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GUA DE DISEO PARA6 Terminacin

GUA DE DISEO PARA ESTIMULACIONES DE POZOS

La estimulacin de pozos es una de las actividades ms importantes en el mantenimiento de la produccin de los pozos petroleros, sta consiste en la inyeccin de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presin de fractura, con la finalidad de remover el dao ocasionado por la invasin de los fluidos a la formacin durante las etapas de perforacin y terminacin de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo.

A travs de esta gua se presenta una metodologa que considera desde el anlisis de los mecanismos de dao, la seleccin del pozo candidato, hasta el diseo y ejecucin del tratamiento, dependiendo de la caracterizacin del dao y la interaccin de los fluidos para la remocin del mismo.

GUA DE DISEO PARAESTIMULACIONES

DE POZOS

CONTENIDO

1. OBJETIVO2. INTRODUCCIN3. MECANISMOS DE DAO4. SISTEMAS DE FLUIDOS PARA

UNA ESTIMULACIN MATRICIAL5. ESTIMULACIN MATRICIAL EN

CARBONATOS6. ESTIMULACIN MATRICIAL EN

ARENAS7. METODOLOGA DE DISEO propuesto.

7.2. Determinacin y caracterizacin del dao.

7.3. Seleccin del sistema de fluidos para el tratamien-to

7.4. Clculo de parmetros para la ejecucin.

APNDICE 1. Nomenclatura.APNDICE 2. Diagrama de Flujo para la ejecucin de un tratamiento de estimulacinAPNDICE 3. Determinacin de la:

cantidad de caliza que disuelve un cido, concentracin de un cido, el ndice de Productividad.

7.1. Validacin del pozo


1. OBJETIVO

2. INTRODUCCIN

Proporcionar una gua para disear u n a e s t i m u l a c i n m a t r i c i a l , considerando la seleccin del pozo candidato y la determinacin del fluido de tratamiento en funcin de la caracterizacin del dao y el tipo de f o r m a c i n , a s c o m o l a s consideraciones tcnicas, adems que indique como calcular los parmetros que se requieren para su ejecucin.

Una estimulacin se define como el proceso mediante el cual se restituye se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formacin al pozo.

Es una actividad fundamental para el mantenimiento incremento de la produccin de aceite y gas, adems puede favorecer en la recuperacin de las reservas.

Existe una amplia gama de literatura tcnica de los diferentes tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con sus caractersticas. El avance tecnolgico a travs de simuladores y equipo de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su dao y proponer los diseos mas adecuados en forma rpida y con mayor certidumbre.

En Mxico la mayor parte de las estimulaciones se efectan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando cido clorhdr ico (HCL) a di ferentes concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado cido Fluorhdrico ( HF) o ms recientemente, a travs Fracturamientos hidrulicos.

En nuestro pas, particularmente en los yacimientos con rocas carbonatadas, la utilizacin del cido clorhdrico es prcticamente el comn denominador de las estimulaciones, sin embargo, la experiencia nos ha revelado que no todos los pozos con problemas de produccin, requieren necesariamente del uso de cido clorhdrico. Muchos de nuestros pozos con problemas de p r o d u c c i n r e q u i e r e n d e estimulaciones No cidas ( no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinacin de su produccin, por lo tanto la seleccin de un pozo candidato a estimular y el diseo de su tratamiento requiere de un buen anlisis de gabinete. La determinacin del tipo de dao, el anlisis nodal y la corroboracin del dao a travs de pruebas de laboratorio son factores importantsimos que deben considerarse para seleccionar y disear el tratamiento de un pozo candidato a estimular.

Pagina cinco

3. MECANISMOS DE DAO

a)- Dao a la permeabilidad absoluta

b) - Cambios en la Permeabilidad relativa

3.1 Tipos de Dao

Independientemente del origen o la naturaleza del dao, este afecta el patrn de flujo natural de los fluidos en la fo rmac in. Los daos que t r a d i c i o n a l m e n t e c o n o c e m o s , presentes en el sistema roca-fluidos, los podemos agrupar en tres tipos bsicos:

En este tipo de dao las partculas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formacin, ya sea por:

1) La presencia de finos y arcillas de la propia formacin.

2) Slidos de los fluidos de perforacin o de terminacin.

3) Incrustaciones de depsitos orgnicos (asfaltenos o parafinas) o,

4) Depsitos complejos de orgnicos e inorgnicos, entre otros.

Los cambios resultan frecuentemente en una reduccin al fluido de produccin deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formacin productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturacin

de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparacin, etc.

El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formacin de emulsiones, polmeros, etc. y esto dificulta el flujo de fluidos.

3.2.- Representacin del dao

La figura 1 describe las condiciones de la vecindad del agujero, donde rx y kx representan la penetracin del dao y la permeabilidad de la zona afectada respectivamente, kx es diferente a la permeabilidad de la formacin en la zona virgen, representada con la permeabilidad k.

