ESTIMULACIÓN ACIDA A POZOS PETROLEROS
SHIRLEY L. JAIMES VILLAMIL 2052310 ANDRES FABIAN AMAYA HERNANDEZ 2092231 DIANA ALEJANDRA MARQUEZ GARNICA 2092322 SUSAN LIZETH SARMIENTO NAVAS 2092210 KAREN LISSETH PORRAS RUBIO 2092447
GRUPO: B1
COMPLETAMIENTO DE POZOS PROF: LUIS ABAUNZA
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER BUCARAMANGA 2013
CONTENIDO 1. Aspectos Generales. 1.1. Daño 1.2. Factor Skin (S) 1.2.1.Definición. 1.2.2.Aplicación de Acidificación Matricial. 1.3. Mejoramiento de la Productividad por Acidificación. 1.3.1. Definición. 2. Tipos de Ácido 2.1. Fundamentales: 2.1.1.Ácido clorhídrico, HCl 2.1.2.Ácido fluorhídrico, HF 2.1.3.Ácido acético, CH3-COOH 2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH 2.2. Combinaciones y Formulaciones especiales 2.2.1. Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF 2.2.2. Mud Acid secuencial 2.2.3. Ácido Fluobórico o Clay Acid, HBF4 2.2.4. Ácido Fómico-Fluorhídrico 2.2.5. Ácido Sulfámico y Cloroacético 2.2.6. Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico 2.2.7. Ácidos Alcohólicos 3. Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca. 3.1. Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas) 3.2. Acidificación de Arenisca. 4. Aditivos y Sistemas para Acidificación. 4.1. Surfactantes. 4.2. Secuestrantes de Hierro. 4.3. Inhibidores de Corrosión. 4.4. Agentes Divergentes y Controladores de Pérdida de Filtrado. 4.5. Reductores de Fricción. 4.6. Alcoholes. 4.7. Inhibidores de Arcilla. 4.8. Agentes para Controlar Bacterias. 4.9. Remoción de Incrustaciones y Asfáltenos. 4.10. Remoción de Parafinas. 5. Tratamientos Ácidos 5.1. Parámetros Previos a Considerar. 5.2. Tipos de Tratamientos Generales 5.3. Consideraciones sobre Fluidos de Formación y Características de las Rocas. 5.4. Diseño. 5.5. Parámetros a Monitorear Durante la Operación. 5.6. Parámetros Post-Trabajo. Bibliografía
ESTIMULACIÓN ACIDA A POZOS PETROLEROS 1. Aspectos Generales 1.1. Daño 1.1.1. Definición: Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, ocasionando un caída de presión adicional en el flujo de fluidos, debido a la introducción de agentes externos (fluidos de perforación terminación y/o rehabilitación de pozos) u operaciones de perforación. En la Grafica 1 se muestra un modelo de pozo reservorio donde se distinguen tres zonas principales:
La zona del pozo (vecindad del pozo). La zona alterada, zona dañada o matriz crítica. El reservorio (zona no dañada)
Gráfica 1. 1.1.2. Aplicación de Acidificación Matricial: Por incrustaciones inorgánicas debido a la formación de sales (CaCO3 más comunes). Causas de las Incrustaciones Inorgánicas: Presencia de Agua Incrustante en la formación. Como determinar las Incrustaciones Inorgánicas: 1) Análisis de agua (PH, Calcio, Alcalinidad, Cloruros, Sulfatos, Bario, entre otros). 2) Índice de estabilidad 3) Comportamiento de producción (aumento % AyS y RGP y Disminución de la tasa de petróleo). Índice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza iónica e influye en la solubilidad del CaCO3. Para determinar parámetros que indican el grado de incrustación y/o corrosión del fluido analizado (agua en base alCaCO3). (
)
(
)
K: Constante de fuerza iónica y temperatura
1.2. Factor Skin (S)
La vecindad del pozo comúnmente se denomina matriz crítica debido a que es en esta área donde ocurre la mayor caída de presión durante la producción del pozo. Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales o inducidos reduciendo la permeabilidad, el resultado será una zona de daño definida por un número llamado Skin. El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeabilidad en la matriz. Otros términos requeridos para definir el Skin son: K, que es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidad alterada de la matriz crítica.
En general: Si S = 0 => Ks = K => la matriz crítica no presenta daño. Si S > 0 => Ks < K => la matriz crítica presenta daño. Si S < 0 => Ks > K => la matriz crítica ha sido estimulada. Determinación del Radio de daño (rs), Permeabilidad Alterada (Ks) y Volumen Teórico de Acido (Vt). a) Con la teoría de perfiles se determina el diámetro de invasión (Di), y se asume que rs = Di /2. b) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S): Por ejemplo Pressure Buildup Test: (
[ Donde: Obtenidos: : Registros k: Núcleos y correlaciones (Timur) , Bo: PVT
c) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k:
[
]
Ks/k = 0.1 a 0.4 Daño Alto Ks/k = 0.4 a 0.7 Daño Medio Ks/k = 0.7 a 0.95 Daño Moderado/Pequeño
)
]
k = Permeabilidad de la formación ks = Permeabilidad Alterada rw = Radio de la tubería.
d) El volumen teórico de ácido se puede estimar como: ( ( )
)
e) Poder Disolvente del Ácido: Es el volumen de roca disuelto por unidad de ácido reaccionado
Se selecciona de acuerdo en función de la Litología. Tiempo de Reacción del Ácido (Acido Activo). Permite la comparación directa de los costos entre ácidos
1.3. Mejoramiento de la Productividad por Acidificación 1.3.1. Definición: La acidificación Matricial está definida como la inyección de un ácido en los poros de la formación, (bien sea que esta tenga porosidad intergranular, regular o fracturada) a una presión por debajo de la presión de fracturamiento. Un tratamiento de acidificación será efectivo principalmente donde exista una restricción del flujo en la proximidad del pozo, comúnmente llamada “Daño”. El objetivo de un tratamiento de acidificación matricial es alcanzar una cierta penetración radial del ácido en la formación. La estimulación se completa con la remoción del daño en la cercanía del pozo al agrandar los espacios porales y disolver las partículas que taponean estos espacios. La acidificación matricial es comúnmente de mayor utilidad donde existen limitaciones por zonas de contacto agua-petróleo o contacto gas-petróleo para minimizar o prevenir la producción de agua o gas. Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturación. Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petróleo sin incrementar el porcentaje de agua y/o gas producido. Para ilustrar el mejoramiento de la productividad debido a la remoción del daño en la cercanía al pozo, considérense el sistema radial indicado en la gráfica 2. En este sistema, una zona de
permeabilidad reducida, Ks, se extiende desde el radio del pozo, rw, a un radio rs, fuera del cual la formación tiene una permeabilidad constante K hasta el radio de drenaje, re.
