13 Acidificación-08

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AMR-08 1

FUNDAMENTOS DE ESTIMULACION

ACIDA

ALBERTO MENDOZA R.

Julio 2008

AMR-08 2

OBJETIVOS

� PRESENTAR LOS CONCEPTOS DE

ESTIMULACIÓN ÁCIDA.

� MOSTRAR DONDE SE PUEDE APLICAR.

� PRESENTAR QUE CONSIDERACIONES SE

DEBEN TENER EN CUENTA AL

SELECCIONAR UN SISTEMA ÁCIDO.

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AMR-08 3

CONTENIDO

� INTRODUCCIÓN

� HMTAS DE DISEÑO Y EVALUACION

� SELECCIÓN DE CANDIDATOS

� FLUIDOS

� TIPOS DE ADITIVOS Y APLICACIÓN

� COLOCACION

� LABORATORIO

� DISEÑO

� EJECUCION Y EVALUACION

AMR-08 4

ESTIMULACION

Proceso mediante el cual el IP esincrementado a través de:

� Remoción del daño en la vecindad delhueco,

� Diminución de la viscosidad,

� Incrementando la permeabilidad de lafm ó

� Aumentando el espesor del intervaloperforado.

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AMR-08 5

POR QUE ESTIMULAR

� REMOVER O SOPREPASAR DAÑO EN LA

VECINDAD DEL HUECO.

� AUMENTAR LA PERMEABILIDAD SI LA DEL

YACIMIENTO ES BAJA.

AMR-08 6

ESTIMULACIÓN

� Acidificación

� En calizas y carbonatos

� Básicamente pararemoción de dañosoluble en ácido.

� Fracturamiento

� Apropiado paraaumentar K de areniscasde baja K.

� Se utiliza parasobrepasar el daño nosoluble.

� Para crear nuevoscaminos de flujo encalizas.

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AMR-08 7

�Acidificación en la industria del petróleo desde el siglo XIX.�Era moderna inicia en 1932: se agrego arsénico�Dow ⇒ Dowell�Caliza en Michigan�500 gl de HCl�Qo: de 0 a 16 bopd

HISTORIA

AMR-08 8

METAS DEL TRATAMIENTO MATRICIAL

� Remover daño en la vecindad del pozo.Restaurar la permeabilidad natural y Mejorar laproductividad: Tratando la matriz crítica

� Incrementar la capacidad de flujo

ACIDO

�Hacer una estimulación

menor

�Dejar intacta la zona de

barreras

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AMR-08 9

TECNICAS DE ESTIMULACION

Restaurar la capacidad de flujo

�Limpieza de perforaciones

Volumen pequeño

�Tratamiento Matricial

Volumen grande

Crear nueva capacidad de flujo

� Fracturamiento

Acido

Hidraúlico

Procedimientos

por debajo de la Pf

Procedimientos por

encima de la Pf

AMR-08 10

ESTIMULACION MATRICIAL

Método químico o mecánico para incrementar la capacidad

de flujo de un pozo

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AMR-08 11

Estimulación

)/(ln*

*2 *

Srr

hkIP

we

e

+=

µπ

Invasión defiltrado

Invasión de lodo

Se incrementa mediante fracs

Se reduce mediante acidificación

Hueco

Zona acidificada

Yacimiento

Zona acidificada

AMR-08 12

� La perdida de productividad puede ser por:

� Daño de skin en la vecindad del hueco

� Daño natural por bloqueo natural del flujo

por minerales detríticos/autigénicos y

procesos diagenéticos.

� El Skin de daño se puede remover poracidificación matricial.

� El ácido se inyecta a caudales bajos paraevitar fracturar la roca.

� El daño natural, manifestado por baja K, sepuede remover por fracturamiento.

ESTIMULACIÓN

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AMR-08 13

DESEABLE

� Que sea de bajo costo y muy efectivo.

� Que sea seguro

� Cubrimiento total

K Φ h

mD % pies

12 12 6

9 18 15

100 11 25

300 14 30

AMR-08 14

NECESIDADES

� Remoción del Daño

� Aplicar un removedor efectivo del daño.

� Impacto Ambiental

� Usar aditivos amigables con el medio

ambiente.

� Bajar Corrosion

� Usar sistemas protegidos Acidos + IC o

Scale Dissolvers.

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AMR-08 15

ETAPAS

� Necesidad� Selección de candidatos

� Diagnóstico� Caracterización del DF

� Historia

� Muestras

� Mineralogia� Diseño del Tratamiento

� Selección de Fluidos y Aditivos� Programa de bombeo

� Forma de Colocación� Establecer Volumenes

� Determinar P y Q de inyección

AMR-08 16

ETAPAS

� Ejecución

� Verificar limpieza de equipos

� Desarrollar programa de bombeo

y colocación

� Verificar incompatibilidades

� Evaluación

� Análisis de retornos

� Evaluar productividad y beneficio

–análisis económico-

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AMR-08 17

POR QUÉ HAY FALLAS?� Erronea Caracterización del Daño

� Optimización del levantamiento

� Colocación� Con o sin diversión

� Selección inadecuada de candidatos

� Volumen insuficiente de ácido� Precipitación de subproductos de reacción

� Selección pobre de fluidos

� Procedimientos impropios de retorno (flowback).

