Trabajo de Estimulacion

2015

Estimulación de pozos petrolíferos

INTEGRANTES: Criollo Joaquín Luis Ángel Rivas Celis Sandro Contreras Lamadrid Íngrid Sosa morales Abner León vite Gabriel

Docente: Ing. José vitonera infante

Escuela: Ingeniería de petróleo

“Año de la Diversificación Productiva y del Fortalecimiento de la Educación”

Índice

Introducción…………………………………………………………………………………………………………………………….2

Reseña histórica…………………………………………………………………………………………………………………….…3

Objetivo……………………………………………………………………………………………………………………………..….…4

Daño de formacion ……………………………………………………………………….…………………………………….…5-7

1) Mecanismos de daño…………………………………………………………………………………………………….8-92) Origen del daño a la formacion…………………………………………………………………………………….9-113) Operaciones durante las cuales se puede ocasionar daño……………………………………….…11-14

Estimulación de pozos……………………………………………………………………………………………………………..15

1) Acidificación matricial…………………………………………………………………………………………………15-162) Fracturamiento hidráulico……………………………………………………………………………….……………….17

2.1) fracturamiento con ácido………………………………………………………………………………….………18 Penetración del ácido…………………………………………………………………………………………….……19 Fluidos de tratamientos……………………………………………………………………………………………...20 Ácidos………………………………………………………………………………………………………………………….21 Aditivos para ácidos……………………………………………………………………………………………….22-242.2) fracturamiento con apuntalante………………………………………………………………………………..25

Estimulación acida en carbonatos y arenas

1) Estimulación matricial en carbonatos…………………………………………………………………...26-292) Estimulación matricial en arenas…………………………………………………………………………..30-33

Conclusiones…………………………………………………………………………………………………………………………….34

Bibliografía……………………………………………………………………………………………………………………………….35

estimulacion de pozos 1

Introducción

Uno de los principales objetivos de la industria petrolera es el de recuperar la mayor parte de los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos. En muchas ocasiones los yacimientos requieren de una ayuda externa para lograr este objetivo. La estimulación de pozos es una técnica que nos ayuda a mantener o mejorar la producción de los pozos petroleros. La estimulación de un pozo es la actividad que se encarga de restituir o crear canales de flujo en la roca productora para poder aumentar la producción o inyectabilidad de fluidos, y tiene el objetivo de lograr una mayor conductividad entre los canales de flujo creados y la formación. Esta actividad puede ser llevada a cabo tanto para pozos de gas como para pozos de aceite como herramienta para eliminar el daño(s), así como para resolver problemas asociados con la producción de hidrocarburos. Existen muchos avances tecnológicos como simuladores y equipo de laboratorio que nos permiten detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor certidumbre. La selección del método más adecuado para la estimulación depende de distintos factores tanto técnicos como económicos, siendo estos últimos los que determinan con mayor peso la selección del tratamiento. Existen en la actualidad diversos tipos de estimulación tales como Fracturamiento hidráulico, acidificación matricial, fracturamiento ácido y fracturamiento con espuma. Todos estos tratamientos tienen por objetivo el mejorar el índice de productividad de los pozos. Existe una amplia gama de literatura técnica y teórica de estos tipos de estimulación que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con sus características.

En el desarrollo del presente trabajo de investigación trataremos todo lo relacionado con el daño de formacion y los tipos de estimulación que se utilizan.


Reseña histórica

La estimulación es una de las técnicas más antiguas conocida en la industria de hidrocarburos en cuanto a procesos de mejorar la producción.

Este tipo de técnicas se emplea a comienzos del siclo XX cuyos avances se emplearon en los EEUU.

En 1894 se usa para estimular la producción de petróleo en formaciones de calizas en lima, Ohio.

En 1896 se otorga a Herman frasch la primera patente relativa al tratamiento de pozos con ácido

En 1928 se usa acido en Glen Pool, Oklahoma. En 1929 una filial de la Gulf Oil Corporation inyecta ácido clorhídrico no inhibido bajo presión

en un pozo en el condado Lee, Kentucky 1930 se detiene las experiencias de acidificación 1932 las compañías Dow Chemical y Pure Oil usan un tratamiento con ácido clorhídrico al 15% y

arsénico como inhibidor en un pozo del grupo Greendale en el condado de Midland, Michigan. 1932 se otorgan patentes a Grebe y Sanford de la compañía Dow Chemical para el tratamiento

de pozos petroleros con químicos que contienen inhibidores de corrosión. 1932 carey K. West funda la Chemical process Company, precursora de Byron Jackson. 1933 J.R. Wilson con la compañía Standard Oil registran una patente sobre una técnica para

tratar formaciones de areniscas con ácido fluorhídrico. 1935 la compañía Halliburton Oil Well comienza a acidificar pozos petroleros. 1940 Dowell comienza a usar mezclas de ácido clorhídrico y fluorhídrico comercialmente por

primera vez.


Objetivo

El objetivo de la estimulación varía dependiendo del pozo o proceso que se vaya a realizar, así tenemos:

Pozos productores: su objetivo es incrementar la producción de hidrocarburos. Pozos inyectores: su objetivo es aumentar la inyección de fluidos como agua gas y vapor Recuperación segundaria y mejorada: su objetivo es optimizar los patrones de flujo

Unos de los objetivos principales de la estimulación de pozos son:

Remover los daños ocasionados en las diversas etapas de la perforación del pozo y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones del mismo.


Daño a la formación

El daño en un pozo petrolero se manifiesta como la pérdida de productividad o inyectabilidad, parcial o total, natural o inducida, como resultado de un contacto de la roca con fluidos y materiales ajenos a la formación, o como resultado de un obturación de los canales de flujo durante la vida productiva natural del pozo. Todo esto da como resultado el desarrollo de una zona de permeabilidad alterada conocida como “zona dañada”. Este resultado es un limitante para la producción de fluidos ya que éste se manifiesta en las paredes del pozo restringiendo el flujo. El daño se considera como una caída de presión adicional en la producción de fluidos en la vecindad del pozo, impidiendo un comportamiento ideal de producción que nos permitiera obtener la máxima recuperación de hidrocarburos del yacimiento. Las razones por las cuales se puede originar el daño se presentan principal e inicialmente en la perforación y se van agravando con los procesos de cementación de tuberías, terminación y durante la vida productiva del pozo, así como con los trabajos de estimulación que se realicen. La fuente principal de su origen es el contacto de materiales extraños con la formación productora. Es importante analizar las causas de la caída de presión que se tienen al llevar los fluidos desde el yacimiento al pozo. Esta caída de presión,∆ pr controla en gran medida el caudal de entrada de fluidos al pozo. Está caída de presión se compone de:

Δpr=Δpfm+Δpfd+Δpt+Δp pc+Δpdisp+Δptp=pws−pwf……………1

Donde:

o Δpfm: Caída de presión requerida para mover los fluidos a través de la formación en la zona no alterada:

o Δpfd: Caída de presión requerida para mover los fluidos a través de la zona alterada. o Δpt: Caída de presión causada por la turbulencia del fluido al entrar al pozo. o Δp pc: Caída de presión asociada con la penetración parcial de la zona productora y/o efecto de

la inclinación relativa de la formación con el eje del pozo. o Δpdisp: Caída de presión asociada con los disparos (penetración, desfasamiento y densidad) o Δptp: Caída de presión asociada con el flujo a través de los túneles de los disparos.

Para determinar la caída de presiónΔpr, se requiere registrar la presión de fondo del pozo y su variación con el tiempo, lo cual se hace con un registrador adecuado. El análisis de la variación de la presión de pruebas de incremento o decremento, conduce a determinar una presión de fondo fluyendo real,pwfreal . Si se considera una terminación con agujero descubierto y la inexistencia de alteración alguna en la vecindad del pozo, el valor de la presión de fondo fluyendo sería diferente y se podría indicar comopwfideal. En estas condiciones se define una diferencia de presión entre lapwfideal y lapwfreal.