Figura 1.- Representacin esquemtica de una zona daada.

c)- Alteracin de la viscosidad

Zona de Permeabilidad

sin alterar


alterada

h

re

rw

k rx

kx


sin alterar


alterada

h

re

rw

k rx

kx


El factor de dao (S) est dado por la ecuacin (1):

(1)

En general el efecto de dao (S) implica :S = 0 no existe dao, por lo que kx = k.S > 0 existe dao, por lo que k > kxS < 0 el pozo est estimulado k < kx

La mayor parte de la produccin de h idrocarburos se presenta en formaciones carbonatadas o en areniscas. Durante la etapa de perforacin y terminacin del pozo diversos factores qumicos o mecnicos pueden alterar su estado original provocando daos que resultan en una cada de presin y por consiguiente en una disminucin en la produccin de hidrocarburos. Adems, en estas etapas o durante la vida productiva del pozo pueden presentarse condiciones como cambios de mojabi l idad, bloqueos por agua, presencia de compuestos orgnicos, mezclas complejas de orgnicos e inorgnicos, presencia de arcillas y finos o sludge, entre otras, que provocan la presencia de cualquiera de los mecanismos de daos ya mencionados.

El tratamiento para este tipo de

4) SISTEMAS DE FLUIDOS PARA UNA ESTIMULACIN MATRICIAL.

formaciones puede clasificarse de manera general de la siguiente forma

4.1 Base del sistema

En funcin del elemento bsico que la constituye se pueden clasificar de la siguiente manera:

cido clorhdrico (HCL) cido Fluorhdrico (HF)Reactivas cido Acetico(2HCH CO) 3 3 cido Frmico (2HCOOH)

Solventes MutuosNO reactivas Solventes Aromticos

La remocin efectiva del dao por permeabilidad absoluta involucra la disolucin o dispersin/disolucin de material fsico el cual provoca la restriccin en la permeabilidad. Si el material de dao es soluble en cido, un fluido base cido puede ser efectivo en disolver y remover el material. Tanto las formaciones carbonatadas como las areniscas pueden acidificarse, sin embargo la efect iv idad de su t r a t a m i e n t o s i e m p r e e s t a r directamente relacionado a como el tratamiento seleccionado elimina el dao. Cuando el dao consiste de parafinas y asfaltenos, deben usarse solventes

w

x

x rr

kkS ln1

-=

Pagina siete

orgnicos como solvente base para ayudar a disolver el material y as restaurar la permeabilidad.

Cuando incrustaciones o slidos solubles en cido, son cubiertas con aceite, el uso de solventes colocados como precolchn antes de la etapa de cido, es til para limpiar la superficie y permitir mas directamente la reaccin del cido. El cido nunca debe usarse slo en un intento para remover depsitos de asfaltenos o parafinas.

4.2 Aditivos:

Existe una gran cantidad de aditivos utilizados en los tratamientos cidos, que facilitan el uso de los sistemas permitiendo una mayor efectividad, bsicamente estos pueden agruparse en:

T p i c a m e n t e s o n m a t e r i a l e s fuertemente catinicos, con una fuerte afinidad con la superficie metlica, para ser efectivos deben tener la capacidad de adherirse al interior de la tubera, formando una delgada cubierta protectora a medida que el cido es bombeado, debido a su fuerte carga c a t i n i c a d e b e s e r u s a d o cuidadosamente para cumplir su funcin, ya que un exceso de este inhibidor puede influir en la matriz e inducir un dao a la permeabilidad relativa, causado por un cambio de mojabilidad.

a)- Inhibidores de corrosin.-

b)- Surfactantes

c) Solventes mutuos

Los surfactantes son comunes en todos los tratamientos cidos y ellos son el elemento bsico en las estimulaciones no reactivas; las funciones de un surfactante usado en una acidificacin incluyen: La desemulsin, dispersin, prevencin del sludge, penetracin y reduccin de la tensin superficial, evitar el hinchamiento o dispersin de arcillas, mojar de agua a la roca, ser compatible con los f luidos de tratamiento y de la formacin, ser soluble a los fluidos de tratamiento a temperatura de yacimiento.

En un tratamiento cido en arenas, especialmente, la incompatibilidad de inhibidores de corrosin y surfactantes aninicos puede ser un problema si no se manejan apropiadamente

Los solventes mutuos o mutuales como el Etilen Glicol Mono Butil Ether ( EGMBE) o materiales similares, son otros aditivos frecuentemente utilizados en los sistemas cidos, a menudo son utilizados por su solubilidad tanto en fluidos base agua o aceite. Los solventes mutuos se desarrollaron hace algunos aos para facilitar la reaccin del cido en superficies cubiertas de aceite debido a su habilidad para ayudar a disolver mas all de la cubierta de aceite; tambin ayudan a disminuir la tensin superficial del cido reactivo lo


que facilita la recuperacin del cido gastado y la limpieza del pozo. Debido a sus propiedades, tienden a limitar la efectividad de los inhibidores de corrosin y f recuentemente la concentracin de estos ltimos 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 cido ( lo que incrementa el costo del tratamiento) y su uso debe ser evaluado antes del tratamiento.

Muchas formaciones cont ienen Siderita, hematita y otros minerales ricos en fierro, adems del fierro que puede ser desprendido de la misma tubera, por lo tanto los agentes secuestrantes de fierro son un aditivo comn en los tratamientos cidos.

