Estimulaciones de Pozos
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Terminación
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GUÍA DE DISEÑO PARA ESTIMULACIONES DE POZOS
La estimulación de pozos es una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros, ésta consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo. A través de esta guía se presenta una metodología que considera desde el análisis de los mecanismos de daño, la selección del pozo candidato, hasta el diseño y ejecución del tratamiento, dependiendo de la caracterización del daño y la interacción de los fluidos para la remoción del mismo.
GUÍA DE DISEÑO PARA CONTENIDO ESTIMULACIONES 1. OBJETIVO DE POZOS 2. INTRODUCCIÓN 3. MECANISMOS DE DAÑO 4. SISTEMAS DE FLUIDOS PARA UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL 5. ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN CARBONATOS 6. ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN ARENAS 7. METODOLOGÍA DE DISEÑO 7.1.
Validación del pozo propuesto.
7.2.
Determinación y caracterización del daño.
7.3.
Selección del sistema de fluidos para el tratamiento
7.4.
Cálculo de parámetros para la ejecución.
APÉNDICE 1. Nomenclatura. APÉNDICE 2.
Diagrama de Flujo
para la ejecución de un tratamiento de estimulación APÉNDICE 3. Determinación de la: cantidad de caliza que disuelve un ácido, concentración de un ácido, el Índice de Productividad.
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1. OBJETIVO Proporcionar una guía para diseñar una estimulación matricial, considerando la selección del pozo candidato y la determinación del fluido de tratamiento en función de la caracterización del daño y el tipo de formación, así como las consideraciones técnicas, además que indique como calcular los parámetros que se requieren para su ejecución. 2. INTRODUCCIÓN Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye ó se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su daño y proponer los diseños mas adecuados en forma rápida y con mayor certidumbre.
En México la mayor parte de las estimulaciones se efectúan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando ácido cl o rh íd ri co (H C L ) a d i fe re n te s concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado Ácido Fluorhídrico ( HF) o más recientemente, a través Fracturamientos hidráulicos. En nuestro país, particularmente en los yacimientos con rocas carbonatadas, la utilización del ácido clorhídrico es prácticamente el común denominador de las estimulaciones, sin embargo, la experiencia nos ha revelado que no todos los pozos con problemas de producción, requieren necesariamente del uso de ácido clorhídrico. Muchos de nuestros pozos con problemas de producción requieren de estimulaciones No ácidas ( no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinación de su producción, por lo tanto la selección de un pozo candidato a estimular y el diseño de su tratamiento requiere de un buen análisis de gabinete. La determinación del tipo de daño, el análisis nodal y la corroboración del daño a través de pruebas de laboratorio son factores importantísimos que deben considerarse para seleccionar y diseñar el tratamiento de un pozo candidato a estimular.
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3. MECANISMOS DE DAÑO 3.1 Tipos de Daño
de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparación, etc.
Independientemente del origen o la naturaleza del daño, este afecta el patrón de flujo natural de los fluidos en la formación. Los daños que tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema roca-fluidos, los podemos agrupar en tres tipos básicos:
c)- Alteración de la viscosidad El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, etc. y esto dificulta el flujo de fluidos.
a)- Daño a la permeabilidad absoluta En este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por:
La figura 1 describe las condiciones de la vecindad del agujero, donde rx y kx representan la penetración del daño y la permeabilidad de la zona afectada respectivamente, kx es diferente a la permeabilidad de la formación en la zona virgen, representada con la permeabilidad k.
1) La presencia de finos y arcillas de la propia formación. 2) Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación.
3.2.- Representación del daño
Zona de Permeabilidad sin alterar
k
3) Incrustaciones de depósitos orgánicos (asfaltenos o parafinas) o, 4) Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos, entre otros. b) - Cambios en la Permeabilidad relativa Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturación
rx
h
rw
kx re Zona de Permeabilidad alterada
Figura 1.- Representación esquemática de una zona dañada.
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El factor de daño (S) está dado por la ecuación (1):
é ù r k S= 1ú ln x ê kx û rw ë
(1)
En general el efecto de daño (S) implica : S = 0 no existe daño, por lo que kx = k. S > 0 existe daño, por lo que k > kx S < 0 el pozo está estimulado k < kx 4) SISTEMAS DE FLUIDOS PARA UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL. La mayor parte de la producción de hidrocarburos se presenta en formaciones carbonatadas o en areniscas. Durante la etapa de perforación y terminación del pozo diversos factores químicos o mecánicos pueden alterar su estado original provocando daños que resultan en una caída de presión y por consiguiente en una disminución en la producción de hidrocarburos. Además, en estas etapas o durante la vida productiva del pozo pueden presentarse condiciones como cambios de mojabilidad, bloqueos por agua, presencia de compuestos orgánicos, mezclas complejas de orgánicos e inorgánicos, presencia de arcillas y finos o sludge, entre otras, que provocan la presencia de cualquiera de los mecanismos de daños ya mencionados. El tratamiento para este tipo de
formaciones puede clasificarse de manera general de la siguiente forma 4.1 Base del sistema En función del elemento básico que la constituye se pueden clasificar de la siguiente manera:
Reactivas
Ácido clorhídrico (HCL) Ácido Fluorhídrico (HF) Ácido Acetico(2HCH3 CO)3 Ácido Fórmico (2HCOOH)
Solventes Mutuos NO reactivas Solventes Aromáticos
La remoción efectiva del daño por permeabilidad absoluta involucra la disolución o dispersión/disolución de material físico el cual provoca la restricción en la permeabilidad. Si el material de daño es soluble en ácido, un fluido base ácido puede ser efectivo en disolver y remover el material. Tanto las formaciones carbonatadas como las areniscas pueden acidificarse, sin embargo la efectividad de su tratamiento siempre estará directamente relacionado a como el tratamiento seleccionado elimina el daño. Cuando el daño consiste de parafinas y asfaltenos, deben usarse solventes
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orgánicos como solvente base para ayudar a disolver el material y así restaurar la permeabilidad. Cuando incrustaciones o sólidos solubles en ácido, son cubiertas con aceite, el uso de solventes colocados como precolchón antes de la etapa de ácido, es útil para limpiar la superficie y permitir mas directamente la reacción del ácido. El ácido nunca debe usarse sólo en un intento para remover depósitos de asfaltenos o parafinas. 4.2 Aditivos:
b)- Surfactantes Los surfactantes son comunes en todos los tratamientos ácidos y ellos son el elemento básico en las estimulaciones no reactivas; las funciones de un surfactante usado en una acidificación incluyen: La desemulsión, dispersión, prevención del sludge, penetración y reducción de la tensión superficial, evitar el hinchamiento o dispersión de arcillas, mojar de agua a la roca, ser compatible con los fluidos de tratamiento y de la formación, ser soluble a los fluidos de tratamiento a temperatura de yacimiento.