Gráfica 2. Un tratamiento matricial provee muy poca estimulación en un pozo sin daño. Se requeriría grandes volúmenes de ácido para abarcar el espacio poral de la formación hasta el requerido para generar una estimulación apreciable. La estimulación frecuente de los carbonatos puede provocar la formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación con zonas de agua. La estimulación frecuente de arenisca o carbonatos puede también disolver el relleno en las fracturas cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con el agua La caída de presión abrupta causada por un daño en la formación puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra zona. La producción de agua se puede reducir estimulando el intervalo productor, y reduciendo la diferencia de presión en las perforaciones (Grafica3).
Gráfica 3.
2. Tipos de Ácido 2.1. Fundamentales: 2.1.1. Ácido clorhídrico, HCl Es un ácido inorgánico usado ampliamente en formaciones carbonáceas. Se emplea en solución de15% (por peso) de gas. La reacción química está representada por la siguiente ecuación:
Concentraciones Máximas de grado comercial de HCl son de aproximadamente 36% por peso. Adicionalmente a las concentraciones superiores a 15 % pueden emplearse concentracion esinferiores en donde el poder de disolución del ácido no es el único factor a considerar. Comercialmente este ácido se encuentra disponible con el nombre de Super X Acid, Regular Acid o NE Acid, que además incluye un inhibidor de corrosión mezclado en una solución con una concentración de 20 % por peso o más. Desventajas
Las mismas propiedades corrosivas que hacen que el ácido sea útil como fluido de estimulación lo convierten en una amenaza para el metal de las bombas, válvulas y tubería del pozo. Esta corrosividad es especialmente significativa y costosa de controlar a temperaturas por encima de 250 ºF. La protección contra el efecto corrosivo del ácido es provista por la adición de un inhibidor de corrosión, seleccionado en función de las condiciones del pozo.
Ventajas
El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las ventajas de este ácido es su poder disolvente de roca por unidad de costo en concentraciones menores. Concentraciones mayores de HCl tendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto tendrá mayor capacidad de suspensión de finos insolubles que redundará en una mayor limpieza.
2.1.2. Ácido fluorhídrico, HF: Es un ácido inorgánico usado en formaciones de areniscas. Se presenta en forma líquida, bien sea en forma anhídrida o en solución acuosa. Ataca la sílice y los silicatos, ciertos materiales como el hierro fundido y varios materiales orgánicos. En la estimulación de pozos, el HF es comúnmente usado en combinación con el HCl. Las mezclas delos dos ácidos pueden ser preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, o agregando sales de flúor al ácido HCl. El HF es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por taponamiento de la formación causado por lodos de perforación (excepto barita), arcillas y otros silicatos. La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadas conjuntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcillas. A pesar de que las reacciones químicas entre el HF y los minerales presentes en las areniscas son complejas y pueden en algunos casos resultar en precipitación de los productos de reacción, esto puede ser evitado en su mayoría. Algunos productos comerciales que contienen HF se presentan a continuación: PRODUCTO HF Acid 25% HF Acid 20%
USO Se emplean para preparar soluciones más diluidas de HF Se emplean para preparar soluciones más diluidas de HF
Velocidad de Reacción de Ácido Fluorhídrico
Factores básicos de control relativos a la reacción del ácido:
Temperatura Concentración Acido
El régimen de reacción se duplica aproximadamente por cada 50 °F de incremento de temperatura. del La velocidad de reacción también aumenta a medida que la concentración se duplica. Una solución de HF al4% reacciona dos veces más rápido, por ejemplo, que una solución de 2%.
Composición química de la roca de formación y Relación Volumen de la Roca
1.) El régimen de reacción también se incrementa con la presión a pesar del hecho de que la mayoría de las reacciones que producen gas (tales como las reacción de HF con los silicatos) son retardadas por la presión. Por ejemplo la formación de ácido fluosilicico (H2SiF6), a partir del gas producido, tetrafluoruro de silicio (SiF4), incrementa la velocidad del Hf bajo presión. 2.) La cantidad relativa de Arcilla arenisca y materiales calcáreos afecta el régimen de reacción. Por ejemplo, el Hf reacción a
mayor velocidad con el material calcáreo que con arcilla.
Productos de Reacción del Ácido Fluorhídrico Las reacciones consecutivas del ácido fluorhídrico en arenas limpias serán: SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O SiF4 + 2HF = SiF6H2, Luego el ácido fluosilícico reacciona con iones disponibles:
La reacción del HF con carbonato de calcio 2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2 La reacción del HF con arcillas o feldespatos Hidróxido de Aluminio o fluoruro de Aluminio La reacción del HF con iones de potasio y sodio del agua de formación Hexafluosilicatos de sodio o potasioNa2SiF6 o K2SiF6 Recomendaciones para Tratamientos con Ácido Fluorhídrico Debe usarse un preflujo de HCl delante del tratamiento de HF para desplazar el agua de la formación. Manteniendo un bajo pH y no dejando mucho tiempo el ácido en el pozo, se puede evitar que el fluoruro de calcio precipite. Métodos para evitar precipitados en acidificación con HF
2.1.3. Ácido acético, CH3-COOH Es un ácido orgánico que es accesible en solución de ácido acético de 10% por peso en agua. Ventajas Adicional a su uso como fluido de perforación o como fluido de baja corrosión en presencia de metales que se corroen fácilmente, el ácido acético es generalmente usado en mezclas con HCl en ácidos híbridos. Desventajas Comparando el costo por unidad de poder de disolución, el ácido acético es más costoso que el ácido fórmico o el clorhídrico, por ello su uso es más limitado. 2.1.4. Ácido fórmico, HCOOH De los ácidos orgánicos empleados en acidificación, el ácido fórmico tiene el peso molecular más bajo y correspondientemente el costo por volumen más bajo por roca disuelta. Es sustancialmente más fuerte que el ácido acético, sin embargo es más débil que el HCl. Como el ácido acético reacciona a una concentración de equilibrio en presencia de sus productos de reacción. 2.2. Combinaciones y formulaciones especiales: 2.2.1. Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF: Esta mezcla es casi exclusiva para restauración de la permeabilidad de areniscas. Comúnmente se utiliza 15 % de HCl y se añade suficiente bifluoruro de amonio para crear una solución con 3 % de HF. El HCl en estas formulaciones tiene tres propósitos:
Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio. Para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro del HF. Para prevenir la precipitación de fluoruro de calcio o de magnesio.
El ácido HF es normalmente usado en combinación con el ácido HCl en mezclas que varían en concentraciones de: 6 % HCl –½ % de HF 28% HCl –9 % de HF 15% HCl – 3 o 4 % de HF El Mud Acid disuelve todos los minerales que son solubles en HCl al 15%, así como minerales silicios tales como bentonita. El cloruro de calcio y el cloruro de magnesio, además de las sales de sodio y potasio reaccionan con el HF para formar precipitados insolubles.
Debido a que el HF es removido de la solución en la reacción con calizas, no es rentable acidificar formaciones de carbonato de calcio con Mud Acid.