La qumica de los componentes de incrustaciones de fierro es ms compleja que las de otro tipo, ya que existen dos formas de fierro en la formacin, ferroso y frrico (ste ltimo de mayor riesgo, y el primero que se forma en las estimulaciones); en solucin, la forma ferrosa puede ser oxidada a frrico en presencia de oxigeno. La mayora de las aguas de formacin contienen menos de 100 ppm

d) - Aditivos de control de fierro

d e f i e r r o , q u e p u e d e v e r s e incrementada substancialmente por corrosin, o por contacto de magnetita o de hematita.

Mientras el cido no esta gastado su PH es 0 cercano a 0, en estas circunstancias ningn in fierro precipitar, sin embargo, a medida que el cido se va gastando, su PH tiende a subir, y arriba de 2 ms, los problemas con precipitacin de hierro existen y agravan el problema en el fondo, ( el ferroso empieza a precipitar en PH de 5 y el frrico 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 produccin tan rpido como sea posible.

El cubrir efectivamente el intervalo de inters es crtico para el xito de un tratamiento matricial ya sea en carbonatos o en areniscas. La desviacin en un tratamiento puede ser complementada utilizando desviadores mecnicos como empacadores, tapones puente, bolas selladoras en los disparos, slidos qumicos, espuma e incremento en el ritmo de inyeccin por debajo de la presin de fractura.

Es tambin considerado un aditivo en tratamientos cidos. El nitrgeno puede agregarse al cido para facilitar la

e) - Agentes divergentes

f) - Gas

Pagina nueve

recuperacin del cido gastado cuando se acidifican pozos depresionados y por supuesto cuando se usa espuma nitrogenada como desviador. Existe una tcnica patentada por J. L. Gidley ( El futuro de las acidificaciones JPT 230) que reporta ventajas de usar Bixido de carbono ( CO2), como un precolchn por delante del cido, en tratamientos de zonas de aceite.

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 cido Clorhdrico (HCL).

Como se mencion anteriormente las estimulaciones matriciales en cualquier formacin pueden ser reactivas o no reactivas.Para las formaciones de carbonatos los tipos de cido que pueden usarse son:

- cido Clorhdrico (HCL)- cidos Orgnicos ( Actico y Frmico)

Este tipo de estimulaciones, ya sea en formaciones calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el dao sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generacin de canales por la disolucin de material que genera el cido.La acidificacin matricial en carbonatos puede considerarse como un proceso

5. ESTIMULACIN MATRICIAL EN CARBONATOS

mucho mas senc i l lo que una acidificacin en formaciones areniscas, esto es debido a que la mayora de los productos de reaccin tanto en calizas como en dolomitas son solubles en el cido gastado.

La Figura 2, muestra la capacidad de d i so l uc i n de l HCL a va r i as concentraciones, en caliza y dolomita. Basado en gran cantidad de volmenes calculados y por la experiencia de campo, la mayora de los tratamientos cidos matriciales utilizan de 75 a 250 galones de cido por pie de intervalo productor.

Lo que mayor concierne a una estimulacin matricial cida en carbonatos incluye lo siguiente:

o Efectividad del desviadoro Limite de los agujeros de gusano y la excesiva perdida de filtradoo Aplicaciones en baja y alta tem- peraturao Concentracin del cido

Figura 2.- Solubilidad del HCL en caliza y dolomita.

DolomiaCaliza

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Libr

asde

roca

disu

elta

spo

r

Cada

1,00

0ga

lone

sde

HCI

7.5% 15% 20% 25% 28%Concentracin de cido clorhdrico

Dolomia

Caliza

Dolomia

Caliza

Dolomia

Caliza

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Libr

asde

roca

disu

elta

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r

Cada

1,00

0ga

lone

sde

HCI

7.5% 15% 20% 25% 28%Concentracin de cido clorhdrico


El cido Clorhdrico es el cido mas utilizado en la estimulacin de pozos, y el ms fuerte, al 15% se le conoce como cido regular, si comparamos la misma concentracin, es el ms corrosivo de los cidos, reacciona con la caliza y la dolomita como se muestra en la parte inferior de esta pgina.

5.1.2 Est imulaciones react ivas utilizando cidos Orgnicos.

El Actico y el Frmico son otros dos cidos que llegan a utilizarse, solos o con el HCL.

Son mucho ms dbiles que el HCL y por lo tanto reaccionarn mas lentamente con la mayora de los minerales en el pozo y por lo tanto permiten una penetracin ms profunda y mejores propiedades de grabado en algunas formaciones.

El cido Actico reacciona mas lentamente que el Frmico.

Un 10% de solucin de cido actico disolver la caliza tanto como un 6% de solucin de HCL.

Un 10% de solucin de cido frmico disolver la caliza tanto como un 8% de solucin de HCL.

