ACIDIFICACIÓN CARBONATADA

1. INTRODUCCION

Las rocas carbonadas por definición contienen más del 50% de minerales

carbonados, los minerales más comunes son la calcita (carbonato cálcico

CaCO3) y la dolomita, asociando un mol de mineral simple de CaCO3 con un

mol de MgCO3. Las rocas carbonadas son típicamente clasificadas por la

calcita; proporción de dolomita y aquellos con una proporción más alta que

el 50% son generalmente llamados limolitas.

Este tipo de rocas presentan características físicas muy singulares, como

una doble porosidad o alta permeabilidad por contraste que son

heredados desde su proceso de formación.

El acido hidroclórico (HCl) es seleccionado usualmente para la

acidificación carbonada.

Reaccionan muy favorablemente con minerales carbonados y está disponible

en grandes cantidades en un relativo bajo precio. Mientras que el propósito de

la arena acidificada es disolver el daño, el acido es usado en formaciones

carbonadas para disolver la matriz y circular el daño. Por esta razón tanto

como el daño y las características de la roca pueden ser tomadas dentro de una

misma descripción cuando se está diseñando el tratamiento.

1.1 . Objetivo General

Conocer las características de la acidificación carbonatada, y aplicaciones para

tener un mejor entendimiento de su uso en la producción petrolera.

1

2. CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA Y DEL DAÑO EN FORMACIONES

CARBONATADAS

2.1. Características de la roca

Las rocas carbonadas son rocas sedimentarias resultado de la actividad

orgánica. La enorme mayoría de estos sedimentos están compuestos de

esqueletos de organismos marinos que varían de tamaño desde unos

cuantos micrones hasta varios centímetros. Algunos sedimentos carbonados

fueron formados por la precipitación química de CaCO3.

Los reservorios carbonados presentan un amplio rango de porosidades y

permeabilidades, dependiendo del grado de reprecipitacion y cementación.

Varios reservorios carbonados bajo la acción de esfuerzos tectónicos y

comportamientos homogéneos.

2.2. Características del daño

La identificación del daño es un prerrequisito para el adecuado diseño de un

tratamiento de acidificación carbonada. En formaciones que son altamente

sensibles al acido, formulas no acidas deben ser usadas y la selección

del fluido tratante es usualmente determinado por el tipo de daño. Es

más, el volumen del fluido tratante depende del alcance y la locación del

daño.

Todos los tipos de daño que ocurren en la arena pueden ocurrir en

formaciones carbonadas, excepto aquellas relacionadas con la presencia de

partículas de arcilla en la matriz. Además que una pobre cementación de

pizarras puede estar permanentemente desemparejada por la acidificación

de fluidos base agua, que pueden fácilmente disolver el material de cemento

cálcico. Resultando una compactación de formación desde una pérdida de

fuerza mecánica.

2

Problemas relacionados a la tensión superficial de los fluidos no son

tomados en cuenta en el fisuramiento de reservorios con una matriz de bajas

permeabilidades. En este tipo de formaciones el daño inducido está

concentrado en las fisuras, y la profundidad de invasión imaginada es mayor

que un reservorio homogéneo. La variación de presión en las fisuras puede

también resultar en la precipitación del mineral y deposito de

hidrocarburos (asfaltenos).

3. ACIDIFICACIÓN CARBONATADA CON ÁCIDO CLORHÍDRICO

Este acido es generalmente seleccionado para acidificación carbonada.

Este puede ser reemplazado por ácidos orgánicos, principalmente para

disminuir los problemas de corrosión a temperaturas superiores a los 400° F

o 250° C. El propósito de acidificación con HCl es circular el daño por la

creación de altos canales conductivos (hoyos de gusano).

El HCl puede ser retardado a través del uso de emulsiones o micro

emulsiones que previenen la desconsolidación de la roca.