AMR-08 18

POR QUÉ HAY FALLAS?

� Incompatibilidad de Fluidos

� Emulsiones

� Sludge (asfaltenos, hidróxido de

hierro)

� Levantamiento Artificial

� Bloqueo por agua

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AMR-08 19

Causas de baja productividad ≠ a Daño

� Alto GOR: >1000 scf/bbl

� Alto LGR en pozos de gas: >100 bbl/MMscf

� Flujo simultáneo de agua, gas y crudo

� Alto DD: >1000 psi

� Altas tasas de flujo:

� >20 bpd/ft

� >5 bpd/perforación

� Cañoneo inadecuado

� Liberación de gas cuando Pwf<Pb.

AMR-08 20

MINERALOGIA

� Carbonatos: Si % calcita + % dolomita > 40%.

� La [ ] de arcillas aunque mínima puede sercrítica.

� Definir como aparecen las arcillas -porelining, pore filling, pore bridging,estructural, laminar.

� Evaluar la litología de una zona vs elpromedio de varias zonas.

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AMR-08 21

LODO

� Taponamiento por sólidos: Rd ≈ 3” y ↓K ≈ 90%.

� Hinchamiento de arcillas, desestabilización de finos,

emulsión puede ser originados por el filtrado del lodo.

� La invasión por el filtrado puede ser hasta de 15 ft ó

más.

� El daño depende la K, tipo de arenisca (limpias?),

compatibilidad agua connata-filtrado.

SELECCIÓN DE CANDIDATOS

AMR-08 22

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AMR-08 23

� Es el proceso de identificar y seleccionarpozos para tratamiento.

� Deben tener capacidad producción y buenretorno económico.

� Los mejores pozos son los mejorescandidatos.


AMR-08 24

� Revisar suficientes pozos

� Los mejores son los mejores candidatos

� Enfocarse en los de más alto potencial de

incremento de producción

� Enfocarse en pozos de bajo riesgo


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AMR-08 25

� Un pozo de alta K es equivalente avarios de baja K.

� Un pozo de alta K requiere menosequipo y materiales que uno debaja K.

� Hay mejores beneficios enestimular uno de alta K que uno debaja K.


AMR-08 26

Pre

sió

n

Q

Perf HorizontalFracturamientoAcidificaciónPerforaciones

Des

emp

eño

ac

tual

Franja

Desempeño Potencial

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AMR-08 27

� Historias de Producción

� Qw, Qo, Qg

� Curva de declinación

� Mecanismo de empuje

� Historias detratamientos anteriores

� Registros

� SP, GR, Φ, PLT’s, Resistividad, ILT´s


� Características del yacimiento

� Hidrocarburos

� Homogéneo/laminado

� Espesores

� WOC / GOC

AMR-08 28

� Workovers

� Pruebas de pozo

� K*h

� Skin

� Pe

� Historia de Perforación

� Lodos

� Pérdidas


� Completamiento

� Openhole,

cañoneo, fracturas

� Registro de

desviación

� Cemento: CBL,

UCIT

� Calipers

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AMR-08 29

� Posibles causas dedaños

� Scale� Arena� Taponamientode perforaciones

� Parafina� Asfaltenos� Etc.


� Matriz crítica

� Daño por lodo� Daño porcemento

� Fluidos decompletamiento

� Arcillas y finosnativos

� Scale� Orgánicos

AMR-08 30

� Esta el pozo por debajo de su potencial?

� Es el DF la causa?

� Cuál es la extensión del daño, lugar y

severidad?

� Cuál es el tipo de daño?

� Qué ácido removerá el daño?

� Cómo responderá la fm. al tratamiento?


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AMR-08 31

� Revisar registros, historias de pozos,

características del yacimiento e información del

completamiento y trabajos de WO previos.

� Mapear la productividad de cada pozo.

� Establecer el potencial máximo de producción

para estimulación por fracturamiento y por

estimulación matricial.

� Evaluar problemas mecánicos potenciales.

� Revisar varios pozos (grupos).

� Enfocarse en pozos con el potencial más alto y el

menor riesgo.


AMR-08 32

� Los pozos candidatos deben ser los que

muestran una producción más baja de la

esperada o una disminución en la producción o

la inyección.

� Como regla, los pozos necesitan estimulación si

S>0 para areniscas y S>-2 para calizas.

� Hacer análisis nodal para evaluar

contribuciones mecánicas al skin (densidad de

perforaciones, tamaño del tubing, etc.)

� Evaluar reservas remanentes y tasa potencial.


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AMR-08 33


Evaluación del yacimiento

Necesidades del diseño

Ganancias

Costos Inversiones

VPN

AMR-08 34

EVALUACION ECONOMICA

� Tasa de retorno

� Retorno de la Inversión

� Valor presente neto

� Normalmente se espera remover el90% del S. Se debe preguntar si conesa remoción se alcanza un aumentosuficiente en la tasa para obtener elretorno de la inversión esperado.

