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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DISEÑO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL A LA ARENISCA “T” DE TETETE-12, CON SISTEMA
ÁCIDO RETARDADO: MPR”
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS
AUTOR: SEGUNDO GUAJÁN LEMA
DIRECTOR: ING. PATRICIO IZURIETA
QUITO-ECUADOR 2007
III
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
....................................... Segundo Guaján Lema
IV
Yo Patricio Izurieta, director de la presente tesis de grado: “Diseño de Estimulación
Matricial a la Arenisca “T” de Tetete-12, con sistema ácido retardado:MPR”, certifico
que este trabajo fue realizado por el señor Segundo Guaján Lema a cargo de mi
dirección.
………………………………….
Ing. Patricio Izurieta
Director de Tesis
V
VI
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a mis dos hijas Brigitte y Michelle; a mi esposa Esthela por
su sacrificado e incondicional apoyo. A mis padres Luis Alberto y Diocelina porque
siempre tuvieron fe en mi.
A mis hermanos Alberto, Luz, Fredy, Roberto, Geovany y Pamela por su constante
interés en mi superación.
VII
AGRADECIMIENTO
Toda investigación o proyecto es producto del esfuerzo de un equipo de trabajo. Mi
equipo y los motores del mismo lo constituyen mis dos hijas y mi esposa. Por eso mi
más profundo y cariñoso agradecimiento a mi esposa Esthela y a mis dos hijas Brigitte y
Michelle que con amor, cariño y comprensión, siempre estuvieron apoyándome en todo
momento y me empujaron a lograr este objetivo.
Quiero dejar constancia de mi agradecimiento a la “Universidad Tecnológica
Equinoccial”, a la escuela de Ingeniería de Petróleos y sus dignos maestros, por sus
valiosas enseñanzas para enfrentar de mejor manera una vida profesional, en un mundo
cada vez más competitivo.
A los señores profesores miembros del tribunal de tesis, en especial al Sr. Ing. Patricio
Izurieta, por su motivación en mi trabajo investigativo.
A BJ Services Company S.A. sucursal Ecuador en especial a los ingenieros: Angel
Hernández, Jofre Segura, Herman Rivera, Marco Acosta, Luis Anaya, por darme las
facilidades y el apoyo necesario para la combinación de turnos de trabajo y estudio.
VIII
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I .................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN......................................................................................................... 2
1.1 OBJETIVOS.................................................................................................................. 3
1.1.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................ 3
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................................ 4
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO............................................................................... 4
1.3 IMPACTO TEÓRICO................................................................................................... 5
1.3.1 IMPACTO AMBIENTAL .................................................................................... 6
1.3.2 VIABILIDAD, FACTIBILIDAD ......................................................................... 6
1.4 IDEA A DEFENDER.................................................................................................... 6
1.5 PLANTEAMIENTO DE LA IDEA .............................................................................. 6
CAPÍTULO II................................................................................................................... 7
2. MARCO TEÓRICO..................................................................................................... 8
2.1 TIPOS DE ÁCIDOS...................................................................................................... 8
2.1.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS .................................................................................. 8
2.1.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO (HCl) ................................................................... 8
2.1.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO (HF)........................................................................ 11
2.1.3 OTROS ÁCIDOS INORGÁNICOS .................................................................. 12
2.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS.............................................................................................. 12
2.2.1 ÁCIDO ACÉTICO............................................................................................. 13
2.2.2 ÁCIDO ACÉTICO ANHIDRO ......................................................................... 14
2.2.3 ÁCIDO CÍTRICO .............................................................................................. 14
2.3 ACIDIFICACIÓN DE FORMACIONES .................................................................. 15
2.3.1 ACIDIFICACIÓN DE CALIZAS Y DOLOMITAS ......................................... 16
2.3.2 ACIDIFICACIÓN DE ARENISCAS ................................................................ 19
IX
2.3.2.1 OPTIMIZACIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DE ÁCIDO HCL:HF DE
