Transcript of ESTIMULACION
Sin título de diapositivaDIAGNOSTICO DE TRATAMIENTOS PARA MEJORAR
LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS.
ESTIMULACIÓN ÁCIDA.
Diagnostico de Tratamientos para mejorar la Productividad de los
Pozos.
Estimulación de Pozos
*
Diagnostico/Mecanismo/Selección de tratamiento.
Variables a considerar en la aplicación del tratamiento.
Procedimiento General de Análisis/Diagnostico.
Que es el Daño de Formación?
Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las
líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo. Disminuye
significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída
de presión adicional en las cercanías del mismo.
Control de agua
*
El daño de formación es definido como una reducción en la movilidad
efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo
Generalidades.
Donde:
ld = (Ks x Kro)/mo (sin dañado)
Gf = Factor Geométrico (Sistema Geométrico)
Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petróleo
mo = Viscosidad del Petróleo
Generalidades.
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Generalidades.
Pseudo-Daño
*
Tipos de Fluidos.
Análisis PVT.
Características del cañoneo (Tipo de cañón, técnica, densidad,
penetración, fase y diámetro del orificio).
Comportamiento Histórico de Producción/Inyección:
Fracturamiento:
Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de
fluido)
Tipos y volúmenes de fluidos (agentes apuntalantes y
aditivos).
Equipos.
Acidificación:
Temperatura del yacimiento.
Volúmenes y concentraciones requeridas.
Equipos.
Procedimiento General.
Determine el tipo optimo de tratamiento y diseñe la
estimulación
Prepare la propuesta
Ejecute la Estimulación
Evalúe los resultados
Documente los resultados
Corregir el problema
SI
Compruebe estado mecánico del pozo y disponibilidad de materiales y
equipos
SI
NO
NO
SI
NO
Cuantifique, identifique y diagnostique tipo de daño mediante
análisis de registros, datos de producción y de
pruebas de presión.
Referencias.
Daño a la Formación. Centro Internacional de Educación y Desarrollo
- CIED.
Prevención del Daño de Formación. Centro Internacional de Educación
y Desarrollo - CIED.
Advances in Formation Damage Assesment and Control Strategies.
Centro Internacional de Educación y Desarrollo - CIED.
*
Análisis convencionales de núcleos.
Diagnóstico
Inyección Alternada de Vapor.
Inyección de Vapor con solvente asistida por gravedad
(VEPEX).
Crudos viscosos.
Pozos completados en Formaciones Someras no consolidadas
(Mioceno).
Diagnóstico
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Tratamiento
Mecanismo
Bajo aporte de fluidos al pozo por disminución del área de flujo
(Flujo Turbulento).
Cañoneo y Recañoneo.
Profundizar el pozo en el caso de penetración parcial.
Altos valores del Factor de Daño (S >> 10) de las Pruebas de
Pozos.
Análisis Nodal.
Desprendimiento por fuerzas hidrodinámicas (Altas viscosidades del
crudo y altas velocidades de arrastre).
Control de la tasa de producción (Tasa optima).
Empaque con grava a Hueco Abierto (OHGP).
Empaque con grava a Hueco Entubado.
Uso en general de Rejillas Ranuradas.
Abrasión severa en los equipos de subsuelo y superficie (Niples,
Mangas, Botellas, Reductores, Líneas de Flujo y Separadores).
Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo.
Taponamiento de intervalos cañoneados y/o del reductor.
Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de
núcleos.
Pozos completados en Formaciones Someras no consolidadas
(Mioceno).
Diagnóstico
*
Desprendimiento por fuerzas hidrodinámicas.
Transporte a través del medio poroso, taponando el cuello de los
poros.
Hinchamiento de las arcillas (Montmorillonita) por reacción con los
fluidos invasores.
Control de la tasa de producción (Tasa optima).
Estabilizadores para arcillas o finos:
Tratamientos cáusticos (Hidróxido de Potasio).
Tratamientos ácidos (HF, mud-acid).
Inhibidores para evitar hinchamiento de la Esmectita
(Polimeros).
Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de
hierro)
Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas,
Botellas) y en los equipos de superficie (Reductores,
Separadores).
Alto porcentaje de sedimentos en las muestras de los pozos.
Pozos completados en el Eoceno.
Formaciones con tamaño promedio de grano entre 2 y 40
micrones.
Caracterización de arcillas mediante análisis de núcleos, muestras
de canal y registros GR espectral.
Diagnóstico
*
Tratamiento
Mecanismo
Natural:
Salida del gas en solución por efecto de la caída de presión, que
al contacto con el agua y el CO2 reacciona produciendo la
precipitación de Carbonato de Calcio (CaCO3).
Inducido:
Incompatibilidad entre los fluidos utilizados durante las
actividades de Perforación, Cementación, Completación, RARC e
Inyección (agua, vapor) y los fluidos de la formación.
Taponamiento por precipitación de agentes incrustantes:
Carbonato y Sulfato de calcio.
Sulfato de bario.
Oxido férrico.
Acidos Alcohólicos (Yacimientos de Gas).
Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas,
Botellas).
Precipitación de escamas en los equipos de superficie.
Taponamiento del reductor.
Análisis físico - químico del agua de formación (Indice de
Stiff).
Diagnóstico
Composición del crudo.
Caídas de Temperatura en el yacimiento y/o pozo (Precipitación de
Parafinas)
Caídas de Presión en el yacimiento y/o pozo (Precipitación de
Asfaltenos).
Inducido:
Tratamientos inadecuados por el uso de fluidos incompatibles con
los fluidos de formación (ocasionan cambios en el PH y en la
tensión interfacial).
Indispensable pruebas de compatibilidad con el fluido de
formación.
Asfaltenos: solventes aromáticos (Xileno)
Parafinas: solventes parafínicos (Tolueno); agua caliente con
aditivos químicos como detergentes de parafina, dispersantes o
inhibidores.
Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas,
Botellas).
Obstrucción en la línea de flujo y/o en el pozo.
Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo.
Aumentos anormales en la Relación Gas - Petróleo (RGP)
Análisis físico - químico del Hidrocarburo
Diagnóstico
Tratamiento
Mecanismo
Aumento de la tensión interfacial como consecuencia del uso de
surfactantes en los fluidos utilizados durante las actividades de
Perforación, Cementación, Completación, RARC e Inyección.
Dispersión del agua en petróleo o del petróleo en agua por
agitación durante las operaciones de producción.
Características propias del crudo.
Uso de desemulsificantes.
Uso de agentes antiespumantes como sales de Aluminio de ácidos
grasos o alcoholes grasos (evitando espumas estables por acción del
gas de formación).
Uso de solventes mutuos.
Análisis de Laboratorio de las muestras de crudo
Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa.
Diagnóstico
Tratamiento
Mecanismo
Reducción en la permeabilidad efectiva al petróleo, por el
incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las
cercanías del pozo.
Uso de surfactantes.
Uso de ácidos alcohólicos (Pozos de Gas).
Dejar a producción el pozo, hasta que el agua sea producida.
Incremento repentino del corte de agua.
Ausencia total de producción.
Tratamiento
Mecanismo
Reducción de la permeabilidad efectiva al petróleo por cambio de la
humectabilidad de la formación.
Uso de geles.
Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa
Diagnóstico
1.2.- Factor Skin (S).
1.2.2.- Impacto de la Permeabilidad y el Skin.
1.3.- Mejoramiento de la Productividad por Acidificación.
1.3.1.- Definición.
2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF
2.2.2.-Mud Acid secuencial
2.2.4.-Ácido Fómico-Fluorhídrico
3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas)
3.2.- Acidificación de Arenisca.
4.1.-Surfactantes.
4.5.- Reductores de Fricción.
4.9.- Remoción de Incrustaciones y Asfaltenos.
4.10.- Remoción de Parafinas.
5.2.- Tipos de Tratamientos Generales.
5.3.- Consideraciones sobre Fluidos de Formación y Características
de las Rocas.
5.4.- Diseño.
5.6.- Parámetros Post-Trabajo.
1.1.- Daño.
1.1.1.- Definición:
Se define el daño a la formación como cualquier restricción al
flujo de
Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la
permeabi-
lidad en la vecindad del pozo, ocasionando un caida de presión
adi-
cional en el flujo de fluidos, debido a la introducción de agentes
externos
(fluidos de perforación y terminación y/o rehabilitación de pozos)
u
operaciones de perforación. En la figura 1 se muestra un modelo de
pozo
reservorio donde se distiguen tres zonas principales:
La zona del pozo (vecindad del pozo).
La zona alterada, zona dañada ó matriz crítica.
El reservorio (zona no dañada).
1.1.2.- Aplicación de Acidifición Matricial:
Por incrustaciones inorgánicas debido a la formación de sales
(CaCO3 mas comunes).