El concepto de efecto skin fue introducido por primera vez por Hurst y Van Everdingen, quienes proponen al factor de daño como una manera de cuantificar el flujo no-ideal sobre el comportamiento de la producción de fluidos del yacimiento hacia el pozo. Matemáticamente el efecto de daño no tiene dimensión física. Este efecto de daño en unidades de campo se tiene que:


Δpr ( psi )=141.2q (BPD )µ (cp )BO (adim )

k (md )h ( pie )S (admin )…………….2

LaΔpr se debe a las caídas de presión adicionales causadas por los efectos de: la zona alterada de la formación (Δpfd ¿ , la turbulencia al llegar los fluidos a los disparos (Δpt ¿, la terminación relativa del intervalo disparado con la zona productora (Δpc ¿y a la restricción al flujo por el patrón y penetración de los disparos (Δpdisp¿y por las restricciones en los túneles de las mismas (Δptp ), es decir:

Δpr=Δpfd+Δpt+Δp pc+Δpdisp+Δptp…………………..3

En consecuencia se le puede asociar a cada caída de presión un factor de pseudodaño, por lo que el efecto skin, S, está compuesto por los pseudofactores:

S=S fd+St+S pc+Sdisp+S tp…………………….4

DONDE:

o S fd : Factor de daño real de la formación.o St : Pseudofactor de daño por turbulencia.o Spc : Pseudofactor de daño por terminación o Sdisp : Pseudofactor de daño por disparos o Stp : Pseudofactor de daño por los túneles de los disparos

Dado que las pruebas de presión permiten obtener el efecto skin o factor de daño total, S, este valor estará influenciado por el factor de daño verdadero a la formación y los otros pseudofactores, algunos de los cuales pueden tomar valores negativos, positivos o nulos. En la estimulación solo compete el factor de daño verdadero,S fdy el pseudofactor por restricciones en los túneles de los disparos, por lo que es de extrema importancia cuantificar los componentes del efecto skin y así estimar el efecto de la estimulación dirigida a la remoción del daño verdadero de la formación en la vecindad del pozo y la eliminación de las restricciones en los túneles de los disparos.

Considerando un sistema típico de flujo de un pozo (figura 1), suponiendo que el pozo se encuentra terminado en agujero abierto y que los pseudofactores de daño son nulos, se tendría un factor de daño, S, debido exclusivamente al daño verdadero, por efecto de una zona alrededor del pozo con una permeabilidad, kx, diferente a la de la zona virgen de la formación, k.


Considerando el flujo a través de la zona alterada de radio r x y presión px, se tiene:

a) Si k x=k ;q=

2πkh (px−pwfideal)

μ∈(rxrw

) ………………………………………5

b)k x≠k ;q=

2π k x h( px−pwfreal)

μ∈(r x

rw)

………………………………………6

Se sabe que:

S=( kk x

−1)∈ r x

rw ………………………………………………………7

De aquí se puede observar que:

a) Si k x<k ,S>0 , el poso esta dañadob) si kx=k ,S=0 , el poso no tienedañoc) si kx>k , S=0 , el poso fue estimulado

A continuación se presenta una tabla de valores típicos de S y su significancia relativa.


Figura1: sistema típico de flujo de un pozo donde se observa la zona de permeabilidad alterada de un pozo KX

1) Mecanismos de daño

Los mecanismos de daño se pueden clasificar de acuerdo a la forma como éste disminuye la producción.

a) Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación. Cuando los conductos porosos o las fracturas naturales o inducidas pierden su capacidad de flujo, por taponamiento o bloqueo total debido a sólidos o emulsiones, se reduce el flujo constante todos los tipos de fluidos. Las formaciones consisten en miles de poros, que se encuentran interconectados, con diámetros que varían entre 10 a 100 micrones; los sólidos del fluido de perforación, particularmente la barita, tiene partículas con diámetros menores a los 43 micrones (Malla 300) y algunas alcanzan a 75 micrones (Malla 200). Las partículas de cemento alcanzan los 80 micrones, las arcillas tienen partículas muy finas, que están en el rango de los 3 a 5 micrones, y muchos de los sólidos dispersos en el lodo tienen partículas del rango de los 60 micrones. Al iniciarse el proceso de formación del enjarre, estas partículas finas son transportadas por los fluidos a través del complejo sistema de conductos sinuosos, que cuando el flujo es alto, se taponan rápidamente debido a dos mecanismos fundamentales. Si las partículas mencionadas tienen un diámetro menor a la tercera parte del diámetro del poro, presentan la tendencia a puentearse, debido a los cambios de velocidad y dirección, forzando a los fluidos buscar otros poros. La movilidad de las partículas se ve también afectada por la mojabilidad y las fases del fluido en el sistema. Se sabe que las zonas de hidrocarburos contienen agua y aceite y normalmente la roca está mojada por agua, fluyendo el aceite por el centro de los poros hacia el pozo. Si las partículas que se mueven dentro de la roca están mojadas por agua, éstas son atraídas y sumergidas en la envoltura de agua; si el flujo de agua es mínimo en el pozo, éste no representará problema, sin embargo si las partículas migratorias están mojadas por aceite, éstas se moverán con el flujo de aceite y la tendencia a la formación de puentes puede resultad en un taponamiento mayor. El hinchamiento de las arcillas contenidas en la formación también produce taponamientos. Asimismo la floculación de las mismas aumenta su movilidad. La emigración de las arcillas es factible cuando entran en contacto con aguas extrañas al yacimiento, este fenómeno será explicado más adelante.


b) Reducción de la permeabilidad relativa.Esto puede ser ocasionado por el incremento de la saturación de agua cerca de la pared del pozo, como resultado de una alta invasión de filtrado o simplemente por la conificación o digitación del agua de formación. También el filtrado puede formar un bloqueo por agua. Si el filtrado contiene surfactantes usados en los fluidos de perforación, terminación o reparación, se puede cambiar la mojabilidad de la roca, y como resultado se puede reducir la permeabilidad relativa al aceite, además de alterar la permeabilidad absoluta por lo explicado anteriormente. La geometría de los poros, asociada con el área superficial, afecta a los cambios de permeabilidad relativa; al disminuir el volumen de los poros con las partículas transportadas dentro del yacimiento, se aumenta su área superficial, por lo tanto las posibilidades de aumentar la permeabilidad relativa al agua aumentan con el incremento de la saturación de agua, dejando menor espacio disponible para el flujo de aceite. Se ha experimenta do, en pruebas de laboratorio, que cuando aumenta el área superficial es más difícil de reducir la saturación de agua.

c) Alteración de la viscosidad de los fluidos del yacimiento. Este fenómeno puede resultar de altos filtrados, se sabe que las emulsiones de agua en aceite son más viscosas que las emulsiones de aceite en agua. Las emulsiones se forman cuando el filtrado inyectado hacia la formación se mezcla con los fluidos contenidos en ésta. Los surfactantes, en unión con sólidos finos, tales como las arcillas de formación o del fluido de perforación o partículas de hidrocarburos sólidas, tienen la tendencia de estabilizar estas emulsiones. También la mojabilidad del yacimiento y la de las partículas transportadas son factores importantes para la estabilidad de la emulsión, y de éstas también depende la fase continua de dichas emulsiones las formaciones mojadas por aceite, tienen la tendencia a formar emulsiones más estables y de viscosidades más altas que las mojadas por agua.