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AMR-08 35

FACTORES EN LA SELECCIÓN

� Historias de producción

� Condiciones de operación

� Producción del yacimiento

� Mecanismo de daño

AMR-08 36

PARAMETROS

� Definir drawdown crítico: En pozos conpotencial de arenamiento.

� Gradiente de Pf = BHFP/TVD.� Si el gradiente es <0.465 psi/pie se consideraque el yacimiento es de baja P y que elbloqueo por agua es muy posible.� Ps = Pi – Ph+Pf� Ph = gradiente hidrostático del fluido*D

� Pi = BHFP-300 (factor de seguridad).

� Pf = Perdidas por fricción en tubería

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SELECCIÓN DE SELECCIÓN DE SELECCIÓN DE SELECCIÓN DE

FLUIDOSFLUIDOSFLUIDOSFLUIDOS

AMR-08 37

AMR-08 38

SELECCIÓN DE TRATAMIENTOS

� Revisar historias de producción y

completamiento.

� Análisis en lab. de fluidos del pozo.

� Caracterización de depósitos o materiales

� Finos, scale, parafinas, etc.

� Evaluación en lab. de tratamientos:

� Interacciones F:F

� Interacciones F:R

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AMR-08 39

SELECCIÓN DE FLUIDOS

� Los fluidos seleccionados debenreaccionar con el daño y dar productossolubles o dispersibles.

� Los productos de la reacción deltratamiento con la formación debenser solubles.

AMR-08 40

PARAMETROS DE SELECCIÓN DEL ACIDO

� Ajustables

� Razon área superficial : volumen

� Concentración de HCl y/o HF

� Radio de daño

� Fijos

� Mineralogía

� Temperatura

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AMR-08 41

SELECCIÓN DE FLUIDOS

� Solo Acidos

� HCl

� Mud Acid

� Acético

� HBF4 Clay acid

� Acidos Combinados:

� HCl-AcH

� HC-Fórmico

� AcH-Fórmico

� Sistemas combinados: Org-H+

� Scale Dissolvers

AMR-08 42

OTROS TRATAMIENTOS

� Tratamientos Nitrificados: Para facilitar el

retorno y la limpieza.

� Fluidos Gelificados con polímeros: Para

aumentar la viscosidad y reducir el leak-off.

� Uso de CO2: Para divergencia y

� Sistemas retardados: Generación lenta del

HF: SGMA, Clay acid, AlCl3,

Hexafluorofosfórico.

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AMR-08 43

DESARROLLO DEL SISTEMA QUÍMICO

� Tratamiento multi etapas

� Solvente orgánico: Xileno, Diesel

� HCl: 7.5-15%

� Mud acid: 12-3

� NH4Cl : 2-3%

� Selección de Aditivos

� Inhibidor de corrosión

� Surfactante

� Controlador de hierro

� Solvente mutuo

� Reductor de τ

44

� Evaluar interacción fluido-roca: Potencial de DF

� Evaluar interacción de fluido de estimulación con arcillas de la formación

� Evaluar interacción de fluido de estimulación con fluidos de la formación

� Evaluar mobilidad de finos y taponamiento

EVALUACION EN LAB

AMR-08

10/2/00

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AMR-08 45

EVALUACIÓN EN LABORATORIO

� Determinar efectividad del ácido

� Optimizar composición del sistema

� Determinar corrosividad

� Determinar potencial de DF por el

tratamiento ácido

� Comparar con otros productos de

estimulación.

AMR-08 46

METODOLOGIA

� Ajuste continuo del diseño del tratamiento.

� Antes de diseñar el tratamiento se debe hacerun diagnóstico adecuado y una selección decandidatos.

� En lo posible, se debe hacer una simulacióncon un modelo validado en campo deltratamiento diseñado.

� El monitoreo del tratamiento en tiempo realpermite ajustar el tratamiento.

� Se debe hacer una evaluación después deltratamiento con el fin de mejorar trabajosfuturos.

10/2/00

24

AMR-08 47

ESQUEMA DE LA PENETRACIÓN RADIAL

0 0.5 1.0 1.5

Penetración Radial

Profundidad

HCl 10%

Orgánico

•Para lograr penetración:

•Incrementar la tasa de inyección del ácido o

•retardar el ácido.

AMR-08 48

Acidificación matricial de areniscas� Con HF para disolver arena, limo,

partículas del lodo, arcillas y otros

minerales de sílicio.

� La disolución por el ácido de los

minerales mejora la K.

� Sistemas:

� Mezclas de HF y HCl

� Acido fluobórico

TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA

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AMR-08 49

COLOCACION DEL TRATAMIENTO

� Necesita diversion

� Aislamiento mecánico

� Bolassellantes

� Agentes divergentes particulados

� Geles y Espumas

AMR-08 50


� BULLHEADING

� Con diversión

� Sin diversión

� CON CIRCULACION

� Con CT

� Con sarta exclusiva para el trabajo.