Existe una gran cantidad de aditivos utilizados en los tratamientos ácidos, que facilitan el uso de los sistemas permitiendo una mayor efectividad, básicamente estos pueden agruparse en:
En un tratamiento ácido en arenas, especialmente, la incompatibilidad de inhibidores de corrosión y surfactantes aniónicos puede ser un problema si no se manejan apropiadamente
a)- Inhibidores de corrosión.Típicamente son materiales fuertemente catiónicos, con una fuerte afinidad con la superficie metálica, para ser efectivos deben tener la capacidad de adherirse al interior de la tubería, formando una delgada cubierta protectora a medida que el ácido es bombeado, debido a su fuerte carga catiónica debe ser usado cuidadosamente para cumplir su función, ya que un exceso de este inhibidor puede influir en la matriz e inducir un daño a la permeabilidad relativa, causado por un cambio de mojabilidad.
c) Solventes mutuos Los solventes mutuos o mutuales como el Etilen Glicol Mono Butil Ether ( EGMBE) o materiales similares, son otros aditivos frecuentemente utilizados en los sistemas ácidos, a menudo son utilizados por su solubilidad tanto en fluidos base agua o aceite. Los solventes mutuos se desarrollaron hace algunos años para facilitar la reacción del ácido en superficies cubiertas de aceite debido a su habilidad para ayudar a disolver mas allá de la cubierta de aceite; también ayudan a disminuir la tensión superficial del ácido reactivo lo
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que facilita la recuperación del ácido gastado y la limpieza del pozo. Debido a sus propiedades, tienden a limitar la efectividad de los inhibidores de corrosión y frecuentemente la concentración de estos últimos debe ser incrementada en el sistema de tratamiento cuando se usan solventes mutuos Los solventes mutuos para ser efectivos, deben ser agregados en concentraciones de aproximadamente 10% del volumen de ácido ( lo que incrementa el costo del tratamiento) y su uso debe ser evaluado antes del tratamiento. d) - Aditivos de control de fierro Muchas formaciones contienen Siderita, hematita y otros minerales ricos en fierro, además del fierro que puede ser desprendido de la misma tubería, por lo tanto los agentes secuestrantes de fierro son un aditivo común en los tratamientos ácidos. La química de los componentes de incrustaciones de fierro es más compleja que las de otro tipo, ya que existen dos formas de fierro en la formación, ferroso y férrico (éste último de mayor riesgo, y el primero que se forma en las estimulaciones); en solución, la forma ferrosa puede ser oxidada a férrico en presencia de oxigeno. La mayoría de las aguas de formación contienen menos de 100 ppm
de fierro, que puede verse incrementada substancialmente por corrosión, o por contacto de magnetita o de hematita. Mientras el ácido no esta gastado su PH es 0 ó cercano a 0, en estas circunstancias ningún ión fierro precipitará, sin embargo, a medida que el ácido se va gastando, su PH tiende a subir, y arriba de 2 ó más, los problemas con precipitación de hierro existen y agravan el problema en el fondo, ( el ferroso empieza a precipitar en PH de 5 y el férrico empieza a precipitar con PH de 2.5 y totalmente con PH de 3.5) por lo anterior es importante contar con los secuestrantes de fierro adecuados e inducir el pozo a producción tan rápido como sea posible. e) - Agentes divergentes El cubrir efectivamente el intervalo de interés es crítico para el éxito de un tratamiento matricial ya sea en carbonatos o en areniscas. La desviación en un tratamiento puede ser complementada utilizando desviadores mecánicos como empacadores, tapones puente, bolas selladoras en los disparos, sólidos químicos, espuma e incremento en el ritmo de inyección por debajo de la presión de fractura. f) - Gas Es también considerado un aditivo en tratamientos ácidos. El nitrógeno puede agregarse al ácido para facilitar la
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5.1.- E s t i m u l a c i o n e s r e a c t i v a s utilizando Ácido Clorhídrico (HCL). Como se mencionó anteriormente las estimulaciones matriciales en cualquier formación pueden ser reactivas o no reactivas. Para las formaciones de carbonatos los tipos de ácido que pueden usarse son: - Ácido Clorhídrico (HCL) - Ácidos Orgánicos ( Acético y Fórmico) Este tipo de estimulaciones, ya sea en formaciones calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generación de canales por la disolución de material que genera el ácido. La acidificación matricial en carbonatos puede considerarse como un proceso
La Figura 2, muestra la capacidad de disolución del HCL a varias concentraciones, en caliza y dolomita. Basado en gran cantidad de volúmenes calculados y por la experiencia de campo, la mayoría de los tratamientos ácidos matriciales utilizan de 75 a 250 galones de ácido por pie de intervalo productor. Lo que mayor concierne a una estimulación matricial ácida en carbonatos incluye lo siguiente: Efectividad del desviador Limite de los agujeros de gusano y la excesiva perdida de filtrado Aplicaciones en baja y alta temperatura Concentración del ácido
o o o o
4000 Dolomia 3500 Cada 1,000 galones de HCI
5. ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN CARBONATOS
mucho mas sencillo que una acidificación en formaciones areniscas, esto es debido a que la mayoría de los productos de reacción tanto en calizas como en dolomitas son solubles en el ácido gastado.
Libras de roca disueltas por
recuperación del ácido gastado cuando se acidifican pozos depresionados y por supuesto cuando se usa espuma nitrogenada como desviador. Existe una técnica patentada por J. L. Gidley ( “El futuro de las acidificaciones” JPT 230) que reporta ventajas de usar Bióxido de carbono ( CO2), como un precolchón por delante del ácido, en tratamientos de zonas de aceite.
Caliza
3000 2500 2000 1500 1000 500 0 7.5%
15%
20%
25%
28%
Concentración de Ácido clorhídrico
Figura 2.- Solubilidad del HCL en caliza y dolomita.
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ÁcidoClorhídrico Carbonato de Calcio (Caliza) Cloruro de Calcio Agua Bióxido de Carbono + ® ++ 2HCL CaCO3 CaCl 2 H 2O CO2
ÁcidoClorhídrico Carbonato de Calcio y Magnesio Cloruro de Calcio Cloruro de Magnesio + ® + 4HCL CaMg(CO3)2 CaCl 2 MgCl 2
Agua Bióxido de Carbono + + H 2O 2CO2
Un 10% de solución de ácido acético disolverá la caliza tanto como un 6% de solución de HCL. Un 10% de solución de ácido fórmico disolverá la caliza tanto como un 8% de solución de HCL. La reacción química de estos ácidos con la caliza es la siguiente:
El Ácido Clorhídrico es el ácido mas utilizado en la estimulación de pozos, y el más fuerte, al 15% se le conoce como ácido regular, si comparamos la misma concentración, es el más corrosivo de los ácidos, reacciona con la caliza y la dolomita como se muestra en la parte inferior de esta página.