La reaccin qumica de estos cidos con la caliza es la siguiente:

5.1.3 Factores que afectan la reaccin del cido con los carbonatos

Existen algunos factores que influyen en el efecto de reaccin del cido con las formaciones, entre los ms importantes:

A mayor superficie de roca expuesta por unidad de volumen de cido, ste se gastar ms rpido

b).- Presin

a) Relacin Volumen- rea de contacto

2223)(

2 COCarbonodeBixido

OHAgua

CaClCalciodeCloruro

CaCOCalizaCalciodeCarbonato

HCLoClorhdriccido

+++

222 COCarbonodeBixido

OHAgua++

222)3(4 MgClMagnesiodeCloruro

CaClCalciodeCloruro

COCaMgMagnesioyCalciodeCarbonato

HCLoClorhdriccido

++

222)23(3332 COCarbonodeBixido

OHAgua

COCHCaCalciodeAcetato

CaCOCalciodeCarbonato

COHCHActicocido ???

222)(32 2 COCarbonodeBixido

OHAgua

HCOCaCalciodeFormato

CaCOCalciodeCarbonato

HCOOHFrmicocido

???

Pagina once

Figura 3.- Efecto de la Presin sobre el tiempo de reaccin del HCL- CaCO3.

Arriba de 750 psi la presin tiene un menor efecto en la reaccin del cido con rocas calcreas que la mayora de los otros factores, por debajo de ese valor la reaccin se acelera, como se observa en la Figura 3.

A medida que la temperatura se incrementa, el cido reaccionar ms rpido con el material calcreo.

Mientras ms fuerte sea un cido mas

c) Temperatura

d) Concentracin del cido y productos de reaccin.

Con slo agregar cloruro de calcio o Bixido de Carbono a cualquier cido fuerte retardar ligeramente su reaccin.

Un cido orgnico le toma mas tiempo gastarse que el HCL porque solo est parcialmente ionizado.

La composicin qumica de la roca influir en la reaccin del cido, las dolomitas generalmente reaccionan mas lentamente con el HCL que con las calizas.

A medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reaccin del cido.

5.2.- Estimulaciones No reactivas en carbonatos.

En este sistema los fluidos de t r a t a m i e n t o n o r e a c c i o n a n qumicamente con los materiales de la roca, estos sistemas se utilizan para la remocin de daos ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsin, prdidas de fluido de control, depsitos orgnicos, daos por tensin interfacial, por mojabilidad e incrustaciones. Lo anterior es debido a que el flujo de f l u i d o s a t r a v s d e m e d i o sporosos est gobernado por los

e) Composicin de la Roca

f) Viscosidad

5% 1%

4%

2%3%

Pres

in

(psi

)

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Tiempo de Gastado (min)

2000

1750

1500

1250

1000

750

500

250

cido Gastado (%)

5% 1%

4%

2%3%

Pres

in

(psi

)

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Tiempo de Gastado (min)

2000

1750

1500

1250

1000

750

500

250

cido Gastado (%)


fenmenos de super f i c ie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la accin de la estimulacin no cida concierne principalmente con la alteracin de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenmenos de superficie siguientes:

-Tensin interfacial- Mojabilidad - Capilaridad

Los agentes de superficie (surfac-tantes) son los principales productos qumicos que se utilizan en la estimulacin matricial no reactiva, debido a su eficiente accin que permite alterar estos fenmenos de superficie.

La seleccin de un qumico para cualquier ap l icac in par t icu lar depender de que contaminante esta taponando o bloqueando la permeabilidad de la formacin. El HCL no disolver parafinas, asfaltenos o grasas de la tubera, los tratamientos de esos slidos o agentes bloqueadores requiere de un solvente orgnico efectivo ( normalmente un solvente aromtico como tolueno, xileno u o r t o n i t r o t o l u e n o ) .

Debido a los diferentes slidos que taponan o bloquean los poros, se requieren tambin diferentes solventes para su remocin , no hay un solvente universal para el dao de un pozo.

Los fenmenos de superficie pueden provocar daos 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 es tab i l i zadas por s u r f a c t a n t e s , a s c o m o p o rsolventes mutuos acompaados de desemulsificantes.

Una formacin mojada por aceite reduce la permeabilidad relativa al aceite, en este caso se inyectan solventes mutuos para cambiar la mojabilidad y luego la inyeccin de un surfactante que deje la roca mojada por agua. El uso de algn 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 tambin reduce la Permeabilidad relativa al aceite, causado por el incremento en la saturacin de agua, se puede formar en la fase de perforacin y terminacin por filtrado del fluido base agua, lo favorece la presencia de arcil las hidratables. Es tratado mediante la reduccin de la tensin superficial entre el agua y aceite o gas,

OHAgua

AlFHicoFluoalucido

SiFHFluoslicocido

OSiOAlBentonita

HFcoFluorhdricido

26362104 122min

4)(236????

Pagina trece

con el uso de surfactantes, solventes mutuos y desemulsificantes, en el caso de pozos de gas es recomendable el uso de cidos alcohlicos.

Los depsitos Orgnicos como parafinas y asfaltenos daan la Permeabilidad absoluta, sus orgenes son numerosos y complejos, su principal mecanismo es el cambio en la temperatura y presin en el pozo y las cercanas, pueden removerse con solventes aromticos (Xileno y Tolueno) y aditivos (antiasfaltenos, dispersantes de parafinas).