Causas de las Inscrustaciones Inorgánicas: Presencia de Agua
Incrustante en la formación.
Como determinar las Inscrustaciones Inorgánicas: 1) Análisis de
agua (Ph, Calcio, Alcalinidad, Cloruros, Sulfatos, Bario, entre
otros). 2) Indice de estabilidad y 3) Comportamiento de producción
(aumento %AyS y RGP y Disminución de la tasa de petróleo).
Indice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza
iónica e influye en la solubilidad del CaCO3. Para determinar
parámetros que indican el grado de inscrustación y/ó corrosión del
fluido analizado (agua en base al CaCO3). ISD = pH – Log(1/Ca) –
Log(1/Alc) – K. K: Constante de fuerza iónica y temperatura.
ESTIMULACION ACIDA
Figura 1
1.2.- Factor Skin (S).
La vecindad del pozo comunmente se denomina matriz crítica debido a
que es en esta área donde ocurre la mayor caída de presión durante
la producción del pozo.
Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien
sea por materiales naturales ó inducidos reduciendo la
permeabilidad, el resultado será una zona de daño definidad por un
número llamado Skin.
El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeablidad en la
matriz. Otros términos requeridos para definir el Skin son: K, que
es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidad
alterada de la matriz crítica.
En general:
Si S = 0 => Ks = K => la matriz crítica no presenta
daño.
Si S > 0 => Ks < K => la matriz crítica presenta
daño.
Si S < 0 => Ks > K => la matriz crítica ha sido
estimulada.
Determinación del Radio de daño (rs), Permeabilidad Alterada (Ks) y
Volumen Teórico de Acido (Vt).
1) Con la teoría de perfiles se determina el diámetro de invasión
(Di), y se asume que rs = Di / 2.
2) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S):
Por ejemplo Pressure Buildup Test:
S = 1.151 [ (P1hr-Pwf)/m - Log(k/(.ct.rw^2)) + 3.23] y m = 162.2
qBo/(kh).
: Registros; k: Nucleos y correlaciones (Timur); , Bo: PVT.
3) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k: ks / k = 1 / [S /
Ln ( rs/rw) + 1]
Ks/k = 0.1 a 0.4 Daño Alto Ks/k = 0.4 a 0.7 Daño Medio Ks/k = 0.7 a
0.95 Daño Moderado/Pequeño
k = Permeabilidad de la formación; ks = Permeabilidad Alterada; rw
= Radio de la tubería.
*
1.2.3.- Poder Disolvente del Acido.
Es el volumen de roca disuelto por unidad de ácido
reaccionado.
= (Peso Molecular de la Roca x Su coeficiente
estequiométrico)/(Peso Molecular del ácido x Su coeficiente
estequiométrico)
Donde = masa de roca disuelta por unidad de masa de ácido
reaccionado
Se selecciona de acuerdo en función de la Litología.
Tiempo de Reacción del Acido (Acido Activo).
Permite la comparación directa de los costos entre ácidos.
*
1.3.1.- Definición.
La acidificación Matricial esta definida como la inyección de un
ácido en los poros de la formación, (bien sea que esta tenga
porosidad intergranular, regular ó fracturada) a una presión por
debajo de la presión de fracturamiento.
Un tratamiento de acidificación sera efectivo principalmente donde
exista una restricción del flujo en la proximidad del pozo,
comunmente llamada “Daño”.
El objetivo de un tratamiento de acidificación matricial es
alcanzar una cierta penetración radial del ácido en la
formación.
La estimulación se completa con la remoción del daño en la cercanía
del pozo al agrandar los espacios porales y disolver las particulas
que taponean estos espacios.
La acidificación matricial es comunmente de mayor utilidad donde
existen limitaciones por zonas de contacto agua-petróleo ó contacto
gas-petróleo para minimizar ó prevenir la producción de agua ó gas.
Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturación.
*
Un tratamiento matricial provee muy poca estimulación en un pozo
sin daño. Se requeriría grandes volúmenes de ácido para abarcar el
espacio poral de la formación hasta el requerido para generar una
estimualción apreciable.
La estimulación frecuente de los carbonatos puede provocar la
formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación con
zonas de agua.
La estimulación frecuente de arenisca o carbonatos puede también
disolver el relleno en las fracturas cementadas o afectar la
adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una
comunicación con el agua.
rw
rs
re
K
Ks
Para ilustrar el mejoramiento de la productividad debido a la
remoción del daño en la cercanía al pozo, considérense el sistema
radial indicado en la figura. En este sistema, una zona de
permeabilidad reducida, Ks, se extiende desde el radio del pozo,
rw, a un radio rs, fuera del cual la formación tiene una
permeabilidad constante K hasta el radio de drenaje, re.
Figura 2.
*
La caída de presión abrupta causada por un daño en la formación
puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra
zona.
La producción de agua se puede reducir estimulando el intervalo
productor, y reduciendo el diferencia de presión en las
perforaciones.
Figura 3.
2.1.1.-Ácido clorhídrico, HCl:
Es un ácido inorgánico usado ampliamente en formaciones
carbonáceas. Se emplea en solución de 15% (por peso) de gas. La
reacción química está representada por la siguiente ecuación:
2HCl + CaCO3 = CaCl2+H2O+CO2
Concentraciones Máximas de grado comercial de HCl son de
aproximadamente 36% por peso.
Adicionalmente a las concentraciones superiores a 15 % pueden
emplearse concentraciones inferiores en donde el poder de
disolución del ácido no es el único factor a considerar.
Comercialmente este ácido se encuentra disponible con el nombre de
Super X Acid, Regular Acid o NE Acid, que además incluye un
inhibidor de corrosión mezclado en una solución con una
concentración de 20 % por peso o más.
Las mismas propiedades corrosivas que hacen que el ácido sea útil
como fluido de estimulación lo convierten en una amenaza para el
metal de las bombas, válvulas y tubería del pozo. Esta corrosividad
es especialmente significativa y costosa de controlar a
temperaturas por encima de 250 ºF.
La protección contra el efecto corrosivo del ácido es provista por
la adición de un inhibidor de corrosión, seleccionado en función de
las condiciones del pozo.
El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las
ventajas de este ácido es su poder disolvente de roca por unidad de
costo en concentraciones menores. Concentraciones mayores de HCl
tendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto tendrá mayor
capacidad de suspensión de finos insolubles que redundará en una
mayor limpieza.
Ventajas
Desventajas
2.1.2.-Ácido fluorhídrico, HF:
Es un ácido inorgánico usado en formaciones de areniscas. Se
presenta en forma líquida, bien sea en forma anhídrida o en
solución acuosa. Ataca al sílice y los silicatos, ciertos
materiales como el hierro fundido y varios materiales
orgánicos.
En la estimulación de pozos, el HF es comúnmente usado en
combinación con el HCl. Las mezclas de los dos ácidos pueden ser
preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, o
agregando sales de fluor al ácido HCl.
El HF es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por
taponamiento de la formación causado por lodos de perforación
(excepto barita), arcillas y otros silicatos.
La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de
partículas de cuarzo (SiO2) ligadas conjuntamente por varias clases
de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y
arcillas.
A pesar de que las reacciones químicas entre el HF y los minerales
presentes en las areniscas son complejas y pueden en algunos casos
resultar en precipitación de los productos de reacción, esto puede
ser evitado en su mayoría.
Algunos productos comerciales que contienen HF se presentan a
continuación:
PRODUCTO
USO
HF Acid 20%
*
Factores Básicos de Control Relativos a la Reacción del
Ácido:
Temperatura
El régimen de reacción se duplica aproximadamente por cada 50ºF de
incremento de temperatura.
Concentración del Ácido
La velocidad de reacción también aumenta a medida que la
concentración se duplica. Una solución de HF al 4 % reacciona dos
veces más rápido, por ejemplo, que una solución al 2 %.
Composición química de la roca de formación y Relación Volumen de
la Roca
*
Las reacciones consecutivas del ácido fluorhídrico en arenas
limpias serán:
SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O,
SiF4 + 2HF = SiF6H2, luego el ácido fluosilícico reacciona con
iones disponibles.
2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2
La reacción del HF con carbonato de calcio
La reacción del HF con arcillas o feldespatos
Hidróxido de Aluminio o fluoruro
de Aluminio
La reacción del HF con iones de potasio y sodio
del agua de formación
Na2SiF6 o K2SiF6
Recomendaciones para Tratamientos con Ácido Fluorhídrico
Debe usarse un preflujo de HCl delante del tratamiento de HF para
desplazar el agua de la formación.
Manteniendo un bajo pH y no dejando mucho tiempo el ácido en el
pozo, se puede evitar que el fluoruro de calcio precipite.