Ácido Acético Carbonato de Calcio Acetato de Calcio Agua Bióxido de Carbono ? ?? 2HCH 3CO3 CaCO3 Ca(CH3CO2)2 H 2O CO2 Ácido Fórmico Carbonato de Calcio Formato de Calcio Agua Bióxido de Carbono ? ?? 2HCOOH CaCO3 Ca( HCO2 )2 H 2O CO2
5.1.2 Estimulaciones reactivas utilizando Ácidos Orgánicos. El Acético y el Fórmico son otros dos ácidos que llegan a utilizarse, solos o con el HCL. Son mucho más débiles que el HCL y por lo tanto reaccionarán mas lentamente con la mayoría de los minerales en el pozo y por lo tanto permiten una penetración más profunda y mejores propiedades de grabado en algunas formaciones. El Ácido Acético reacciona mas lentamente que el Fórmico.
5.1.3 Factores que afectan la reacción del ácido con los carbonatos Existen algunos factores que influyen en el efecto de reacción del ácido con las formaciones, entre los más importantes: a) Relación Volumen- Área de contacto A mayor superficie de roca expuesta por unidad de volumen de ácido, éste se gastará más rápido b).- Presión
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Ácido Gastado (%) 4%
2000 5%
3% 2%
1%
Con sólo agregar cloruro de calcio o Bióxido de Carbono a cualquier ácido fuerte retardará ligeramente su reacción.
1750
Un ácido orgánico le toma mas tiempo gastarse que el HCL porque solo está parcialmente ionizado.
Pres ión (psi)
1500 1250 1000
e) Composición de la Roca La composición química de la roca influirá en la reacción del ácido, las dolomitas generalmente reaccionan mas lentamente con el HCL que con las calizas.
750 500 250
0
2
4
6
8
10
12 14 16
Tiempo de Gastado (min)
Figura 3.- Efecto de la Presión sobre el tiempo de reacción del HCL- CaCO3.
Arriba de 750 psi la presión tiene un menor efecto en la reacción del ácido con rocas calcáreas que la mayoría de los otros factores, por debajo de ese valor la reacción se acelera, como se observa en la Figura 3. c) Temperatura A medida que la temperatura se incrementa, el ácido reaccionará más rápido con el material calcáreo. d) Concentración del ácido y productos de reacción. Mientras más fuerte sea un ácido mas
f) Viscosidad A medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reacción del ácido. 5.2.- Estimulaciones No reactivas en carbonatos. En este sistema los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, estos sistemas se utilizan para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control, depósitos orgánicos, daños por tensión interfacial, por mojabilidad e incrustaciones. Lo anterior es debido a que el flujo de fluidos a través de medios porosos está gobernado por los
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fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenómenos de superficie siguientes: -Tensión interfacial - Mojabilidad - Capilaridad Los agentes de superficie (surfactantes) son los principales productos químicos que se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar estos fenómenos de superficie. La selección de un químico para cualquier aplicación particular dependerá de que contaminante esta taponando o bloqueando la permeabilidad de la formación. El HCL no disolverá parafinas, asfaltenos o grasas de la tubería, los tratamientos de esos sólidos o agentes bloqueadores requiere de un solvente orgánico efectivo ( normalmente un solvente aromático como tolueno, xileno u o r t o n i t r o t o l u e n o ) . Debido a los diferentes sólidos que taponan o bloquean los poros, se requieren también diferentes solventes para su remoción , no hay un solvente universal para el daño de un pozo.
Los fenómenos de superficie pueden provocar daños en la permeabilidad absoluta, cambios en la permeabilidad relativa y alteraciones en la viscosidad de los fluidos, y deben ser tratados con sistemas no reactivos. En el caso de las emulsiones, estas generalmente se forman de la mezcla de fluidos base agua y aceite, presentando altas viscosidades que reducen la capacidad de flujo del pozo. Pueden ser estabilizadas por surfactantes, así como por solventes mutuos acompañados de desemulsificantes. Una formación mojada por aceite reduce la permeabilidad relativa al aceite, en este caso se inyectan solventes mutuos para cambiar la mojabilidad y luego la inyección de un surfactante que deje la roca mojada por agua. El uso de algún surfactante solo no es exitoso, si antes no se ha removido la fase aceite que se encuentra mojando a la roca. Puede existir un Bloqueo por Agua que también reduce la Permeabilidad relativa al aceite, causado por el incremento en la saturación de agua, se puede formar en la fase de perforación y terminación por filtrado del fluido base agua, lo favorece la presencia de arcillas hidratables. Es tratado mediante la reducción de la tensión superficial entre el agua y aceite o gas,
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con el uso de surfactantes, solventes mutuos y desemulsificantes, en el caso de pozos de gas es recomendable el uso de ácidos alcohólicos. Los depósitos Orgánicos como parafinas y asfaltenos dañan la Permeabilidad absoluta, sus orígenes son numerosos y complejos, su principal mecanismo es el cambio en la temperatura y presión en el pozo y las cercanías, pueden removerse con solventes aromáticos (Xileno y Tolueno) y aditivos (antiasfaltenos, dispersantes de parafinas). Los depósitos orgánicos e inorgánicos dañan la Permeabilidad absoluta, son componentes orgánicos que generalmente recubren algún componente inorgánico como incrus-tación o finos. Requiere un tratamiento con un solvente combinado, tal como una dispersión de solvente de hidrocarburo (aromático) en ácido y surfactantes ( sistema emulsionado). Como puede observarse, en las estimulaciones no reactivas la función del surfactante es fundamental, por lo que el éxito de estas depende en gran medida de su apropiada selección. 6.- ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN ARENAS. Para las formaciones de Areniscas el tipo de Ácido que puede usarse es:
Ácido Fluorhídrico (HF), mezclado con HCL o con ácidos orgánicos. Se puede mezclar éste ácido con HCL o con ácidos orgánicos para disolver minerales arcillosos, feldespatos y arenas, debido a que los minerales arcillosos y los feldespatos tienen mayor área de contacto, la mayoría del HF se gastará más rápido en estos materiales que en el cuarzo o en las arenas. Es el único ácido que reaccionará con arena y otros minerales silicios como la arcilla, la reacción química es :
Ácido Fluorhídrico Silice Ácido Fluosílico Agua ? ? ? 6 HF SiO 2 H 2SiF 6 2 H 2O