Los depsitos orgnicos e inorgnicos daan la Permeabilidad absoluta,son componentes orgnicos que generalmente recubren algn compo-nente inorgnico como incrus-tacin o finos. Requiere un tratamiento con un solvente combinado, tal como una dispersin de solvente de hidrocarburo (aromtico) en cido y surfactantes ( sistema emulsionado).

Como puede observarse, en las estimulaciones no reactivas la funcin del surfactante es fundamental, por lo que el xito de estas depende en gran medida de su apropiada seleccin.

Para las formaciones de Areniscas el tipo de cido que puede usarse es:

6.- ESTIMULACIN MATRICIAL EN ARENAS.

cido Fluorhdrico (HF), mezclado con HCL o con cidos orgnicos.

Se puede mezclar ste cido con HCL o con cidos orgnicos para disolver minerales arcillosos, feldespatos y arenas, debido a que los minerales arcillosos y los feldespatos tienen mayor rea de contacto, la mayora del HF se gastar ms rpido en estos materiales que en el cuarzo o en las arenas.Es el nico cido que reaccionar con arena y otros minerales silicios como la arcilla, la reaccin qumica es :

La reaccin entre el HF y una arcilla como la bentonita, est dada por

El HF reaccionar con minerales calcreos como la caliza, sin embargo producir precipitados insolubles de fluoruro de calcio:

OHAgua

SiFHFluoslicocido

SiOSilice

HFcoFluorhdricido

226226???

222232 COCarbonodeBixido

OHAgua

CaFCalciodeFluoruro

CaCoCaliza

HFcoFluorhdricido

????


La principal razn para acidificar una formacin de areniscas es remover el dao causado por la invasin de partculas slidas y al hinchamiento, dispersin, migracin o floculacin de finos.

Estos tratamientos estn limitados para daos someros de 1 a 3 pies de la vecindad del pozo, el HF puede ser retardado para mejorar la distancia de penetracin del cido.

Un dao por arcillas puede ser una mezcla tanto de hinchamiento como migracin de finos, cuando eso ocurre se debe acidificar la formacin con un sistema que disuelva arcillas finos con contenido de slice.

En la mezcla de cido Fluorhdrico (HF) - cido Orgnico ( Actico o Frmico), se puede utilizar para retardar la reaccin con la arena y las arcillas, y disminuir el ataque corrosivo, de esta manera se puede penetrar mas profundamente la formacin y remover mas dao.

A menores temperaturas son ms severos los productos secundarios de los productos de la reaccin de esta mezcla de cidos, por lo que se debe

ousar en pozos de 200 F de temperatura 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 reaccin del HF con la arena se incrementarn a medida que la temperatura se incremente, por ejemplo el ritmo de desgaste es 13 veces ms

o orpido a 300 F que a 75 F.

La mejor seleccin para remover dao por arcillas en pozos calientes y profundos con yacimientos en areniscas es la de 6% de cido frmico y 1.5% de HF.

En la estimulacin de areniscas existen tres etapas bsicas de bombeo:

a) Precolchn

b) Fluido de tratamiento

c) Fluido de desplazamiento

siempre se bombea por delante del HF, proporciona un barrido entre la mezcla del cido vivo y gastado y los fluidos de la formacin, este barrido reduce la posibilidad de formar fluosilicatos y fluoaluminatos de potasio. En el caso de usar HCL como precolchn este remover el CaCO3 y evitar su reaccin con el HF. Los ms comunes son ( bsicamente son los mismos para el desplazamiento):

cido Clorhdrico (HCL)Cloruro de Amonio ( NH4Cl)DieselKerosinaAceite

a) El precolchn

Pagina quince

Estos se seleccionan en funcin de la Temperatura y de la composicin mineralgica de la roca. La Figura 4 nos muestra el comportamiento de los diferentes precolchones en funcin de ambas variables, esta puede ser utilizada en la seleccin del precolchn.

Figura 4.- Seleccin del precolchn en funcin de la temperatura y la mineraloga de la formacin.

remover el dao por arcillas, para completar esto, el sistema cido deber contener iones de fluoruro. Los surfactantes en un fluido de tratamiento para un yacimiento de areniscas deben ser de tipo no inico - aninico y/o aninico.

La F igu ra 5 nos mues t ra e l comportamiento de los diferentes sistemas en funcin de la Temperatura y la mineraloga, esta puede ser utilizada en la seleccin del fluido de tratamiento.

b) El fluido de tratamiento

Figura 5.- Seleccin del fluido de t ra tamiento en func in de la temperatura y la mineraloga de la formacin.

La figura 6 muestra el comportamiento de las diferentes concentraciones del cido Fluorhdrico con respecto a la permeabilidad relativa de un ncleo.

Cuando el HF es bombeado a la formacin, la permeabilidad y el gasto de bombeo a menudo disminuyen o se incrementa la presin de bombeo. As, con 3 y 6% de HF, cuando se remueve el dao, finalmente la permeabilidad se incrementar.