ESTUDIOS DE FLUJO EN CORES....................................................................... 23
2.3.2.2. PREVENCIÓN DE PRECIPITACIÓN DE SUB-PRODUCTOS DE
REACCIÓN ............................................................................................................. 26
2.4 TRATAMIENTOS ÁCIDOS ...................................................................................... 29
2.4.1 REMOJO Y/O LIMPIEZA DE PERFORADOS ............................................... 29
2.4.2 FRACTURA ÁCIDA (CALIZAS Y DOLOMITAS)........................................ 30
2.4.2.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS ............................................................. 33
2.4.2.2 TIPO DE ÁCIDO....................................................................................... 34
2.4.2.3 TIEMPO DE CONTACTO......................................................................... 34
2.4.2.4 TÉCNICA SPEARHEAD DE CONTROL DE ÁCIDO............................. 35
2.4.3 ACIDIFICACIÓN MATRICIAL...................................................................... 36
2.4.3.1 ACIDIFICACIÓN MATRICIAL DE POZOS HORIZONTALES ............. 38
2.5 DAÑOS POR ACIDIFICACIÓN................................................................................ 40
2.5.1 DESCONSOLIDACIÓN DE FORMACIONES................................................ 41
2.5.2 MOVILIZACIÓN DE FINOS ........................................................................... 41
2.5.3 REACCIÓN DE SUBPRODUCTOS................................................................. 42
2.5.4 INCOMPATIBILIDAD DE ADITIVOS ........................................................... 45
2.5.4.1 SOLUBILIDAD.......................................................................................... 45
2.5.4.2 DISPERSIBILIDAD................................................................................... 45
2.5.4.3 INCOMPATIBILIDAD QUÍMICA............................................................. 46
2.5.5 COMPUESTOS DE HIERRO ........................................................................... 46
2.5.6 EMULSIONES Y LODO ASFÁLTICO............................................................ 47
2.5.6.1 EMULSIONES ........................................................................................... 47
2.5.6.2 LODO ASFÁLTICO.................................................................................. 48
2.6 ADITIVOS DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA .............................................................. 50
2.6.1 INHIBIDORES DE CORROSIÓN (CI).......................................................... 50
2.6.2 RETARDADORES ......................................................................................... 51
2.6.2.1 SISTEMA ESPECIAL DE ÁCIDO HF RETARDADO ............................. 53
2.6.3 SURFACTANTES .......................................................................................... 53
2.6.3.1 SISTEMAS ANTI-LODO ASFÁLTICO................................................ 54
X
2.6.3.1.1 MÉTODOS PARA PREVENIR LA FORMACIÓN DE LODO
ASFÁLTICO........................................................................................................ 55
2.6.3.1.2 MÉTODOS DE REMOCIÓN DE LODO ASFÁLTICO ................... 56
2.6.4 SOLVENTE MUTUAL................................................................................... 59
2.6.5 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN..................................................... 60
2.6.6 AGENTES DIVERGENTES ............................................................................. 60
2.6.6.1 DIVERGENTES MECÁNICOS............................................................ 61
2.6.6.2 ESPUMAS ................................................................................................... 61
2.6.6.3 BOLAS SELLANTES ......................................................................... 61
2.6.6.4 DIVERGENTES SÓLIDOS.................................................................. 62
2.6.6.5 DIVERGENTES QUÍMICOS ..................................................................... 63
2.6.7 AGENTES CONTROLADORES DE BACTERIAS...................................... 63
2.6.7.1 TIPOS DE BACTERIAS ............................................................................ 63
2.6.7.2 BACTERICIDAS................................................................................... 64
2.6.8 CONTROLADORES DE HIERRO................................................................... 65
2.6.8.1 OXIDACIÓN Y HIERRO DISUELTO....................................................... 67
2.6.9 CONTROLADORES DE ARCILLA ................................................................. 69
2.6.9.1 ARCILLAS COMUNES.............................................................................. 69
2.6.9.1.1 MONTMORILONITA. ........................................................................ 70
2.6.9.1.2 ILITA ................................................................................................... 70
2.6.9.1.3 KAOLINITA.......................................................................................... 71
2.6.9.1.4 CLORITA ............................................................................................. 72