2) Origen del daño a la formación La principal fuente de daño a la formacion es el contacto de ésta con fluidos extraños al yacimiento, pudiendo ser el fluido extraño el filtrado del fluido de perforación o reparación, o bien un fluido de estimulación o tratamiento, inclusive el fluido del yacimiento, si sus caracteristicas originales se alteran en alguna de sus fases. Como se indica, el daño está asociado con la invasión de fluidos extraños, los cuales pueden transportar diferentes tipos de


sales, solidos del material densificante, arcillas, productos químicos para control de filtrado, viscosificantes, en fin, todos los necesarios para la formulación de los fluidos de perforación o reparación. En adición a esto los sólidos perforados, partículas de cemento, residuos de los disparos, óxidos de fierro, grasa lubricante, material pulverizado de las arenas de Fracturamiento o empaques de grava·, parafina, asfalto y otros productos químicos como los inhibidores de corrosión, surfactantes y los inhibidores de parafina pueden ocasionar daño severo a la formación. Los diferentes productos y sólidos contenidos en los fluidos, producen la alteración negativa de las condiciones de flujo del yacimiento, cambiando su mojabilidad, cambiando la estructura de las arcillas del yacimiento o taponando los conductos porosos.

a) Cambios en la mojabilidad del yacimiento. La mojabilidad se ha definido como el ángulo de contacto entre la interface de los fluidos con la superficie sólida. En medios porosos es casi imposible, medir esto, por lo cual sus efectos, en el flujo de fluidos, se manifiestan principalmente por la relación de presión capilar con la saturación del fluido. La saturación de los fluidos puede ser alterada por la invasión de filtrado que contiene agentes tenso activos; éstos, al cambiar la tensión superficial de los fluidos contenidos dentro del yacimiento, alteran su mojabilidad. Sé ha comprobado que la mayoría de los surfactantes catiónicos y ciertos no iónicos, originan que la superficie de rocas silíceas se mojen o humecten por aceite. La humectación por aceite se puede corregir mediante un tratamiento con surfactantes adecuados. El tipo del surfactante debe ser seleccionado en base a pruebas de laboratorio. Los constituyentes inorgánicos de los yacimientos, se consideran generalmente mojados por agua y la humectabilidad de las areniscas es más fácil, de alterar que la de las calizas. Se ha demostrado que la mayoría de los componentes químicos de los fluidos de perforación no tienen efecto en el cambio; de la mojabilidad, siendo el almidón el que muestra un pequeño efecto de disminución en la humectación por agua. Los lodos de emulsión inversa muestran un efecto neutral o la tendencia a mojar por aceite.

b) Cambios en las estructuras de las arcillas.Los minerales arcillosos están presentes en el 95% de las formaciones areniscas, encontrándose como envoltura de los granos o separados y mezclados con la arena. Las rocas calcáreas también pueden contenerlos, sin embargo se encuentran encapsulados y por lo general no representan problema, los minerales arcillosos más importantes y frecuentes son: la montmórillonita, la ilita y la caolinita. Estos minerales han sido clasificados de acuerdo a su estructura cristalina. Los cristales están compuestos de plaquetas o unidades que se extienden en dos direcciones, alcanzando espesores que varían entre 7 a 17 angstrones. Cada unidad está unida por iones que· pueden ser de H, K, Ca, Mg, y Na. Si las unidades están balanceadas iónicamente, son más estables, como es el caso de la caolinita; sin embargo en muchos casos existe un desbalance debido a substituciones iónicas entre las unidades y que son neutralizadas por cualquiera de los cationes antes mencionados alrededor de la superficie exterior del cristal y también entre las unidades. Cada mineral arcilloso tiene características y propiedades definidas que dependen de su estructura y composición, características que hacen que se comporten en forma diferente ante la presencia de agua y los iones que ésta pudiera


contener .La más importante de estas características, es la capacidad de intercambio iónico, que es la medida de la habilidad de una arcilla de llevar cationes intercambiables, está expresada en mili equivalentes por 100 gr. de arcilla. El orden de capacidad de intercambio iónico de los minerales arcillosos que ríos interesa es: montmórillonita con 80 a 150 me, ilita con 10 a 40 me y caolinita con 3 a 15 me. Asimismo existe un orden de reemplazabilidad de los cationes que varía de acuerdo a su. concentración, cantidad de las posiciones de intercambio, y la naturaleza del cristal; también es importante la fuerza relativa de reemplazo de los cationes que depende de su valencia y tamaño iónico, está ordenada como sigue: Li, Na, K, Mg, Ca, H. Otra característica a considerar, es la del agua en las arcillas debido a la hidratación de los cationes y de la distribución de cargas negativas, el agua forma una película en la superficie externa y entre las capas estructurales de la arcilla; el agua entre las superficies planas de los cristales ayuda a separar las placas individuales del cristal sirviendo como lubricantes y ayuda al hinchamiento de las mismas. Los cationes más fuertes aumentan la atracción entre las placas y el espesor de las películas de agua disminuye; en cambio los débiles permiten la fácil entrada del agua, debido a que la fuerza atractiva entre las placas es menor; esto permite también que las capas de agua entren en desorden, lo cual tiene un efecto mucho mayor en el hinchamiento. El tipo de electrolito presente y su concentración en el sistema agua-arcilla, es primordial para la característica de floculación o defloculación del cristal arcilloso en adición a la capacidad de intercambio iónico. El pH del agua, tiene también efecto en este fenómeno, debido a la cantidad variable de material alcalino y concentración de iones H que ésta puede tener. Las arcillas encontradas en las rocas sedimentarias se encuentran en equilibrio con el agua de la formación y se encuentran generalmente en estado floculado debido a ,todas estas características, las arcillas son fácilmente reaccionables (floculación o defloculación) cuando se altera su medio ambiente en equilibrio con el agua de la formación, la alteración de este medio provoca modificaciones negativas en la permeabilidad del yacimiento, aun cuando su efecto sobre la porosidad total no sea grande. La alteración de estos minerales arcillosos también puede aumentar la mojabilidad hidrofilia del yacimiento por su fuerte atracción al agua.

c) Taponamiento por sólidos. Los sólidos en diferentes variedades de tamaños pueden ser fácilmente transportados hacia el yacimiento durante la etapa de formación del enjarre. Los sólidos más grandes pueden formar puentes en la parte interior de la pared del pozo, éstos pueden depositarse entre los granos de la roca, cerca de zonas con barreras verticales, haciendo imposible su remoción. Los sólidos pequeños pueden formar enjarres minúsculos dentro del sistema de poros, iniciando un sistema de taponamiento muy efectivo; sin embargo esto puede eliminarse parcialmente con el flujo a contra corriente y con el uso de partículas mejor distribuidas., que permiten una formación más rápida del enjarre en la pared del pozo. El efecto de taponamiento durante la formación del enjarre, no va más allá de 5 a 8 cm. dentro del yacimiento; el uso de polímeros para reducir el filtrado, es de gran ayuda, pues permite formar el enjarre rápidamente y provee


de un medio filtrante muy efectivo al enjarre, disminuyendo la cantidad de sólidos acarreados hacia la fotmaci6n durante el tiempo de exposición del yacimiento con el fluido en uso.

3) Operaciones durante las cuales se puede ocasionar daño

a) Durante las operaciones de perforación.El filtrado del lodo invade el yacimiento alterando su permeabilidad, ya sea por bloqueo, por sólidos o formación de emulsiones, así como por cambios en la mojabilidad de la roca matriz. También los sólidos acarreados, taponarán los poros o canales o fracturas y, en adición a esto, la acción escariadora de la barrena y los estabilizadores, puede sellar las fracturas cerca de la pared del pozo.

b) Durante las bajadas de tubería: de revestimiento y cementación. El efecto de incremento de presión contra la formación al bajar la tubería de revestimiento muy rápidamente, causará una presión diferencial adicional contra las zonas productoras comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de perder circulación; las lechadas de cemento tienen un alto filtrado que puede acarrear sólidos adicionales además de aguas no compatibles con la formación; los productos químicos usados para lavar el enjarre delante de las lechadas puede ocasionar cambios en la formación.