El decremento inicial es mayor con sistemas ms fuertes de HF. En ocasiones como se observa en los datos de HF al 9% el dao es completo y el ncleo queda totalmente taponado, lo mismo ocurre con algunos ncleos cuando se utiliza HF al 6%; para reducir esa posibilidad la mayor parte de los operadores utilizan HF al 3% en la mayora de los tratamientos. La habilidad del HF para remover el dao en arcillas se genera en una distancia de 2 pies en la vecindad del pozo, mayor s e v u e l v e e c o n m i c a m e n t e incosteable.

0

50

100

150

200

250

300

350

Tem

pera

tura

dela

form

aci

n,F

Feld IIIita Caolinita CloritaSmectita Ceol itaAlumino-Silicatos dominante

HCIHCI/OrgOrg/NH4CI

0

50

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Feld IIIita Caolinita CloritaSmectita Ceol itaAlumino-Silicatos dominante

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Feld-K IIIita Caolinita Cl,Sm,Ce Feld-Na

9/1.0 HCI / HF13.5/1.5 HCI / HFOrgnico /HF

Alumino-Silicat os dominante

Tem

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0

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200

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Feld-K IIIita Caolinita Cl,Sm,Ce Feld-Na

9/1.0 HCI / HF13.5/1.5 HCI / HFOrgnico /HF

Alumino-Silicat os dominante

Tem

pera

tura

dela

form

aci

n,F


Figura 6.- Comportamiento de diferentes concentraciones de HF - HCL con respecto a la permeabilidad relativa de un ncleo.

se utiliza para desplazar el HF, asegura que la mayora del HF reaccione en la formacin y contribuir a los resultados del tratamiento.

El cloruro de amonio es el ms comn y es una de las pocas sales que no precipitar con el HF o con el HF gastado, el diesel se utiliza tambin en pozos de aceite.

Ya que el HF reacciona muy rpidamente, no se recomienda un largo perodo de cierre, debe empezar a regresarse los fluidos tan pronto como

c) El fluido desplazante

con formaciones de baja permeabilidad.

Una vez que se han bombeado los fluidos hacia la formacin, cumpliendo con las etapas del tratamiento finalmente se bombea un fluido desplazador compatible con el sistema y cuyo volumen ser igual al volumen de las tuberas hasta la base del intervalo a disparar.

En el caso de la estimulacin matricial en areniscas, la apertura del pozo debe ser lo ms rpido posible.

7.1.- Validacin del pozo propuesto

Cuando existe un pozo precandidato a estimular se requiere un riguroso proceso para que finalmente se ejecute y se evale el tratamiento, el primer paso en este proceso consiste en la validacin del pozo precandidato, ex i s ten f ac to res 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) Validacin de las condiciones del pozo y del yacimiento

b) Identificar presencia de pseudo daos.

7. METODOLOGIA

Perm

eabi

lidad

Rel

ativ

a

Volumen de acido en el medio poroso

Perm

eabi

lidad

Rel

ativ

a

Volumen de acido en el medio poroso

Pagina diecisiete

a).- Validacin de las condiciones del pozo y del yacimiento

El ingeniero de diseo deber considerar como parte de su propuesta del sistema de tratamiento, el revisar y analizar la declinacin de la produccin o en su caso la produccin por debajo de lo esperado en un pozo, atendiendo los siguientes puntos:

?Historia de presiones?Cambios de estranguladores?Comportamiento de produccin

de agua?Comportamiento de la relacin

aceite-agua?Comportamiento de la relacin

gas - aceite?Historia de intervenciones ?Comportamiento del sistema

artificial de produccin ( si lo tiene)?Revisin de conexiones y

s i s t e m a s u p e r f i c i a l d e produccin?Verificacin de la influencia de

pozos vecinos inyectores ?Registros Geofsicos ( situacin

estructural)?Comparacin de la produccin

con pozos cercanos?Comparacin de la reserva del

yacimiento con la produccin acumulada del pozo

b) Identificar presencia de pseudo daos.

Las condiciones que limitan el potencial de produccin de un pozo y que no pueden ser corregidas m e d i a n t e u n t r a t a m i e n t o d e estimulacin, son conocidas como pseudo daos, y podemos sealar los siguientes:

?Baja densidad de disparos?Baja penetracin de disparos?Fase inadecuada de disparos?Formacin de incrustaciones en

el pozo?Produccin por debajo del punto

de burbuja (bloqueo por gas)?Produccin de arena?Tuberas colapsadas?Problemas por obstrucciones

mecnicas?Mala cementacin?Diseos inadecuados de

terminacin (aparejo, sistema a r t i f i c i a l , e s t r a n g u l a d o r inadecuado, etc.)

7.2 Determinacin y caracterizacin del dao.

Es el principal parmetro que se debe obtener para definir la factibilidad de r e a l i z a r u n t r a t a m i e n t o , l a determinacin y caracterizacin del dao requiere de un anlisis integral, se determina a travs de pruebas de v a r i a c i n d e p r e s i n , p u e d e


confirmarse con anlisis nodal y es caracterizado a travs de pruebas de laboratorio.