*
CaCo3
CaF2
NaSi2F6
Salmueras de K
Si(OH)412H2O
K2SiF6 y MgF2 Si(OH)412H2O
Comenzar con HF al 1%, subir gradualmente al 3% y
sobredesplazar
Fe(OH)3
2.1.3.- Ácido acético, CH3-COOH
Es un ácido orgánico que es accesible en solución de ácido acético
de 10% por peso en agua.
Adicional a su uso como fluido de perforación o como fluido de baja
corrosión en presencia de metales que se corroen fácilmente, el
ácido acético es generalmente usado en mezclas con HCl en ácidos
híbridos.
Comparando el costo por unidad de poder de disolución, el ácido
acético es más costoso que el ácido fórmico o el clorhídrico, por
ello su uso es más limitado.
2.1.4.- Ácido fórmico, HCOOH
De los ácidos orgánicos empleados en acidificación , el ácido
fórmico tiene el peso molecular más bajo y correspondientemente el
costo por volumen más bajo por roca disuelta.
Es sustancialmente más fuerte que el ácido acético, sin embargo es
más débil que el HCl. Como el ácido acético reacciona a una
concentración de equilibrio en presencia de sus productos de
reacción.
Desventaja
Ventajas
2.2.1.- Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF
Esta mezcla es casi exclusiva para restauración de la permeabilidad
de areniscas.
*
El HCl en estas formulaciones tiene tres (3) propósitos:
Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal
de amonio.
Para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir
el desgaste prematuro del HF.
Para prevenir la precipitación de fluoruro de calcio o de
magnesio.
El ácido HF es normalmente usado en combinación con el ácido HCl en
mezclas que varían en concentraciones de :
6 % HCl – ½ % de HF 28% HCl – 9 % de HF 15% HCl – 3 o 4 % de
HF
El Mud Acid disuelve todos los minerales que son solubles en HCl al
15%, así como minerales silicios tales como bentonita. El cloruro
de calcio y el cloruro de magnesio, además de las sales de sodio y
potasio reaccionan con el HF para formar precipitados
insolubles.
Debido a que el HF es removido de la solución en la reacción con
calizas, no es rentable acidificar formaciones de carbonato de
calcio con Mud Acid
Productos de Reacción del Mud Acid: Productos
h
Fluoruro de calcio o de magnesio
La reacción de los iones de Fluor presentes en el Mud Acid con las
calizas y dolomitas
La reacción del contacto parcial del Mud Acid gastado con cloruro
de potasio o sodio
Fluosilicatos gelatinosos de sodio o de potasio
*
2.2.2.-Mud Acid secuencial:
Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol o fluoruro de
amonio), para generar hidrógeno en contacto con minerales
arcillosos.
2.2.3.-Ácido Fluobórico: (Clay Acid):
Los sistemas de mezclas de 12 % HCl – 3 % HF son efectivos sólo en
la remoción del daño de silicatos en un radio de 1 pie (0,3 m) de
la vecindad del pozo.
De esta manera, los finos y arcillas dentro de este radio,
posiblemente alterados, aun estén presentes y sean potencialmente
migrables durante la producción. Adicionalmente se ha demostrado
que los finos pueden migrar desde un radio mayor a 5 pies (1,5 m)
en pozos con altas tasas de agua.
Es por esto que se requiere de un ácido de acción retardada sobre
las areniscas que pueda remover los finos que causan el daño antes
que migren y dañen la formación. El Clay Acid es un sistema de
acidificación que no se gasta rápidamente sobre el material de la
formación, y por lo tanto alcanza una penetración profunda, sin
convertir la región adyacente al pozo en una zona no
consolidada.
Existen varias formulaciones de Clay Acid:
PRODUCTO
USO
Clay Acid HBF4
Solvente usado para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias
o cementadas con carbonato y para estabilizar formaciones de
arcillas.
Clay Acid LT HBF4
*
2.2.4.-Ácido Fórmico-Fluorhídrico:
Esta mezcla es útil en areniscas, es empleada a veces en casos de
alta temperatura debido a que es menos corrosiva que las mezclas de
ácidos inorgánicos HF-HCl.
2.2.5.-Ácido Sulfámico y Cloroacético:
Estos dos ácidos tienen un uso limitado en la estimulación de
pozos, debido a su traslado en forma de polvo. Ambos, son más
costosos que el HCl comparativamente según el poder disolvente
respectivo.
El ácido cloroacético es más fuerte y más estable que el ácido
sulfámico y generalmente es preferido al ácido sulfámico. Este
último se descompone a aproximadamente 180ºF y no es recomendable
en formaciones con temperaturas superiores a 160ºF.
2.2.6.-Ácido Clorhídrico-ácido Fórmico Clorhídrico:
Son mezclas útiles en carbonatos, generalmente diseñadas para
combinar el potencial económico disolvente de HCl con la baja
corrosividad (especialmente a elevadas temperaturas) de los ácidos
orgánicos.
Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura
donde los costos de inhibición de la corrosión afectan el costo del
tratamiento total.
2.2.7.-Ácidos Alcohólicos (Para Yacimientos de Gas Seco):
*
es en zonas de gas seco y baja permeabilidad
donde se pueden obtener las siguientes ventajas:
El alcohol disminuye la tensión superficial y permite una
penetración más profunda del ácido a la matriz de la roca.
La reducción de la tensión interfacial de alcohol en soluciones de
agua/alcohol se observa en la figura adjunta.
La mezcla de ácido con alcohol disminuye la tasa de reacción
ácido-mineral y provee un efecto retardador.
Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de
corrosión, por lo tanto se recomienda el uso de un inhibidor de
corrosión.
Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su
costo inferior pueden ser usados en tratamientos que requieren de
grandes volúmenes.
En yacimientos de alta temperatura y presión, la tensión
interfacial de las mezclas ácido/alcohol son bajas.
Los pozos de petróleo también pueden ser estimulados por mezclas de
ácido y alcohol.
1169.unknown
*
La disminución de la tensión superficial producida por el alcohol
facilita la limpieza de la formación y aumenta la presión de vapor
de la mezcla. Esto mejora la permeabilidad del gas por reducción de
la saturación de agua.
Los ácidos alcohólicos son empleados generalmente para remover
bloqueo por agua. El alcohol es soluble tanto en ácido como en agua
y la penetración del alcohol volátil de baja tensión superficial en
el bloque de agua contribuirá con su remoción.
La reducción de la tensión interfacial de alcohol en soluciones de
ácido/alcohol se observa en la figura adjunta.
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3.- Acidificación en Formaciones de Calizas, Dolomitas y
Arenisca.
La acidificación de Formaciones se pueden dividir en dos grandes
grupos, dependiendo de la litologia y mineralogia de la
formación:
Areniscas y Carbonatos
3.1.- Acidificación de Carbonatos (Calizas y Dolomitas)
Velocidad de Reacción: La roca reacciona muy rapidamente con HCL y
Acidos Organicos. La reacción total esta gobernada por la difusión
del acido hacia la roca, causando la formación de grandes canales
de flujos conductivos, llamados Agujeros de Gusanos:
La longitud de los agujeros está limitado por la perdida de
filtrado del acido
y no por la velocidad de reacción.
Mayor penetración se obtiene empleando acidos mas viscosos (acidos
emulsificados,
gelificados o espumado)
es frecuente que presenten porosidad secundaria importante
(fisuras, oquedas, otras) originando un sistema
de alta permeabilidad secundaria donde la invasión del acido que
penetra es considerable.
Carbonatos con elevada permeab. Pueden haber sufrido invasión de
solidos requiriendo gran
penetración de acidos. Se recomienda acidos viscosos.
Carbonatos con permeab. media/baja No permite la inyección de un
caudal aceptable de acido viscosos.
Se recomienda acidos corrrientes.
*
Temperatura: La temperatura de la formación incrementa la velocidad
de reacción sobre los carbonatos:
Tform < 200°F Emplear HCL 28%
200°F < Tform < 250°F Emplear concentracion de HCL al 15% y
mezcla de HCL+Acido Organico
250°F < Tform < 350°F Emplear Acidos Organicos
Tform >350°F Tratamientos No Acidos.
Mineralogia: La reacción superficial con Dolomitas es mas lenta que
con Calizas. Por ejemplo, la misma cantidad y concentración de HCL
disolvera mayor cantidad de Caliza que Dolomita.
Para Calizas
15% 1843 lb 2050 lb 40 gal 6620 pc
1000 gal
Para Dolomitas
2HCL + CaMg (CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + CO2
15% 1700 lb 1040 lb 875 lb 40 gal 6620 pc
1000 gal
La presencia de Silicatos solubles en Acido. Los Carbonatos impuros
(con cuarzo, feldespatos, arcillas, etc) liberan los silicatos como
finos que se pueden acumular y taponar los nuevos canales de flujos
creados por el acido.
Recomendación. Emplear Acidos Viscosos o Acidos que incorporan
agentes de suspensión de finos.