2.6.9.1.5 MEZCLAS DE CAPAS DE ARCILLAS.............................................. 73
2.6.9.2 CONTROL DEL HINCHAMIENTO DE ARCILLAS ............................... 74
2.6.9.3 EFECTO DEL PH....................................................................................... 74
2.6.9.4 MIGRACIÓN DE ARCILLAS................................................................... 75
2.6.9.5 PREVENCIÓN DE DAÑOS POR ARCILLAS.......................................... 79
2.6.9.6 CLORURO DE POTASIO .......................................................................... 80
2.6.9.7 CLORURO DE AMONIO.......................................................................... 82
2.6.10 INHIBIDORES DE PARAFINA.................................................................... 82
2.6.10.1 DEPÓSITOS ORGÁNICOS..................................................................... 82
2.6.10.2 PARAFINAS ............................................................................................ 83
2.6.10.3 FORMACIÓN DE DEPÓSITOS DE PARAFINAS ................................ 84
XI
2.6.10.4 INHIBICIÓN DE PARAFINAS................................................................ 85
2.6.10.5 MODIFICADORES DE CRISTALES ...................................................... 86
2.6.10.6 DISPERSANTES DE PARAFINAS Y DETERGENTES ........................ 86
2.6.10.7 REMOCIÓN DE PARAFINAS................................................................ 86
2.6.10.7.1 REMOCIÓN TÉRMICA ................................................................... 87
2.6.10.7.2 REMOCIÓN MECÁNICA................................................................. 87
2.6.10.7.3 TRATAMIENTOS SOLVENTES...................................................... 88
2.6.10.8 ASFALTENOS ......................................................................................... 88
2.6.11 MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA ............................. 88
CAPÍTULO III ............................................................................................................... 91
3. ANÁLISIS SITUACIÓN ACTUAL........................................................................... 92
3.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO DE TRATAMIENTO ÁCIDO.............................. 92
3.2 CONSIDERACIONES PRIMARIAS......................................................................... 93
3.3 CONSIDERACIONES DE PERFORACIÓN, COMPLETACIÓN Y WORK-OVER
........................................................................................................................... 93
3.3.1 DAÑO DE FORMACIÓN EN PERFORACIÓN.............................................. 94
3.3.1.1 LIMPIEZA DE DAÑO POR LODO DE PERFORACIÓN ....................... 95
3.3.1.2 CONSIDERACIONES DE CEMENTACIÓN........................................... 95
3.3.1.3 CONSIDERACIONES DE COMPLETACIÓN.......................................... 96
3.3.1.4 CONSIDERACIONES DE WORK-OVER................................................ 96
3.4 CONSIDERACIONES DE PRODUCCIÓN .............................................................. 96
3.4.1 CURVAS DE PRODUCCIÓN ........................................................................... 97
3.5 CONSIDERACIONES DE FLUIDO DE FORMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE
LA ROCA.......................................................................................................... 98
3.5.1 FACTORES DE DISEÑO POR MINERALOGÍA............................................ 99
3.5.2 FACTORES DE DISEÑO POR POROSIDAD................................................ 100
3.6 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE FLUIDOS................................................ 102
3.6.1 LIMPIEZA DE TUBERÍA DE TRATAMIENTO DE TUBERÍA................... 102
XII
3.6.2 PREFLUJOS .................................................................................................... 102
3.6.2.3 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE PREFLUJOS............................ 103
3.6.2.4 POST-FLUJO............................................................................................ 104
3.6.2.5 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE POST-FLUJOS........................ 105
3.7 APLICACIONES DEL NITRÓGENO EN ESTIMULACIÓN............................... 105
3.7.1 ÁCIDOS ATOMIZADOS................................................................................ 106
3.7.2 ÁCIDOS NITRIFICADOS .............................................................................. 106
3.7.3 ÁCIDOS ESPUMADOS................................................................................... 106
3.8 CONSIDERACIONES DE BOMBEO E INYECCIÓN.......................................... 107
3.8.1 CAUDALES DE BOMBEO Y PRESIONES DE TRATAMIENTO............. 107
3.9 SITUACIÓN A NIVEL MUNDIAL......................................................................... 109
3.10 SITUACIÓN A NIVEL DE PETRODUCCIÓN .................................................... 109
3.11 NUEVAS TECNOLOGÍAS.................................................................................... 110
3.12 POZO CANDIDATO PARA APLICAR NUEVA TECNOLOGÍA ...................... 111
CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 112
4. PROPUESTA DE APLICACIÓN DE NUEVA TECNOLOGÍA DE
ESTIMULACIÓN MATRICIAL A LA ARENISCA “T” DE TETETE-12
CON ALTO BSW .......................................................................................... 113
4.1 GENERALIDADES.................................................................................................. 113
4.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN............................................................................. 115
4.3 REPORTE DE LABORATORIO ............................................................................. 118
4.5 DISEÑO TETETE - 12 ............................................................................................ 124
4.5.1 DATOS DEL POZO ....................................................................................... 125
4.5.2 OBJETIVO....................................................................................................... 127
4.5.3 SISTEMAS MPR:HF RETARDADO ............................................................ 127
4.5.4 FASES Y VOLÚMENES DE TRATAMIENTO ............................................ 128
4.5.5 TOTAL PRODUCTOS..................................................................................... 132
XIII
4.5.6 EQUIPOS DE TRATAMIENTO..................................................................... 132
4.5.7 PERSONAL DE SERVICIO ........................................................................... 133
4.6 COSTOS ESTIMADOS DE TRATAMIENTO........................................................ 135
4.7 ESTIMACIONES DE PRODUCCIÓN Y REDUCCIÓN DE BSW ........................ 136
4.8 ANÁLISIS DE COSTOS VS RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN........................ 141
CAPÍTULO V ............................................................................................................... 142
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 143
ANEXOS......................................................................................................................... 145
BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................. 179
CITAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 183
GLOSARIO..................................................................................................................... 184
XIV
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Descripción Página
Tabla-1 Reacción de tres ácidos en calizas a varias concentraciones 10
Tabla-2 Concentraciones de mezclas HCl:HF 21
Tabla-3 Máximas resistencias de ácido recomendadas a diferentes
temperaturas
22
Tabla-4 Formas de retardar ácido 52
Tabla-5 Característica de los productos surfactantes 57
Tabla-6 Agentes tensoactivos comerciales de BJ 58
Tabla-7 Cantidad de HCl al 15% para remover óxido férrico en
superficie
68
Tabla-8 Arcillas comunes 69
Tabla-9 Salinidades máximas para prevenir bloqueos por arcillas en
formaciones sensibles al agua que contienen cuatro grupos de
arcillas
74
Tabla-10 Materiales para preparar un barril de solución de KCl 81
Tabla-11 Estabilizadores de arcillas comerciales 82
Tabla-12 Número de átomos de Carbono en hidrocarburos 84
Tabla-13 Daños en perforación y opciones de tratamientos 94
Tabla-14 Daños de formación y opciones de tratamiento 98
Tabla-15 Detalle de Pozos que cumplen los requerimientos 114
Tabla-16 Historial de producción de Tetete-12 110
115
XV
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Descripción Página
Figura-1 Cantidad de caliza disuelta por 1000 galones de ácido
Clorhídrico
17
Figura-2 Relación de incremento de flujo de varias soluciones de
HCl:HF en arenisca
25
Figura-3 Fractura ácida 31
Figura-4 Acidificación matricial 37
Figura-5 Arcilla Ilita 71
Figura-6 Arcilla Kaolinita 72
Figura-7 Arcilla Clorita 73
Figura-8 Partículas de arcilla en equilibrio 76
Figura-9 Arcillas humectadas al agua 77
Figura-10 Bloqueo poral por arcillas oleo-humectadas 78
Figura-11 Modificador de permeabilidad relativa 90
Figura-12 Estimación de volúmenes de tratamiento para diferentes
porosidades
101
Figura-13 Caudal de inyección (sin fracturar) hacia una formación
permeable a varias presiones diferenciales
108
XVI
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo Descripción Página
Anexo # 1 MAPA CAMPO LIBERTADOR 146
Anexo # 2 DIAGRAMA TETETE -12 147
Anexo # 3 REGISTRO DE CEMENTACIÓN 148
Anexo # 4 BUILD’ UP 150
Anexo # 5 ÁCIDO CLORHÍDRICO 154
Anexo # 6 ÁCIDO CLORHÍDRICO-FLUORHÍDRICO 156
Anexo # 7 ÁCIDO RETARDADO 158
Anexo # 8 CLORURO DE POTASIO 159
Anexo # 9 CONTROLADOR DE HIERRO 163
Anexo # 10 ESTABILIZADOR DE ARCILLAS 165
Anexo # 11 ESTABILIZADOR DE FINOS 167
Anexo # 12 INHIBIDOR DE CORROSIÓN 169
Anexo # 13 MODIFICADOR PERMEABILIDAD RELATIVA 171
Anexo # 14 SOLVENTE BASE AGUA 173
Anexo # 15 SOLVENTE MUTUAL 175
Anexo # 16 SURFACTANTE 177
XVII
RESUMEN
Tetete-12 es un pozo productor típico de Petroproducción, el cual tiene reservas
remanentes, tiene daño de formación, tiene crudo liviano de 25.1 API, por el corte de
agua del 91%, al realizar un tratamiento de estimulación matricial con sistemas ácidos
convencionales, hay un alto riesgo producir más agua no deseada y engrosar el grupo
de pozos cerrados por alto corte de agua.
