UNIDAD IIIESTIMULACION DE POZOSBibliografía: Manuales de Cías de Servicio

Principios de Estimulación Ácida y de Fracturación

Definición: se entiende por ESTIMULACION el conjunto de procesos físico-químicos que se aplican a un espesor de formación productiva con la finalidad de aumentar la capacidad de flujo( hko)

También podemos decir que se trata de un método químico o mecánico empleado para aumentar la capacidad de flujo de un pozo.

Clasificación

1- Lavados químicos o tratamientos químicos.2- Acidificación.3- Fracturación

Tratamientos o Lavados químicos : estos tratamientos generalmente no se inyectan a formación. Las paredes del pozo, los punzados, las cañerías a través del tiempo se ven afectadas por DEPÓSITOS de incrustaciones (sales insolubles), bacterias, productos de corrosión, parafinas, HCs viscosos, asfaltenos, que obstruyen las SECCIONES DE FLUJO y disminuyen la producción. Estos tratamientos se utilizan para atacar esos depósitos.

Acidificación: se trata de tratamientos químicos basados en la inyección a formación de un ácido determinado, a presión inferior a la P de ruptura de la formación, para modificar la morfología poral de la roca reservorio en su superficie.

Fracturación hidráulica: por medio de la fractura hidráulica se rompe la formación utilizando un líquido (Po o agua) y grandes presiones superiores al límite elástico de la roca; a la fractura se la extiende constantemente y se la rellena con un AGENTE SOSTÉN para mantener la fractura abierta cuando cesa la presión y a través del tiempo.

Fractura Ácida: es un caso especial de fractura hidráulica, se aplica a Formaciones con alto contenido de carbonatos. Se genera la fractura hidráulica y una vez abierta se inyecta una mezcla ácida de determinada concentración, la que disuelve los componentes carbonáticos y al cerrarse la fractura deja abiertos o grabadas las caras de la fractura aunque ésta se cierre, generando así canales de flujo.

ÁREAS DE REDUCCIÓN DE LA CAPACIDAD DE FLUJO

1- Wellbore o Pared de pozo2- La matriz del wellbore.3- Rocas reservorios de baja permeabilidad.

1-Pared de PozoZona que comprende: tubería, punzados y fina pared cercana al pozo

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Problemas: incrustaciones, desarrollo de bacterias, corrosión, taponamiento de punzados, depósitos de parafinas, asfaltemos (HCs viscosos)

Las zonas sombreadas se ven taponadas u obstruidas por depósitos varios, se hacen lavados químicos

2- Matriz de la Formación cercana al pozo o cercana al wellbore

K` ALTERADA K NATURAL

La k alterada durante la perforación, terminación o producción del pozo restringe el área de drenaje provocando una reducción de la capacidad de flujo. Se acidifica para remover el daño y restablecer la k natural.

3-Roca de baja permeabilidad Estos reservorios tienen una gran ΔP debido a la baja permeabilidad, por ello producen con caudales reducidos o bajos.La baja k puede presentarse:

Cerca del pozo Alejada (barrera de permeabilidad)

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Zona de wellbore

En todo el horizonte productivoEn estos casos se inducen canales de alta k por fractura aumentando así la capacidad de flujo.

baja K en general

Evolución de los tratamientos ácidos

Los tratamientos ácidos comenzaron a aplicarse a partir de la 2º década del siglo pasado y a partir de ese momento fueron sufriendo modificaciones en función de los resultados obtenidos, de este modo se fueron utilizando distintos aditivos que contribuyeron a la eficiencia de los tratamientos.

ACIDIFICACIÓN DE MATRIZ

Estos tratamientos tienen los siguientes objetivos: Restaurar la k natural Lograr estimulaciones menores: mejoras reducidas de la capacidad de flujo.

(no incrementan mucho la k natural).Se aplican :

En casos de k natural alta dañada. Formaciones que no toleran los agentes de sostén (Fms incompatibles). Zonas de gran espesor Para complementar fracturas.

Características de los tratamientos: q bajos, hasta 1bpm. Ptrat < Pfractura de la roca.

Tipos de ácidos utilizados: Ac. clorhídrico. ClH Ac clorhídrico-Fluorhídrico (Mud acid). Ac. acético Ac. Fórmico Ac. Fluobórico (clay acid).

-El ácido utilizado depende del tipo de formación y del tipo de daño.

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-Ácidos retardadores: ácidos de reacción lenta como fórmico y acético.-El ácido fluobórico (clay acid) presenta la ventaja de estabilizar las partículas de arcillas.