Bajo gradiente de Presión de Yacimiento.
*
3.2.- Acidificación de Arenisca.
Velocidad de Reacción: Los acidos HF y HCL reaccionan mucho más
lentamente con los principales minerales presentes en las
areniscas. Los granos de cuarzo de las areniscas son insolubles en
acido, mientras que los minerales que cementan los granos y forman
la matriz de la roca son atacados con distinta velocidad.
Porosidad y Permeabilidad: Todas ellas exhiben porosidad y
permeabilidad primaria importante y es excepcional la existencia de
porosidades y permeabilidades secundarias significativas.
Los particulas solidas responsable del taponamiento de las
gargantas interpolares suelen disolverse en el acido, es decir los
acidos matriciales de areniscas remueven el daño según los
siguientes mecanismos:
El acido disuelve los solidos que taponan la permeabilidad.
El acido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el
cemento intergranular. Agranda los
espacios porales y libera los solidos que taponan la
permeabilidad.
Pozos con permeabilidades muy bajas no son muy buenos candidatos
para acidificación. Una buena acidificación debe permitir la
inyección matricial de un caudal minimo de ¼ BPM luego que el acido
haya removido el daño (S=0). Cuando esto no es factible se debe
recurrir a la Fracturamiento Hidraulico como metodo de
estimulación.
Temperatura. La temperatura de la formación incrementa la velocidad
de reacción sobre las areniscas.
Tform < 200°F Emplear HCL al 12 % y HF al 3% (areniscas con bajo
contenido de feldespatos
y arcillas)
200°F < Tform < 300°F Emplear HCL al 10% y HF al 0.5%.
300°F < Tform < 350°F Emplear Acidos Organicos
Tform >350°F Tratamientos reactivos No Acidos
*
Mineralogia: Los acidos HF y HCL presenta diversas reacciones según
las caracteristicas de la matriza de la roca:
Minerales arcillosos reacciona más rapidamente.
Feldespaticos reacciona mas lentamente
Cuarzo reacciona lentamente
Las areniscas al reaccionar con HCL y HF forman Hexafluosilicatos,
estos precipitan y son dañinos en grandes cantidades
La selección del sistema acido debe ser verificado en laboratorio,
mediante ensayos de flujo, como se describe a continuación:
1.- Pasar por pequeños nucleos de formación la secuencia de fluidos
que se ha seleccionado,
se presenta la variación de permeabilidad observada en función del
volumen de fluido
inyectado, obteniendose una curva de respuesta acida.
2.- Curvas de Respuesta Acida (ARC) permiten verificar la
compatibilidad del sistema acido
on la formación. Los fenomenos de sincompatibilidad son indicados
por reducción de la
Permeabilidad, liberación de finos, disgregación de la muestra de
formación, etc.
3.- El examen con microscopia electronica de barrido (SEM) antes y
despues del tratamiento con Acido, permite profundizar en las
causas de comportamiento particulares.
LIMITACIONES DE ENSAYOS DE RESPUESTA ACIDA
No simula daño de formación existente.
No toma en cuenta reacciones que compiten entre si (acido-daño /
acido-minerales de formación / acido-fluidos de formación).
No simula la geometria real (cañoneo) .
Modelo de flujo radial.
*
1.- Ensayo de Inmersión: sensibilidad al petroleo y al agua
2.- Ensayo de Hinchamiento de Arcillas.
3.- Difraccón de rayos X: Mineralogia Global y Analisis de Arcillas
de 2 micrones.
4.- Microscopio de Barrido: microtextura y mineralogia.
5.- Microscopio polarizado: mineralogia de los minerales de grano
grueso (mejor metodo para estudiar relaciones
entre granos, poros y cemento).
3.2.2. Precipitación de la Reacción de los Productos.
Es importante verificar la mutua compatibilidad de todos los
componemtes de la inyección, previniendo la producción de
precipitados o cualquier fenomeno adverso:
Precipitados de Flousilicatos. Al estar en contacto la mezcla
HCL-HF con el agua de formación (esta continiene iones sodio y
potasio que reaccionan con HF).
Geles Hidratados de Silice y Alumina. El Carbonato de Calcio
reacciona con el acido fluosilico o el acido fluoaluminicon
(resultantes del gasto del HF).
Tambien si hay feldespatos potasicos o sodicos inclusos en una baja
concentración de HF provocaria deposición de flousilicatos.
*
Compuestos Ferricos. Ocurre al gastarse el acido aumentando el PH
por encima de 2,2 para el ión ferrico y por encima de 6,2 para el
ión ferroso, impidiendo que precipite en un mayor rango de
incremento de PH.
Arcillas con alto contenido de iones hierro: Clorita Hematita
Siderita Pirita
Migración de Finos. Cuando la arcilla presente es Kaolinita al
emplear HCL-HF, este no mantiene en suspensión los finos
insaludables, ademas de ser un acido fuerte. (Para evitar esto se
debe emplear agente regulador acido debil y agente de dispersión y
suspensión de finos).
Colapso de la Roca Acidificada. La arenisca al tener solubilidad en
HCL mayor al 20% puede ser que los granos esten cementados con
carbonatos y ocurra una desconsolidación de la roca.
Bloqueos por Emulsiones. Mezclar petroleo y agua frecuentemente
forma emulsiones, estas pueden tener elevada viscosidad. Una de las
causas es el filtrado de bajo PH de una acidificación.
Adicionalmente estas pueden ser estabilizadas por surfactantes o
finos.
Bloqueo por Agua. Formado por la invasión de filtrado con base agua
(durante la acidificación), ocasionando un incremento en la
saturación de agua en la cercanía del hoyo, disminuyendo la
permeabilidad relativa al petroleo. Esto debido a un incremento en
la tensión superficial.
Oxido de Hierro. El acido reacciona con los oxidos de hierro
localizados en la tubería y se gasta. Esto debilita el acido y
ademas introduce los precipitados de la formación.
Slugdes (Thick Mud).
1.1. Alta permeabilidad (mayor de 100 md)
1.1.1 Temperatura < 200 °F
Reducir concentraciones de acidos indicadas para T <
200°F.
HCL usar 4/5 partes y HF usar 2/3 partes
Ejemplo: Si para T < 200 °F corresponde HCL 12% - HF 3%, cuando
T > 200 °F usar HCL 10% - HF 2%
1.2 Baja permeabilidad (menor de 10 md)
MINERALOGIA
HCL 5% sec. ó Acetico 5 %
Acetico 5%
NOTA:
Potencial severo de migración de finos usar como mezcla HCL-HF.
Para baja permeabilidad reducir la concentración a la mitad.
Finos en formaciones de alta permeabilidad, engravados o fisuras:
Usar preflujo y mezcla de HCL-HF o incluir agente de suspensión
de
Finos. Concentración de acidos según lineamientos de alta
permeabilidad.
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NOTAS GENERALES
Sustituir HCL por acidos organicos. Utilizar tratamientos reactivo
No-acido.
Pozos de Gas, condesados o muy baja permeabilidad.
Incluir alcohol y/o surfactantes en los fluidos de
tratamiento.
Pozos de Gas: Metanol 30% y pozos de condesado o petroleo:
Isopropanol 20%
Para rangos de permeabilidades entre 10 md y 100 md, se recomienda
emplear concentraciones de acidos intermedias
No usar HF. Usar solamente HCL o Acido Organico.
Para seleccionar la concentración o tipo de acido, utlizar los
lineamientos indicados para preflujos del caso de solubilidad en
HCL < 20%
Granos cementados por Carbonatos: limitar volumenes, HCL diluido
(5%), acidos organicos.
NOTA:
*
4.1.- SURFACTANTES.
4.5.- AGENTES DIVERGENTES
4.11.- REMOCIÒN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.
4.12.- REMOCIÒN DE PARAFINAS.
Definición.-
Son compuestos químicos orgánicos que actúan en la interfase o en
la superficie del medio, y tienen la habilidad de alterar las
condiciones existentes hasta ese momento. Estas son gobernadas por
la tensión superficial o interfacial y existen como el resultado de
las valencias residuales de Van Der Waals y las Fuerzas
Electrostáticas cuyo equilibrio es incompleto en la superficie de
líquido, y en la interfase entre dos líquidos no miscibles ó entre
un líquido y un sólido.
Químicamente un surfactante es un anfótero; es decir, tiene
afinidad tanto por el petróleo como por el agua.
Clasificación.-
Solubilidad
Usos.-
Su aplicación en la industria y en especial en la Estimulación de
Pozos es muy amplia. Así podemos establecer como algunas de sus
aplicaciones las siguientes:
Establecer Humectabilidad
Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento
Como agente antisedimento de finos y de sludge
Agente estabilizador de arcillas
Definición.-
Son Materiales específicos añadidos al tratamiento de fluidos los
cuales atan los iones de los metales en una molécula compleja tal
que su presencia no es perjudicial.