Mediante el estudio y combinación de sistemas de última generación de una de las
compañías de servicio líderes en estimulación:
Ácidos Retardados Especiales - Modificadores de Permeabilidad Relativa, se pretende
diseñar una estimulación matricial para bajar el corte de agua, incrementar el aporte de
petróleo y por consiguiente alargar la vida productiva del pozo que a su vez, permitirá
mejorar los ingresos para el estado a través de Petroproducción.
Mediante la selección adecuada de pozos candidatos, el estudio realizado para Tetete-
12, se podrá aplicar en otros pozos del distrito amazónico que tienen estos problemas.
XVIII
SUMMARY
Tetete-12 is a production well of Petroproducción, it has reserves of oil, it has a
formation damage, has a good oil of 25.1 API, but it also has BSW around 91% and is
very dificult to make a stimulating reservoir with conventionals acid systems, because it
has a high probability to produce more unwanted water and it will be another well close
by high production of water.
With study and combination of new systems and procedures of the one of the best
services company in acidizing and stimulating:
Special Retarded Acid – Relative Permeability Modifiers We will design a matrix
stimulation to decrease water cut, increase oil production, increase production life of
the well, and the government will obtain better revenue through Petroproducción.
By an adecuate selection of candidate well this study for Tetete-12, coul be applied to
another wells of the amazonic district that have this problems.
1
CAPÍTULO I
2
1. INTRODUCCIÓN
Para el progreso de la humanidad en los últimos años, ha jugado un rol muy importante
el aprovechamiento de la energía proveniente del petróleo. El incremento del precio del
precio de petróleo, los campos petroleros maduros de nuestra amazonía con la
disminución de producción de petróleo e incremento de producción de agua no deseada
y su disposición final, incrementan cada vez más los costos de producción.
Las técnicas tradicionales para controlar la producción de agua no deseada, como los
tapones mecánicos, cementaciones forzadas, solamente son efectivos para los niveles
de CAP y no son útiles en conificaciones, canalizaciones; métodos de estimulación
matricial con sistemas convencionales, por lo general incrementan aún más la
producción de agua no deseada. Bajo este escenario un pozo maduro a medida que
transcurre el tiempo, produce más agua que petróleo, se encarecen los costos de
producción hasta que llega un momento en el que se hace necesario cerrar el pozo por
alto BSW. Los campos de Petroproducción: Libertador, SSFD, Sacha, Auca, luego de
más de 30 años de explotación tienen este problema que se agudiza, cada vez más.
Las compañías especializadas en estimulación, vienen desarrollando en los centros de
investigación y desarrollo, tecnologías de punta y productos de última generación para
hacer frente a la producción de agua no deseada.
Se empezará con un amplio marco teórico de una de las empresas líderes en
estimulación como es BJ Services; se estudiará SPE, productos y nuevas tecnologías
sobre modificadores de permeabilidad relativa, y sistemas ácidos especiales retardados.
3
En base a estos criterios se prepara la presente tesis que tiene por objetivo disminuir los
costos asociados que ocasiona la producción y manejo de agua no deseada, estudiando,
analizando un pozo tipo como Tetete-12 que está a punto de ser cerrado por bajo aporte
y por alto BSW.
Se analiza historiales de producción, se recolectarán muestras de fondo de crudo, Build’
Up, registros de cemento, se realizarán pruebas de compatibilidad de fluidos hasta
obtener la dosificación adecuada de los fluidos de tratamiento; se elabora la propuesta
técnica económica, análisis de costos y recuperación de la inversión.