4. ACIDIFICACIÓN CARBONATADA CON ÁCIDO CLORHÍDRICO

4.1 Reacción de los minerales carbonados con el acido clorhidrico

El carbonato cálcico reacciona con el HCl para producir dióxido de carbono,

agua y calcio clorhídrico, este proceso está gobernado por estrictas reacciones

Esta reacción solido liquido toma lugar en la roca superficial, en exceso

de HCl es completo e irreversible. La tabla 17.1 enlista las cantidades de

diferentes productos de la reacción del 15 % de HCl con calcita. Calcio

clorhídrico (CaCl2) y magnesio clorhídrico (MgCl2) son altamente solubles en

acido visto y presente sin riesgo de precipitación.

La reacción de la Limolita con el HCl es rápida y no puede ser medida en la

temperatura del sitio. Lund et al. (1975) la medida de la Limolita reactiva con

un aparato rodeado en disco en una máxima temperatura de 28,4° F [-12° C].

3

La dolomita es menos reactiva y las tasas de reacción no pueden ser

medidas a más altas temperaturas (212°F [100°C]).

4.2. Acidificación física

Proceso de reacción.

Una reacción solido liquido como la del HCl con minerales carbonados envuelve

en transporte de iones de (H3O+) hacia la roca superficial. La reacción de los

iones con la roca y el transporte de los productos de reacción desde la

superficie a la solución.

Fenómenos de canalización (hoyos de gusano).

Las capas de Limolita acidificada con HCl muestra la formación de canales

microscópicos llamados hoyos de gusanos. Muchos de los experimentos

publicados fueron desarrollados con capas lineales (sección radial, flujo paralelo

a la línea longitudinal), muestran que la tasa de inyección de ácidos afecta la

geometría de los canales y la cantidad de acido requerida para el avance. A

Agujero de gusano iniciación y propagación

El transporte de ácidos en el interior de un poro se puede representar

esquemáticamente por dos flujos perpendiculares: transporte axial por

convección y transportar a las paredes de los poros por difusión.

También la reducción de la tasa de transmisión entre la disolución compacta y

el régimen del hoyado (Fredd y Fogler, 1996).

Geometría radial

Varios pocos resultados han sido publicados para pruebas de acidificación

usando geometrías radiales Daccord et al. (1989).

4.3. Aplicación al diseño de campo

tasa de inyección.

4

Para asegurar la propagación de agujero de gusano y el éxito del tratamiento, la

velocidad ácido cerca del pozo debe ser suficientemente alta para alcanzar el

régimen de agujero de gusano. Ejemplos de los tipos necesarios para exceder

la velocidad crítica en el pozo También permite el crecimiento agujero de

gusano sustentable como la estimulación aumenta el radio y la velocidad en el

ácido frontal disminuye. Por otra parte, en los embalses fisuradas donde el

propósito del tratamiento es limpiar las fisuras, la aplicación de altas tasas

aumenta la penetración del ácido en vivo.

Volúmenes de ácido.

indican que en condiciones óptimas (es decir, la tasa de casi crítico), se obtiene

avance cuando menos de 1% del total del núcleo se ha disuelto. Esto indica que

el diseño de los volúmenes de fluido para 5% a 10% de disolución de roca

sobre el área estimulada debe proporcionar un diseño conservador. Para una

geometría radial, el volumen de ácido necesario para un aumento de la

porosidad dada varía con el cuadrado del radio de tratamiento, suponiendo

disolución homogénea.

B Caso de estudio de acidificación

El pozo se acidificó con 60 gal / pie de HCl al 20% bombeado a través de

tubería flexible en un intervalo de 135 pies. La velocidad de bombeo se limita a

2 bbl / min. Permeabilidad varió de 15 a 150 md. Diesel espumado se bombea

entre las etapas de ácido para la desviación.

5. OTRAS FORMULACIONES

5.1. Los ácidos orgánicos

Los ácidos orgánicos se utilizan en lugar de HCl cuando las temperaturas altas

de fondo de pozo evitan que la protección eficaz contra la corrosión (por encima

de 400 ° F). Los dos tipos principales de ácidos orgánicos usados son el ácido

5

acético y ácido fórmico. El ácido acético es más fácil para inhibir que el ácido

fórmico y se utiliza más a menudo.

Los ácidos acético y fórmico reaccionan con CaCO3 para formar acetato de

calcio y formiato, respectivamente:

El ácido acético tiene otras aplicaciones específicas.