10/2/00

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AMR-08 51

ESTRATEGÍA DE COLOCACIÓN

1. Desplazamiento por el Tubing

2. Forzamiento

3. Inyección contínua por el anular

4. Inyección por capilar

AMR-08 52

DESPLAZAMIENTO POR EL TUBING

� Ventajas

� Apropiado para todo tipo de

completamientos

� Costos bajos comparados con el forzamiento

� Vida corta

� No requiere equipo

� No desembolsos de capital iniciales

� Desventajas

� Limpieza de tubería exigente

� Pérdida de produccón durante el

tratamiento

10/2/00

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AMR-08 53

TRATAMIENTO POR FORZAMIENTO

� Ventajas

� Vida larga

� Trata el yacimiento

� Apropiado para todo completamiento

� No desembolsos de capital iniciales

� Desventajas

� Costos elevados

� Pérdida de produccón durante el tratamiento

AMR-08 54

INJECCIÓN CONTINUA

� Ventajas

� Costos de tratamiento bajos

� Uso eficiente de químicos

� No hay pérdida de producción durante

el tratamiento

� Desventajas

� No se contacta el yacimiento

10/2/00

28

AMR-08 55


DIVERGENCIA� MECANICA

� STRADDLE PACKERS, PPI

� BOLAS SELLANTES Q > 1bpm

� Neopreno� De densidad semejante o ligeramente menor a la del ácido

� ESPUMA:� Para pozos de gas Calidad 50-60%

� QUIMICA� OIL SEEKERS

� Benzoato de sodio: Pozos inyectores: 1 lb/gal/pie de perforaciones

� Resinas solubles en aceite:

AMR-08 56

EFECTO DE LA DIVERGENCIA

Sin Divergencia.

Con Divergencia.

0 1 2 3

0 1 2 3HCl 12%

Org

NH4Cl 3%

Esquema de la penetración radial

Penetracion radial (ft)

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29

AMR-08 57

Tratamiento en zona ladrona

0 2 4Penetracion Radial

Profundidad

0 1 2 3 4Penetracion radial

Profundidad

Bullheading

Con Divergencia

HCl 10%Org

NH4Cl 3%

Esquema de la penetración radial

AMR-08 58

TRATAMIENTO EN POZOS INYECTORES

� El daño se detecta por el aumento de la Pi o

por la disminución en la Qi.

� Son comunes los problemas bacteriales

-fouling & plugging-.

� La presencia de solidos se puede deber a

finos arrastrados. Contribuyen a formar

emulsiones si hay presencia de aceite.

� La presencia de scale puede ser crítica.

10/2/00

30

AMR-08 59

TRATAMIENTO EN POZOS PRODUCTORES

� Las Parafinas y los asfaltenos dependen de la T.

� El bloqueo por emulsiones y la migración de

finos es común.

� El scale se produce en presencia de agua.

� El FeS esta asociado a la producción de H2S.

� La presencia de K2SiF6, CaF, FeOH y sílice

gelificada esta asociada con tratamientos ácidos

anteriores.

AMR-08 60

MATRIZ CRITICA

Primeros 3-5´ de la formación, desde elhueco –wellbore-.

La mayor parte de la química críticaque afecta los resultados de untratamiento ácido ocurre en losprimeros 2 ft.

10/2/00

31

AMR-08 62

ACIDIFICACION MATRICIAL

� ARENISCAS

� Efectos principales

� Disuelve-Dispersa el daño

� Restaura la K

� Efectos menores

� Estimulación menor

� CALIZAS

� Efectos principales

� Aumenta los canales deflujo/fracturas

� Dispersa el daño disolviendo la roca circundante

� Creación de wormholes altamente conductivos

AMR-08 63

Cómo Garantizar El Éxito?

TRATAMIENTO MATRICIAL

•Con un volumen de tratamiento suficiente

•Con los fluidos-químicos adecuados

•Con una baja presión de inyección

•Con un cubrimiento total de la zona dañada

10/2/00

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AMR-08 64

REQUISITOS DEL ACIDO

� Reaccionar con minerales de laformación para generar productossolubles

� Reaccionar con el daño para darproductos solubles o dispersibles

� Que pueda inhibirse la corrosion

� Seguro de manejar

� Economico y disponible

PROCESO DEL TRATAMIENTO

AMR-08 65

10/2/00

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AMR-08 66

PROCESO TIPICO DE ACIDIFICACIÓN

Etapa 1Preflujo HCl al 10%

Remueve carbonatos y previene el contacto Ca2+ - HF,Previene el contacto del HF con salmuera de la fm.

Etapa 2TratamientoprincipalHF:HCl 3:12Remueve eldaño

Etapa 3: PostflujoHCl al 7.5%NH4Cl + solvente mutuoDesplaza la reacción delHF lejos del hueco paraprevenir precipitaciónsecundariaSe promueve lamojabilidad por aguapara mejorar el backflow

AMR-08 67

ETAPAS DE LOS FLUIDOS EN LA ACIDIFICACIÓN DE ARENISCAS

•El preflujo desplaza

salmueras que

contienen cationes

incompatibles lejos

del wellbore.

•Preflujos de HCl (o acidos organicos ) remueve CaCO3 de la

matriz para prevenir precipitacion de CaF2.