Fuentes de Hierro.-
Durante el proceso de estimulación matricial, cierta cantidad de
hierro será disuelta debido a la acción del ácido sobre las
superficies de las tuberías de bombeo, revestidores, tuberías de
producción, equipos de fondo de pozo, y minerales de hierro que
contengan las distintas formaciones con las cuales él tratamiento
ácido entra en contacto.
La precipitación del hierro disuelto en un tratamiento ácido sólo
representará un problema cuando ésta ocurra en el medio poroso,
puesto que dañará la permeabilidad de la roca. El (Fe(OH)3)
precipita cuando el ph del tratamiento está en el rango de 2.2 a
3.5, ocurriendo su precipitación total cuando se haya alcanzado un
ph de 3.5, en el tratamiento. La precipitación del ión ferroso sólo
ocurrira cuando el ph del tratamiento alcance el valor de 7.2, por
lo cual este tipo de precipitación no se considera peligrosa, a
menos que se den las condiciones para la ocurrencia de una
oxidación desde el inicio del tratamiento hasta el momento de
gastarse todo el ácido.
*
Agentes Quelantes o Secuestrantes.-
Son productos químicos que forman una solución compleja en agua ,
estable con los iones férrico y ferroso. Estos productos son:
Ácido Cìtrico
Tetra Sodio EDTA (Tetra Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino
Etileno)
Di-Sodio EDTA (Di- Sodio Ácido Tetra-Acético Di-amino
Etileno)
Tri-Sodio NTA (Tri-Sodio Acido Acético- Nitrilo)
NTA (Acido Nitrilo Acético)
Agentes de Reducción.-
Su función es convertir el ión férrico en una solución de ión
ferroso y mantener este estado de oxidación. Estos productos
son:
Eritorbate de Sodio (NaC6H7O6H2O)
4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..)
Métodos de Control de Hierro.-
Agentes de Control de ph.-
Estos materiales actúan como agentes amortiguadores o controladores
para mantener un ph bajo y retardar la precipitación de los
componentes insolubles de hierro. Estos productos son:
Ácido Acético y Acético Anhídrido
Pirofosfato Ácido de Sodio
Removedores de Sulfitos.-
*
Definiciòn.-
Un inhibidor de corrosiòn es un producto quìmico que retarda la
reacciòn del àcido con los iones hierro del metal, evitando o
retardando el proceso de corrosiòn.
Clasificaciòn.-
Orgànicos: Pueden ser la mezcla de uno o màs productos quìmicos
activos, y agentes humectantes y agentes solventes.
Inorgànicos: Pueden ser soluciones de àcido arsènico.
Efectos de los productos quìmicos en la acciòn del
inhibidor.-
El iòn sulfito (SO3 =) en àcido concentrado interfiere con el
inhibidor.
Los surfactantes en la formulaciòn àcida pueden arruinar o mejorar
el inhibidor.
Tendencias emulsificantes o desemulsificantes si contienen
surfactantes.
Interferencia con la acciòn de la formulaciòn àcida.
*
Definiciòn.-
Son aquellos que minimizan la pèrdida de fluidos hacia la formaciòn
productora .
Aplicaciones.-
Los agentes de control de pérdida de filtrado tienen su aplicación
en los siguientes casos:
Formaciones con Múltiples permeabilidades, en las cuales los
fluidos siguen el camino de menor resistencia.
Fornaciones con Bajas permeabilidades, en las cuales se requieren
altas presiones de inyección.
*
4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PÉRDIDA DE FILTRADO.- (Cont..)
Los aditivos de control de filtrado a menudo están compuestos de
dos agentes: uno inerte, que son partículas sólidas las cuales
puentean en la superficie de la fractura o fisura de la formación y
un material gelatinoso que tapona los poros en el material granular
sólido.
Tipo de Fluido
Guar
Celulosa
Poliacrilamida
Acido
b) De Resina
Carbonato de Calcio
Espuma:
Métodos Mecánicos:
Tapones puentes
Definiciòn.-
Son aquellos que permiten obtener igual distribución de los fluidos
en el intervalo a ser tratado.
Clasificaciòn.-
Hoyo Abierto
Espuma:
Métodos Mecánicos:
En perforaciones
Aplicaciones.-
*
Definición.-
Son polímeros de cadenas largas, naturales o sintéticos, utilizados
para suprimir la turbulencia y reducir la presión por fricción en
los fluidos que fluyen a través de la tubería.
Lo anterior es particularmente útil, para reducir la potencia
requerida o incrementar la tasa de tratamiento
Consideraciones Generales.-
No todos los polímeros son efectivos en las soluciones
ácidas.
En algunas oportunidades, el ácido puede romper estos polímeros,
dejando, sin embargo, algunas propiedades de reducción de
fricción.
*
4.6.- REDUCTORES DE FRICCIÓN.- (Cont..)
En la tabla siguiente se muestra una clasificación general de los
diferentes tipos de fluidos
Tipo de Fluido
Colchón Base Agua
Colchón Base Aceite
Generalidades.-
Son comúnmente utilizados en tratamientos ácidos para remover
bloqueos por agua, mejorar la recuperación de fluidos, retardar la
reactividad del ácido, y disminuir el contenido de agua en el
tratamiento en formaciones sensibles al agua. Sin embargo, su
efectividad es limitada.
Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas
capilares dentro del yacimiento, permitiendo una más fácil remoción
de la fase líquida.
Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos
de tratamientos también aumentan la velocidad de vaporización de la
porción del agua, permitiendo una desaturación más ràpida del agua
en el yacimiento gasífero.
Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el
tipo y porcentaje de alcohol agregado.
Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillas
sensibles al agua, se utiliza alcohol en e. tratamiento en una
porción o en toda el agua de disolución.
Tipos de Alcoholes.-
Isopropílico: Máximo 20% por volúmen
*
Desventajas en su uso.-
Concentración efectiva: Se requiere concentraciones iguales o
mayores al 20% para lograr su efectividad.
Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el
tratamiento.
Punto de Inflamación: Su bajo punto de inflamación tanto en el
isopropanol como en el metanol, presentan riesgos de fuego.
Corrosividad: Las mezclas alcohol-ácido, aumentan la corrosividad,
por lo que se hace necesario utilizar una elevada concentración de
inhibidor, que aquellas mezclas que no contienen alcohol.
Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan
altas concentraciones de sólidos disueltos puede precipitar sal en
presencia de los alcoholes.
Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto el metanol como el
isopropanol son incompatibles, por lo cual deben ser realizadas
pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo el
tratamiento.
*
Definición.-
Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como
en agua.
Aplicaciones.-
En soluciones ácidas o en preflujos o postflujos de gasoil
En concentraciones típicas de 10% (V/V); pero su rango de uso
oscila de 2 a 50% (V/V)
Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del
pozo, por disminución de la tensión superficial del agua,
previniendo bloqueos por agua.
Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo,
reduciendo por lo tanto la cantidad de saturación de agua
irreducible.
Proporciona acuohumectación a la formación, manteniendo por lo
tanto la mejor permeabilidad relativa para la producción de
crudo.
Previene de finos insolubles provenientes de la
oleohumectación.
Estabiliza las emulsiones
Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e
inhibidores en solución, ayudando a prevenir la adsorción de esos
materiales dentro de la formación.
Tipos de Solventes Mutuales.-
Los más comunes son:
Etheres Glycoles Modificados (MGE)
Definiciòn.-
Las formaciones sensibles al agua se caracterizan por reducir su
permeabilidad cuando contactan con fluidos extraños a la formación.
Esta reducción de permeabilidad absoluta, resulta del taponamiento
de los canales de poros por partículas inducidas o propias de la
formación.
Un mineral arcilloso o arcilla puede definirse como, cualquier
número de minerales aluminosilicato hidratables con estructura de
lajas de cristal, formados por la humectación ó hidratación de
otros silicatos; tambien se consideran arcillas cualquier mineral
de tamaño menor de 1/256 mm.
Los inhibidores de arcillas son productos cuya función fundamental
es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad
asociadas con arcillas, las cuales son:
la migración,
Migración de Arcillas.-
El efecto de fluidos acuosos en las arcillas depende principalmente
de los siguientes factores:
La estructura química de las arcillas
La diferencia entre la composición de los fluidos naturales de la
formación y los fluidos inyectados
El arreglo de las arcillas en la matriz o en los poros
La manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la
formación
La cantidad de arcillas presentes.