Tipo de formaciones tratadasEl tratamiento de matriz es aplicable a:

reservorios de roca carbonática: ClH del 15 al 28% reservorios de rocas areniscas: ClH-FH en varias concentraciones

F4BH (ac. fluobórico).En el caso de areniscas el reactivo principal es el FH, donde los granos de arena son casi inatacables porque el FH actúa más rápidamente sobre la matriz arcillosa o el cemento de los granos, también de origen arcilloso.

El ClH en estos casos (de arenas)actúa de la siguiente forma:

1. Sobre el FHNH4 dando FH.2. Sobre los compuestos de Ca para evitar que se forme F2Ca insoluble.3. Para evitar que el Ac. Fluosilícico, producto de la reacción, reaccione con

los iones Na y K del agua de formación y de las sales insolubles.

Por eso se usan bajas concentraciones de FH :1,5 a 3% y altas concentraciones de ClH.

MEZCLAS ÁCIDAS: 1. Características 2. Reacciones

1-Características de las Mezclas Ácidas

Deben reaccionar con los materiales deseados y dar productos de reacción solubles en agua.

Deben ser capaces de ser inhibidas para evitar su reacción con el Fe de los tubulares.

Deben ser de manipuleo fácil y seguro. De fácil obtención y bajo costo.

2-Reacciones

1-ClH: Ác. Clorhídrico. Se usa preferentemente para rocas carbonáticas y en presencia de cemento calcáreo.

Concentraciones más comunes: al 15% Concentraciones superiores: con inhibidores de corrosión más potentes.

Reacción: ClH + C03Ca Cl2Ca + C02 + H2O soluble en H2O

2-ClH – FH ó Mud Acid: Se usa exclusivamente para tratar ARENISCAS

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Se hace reaccionar ClH al 15% sobre HFNH4(bifloruro de amonio) en cantidad suficiente para obtener 3% FH + ClNH4

El resto de ClH cumple las funciones antes explicitadas. Las concentraciones más comunes son:

12% ClH – 3% FH 12% ClH - 1,5% FH.

Ambos ácidos ClH y FH son igualmente corrosivos.

El FH puede atacar la matriz arcillosa como también el daño producido por la invasión de inyección.

BARITINA ( SO4Ba):densificante insoluble a los ácidosLa inyección contiene: BENTONITA: arcillas (silicatos solubles al FH.)

Reacción:

Si02(arena) + 6FH F6SiH2 + 2H2O Ac. fluosilícico soluble en H2O

Al2Si4O10(OH)2 + 36FH F6SiH2 + 12 H2O + 2F6H3Al soluble en H2O exaflloruro de Al

F6SiH2 + Na+ ( del H2O de Fm) F6SiNa2 exafluosilicato de Na K+ F6SiKa2 exafluosilicato de K Ca++ insolubles en H2O

Ác. Acético3-Ácidos Orgánicos Ác. Fórmico

Sus reacciones no son tan enérgicas como las del ClH y FH, por eso se les conoce como Ác. retardados o retardadores.

El ác. Fórmico es más fuerte que el ac. acético.

Reacción: CH3 Ac. acético COOH + CO3Ca (CH COO-) 2 Ca++ + CO2 + H2O acetato de Ca(soluble en H2O)

Ac. Fórmico H- COOH + CO3Ca ( HCOO- ) 2Ca + CO2 + H2O formiato de Ca(soluble en H2O)

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4- Ácido fluobórico: F4BH ó clay acid

Este ácido se hidroliza lentamente en H2O dando FH. F4BH H2O FH + HF3BOH

La lentitud de la velocidad de reacción permite que el FH se genere dentro de la formación.Propiedades de las mezclas ácidas

Poder de disolución. Velocidad de reacción.

1-El poder de disolución depende de su concentración y del tipo de ácido.

2-Presentan distintas velocidades de reacción frente a distintos componentes.

Ácidos Inorgánicos: ClH y FH Son ácidos fuertes que presentan altas velocidades de reacción.

Ácidos Orgánicos: ác. fórmico y ac. acético Son ácidos débiles con bajas velocidades de reacción.

3-A mayores concentraciones tienen mayor poder de disolución.

4- Los ácidos orgánicos por su menor reactividad se utilizan como RETARDADORES de la velocidad de reacción de los ác. inorgánicos.