•El mud acid remueve el DF por aluminosilicatos

•El postflujo desplaza el ácido gastado lejos de la matriz crítica

10/2/00

34

AMR-08 68

ILUSTRACIÓN DE LAS ZONAS ACIDIFICADAS

Zona no

estimulada

Zona de daño

por

preciptados o

finos

Poco acido

Zona

estimulada

adecuadamente

Zona sobre

acidificada;

mecánicamente débil

AMR-08 69

PREFLUJO� Para:

� Desplazar fluidos de la formación

� Limpiar la zona a tratar

� En Tratamientos con Mud acid� Desplazar agua que contenga K, Na o Ca.

� Mantener un pH bajo en la vecindad delhueco y evitar reacciones dereprecipitación.

� Disolver carbonatos.

10/2/00

35

AMR-08 70

PREFLUJO� Preflujo pre ácido

� salmuera de NH4Cl al 3-5%

� Xileno / Tolueno

� Preflujo

� HCl

� Acido Organico

� Solvente mutuo / Alcoholes

AMR-08 71

PREFLUJO

� Acido Orgánico

� No previene el hinchamiento dearcillas

� No disuelve incrustaciones de hierro

� Disuelve los carbonatos lentamente

10/2/00

36

AMR-08 72

POSTFLUJO

� Para desplazar el ácido de la vecindad del pozo.

� HCl diluido, NH4Cl o Diesel.

� Colocar un surfactante y un solvente mutuo:

� Dejar la fm mojada por agua

� Facilitar el retorno

� Usar Nitrogeno: Permite retornar rápidamente los fluidos en pozos de baja presión.

AMR-08 73

PROBLEMAS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL

� Penetración insuficiente del ácido� Daño por reprecipitación de solubles en ácido� Desconsolidación del hueco

� Cubrimiento zonal pobre� Selección pobre de candidatos

� Zonas apretadas

� Inexistencia de aceite

� No skin: diagnóstico errrado

� Incompatibilidades� Malas prácticas de aplicación:

� No pickling

10/2/00

37

AMR-08 74

PROBLEMAS EN ESTIMULACIÓN

� Control probre del hierro

� Efectos de surfactantes

� Sludge

� Emulsiones

� Desconsolidación

� Reprecipitación de compuestos

� Dispersión de arcillas

� Limpieza del hueco

AMR-08 75

PROBLEMAS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL

� El Mayor:

� Falta de ingeniería específica

� Si trabajo allá….debe trabajar acá

� Aplicación de recetas genéricas

� Aplicación del dedo gordo.

10/2/00

38

AMR-08 76

OTROS PROBLEMAS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL

� Percepción

� Caro

� Peligroso

� Complicado

� % de fracasos

AMR-08 77

PENETRACIÓN INSUFICIENTE

� Las arcillas tienen áreas superficiales miles de veces superiores a la arena:

700m2/gr vs, 2 cm2/gr. Igualmente su velocidad de reacción es 100 veces más rápida

� La reacción del HF con arcillas y feldespatos es prácticamente instantánea

10/2/00

39

AMR-08 78

PARAMETROS DE DISEÑO

AMR-08 79

Diseño Matricial

� Preflujo: ej.: 50 gal HCl /ft

� Tmto principal: ej: 50-20 gal Mud

acid/ft

� Postflujo: ej.: Sln de HCl 5%, diesel, etc.

10/2/00

40

AMR-08 80

VOLUMENES REQUERIDOS

Si es solo HCl

� Mínimo: 500 gls

� Máximo: El Volumen para llenar la porosidad a 3 pies.

AMR-08 81

Tasa de inyección máxima

qi (max) = tasa de inyección máxima bbls/min

fpg = gradiente de presión de fractura –psi-

H = profundidad –pies-

∆Ps = Margen de seguridad en la presión

(200 - 500 psi)

P = Presión del yacimiento –psi-

µ = Viscosidad –cp-

K = Permeabilidad sin dañi –md-

re = radio de drenaje –pies-

rw = radio del hueco –pies-

10/2/00

41

AMR-08 82

Pwh, max = Ptrat –Ph + Pfricc

Ptrat = GP * TVD 0.67*10000Ph = 0.052*ρρρρ * TVD 0.052*8.5*10000Pfricc = 500 psi

Pwh, max = 6700-4420+500 = 2780 psi

AMR-08 83

( )[ ]2248.7 wdp rrV −= πφ

Volumen del preflujo

Vp = volumen del preflujo – gal/pie

Φ= porosidad -%-rd = radio de daño –pies-

10/2/00

42

AMR-08 84

Volumen para disolver lo soluble en HCl

X = % en peso del ácido

• Volumen de ácido/pie para remover solubles en HCl

Va/pie ≅ 50-100 gls/pie

δδδδ = Poder de disolución volumétrico

AMR-08 85

ρρ

βδeral

acido

min

*=PM

PM

acidoacido

eraleral

nn

*

* minmin=β

β=Poder de disolución gravimétrico= masa de mineral consumido/masa de ácido

consumido

10/2/00

43

AMR-08 86

Ejemplo

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O

Calcular el V de ácido (gls de ácido/pie de fm)

mínimo requerido para remover toda la calcita en 1

pie desde el hueco.