Productos de Reacción del Mud Acid: Productos La reacción de los iones de Flúor presentes en Fluoruro de calcio o de magnesio el Mud Acid con las calizas y dolomitas La reacción del contacto parcial del Mud Acid Fluosilicatos gelatinosos de sodio o de gastado con cloruro de potasio o sodio potasio 2.2.2. Mud Acid secuencial: Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol o fluoruro de amonio), para generar hidrógeno en contacto con minerales arcillosos. 2.2.3. Ácido Fluobórico o Clay Acid, HBF4 Los sistemas de mezclas de 12 % HCl –3 % HF son efectivos sólo en la remoción del daño de silicatos en un radio de 1 pie (0,3 m) de la vecindad del pozo. De esta manera, los finos y arcillas dentro de este radio, posiblemente alterados, aun estén presentes y sean potencialmente migrables durante la producción. Adicionalmente se ha demostrado que los finos pueden migrar desde un radio mayor a 5 pies (1,5 m) en pozos con altas tasas de agua. Es por esto que se requiere de un ácido de acción retardada sobre las areniscas que pueda remover los finos que causan el daño antes que migren y dañen la formación. El Clay Acid es un sistema de acidificación que no se gasta rápidamente sobre el material de la formación, y por lo tanto alcanza una penetración profunda, sin convertir la región adyacente al pozo en una zona no consolidada. Existen varias formulaciones de Clay Acid: PRODUCTO Clay Acid HBF4 Clay Acid LT HBF4
USO Solvente usado para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato y para estabilizar formaciones de arcillas. Solvente usado en pozos de baja temperatura para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato
2.2.4. Ácido Fómico-Fluorhídrico
Esta mezcla es útil en areniscas, es empleada a veces en casos de alta temperatura debido a que es menos corrosiva que las mezclas de ácidos inorgánicos HF-HCl.
2.2.5. Ácido Sulfámico y Cloroacético Estos dos ácidos tienen un uso limitado en la estimulación de pozos, debido a su traslado en forma de polvo. Ambos, son más costosos que el HCl comparativamente según el poder disolvente respectivo. El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el ácido sulfámico y generalmente es preferido al ácido sulfámico. Este último se descompone a aproximadamente 180ºF y no es recomendable en formaciones con temperaturas superiores a 160ºF.
2.2.6. Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico Son mezclas útiles en carbonatos, generalmente diseñadas para combinar el potencial económico disolvente de HCl con la baja corrosividad (especialmente a elevadas temperaturas) de los ácidos orgánicos. Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura donde los costos de inhibición de la corrosión afectan el costo del tratamiento total.
2.2.7. Ácidos Alcohólicos (Para Yacimientos de Gas Seco): Son una mezcla de un ácido y un alcohol. Los ácidos normalmente empleados son HCl o Mud Acid (HCl+ HF). También puede emplearse un ácido orgánico como el ácido fórmico o el acético. El alcohol por lo general es isopropil o metil Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosión, por lo tanto se recomienda el uso de un inhibidor de corrosión. Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados en tratamientos que requieren de grandes volúmenes. En yacimientos de alta temperatura y presión, la tensión interfacial de las mezclas ácido/alcohol son bajas. Los pozos de petróleo también pueden ser estimulados por mezclas de ácido y alcohol.
La principal aplicación de los ácidos alcohólicos es en zonas de gas seco y baja permeabilidad donde se pueden obtener las siguientes ventajas:
El alcohol disminuye la tensión superficial y permite una penetración más profunda del ácido a la matriz de la roca. La reducción de la tensión interfacial de alcohol en soluciones de agua/alcohol se observa el grafico 4. La mezcla de ácido con alcohol disminuye la tasa de reacción ácido-mineral y provee un efecto retardador.
Gráfico 4. La disminución de la tensión superficial producida por el alcohol facilita la limpieza de la formación y aumenta la presión de vapor de la mezcla. Esto mejora la permeabilidad del gas por reducción de la saturación de agua. Los ácidos alcohólicos son empleados generalmente para remover bloqueo por agua. El alcohol es soluble tanto en ácido como en agua y la penetración del alcohol volátil de baja tensión superficial en el bloque de agua contribuirá con su remoción. La reducción de la tensión interfacial de alcohol en soluciones de ácido/alcohol se observa en la gráfica 5.
Gráfica 5. 3. Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca. La acidificación de Formaciones se puede dividir en dos grandes grupos, dependiendo de la litología y mineralogía de la formación: -Areniscas - carbonatos. 3.1. Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas) Velocidad de Reacción: La roca reacciona muy rápidamente con HCL y Ácidos Orgánicos. La reacción total está gobernada por la difusión del ácido hacia la roca, causando la formación de grandes canales de flujos conductivos, llamados Agujeros de Gusanos. Porosidad y Permeabilidad: La mayoría presenta porosidad primaria (intergranular) muy reducida, pero es frecuente que presenten porosidad secundaria importante (fisuras, oquedas, otras) originando un sistema de alta permeabilidad secundaria donde la invasión del ácido que penetra es considerable. Carbonatos con elevada permeabilidad Pueden haber sufrido invasión de solidos requiriendo gran penetración de ácidos. Se recomienda ácidos viscosos Carbonatos con permeabilidad. Media/baja No permite la inyección de un caudal aceptable de ácidos viscosos. Se recomienda ácidos Corrientes
Temperatura: La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre los carbonatos. Tform < 200°F Emplear HCL 28%200°F 200°F < Tform < 250°F Emplear concentración de HCL al 15% y mezcla de HCL+ Acido Orgánico 250°F < Tform < 350°F Emplear Ácidos Orgánicos
Tform >350°F Tratamientos No Ácidos. Mineralogía: La reacción superficial con Dolomitas es más lenta que con Calizas. Por ejemplo, la misma cantidad y concentración de HCL disolver a mayor cantidad de Caliza que Dolomita. Para Calizas 2HCL + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2 15% 1843 lb 2050 lb 40 gal 6620 pc 1000 gal Para Dolomitas 2HCL + CaMg (CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + CO2 15% 1700 lb 1040 lb 875 lb 40 gal 6620 pc 1000 gal La presencia de Silicatos solubles en Acido. Los Carbonatos impuros (con cuarzo, feldespatos, arcillas, etc.) liberan los silicatos como finos que se pueden acumular y taponar los nuevos canales de flujos creados por el ácido. Recomendación. Emplear Ácidos Viscosos o Ácidos que incorporan agentes de suspensión de finos. Bajo gradiente de Presión de Yacimiento: Se recomienda la incorporación de gases N2 o CO2, para energizar los ácidos que aceleran la recuperación del fluido y la limpieza del pozo. 3.2. Acidificación de Arenisca. Velocidad de Reacción: Los ácidos HF y HCL reaccionan mucho más lentamente con los principales minerales presentes en las areniscas. Los granos de cuarzo de las areniscas son insolubles en acido, mientras que los minerales que cementan los granos y forman la matriz de la roca son atacados con distinta velocidad. Porosidad y Permeabilidad: Todas ellas exhiben porosidad y permeabilidad primaria importante y es excepcional la existencia de porosidades y permeabilidades secundarias significativas. Las partículas solidas responsable del taponamiento de las gargantas interpolares suelen disolverse en el ácido, es decir los ácidos matriciales de areniscas remueven el daño según los siguientes mecanismos. -El ácido disuelve los sólidos que taponan la permeabilidad. -El ácido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el cemento intergranular. Agranda los espacios porales y libera los sólidos que taponan la permeabilidad.