La reacción entre el HF y una arcilla como la bentonita, está dada por Ácido Fluorhídrico Bentonita Ácido Fluosílico Ácido Fluoalu min ico Agua ? ? ? ? 36 HF Al 2(SiO4 O10 ) 4 H 2 SiF6 2 H 3 AlF6 12 H 2 O
El HF reaccionará con minerales calcáreos como la caliza, sin embargo producirá precipitados insolubles de fluoruro de calcio: Ácido Fluorhídrico Caliza Fluoruro de Calcio Agua Bióxido de Carbono ? ? ? ? 2HF CaCo3 CaF 2 2H 2O CO2
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La principal razón para acidificar una formación de areniscas es remover el daño causado por la invasión de partículas sólidas y al hinchamiento, dispersión, migración o floculación de finos. Estos tratamientos están limitados para daños someros de 1 a 3 pies de la vecindad del pozo, el HF puede ser retardado para mejorar la distancia de penetración del ácido. Un daño por arcillas puede ser una mezcla tanto de hinchamiento como migración de finos, cuando eso ocurre se debe acidificar la formación con un sistema que disuelva arcillas finos con contenido de sílice. En la mezcla de Ácido Fluorhídrico (HF) - Ácido Orgánico ( Acético o Fórmico), se puede utilizar para retardar la reacción con la arena y las arcillas, y disminuir el ataque corrosivo, de esta manera se puede penetrar mas profundamente la formación y remover mas daño. A menores temperaturas son más severos los productos secundarios de los productos de la reacción de esta mezcla de ácidos, por lo que se debe o usar en pozos de 200 F de temperatura ó mayor. La mezcla se debe preparar con agua dulce, nunca debe usarse salmuera o agua corriente para tratamiento con HF ya que estas aguas contienen sodio o potasio.
Los efectos de la reacción del HF con la arena se incrementarán a medida que la temperatura se incremente, por ejemplo el ritmo de desgaste es 13 veces más o o rápido a 300 F que a 75 F. La mejor selección para remover daño por arcillas en pozos calientes y profundos con yacimientos en areniscas es la de 6% de ácido fórmico y 1.5% de HF. En la estimulación de areniscas existen tres etapas básicas de bombeo: a)
Precolchón
b)
Fluido de tratamiento
c)
Fluido de desplazamiento
a) El precolchón siempre se bombea por delante del HF, proporciona un barrido entre la mezcla del ácido vivo y gastado y los fluidos de la formación, este barrido reduce la posibilidad de formar fluosilicatos y fluoaluminatos de potasio. En el caso de usar HCL como precolchón este removerá el CaCO3 y evitará su reacción con el HF. Los más comunes son ( básicamente son los mismos para el desplazamiento): Ácido Clorhídrico (HCL) Cloruro de Amonio ( NH4Cl) Diesel Kerosina Aceite
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Temperatura de la for mación, °F
350 T em pe ratu ra d e la form ac ió n, °F
Estos se seleccionan en función de la Temperatura y de la composición mineralógica de la roca. La Figura 4 nos muestra el comportamiento de los diferentes precolchones en función de ambas variables, esta puede ser utilizada en la selección del precolchón.
300 250 200 9/1.0 HCI / HF 13.5/1.5 HCI / HF Orgánico /HF
150 100 50 0
Feld-K
IIIita
Caolinita Cl,Sm,Ce Feld-Na
Alumino -Silicat os dominante
350 300 250 200 HCI
150
HCI/Org Org/NH4CI
100 50 0 Feld
IIIita Caolinita Clorita Smectita Ceol ita
Alumino-Silicatos dominante
Figura 4.- Selección del precolchón en función de la temperatura y la mineralogía de la formación.
Figura 5.- Selección del fluido de tratamiento en función de la temperatura y la mineralogía de la formación. La figura 6 muestra el comportamiento de las diferentes concentraciones del ácido Fluorhídrico con respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo. Cuando el HF es bombeado a la formación, la permeabilidad y el gasto de bombeo a menudo disminuyen o se incrementa la presión de bombeo. Así, con 3 y 6% de HF, cuando se remueve el daño, finalmente la permeabilidad se incrementará.
b) El fluido de tratamiento removerá el El decremento inicial es mayor con daño por arcillas, para completar esto, el sistema ácido deberá contener iones de fluoruro. Los surfactantes en un fluido de tratamiento para un yacimiento de areniscas deben ser de tipo no iónico - aniónico y/o aniónico.
La Figura 5 nos muestra el comportamiento de los diferentes sistemas en función de la Temperatura y la mineralogía, esta puede ser utilizada en la selección del fluido de tratamiento.
sistemas más fuertes de HF. En ocasiones como se observa en los datos de HF al 9% el daño es completo y el núcleo queda totalmente taponado, lo mismo ocurre con algunos núcleos cuando se utiliza HF al 6%; para reducir esa posibilidad la mayor parte de los operadores utilizan HF al 3% en la mayoría de los tratamientos. La habilidad del HF para remover el daño en arcillas se genera en una distancia de 2 pies en la vecindad del pozo, mayor se vuelve económicamente incosteable.
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Permeabilidad Relativa
con formaciones de baja permeabilidad.
Volumen de Volumen de acido acidoen enelel medio medioporoso poroso
Una vez que se han bombeado los fluidos hacia la formación, cumpliendo con las etapas del tratamiento finalmente se bombea un fluido desplazador compatible con el sistema y cuyo volumen será igual al volumen de las tuberías hasta la base del intervalo a disparar. En el caso de la estimulación matricial en areniscas, la apertura del pozo debe ser lo más rápido posible. 7. METODOLOGIA
Figura 6.- Comportamiento de diferentes concentraciones de HF - HCL con respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo. c) El fluido desplazante se utiliza para desplazar el HF, asegura que la mayoría del HF reaccione en la formación y contribuirá a los resultados del tratamiento. El cloruro de amonio es el más común y es una de las pocas sales que no precipitará con el HF o con el HF gastado, el diesel se utiliza también en pozos de aceite. Ya q u e e l H F r e a c c i o n a m u y rápidamente, no se recomienda un largo período de cierre, debe empezar a regresarse los fluidos tan pronto como
7.1.- Validación del pozo propuesto Cuando existe un pozo precandidato a estimular se requiere un riguroso proceso para que finalmente se ejecute y se evalúe el tratamiento, el primer paso en este proceso consiste en la validación del pozo precandidato, existen factores que pueden enmascarar el que un pozo sea verdaderamente un candidato a ser estimulado, por lo que es conveniente tener en cuenta en este punto dos consideraciones importantes a) Validación de las condiciones del pozo y del yacimiento b) Identificar presencia de pseudo daños.