rw = 0.328 pies

Porosidad = 20%

Arenisca con 10 de calcita

El V de ácido = el requerido para disolver la calcita

hasta 1.328 pies + el volumen de ácido que queda en

el espacio poroso en esa región

⇔⇔⇔⇔

AMR-08 87

Ejemplo

( )( )χφπcalcitawHClCaCO rrV −−= 1*

22

3

ρρ

βδeral

acido

min

*=PM

PM

acidoacido

eraleral

nn

*

* minmin=β

El volumen de ácido necesario para consumir la

calcita es: V de calcita/poder de disolución

volumétrico del HCl

δV

V calcitaácido =

10/2/00

44

AMR-08 88

Ejemplo

calcitapiecalcitalb

HClpieHCllb

_/__169

%15__/__4.62*07.1*21.0

3

3

=δ

( )HCllb

calcitalb

_

_37.1

5.36*)2(

)1.100(*1==β Para HCl puro

Para HCl al 15%: β15= 0.15*β100 = 0.15*1.37β15 = 0.21 lb calcita/lb HCl

δ15 = 0.082 pies3 calcita/pie3 HCl 15%

AMR-08 89

Ejemplo

( )( ) 1.0*2.01328.0328.1* 223 −−= πV CaCO

Vcalcita = 0.42 pies3 calcita/pie

pieHClpiesVV

HCl

calcita

HCl /01.5082.0

42.0 3⇒==δ

El volumen de espacio poroso en 1 pie después de

remover el carbonato es:

10/2/00

45

AMR-08 90

Ejemplo

( )( )2.01)(1.0(2.0328.0328.1* 223 −+−= πV CaCO

( ) ( )[ ]φχφπ −+−= 1)(22* calcitar wr HClV p

Vp = 146 pies3 HCl 15% /ft

Vtotal HCl =Vcalcita + Vp

Vt = (5.01+146)pies3/pie *7.48 gl/pie3 = 48 gl/pie

AMR-08 91

Tratamiento con Mud Acid

MUD ACID: HCl : HF 12% : 3%

mma = masa de HF

mBA = masa de bifluoruro de amonio (NH4HF2)

mHCl = masa de HCl

10/2/00

46

GUIAS PARA ACIDIFICAR

AMR-08 95

AMR-08 96

GUIAS PARA ACIDIFICAR

� Reglas de dedo

� Modelamiento de reacciones

� Medidas de laboratorio

10/2/00

47

AMR-08 97

Guias para acidificar

(A) Daño por lodo

� HCl al 15%

� HCl Emulsificado

� EDTA

(B) Daño en el cañoneo

� Acido Formico al 9%

� Acido Acetico al 10%

� HCl al 15%

�En Carbonatos

AMR-08 98

Guias para acidificar

(C) Daño profundo

� HCl al 15%

� HCl Emulsificado

� HCl al 28%

�Carbonates

10/2/00

48

AMR-08 99

� Analisis Petrografico

� Solubilidad en ácido

� Si es ≥ 20% ⇒ Usar HCl

Guías para acidificar

Acidificación en rocas clásticas

AMR-08 100


Verificar la permeabilidad de la muestra

1) K ≤≤≤≤ 10

a) Si contenido de arcilla es bajo

� HCl-HF 10%-1%

� Preflujo: HCl 7.5% o Acetico al 10%

b) Alto contenido de Clorita

� Preflujo: A Acético al 5%

� EDTA al 8%

� AcH-HF: 3%-0.5%

10/2/00

49

AMR-08 101


2) Si K ≥≥≥≥ 100 md(a) Bajo contenido de arcilla (< 5%) y alto de cuarzo,

>80%Preflujo: HCl 15%Principal: HF-HCl: 3-12

(b) Alto feldespato (> 20%) Preflujo: HCl al 15%Principal: HCl-HF: 13.5%-1.5%

(c) Alto contenido de arcilla (> 10%)- Preflujo: peso/secuestrado por HCl 5%- Principal: - HCl-HF: 10%-1%

(d) Alto contenido de clorita férrica- Preflujo: EDTA- Principal: AcH-HF: 10%-5%

AMR-08 102

ESQUEMAS

ETAPAS 1 2 3

PREFLUJO HCl 7.5%

20 gl/ft

HCl 15%

100 gl/ft

HCl 15%

100 gl/ft

TMTO HCl:HF 6-1.5

40 gl/ft

HCl:HF 6:1.5

100 gl/ft

HCl:HF 13.5:1.5

100 gl/ft

POSTFLUJO NH4Cl 5%

20 gl/ft

NH4Cl 5%

50 gl/ft

NH4Cl 5%

50 gl/ft

10/2/00

50

AMR-08 103

Tratamiento para CaCO3-BaSO4

1. Determinar radio y volumen de tmto.2. Usar un preflujo que no cause daño.3. Tratar con un SD (EDTA) seleccionado enun estudio de Lab + ácido HBF4 al %.

4. Usar un postflujo similar al preflujo + HBF4al 2%.

5. Retornar fluidos lentamente e incrementarla tasa lentamente, hasta recuperarlostotalmente.

6. Inhibir con un inhibidor de incrustacionesseleccionado en lab.

AMR-08 104

RECOMENDACIONES

� Usar NH4Cl en el preflujo

� Adicionar NH4Cl al tratamiento principal

� Hacer simpre limpieza de tuberia -Pickling-

� Seleccionar los mejores candidatos para

maximizar la producción.

