíferos hacia los pozos de producción 2.

Cuando se tiene fluido de inyección inyectado debajo del fluido petrolífero, los pozos de inyección no periféricos se activan con mayor frecuencia que los pozos de inyección periféricos debido al hecho de que el fluido que rodea a los pozos de producción 2 se drena desde la formación, y por lo tanto se provee espacio 52-1016-14 para que el fluido de inyección se abra paso hacia la zona de producción, como se ilustra en la Figura 4a.

Antes de determinar el patrón de activación, el cual es el orden en el que han de activarse los dispositivos de activación en un pozo de inyección y/o pozo de producción dados, y de determinar la frecuencia de activación, la fracción de agua y también la reserva de agua se determinan usando un medidor de fracción de agua y un medidor de flujo por lo menos en el pozo de producción. La activación de dispositivos de activación se puede realizar incluso cuando la producción de pozos de producción 2 es satisfactoria, a fin de evitar que la producción disminuya o que la fracción de agua aumente. La frecuencia de activación de los dispositivos de activación puede incrementarse si la fracción de agua es superior a un nivel preseleccionado o disminuirse si la fracción de agua es inferior a un nivel preseleccionado.

Al activar dispositivos de activación de manera continua con la frecuencia predeterminada, se optimiza la producción, lo que significa que la fracción de agua se mantiene en un nivel óptimo. Al tener tal activación continua, es posible extraer del campo petrolero más fluido petrolífero que mediante los métodos convencionales, e incrementar el porcentaje de petróleo del yacimiento que la compañía petrolera es 52-1016-14 capaz de extraer de un yacimiento. Actualmente, cuando se recupera petróleo, sólo se extrae un máximo del 40%. El resto se queda en el yacimiento, y cuando se extrae el 40%, el yacimiento se perturba a tal grado que resulta imposible extraer el 60% restante. Por lo tanto, desde hace tiempo se ha tenido la necesidad de incrementar este porcentaje.

En la Figura 7a, el pozo de producción 2 tiene una pluralidad de aberturas en una primera zona de producción 10a, y el pozo de producción comprende otras aberturas en una segunda zona de producción 10b. En las aberturas en la primera zona de producción 10a se disponen válvulas de entrada 7, 7a, y en las aberturas en la segunda zona de producción se disponen válvulas de entrada 7b que tienen diferentes configuraciones de flujo de entrada con respecto a las válvulas de la primera zona de producción. Asi se crea un gradiente de presión en una región 8 de la formación entre las dos zonas de producción ilustradas mediante un área de linea punteada, y al disponer los dispositivos de activación 3 que transmiten ondas mecánicas hacia la región de la formación que tiene el gradiente de presión, se libera fluido petrolífero en esa región cuando se crean microperforaciones , permitiendo que el fluido petrolífero fluya y se acumule en depósitos mayores. 52-1016-14 Las zonas de producción están separadas mediante barreras anulares 9.

En la Figura 7b, el dispositivo de activación 3 está dispuesto en un pozo de inyección 1 entre dos secciones de inyección 5a, 5b que tienen diferentes configuraciones de flujo de salida en las aberturas 5 en el entubado 25. Las dos secciones de salida 5a, 5b, donde una sección de salida 5a tiene una configuración de flujo diferente con respecto a la de la otra sección de salida 5b, crean la diferencia de presión en la región 8 entre las dos secciones de inyección 5a, 5b. El dispositivo de activación 3 transmite ondas mecánicas hacia la región 8 que tiene el gradiente de presión alta, creando asi microperforaciones en la formación, en particular en formaciones de arenisca o caliza, y libera por lo tanto el petróleo ahi atrapado.

La inyección de agua por lo general conduce a un incremento en la cantidad de petróleo que puede extraerse de un yacimiento; sin embargo, en algún punto la inyección de agua no será capaz de impulsar más petróleo fuera del yacimiento, conduciendo a un incremento en la fracción de agua. El incremento en la fracción de agua puede originarse de la inyección de agua o de la presencia de agua cerca del yacimiento. En este punto, o incluso antes, la formación puede 52-1016-14 energizarse mediante ondas mecánicas transmitidas a través de esa parte de la formación, de modo que gotitas o partículas de petróleo en la formación pueden ganar suficiente energía para escapar de las superficies a las que las gotitas o partículas de petróleo están unidas en la formación, permitiendo así que se disuelvan en los fluidos con flujo libre en la formación, por ejemplo en el fluido de inyección. Esto puede aumentar de manera adicional la producción de petróleo en el yacimiento, conduciendo a una disminución en la fracción de agua del fluido petrolífero en los pozos de producción. Puede forzarse la ruptura, fractura o fragmentación de la formación usando ondas mecánicas de muy alta energía o cercanas a ciertas Eigen-frecuencias en partes de la formación, permitiendo que las gotitas o partículas de petróleo escapen de depósitos de petróleo cerrados, de microperforaciones cerradas en la formación o de otros volúmenes cerrados en la formación, aumentando así el contenido de petróleo en el fluido petrolífero.