(Pruebas de Incremento o Decremento) son la mejor herramienta para determinar el dao a la formacin y la permeabilidad de la formacin.

y las pruebas de laborator io servirn como una herramienta de ajuste que corrobore el valor de dao determinado y permita ajustar tambin otros parmetros del yacimiento.

El anlisis nodal permite crear un modelo que simula el comportamiento de produccin de pozo y evala un sin nmero de parmetros, entre otros podemos obtener:

? Determinar presencia de dao?Obtener pronsticos de

produccin?Determinar cadas de

presin?E v a l u a r p r o d u c c i n

simulando di ferentes cambios en el sistema?Determinar d imetro

optimo de tuberas de produccin?Ajustar correlaciones de

flujo

a) Las pruebas de Variacin de Presin

b) El anlisis nodal

c) Las Pruebas de laboratorio

c2)- Anlisis Mineralgico

es el paso siguiente en la caracterizacin del tipo de dao presente, para lo cual se requerir de la toma de muestras, las cuales debern ser guardadas en recipientes de plstico (aceite) y analizadas en un perodo menor de una semana. Las de agua se colocan en recipientes de plstico o de vidrio, nunca en recipientes metlicos; su anlisis deber efectuarse el mismo da.Las pruebas que se deben realizar son:

c1)- Anlisis Composicional

Define el tipo de dao; parafinas, asfaltenos, emulsin, slidos u otros.Los parmetros que determina son:

Agua y sedimentos por centrifu- gacin Determinacin de la gravedad API Porcentaje de emulsin Porcentaje de parafinas, asfaltenos y resinas asflticas.

Con difraccin de rayos X y/o fluorescencia de rayos X para determinar la composicin mineralgica de la roca.

c3)- Anlisis de agua

Determina el problema potencial de

Pagina diecinueve

formacin de incrustaciones.++La alta concentracin de cationes (Ca ,

++ +++ -2 -2Mg , Fe , etc.), aniones (HCO , CO3 ) y en ocasiones gases (CO y H S) puede 2 2generar la tendencia a formar incrustaciones.

7.3.- Seleccin del sistema de fluidos para el tratamiento

Cada pozo es un caso especial, para seleccionar el mejor f luido de tratamiento, es esencial conocer el material especfico y/o el fenmeno que esta daando la formacin 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 gua, deberemos tener en cuenta algunos factores importantes, recordemos que antes del tratamiento el aparejo debe estar libre de materiales que daen la formacin, de igual manera en rocas carbonatadas la matriz crtica de penetracin es de 3 a 6 pies y en areniscas de 1 a 3 pies, asimismo se deber tener presente que la presin de bombeo del tratamiento debe ser mayor de la presin de formacin pero menor al gradiente de fractura ya que de lo contrario provocara el fracturamiento de la roca dejndose de cumplir el objetivo, que es la inyeccin el fluido en la matriz de la formacin. En cuerpos de espesores considerables es necesario el uso de

divergentes, tambin es importante recordar que en pozos depresionados el uso de nitrgeno resulta conveniente.

Las caractersticas del dao y no el origen del mismo, determinan el fluido de tratamiento.

Muchos autores han desarrollado diferentes estrategias para seleccionar los fluidos que remueven el dao, lo que ser funcin de mltiples factores, independientemente de ello, en las secciones anteriores se ha venido explicando los principales tipos de tratamiento y su interrelacin con el tipo de formacin y de dao presente, como resumen de ello, debemos recordar que existen reglas que deben cumplirse para prevenir problemas en la ejecucin 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 slice o minerales arcillosos.

c) Los tratamientos de acidificacin matricial en formaciones areniscas generalmente son a partir de mezclas HF-HCL.

d) Para mejorar la penetracin del cido en yacimientos con altas temperaturas que requieren control de migracin de finos se han desarrollado otros


sistemas de cidos tales como sistema de HF-HCL generado in situ, sistemas HF-HCL- alcohol y sistemas de cido HF- cidos orgnicos. e) Los daos causados por depsitos de parafinas y asfaltenos deben ser tratados a partir de mezclas de solventes, dispersantes y surfactantes.

De igual manera existen reglas bsicas para la seleccin de aditivos qumicos, entre las que debemos sealar:

a) Los aditivos tpicos de un tratamiento de acidificacin matricial son agentes desviadores, secuestrantes de fierro, solventes mutuos, surfactantes e inhibidores de corrosin.

b) Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar el xito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la pelcula de aceite del material a disolver y deja adems la formacin mojada por agua.

c) Los solventes mutuos tienen una gran solubilidad tanto en sistemas base aceite como base agua.

Cualquier seleccin de tratamiento debe derivar de la naturaleza del dao y de su problema especfico, por lo que deber tambin utilizarse cualquier informacin que est disponible, la Tabla 1 es una gua, mas que una regla para la seleccin de un tratamiento

cido en algunas de las situaciones que se sealan:

Tabla 1.- Fluidos usados en tratamientos matriciales

Antes de considerar un tratamiento, debern hacerse los anlisis pre-tratamiento en laboratorio para definir su factibilidad.