� Desarrollar una estrategía basada en

análisis económico.

10/2/00

51

AMR-08 105

RECOMENDACIONES

�Maximizar las áreas tratadas usando técnicas de

colocación y diversión

�Optimizar el tratamiento mediante monitoreo en

tiempo real

�Evaluar los resultados de post-tratamiento para

mejorar diseños futuros.

�Minimizar la corrosión y proteger los sistemas:

tubing y accesosrios.

�Minimizar el impacto ambiental.

�Mejorar la producción y el retorno de inversiones.

AMR-08 106

RESUMEN

10/2/00

52

107

Métodos de Tratamiento

� Prevención: Inhibición

� Remoción: Disolución

AMR-08

AMR-08 108

� Identificar el tipo de daño de formación� Fuente �Localización

� Desarrollar estrategía de tratamiento� Limpieza del hueco

� Mecanica

� Remojo con químicos

� Remoción matricial del daño

� Bypass del daño (fracturamiento)

� Diseño del tratamiento � Optimizar volumenes

� Usar técnicas apropiadas de colocación

� Permitir suficiente tiempo de contacto

10/2/00

53

AMR-08 109

CONCLUSIONES

� Depósitos Organicos e Incrustaciones

� Causan declinación en la producción

� Pruebas en Laboratorio

� Remoción

� Prevención

� Diseño

� Evaluación y Monitoreo

AMR-08 110

CONCLUSIONES

� Factores a considerar:

� Selección de candidatos

� Identificación de extensión y tipo de daño

� Selección de ácidos y solventes

� Diseño del tratamiento

� Colocación del ácido y cubrimiento

� Preparación del pozo

� Supervisión del trabajo

� Evaluación

10/2/00

54

AMR-08 111

PROCEDIMIENTO DE UN TRATAMIENTO

� Remover hierro y depósitos del tubing.

� Remover depósitos de la vecindad del hueco.

� Estimular la formación.

� Inhibir la formación.

AMR-08 112

Por qué estimular Yac. de

Carbonatos

� Reservas mundiales en carbonatos

� >75% del aceite

� 50% del gas

10/2/00

55

AMR-08 113

Por qué estimular Carbonatos?� Desafios en la colocación

� Penetración Radial

� Fracture face etching

� Colocación Vertical.

� Desarrollo del Yacimiento� Alta temperatura

� Secciones horizontales Largas.

� Se considera de baja tecnologia y no recibe soporte de I&D como sucede con yacimientos en areniscas.

� Las compañías de servicio no se han enfocado en esta área.

AMR-08 114

EVALUACIÓN

10/2/00

56

AMR-08 115

� Evaluar interacción fluido-roca: Potencial de

DF.

� Evaluar interacción de fluido de estimulación

con arcillas de la formación

� Evaluar interacción de fluido de estimulación

con fluidos de la formación.

� Evaluar movilidad de finos y taponamiento

EVALUACIÓN DEL ÁCIDO

AMR-08 116

� Análisis de Ingenieria

� Análisis de curvas de producción

� Cálculo del skin.

� Caracterización de fluidos y depósitos

� Simulación

� Evaluación y selección de tratamientos

� Diseño de tratamientos

� QA/QC en aplicación de tratamientos

� Seguimiento de tratamientos –Evaluación-

EVALUACION Y TRATAMIENTO

10/2/00

57

AMR-08 117

EVALUACION DEL DAÑO EN LAB YSELECCIÓN DE UN TRATAMIENTO

•Evaluación del Problema

•Evaluación de causas, en lab.

•Tratamientos sugeridos

•Pruebas:

•Compatibilidad-Emulsión

•Mojabilidad visual

•Capacidad de disolución-Efectividad

•Corrosividad

•Optimizar tratamiento

•Retorno de K

AMR-08 118

CURVA DE PRODUCCION TIPICA DEUN POZO CON INCRUSTACIONES

bbls/d Crudo

bbls/d Agua

10/2/00

58

AMR-08 119

NO EMULSIONES

AMR-08 120

0

20

40

60

80

100

% D

iso

luci

ón

CAPACIDAD DE DISOLUCIONPRUEBAS 1999 vs 2000

15 g de chips de Calcita / 100 ml de SD

SD-99 vs 00

10/2/00

59

AMR-08 121

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90%

Dis

olu

ció

n d

e F

e2O

3

HCl 10% Conv -

SDO-2

HCl 10% Conv HCL 15%-2-a HCl 15% Conv E2

1h

6h

15 h

CAPACIDAD DE DISOLUCION DE Fe2O3

AMR-08 122

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Volúme nes Porosos despla za dos

Ca

++

m

g/l

E2 E4A

CD A CONDICIONES DE YACIMIENTO

Presión de Inyección 3000 psi

Presión de Confinamiento 4000 psi

Temperatura 270 °F

Rata de Inyección 2 ml/min

10/2/00

60

AMR-08 123

30000

40000

50000

60000

70000

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Tie m po (horas )

Ca

++

(m

g/l

)E2 E2 D

E4A E4A D

VELOCIDAD DE DISOLUCIÓN

AMR-08 124

0.00010

0.00100

0.01000

0.10000

1.00000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Product

Co

rros

ion

rate

, lb

s/sq

. ft.