Factores que actúan sobre la velocidad de reacción del ácido:

Temperatura Velocidad del flujo (Q) Concentración Relación área-volumen

Temperatura: la velocidad de reacción aumenta con el aumento de T.Velocidad de flujo: al aumentar el caudal de bombeo aumenta la energía cinética del ácido permitiendo un contacto más rápido con el material a disolver.Concentración del ácido: el aumento de la concentración del ácido incrementa la velocidad de reacción.Relación área –volumen: a relaciones mayores, mayores posibilidades de contacto con el ácido y mayor velocidad de reacción.

ADITIVOS Inhibidores de corrosión. Surfactantes Estabilizadores de arcillas Secuestrantes de Fe. Agentes divergentes

1-Inhibidores de corrosión

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Todos los ácidos usados deben inhibirse para evitar su acción corrosiva sobre conexiones de superficie, tubería e instalaciones de fondo de pozo.

La corrosión es un proceso electrolítico:

De la superficie del metal se desprenden IONES Y ELECTRONES.Los iones Fe++ entran en solución dando Cl2Fe

Los libres reducen a los H+ (ganan electrones)de la solución dando: H2 gaseoso

Fe++ +2Cl- Cl2FeFe + 2Cl-H+

Fe++ + 2 2 + 2H+ H2 gaseoso

ácido fuerte ionizado reducción de iones H

El inhibidor debe reducir la velocidad de reacción del ácido sobre el metal. La función del inhibidor es formar y mantener una película sobre la superficie del metal.

El factor más limitante sobre la acción del inhibidor es la TEMPERATURA porque acelera el proceso de corrosión. Los inhibidores para T> 250ºF son más difíciles de formular y por ello son más caros.

Selección del inhibidor. Se hace en función de:1. Tipo y concentración del ácido2. Tipo de cañería3. Temperatura máxima de exposición4. Duración del contacto ácido- tubería.

Tipos de inhibidores:

Orgánicos: son más caros, a temperaturas > 95ºC protegen por periodos muy cortos..

Inorgánicos: compuestos por sales de As. Son efectivos a altas T para tiempos de contacto apreciables.

Pierden eficacia en soluciones concentradas de ácidos.Su costo es más adecuado que los anteriores.

2-Surfactantes

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Son compuestos que reducen la tensión interfacial:a- entre dos líquidos.b- entre líquidos y sólidos. Se absorben en la interfase.

Se usan para:a) Reducir tensiones interfaciales o superficiales. Las M. Ácidas se bombean más

fácilmente y se recuperan también más fácilmente.b) Reducir las ff de capilaridad.c) Controlar o cambiar la MOJABILIDAD de la roca.d) Prevenir o romper emulsiones.e) Dispersar arcillas o finos de formación.

Actúan de la siguiente forma:Esquemáticamente los surfactantes pueden representarse como sigue:

De este modo una molécula de surfactante puede hacer un puente en la interfase agua-petróleo.

Clasificación de surfactantes:

Surfactantes aniónicos: son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua se carga (-)negativamente

Surfactantes catiónicos: son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua se carga (+) positivamente

Surfactante no iónico: son moléculas orgánicas que no se ionizan, de este modo no presentan cargas

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Petróleo

Surfactantes anfóteros: son moléculas orgánicas cuyo grupo soluble en agua puede cargarse + , - ó no cargarse, dependiendo del pH del medio.

Otro factor a considerar es el MOJADO de los granos o superficie de las rocas.

Carbonatos: se cargan positivamenteAreniscas y arcillas : se cargan negativamente

Formas de actuar de los surfactantes a pH bajo

Calizas: para ser mojables al agua se usan surfactantes catiónicos.Arcillas y arenas: para ser mojables al agua se usan surfactantes aniónicos.

En los contactos sólidos –líquidos, la acción de los surfactantes sobre la superficie de las rocas permite modificar la mojabilidad.

R carbonáticas con surfactantes aniónicos se hacen mojable al petróleoR. carbonáticas con surfactantes catiónicos se hacen mojables al agua.

Areniscas o arcillas con surfactantes aniónicos se hacen mojables al agua.Areniscas o arcillas con surfactantes catiónicos se hacen mojables al petróleo.

Dada la variedad de surfactantes disponibles su elección no es sencilla y en general es necesario probarlos en laboratorio.

3-Secuestrantes de Fe.

Los iones de Fe+++ y Fe++ se encuentran en solución, bien sean de formación, bien sean formados por la acción oxidante de los ácidos.Al gastarse el ácido, sube el pH y puede precipitar el ión Fe+++ (férrico) formando un cuerpo gelatinoso que tapa los poros.