Como se muestra en la Figura 5, el dispositivo de activación puede alimentarse y controlarse mediante una línea de acero 18. De este modo, la activación de los dispositivos de activación puede controlarse desde la parte superior del pozo, y el patrón de activación puede cambiarse con facilidad desde la superficie si la 52-1016-14 fracción de agua cambia. Sin embargo, también puede resultar adecuado el uso de dispositivos de activación integrados previamente en estructuras tubulares de pozo durante la terminación de pozos de inyección, los cuales pueden activarse desde la superficie, por ejemplo mediante la propagación de ondas de presión a través del fluido de inyección presente en el pozo de inyección.

En el caso de que el dispositivo de activación no sea sumergible del todo dentro del entubado, puede usarse una unidad de impulsión, tal como un tractor del fondo de la perforación, para empujar las herramientas por completo hasta su posición en el pozo. Un tractor del fondo de la perforación es cualquier tipo de herramienta de impulsión capaz de empujar o arrastrar herramientas en el fondo de la perforación de un pozo, tal como un Well Tractor®. El tractor del fondo de la perforación comprende ruedas dispuestas en brazos retráctiles .

Aunque la invención se ha descrito en lo anterior en relación con modalidades preferidas de la invención, será evidente para una persona experta en la técnica que son concebibles varias modificaciones sin alejarse de la invención como se define por medio de las siguientes reivindicaciones. 52-1016-14

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de estimulación 100 para estimular la producción de petróleo en un campo petrolero 101, que comprende: una pluralidad de pozos 1, 2, y una pluralidad de dispositivos de activación 3 dispuestos en los pozos, en donde los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 días y con una descarga de energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT por activación, caracterizado porque el dispositivo de activación es una pistola activada por fluido, dicho fluido es fluido de inyección presurizado, y la pistola convierte energía del fluido presurizado en ondas mecánicas, donde dicha pistola se activa de manera continua en un intervalo de tiempo durante el periodo, proporcionando vibraciones que tienen una energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT en total durante el periodo.

2. Un sistema de estimulación para estimular de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los dispositivos de activación son reutilizables , es decir, los dispositivos de activación pueden usarse varias veces, eliminando la necesidad de arrastrar los dispositivos de activación fuera del pozo para recargarlos .

3. Un sistema de estimulación de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en donde los dispositivos de activación se activan con la frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 185 días, de preferencia de una vez en un periodo de 1 a 90 días, con mayor preferencia de una vez en un periodo de 1 a 30 días, y aún con mayor preferencia de una vez en un periodo de 5 a 20 días.

4. Un sistema de estimulación para estimular de acuerdo con las reivindicaciones 1 a 3, en donde los dispositivos de activación se activan en intervalos de por lo menos 5 dias, de preferencia en intervalos de por lo menos 10 dias, con mayor preferencia en intervalos de por lo menos 15 dias.

5. Un sistema de estimulación para estimular de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los pozos son tanto una pluralidad de pozos de producción como una pluralidad de pozos de inyección 1, la pluralidad de dispositivos de activación 3 están dispuestos en los pozos de inyección y/o pozos de producción.

6. Un sistema de estimulación para estimular de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde los dispositivos de activación se activan en un patrón predeterminado que determina en qué 52-1016-14 pozo se activa el dispositivo de activación.

7. Un sistema de estimulación para estimular de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el primer dispositivo de activación se activa en un primer día del periodo, y el segundo dispositivo de activación se activa en otro dia del periodo .

8. Un sistema de estimulación 100 para estimular la producción de petróleo en un campo petrolero 101, que comprende: una pluralidad de pozos 1, 2, y una pluralidad de dispositivos de activación 3 dispuestos en los pozos, en donde los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 dias y con una descarga de energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT por activación, caracterizado porque el dispositivo de activación es una pistola activada por fluido, dicho fluido es fluido de inyección presurizado, y el fluido de inyección tiene una temperatura en un punto de inyección del fondo de la perforación que es mayor que la temperatura de la formación.