Pozos con permeabilidades muy bajas no son muy buenos candidatos para acidificación. Una buena acidificación debe permitir la inyección matricial de un caudal mínimo de ¼ BPM luego que el ácido haya removido el daño (S=0). Cuando esto no es factible se debe recurrir al Fracturamiento Hidráulico como método de estimulación. Temperatura: La temperatura de la formación incrementa la velocidad de reacción sobre las areniscas.
Tform < 200°F Emplear HCL al 12 % y HF al 3% (areniscas con bajo contenido de Feldespatos y arcillas) 200°F < Tform < 300°F Emplear HCL al 10% y HF al 0.5%. 300°F < Tform < 350°F Emplear Ácidos Orgánicos Tform >350°F Tratamientos reactivos No Ácidos
Mineralogía: Los ácidos HF y HCL presentan diversas reacciones según las características de la matriz de la roca: -Minerales arcillosos reacciona más rápidamente -Feldespáticos reacciona más lentamente -Cuarzo reacciona lentamente
3.2.1 Optimización de la concentración de HCL y HF de Estudios de Núcleos. La selección del sistema acido debe ser verificado en laboratorio, mediante ensayos de flujo, como se describe a continuación: 1.- Pasar por pequeños núcleos de formación la secuencia de fluidos que se ha seleccionado, se presenta la variación de permeabilidad observada en función del volumen de fluido inyectado, obteniéndose una curva de respuesta acida. 2.- Curvas de Respuesta Acida (ARC) permiten verificar la compatibilidad del sistema acidoon la formación. Los fenomenos de sincompatibilidad son indicados por reducción de laPerm eabilidad, liberación de finos, disgregación de la muestra de formación, etc. 3.- El examen con microscopia electrónica de barrido (SEM) antes y después del tratamiento con Acido, permite profundizar en las causas de comportamiento particulares. Limitaciones de ensayos de respuesta acida: -No simula daño de formación existente. -No toma en cuenta reacciones que compiten entre sí (ácido-daño / acido-minerales de formación / acido-fluidos deformación). -No simula la geometría real (cañoneo) .Modelo de flujo radial.
Procedimientos de Ensayos con Núcleos: 1.- Ensayo de Inmersión: sensibilidad al petróleo y al agua 2.- Ensayo de Hinchamiento de Arcillas. 3.- Difracción de rayos X: Mineralogía Global y Análisis de Arcillas de 2 micrones. 4.- Microscopio de Barrido: micro textura y mineralogía.
5.- Microscopio polarizado: mineralogía de los minerales de grano grueso (mejor método para estudiar relaciones entre granos, poros y cemento). 3.2.2. Precipitación de la Reacción de los Productos. Es importante verificar la mutua compatibilidad de todos los componentes de la inyección, previniendo la producción de precipitados o cualquier fenómeno adverso: Precipitados de Flousilicatos. Al estar en contacto la mezcla HCL-HF con el agua de formación (esta contiene iones sodio y potasio que reaccionan con HF). Geles Hidratados de Sílice y Alúmina. El Carbonato de Calcio reacciona con el ácido fluosilico o el ácido fluoaluminicon (resultantes del gasto del HF).También si hay feldespatos potásicos o sódicos inclusos en una baja concentración de HF provocaría deposición de flousilicatos.
Sílice Hidratada. Al reaccionar el HF con las areniscas con alto porcentaje de arcillas (>5%). Compuestos Férricos. Ocurre al gastarse el ácido aumentando el PH por encima de 2,2 para el ion férrico y por encima de 6,2 para el ion ferroso, impidiendo que precipite en un mayor rango de incremento de PH. Arcillas con alto contenido de iones hierro: -Clorita -Hematita -Siderita -Pirita Migración de Finos. Cuando la arcilla presente es Kaolinita al emplear HCL-HF, este no mantiene en suspensión los finos insaludables, además de ser un ácido fuerte. (Para evitar esto se debe emplear agente regulador ácido débil y agente de dispersión y suspensión de finos). Colapso de la Roca Acidificada. La arenisca al tener solubilidad en HCL mayor al 20% puede ser que los granos estén cementados con carbonatos y ocurra una des consolidación de la roca. Bloqueos por Emulsiones. Mezclar petróleo y agua frecuentemente forma emulsiones, estas puede tener elevada viscosidad. Una de las causas es el filtrado de bajo PH de una acidificación. Adicionalmente estas pueden ser estabilizadas por surfactantes o finos Bloqueo por Agua. Formado por la invasión de filtrado con base agua (durante la acidificación), ocasionando un incremento en la saturación de agua en la cercanía del hoyo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo. Esto debido a un incremento en la tensión superficial.
Óxido de Hierro. El ácido reacciona con los óxidos de hierro localizados en la tubería y se gasta. Esto debilita el ácido y además introduce los precipitados de la formación. 3.2.3 Lineamientos para acidificación de areniscas. SOLUBILIDAD EN HCL < 20 %1.1. Alta permeabilidad (mayor de 100 md) Temperatura < 200 °F MINERALOGIA PREFLUJO
TRATAMIENTO
Cuarzo > 80 %,Arcilla < 5 %
HCL 15%
HCL 12% - HF 3%
Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %
HCL 15%
HCL 13.5% - HF 1.5%
Arcillas > 5 %
HCL 15% secuestrado
HCL 6.5% - HF 1%
Clorita > 5%
HCL 15% secuestrado
HCL 3% - HF 0.5%
Temperatura > 200 °F Reducir concentraciones de ácidos indicadas para T < 200°F.HCL usar 4/5 partes y HF usar 2/3 partes. Baja permeabilidad (menor de 10 md) MINERALOGIA
PREFLUJO
TRATAMIENTO
Cuarzo > 80 %,Arcilla < 5 %
HCL 7.5% o Acético 10%
HCL 6% - HF 1.5%
Feldespato > 20%, Arcilla < 5 %
HCL 7.5% o Acético 10%
HCL 6% - HF 1.0%
HCL 5% sec. o Acético 5 %
HCL 4.0% - HF 0.5%
Arcillas > 5 % Clorita > 5%
Acético 5%
HCL 3% - HF 0.5%
4. Aditivos y Sistemas para Acidificación. 4.1. Surfactantes. 4.1.1. Definición Son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interfase o en la superficie del medio, y tienen la habilidad de alterar las condiciones existentes hasta ese momento. Estas son gobernadas por la tensión superficial o interfacial y existen como el resultado de las valencias residuales de Van Der Waals y las fuerzas electrostáticas cuyo equilibrio es incompleto en la superficie del líquido, y en la interfase entre dos líquidos no miscibles o entre un líquido y un sólido.