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a).- Validación de las condiciones del pozo y del yacimiento
b) Identificar presencia de pseudo daños.
El ingeniero de diseño deberá considerar como parte de su propuesta del sistema de tratamiento, el revisar y analizar la declinación de la producción o en su caso la producción por debajo de lo esperado en un pozo, atendiendo los siguientes puntos:
Las condiciones que limitan el potencial de producción de un pozo y que no pueden ser corregidas mediante un tratamiento de estimulación, son conocidas como pseudo daños, y podemos señalar los siguientes:
? Historia de presiones ? Cambios de estranguladores ? Comportamiento de producción de agua ? Comportamiento de la relación aceite-agua ? Comportamiento de la relación gas - aceite ? Historia de intervenciones ? Comportamiento del sistema artificial de producción ( si lo tiene) ? Revisión de conexiones y sistema superficial de producción ? Verificación de la influencia de pozos vecinos inyectores ? Registros Geofísicos ( situación estructural) ? Comparación de la producción con pozos cercanos ? Comparación de la reserva del yacimiento con la producción acumulada del pozo
? Baja densidad de disparos ? Baja penetración de disparos ? Fase inadecuada de disparos ? Formación de incrustaciones en el pozo ? Producción por debajo del punto de burbuja (bloqueo por gas) ? Producción de arena ? Tuberías colapsadas ? Problemas por obstrucciones mecánicas ? Mala cementación ? Diseños inadecuados de terminación (aparejo, sistema artificial, estrangulador inadecuado, etc.) 7.2 Determinación y caracterización del daño. Es el principal parámetro que se debe obtener para definir la factibilidad de realizar un tratamiento, la determinación y caracterización del daño requiere de un análisis integral, se determina a través de pruebas de variación de presión, puede
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confirmarse con análisis nodal y es caracterizado a través de pruebas de laboratorio. a) Las pruebas de Variación de Presión (Pruebas de Incremento o Decremento) son la mejor herramienta para determinar el daño a la formación y la permeabilidad de la formación. b) El análisis nodal y las pruebas de laboratorio servirán como una herramienta de ajuste que corrobore el valor de daño determinado y permita ajustar también otros parámetros del yacimiento. El análisis nodal permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción de pozo y evalúa un sin número de parámetros, entre otros podemos obtener: ? Determinar presencia de daño ? Obtener pronósticos de producción ? Determinar caídas de presión ? Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema ? Determinar diámetro optimo de tuberías de producción ? Ajustar correlaciones de flujo
c) Las Pruebas de laboratorio es el paso siguiente en la caracterización del tipo de daño presente, para lo cual se requerirá de la toma de muestras, las cuales deberán ser guardadas en recipientes de plástico (aceite) y analizadas en un período menor de una semana. Las de agua se colocan en recipientes de plástico o de vidrio, nunca en recipientes metálicos; su análisis deberá efectuarse el mismo día. Las pruebas que se deben realizar son: c1)- Análisis Composicional Define el tipo de daño; parafinas, asfaltenos, emulsión, sólidos u otros. Los parámetros que determina son: Agua y sedimentos por centrifugación Determinación de la gravedad API Porcentaje de emulsión Porcentaje de parafinas, asfaltenos y resinas asfálticas. c2)- Análisis Mineralógico Con difracción de rayos X y/o fluorescencia de rayos X para determinar la composición mineralógica de la roca. c3)- Análisis de agua Determina el problema potencial de
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formación de incrustaciones. La alta concentración de cationes (Ca++, ++ +++ -2 -2 Mg , Fe , etc.), aniones (HCO , CO3 ) y en ocasiones gases (CO2 y H2S) puede generar la tendencia a formar incrustaciones. 7.3.- Selección del sistema de fluidos para el tratamiento Cada pozo es un caso especial, para seleccionar el mejor fluido de tratamiento, es esencial conocer el material específico y/o el fenómeno que esta dañando la formación alrededor del pozo. El tipo de tratamiento (reactivo y/o no reactivo) depende de varios factores que se han venido comentando a lo largo de esta guía, deberemos tener en cuenta algunos factores importantes, recordemos que antes del tratamiento el aparejo debe estar libre de materiales que dañen la formación, de igual manera en rocas carbonatadas la matriz crítica de penetración es de 3 a 6 pies y en areniscas de 1 a 3 pies, asimismo se deberá tener presente que la presión de bombeo del tratamiento debe ser mayor de la presión de formación pero menor al gradiente de fractura ya que de lo contrario provocaría el fracturamiento de la roca dejándose de cumplir el objetivo, que es la inyección el fluido en la matriz de la formación. En cuerpos de espesores considerables es necesario el uso de
divergentes, también es importante recordar que en pozos depresionados el uso de nitrógeno resulta conveniente. Las características del daño y no el origen del mismo, determinan el fluido de tratamiento. Muchos autores han desarrollado diferentes estrategias para seleccionar los fluidos que remueven el daño, lo que será función de múltiples factores, independientemente de ello, en las secciones anteriores se ha venido explicando los principales tipos de tratamiento y su interrelación con el tipo de formación y de daño presente, como resumen de ello, debemos recordar que existen reglas que deben cumplirse para prevenir problemas en la ejecución de un tratamiento, entre ellas debemos destacar las siguientes: a) El uso del HF en rocas carbonatadas no debe permitirse. b) El HCL no reacciona con sílice o minerales arcillosos. c) Los tratamientos de acidificación matricial en formaciones areniscas generalmente son a partir de mezclas HF-HCL. d) Para mejorar la penetración del ácido en yacimientos con altas temperaturas que requieren control de migración de finos se han desarrollado otros
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sistemas de ácidos tales como sistema de HF-HCL generado in situ, sistemas HF-HCL- alcohol y sistemas de ácido HF- ácidos orgánicos. e) Los daños causados por depósitos de parafinas y asfaltenos deben ser tratados a partir de mezclas de solventes, dispersantes y surfactantes. De igual manera existen reglas básicas para la selección de aditivos químicos, entre las que debemos señalar: a) Los aditivos típicos de un tratamiento de acidificación matricial son agentes desviadores, secuestrantes de fierro, solventes mutuos, surfactantes e inhibidores de corrosión. b) Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar el éxito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la película de aceite del material a disolver y deja además la formación mojada por agua. c) Los solventes mutuos tienen una gran solubilidad tanto en sistemas base aceite como base agua. Cualquier selección de tratamiento debe derivar de la naturaleza del daño y de su problema específico, por lo que deberá también utilizarse cualquier información que esté disponible, la Tabla 1 es una guía, mas que una regla para la selección de un tratamiento
ácido en algunas de las situaciones que se señalan: Tabla 1.- Fluidos usados en tratamientos matriciales Tipo de Fluido
Ácidos
Solventes
Fluido Específico
Observaciones
HCL
Incrustaciones, taponamiento por sólidos, bloqueo por agua
Usado en carbonatos y arenas con 20% o mas de calcita, o como precolchón para un tratamiento ácido con HF
Ácido Acético
Incrustaciones, taponamiento por sólidos, bloqueo por agua
Lo mismo que temperaturas
el HCL y en altas
Ácido Fórmico
Incrustaciones, taponamiento por sólidos, bloqueo por agua
Lo mismo que temperaturas
el HCL y en altas
HF
Arcillas, Incrustaciones, taponamiento por sólidos, bloqueo por agua
Arenas ( con HCL o ácido orgánico). Usado para limpieza de daño por lodo de perforción.