En combinación ya sea con un disolvente aromático y un disolvente mutuo para

obtener una solución transparente o con metanol, que se utiliza para eliminar

los bloques de agua y romper emulsiones.

En combinación con un inhibidor de la corrosión altamente concentrado, que

puede ser utilizado como fluido de terminación para mantener el bajo pH cerca

del pozo y evitar el hinchamiento de arcilla o como un fluido de perforación. En

el este último caso, Los ácidos orgánicos se prefieren a HCl a temperaturas

superiores a 200 ° C [95 ° C] debido a su reactividad reducida a temperaturas

más altas permite una buena protección contra la corrosión durante varios días.

5.2. Ácidos gelificados

Los ácidos gelificados se desarrollaron principalmente para fracturar, pero han

encontrado algunas aplicaciones en tratamientos de acidificación de la matriz.

Se utilizan en fracturamiento ácido para aumentar la viscosidad y reducir la tasa

de pérdida de fluido. El mismo principio se aplica a las condiciones de

acidificación de la matriz en las formaciones fisuradas con baja porosidad

primaria. En este caso, los ácidos gelificados se utilizan principalmente para

limpiar los canales de alta permeabilidad y minimizar la pérdida de fluido en la

matriz de menor permeabilidad. Los ácidos gelificados también se pueden

utilizar como un fluido portador para selladores de bolas o desviadores de

partículas (copos).

En el diseño de tratamientos con ácidos gelificados, la estabilidad del agente de

gelificación a temperaturas de fondo de pozo debe ser comprobado

6

cuidadosamente. Se

utilizan varios tipos de agentes gelificantes. Gomas xantana son adecuados

para condiciones moderadas (es decir, temperaturas de hasta 230 º F [110 º

C]), con la fuerza del ácido limitado a 15% (Crowe et al., 1981). Bajo

condiciones más severas, los polímeros sintéticos son los más adecuados para

utilizar de 400 ° a 450 ° F [205 ° a 230 ° C].

Crowe et al. (1990) demostraron que en condiciones dinámicas HCl gelificado

presenta el mismo tipo de reacción con calizas como el ácido gelificado. En

algunos casos, las tasas de reacción son acelerados. La velocidad de reacción

se mide la tasa de consumo de calcita. Es la velocidad de reacción global,

determinada por el paso limitante, que es el transporte de ácidos por difusión.

En general se acepta (Muhr y Blanshard, 1982) que la velocidad de difusión

depende de la viscosidad del disolvente y no se modificada por la presencia de

polímeros, al menos tan largo como la distancia entre las cadenas de polímero

es grande en comparación con el tamaño de los iones en solución.

La interacción entre las cadenas de polímero y la superficie de la roca puede

afectar a la velocidad de la reacción global y la penetración del ácido en vivo. Si

el gel exhibe un comportamiento no newtoniano, la velocidad de cizallamiento

en la superficie de la roca se puede modificar, lo que puede aumentar la

transferencia de masa y resultar en una velocidad de reacción mayor. Aparte de

este efecto, el polímero puede tapar los poros más pequeños, que actúa como

un agente de pérdida de fluido. Este efecto fue estudiado por Nierode y Kruk

(1973), quienes encontraron que la tasa de crecimiento de los agujeros de

gusano es máxima para una pequeña concentración de agente de pérdida de

fluido.

HCl es generalmente el componente de ácido de mezclas gelificadas. La fuerza

del ácido varía típicamente de 5% a 28%. El volumen de ácido depende de la

sospecha de la profundidad de los daños en las fisuras y cavidades y en

eficiencia de la colocación de fluido.

7

5.3. Emulsiones

Las emulsiones se obtienen mediante la mezcla de ácido con un fluido refinado

base aceite en presencia de un agente tensioactivo. La estabilidad de la

emulsión depende de la temperatura y la fuerza iónica de la fase acuosa.

Algunos agentes emulsionantes proporcionan emulsiones estables en

temperaturas de hasta [150 ° C] 300 ° F. Dependiendo del tipo de tensioactivo,

agua en aceite o una emulsión de aceite en agua puede ser obtenido.