*
Hidratación de las Arcillas.-
El hinchamiento de las arcillas con el agua se debe a la
hidratación de los cationes presentes en las mismas. El volúmen de
hinchamiento depende de uno de los dos factores siguientes:
El catión adsorbido en la arcilla
La cantidad de sal en el fluido que contacta la arcilla
Existen dos tipos de mecanismos de hinchamiento que pueden ocurrir
debido a la interacción de las arcillas y la invasión del
filtrado:
Hinchamiento Cristalino
Ocurre debido a la adsorción de capas de agua en la superficie de
las partículas de arcillas, y puede ocasionar que el volúmen de las
arcillas se incremente más del doble
Hinchamiento Osmótico
Debido a que la concentración de cationes es mayor entre las capas
de arcillas que en el cuerpo mismo de las arcillas.
La Montmorillonita es la única arcilla que se hincha por adsorción
de agua.
La Caolinita, Clorita e Ilita pueden ser clasificadas como arcillas
no hinchables
Dispersión de las Arcillas.-
Puede incrementar el daño de formación y es causada por:
Surfactantes no iónicos específicos
*
Tipos de Arcillas.-
Las arcillas más comunes encontradas en formaciones de areniscas
son:
Montmorillonita (Al2-x,Mgx)Si4O10(OH)2Na.H2O
Ilita KAl2(AlSi3O10)(OH)2
Caolinita AlSi4O10(OH)8
Clorita (Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8
Estabilizadores de Arcillas.-
Salmuera Sintetizada
Polímeros Orgánicos
Los más utilizados y comunes son:
Ácido Clorhídrico
*
Estructura tetrahédrica de Arcilla
Estructura Octohédrica de Arcilla
Definición.-
Son productos químicos utilizados para controlar el desarrollo,
eliminar e inhibir el crecimiento de microorganismos o bacterias.
Usualmente se les conoce como bactericidas o biocidas.
Se entiende por bacterias microorganismos unicelulares del tipo de
los esquizomicetos; o sea, esquizofitas sin clorofila, los cuales
aparecen en la naturaleza.
Problemas que causan las bacterias.-
Taponamiento en los pozos inyectores
Reducción del ión sulfato (H2S ==> Corrosión ==> FeS ==>
Insoluble, Taponamiento)
Formación de limo
Formación de hierro
Antes de la Acidificación
Generalidades.-
Principalmente se originan por los cambios de presión y temperatura
que tienen lugar durante la producción o inyección de fluidos al
pozo. Se forman en la tubería de producción, cabezal de pozo,
lineas de flujo y en la cara del pozo (“wellbore”), con la
consecuente reducción de la producción o pérdida de eficiencia de
los equipos de producción.
Otros causas de la formación de incrustaciones y asfaltenos son la
evaporación, mezclas de fluidos compatibles entre sí,
sobresaturación de materiales disueltos en el agua y productos
secundarios provenientes de la corrosión o actividad
bacterial.
Incrustaciones.-
Son depósitos resultantes de la precipitación de materiales
existentes en los fluidos base agua, siendo las más comunes:
Carbonato de calcio
Sulfato de calcio
Silicatos
Sales ú óxidos de hierro
*
Métodos de Remoción.-
Métodos Mecánicos
Métodos Químicos
Incrustaciones solubles en agua
Incrustaciones solubles en ácido
Incrustaciones insolubles en ácido
Prevención de las Incrustaciones.-
Existen métodos que permiten prevenir o disminuir en el tiempo la
formación de incrustaciones:
No mezclar fluidos incompatibles
Utilizar inhibidores tales como, Poliacrilatos, Polifosfatos
inorgánicos, Fosfonatos, EDTA y Esteres fosfatos orgánicos.
*
Asfaltenos.-
Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación del
equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes,
en el cual se encuentran también los maltenos y resinas.
Mecanismos de Deposición.-
Los Asfaltenos se depositan debido a una de las siguientes razones
o combinaciones de ellas:
Reducción de presión
Reducción de temperatura
Presencia de superficies metálicas por las cuales los asfaltenos
sienten afinidad
Usos de solventes parafínicos
Solventes Aromáticos, tales como tolueno, xileno o mezclas de
ellos
Productos químicos que ayudan a mejorar la actividad de los
solventes
Mezclas de solventes aromáticos con solventes parafínicos
*
Definición.-
Son los hidrocarburos más simples y abundantes. Ejemplos de ellos
son: la gasolina, el kerosene, el aceite mineral. Se depositan en
forma de ceras parafínicas.
Mecanismos de Deposición.-
Las Parafinas se depositan debido a una de las siguientes razones o
combinaciones de ellas:
Reducción de presión, presentandose Evaporación de los componentes
más volátiles
Reducción de temperatura
Disminución de la Solubilidad en el crudo
Métodos de Remoción.-
Métodos Mecánicos
Métodos Térmicos
Bombeo de Nitrógeno
Bombeo de Solventes
Parafínicos (gasoil, kerosene)
Métodos Químicos
5.1.- PARÁMETROS PREVIOS A CONSIDERAR
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES
5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS
DE LAS ROCAS
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO
5.5.-GRÁFICAS DE COMPORTAMIENTO DE UNA OPERACIÓN
5.6.- PARÁMETROS POS - TRABAJO
*
DATOS DE FORMACIÓN Y MECANISMO DE TRATAMIENTO
1208.unknown
DATOS DE FLUIDOS E HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL POZO
1209.unknown
INFORMACIÓN Y MUESTRAS REQUERIDAS PARA EL DISEÑO
1210.unknown
ANÁLISIS Y ENSAYOS REQUERIDOS
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.
Los tratamientos ácidos pueden ser aplicados por una de las
siguientes técnicas:
a.-Lavado o Remojo b.- Acidificación Matricial c.- Fracturamiento
Ácido
TIPO DE POZO TIPO DE DAÑO TRATAMIENTO
PRODUCTOR DE CRUDO MIGRACIÓN DE FINOS ACIDIFICACIÓN MATRICIAL
PRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES Y
DETERGENTES
INYECTOR INYECCIÓN DE FLUIDOS ACIDIFICACIÓN MATRICIAL A LA
MATRIZ
INYECTOR DE VAPOR DEPOSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES Y E
INORGÁNICA DETERGENTES; Y ACID. MATRIC.
GASÍFERO DEPÓSICIÓN ORGÁNICA LAVADO CON SOLVENTES Y DETERGENTES; Y
ALCOHOLES
PRODUCTOR DE CRUDO EMULSIONES LAVADO CON SOLVENTES Y
DETERGENTES
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES..- Datos Considerados
La siguiente data ha sido utilizada en para la concepción de los
tratamientos antes mencionados:
PARÁMETRO VALORES MINERALOGÍA
Perforaciones 12 pies
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)
Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la
Matriz / Tratamiento.-
PREFLUJO: 500 gals de Cloruro de Amonio
PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado 15% HCL + 0.3% Inhibidor
de Corrosión + 75#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 0.5%
Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 10#/1000 gal de
Bactericida
TRATAMIENTO: 50 gals / pie perforado 12% HCL: 3% HF + 0.5%
Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5%
Solvente Mutual.
POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 5 %
Solvente Mutual
NOTA 1: Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formación con un
volúmen de 420 gals (10 bbls)
NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden
Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las
mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar
diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos /
Justificación Técnica.-
Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para
remover los compuestos orgánicos, que pueden estar bloqueando las
gargantas de los poros interconectados de la formación o
recubriendo a la roca. Esto resultará en la remoción del daño por
depósición orgánica, y permitirá el contacto del ácido con los
materiales inorgánicos a ser disueltos por él, con una mayor
efectividad y eficiencia del mismo. También permitirá limitar el
contacto ácido - petróleo, previniendo problemas de emulsión.
Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con
kerosene. Esto debido a que el Xileno es un excelente removedor de
los asfaltenos y es efectivo con las parafinas; el Kerosene es un
excelente solvente de parafinas y no tiene efectos sobre los
asfaltenos. El control del costo en el preflujo se tiene de
utilizar la combinación de un producto costoso (xileno) y uno muy
económico (kerosene).
Usar un 3% Ácido Ácético Glacial tanto en el Tratamiento Ácido
HCL:HF como en el postflujo. Esto ayudará a mantener control del ph
en la cara del pozo, y ayudará a evitar la precipitación de los
productos resultantes de la reacción con el ácido, hasta que sean
sacados fuera del pozo.
Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el
cual asegurará la compatibilidad de los fluidos y mantendrá la
formación acuohumedecida.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)
Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Migración de Finos /
Tratamiento.-
PREFLUJO: 500 gals (50% Xileno + 50% Kerosene) + 10% (500 gals)
Solvente Mutual
PRETRATAMIENTO: 50 gals / pies perforado 15% HCL + (0.3%- 0.5%)
Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro +
0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual
TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado 7.5% HCL: 1.5% HF + (0.3% -
0.5%) de Inhibidor de Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de
Hierro + 3% Ácido Acético Glacial + 10% Solvente Mutual.