HF generado in situ.
Arcillas, Incrustaciones, taponamiento por sólidos, bloqueo por agua
Posible penetración profunda, Solo en areniscas
Solvente mutuo
Bloqueo por agua, emulsión, cambio de mojabilidad.
Usado con otros aditivos como surfactantes para mejorar la permeabilidad relativa al hidrocarburo
Solvente aromático
Asfaltenos,parafinas, sludge, taponamiento por lubricantes
Usado con un agente de suspensión o con un antiasfalteno, con dispersantes de sludge
EDTA
Agua
Daño que el fluido puede remover
Agua caliente
Incrustaciones de Sulfatos
Parafinas
Usado con agentes de suspensión
Antes de considerar un tratamiento, deberán hacerse los análisis pretratamiento en laboratorio para definir su factibilidad. Si se determina daño debido a compuestos orgánicos, como parafinas o asfaltenos, un tratamiento orgánico con solventes será el indicado; si el daño puede removerse con ácido, deberá hacerse una estimulación para eliminar los efectos del daño. Nunca se debe bombear solventes o ácido al pozo hasta que haya sido
Pagina veintiuno
definida la causa del daño y el mejor tratamiento químico para removerlo. En resumen la selección del sistema de fluido estará en función de los siguientes factores. Tipo de formación Mineralogía Temperatura Prueba de compatibilidad Prueba de Emulsión
En las secciones 4, 5 y 6 se habló ampliamente de la selección del sistema de fluidos en función de los tres primeros factores (tipo de formación, mineralogía y temperatura). Con respecto a los dos últimos factores, las normas API - RP 42, ASTM D287, D4007, entre otras, regulan las pruebas de laboratorio. a) Pruebas de compatibilidad.- A fin de poder verificar la compatibilidad de fluidos de tratamiento con los fluidos producidos es necesario probar diferentes sistemas que identifiquen el óptimo, de acuerdo con las normas
ASTM y API. Las características químicas de compatibilidad que deben presentar el sistema de aditivos, y la mezcla de este con el crudo son las siguientes (Norma ASTM y API): Sistemas (mezclas de aditivos) ? Homogéneos ? Miscibles Sistema / crudo Mezclable ? Homogéneos ? Dispersión de sólidos ? Organicos i ns olub le s (Asfaltenos) ? Solubilidad de sólidos orgánicos solubles (para-finas) ? Rompimiento de emulsiones ? Mojabilidad por agua (acción del co-solvente) b)- Pruebas de emulsión (en caso de un tratamiento ácido).- Estas pruebas se realizan de acuerdo con la norma APIRP42. Los parámetros determinados en estas pruebas según las normas señaladas son: ? La cantidad de ácido separada En el menor tiempo posible ? La calidad de las fases ácido/ aceite (que sea bien definida BD-)
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? En esta misma prueba se determina la tendencia del sistema a precipitar asfaltenos o lodo asfáltico (los cuales son pasados a través de una malla 100). Esto significa que del sistema crudo/ácido nada debe quedar atrapado en la malla. 7.4 Cálculo de Parámetros para la ejecución. Diseño de tratamiento ácido en areniscas En los siguientes párrafos se presenta una guía general para el diseño de una acidificación matricial en areniscas. 1.- Selección de los fluidos de estimulación (pruebas de laboratorio) 2.- Presión y gasto máximos de inyección. De prueba de inyectividad, en caso de no contar con los resultados de la misma, se puede estimar como sigue:
procedimiento de presentado en la guía de Determinación de gradientes de fractura. 2.2 Presión máxima de inyección en superficie æ lb ö (3) ç÷ ÷ Ps max ( psi )( = Pf psi ) 0.052 * r * D( pie ) ç gal ø è
2.3 Gasto máximo de inyección, menor de ( ) 4.917 X 10 6 k ( mD ) h( pie ) Pf Pws ( psi ) qi max < ( m f( cp ) Ln ( re / rw ) pie / pie ) (4) 3.- Volumen y concentración del fluido de prelavado ( precolchón). V1 ( gal). (5) ( )
Vp = 23.5 f h rx 2 rw2
( )
) 23.5( 1f X HCL rx 2 rw 2 (6) VHCL = b Si Vp < VHCL, V1 = VHCL Si Vp > VHCL, V1 = VP
Como método alterno se puede obtener V1 con la siguiente regla:
2.1 Cálculo de la presión de fractura
Pf ( psi ) = Gf ( psi / pie ) D ( pie)
( 2)
La presión de fractura también puede ser calculada siguiendo el
Para 0% de Carbonatos: 5% de HCL, 50 gal/pie Para 20% de Carbonatos: 15% de HCL, 100 gal/pie
Pagina veintitres
3.1 Tiempo de inyección del prelavado.
0.1
GASTO DE INYECCIÓN UNITARIO REAL ( Bl/pie)
0.23805V ( gal )(7) t1 ( min ) = 1 q1máx() BPM 3.2 Volumen del sistema ácido HF - HCL ( o HF - Orgánico), V2 (gal)
.01
.001
400
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
FACTOR DE CORRECCION POR GASTO DE INYECCIÓN ( Cq)
300
Figura 8.- Efecto del gasto de inyección en la penetración del ácido HF ACETICO - HF
200
c) Corrección de Paq por contenido de silicatos, Paqs (pg) con concentración de silicatos y laPfigura seCobtiene el factor Paq9 * aqs = s Cs .