En condiciones estáticas, se han encontrado emulsiones para reducir la

velocidad de reacción global del ácido. Emulsiones Ácido-inoil son más eficaces

para el retraso de reacción. En general se acepta que estas emulsiones

construyen una barrera de aceite en la superficie de la roca, lo que impide que

el ácido reaccione fácilmente con el sustrato. Emulsiones Ácido-externa

también ofrecen algo de retardo, que se atribuye generalmente a la interacción

física del aceite con el camino de transporte de ácido a la superficie de la roca.

Pocos resultados han sido publicados en la acidificación núcleo con emulsiones

en condiciones dinámicas. Los estudios iniciales muestran que las emulsiones

de aceite externa pueden tratar núcleos de baja permeabilidad de manera más

eficiente que el ácido llano (Horton et al., 1965).

Núcleos Caliza Acidized con emulsiones muestran una red altamente

permeable de micro agujeros de gusano que reflejan modificación significativa

del proceso de transporte de ácidos y de reacción. Las emulsiones tienden a

estabilizar el proceso de acidificación mediante la reducción del área de

contacto del ácido con la matriz, disminuyendo de ese modo la velocidad de

reacción aparente. La medición de los coeficientes de difusión en emulsiones

de ácido en aceite de De Rozières et al. (1994) utilizando la técnica de disco

giratorio encontró que los coeficientes de difusión eficaces en estos sistemas

son tanto como 3 órdenes de magnitud menores que los coeficientes de

difusión en ácido normal en las mismas condiciones de temperatura. Por lo

tanto, una buena estimulación se puede obtener con emulsiones en las tarifas

bajas correspondientes al régimen de disolución compacto con un ácido liso.

8

Como los ácidos gelificados, emulsiones se preparan habitualmente con HCl.

Varios puntos fuertes y volúmenes de ácido se pueden seleccionar para las

fracciones, con 70:30 emulsión de ácido-en-aceite de un sistema de uso común.

La viscosidad de la emulsión es un parámetro importante porque la alta

viscosidad de algunas mezclas utilizadas para la fracturación limita su

aplicación a la acidificación de la matriz.

Una tendencia reciente implica la adición de nitrógeno (N2) a la emulsión para

obtener un sistema trifásico. Pruebas estáticas muestran que esto reduce aún

más la reactividad del ácido (Guidry et al., 1989). El mecanismo exacto de la

retraso no se ha estudiado completamente. Se admite generalmente que N2

reduce el área de contacto del ácido con la roca. Con este tipo de sistema, se

espera que el patrón de disolución a ser más homogénea (en comparación con

HCl liso a la misma velocidad de la bomba), y volúmenes relativamente grandes

se bombea a obtener grandes radios de estimulación.

Los volúmenes líquidos tan grandes como 500 gal / pie suelen ser bombeados.

Este tipo de tratamiento es económicamente ventajoso debido a tanto como

50% del volumen bombeado se compone de fluidos no ácidos. Para aumentar

la inyectividad matriz antes de bombeo de la emulsión, se lleva a cabo por lo

general un tratamiento previo con un ácido liso. Además, para permitir la

inyección a tasas más altas de lo que normalmente se prescribe por el límite de

fractura, los pozos son generalmente atraídos hacia abajo tanto como sea

posible, y el tiempo de cierre antes del tratamiento se reduce al mínimo

técnicamente posible.

En estas condiciones, la presión cerca del pozo es mucho menor que la presión

promedio del yacimiento, y las tasas más altas de la matriz se puede aplicar.

Dos-y emulsiones trifásicas se recomiendan para el tratamiento del daño

profundo o si el propósito del tratamiento es para estimular la formación para

obtener un efecto altamente negativo del daño.

9

5.4. Micro emulsiones

Las microemulsiones se componen de una dispersión fina de aceite y ácido,

estabilizado por tensioactivo adecuado y aditivos co-tensioactivo. Dependiendo

de la concentración de los diferentes componentes, un aceite en ácido o ácido

en aceite se puede conseguir la emulcion. La principal diferencia de

macroemulsiones es el tamaño de las gotitas, que se presentan en el intervalo

de 0,005 a 0,2 micras.