Limit

Presión ambiente, 175oF, 16 hs, coupons 13% acero Cr.

Corrosión: Pruebas de Screening

10/2/00

61

AMR-08 125

Pruebas iniciales de Corrosión

Corrosión a condiciones

de yacimiento: SD 8

Corrosión a condiciones

de yacimiento: SD 11

AMR-08 126

SistemaVelocidad de Corrosión

(mpy)Tipo deCorrosión

Pérdida demasa(lbs/ft2)

HCl 10%HCl-ParavanHCL 15%HCl 15% + P*

126.8345.38105.2262.9

GeneralGeneralGeneralGeneral

0.004750.001690.003930.00981

PRUEBAS DE CORROSIÓN

E-2 3.87 16h 0.00029

VP 0.05 - 0.005

P* = X-35% + JP-34% + SM-30% + Sft-1%

10/2/00

62

AMR-08 127

CONCLUSION DE DESPLAZAMIENTOS

•HCl g + crudo = Sludge

•El secuestrante Fe no sirve

•El antisludge no es suficiente

PRUEBAS CON METANOL

•El metanol libera pero no disuelve el sludge

•El Paravan disuelve el Sludge

AMR-08 128

Retorno de Permeabilidad

DAÑO DE FORMACIÓN LORO

0

50

100

150

200

250

300

350

400

240 280 320 360 400 440 480 520 560 600 640 680 720

Volumenes porosos inyectados

Dif

eren

cial

de

pre

sió

n P

SI

crudo

dp = 171 psi

crudo

dp = 199 psi

crudo

dp = 286 psi

crudo

dp = 207 psi

crudo

dp = 210 psicrudo

dp = 206 psi

Salmuera

dp = 109 psi

form

iato Na

Cl

KC

l

Filt

rad

o d

e lo

do

10/2/00

63

AMR-08 129

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

55.0

60.0

65.0

70.0

75.0

80.0

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400

VOLUMENES POROSOS

PE

RM

EA

BIL

IDA

D (

mD

)

clearol, 1cc/min clearol, 1.5cc/min clearol, 2cc/min

salmuera 2cc/min crudo, 2cc/min salmuera, 2cc/min

crudo, 2cc/min salmuera, 2cc/min crudo, 2cc/min

salmuera, 2cc/min crudo, 2cc/min crudo, 2cc/min

crudo, 2cc/min

50 mD

INY

EC

CIO

N D

E L

OD

O P

OZ

O L

OR

O 1

2 D

50 mD

47 mD

24 mD

2,35 mD 1,45 mD

3,25 mD

1,51 mD 1,26 mD

0,29 mD

1,41 mD 1,25 mD 1,32 mD

INY

EC

CIO

N D

E F

ILT

RA

DO

LE

CH

AD

A D

E C

EM

EN

TO


AMR-08 130

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480

Volúmenes porosos inyectados

Per

mea

bili

dad

mD

1. Inyección de filtrado de lodo

2. Cierre 24 horas

3. Inyección 10 vp Filtrado de cemento.

4. Cierre 24 HorasTratamiento ácido

1. preflujo organico 4 vp

2. Espaciador 2 vp

3. Tratamiento 5 vp

4. Post flujo orgánico 1 vp

Permeabilidad absoluta

K = 150 mD

Salmurera

K = 9.08 mD

Crudo

K = 18.93 mD

Salmurera

K = 9.8 mD

Crudo

K = 16.58 mD

Crudo post daño

K = 3.68 mD

Crudo post tratamiento

K = 5.62 mD


10/2/00

64

AMR-08 131

MONITOREO

AMR-08 132

MONITOREO DEL PROCESO DE ACIDIFICACION

Técnica de Paccaloni

� Asumiendo que Kh del yacimiento esconocido, las presiones en fondocorrespondientes a la tasa de inyección,pueden ser predichas para cualquier valor deskin.

� Entonces las presiones de inyección encabeza son derivadas de las presiones enfondo y en cualquier momento, un match dela P en cabeza medida con lascorrespondientes a diferentes valores deskin, arrojando el skin real en ese tiempo.

10/2/00

65

AMR-08 133

Técnica de Paccaloni� Usa la Pinstantanea y los valores de tasa paracalcular el efecto del skin en cualquier momentodurante el tratamiento.

� Se basa en la ec de flujo pseudo estacionario

+

µ= Sln

kh

B2.141.

rrq

ppw

ei

eiw

pwi= Presión de inyección en fondoqi= tasa de inyección

AMR-08 137

TÉCNICAS DE EVALUACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN ÁCIDA

� Medir la efectividad de la estimulación� Indice de estimulación K pre estimulación

K post estimulación� Optimizar la composición de ácido y el diseño del tratamiento� IE vs. Composición del ácido / [ácido]

� Considerar la petrología para optimizar� Estimar profundidad de penetración� Optimizar el volumen de tratamiento

� Considerar la estimulación vs. La degradación

=

13 Acidificación-08

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