Químicamente un surfactante es un anfótero; es decir, tiene afinidad tanto por el petróleo como por el agua. 4.1.2. Clasificación 4.1.2.1.
Según la solubilidad
4.1.2.2.
Solubles al agua (hidrofílicos) Solubles al petróleo (lipofílicos)
Según su naturaleza iónica
Catiónicos Aniónicos No iónicos Anfotéricos
4.1.3. Usos Su aplicación en la industria y en especial en la estimulación de pozos es muy amplia. Así podemos establecer como algunas de sus aplicaciones las siguientes:
Establecer humectabilidad Como agente emulsionante Romper o prevenir bloqueos por emulsión y por agua Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento Como agente antisedimento de finos y de sludge Agente estabilizador de arcillas Retardadores de ácidos Agentes detergentes y penetrantes Espumantes Bactericidas
4.2. Secuestrantes de Hierro. 4.2.1. Definición Son materiales específicos añadidos al tratamiento de fluidos los cuales atan los iones de los metales en una molécula compleja tal que su presencia no es perjudicial. 4.2.2. Fuentes de hierro Durante el proceso de estimulación matricial, cierta cantidad de hierro será disuelta debido a la acción del ácido sobre las superficies de las tuberías de bombeo, revestidores, tuberías de producción, equipos de fondo de pozo y minerales de hierro que contengan las distintas formaciones con las cuales el tratamiento acido entra en contacto.
La precipitación del hierro disuelto en una tratamiento acido solo representara u problema cuando ésta ocurra en el medio poroso, puesto que dañara la permeabilidad de la roca. El (Fe (OH)3) precipita cuando el pH del tratamiento está en el rango de 2.2 a 3.5, ocurriendo su precipitación total cuando se haya alcanzado un pH de 3.5 en el tratamiento. La precipitación del ion ferroso solo ocurrirá cuando el pH del tratamiento alcance el valor de 7.2, por lo cual este tipo de precipitación no se considera peligrosa, a menos que se den las condiciones para la ocurrencia de una oxidación desde el inicio del tratamiento hasta el momento de gastarse todo el ácido. Para mantener en solución el hierro disuelto durante el proceso de acidificación, se usan productos estabilizadores que actúan como formadores de compuestos solubles, o como agentes reductores, que transforman el ion férrico a ferroso. 4.2.3. Métodos de control de hierro 4.2.3.1.
Agentes Quelantes o Secuestrantes
Son productos químicos que forman una solución compleja en agua, estable con los iones férrico y ferroso. Estos productos son: 4.2.3.2.
Ácido cítrico EDTA (Ácido Tetra – acético Di – amino Etileno) Tera sodio EDTA (Tetra Sodio Ácido Tetra – acético Di – amino Etileno) Di – sodio EDTA (Di – sodio Ácido Tetra – acético Di – amino Etileno) Tri – sodio NTA (Tri – sodio Ácido Acético – nitrilo) NTA (Ácido Nitrilo Acético)
Agentes de Reducción
Su función es convertir el ion férrico en una solución de ion ferroso y mantenerse este estado de oxidación. Estos productos son: 4.2.3.3.
Eritorbate de sodio (NaC6H7O6H2O) Ácido eritorbático (C6H6O6) Mezclas de productos químicos
Agentes de Control de pH
Estos materiales actúan como agentes amortiguadores o controladores para mantener un pH bajo y retardar la precipitación de los componentes insolubles de hierro. Estos productos son:
Ácido acético y Acético anhídrido Pirofosfato ácido de sodio
4.2.3.4.
Removedores de Sulfitos
Son productos químicos los cuales forman componentes estables con los iones sulfitos. 4.3. Inhibidores de Corrosión. 4.3.1. Definición Un inhibidor de corrosión es un producto químico que retarda la reacción del ácido con los iones hierro del metal, evitando o retardando el proceso de corrosión. 4.3.2. Clasificación 4.3.2.1.
Orgánicos
Pueden ser la mezcla de uno o más productos químicos activos, y agentes humectantes y agentes solventes. 4.3.2.2.
Inorgánicos
Pueden ser soluciones de ácido arsénico. 4.3.2.3.
Efectos de los productos químicos en la acción del inhibidor
El ion sulfato (SO3-) en ácido concentrado interfiere con el inhibidor. Los surfactantes en la formulación ácida pueden arruinar o mejorar el inhibidor. Tendencias emulsificantes o desemulsificantes si contienen surfactantes. Interferencia con la acción de la formulación ácida.
4.4. Agentes de Control de Pérdida de Filtrado. 4.4.1. Definición Son aquellos que minimizan la pérdida de fluidos hacia la formación productora. 4.4.2. Aplicaciones Los agentes de control de pérdida de filtrado tienen su aplicación en los siguientes casos:
Formaciones con múltiples permeabilidades, en las cuales los fluidos siguen el camino de menor resistencia. Formaciones con bajas permeabilidades, en las cuales se requieren altas presiones de inyección.
Daño de permeabilidad, en todos los casos se requiere el uso de agentes de control de perdida de filtrado para proteger la formación productora de generación de compuestos secundarios producidos durante el tratamiento que pueden dañar la permeabilidad.
4.4.3. Aditivos Los aditivos de control de filtrado a menudo están compuestos de dos agentes: uno inerte, que son partículas sólidas las cuales puntean en la superficie de la fractura o fisura de la formación y un material gelatinoso que tapona los poros en el material granular sólido. Tipo de fluido Colchón acuoso
Colchón hidrocarburo Acido
Aditivo sólido Sílica flúor Carbonato de calcio Polímero orgánico Solidos inertes revestidos con material tipo guar Solidos inertes revestidos con sulfonato orgánico Solidos hinchables al acido Resina orgánica Sílica flúor Polímeros orgánicos
Aditivo gelatinoso Guar Celulosa Poliacrilamida
Guar Karaya Celulosa Poliacrilamida Polivinilalcohol
4.5. Agentes Divergentes 4.5.1. Definición Son aquellos que permiten obtener igual distribución de los fluidos en el intervalo a ser tratado. 4.5.2. Clasificación 4.5.2.1.
Sólidos
4.5.2.2.
Resinas solubles en aceite Hojuelas de ácido benzoico Precipitados: a) De benzoato de amonio b) De resina Carbonato de calcio
Espuma
A base de nitrógeno
4.5.2.3.
Geles y fluidos viscosos
4.5.2.4.
Hidroxietilcelulosa (HEC) Polímeros Hidroxietil celulosa (CMHEC) Carboximetil high plug gel (CMHPG)
Métodos mecánicos
4.5.2.5.