POSTFLUJO: 125 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 1%
Estabilizador de Arcillas + 3% Ácido Acético Glacial + 10% Solvente
Mutual
NOTA 1: No Sobredesplazar
NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden
Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las
mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar
diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica /
Justificación Técnica.-
Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido por
razones análogas a las expuestas en el Caso 1(anterior)
Es importante entender que, para este caso particular, debería
tenerse suficiente volúmen de tratamiento con solvente con el
objeto de:
Contactar y disolver todos los depósitos orgánicos
Mantener los compuestos orgánicos disueltos en suspensión hasta el
contraflujo
Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con
kerosene (razones análogas a las del Caso 1)
Los asfaltenos son los depósitos orgánicos más difíciles de
disolver; siendo el Tolueno el Solvente Aromático más efectivo en
la remosión de los mismos. Sin embargo, el Tolueno es muy costoso y
peligroso, por lo cual se recomienda utilizar sólo una pequeña
cantidad de volúmen.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Deposición Orgánica /
Tratamiento.-
TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49%
Kerosene + 2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual
Nota 1: No Sobredesplazar
Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden
Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las
mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar
diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y
desplazar con gasoil para prevenir la segregación de fluidos
durante la etapa de remojo
Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza
(Pickle) del mismo con:
150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio
150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC
Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio
Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera
del anular y mantener 10 bbls de solución de Cloruro de Amonio
dentro del Coiled Tubing
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e
Inorgánica / Justificación Técnica.-
La acción de inyección de vapor dentro de hoyo puede crear dos
tipos de mecanismos de daño:
Depósitos orgánicos, resultante de la precipitación de parafinas y
asfaltenos
Depósitos orgánicos, resultante de la disolución de la
formación
Ambas acciones son el resultado directo del proceso de inyección de
vapor, por lo que se recomienda preparar el tratamiento para ambos
tipos de daños, cuando se planifica un tratamiento de
estimulación.
El proceso de Inyección de Vapor es un proceso cíclico, por lo cual
el daño que el crea, es deposición en capas. Los materiales
orgánicos serán depositados intercalados con materiales
inorgánicos, por lo que esta deposición del daño en capas unas
sobre las otras, será el primer agente protector o encubridor de
estos mecanismos de daños, si no se diseñare un tratamiento
apropiado.
De lo anterior, se deduce que el tratamiento más idóneo es un
Tratamiento por Etapas, con aditivos especiales para remover
recubrimientos orgánicos de los materiales inorgánicos, de manera
que ambos materiales sean completamente removidos.
Utilizar un alto volúmen de Ácido Fluorhídrico moderadamente fuerte
para remover el daño por deposición de materiales inorgánicos, sin
exponer la matriz de la formación ya débil, a destrucción
adicional.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 3.- Pozo Inyector con Daño por Inyección de Fluidos a la
Matriz / Justificación Técnica.-
La siguiente recomendación considera que el pozo siempre ha sido
Pozo Inyector.
Usar HCL debido a que muchos de los materiales inorgánicos que
crean daño en los pozos inyectores, son solubles en Ácido
Clorhídrico, por ejemplo, Carbonato de Calcio, Carbonato de Hierro,
Óxido de Hierro, etc.
Utilizar un alto volúmen de Ácido Clorhídrico, porque las escalas ó
escamas se forman usualmente muy profundo dentro de la formación,
por lo que es dificil alcanzarla. También se recomienda utilizar
una concentración fuerte o elevada de ácido.
Utilizar un pequeño volúmen de HCL:HF de elevada concentración,
para remover cualquier obstrucción por partículas de arcillas. La
elevada concentración de ácido reaccionará más rápidamente,
permitiendo el uso de menores volúmenes y altas tasas, mientras
permanece el tratamiento áctivo haciendo su trabajo de remoción de
daño por arcillas presentes.
Utilizar un elevado volúmen de aditivo para control de hierro, con
el objeto de absorver tanto como sea posible iones hierro del
sistema. Muchos depósitos que están asociados con la inyección de
pozos, son ricos en hierro y se hace necesario secuestrarlo con el
objeto de prevenir precipitación de hierro cerca de la cara del
pozo.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e
Inorgánica / Justificación Técnica.- (Cont..)
Mantener la tasa de bombeo recomendada en la secuencia adecuada
para permitir el adecuado contacto, entre los fluidos del
tratamiento y los materiales a ser removidos, y para prevenir el
lavado de los materiales a ser removidos de la cercanía de la cara
del pozo antes de ser disueltos.
Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con
kerosene (razones análogas a las del Caso 1)
Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones
análogas al Caso 2.
Utilizar en todas las fases del tratamiento un solvente mutual, el
cual asegurará la compatibilidad de los fluidos y mantendrá la
formación acuohumedecida.
Filtrar todos los fluidos que pueden estar en contacto con la
formación, hasta 2 micrones absolutos.
Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y
también utilizar una herramienta de lavado (“Wash Tool”) en el
Coil. Con lo anterior se persigue:
Aislar los fluidos del tratamiento de los fluidos del pozo,
previniendo la contaminación del tratamiento antes de penetrar a
las perforaciones
La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para
alcanzar las perforaciones, ayudando al solvente en la remosión de
los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad
de remosión.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e
Inorgánica / Justificación Técnica.- (Cont..)
Nota 2: En caso derealizarse el tratamiento a través de la tubería
de completación (Branden Head) ó con tubería y empacadura, deberán
limpiarse previamente las mismas. Este tratamiento de limpieza,
llamado “Pickle”, puede estar diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)
Caso 4.- Pozo Inyector de Vapor con Daño por Deposición Orgánica e
Inorgánica / Tratamiento.-
ETAPA No. 1.-
1.A.- 40 gals /pies perforado 500 gals de Solvente (49% de Xileno +
49% Kerosene) + 2% Tolueno + 10% Solvente Mutual
1.B.- 25 gals / pies perforado 300 gals de 10% HCL + (0.3%- 0.5%)
Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals Secuestrante de Hierro +
0.5% Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual + 3% Ácido Acético
Glacial
1.C.- 60 gals / pies perforado 750 gals (7.5% HCL: 1.5% HF) +
(0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosión + 50 #/1000 gals Secuestrante
de Hierro + 10% Solvente Mutual + 3% Ácido Acético Glacial.
1.D.- 125 gals / pie perforado 1500 gals de Solución de Cloruro de
Amonio al 8% + 10 % Solvente Mutual + 3% Ácido Acético
Glacial.
ETAPA No. 2.- Igual a ETAPA No. 1
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)
Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica /
Justificación Técnica.-
Los pozos productores de Gas están asociados con altas caídas de
presión, en las perforaciones y en la garganta de los poros. Los
Asfaltenos son sensibles a los cambios de presión, por lo que la
formación de asfaltenos puede estar asociada con este tipo de
cambios de presión. Por lo anterior, se deduce que los Asfaltenos
son el primer mecanismo de daño en pozos productores de gas, siendo
las Parafinas el segundo mecanismo de daño.
Por lo anterior se sugiere el uso de una combinación en el solvente
del preflujo, de xileno con kerosene (razones análogas a las del
Caso 1)
Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones
análogas al Caso 2.
El tratamiento con Solvente puede crear una saturación de aceite
(petróleo) cerca de la cara del pozo haciendo que el pozo tenga
flujo preferencial de petróleo y bloquear el flujo de gas. Por lo
anterior, es recomendable que seguido al tratamiento o preflujo de
solvente, se bombee un Fluido que permita retornar la saturación de
gas cerca de la cara del pozo y mantener, por lo tanto, la
producción de gas. El Fluido, a ser usado en este tipo de
Tratamiento es Agua con Cloruro de Amonio, conteniendo Metanol y
Surfactantes que permitan asegurar la limpieza del hoyo.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)
Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica /
Justificación Técnica.- (Cont...)
Usar Solvente Mutual del tipo de los Surfactantes Fluorocarbonado
No Iónico en el Fluido Tratamiento, para bajar la tensión
superficial del mismo, y asegurarse que el gas puede empujar al
fluido, desde la garganta de los poros, y lograr una efectiva
limpieza después del tratamiento.
Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y
también utilizar una herramienta de lavado (“Wash Tool”) en el
Coil. Con lo anterior se persigue:
Aislar los fluidos del tratamiento, cada uno del otro y de los
fluidos del pozo, previniendo la contaminación del tratamiento
antes de penetrar a las perforaciones, logrando el adecuado tiempo
de remojo.
La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para
alcanzar las perforaciones, ayudando al solvente en la remosión de
los depósitos orgánicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad
de remosión.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..)
Caso 5.- Pozo Productor de Gas con Daño por Deposición Orgánica /
Tratamiento.-
PREFLUJO: 75 gals /pies perforado 900 gals de Solvente 98% de
Xileno + 2% Tolueno + 10% (Vprefl.)Solvente Mutual
PRETRATAMIENTO: 3 bbls (126 gals) 156 gals de 3% Cloruro de
Amonio
TRATAMIENTO 100 gals/pie perforado 1200 gals de Cloruro de Amonio
al 3% + 20% Hidróxido de Metanol + 0.2% Surfactante no iónico
específico+ 10 % Solvente Mutual.