FÓRMICO - HF
HCL - HF
100 10
20
30
40
PENETRACIÓN DEL ACIDO
Figura 7.- Penetración del ácido HF en arena limpia b) Corrección de Pa por gasto, Pa (pg) Con qi max / hf y figura 8 se obtiene el factor de corrección Cq.
Paq = cq * Pa
CO NT ENIDO DE S ILICATOS ( % EN P ESO)
TEMPER ATUR A D E LA FOR MAC IÓN ( OF)
a) Penetración en arena limpia, Pa(pg) Con temperatura de formación y figura 7 se obtiene Pa
30 200 o F 250 o F
150 o F 100 o F
(9)
300 o F
20
10 0.2
0.4
0 .6
0.8
1.0
FACTOR DE CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE SILICATOS (Cs)
(8) Figura 9.- Efecto del contenido de silicatos
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d) Volumen de sistema de ácido, V2 Radio de penetración rxp (pg)
0.023805 *V2 t2 = qi máx
rxp = rw + Paqs
(13
(10)
Radio efectivo del factor de penetración, ra (pg)
ra = rxp 2 rw2
(11)
Con ra y figura 10 se obtiene el volumen unitario de ácido, Va
V2 = Va * h f VOL UMEN D EL F LUI DO D E ESTIMUL ACI ÓN ( g al/pi e)
3.3 Tiempo de inyección del sistema ácido.
(12)
1000 800 600 400
3.4 Volumen de desplazamiento, V3 (gal) Para un radio de penetración mínima de 4 pies r3 = 4+ rw (14)
() ( )
2 2 V3 ( gal ) = 23 .5f hf ( pie ) r3 rw pie 2 (15)
El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces el volumen V2, en caso contrario deberá tomarse el límite más cercano como V3.
300
3.5 Tiempo de inyección del volumen de desplazamiento, t3 (min)
200 150 100
0.023805 *V3 ( gal ) t3 = (16) qi max() BPM
80 60 50 40 30 20
3.6 Volumen de sobre- desplazamiento, Vs (gal)
15 10 10
15
20 25 30 40 50
70
100 150
200
400
600
RADIO EFECTIVO DEL FACTOR DE PENETRACIÓN 22 2 ( r xp x – rw )
Figura 10.- Volumen unitario del fluido de estimulación HF.
Vs = Volumen de las tuberías hasta la base del intervalo a estimular 4.- Incremento de Productividad esperado
Pagina veinticinco
Por experiencia de campo, este
ks ) re ) volumen debe estar entre 50 y 200 ( ln ( Jd k rw = (17) gal/pie, en caso de estar el valor ks öre Jo æ calculado fuera de estos límites, deberá rx ) )tomarse ln ( + ln ( ç ÷ rw è el límite correspondiente. k ø rx Diseño de tratamiento ácido matricial en rocas calcáreas: 1.- Seleccionar el fluido de tratamiento a través de pruebas de laboratorio 2.- Determinar la presión y gastos máximos de inyección en forma similar al procedimiento indicado para areniscas. 3.- Determinar el volumen del fluido de estimulación. Se considera siempre un intervalo menor o igual a 50 pies. En caso de excederse, se dividirá el volumen total de acuerdo con el procedimiento indicado para el caso de areniscas Para daño somero considere rx = 5 pie + rw Para daño profundo asumir rx = 10 pie + rw (18) () ( ) 2
2
Vf ( gal ) = 23.5f hf ( pie ) rx rw pie 2
4.- Estimar el resultado de la estimulación ( incremento de productividad esperado) 5.- Programa de la estimulación. En el caso de la estimulación matricial en rocas calcáreas, la inducción deberá realizarse inmediatamente después de terminada la operación APENDICE 1.- Nomenclatura HCL = Ácido clorhídrico
HF = Ácido Fluorhídrico Pseudodaño =
Condiciones que limitan el potencial de producción de un pozo y que no pueden ser corregidas mediante un tratamiento de estimulación
Sludge =
Mezcla altamente viscosa de aceite,agua,sedimentos PH = y residuos o
F=
Potencial Hidrógeno de una Sustancia H+ = Grados Farenheit de TemPeratura Iones de Hidrógeno
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CaCO3 = Carbonato
de Calcio ( Caliza )
Ca + = Iones de Calcio H 2O = Agua CO2 = Bióxido de Carbono CaCl2 = Cloruro de Calcio
Carbonato doble de Calcio y Magnesio 2 HCH CO = Ácido Acético Ca() HCO = Acetato de Calcio 2 HCO H = Ácido Fórmico Ca() HCO = Formato de Calcio CaF2 = Fluoruro de Calcio (precipitado insoluble) SiO2 = Bióxido de Sílice H 2 SiF6 = Ácido Fluosílico Al ( SiO O ) = Bentonita 2H3 AlF6 = Ácido Fluoalumínico psi = Libras / pulgada cuadrada API = American Petroleum Institute ASTM = American Society Technical Mecanical Vaf = Volumen de ácido fuerte (gal) Vad = Volumen de ácido débil (gal) r = Densidad ( lb/gal) r af = Peso específico ácido fuerte r ad = Peso específico ácidodebil r w= Peso específico del agua %ad = Concentración del acido débil %af = Concentración del acido fuerte Indice de productividad de un Jd = pozo dañado Jo = Indice de productividad de un pozo no dañado Permeabilidad reducida por daño ks = (mD) permeabilidad de la formación k= (mD) CaMg (CO3 ) 2 =
3
3
2 2
2
2 2
2
4
10
radio de drene (m) re = radio del pozo (m) rw = radio de daño (radio de zona rx = alterada)
Pf = Presión de fractura (psi) Gf = Gradiente de fractura (psi/pie) c = Peso específico del ácido dilu-
ido D= Profundidad del intervalo de
interés(pies) qi max = Gasto máximo de inyección
(bls/min) Vp = V1 = Volumen del fluido de prelavado
(precolchón) (gal) V2 = Volumen sistema ácido (gal
-pie)
V3 = Volumen de desplazamiento
(Gal) f = Porosidad b = Poder de disolución del ácido
Tiempo de inyección del pret1 = lavado Pa = Penetración en arena limpia
(Pg) Paq = Corrección de Pa por gasto C= Factor de corrección obtenido