A base de dióxido de carbono
Herramienta de copa del lavado Tapones puentes Empaquetaduras
Bolas selladoras
4.5.3. Aplicaciones Dependiendo del tipo de completamiento que tenga el pozo, en el cual se va a realizar la estimulación matricial, cada uno de los tipos de agentes divergentes tiene su aplicación específica. A saber: 4.5.3.1.
Sólidos
4.5.3.2.
Espuma
4.5.3.3.
Para cualquier tipo de completamiento
Métodos mecánicos
4.5.3.5.
Para cualquier tipo de completamiento
Geles y fluidos viscosos
4.5.3.4.
En perforaciones Camisas de rejillas (Slotted liners) Empaques con grava (Gravel Packs) Hoyo abierto
En perforaciones Camisas de rejillas
Bolas selladoras
Solo en perforaciones
4.6. Reductores de Fricción. 4.6.1. Definición Son polímeros de cadenas largas, naturales o sintéticas, utilizados para suprimir la turbulencia y reducir la presión por fricción en los fluidos que fluyen a través de la tubería. Lo anterior es particularmente útil, para producir la potencia requerida o incrementar la tasa de tratamiento.
4.6.2. Consideraciones generales
No todos los polímeros son efectivos en las soluciones ácidas En algunas oportunidades, el ácido puede romper estos polímeros, dejando, sin embargo, algunas propiedades de reducción de fricción. Eventualmente, pueden suspender los finos insolubles y los sedimentos (sludge).
4.6.3. Clasificación En la tabla siguiente se muestra una clasificación general de los diferentes tipos de fluidos. Tipo de fluido Colchón base agua
Colchón basen aceite
Ácido
Clasificación genérica de los aditivos Diferentes tipos de guar Poliacrilamida Celulosa Solidos inertes revestidos con material tipo guar Poli – Isobutileno Ácidos grados Polímeros orgánicos entrecruzados Guar Goma Karaya Poliacrilamida Celulosa
4.7. Alcoholes. 4.7.1. Generalidades Son comúnmente utilizados en tratamientos ácidos para remover bloqueos por agua, mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del ácido, y disminuir el contenido de agua en el tratamiento en formaciones sensibles al agua. Sin embargo, su efectividad es limitada. 4.7.1.1.
Remoción de bloqueos por agua
El alcohol reduce las fuerzas capilares dentro del yacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la fase liquida. 4.7.1.2.
Remoción rápida del fluido
Los alcoholes usados en los fluidos de tratamiento también aumentan la velocidad de vaporización de la porción del agua, permitiendo una desaturación más rápida del agua en el yacimiento gasífero. 4.7.1.3.
Reactividad del ácido
Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje de alcohol agregado.
4.7.1.4.
Contenido de agua
En aquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, se utiliza alcohol en el tratamiento en una porción o en toda el agua de disolución. 4.7.2. Tipos de alcoholes 4.7.2.1. 4.7.2.2.
Metílico: 30% o más por volumen Isopropílico: máximo 20% por volumen
4.7.3. Desventajas en su uso
Concentración efectiva: se requiere concentraciones iguales o mayores al 20% para lograr su efectividad. Costo: las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento. Punto de inflamación: su bajo punto de inflamación tanto en el isopropanol como en el metanol, presentan riesgos de fuego. Corrosividad: las mezclas alcohol – ácido, aumentan la Corrosividad, por lo que se hace necesario utilizar una elevada concentración de inhibidor, que aquellas mezclas que no contienen alcohol. Reacciones adversas: en aquellas formaciones salinas que presentan altas concentraciones de solidos disueltos puede precipitar sal en presencia de los alcoholes. Incompatibilidad: con algunos crudos tanto el metanol como el isopropanol son incompatibles, por lo cual deben ser utilizadas pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo el tratamiento. Uso con HCl: en aquellos pozos con temperaturas mayores de 200°F, que sean tratados con HCl, es posible la no deseada formación de cloruro de metilo. 4.8. Solventes mutuales
4.8.1. Definición Son materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como en agua. 4.8.2. Aplicaciones Los usos más frecuentes de los solventes mutuales son:
En soluciones ácidas o en preflujos o postflujos de gasoil. En concentraciones típicas de 10% (V/V); pero su rango de uso oscila de 2 a 50% (V/V) Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del pozo, por disminución de la tensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua. Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo por lo tanto la cantidad de saturación de agua irreducible. Proporciona acuohumectacion a la formación, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo. Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectacion. Estabiliza las emulsiones. Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudando a prevenir la adsorción de esos materiales dentro de la formación.
4.8.3. Tipos de solventes mutuales Los más comunes son:
Etileno Glicol Monobutil Éter (EGMBE) Dietileno Glicol Monobutil Éter (DEGMBE) Éteres Glicoles Modificados (MGE)
4.9. Inhibidores de Arcilla. 4.9.1. Definición Las formaciones sensibles al agua se caracterizan por reducir su permeabilidad cuando contactan con fluidos extraños a la formación. Esta reducción de permeabilidad absoluta, resulta del taponamiento de los canales de poros por partículas inducidas o propias de la formación. Un mineral arcilloso o arcilla puede definirse como, cualquier número de minerales aluminiosilicato hidratables con estructura de lajas de cristal, formados por la humectación o hidratación de otros silicatos; también se consideran arcillas cualquier mineral de tamaño menor de 1/256 mm.
Los inhibidores de arcillas son productos cuya funcion fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas, las cuales son:
La migración La hidratación La dispersión
4.9.2. Migración de arcillas El efecto de fluidos acuosos en las arcillas depende principalmente de los siguientes factores:
La estructura química de las arcillas. La diferencia entre la composición de los fluidos naturales de la formación y los fluidos inyectados. El arreglo de las arcillas en la matriz o en los poros. La manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la formación. La cantidad de arcillas presentes.
4.9.3. Hidratación de las arcillas El hinchamiento de las arcillas con el agua se debe a la hidratación de los cationes presentes en las mismas. EL volumen de hinchamiento depende de uno de los dos factores siguientes:
El catión adsorbido en la arcilla. La cantidad de sal en el fluido que contacta la arcilla.
Existen dos tipos de mecanismos de hinchamiento que pueden ocurrir debido a la interacción de las arcillas y la invasión del filtrado:
Hinchamiento cristalino: ocurre debido a la adsorción de capas de agua en la superficie de las partículas de arcillas, y puede ocasionar que el volumen de las arcillas se incremente más del doble. Hinchamiento osmótico: debido a que la concentración de cationes es mayor entre las capas de arcillas que en el cuerpo mismo de las arcillas.
La Montmorillonita es la única arcilla que se hincha por adsorción de agua. La caolinita, clorita e ilita pueden ser clasificadas como arcillas no hinchables. 4.9.4. Dispersión de las arcillas Puede incrementar el daño de formación y es causada por:
Surfactantes no iónicos específicos. Ácidos u otros fluidos de bajo pH.