Las microemulsiones de aceite externo pueden comportarse como un fluido

monofásico en medios porosos y barrer el aceite con mayor facilidad que el

ácido liso, lo que facilita la inyección de ácido y el flujo de retorno. La difusividad

de ácido en las microemulsiones ácido en aceite también se reduce

considerablemente en comparación con un ácido liso, por lo menos 2 órdenes

de magnitud (Hoefner y Fogler, 1985). Esto da lugar a un ataque más

homogéneo de la roca, como se observa en experimentos básicos (Hoefner et

al., 1987), que presenta dos ventajas. En primer lugar, debe permitir

acidificación apretado rocas carbonatadas en tasas bajas que corresponden a

condiciones de disolución compactas con ácido normal.

En segundo lugar, a tasas más altas que evita la formación de grandes agujeros

de gusano, que puede ser perjudicial para las propiedades mecánicas de

formaciones blandas tales como tizas.

A pesar de sus ventajas, las microemulsiones no se utilizan comúnmente en las

operaciones de campo. Debido a la alta concentración de tensioactivo

necesario, estos sistemas son más caros y difíciles de inhibir. Además, se han

encontrado con problemas de estabilidad. En la mayoría de los casos, los

resultados similares se pueden lograr con macroemulsiones. El costo adicional

de las microemulsiones sólo se justifica para las formaciones sensibles donde la

estabilidad mecánica es una preocupación.

10

5.5. Tratamientos especiales

El HCl se puede utilizar en combinación con otros productos químicos para

tratamientos específicos. En esta sección se examinan brevemente las

principales formulaciones usando HCl. Una descripción más detallada se

encuentra en el capítulo 15.

Mezclas de alcohol (principalmente metanol) y HCl se utilizan para los

tratamientos del pozo de gas. El alcohol disminuye la tensión superficial, pero

no tanto como agentes tensioactivos. Sin embargo, debido a que no se adsorbe

en la roca, que penetra en la formación tan profundamente como el ácido.

También aumenta la presión de vapor del ácido gastado. Esto facilita la limpieza

del ácido gastado y mejora la permeabilidad del gas mediante la reducción de la

saturación de agua residual. La adición de alcohol retarda ligeramente la

reacción del ácido con la roca y acelera ligeramente la velocidad de corrosión.

La fracción de volumen de alcohol puede variar ampliamente dependiendo de la

aplicación, a partir de 20% a 67%. Las mezclas con 67% de metanol son

estables hasta [120 ° C] 250 ° F.

Mezclado con un disolvente aromático y un estabilizador, HCl forma una

emulsión de disolvente en ácido. La fracción en volumen del ácido varía

típicamente de 50% a 90%. La estabilidad de la emulsión depende de la

concentración de disolvente y la temperatura. Esta formulación se utiliza para

eliminar los depósitos de parafina y mixtos. También se recomienda para la

eliminación de la escala y el tratamiento de los pozos que se convierten desde

los productores hasta los inyectores.

El HCl también se puede utilizar en combinación con un agente tensioactivo y

un agente quelante para eliminar daño de lodo en formaciones de carbonato.

Se ha encontrado la acción combinada de los aditivos para dispersar y eliminar

las arcillas y daño de lodo con éxito. En formaciones que presentan un riesgo

de desconsolidación, HCl puede ser reemplazado por una solución de salmuera

o quelante de calcio tales como EDTA. Este tipo de formulación se recomienda

11

especialmente para los reservorios naturalmente fisuradas donde los materiales

de terminación han invadido las fisuras (ver 17C).

Para el daño superficial causado por la deposición de la torta en las fisuras

naturales, tales formulaciones son muy eficientes cuando el ácido es

descubierto a través de tubería flexible y fluyó de ida, posiblemente varias

veces. Si se utilizó un lodo a base de aceite, o si el material daño ha estado en

contacto con el aceite el fondo del pozo, se requiere el uso de un agente

tensioactivo y disolvente mutuo para regar mojar la superficie de la torta y

facilitar el flujo de ácido en las fisuras.