Nota 1: No Sobredesplazar el tratamiento dentro de la
formación
Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden
Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las
mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar
diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones /
Tratamiento.-
PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene +
2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual
TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado 85% Surfactante + 10%
Solvente Mutual + 5% Anti-Sludge
Nota 1: No Sobredesplazar
Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden
Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las
mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar
diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
Este preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y
desplazar con gasoil o agua filtrada
Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza
(Pickle) del mismo con:
150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio
150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC
Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio
Donde Vs, es un volúmen suficiente para sacar el tratamiento fuera
del anular y mantener 10 bbls de solución de Cloruro de Amonio
dentro del Coiled Tubing
Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 2 a
3 horas
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Emulsiones /
Justificación Técnica.-
Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento para remover
los compuestos orgánicos, que pueden estar bloqueando las gargantas
de los poros interconectados de la formación o recubriendo a la
roca. Esto resultará en la remoción del daño por depósición
orgánica (razones análogas a las expuestas en el Caso 1)
Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con
kerosene (razones análogas al Caso 1). Usar un pequeño porcentaje
de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la
remosión de los depósitos orgánicos (razones análogas al Caso
2)
Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de
emulsión y mantiene los granos de la roca acuohumedecidos luego que
el solvente los ha limpiado.
Las causas probables de la formación de las emulsiones son:
Crudos con contenidos de químicos naturales que actúan como
estabilizadores de las emulsiones formadas con el ácido o con el
ácido gastado durante el tratamiento.
Tratamientos de estimulación (ácidas y fracturamientos)
Tasas de Producción elevada
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de
Empaque / Justificación Técnica.-
Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento ácido para
remover los compuestos orgánicos, que pueden estar bloqueando las
gargantas de los poros interconectados de la formación o
recubriendo a la roca, y las porosidades interconectadas del
empaque. Esto resultará en la remoción del daño por depósición
orgánica (razones análogas a las expuestas en el Caso 1)
Usar una combinación en el solvente del preflujo, de xileno con
kerosene (razones análogas al Caso 1). Usar un pequeño porcentaje
de Tolueno (2%), ya que es el Solvente Aromático más efectivo en la
remosión de los depósitos orgánicos (razones análogas al Caso
2)
Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de
emulsión y mantiene los granos de la roca y del empaque,
acuohumedecidos, luego que el solvente los ha limpiado.
Las causas probables del taponamiento de los poros interconectados
en el empaque con grava, son:
Elevada densidad del gel de acarreo de la grava bombeada.
Bombear la grava del empaque a traves de la tubería de perforación
sucia, pues partículas de hierro y otros contaminantes entrarán en
la zona del empaque dañando la porosidad interconectada tanto del
empaque como de la formación misma.
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de
Empaque / Tratamiento.-
PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene +
2% Tolueno + 10% (VT) Solvente Mutual
PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado 7.5% HCL + 0.3% Inhibidor
de Corrosión + 75#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 0.5%
Surfactante No iónico + 10% Solvente Mutual
TRATAMIENTO: 100 gals / pie perforado HBF4 + 0.5% Inhibidor de
Corrosión + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5% Solvente
Mutual.
POSTFLUJO: 50 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 5 %
Solvente Mutual
Nota 1: No Sobredesplazar
Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizará con Coiled Tubing.
En caso de ser a través de la tubería de completación (Branden
Head) ó con tubería y empacadura, deberán limpiarse previamente las
mismas. Este tratamiento de limpieza, llamado “Pickle”, puede estar
diseñado de la forma siguiente:
250 gals de 50% Xileno + 50% Kerosene
250 gals de 15% HCL + (0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC
250 gals de 3% Cloruro de Amonio
*
5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)
Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Daño por Taponamiento de
Empaque / Tratamiento.-(Cont...)
Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza
(Pickle) del mismo con:
150 gals de Solución al 3% de Cloruro de Amonio
150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosión + 50
#/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC
Vs (gals) de Solución al 3% de Cloruro de Amonio
*
5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS
DE LAS ROCAS.-
CONSIDERACIONES GENERALES.-
Algunas preguntas que deben formularse, como aspectos básicos a
tener en consideración sobre Fluidos de Formación y Características
de las Rocas, son:
Son sensibles las arcillas presentes? Qué volúmen y clase de
arcillas? Cual es el tipo de sensibilidad de Arcilla: Hinchamiento,
Migración, Entrampamiento de Agua?
Están presentes partículas minerales de hierro y en cual
volúmen?
Existen Feldespatos presentes y en cual volúmen?
Cuál es la solubilidad en HCL?
Es la formación consolidada o no consolidada? Cual es la
composición de la matriz o material cementante? Es la formación
susceptible de producción de arena?
Cual es la Porosidad?
Existe un contacto distinto al Contacto Agua-Petróleo?
Cual es la gravedad API del Crudo? Cual es la viscosidad del crudo
en condiciones de fondo de pozo?
Cual es el contenido de Parafinas y Asfaltenos?
Tiene el crudo tendencias emulsificantes naturales?
Cual es el ph de la Salmuera de la Formación?
Tiene el agua de formación tendencia a la formación de
escamas?
Temperatura de fondo de pozo estática (BHST)?
Presión de fondo de yacimiento (BHP)?
Presión de fractura de fondo (BHFP)?
*
5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS
DE LAS ROCAS.- (Cont..)
En la ejecución de los tratamientos ácidos, es imprescindible tener
una idea clara de las características mineralógicas de la formación
a tratar. Algunas interrogantes que deben resolverse antes de
llevar a cabo el tratamiento son:
Solubilidad en HCL?
Cuando sea mayor que el 18%, usar solamente HCL. No usar ácido
Fluorhídrico (HCL:HF)
Cuando la solubilidad en HCL es mayor al 10% y menor del 18%,
emplear en el tratamiento un volúmen de HCL igual a la mitad del
volúmen de HCL:HF (Ácido Flourhídrico) a utilizar
Cuando el contenido total de arcillas de la formación es menor del
5%, usar 12%HCL: 3% HF
Contenido de Hierro?
Cuando hay presencia de minerales de hierro, tales como: Hematita,
Siderita, Pirita, etc., usar aditivos para control de hierro en un
volúmen determinado de pruebas de núcleo o de retorno de ácido
gastado.
La presencia de partículas minerales de hierro, ocasionará
precipitación de asfaltenos. El uso de aditivos anti-sludge o
preflujos de solventes será necesario, dependiendo de la severidad
del potencial de sedimentos (sludging).
Si hay cloritas presentes, incrementar la concentración de aditivos
secuestrantes de hierro en el preflujo de HCL.
Si hay Ilitas presentes y la permeabilidad es menor de 120 md,
reducir la tensión de superficie al menos en 30 Dinas/cm^2,
mediante la dosificación de solventes mutuales o
surfactantes.
Contenido de Feldespatos?
Formación?
*
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.-
La siguiente información debería ser considerada en la selección
del tratamiento del pozo:
Tipo de Formación y Composición Mineral de la Formación
Condición de la Formación: Consolidada o No Consolidada
Tipo y Cantidad de Daño
Tiempo de contacto disponible para el tratamiento químico
Limitaciones físicas del equipo del pozo
Presión y Temperatura de Fondo de Pozo
Contaminantes posibles tales como agua, lodo, filtrado del cemento
y bacterias
Migración de Finos
Compatibilidad de los aditivos del tratamiento, entre sí y con la
formación
Precipitación de hierro
Prevención de Emulsiones
Factor de Diseño de Solubilidad del Yacimiento
Factor de Diseño de Caudal de Inyección
Esquema de Tratamiento Propuesto
FACTORES DE DISEÑO DE PERMEABILIDAD.-
*
5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO.- (Cont..)
VOLÚMEN DE TRATAMIENTO RECOMENDADO DE HCL:HF EN GALONES POR PIE^2
DE
ZONA PRODUCTORA
RADIO DE TRATAMIENTO (PIES)
FACTORES DE DISEÑO DE POROSIDAD
En Acidificaciones Matriciales de Areniscas, la Porosidad de la
Formación es usada solamente para calcular :
El Volúmen de Post-flujo o sobre-desplazamiento, el cual debería
ser calculado para 4 o 5 pies de penetración radial basado en la
porosidad
Determinar el radio de penetración de ácido vivo HCL, si la
solubilidad de HCL es conocida
El volúmen de preflujo de HCL, el cual debería ser suficiente para
remover todo el material soluble al HCL, en un radio de 2 pies
desde la cara del pozo.
El volúmen de HCL:HF, el cual debería ser suficiente para obtener
cuatro (4) horas de tiempo de contacto.