4.9.5. Tipos de arcillas Las arcillas más comunes encontradas en formaciones de areniscas son:
Montmorillonita Ilita Caolinita Clorita Mezclas de capas de arcillas
(Al2-xMgx)Si4O10(OH)2Na.H2O KAl2(AlSi3O10)(OH)2 AlSi4O10(OH)8 (Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8 Combinaciones de los anteriores
4.9.6. Estabilizadores de arcillas Los más utilizados y comunes son:
Salmuera sintetizada Iones de hidróxido de aluminio Polímeros orgánicos Cloruro de potasio Cloruro de amonio Hidróxido de potasio
4.9.7. Remoción de las partículas de arcillas bloqueadoras Los más utilizados y comunes son:
Ácido clorhídrico Ácido fluorhídrico con solventes mutuales
Figura #: Estructura tetraédrica de arcilla.
Figura #: Estructura octaédrica de arcilla.
4.10.
Agentes para Controlar Bacterias.
4.10.1. Definición Son productos químicos utilizados para controlar el desarrollo, eliminar e inhibir el crecimiento de microorganismos o bacterias. Usualmente se les conoce como bactericidas o biocidas. Se entiende por bacterias microorganismos unicelulares del tipo de los esquizomicetos; o sea, esquizofitas sin clorofila, los cuales aparecen en la naturaleza. 4.10.2. Problemas que causan las bacterias
Taponamiento en los pozos inyectores Reducción del ion sulfato (H2SCorrosiónFeSInsoluble, Taponamiento). Formación de limo Formación de hierro.
Directamente en el tratamiento ácido. Antes de la acidificación.
4.10.3. Usos
4.11.
Remoción de Incrustaciones y Asfáltenos.
4.11.1. Generalidades
Principalmente se originan por los cambios de presión y temperatura que tiene lugar durante la producción o inyección de fluidos al pozo. Se forman en la tubería de producción, cabezal de pozo, líneas de flujo y en la cara del pozo (“wellbore”), con la consecuente reducción de la producción o pérdida de eficiencia de los equipos de producción. Otras causas de la formación de incrustaciones y asfáltenos son la evaporación, mezclas de fluidos compatibles entre sí, sobresaturación de materiales disueltos en el agua y productos secundarios provenientes de la corrosión o actividad bacterial. 4.11.2. Incrustaciones Son depósitos resultantes de la precipitación de materiales existentes en los fluidos base agua, siendo las más comunes:
Carbonato de calcio Sulfato de calcio Sulfatos de bario y estroncio Silicatos Cloruro de sodio Sales u óxidos de hierro
Primero debe identificarse la incrustación y luego su origen, para proceder a aplicar el método de remoción idóneo. 4.11.3. Asfáltenos Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del equilibrio de los crudos y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual se encuentran también los maltenos y resinas. 4.11.4. Mecanismos de deposición Los asfáltenos se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas:
Reducción de presión Reducción de temperatura Tratamientos ácidos Presencia de superficies metálicas por las cuales los asfaltenos sienten afinidad Usos de solventes parafinicos
4.11.5. Métodos de remoción Para remover los asfaltenos se utilizan los siguientes tratamientos:
Solventes aromáticos, tales como tolueno, xileno o mezclas de ellos.
4.12.
Productos químicos que ayudan a mejorar la actividad de los solventes. Mezclas de solventes aromáticos con solventes parafinicos.
Remoción de Parafinas.
4.12.1. Definición Son los hidrocarburos más simples y abundantes. Ejemplos de ellos son: la gasolina, el kerosene, el aceite mineral. Se depositan en forma de ceras parafinicas. 4.12.2. Mecanismos de deposición Las parafinas se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas:
Reducción de presión, presentándose evaporación de los componentes más volátiles. Reducción de temperatura. Precipitación irreversible en el crudo. Disminución de la solubilidad en el crudo.
4.12.3. Métodos de remoción Pueden clasificarse en cuatro grandes grupos:
5.
Métodos mecánicos Métodos térmicos a) Bombeos de solventes parafinicos calientes b) Bombeo de nitrógeno c) Bombeo de aislantes térmicos Bombeo de solventes a) Parafinicos (gasoil, kerosene) b) Aromáticos (xileno, tolueno, mezclas de ellos) Métodos químicos a) Dispersantes b) Detergentes
Tratamientos Ácidos
5.1. Parámetros Previos a Considerar 5.1.1. Datos de documentación, identificación del pozo y de configuración mecánica
5.1.2. Datos de formación y mecanismo de tratamiento
5.1.3. Datos de fluidos e historia de producción del pozo
5.1.4. Información y muestras requeridas para el diseño
5.1.5. Análisis y ensayos requeridos
5.2. Tipos de tratamientos generales Los tratamientos ácidos pueden ser aplicados por una de las siguientes técnicas: a. Lavado o remojo b. Acidificación matricial c. Fracturamiento acido TIPO DE POZO
TIPO DE DAÑO
Productor de crudo Productor de crudo
Migración de finos Deposición orgánica
Inyector Inyector de vapor
Gasífero Productor de crudo Productor empaque
de
crudo
TRATAMIENTO
Acidificación matricial Lavado con solventes y detergentes Inyección de fluidos a la matriz Acidificación matricial Deposición orgánica e Lavado con solventes y inorgánica detergentes; y Acidificación matricial Deposición orgánica Lavado con solventes y detergentes; y alcoholes Emulsiones Lavado con solventes y detergentes con Taponamiento de empaque Lavado acido
Datos considerados: La siguiente data ha sido utilizada para la concepción de los tratamientos antes mencionados
5.3. Consideraciones sobre fluidos de formación y características de las rocas Consideraciones generales: Algunas preguntas que deben formularse, como aspectos básicos a tener en consideración sobre Fluidos de Formación y Características de las Rocas, son: -
¿Son sensibles las arcillas presentes? ¿Qué volumen y clase de arcillas? ¿Cuál es el tipo de sensibilidad de Arcilla: Hinchamiento, Migración, Entrampamiento de Agua? ¿Están presentes partículas minerales de hierro y en cual volumen? ¿Existen Feldespatos presentes y en cual volumen? ¿Cuál es la solubilidad en HCL? ¿Es la formación consolidada o no consolidada? ¿Cuál es la composición de la matriz o material cementante? ¿Es la formación susceptible de producción de arena? ¿Cuál es la Porosidad? ¿Cuál es la Saturación del Agua? ¿Existe un contacto distinto al Contacto Agua-Petróleo? ¿Cuál es la gravedad API del Crudo? ¿Cuál es la viscosidad del crudo en condiciones de fondo de pozo? ¿Cuál es el contenido de Parafinas y Asfáltenos? ¿Tiene el crudo tendencias emulsificantes naturales?
-
¿Cuál es el pH de la Salmuera de la Formación? ¿Tiene el agua de formación tendencia a la formación de escamas? ¿Temperatura de fondo de pozo estática (BHST)? ¿Presión de fondo de yacimiento (BHP)? ¿Presión de fractura de fondo (BHFP)?