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Para que precipite el ión ferroso se necesita un pH> 7 y esto no es posible en un medio donde se está haciendo una estimulación ácida.

Se agregan agentes secuestrantes de Fe que forman COMPLEJOS de Fe que son solubles a pH bajo e impiden la precipitación del ión Fe+++. El Fe se elimina de la formación al recuperar el ácido gastado, en el cual es soluble.

4-Estabilizadores de arcillasLa inyección de agua a Fm actúa sobre las arcillas hinchándolas y rompiendo los equilibrios establecidos por los iones + que se encuentran en los ESPACIOS INTERSTICIALES.

Los estabilizadores contienen iones + polivalentes(ej. Al+++) que mantienen fuertemente unidas las placas de arcillas e impiden la invasión de agua y su posterior destrucción

La acción del agua destruye la acción iónica de cationes presentes en el agua intersticial.Por la acción del intercambio catiónico se fortalecen estas uniones impidiendo la disgregación de las placas.

4-DivergentesSon productos que se envían con los fluidos bombeados a tiempos controlados, de manera de inducir los fluidos por distintos niveles de espesores útiles en base a una variación de kSi los fluidos se bombean a través de espesores grandes, pueden existir k diferenciadas que conducirán los fluidos bombeados en direcciones preferenciales, usando agentes divergentes se asegura que el fluido no se inyecte a las zonas de mayor k.

Se pueden utilizar Packers (htas empaquetadoras) para tratar espesores selectivos mínimos de 3 m.-

Se pueden enviar bolas de sellado de densidad mayor o menor a la densidad del fluido bombeado. En estos casos es necesario tener una buena adherencia de cemento –

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cañería- formación para impedir que el fluido se vaya por otro lado a los niveles más permeables.En el caso de divergentes químicos se trata de productos insolubles en la solución ácida que bombeadas oportunamente taponarán los punzados permeables desviando los fluidos bombeados a otros punzados. Al poner el pozo en producción, los productos son solubles en Po y por lo tanto son eliminados con él.

Método mecánico de sellado

Bolas de sellado

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Divergentes químicos

LINEAMIENTOS BÁSICOS DE UN TRABAJO

Tratamiento de estimulación ácida de rocas carbonáticas. 1-Definir la solubilidad de la fm en el ácido.2-Para determinar el volumen de ácido a usar se puede considerar:

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a- 1 a 3 volumenes porales con una penetración de 3 a 5 pies.

rpenetración = 3 a 5 pies = 0,90 a 1,5 m (radio de penetración)Vol poral = π r2 h Ø

Vol. de tratam. = 1 a 3 Vp.

b- 50 a 250 gal/pie de intervalo punzado620 a 3100 ltM.ác/m punzadoa. ej: h= 8mVol trat.: 5 a 25 m3

3-Sobredesplazamiento con CLH4N4-Tiempo mínimo de cierre.5-Recuperar el ácido gastado.6-En caso de tratarse de arenas considerar un preflujo de 1 vol poral de ClH del 10-15% .

Consideraciones de caudal

-En Fms. altamente reactivas posiblemente se puede aumentar el caudal manteniendo la Ptrat(siempre inferior a la ruptura).

-En Fms menos reactivas (ej. areniscas), lo que indica menos solubilidad, se deben ajustar los volúmenes a utilizar y las reacciones secundarias. En estos casos ajustar y controlar caudales porque un aumento de q derivará en un aumento de P de tratamiento.

Otras consideraciones a tener en cuenta cuando se va a diseñar un tratamiento:

Formación de emulsiones entre M.Acida y fluidos de Fm(Lab) Elección del surfactante que mantenga la humectabilidad de la roca. Contenido de arcillas y uso de estabilizadores. Bloqueo por agua( especialmente en Fms poco permeables. Limpieza de Tratatmiento: Los productos de reacción pueden ser muy viscosos y densos por lo que

puede resultar necesario energizar los tratamientos con N2 para hacer las columnas más livianas

Presencia de Fe en Formación (para utilizar secuestrante de Fe). Uso de inhibidores de corrosión. En yac. desarrollados las formulaciones de tratamientos pueden estar

definidas porque se conocen los resultados. En Fms. nuevas donde los tratamientos se formulan por primera vez, los

mismos deben simularse en Laboratorio; se trabaja con testigos coronas y distintos tratamientos.

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