5.6. Ácido auto desviado

Ácido auto desviado, desarrollada originalmente para el fracturamiento, también

se ha utilizado para mejorar la colocación durante la acidificación carbonatada.

Se compone de HCl mezclado con un agente gelificante y un agente de

reticulación sensible al pH. La reticulación ocurre en valores intermedios de pH

(típicamente de 1 a 3.5) correspondientes a estado parcialmente de ácido. La

más baja viscosidad de ácido fresco permite la penetración en los agujeros de

gusano y fracturas hasta aumentos de reacción ácida del pH y causa la

reticulación, desviando así las siguientes etapas de ácido a otras porciones del

reservorio (fig. 17-4). Debido a que los saltos de gel a un pH por encima de 3,5,

el flujo de retorno no presenta ningún problema una vez que la inyección de

ácido fresco se detiene y se permite al ácido pasar completamente.

12

Figura 17-4. Efecto del ácido auto desviado (SDA) en la colocación de líquidos.

Al igual que los desviadores de partículas o espumas, los ácidos auto-desviado

se bombean en varias etapas, alternando con etapas de ácidos regulares. Los

buenos resultados se presentan en formaciones fracturadas y en intervalos

largos y abiertos donde copos benzoico o de ácidos gelificados no ha

proporcionado diversión del líquido (ver barra lateral 17D).

Ejemplos de tratamientos especiales

Pozo A

Pozo A era un productor de petróleo de un yacimiento dolomítica fisurada con

una permeabilidad de la matriz promedio de 10 md y una porosidad de 3%. Se

sospechó Daños por sedimentos mixtos y depósitos orgánicos. El pozo fue

tratado con 130 gal / pie de emulsión disolvente-en ácido, con una pre-limpieza

90 gal / pie de una mezcla de 80% de disolvente con un ácido acético y

disolvente mutuo. El horario de bombeo fue como sigue:

1. pre llenado: solvente + ácido acético (42 bbl)

2. fluido principal: emulsión de disolvente en ácido (63 bbl)

13

3. Desviador: copos de ácido benzoico (31 bbl)

4. Repita los pasos 1, 2 y 3

5. Repita los pasos 1 y 2

6. Desplazamiento: de nitrógeno

La producción antes del tratamiento había caído a 1.172 STB / D a boca de

pozo de presión 455 psi. Luego del trabajo aumentó la producción a 3580 STB /

D a una presión en boca de pozo de 1.179 psi.

El Pozo B

El Pozo B era un productor de petróleo de un yacimiento calcitic que contiene

5% de arcillas. Porosidad Embalse fue del 2% y la permeabilidad media de la

matriz no superaba unos milidarcies. La tasa de producción antes del

tratamiento indica un efecto de daño daño de de aproximadamente 40. El

tratamiento fue ejecutado con 75 galones / pies del 15% de HCl cargado de

suspensión y agentes secuestrantes, precedida por una pre-limpieza de un

agente de suspensión salmuera cargada. El horario era como sigue:

1. Pre llenado: suspensión de salmuera-agente cargado (63 bbl)

2. Fluido principal: 15% de HCl con un agente de suspensión + de nitrógeno

(107 bbl)

3. Desviador: copos de ácido benzoico en ácido gelificados (31 bbl)

4. Repita los pasos 1 y 2

5. Desplazamiento: de nitrógeno

La producción pasó de 500 STB / D antes del de trabajo a 3700 STB / D

después del tratamiento a una presión en boca de pozo de 5900 psi (es decir,

500 psi debajo de la presión de cierre en la boca del pozo). Lograr evidencia del

14

efecto de ácido es proporcionada por el registro de la presión durante el

tratamiento, lo que demuestra que la presión de cabeza de pozo disminuyó en

1.200 psi mientras que la etapa de ácido primero se inyecta en la formación. De

acuerdo con la ecuación. 17C-1, esta caída de presión es equivalente a una

disminución efecto de daño de más de 40:

∆ s=2πkh∆ pμq

El pozo C

El pozo C se convirtió de un productor de petróleo a un inyector de agua. Una

prueba bien indicado daño cerca del pozo, presumiblemente de la presencia de

material de reparación de pozos. La porosidad media depósito fue 16%, y la

permeabilidad deduce de un registro de porosidad varía de 5 a 500 MD en todo

el intervalo abierto de 200 pies. El pozo fue tratado con 30 gal / pie de HCl al

15% cargado con agentes de suspensión. El ácido se bombea a través de

tubería flexible, y cuatro etapas de espuma se utilizan para la desviación. Los

perfiles de inyección antes y después del tratamiento se muestran en la

figura.17C-1. El ácido mejoró significativamente la inyectividad en el intervalo

medio, correspondiente a una región de menor permeabilidad (menos de 25

MD). El registro de porosidad indicó que la parte inferior del intervalo (por

debajo de 170 pies) correspondía a una zona de muy baja permeabilidad. La

inyectividad total aumentó de 30.000 BWPD a una presión en boca de pozo de

1.640 psi a 54.000 BWPD a 1420 psi en la boca del pozo.

15

Figura 17C-1. Comparación de los perfiles de inyección antes y después del

tratamiento.

D Colocación usando un ácido auto desviado

Tres pozos inyectores similares fueron tratados con diferentes técnicas de

colocación. La permeabilidad media de reservorio varió de 4 a 10 md. La

formación consta de dos zonas de diferentes inyectables. El tratamiento para el

primer pozo consistió en el bombeo de HCl al 15% a través de tubería flexible.

El segundo pozo se acidificó con un ácido gelificado bombeado a través de

tubos. Para el tercer pozo, tres etapas de una mezcla de HCl y agentes de

suspensión se bombearon a través de la tubería flexible.

Dos etapas de ácido auto-desviado se utilizan para separar las principales

etapas. La figura 17D-1 compara los inyectables de los tres pozos antes y

después de la acidificación. Zona A fue tratada con éxito sólo en el tercer pozo

con el uso de ácido auto-desviado.

16

Figura 17D-1. Comparación de los resultados de acidificación de las tres

técnicas de colocación.

6. DISEÑO DE TRATAMIENTO

6.1. Selección de candidatos

Como se explica en el capítulo 13, reconocimiento de candidato que utiliza un

enfoque de análisis de sistemas es el primer paso para el diseño de la

acidificación de carbonatos. Mientras que la acidificación de arenisca se limita

generalmente a la eliminación de daños, la acidificación de carbonato se orienta

generalmente hacia estimulación de yacimientos. Pozos que exhiben un efecto

ligeramente negativo de daño antes del tratamiento por lo general se siguen

considerando buenos candidatos.

Debido a la capacidad de HCl para crear canales, se garantiza una excelente

comunicación con el depósito. En formaciones de permeabilidad más altos,

acidificación también puede ser utilizado como una alternativa a la perforación

densa. La experiencia de campo muestra que las terminaciones entubadas con

pequeñas densidades de perforación (tan bajo como una perforación cada 3 o 5

pies) pueden presentar un efecto negativo de daño después de la estimulación

con HCl.

17

6.2. Horario de bombeo

El segundo paso en el diseño consiste en la elección de la formulación de ácido

derecho, dependiendo de las características de daño y de formación. Los

ejemplos de los horarios de bombeo se dan en las barras laterales de este

capítulo. Generalmente, los tratamientos de carbonato consisten en etapas de

fluido principal y desviador. Un disolvente de pre-limpieza se puede utilizar por

delante del fluido principal para limpiar la formación y aumentar su receptividad

al ácido. Un sobre-desplazamiento de salmuera o agua de mar puede ser

utilizado para desplazar el ácido en la formación y garantizar el gasto completo

lejos de la boca del pozo. N2 puede ser utilizado para el desplazamiento en el

extremo del trabajo o añadido a los fluidos de tratamiento para ayudar al flujo de

retorno de ácido gastado, que puede contener el material insoluble o residuos

de gel de alta viscosidad restantes en la formación. Generalmente, N2 se

recomienda para los pozos de baja presión con un gradiente de presión por

debajo de 0,46 psi / ft.