En la ejecución de los tratamientos ácidos, es imprescindible tener una idea clara de las características mineralógicas de la formación a tratar. Algunas interrogantes que deben resolverse antes de llevar a cabo el tratamiento son: ¿Solubilidad en HCL? -
Cuando sea mayor que el 18%, usar solamente HCL. No usar ácido Fluorhídrico (HCL:HF) Cuando la solubilidad en HCL es mayor al 10% y menor del 18%, emplear en el tratamiento un volumen de HCL igual a la mitad del volumen de HCL:HF (Ácido Fluorhídrico) a utilizar Cuando el contenido total de arcillas de la formación es menor del 5%, usar 12%HCL: 3% HF
¿Contenido de Hierro? -
-
-
Cuando hay presencia de minerales de hierro, tales como: Hematita, Siderita, Pirita, etc., usar aditivos para control de hierro en un volumen determinado de pruebas de núcleo o de retorno de ácido gastado. La presencia de partículas minerales de hierro, ocasionará precipitación de asfáltenos. El uso de aditivos anti-sludge o preflujos de solventes será necesario, dependiendo de la severidad del potencial de sedimentos (sludging). Si hay cloritas presentes, incrementar la concentración de aditivos secuestrantes de hierro en el preflujo de HCL. Si hay Ilitas presentes y la permeabilidad es menor de 120 md, reducir la tensión de superficie al menos en 30 Dinas/cm^2, mediante la dosificación de solventes mutuales o surfactantes.
¿Contenido de Feldespatos? -
Menor del 20%, usar 12% HCL: 3% HF Mayor del 20%, usar 7.5% HCL: 1.5% HF
¿Formación? -
Si la formación es susceptible de ser inestable (tendencia a la no consolidación), usar una baja concentración de HCL:HF
5.4. Aspectos a considerar en el diseño La siguiente información debería ser considerada en la selección del tratamiento del pozo: -
Tipo de Formación y Composición Mineral de la Formación Condición de la Formación: Consolidada o No Consolidada
-
Tipo y Cantidad de Daño Tiempo de contacto disponible para el tratamiento químico Limitaciones físicas del equipo del pozo Presión y Temperatura de Fondo de Pozo Contaminantes posibles tales como agua, lodo, filtrado del cemento y bacterias Migración de Finos Compatibilidad de los aditivos del tratamiento, entre sí y con la formación Precipitación de hierro Prevención de Emulsiones Agentes anti-sludge Factor de Diseño de Permeabilidad Factor de Diseño de Porosidad Factor de Diseño de Solubilidad del Yacimiento Factor de Diseño de Caudal de Inyección Esquema de Tratamiento Propuesto
Factores de diseño de permeabilidad
El volumen de tratamiento recomendado de HCl: HF en galones por pie^2 de zona productora:
Factores de diseño de porosidad
En Acidificaciones Matriciales de Areniscas, la Porosidad de la Formación es usada solamente para calcular: • El Volumen de Post-flujo o sobre-desplazamiento, el cual debería ser calculado para 4 o 5 pies de penetración radial basado en la porosidad • Determinar el radio de penetración de ácido vivo HCL, si la solubilidad de HCL es conocida • El volumen de preflujo de HCL, el cual debería ser suficiente para remover todo el material soluble al HCL, en un radio de 2 pies desde la cara del pozo. • El volumen de HCL: HF, el cual debería ser suficiente para obtener cuatro (4) horas de tiempo de contacto. Un tiempo de contacto mayor en la cercanía de la cara del pozo, resultará en daño por precipitados. En la siguiente gráfica, puede obtenerse la relación de volumen de HCL en función de la porosidad y el radio de penetración.
Factores de diseño de solubilidad del yacimiento Como regla general, las formaciones con menos del 10% de solubilidad no son usualmente estimuladas con ácido clorhídrico. Sin embargo el ácido clorhídrico, puede ser aplicado a cualquier tipo de formación para remover el daño. Sin embargo de lo anterior, si la sección soluble de la formación es una arena consolidada, la acidificación puede resultar menos efectiva que cuando existen calizas o dolomitas presentes, que sean de solubilidad baja.
Estas últimas (calizas y dolomitas) reaccionan con ácido clorhídrico a altas tasas; y con ácido fórmico y acético, a tasa moderada. Debe tenerse siempre presente que, todos los tratamientos que usen ácido fluorhídrico (HCL: HF), deben estar precedidos por un preflujo y seguidos de un post-flujo para prevenir la precipitación de los productos originados de la reacción. La concentración de ácido a utilizar dependerá no solamente de la solubilidad de la formación, sino también de la temperatura de fondo de pozo. Los factores que deben ser considerados para una adecuada selección de la concentración del ácido, son: • Tiempo de reacción del ácido activo dentro de la formación • Corrosión de la tubería • Solubilidad de la Formación • Efectos de la reacción de los productos • Propiedades de los Sedimentos (Sludge) y de las Emulsiones formadas • Patrón de grabado (Etching) del ácido en la formación • Compatibilidad del Desmulsificante con la formación y otros productos en el tratamiento Factor de diseño del caudal de inyección La máxima tasa de inyección que puede alcanzarse en un tratamiento de estimulación ácida, viene dada por la expresión matemática siguiente: ( (
) )
La cual relaciona parámetros tales como: la permeabilidad, viscosidad del tratamiento, profundidad, presión de yacimiento, altura de la arena y radios de pozo y de drenaje. Parámetros a monitorear durante la operación • Prueba de Inyectividad • Revisión de los volúmenes a bombear en base a los valores obtenidos de la prueba de inyectividad • Verificación de los volúmenes de tratamiento en sitio • Concentraciones de los fluidos a ser bombeados • Condiciones de los equipos de bombeo • Caudal máximo de inyección (bombeo y desplazamiento). Comparar el valor de campo con el obtenido mediante la expresión de Imax (página precedente) • Presión de superficie (comparar con la teórica)
5.5. Gráficas de comportamiento La siguiente grafica es un ejemplo de un pozo estimulado con Estimulación matricial con Ácido acético y metanol.
5.6. Parámetros post trabajo El seguimiento al éxito del tratamiento formulado y aplicado al pozo, se rige por los valores obtenidos de: • Volumen de Producción y Diámetro de Choke de Producción utilizado • Presión de Producción • Composición del Fluido Producido • Curva de Producción versus Tiempo de Producción del Fluido producido y su composición
BIBLIOGRAFÍA
1. 2. 3. 4. 5.
Daño a la Formación, CIED. Acidificación, BJ Services de Venezuela, 1992. Material Matrix Manual, Dowell Schlumberger. Engineering Matrix Manual, Dowell Schlumberger. Reservoir Stimulation. 2nd Edition. Editors Michael J. Economides, Kenneth. G. Note. Prentice Hall, New Jersey. 6. Well Testing. First Edition. John Lee. Texas A& M University. 7. Interpretación de Perfiles a Hueco Abierto. IMPELUZ. 8. Estimulación de pozos. Prof. Américo Perozo. 2010