c) Durante la terminación.Los sólidos del fluido de terminación, pueden taponar las perforaciones de los disparos. La formación alrededor del disparo, puede ser también comprimida y compactada, reduciendo la permeabilidad en el túnel del disparo. Al bajar la tubería de producción con el empacador se provoca un efecto similar al originado al bajar la tubería de revestimiento. Al aumentar la presión diferencial contra la formación, se pueden originar pérdidas de circulación y los sólidos del fluido pueden taponar las fracturas cercanas a la pared del pozo. Si la presión diferencial es alta, estos sólidos son también las causas de que las perforaciones de los disparos se taponen. Si el fluido contiene iones no compatibles con las arcillas de la formación, el resultado puede ser catastrófico. Durante la iniciación de la producción, la precipitación de sólidos de óxidos y carbonatos, grasa para roscas y todo material sucio que puede acarrear el fluido al ser circulado para limpiar el pozo, puede originar el taponamiento de los poros. Si estos fluidos contienen asfaltos tratados, pueden originar cambios en la mojabilidad del yacimiento. La limpieza de pozos gastos altos, podrían originar un taponamiento por sólidos, dentro de la formación.


d) Durante la estimulación.Los fluidos usados para matar los pozos pueden acarrear sólidos dentro del yacimiento. Si la tubería de producción está sucia, los fluidos empleados, aunque limpios inicialmente, pueden acarrear solides barridos por ésta, dañando la formación. El Fracturamiento de la formación con ácido, puede alterar el enjarre entre el cemento y el yacimiento, produciendo canalizaciones. Las operaciones de Fracturamiento hidráulico, a veces no son efectivas, debido al taponamiento de las fracturas con sólidos finos contenidos en el mismo fluido fracturante. El uso de fluidos fracturantes que tienen productos no compatibles con la formación, puede también originar daño.

e) Durante operaciones de limpieza de parafina o asfalto.

Normalmente se usan solventes para este fin, si estos solventes son circulados de tal manera que entren en contacto con la zona productora, se puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca matriz en forma negativa. A veces se usan escareadores para limpiar la parafina, si los residuos de esta operación circulan hacia el fondo y logran penetrar a la formación, es factible su taponamiento.

f) Durante la reparación de pozos. El daño durante estas operaciones es originado por las mismas causas que al terminar los pozos: el exceso de presión diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar pérdidas de circulación; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producirá daño.

g) Durante la fase de producción.En esta etapa muchas veces se necesita usar productos químicos para inhibir la corrosión, la deposición de sales o parafina, No debe permitirse que estos productos entren en contacto con la formación. Su efecto por lo general afecta la mojabilidad de la roca. También la precipitación de óxido y sales puede ocasionar taponamientos. Si el yacimiento está depresionado, será mucho más susceptible de ser dañado con sólidos o con parafina. Los empaques de grava son susceptibles de ser taponados por sólidos o arcillas que emigran de la formación; en formaciones de arenas poco consolidadas este problema es mayor.

h) Durante la inyección de agua. Generalmente se ocasiona daño en estos casos cuando el agua no está tratada propiamente, y por el uso inadecuado de los filtros (deben limpiarse con la debida frecuencia); por el contenido de sales no compatibles o sales defloculantes; acarreo de surfactantes de los tanques superficiales.

i) Durante la inyección de gas. El gas generalmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar a la pared del pozo, esto ocasiona un efecto de barrido de grasa para roscas, escamas de corrosión u otros sólidos que taponarán los poros del yacimientos; desafortunadamente los inhibidores de


corrosión al ser inyectados con el gas hacia la formación reducen su inyectabilidad, por lo cual se debe limpiar bien el equipo antes de iniciar la inyección; asimismo el lubricante de las Compresoras que se fuga con el gas hacia el pozo, reduce la permeabilidad al gas y la inyectabilidad.

Estimulación de pozos

La estimulación de pozos se define como la inyección de fluidos de tratamientos (ácidos en su mayoría), a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formacion durante las etapas de la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Entonces, por ser la estimulación de pozos una de las actividades más importantes, en el mantenimiento de la producción de pozos petroleros, es importante mostrar las diferentes técnicas que se emplean para tal actividad.

Existen pozos en los cuales no funcionaría una estimulación no reactiva debido a las características que presenta el yacimiento, es por eso que deben aplicarse estimulaciones con ácidos tanto en calizas como en areniscas, generalmente para las calizas se utiliza ácido clorhídrico (HCL), a diferentes concentraciones, y en areniscas suele utilizarse ácido fluorhídrico (HF) a través de Fracturamiento hidráulicos. Es importante recalcar que no siempre suele usarse un solo tipo de reactivo para una estimulación, estas son seleccionadas o diseñadas de acuerdo a las características del yacimiento, con el fin de reducir el daño a la formación y de esta manera permitir que aumente la producción.

Tipos de estimulación

En la actualidad existen diferentes tipos de estimulación: fracturamiento hidráulico, fracturamiento ácido, acidificación matricial, fracturamiento con espuma, etc. Todos estos tratamientos tienen por objetivo el mejorar el índice de productividad de los pozos.

1) Acidificación matricial


Generalmente las acidificaciones consisten en:

Tratamiento de lavado o limpieza Tratamiento a la matriz o intersticial

a) Tratamiento de limpiezaLos tratamientos de limpieza están diseñados para remover las incrustaciones solubles en ácido que se presenten en el pozo o para abrir las perforaciones. Este tratamiento consiste en colocar una pequeña cantidad de fluido en el lugar adecuado o deseado, permitiendo que reaccione con los depósitos o la formación. La circulación del ácido acelera el proceso de disolución, al aumentar el ritmo de transferencia del fluido no gastado con las superficies del material.

b) Acidificación a la matrizSe define como la inyección de fluido a la formación, a una presión menor que la de fractura. El objetivo del tratamiento consiste en lograr la penetración radial del fluido a la formación.

La estimulación se efectúa para eliminar los efectos de la reducción de permeabilidad en la vecindad del pozo, disolviendo las partículas que obturan la formación. Cuando la acidificación se efectúa correctamente, se obtiene incrementos en la producción sin que aumente la relación agua-gas, la relación gas-aceite o la relación agua-aceite. Debido a la gran superficie que establece contacto con el fluido en un tratamiento a la matriz, el tiempo de reacción es muy corto, Por lo tanto la formación sólo queda tratada a unas cuantas pulgadas de la pared del pozo. Uno de los problemas en el tratamiento de acidificación a la matriz es el desconocimiento de la presión de fracturamiento. Como la presión de fracturamiento decrece al decrecer la presión del yacimiento, frecuentemente es necesario efectuar pruebas de fracturamiento para determinar la presión de fractura de una zona o yacimiento especifico.

b.1) Estimulación matricial no reactiva

Son aquellas donde los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales solidos de la formacion. Los fluidos comúnmente empleados son soluciones acuosas u oleosas, alcoholes o solventes mutuos y un agente activo siendo el surfactante el más utilizado.

Los principales daños que remueve esta estimulación son:

Cambio en la mojabilidad Bloqueo por agua, aceite o emulsiones Daño por depositación de material orgánico( asfáltenos y parafinas) Bloqueo por invasión de finos

b.2) estimulación matricial reactiva

Son aquellos donde los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales solidos de invasión y de la misma roca. Los ácidos comúnmente utilizados son:


Con excepción del ácido fluorhídrico que sirve para disolver minerales sillicos (como arenas o areniscas), los demás ácidos se utilizan para estimular formaciones calcáreas.

2) Fracturamiento hidráulico El fracturamiento hidráulico se puede definir como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurre una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación. Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante.

Existen dos tipos de fracturamiento hidráulico en base al fluido fracturante utilizado, los cuales son:

Fracturamiento ácido Fracturamiento con apuntalante

Los principios básicos y objetivos de un fracturamiento acido son similares que el fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la meta es crear una fractura conductiva con longitud suficiente que permita más área de drene efectiva del yacimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conductivo. En el tratamiento apuntalado, la arena u otro agente apuntalante es colocado dentro de la fractura para prevenir el cierre cuando la presión es retirada. Un tratamiento ácido generalmente no emplea agente apuntalante, pero el ácido grava la cara de fractura para dar la conductividad requerida. Como resultado el ácido es limitado a formaciones carbonatadas. Es raramente utilizado en tratamiento para arenas, debido a que aun incluyendo el ácido fluorhídrico, no tiene un gravado adecuado de cara de fractura.

La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formacion o viceversa.

Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente en:

a) Formaciones de baja permeabilidadb) Permitir que los fluido producidos o inyectados atraviesen un daño profundo


c) En el campo de la recuperación secundaria para el mejoramiento del índice de inyectividad del pozo y la creación de canales de flujo de alta conductividad en el área de drene del pozo productor.

2.1) Fracturamiento con ácido.

Consiste en inyectar ácido a la formación, a una presión suficientemente alta para fracturar la formación o abrir las fracturas existentes. La estimulación se logra cuando después del tratamiento permanece abierto un canal o serie de canales altamente permeables. Este canal se forma por la reacción del ácido sobre las paredes de la fractura solubles en ácido: Se formará una fractura con alta conductividad. La fractura puede existir después del tratamiento si las caras de las fracturas quedan grabadas cuando se libera la presión y la fractura cierra. La longitud de la fractura creada depende de una combinación del ritmo de reacción del ácido, el ritmo de pérdida de fluido (de la fractura a la formación) y del ritmo de inyección. La longitud y amplitud serán mayores mientras sea menor la pérdida de fluido.

La velocidad de reacción debe ser baja para que el ácido penetre y sea mayor la longitud de la fractura. A mayor gasto mayor será la fractura y a menor temperatura menor será la velocidad de reacción, y mayor la longitud de la fractura.

El fracturamiento con ácido es la técnica de acidificaci6n más usada para estimular las formaciones calizas o dolomías, en un tratamiento de este tipo se inyecta un fluido a la formación a un gasto mayor que el que puede aceptar la matriz del yacimiento. Esta inyección rápida produce un incremento de presión en las paredes del pozo, lo suficientemente grande para sobrepasar los esfuerzos de la roca a la compresión y su resistencia a la tensi6n. A esta presión la roca falla, formándose una fractura. La inyección continua del fluido incrementa la longitud y la amplitud de la fractura.

Dos problemas que se presentan al fracturar con ácido son:

1) el cierre de la fractura cuando se tratan formaciones calcáreas relativamente homogéneas, y

2) el taponamiento de la fractura cuando se liberan apreciables cantidades de partículas finas insolubles en ácido. Para combatir el cierre de la fractura en formaciones uniformemente solubles, debe considerarse el fracturamiento hidráulico con sustentante, así como técnicas especiales de acidificación que proporcionan canales de flujo. Esta técnica consiste en inyectar un colchón de fluido muy viscoso adelante del ácido. La digitación del ácido de baja viscosidad, a través del fluido viscoso, origina un arreglo en forma de valles y colinas que ayudan a formar y mantener canales de flujo. Uno de los fluidos viscosos que se emplean como de prelavado tiene una viscosidad aparente de


aproximadamente 20,000 cps, Sin embargo su viscosidad se modifica reduciéndose a 1 cp después de que termina el tratamiento con el ácido. Si la liberación de cantidades excesivas de partículas finas es el problema, se utilizan agentes suspensores, para reducir el asentamiento y puenteo de estas partículas en la fractura durante su limpieza después de la acidificación.

Penetración del acido

La distancia que penetra el ácido, a lo largo de una fractura creada por el fluido introducido antes de dicho ácido (bache inicial), puede quedar limitada por la velocidad de reacción del ácido (límite superior) o por el ritmo de su flujo desde la fractura a la formación (límite inferior). Estos dos casos se denominan de penetración limitada por velocidad de reacción y por pérdida de fluido y se cree que establecen las fronteras en la respuesta de un pozo a un tratamiento. No es posible calcular con exactitud la penetración del ácido, ya que durante un tratamiento variará desde el límite por reacción al iniciar su inyección, hasta el límite por pérdida de fluido al finalizar el tratamiento. Este comportamiento origina que durante la inyección del ácido la fractura sea al principio amplio y largo, debido al control de la pérdida de fluido ejercido por el bache inicial. Sin embargo al continuar la inyección la fractura se va cerrando, hasta alcanzar la geometría correspondiente a la inyección de ácido sólo. Esta reducción del volumen de la fractura es originada por la creación de "agujeros de gusano” que localmente impiden actuar a los aditivos reductores de filtrado o al bache viscoso inicial. Para calcular la penetración límite por pérdida de fluido, se supone que, aunque la fractura fue generada por el bache viscoso inicial, que está presente en la formación, el ácido traspasa rápidamente esta zona viscosa. En consecuencia el ritmo de pérdida de fluido es así controlado por la viscosidad del ácido gastado. La penetración límite por velocidad de reacción se calcula considerando que la pérdida de fluido es controlada totalmente por el fluido viscoso inicialmente inyectado y que la penetración del ácido está por lo tanto determinada por su velocidad de reacción.


Determinación práctica de la presión de fracturamiento

Fluidos de tratamiento

Los fluidos utilizados tienen que ver con la solubilidad del yacimiento. Los principales ácidos recomendados para la estimulación de los pozos son: clorhídrico, fluorhídrico, acético y fórmico, por ser altamente efectivos, etc.

Un fluido ideal debe reunir las siguientes características:

Adecuado control de pérdida. Baja perdida por fricción en la tubería Alta perdida de fricción en la fractura Alta capacidad de transporte de arena Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y a la de la fractura Bajo costo Seguro y fácil de manejar En la industria petrolera.

El fracturamiento hidráulico en la actualidad es utilizado para cumplir cuatro propósitos fundamentales:

a) Mejorar la productividad y el factor de recobro de un pozo debido al ensanchamiento de los canales de flujo a mayor distancia en el interior del yacimiento, como solución a problemas de daños de formación. Generalmente, son trabajos de poco volumen, porque el radio de penetración alcanza unos 15 pies


b) Crear fracturas de penetración profunda y gran área en el yacimiento para mejorar la productividad de un pozo. Se trata de formaciones de baja permeabilidad, del orden de 10 milidarcys, que ofrecen una gran resistencia al flujo del petróleo hacia el pozo. La solución es incrementar el área de drenaje, es decir que no esté limitada únicamente a la sección donde tenemos los punzados

c) Ayudar en operaciones de recuperación secundaria. Permite mejorar la tasa de inyección de fluidos a las formaciones.

d) Incrementar la tasa de inyección de agua salada. Posibilita la aplicación de procesos de reinyección, eliminando principalmente problemas de contaminación ambiental.

Ácidos

Los ácidos son sustancias que se ionizan en el agua. Los iones hidrógenos son los elementos activos que reaccionan con los minerales disolviéndolos. Entre más completa y rápida sea la disociación en agua mayor poder de disolución tendrá el ácido y este será en un ácido fuerte. Para la estimulación se requiere un ácido, que los compuestos sean solubles en agua y removibles en la formación, además deben ser controlables en sus efectos dañinos, ser seguros en su manejo, encontrarse en grandes cantidades y tener bajo costo.

Ácido clorhídrico: Generalmente es usado como una solución de cloruro de hidrógeno (gas) en agua al 151 % en peso. A esta concentración se le conoce como ácido regular y fue seleccionada debido a la ineficiencia de los primeros inhibidores disponibles y a la dificultad de prevenir la corrosión al utilizar soluciones más concentradas. Con el desarrollo de mejores inhibidores se utilizan ahora mayores concentraciones en forma práctica, y en algunos casos con mayor eficiencia. En concentraciones menores (S al 8%) se utiliza para desplazar el agua congénita, delante de las mezclas de HCl-HF, a fin de evitar la formación de fluosilicatos de sodio y de potasio. La principal desventaja del HCl es su alta corrosividad, difícil y costosa de controlar a temperaturas mayores de 250 F; también el aluminio o los recubrimientos de cromo, a menudo utilizados en las bombas de los aparejos de bombeo mecánico, se dañan fácilmente.

Ácido clorhídrico-fluorhídrico: Esta mezcla de ácidos se usa casi exclusivamente para estimulaciones de areniscas. El HF se dispone comercialmente en forma de solución acuosa concentrada (40-70%).En las estimulaciones se usa como una solución diluida en HCl. Puede prepararse por la dilución de soluciones concentradas de HF, o más frecuentemente por la reacción de bifluoruro de amonio con HCL.