Si se determina dao debido a compuestos orgnicos, como parafinas o asfaltenos, un tratamiento orgnico con solventes ser el indicado; si el dao puede removerse con cido, deber hacerse una estimulacin para eliminar los efectos del dao.

Nunca se debe bombear solventes o cido al pozo hasta que haya sido

Tipo de Fluido Fluido Especfico Dao que el fluido puede remover Observaciones

HCL Incrustaciones, taponamientopor slidos, bloqueo por agua

Usado en carbonatos y arenas con 20%o mas de calcita, o como precolchnpara un tratamiento cido con HF

cido Actico Incrustaciones, taponamientopor slidos, bloqueo por agua

Lo mismo que el HCL y en altastemperaturas

cidos cido Frmico Incrustaciones,taponamiento

por slidos, bloqueo por aguaLo mismo que el HCL y en altastemperaturas

HFArcillas, Incrustaciones,taponamiento por slidos,bloqueo por agua

Arenas ( con HCL o cido orgnico).Usado para limpieza de dao por lodode perforcin.

HF generado in situ.Arcillas, Incrustaciones,taponamiento por slidos,bloqueo por agua

Posible penetracin profunda, Solo enareniscas

Solvente mutuoBloqueo por agua, emulsin,cambio de mojabilidad.

Usado con otros aditivos comosurfactantes para mejorar lapermeabilidad relativa al hidrocarburo

Solventes Solvente aromtico Asfaltenos,parafinas, sludge,

taponamiento por lubricantes

Usado con un agente de suspensin ocon un antiasfalteno, con dispersantesde sludge

EDTA Incrustaciones de Sulfatos

Agua Agua caliente Parafinas Usado con agentes de suspensin

Pagina veintiuno

definida la causa del dao y el mejor tratamiento qumico para removerlo.

En resumen la seleccin del sistema de fluido estar en funcin de los siguientes factores.

En las secciones 4, 5 y 6 se habl ampliamente de la seleccin del sistema de fluidos en funcin de los tres primeros factores (tipo de formacin, mineraloga y temperatura).

Con respecto a los dos ltimos factores, las normas API - RP 42, ASTM D287, D4007,

entre otras, regulan las pruebas de laboratorio.

A fin de poder verificar la compatibilidad de fluidos de tratamiento con los fluidos producidos es necesario probar diferentes sistemas que identifiquen el ptimo, de acuerdo con las normas

a) Pruebas de compatibilidad.-

ASTM y API.Las caractersticas qumicas 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)

?Homogneos?Miscibles

Sistema / crudo

? Mezclable? Homogneos Dispersin de slidos ? lein olub sOrganicos s (Asfaltenos) ?Solubilidad de slidos

orgnicos solubles (para-finas)?Rompimiento de emul-

siones?Mojabilidad por agua

(accin del co-solvente)

Estas pruebas se realizan de acuerdo con la norma API-RP42. Los parmetros determinados en estas pruebas segn las normas sealadas son: ?La cantidad de cido separada En el menor tiempo posible ?La calidad de las fases cido/

aceite (que sea bien definida - BD-)

b)- Pruebas de emulsin (en caso de un tratamiento cido).-

Tipo de formacin

Mineraloga

Temperatura

Prueba de compatibilidad

Prueba de Emulsin

Tipo de formacin

Mineraloga

Temperatura

Prueba de compatibilidad

Prueba de Emulsin


?En esta misma prueba se determina la tendencia del sistema a precipitar asfaltenos o lodo asfltico (los cuales son pasados a travs de una malla 100).

Esto significa que del sistema crudo/cido nada debe quedar atrapado en la malla.

7.4 Clculo de Parmetros para la ejecucin.

En los siguientes prrafos se presenta una gua general para el diseo de una acidificacin matricial en areniscas.

1.- Seleccin de los fluidos de estimulacin (pruebas de laboratorio)

2.- Presin y gasto mximos de inyeccin.

De prueba de inyectividad, en caso de no contar con los resultados de la misma, se puede estimar como sigue:

2.1 Clculo de la presin de fractura

( 2)

La presin de fractura tambinpuede ser calculada siguiendo el

Diseo de tratamiento cido en areniscas

procedimiento de presentado en la gua de Determinacin de gradientes de fractura.

2.2 Presin mxima de inyeccin en superficie

(3)

2.3 Gasto mximo de inyeccin, menor de (4)

3.- Volumen y concentracin del fluido de prelavado ( precolchn). V ( gal).1

(5)

(6)

Si Vp < VHCL, V1 = VHCL

Si Vp > VHCL, V1 = VP

Como mtodo alterno se puede obtener V1 con la siguiente regla:

Para 0% de Carbonatos: 5% de HCL, 50 gal/pie

Para 20% de Carbonatos: 15% de HCL, 100 gal/pie

( ) )(/)( pieDpiepsiGfpsiPf =

()() ()pieDgallbpsiPfpsiPs **052.0max

-= r

()() ()( )()()( )piepierwreLncpf

psiPwsPfpiehmDkXqi//

10917.4max6

m-

06-estimulacion de pozos.pdf

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