La velocidad de bombeo está limitada por la presión de fracturación. En

formaciones cerradas, la tasa debe ser suficientemente alta para prevenir la

disolución compacta cerca del pozo si se utiliza HCl. En formaciones

naturalmente fracturadas, se han obtenido buenos resultados con altas

velocidades de flujo. Tales tasas de bombeo y altas presiones no corresponden

a las condiciones habituales de la matriz y es probable que agrandar

mecánicamente sus fracturas naturales y aumentar su conductividad durante el

tratamiento.

6.3. Aditivos

Los aditivos deben ser añadidos a las diferentes etapas para proteger los

tubulares y garantizar el tratamiento con éxito de la formación. Este tema está

totalmente cubierto en el Capítulo 15.

18

Para los pozos de petróleo, la adición de un disolvente mutuo a la pre-limpieza

o etapas de ácido contribuyen que el agua moje la formación y proporciona un

buen contacto de los fluidos de tratamiento con la superficie de la roca.

Se requieren inhibidores de la corrosión ácida y ayudas de inhibidores para

proteger los tubulares. Los ácidos orgánicos son más fáciles de inhibir que HCl.

Las emulsiones estables son también relativamente fáciles de inhibir. Sin

embargo, en la mayoría de los ensayos de corrosión, se produce la rotura de la

emulsión, y la velocidad de corrosión es similar o superior a la del ácido no

emulsionante.

La adición de tensioactivo y desemulsionantes también puede ser necesaria

para reducir la tensión interfacial entre fluidos de tratamiento y el fluido de

reservorio y para prevenir emulsiones. Finalmente, agentes contra la formación

de sedimentos, inhibidores de la incrustación y agentes de control de hierro

pueden ser utilizados para prevenir problemas específicos. Al mezclar los

aditivos, la compatibilidad de los distintos componentes entre sí y con las

condiciones de fondo de pozo debe ser revisado a fondo.

6.4. Colocación

Se requiere una colocación adecuada de ácido sobre toda la zona productiva

para un tratamiento exitoso. En formaciones gruesas o reservorios de múltiples

capas con diferentes valores de la permeabilidad o gravedad de daño, el ácido

tiende a penetrar en las zonas más permeables y crear rayas de alta

inyectividad que impiden la inyección en todo el intervalo.

Cinco principales técnicas de desviación se pueden utilizar para mejorar la

colocación de líquido en la acidificación de carbonato: envasadores, bolillas

selladoras, desviadores de partículas, el desvío de espuma y auto-desvío el

ácido. Se discuten los primeros cuatro métodos en el Capítulo 19. El uso de

ácido auto desvío se ha incrementado recientemente. En grandes intervalos

19

(por ejemplo, pozos horizontales) algunas de estas técnicas se pueden

combinar con el uso de tubería flexible.

7. CONCLUSIONES

Las formaciones de Caliza y dolomita son fácilmente estimulados con

formulaciones de ácido. A diferencia de acidificación de arenisca, la meta de la

acidificación de carbonatos es por lo general para evitar el daño en lugar de

disolverlo. El HCl se utiliza típicamente para acidificación de carbonato. En caso

de incompatibilidad con la formación o la finalización (es decir, el riesgo de la

corrosión), se utilizan otras formulaciones, tales como emulsiones o ácidos

orgánicos. Agentes de suspensión o disolventes también se puede utilizar si es

requerido por el tipo de daño.

La alta reactividad del ácido con calizas y dolomitas de alta temperatura da

como resultado la creación de agujeros de gusano, que aumentan

considerablemente la permeabilidad aparente alrededor del pozo. Cuando los

agujeros de gusano se extienden más allá de la zona dañada o se conectan con

fisuras naturales en la formación, se obtiene un efecto negativo del daño.

Un enfoque de ingeniería se debe adoptar para diseñar tratamientos efectivos

de carbonato. Al igual que en la acidificación arenisca, la colocación apropiada

del ácido sobre el intervalo entero es necesario para el éxito del tratamiento y

por lo general requiere el empleo de técnicas de colocación. Desvío de espuma

y ácido auto-desvío dos métodos que se utilizan cada vez más, con buenos

resultados.

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