9. Un sistema de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que 52-1016-14 además comprende : una pluralidad de aberturas en por lo menos uno de los pozos, en donde por lo menos dos aberturas vecinas tienen diferentes configuraciones de flujo de entrada, en donde los dispositivos de activación están dispuestos entre dichas dos aberturas vecinas que tienen diferentes configuraciones de flujo de entrada para transmitir ondas mecánicas hacia una región de la formación que tiene un gradiente de presión alta, liberando asi petróleo en dicha región.

10. Un método de estimulación que comprende los pasos de: disponer una pluralidad de dispositivos de activación en una pluralidad de pozos, y caracterizado por el paso de: activar los dispositivos de activación, que son pistolas activadas por fluido en donde dicho fluido es fluido de inyección presurizado, con un intervalo de frecuencias preseleccionado o con una frecuencia individual preseleccionada .

11. Un método de estimulación de acuerdo con la reivindicación 10, en donde un primer dispositivo de activación dispuesto en un primer pozo se activa en el primer pozo con una frecuencia de una vez en un periodo 52-1016-14 de 1 a 365 días, y un segundo dispositivo de activación dispuesto en un segundo pozo se activa en el segundo pozo con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 días.

12. Un método de estimulación de acuerdo con las reivindicaciones 10 u 11, en donde los dispositivos de activación se activan con una descarga de energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT por activación .

13. Un método de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, en donde los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 365 días.

14. Un método de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, en donde los dispositivos de activación se activan con una frecuencia de una vez en un periodo de 1 a 185 días, de preferencia de una vez en un periodo de 5 a 90 días, con mayor preferencia de una vez en un periodo de 7 a 30 días, y aún con mayor preferencia de una vez en un periodo de 7 a 20 días.

15. Un método de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, que comprende el paso de: activar los dispositivos de activación en 52-1016-14 un patrón predeterminado que determina en qué pozo se activa un dispositivo de activación.

16. Un método de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 15, que comprende los pasos de: activar un primer dispositivo de activación de la pluralidad de dispositivos de activación que rodean a por lo menos un pozo de producción, activar un segundo dispositivo de activación colocado sustancialmente lo más lejos del primer dispositivo de activación y en el lado opuesto del por lo menos un pozo de producción, activar un tercer dispositivo de activación colocado sustancialmente lo más lejos del segundo dispositivo de activación y en el lado opuesto del por lo menos un pozo de producción, y activar un cuarto dispositivo de activación colocado sustancialmente lo más lejos del tercer dispositivo de activación y en el lado opuesto del por lo menos un pozo de producción, y asi sucesivamente hasta que todos los dispositivos de activación de la pluralidad de dispositivos de activación se activen, y entonces activar la pluralidad de dispositivos de activación una vez más un número 52-1016-14 predeterminado de veces .

17. Un método de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 16, en donde el primer dispositivo de activación se activa en un primer día del periodo, y el segundo dispositivo de activación se activa en otro día del periodo.

18. Un método de estimulación para estimular de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 17, en donde el dispositivo de activación es una pistola activada por fluido, dicho fluido es fluido de inyección presurizado, y la pistola convierte energía del fluido presurizado en ondas mecánicas, donde dicha pistola se activa varias veces durante el periodo, proporcionando vibraciones que tienen una energía equivalente a por lo menos 0.1 kilogramos de TNT en total durante el periodo.

19. Un método de estimulación de acuerdo con las reivindicaciones 10 u 11, que además comprende el paso de: disponer una pluralidad de dispositivos de activación en una pluralidad de pozos de inyección periféricos, dichos pozos de inyección periféricos rodean a por lo menos un pozo de producción y a por lo menos un pozo de inyección no periférico.

20. Un método de estimulación de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 24, que además 52-1016-14 comprende los pasos de: establecer un flujo de entrada de una pluralidad de válvulas de entrada 7, 7a en aberturas en una primera zona de producción 10, 10a de manera que válvulas de entrada 7, 7b en aberturas en una segunda zona de producción vecina 10, 10b tengan diferentes flujos de entrada, creando asi un gradiente de presión en una región 8 de la formación entre dicha pluralidad de válvulas de entrada, y disponer y activar los dispositivos de activación 3 en el pozo, opuestos a la región de la formación entre dicha pluralidad de válvulas de entrada que tienen diferentes flujos de entrada, liberando así petróleo en dicha parte de la formación. 52-1016-14