NH 4 FHF+HCL→2HF+NH 4CL

A menudo se usa HCl al 15%, agregándole una cantidad necesaria de bifluoruro de amonio, para obtener una solución que contiene 3% de HF. El cloruro de hidrógeno consumido por esta solución deja 12% de HCl en solución al ácido fluorhídrico que se usa en combinación con el clorhídrico, en


proporciones de 8 a 12% de HCl y 2 a 3% de HF, se le conoce como ácido para lodos. Las características de corrosión de las mezclas de HF-HCl son comparables con la del HCl sólo, por lo que se requieren inhibidores de corrosión similares.

Ácido acético: Se dispone generalmente en soluciones de agua al 10% en peso. A esta concentración los productos de la reacción son solubles en el ácido gastado. El ácido acético al 10% tuesta el doble que una solución al 15% de HCl y disuelve aproximadamente la tercera parte del Ca C0 3.

Ácido fórmico: Es el menos caro de .los ácidos organ1cos, pero más caro que el HCl en la base al costo por volumen de roca disuelta. Es más fuerte que el ácido acético, aunque apreciablemente más débil que el HCl. La corrosión con este ácido es uniforme y difícil de inhibir. En aplicaciones a alta temperatura su costo, comparado con el de HCl, es casi el mismo, debido a la mayor concentración del inhibidor requerido para el HCl.

Ácidos en polvo: Los ciclos sulfámico y cloroacético tienen un uso limitado; asociado con la facilidad de transportarlos a localizaciones remotas en forma de polvo, Son polvos cristalinos, fácilmente solubles en agua. Generalmente se mezclan con el agua cerca del pozo, algunas veces se presentan en forma de barras, para facilitar su introducción al pozo. Estos ácidos son mucho más- caros que el HCl; sin embargo su aplicación puede producir ahorros sustanciales cuando se eliminan los costos por transporte y bombeo. El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el sulfámico, por lo que es generalmente preferido. El ácido sulfámico se descompone a 180° F por lo que no se recomienda para temperaturas mayores de 160° F.

Aditivos para ácidos

Todos los ácidos usados en la estimulación requieren de:

1) un inhibidor de corrosión, para reducir el ritmo de ataque sobre las tuberías

2) un aditivo para eliminar la formación de emulsiones

3) un aditivo para alterar la mojabilidad de la formación, a fin de mejorar la limpieza de los productos de la reacción

4) un reductor de fricción, para incrementar los ritmos de bombeo o inyección

5) un reductor de pérdida de filtrado

6) agentes desviadores, para obtener un tratamiento más uniforme

7) aditivos secuestrantes de fierro, para prevenir su precipitación

8) aditivos para evitar la formación de lodos asfálticos en ciertos aceites. Los aditivos deben evaluarse en el laboratorio antes de su aplicación. Los procedimientos de prueba se detallan en las


normas API - RP-42. Los aditivos, además de cumplir con sus funciones específicas, deben de ser compatibles entre sí y con los fluidos de la formación.

a) Inhibidores de corrosión: efectividad de un inhibidor: La efectividad de un inhibidor depende de su capacidad para formar y conservar una película protectora sobre la superficie metálica. Por lo tanto los factores que reducen el número de moléculas del inhibidor absorbidas reducirá la efectividad del inhibidor. El factor limitante más importante es la temperatura, a altas temperaturas el ritmo de corrosión aumenta y la habilidad del inhibidor para ser absorbido sobre las superficies del acero, decrece. Por estas razones es difícil y costoso encontrar inhibidores eficientes para ácidos fuertes a temperaturas superiores a 250° F.

b) Surfactantes: Los agentes activos de superficie se usan para desemulsificar el ácido y el aceite, para reducir la tensión interfacial, para alterar la mojabilidad de la formación, para acelerar la limpieza, y para prevenir la formación de lodo asfáltico. Cuando se adicionen surfactantes, debe de asegurarse su compatibilidad con el inhibidor de corrosión y con los otros aditivos. Generalmente se usa un desemulsifícante al acidificar una formación carbonatada, para prevenir la formación de una emulsión entre el ácido y el aceite de la formación. Los inhibidores de precipitación de lodo asfáltico (con Sustituidos por asfáltenos, parafinas, hidrocarburos de alto peso molecular, arcillas y partículas finas), se requieren para los tratamientos de formaciones que contienen aceite asfáltico. El lodo asfáltico formado al contacto con el ácido puede taponar la formación y restringir severamente la producción. La necesidad de usar este aditivo debe determinarse mediante pruebas de laboratorio. La formación de lodo asfáltico es más severa al aumentar la concentración del ácido.

c) Solventes mutuos: Los solventes mutuos son materiales que tienen una solubilidad apreciable en el agua y el aceite, como los alcoholes. El metanol o el propanol, en concentraciones del S al 20% en volumen de ácido, se emplean para reducir la tensión interfacial, el empleo de estos alcoholes acelera y mejora la limpieza de la formación, particularmente en pozos productores de gas. Un aditivo de este tipo muy efectivo es el Etilén-Glicol Monobutil Eter (EGMBE) que, además de su solubilidad mutua, reduce la tensión interfacial entre el agua y el aceite; actúa como solvente para solubilizar aceite en el agua; actúa como detergente, capaz de remover agentes o materiales que mojan de aceite la formación y, finalmente, mejora la acción de los surfactantes en contacto con la formación. La productividad de pozos productores de aceite en formaciones areniscas, tratadas con HF-HCL se han incrementado de cinco a seis veces sobre la obtenida con tratamientos regulares de HF-HCL, emplean do 10% de EGMBE en el aceite diésel usado después del tratamiento,- para sobre desplazar el ácido. (J. P. T. Mayo 1971).

d) Reductores de fricción: Frecuentemente se desea bombear el ácido al máximo gasto permisible por el límite fijado por la resistencia a la presión superficial de las tuberías, o minimizar la potencia requerida para bombear a un gasto seleccionado. Los aditivos que al disolverse en el fluido reducen la caída de presión por fricción a través de las tuberías, se conocen como reductores de fricción. Estos aditivos son general mente polímeros orgánicos, generalmente se utilizan en concentraciones de 1 a 20 lb/1000 galones de fluido.


e) Agentes desviadores: Cuando varias formaciones o zonas se desean tratar, es necesario generalmente dividir el tratamiento en etapas. El flujo puede desviarse efectivamente usando empacadores; sin embargo, como el costo de la reparación puede aumentar considerablemente al emplear empacadores, se han desarrollado técnicas para separar los líquidos sin el empleo de éstos.

Agentes desviadores para tratamientos a la matriz: Se usan resinas orgánicas inertes, ácidos orgánicos sólidos (ácido benzoico), mezclas de ceras y polímeros solubles en aceite, y mezclas de sólidos inertes (Caco 3, sal, resinas solubles en aceite) con polímeros solubles en agua (goma Guar, poliacrilamida, HEC). Cuando se usan en exceso estos aditivos, en pozos inyectores de agua, puede dificultarse su remoción después del tratamiento, reduciendo la inyectividad.

f) Agentes secuestrantes: La precipitación del fierro disuelto por el ácido puede ocurrir después de la acidificación, reduciendo la permeabilidad de la formación. El fierro puede proceder de los productos de la corrosión que se encuentran sobre las paredes de las tuberías, o bien existir en forma mineralógica en la formaci6n. La precipitación de hidróxido férrico gelatinoso puede prevenirse agregando al ácido ciertos agentes secuestrantes. Los más comunes agentes son ácidos orgánicos, como el ácido cítrico, el láctico, y el acético, así como sus derivados más efectivos, como el ácido tetra acético de la etilendiamina y el ácido triacético nitrilo. El ácido cítrico es efectivo hasta temperaturas de 200° F, pero precipita, como citrato de calcio, cuando se usa sobre dosificado, agregando 175 lbs a 100 galones de HCL secuestra 5000 ppm de fierro durante dos días a una temperatura de 150° F. El ácido láctico no es muy efectivo a temperaturas mayores de 1000° F. No es propenso a la precipitación de lactato de calcio. El ácido acético no forma precipitados de acetatos de calcio, siendo efectivo hasta 160° F. El ácido tetra acético de la etiléndiamina es efectivo hasta 2000° F sin precipitar sales de calcio, pero más costoso que los otros agentes. El ácido triacético nitrilo es menos caro que el producto anterior, pero más que el ácido cítrico. No precipita y es efectivo hasta 200° F.

g) Aditivos de limpieza: Cuando se prevé un problema de remoci6n del ácido gastado del yacimiento, se debe considerar la conveniencia de inyectar, antes del ácido, surfactantes, alcoholes, aromáticos pesados, nitrógeno o CO2.