con qimax y la figura 7 Corrección de Pa por gasto y Paqs = por contenido de silicatos Factor de corrección obtenido Cs = con concentración de silicatos y la figura 8 Vsa = Volumen del sistema ácido(li -tros) Wsa = Peso del sistema ácido (kg/l) g sa = Densidad del sistema ácido ( kg/l)
Pagina veintisiete
Va = Volumen unitario sistema
ácido (gal) rxp = Radio de penetración del ácido (Pg) Viscosidad del fluido ra = Radio efectivo de penetración (Pg) hf = Espesor del intervalo productor (pies). t2 = tiempo de inyección del ácido sistema (min) V3 = Volumen de desplazamiento (gal) t3 = Tiempo de inyección del volu -men de desplazamiento (min) Vs = Volumen de sobre-desplazamiento (gal), volumen de la tubería hasta la base de los Disparos. APÉNDICE 2.- Diagrama de flujo para la ejecución de un tratamiento de estimulación Inicio
1 Revisar comportamiento de producción en reporte mensual
No
Pozo candidato
Existen anomalías? Fin
Pruebas de laboratorio
Si Analizar condiciones del sistema de producción
Si
Definir tipo de daño y/o pseudodaño Se restauro la producción
Si
Corregir
Existen pseudodaños No
Tiene daño Si
Cálculo de la cantidad de caliza que disuelve un ácido 1.- Estimar la cantidad de caliza disuelta por 1000 litros de solución de HCL al 15% en peso. Recordando la reacción química del HCL con Caliza, es: Ácido Clorhídric o Carbonato de Calcio (Caliza ) + 2 HCL CaCO3 Cloruro de Calcio Agua Bióxido de Carbono ® ++ CaCl 2 H 2O CO 2
Por otra parte los pesos moleculares de los elementos químicos de estos compuestos se presentan en la tabla 2: Se observa que 73 kg/mol-kg de HCL reaccionarán con 100 kg/mol-kg de CaCO3 para producir 111 kg/mol-kg de CaCl2, 44 kg/mol-kg de CO2 y 18 kg/mol-kg de H2O. TABLA 2
Definir diseño y tipo de tratamiento
Determinar “S” con análisis nodal y/o C.V.P. y pruebas de laboratorio
No
APENDICE 3
No
Evaluar rentabilidad del tratamiento
1
2
H = 1.00797 Ca = 40.08
C =12.01115
Cl = 35.453
Cl2 = (35.5)2
C =12.01115
H2 = 2*(1.00797) O = 15.9994
C = 12.01115 O2= 2(15.994)
2
Fin
No
O3 = 3(15.999)
Es Rentable?
_________
Si Revisar condiciones del pozo y C.S.C.
3 Monitorear comportamiento del pozo
Acondicionar
No
Pozo en condiciones ? Si Coordinar logística
Ejecutar operación 3
Evaluar tratamiento
___________
2HCL=2(36.5) CaCO CaCO3=100 2HCL=2(36.5) =73
___________ CaCl2 =111
____________ H2O = 18
____________ CO2 = 44
Así, para nuestro ejemplo, se procede de la siguiente manera:
Fin
Vsa = 1000 litros de HCL
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? sa = 1.075 kg/l ( densidad del HCL al 15%)
CaCO3 será: 220.9kg ( CaCO3 ) V (CaCO3 ) = = 78 litros de CaCO3 2.83 kg / litro
Por definición:
( W HCL + H 2O ) (19) ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? c sa = V( HCL + H 2O )
APENDICE 3.Cálculo de concentración de un ácido
Por lo tanto:
Wsa = ? sa * Vsa =1.075 Vsa = 1.075 * 1000 = 1075 kg (HCL + H2O)
1.- Cual será el requerimiento de ácido y de agua para preparar 500 galones de ácido clorhídrico al 7.5 %, si se tiene un ácido (HCL) de 1.18 gr/cc al 35%.
Wa = 0.15 Wsa kg (HCL+H2O) = 0.15*1075 =161.25 kg (HCL)
Se debe utilizar la siguiente ecuación
73Kg ( HCL) 161.25 Kg ( HCL) = 100 Kg (CaCO3) X Kg (CaCO3)
( Vaf = Vad * %ad * r ad ) /( %af * r af ) Sustituyendo:
X = 161.25 * 100/73 = 220.9 Kg ( CaCO3)
Vaf = (500*7.5*1.04) / (35 * 1.18) Así, 1000 litros de HCL al 15% disolverán 220 kg de CaCO 3 , produciéndose: 73Kg ( HCL) 161.25 Kg ( HCL) = =245.2kg(CaCl2) 111 Kg (ClCa2 ) X Kg (ClCa2 )
73Kg ( HCL) 161.25 Kg ( HCL) = 44 Kg (CO2 ) X Kg (CO2 )
=97.2 kg (CO2)
Vaf = 3900 / 41.3 Vaf 94 gal de ácido fuerte de 1.18 gr/cc Volumen de agua = 500 - 94 = 406 galones de agua HCL al 7.5% ? w = 1.037 HCL al 15%
73Kg ( HCL) 161.25 Kg ( HCL) = 100 Kg ( H 2O) X Kg ( H 2O)
=39.8 kg (H2O)
HCL al 28% HCL al 35%
Si el peso específico del CaCO3 es de 2.83 kg / litro, el volumen disuelto de
? w = 1.075 ? w = 1.142 ? w = 1.179
APENDICE 3.-
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Cálculo del índice a productividad Esta dada por la ecuación (17)
200 ö æ 0 .85 ) ( ln ÷ 10 ç 0 .1 ø è Þ ó Jo = 2.96 0 .85 ö200 æ ( ) + ln () ç ÷ 0 .1 è 10 ø 0 .4
Jd = Jo ln 0 .4
ks ) re ( ) ln ( k rw k s ö re æ ( ) ) + ln ( Así, la productividad de un pozo dañado ç÷ rw rx k ø è
Jd = Jo ln r x
Jo es el índice de productividad de una formación no dañada y Jd es el índice de productividad del pozo dañado con la misma presión fluyendo del pozo. Por otra parte el daño de una formación está dado por la ecuación (1)
é ù r k S= 1ú ln x ê kx û rw ë Supongamos un pozo que tiene un radio de 0.1 m y que se encuentra dañado. El factor de daño (S) es 15, determinado por una prueba de incremento y con base en el conocimiento del mecanismo de daño que lo causó, se estima que el radio de daño es de 0.4 m ¿ Que incremento en la productividad se esperaría al remover el daño si la formación tiene una permeabilidad de 10 mD y su radio de drene (re) es de 200 m. Sustituyendo y despejando de la ecuación (1) 10 ö 0 .4 æ 15 = 1÷ ln Þ ó ks = 0.85 md ç ks 0 .1 è ø
Entonces: sustituyendo en (2.8)
puede ser incrementada por un factor de 3 si el daño es removido y restaurada la permeabilidad original