En formaciones de baja permeabilidad, productoras de gas, donde es difícil de remover el agua, es conveniente agregar alcohol al ácido, para reducir la tensión superficial entre el ácido gastado y el gas de la formación. Los aromáticos pesados (producidos. Por Pemex) ayudan a la remoción de parafinas y asfáltenos.


2.2) Fracturamiento con apuntalante

Consiste esencialmente en el rompimiento de la formacion productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo acarre y evitar que al término del tratamiento se cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable. El fluido empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante.

En las formaciones carbonatadas existe la opción de un tratamiento con ácido o con apuntalantes mencionados anteriormente, donde el fluido acido cumple con las mismas funciones que el ácido en una estimulación reactiva para yacimientos carbonatados. Operacionalmente los tratamientos acido son menos complicados debido a que no se utilizan agentes apuntalantes, además, el ácido utilizado como fluido fracturante elimina problemas inherentes al fracturamiento con apuntalante.


Estimulación ácida en carbonatos y arenas

1) estimulación matricial en carbonatos

Estimulaciones reactivas utilizando Ácido Clorhídrico (HCL).Como se mencionó anteriormente

las estimulaciones matriciales en cualquier formación pueden ser reactivas o no reactivas. Para

las formaciones de carbonatos los tipos de ácido que pueden usarse son: Ácido Clorhídrico

(HCL), Ácidos Orgánicos (Acético y Fórmico) Este tipo de estimulaciones, ya sea en formaciones

calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la

permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generación de canales por la disolución de

material que genera el ácido. La acidificación matricial en carbonatos puede considerarse como

un proceso mucho más sencillo que una acidificación en formaciones areniscas, esto es debido

a que la mayoría de los productos de reacción tanto en calizas como en dolomitas son solubles

en el ácido gastado. La Figura 2, muestra la capacidad de disolución del HCL a varias

concentraciones, en caliza y dolomita. Basado en gran cantidad de volúmenes calculados y por

la experiencia de campo, la mayoría de los tratamientos ácidos matriciales utilizan de 75 a

250galones de ácido por pie de intervalo productor. Lo que mayor concierne a una estimulación

matricial ácida en carbonatos incluye lo siguiente:

Efectividad del desviador

Límite de los agujeros de gusano y la excesiva perdida de filtrado

Aplicaciones en baja y alta temperatura

Concentración del ácido


El Ácido Clorhídrico es el ácido más utilizado en la estimulación de pozos, y el más fuerte, al 15% se

le conoce como ácido regular, si comparamos la misma concentración, es el más corrosivo de los

ácidos, reacciona con la caliza y la dolomita.

Estimulaciones reactivas utilizando Ácidos Orgánicos.

El Acético y el Fórmico son otros dos ácidos que llegan a utilizarse, solos o con el HCL. Son mucho

más débiles que el HCL y por lo tanto reaccionarán más lentamente con la mayoría de los minerales

en el pozo y por lo tanto permiten una penetración más profunda y mejores propiedades de

grabado en algunas formaciones. El Ácido Acético reacciona más lentamente que el Fórmico.

Un 10% de solución de ácido acético disolverá la caliza tanto como un 6% de solución de HCL. Un

10% de solución de ácido fórmico disolverá la caliza tanto como un 8% de solución de HCL. La

reacción química de estos ácidos con la caliza es la siguiente:

Ácido Acetico2HCH 3CO 3

Carbonato deCalcioCaCO3

+ AcetatodeCalcioCa (CH 3CO 2 )2

+ AguaH 2O

+Bioxido de CarbonoCO2

Ácido Fosforico2HCOOH

CarbonatodeCalcioCaCO3

+Formato decalcioCa (HCO2 )2

+ AguaH 2O

+ Bioxido decarbonoCO2

Factores que afectan la reacción del ácido con los carbonatos

Existen algunos factores que influyen en el efecto de reacción del ácido con las formaciones, entre

los más importantes:

a) Relación Volumen - Área de contacto: A mayor superficie de roca expuesta por unidad de

volumen de ácido, éste se gastará más rápido.

b) Presión: Arriba de 750 psi la presión tiene un menor efecto en la reacción del ácido con rocas

calcáreas que la mayoría de los otros factores, por debajo de ese valor la reacción se acelera


c) Temperatura: A medida que la temperatura se incrementa, el ácido reaccionará más rápido

con el material calcáreo.

d) Concentración del ácido y productos de reacción: Mientras más fuerte sea un ácido más con

solo agregar cloruro de calcio o Bióxido de carbono a cualquier acido fuerte retardara

ligeramente su reacción. Un ácido orgánico le toma más tiempo gastarse que el HCL porque

solo está parcialmente ionizado.

e) Composición de la roca: la composición química de la roca influirá en la reacción del ácido, las

dolomitas generalmente reaccionan más lentamente con el HCL que con las calizas.

f) Viscosidad: A medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reacción del

ácido.

Estimulaciones No reactivas en carbonatos

En este sistema los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la

roca, estos sistemas se utilizan para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua,

aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control, depósitos orgánicos, daños por tensión interfacial,

por mojabilidad e incrustaciones. Lo anterior es debido a que el flujo de fluidos a través de medios

porosos está gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de

los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la

alteración de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenómenos de superficie siguientes:

Tensión interfacial

Mojabilidad

Capilaridad

Los agentes de superficie (surfactantes) son los principales productos químicos que se utilizan en la

estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar estos

fenómenos de superficie.


La selección de un químico para cualquier aplicación particular dependerá de que contaminante

esta taponando o bloqueando la permeabilidad de la formación. El HCL no disolverá parafinas,

asfáltenos o grasas de la tubería, los tratamientos de esos sólidos o agentes bloqueadores requiere

de un solvente orgánico efectivo (normalmente un solvente aromático como tolueno, xileno u orto

nitrotolueno).

Debido a los diferentes sólidos que taponan o bloquean los poros, se requieren también diferentes

solventes para su remoción, no hay un solvente universal para el daño de un pozo.

Los fenómenos de superficie pueden provocar daños en la permeabilidad absoluta, cambios en la

permeabilidad relativa y alteraciones en la viscosidad de los fluidos, y deben ser tratados con

sistemas no reactivos.

En el caso de las emulsiones, estas generalmente se forman de la mezcla de fluidos base agua y

aceite, presentando altas viscosidades que reducen la capacidad de flujo del pozo. Pueden ser

estabilizadas por surfactantes, así como por solventes mutuos acompañados de desemulsifícantes.

Una formación mojada por aceite reduce la permeabilidad relativa al aceite, en este caso se

inyectan solventes mutuos para cambiar la mojabilidad y luego la inyección de un surfactante que

deje la roca mojada por agua. El uso de algún surfactante solo no es exitoso, si antes no se ha

removido la fase aceite que se encuentra mojando a la roca.

Puede existir un Bloqueo por Agua que también reduce la Permeabilidad relativa al aceite, causado

por el incremento en la saturación de agua, se puede formar en la fase de perforación y

terminación por filtrado del fluido base agua, lo favorece la presencia de arcillas hidratables. Es

tratado mediante la reducción de la tensión superficial entre el agua y aceite o gas, con el uso de

surfactantes, solventes mutuos y desemulsifícantes, en el caso de pozos de gas es recomendable el

uso de ácidos alcohólicos.

Los depósitos Orgánicos como parafinas y asfáltenos dañan la Permeabilidad absoluta, sus orígenes

son numerosos y complejos, su principal mecanismo es el cambio en la temperatura y presión en el

pozo y las cercanías, pueden removerse con solventes aromáticos (Xileno y Tolueno) y aditivos (anti

asfáltenos, dispersantes de parafinas).

Los depósitos orgánicos e inorgánicos dañan la Permeabilidad absoluta, son componentes

orgánicos que generalmente recubren algún componente inorgánico como incrustación o finos.

Requiere un tratamiento con un solvente combinado, tal como una dispersión de solvente de

hidrocarburo (aromático) en ácido y surfactantes (sistema emulsionado).


Como puede observarse, en las estimulaciones no reactivas la función del surfactante es

fundamental, por lo que el éxito de estas depende en gran medida de su apropiada selección.

2) Estimulación matricial en arenas

Para las formaciones de Areniscas el tipo de Ácido que puede usarse es: Ácido Fluorhídrico (HF),

mezclado con HCL o con ácidos orgánicos.

Se puede mezclar éste ácido con HCL o con ácidos orgánicos para disolver minerales arcillosos,

feldespatos y arenas, debido a que los minerales arcillosos y los feldespatos tienen mayor área de

contacto, la mayoría del HF se gastará más rápido en estos materiales que en el cuarzo o en las

arenas.

Es el único ácido que reaccionará con arena y otros minerales silicios como la arcilla, la reacción

química es:

Acido florhidrico6HF

+ SiliceSiO2

+ Acido fluosilicoH 2 SiF6

+ Agua2H 2O

La reacción entre el HF y una arcilla como la bentonita, está dada por:

Acido Florhidrico36HF

+ BentonitaAl2 (SiO 4O 12 )

+ Acido Fluosilico4H 2SiF 6

+ Acido Flualuminico2H 2 AlF 6

+ Agua12H 2O

El HF reaccionará con minerales calcáreos como la caliza, sin embargo producirá precipitados

insolubles de fluoruro de calcio:

Acido Fluorhidrico2HF

+ CalizaCaCO3

+Fluoruro deCalcioCaF 2

+ Agua2H 2O

+ Bioxido decarbonoCO2

La principal razón para acidificar una formación de areniscas es remover el daño causado por la

invasión de partículas sólidas y al hinchamiento, dispersión, migración o floculación de finos.

Estos tratamientos están limitados para daños someros de 1 a 3 pies de la vecindad del pozo, el HF

puede ser retardado para mejorar la distancia de penetración del ácido.


Un daño por arcillas puede ser una mezcla tanto de hinchamiento como migración de finos, cuando

eso ocurre se debe acidificar la formación con un sistema que disuelva arcillas finas con contenido

de sílice.

En la mezcla de Ácido Fluorhídrico (HF) - Ácido Orgánico (Acético o Fórmico), se puede utilizar para

retardar la reacción con la arena y las arcillas, y disminuir el ataque corrosivo, de esta manera se

puede penetrar más profundamente la formación y remover más daño.

A menores temperaturas son más severos los productos secundarios de los productos de la

reacción de esta mezcla de ácidos, por lo que se debe o usar en pozos de 200 F de temperatura o

mayor. La mezcla se debe preparar con agua dulce, nunca debe usarse salmuera o agua corriente

para tratamiento con HF ya que estas aguas contienen sodio o potasio.

Los efectos de la reacción del HF con la arena se incrementarán a medida que la temperatura se

incremente, por ejemplo el ritmo de desgaste es 13 veces más rápido a 300 F que a 75 F.

La mejor selección para remover daño por arcillas en pozos calientes y profundos con yacimientos

en areniscas es la de 6% de ácido fórmico y1.5% de HF

En la estimulación de areniscas existen tres etapas básicas de bombeo:

Precolchón

Fluido de tratamiento

Fluido de desplazamiento

a) Precolchón: siempre se bombea por delante del HF, proporciona un barrido entre la mezcla

del ácido vivo y gastado y los fluidos de la formación, este barrido reduce la posibilidad de

formar fluosilicatos y fluoaluminatos de potasio. En el caso de usar HCL como Precolchón este

removerá el CaCO3 y evitará su reacción con el HF. Los más comunes son ( básicamente son los

mismos para el desplazamiento):

Ácido Clorhídrico (HCL)

Cloruro de Amonio ( NH4Cl)

Diésel

Kerosina

Aceite


Estos se seleccionan en función de la Temperatura y de la composición mineralógica de la roca. La

Figura 4 nos muestra el comportamiento de los diferentes precolchones en función de ambas

variables, esta puede ser utilizada en la selección del Precolchón.

b) El fluido de tratamiento: removerá el daño por arcillas, para completar esto, el sistema ácido

deberá contener iones de fluoruro. Los surfactantes en un fluido de tratamiento para un

yacimiento de areniscas deben ser de tipo no iónico- anicónico y/o anicónico. La Figura 5 nos

muestra el comportamiento de los diferentes sistemas en función de la Temperatura y la

mineralogía, esta puede ser utilizada en la selección del fluido de tratamiento.

La figura 6 muestra el comportamiento de las diferentes concentraciones del ácido Fluorhídrico con

respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo. Cuando el HF es bombeado a la formación, la

permeabilidad y el gasto de bombeo a menudo disminuyen o se incrementa la presión de bombeo.

Así, con 3 y 6% de HF, cuando se remueve el daño, finalmente la permeabilidad se incrementará.


El decremento inicial es mayor con sistemas más fuertes de HF. En ocasiones como se observa en

los datos de HF al 9% el daño es completo y el núcleo queda totalmente taponado, lo mismo ocurre

con algunos núcleos cuando se utiliza HF al 6%; para reducir esa posibilidad la mayor parte de los

operadores utilizan HF al 3% en la mayoría de los tratamientos. La habilidad del HF para remover el

daño en arcillas se genera en una distancia de 2 pies en la vecindad del pozo, mayor se vuelve

económicamente incosteable.

c) El fluido desplazante: se utiliza para desplazar el HF, asegura que la mayoría del HF reaccione

en la formación y contribuirá a los resultados del tratamiento. El cloruro de amonio es el más

común y es una de las pocas sales que no precipitará con el HF o con el HF gastado, el diésel se

utiliza también en pozos de aceite. Ya que el HF reacciona muy rápidamente, no se recomienda

un largo período de cierre, debe empezar a regresarse los fluidos tan pronto como con

formaciones de baja permeabilidad.


Conclusiones

Después de disparar, la cuota de producción de un pozo aumenta considerablemente

El ácido tenderá a fluir en las zonas de alta permeabilidad y dejará las zonas de menos permeabilidad sin tratamiento.

Los agentes divergentes son partículas finas que forman un enjarre de baja K en la cara de la formación ocasionando una resistencia al flujo y una caída de presión, desviando el flujo a otro intervalo.

Se utiliza poco en pozos de agua de pequeña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro.

La complejidad de la técnica y el coste elevado de los equipos, limitan su aplicación. Pero además, su efectividad es muy limitada.

Antes del tratamiento debe verificarse que la baja productividad es debido al daño a la formación soluble en ácido.

El análisis nodal es la opción más factible para evaluar el daño de un pozo.

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https://www.youtube.com/watch?v=R87TKAQbkoY

https://www.youtube.com/watch?v=MVxlmfwJ6F4


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http://es.slideshare.net/gabosocorro/fracturamiento

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http://html.rincondelvago.com/perforacion_dano-a-la-formacion-y-estimulacion.html

http://es.slideshare.net/gabosocorro/estimulacin-de-pozos

http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1578/APUNTES%20DE%20ESTIMULACION%20DE%20POZOS_ocr.pdf?sequence=1

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http://es.slideshare.net/gabosocorro/exposicion-estimulacin

http://es.slideshare.net/gabosocorro/estimulacion-y-dao-de-formacion

Documents

Trabajo de Estimulacion