Al final se presenta conclusiones y recomendaciones a las que se han llegado al terminar
la presente tesis, para ser analizado y discutido. Dependerá de los funcionarios de
Petroproducción la ejecución y uso de esta nueva tecnología que puede solucionar en
parte la producción de agua no deseada y posibilidad de estimular sin efectos negativos
una formación productora con alto corte de agua.
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Diseñar una Limpieza Matricial para eliminar daño de formación, bajar el corte de agua
e incrementar el aporte de petróleo de la arenisca “T” del pozo Tetete-12, con sistema
ácido retardado y MPR de última tecnología.
4
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Analizar historial de producción del pozo y arenisca en referencia.
• Analizar acumulados e históricos de producción y Build´Up.
• Estudiar mineralogía de la arenisca “T” de los campos de Petroproducción.
• Conseguir muestras de fondo de crudo, orgánicos e inorgánicos y realizar
pruebas de laboratorio.
• Determinar uso de aditivos en los diferentes fluidos tratantes.
• Realizar pruebas de compatibilidades con diferentes fluidos tratantes.
• Elaborar el análisis de completación del pozo
• Determinar uso de preflujos, tratamiento, posflujos, desplazamientos,
divergentes.
• Determinar uso de equipos: tubería flexible, Equipos de Bombeo, Tanques
de Mezcla, Equipos de Filtración.
• Realizar el análisis económico.
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO
El pozo es de la estatal Petroproducción con 1268 BFPD, 119 BPPD, 1149 BAPD,
BSW 90%; bajo este escenario está a punto de cerrarse por alto corte de agua. Al bajar
15% de BSW sin alterar los BFPD, se puede incrementar 170 BPPD a un precio
promedio de 30 US$/BBL, el estado ecuatoriano a través de Petroproducción ganará
US$ 153000/mes.
5
1.3 IMPACTO TEÓRICO
Sistemas de estimulaciones matriciales tradicionales emplean desde años atrás ácidos
de acción descontrolada, que disminuyen la posibilidad de limpiezas profundas de
formación a no ser que se use volúmenes grandes de tratamientos. El sistema ácido
retardado propuesto, realizará una limpieza matricial efectiva con buena penetración del
ácido vivo, el Modificador de Permeabilidad Relativa se adherirá en las gargantas
porales creará fricción al flujo de agua y bajará el corte de agua sin alterar los BFPD.
Un pozo productor con alto corte de agua se podrá estimular, mediante la combinación
adecuada de estos sistemas de tecnología de punta.
6
1.3.1 IMPACTO AMBIENTAL Los estudios, análisis de laboratorio, propuesta técnica económica y la ejecución (de
llevarse a cabo), el impacto al medio ambiente serán minimizados mediante la
realización de análisis de riesgos, puesta en marcha de controles de seguridad y planes
de contingencia.
1.3.2 VIABILIDAD, FACTIBILIDAD
El campo Tetete es maduro, los pozos también lo son y los problemas que presentan las
diferentes areniscas durante su etapa productiva son varios. Como funcionario de BJ
Services Company S.A. empresa dedicada a cementación, estimulación, gravel pack,
fracturamiento, tubería flexible, se analizará el problema de pérdida de producción del
pozo en estudio con Ingeniería de Petróleos de Petroproducción, se coordinará la
consecución de muestras de fondo, análisis de la mineralogía de la formación, análisis
de Build´Up. Se usarán los laboratorios de estimulación de BJ Services Company en
Lago Agrio.
1.4 IDEA A DEFENDER
Estimular pozos con alto corte de agua para bajar BSW e incrementar la producción de
petróleo.
1.5 PLANTEAMIENTO DE LA IDEA
La combinación de ácido retardado especial con Modificador de Permeabilidad
Relativa, permiten incrementar la producción de petróleo y bajar el corte de agua.
7
CAPÍTULO II
8
2. MARCO TEÓRICO
2.1 TIPOS DE ÁCIDOS
Hay varios tipos de ácidos disponibles para la industria petrolera, pero los siguientes son
los más comunes:
• Ácidos inorgánicos (fuertes): Clorhídrico (HCl), Fluorhídrico (HCl:HF)
Otros ácidos inorgánicos son: Sulfúrico, Sulfámico, Nítrico.
• Ácidos orgánicos (débiles): Acético, Cítrico, Fórmico.
2.1.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS
2.1.1.1 ÁCIDO CLORHÍDRICO (HCl)
El ácido Clorhídrico es un ácido inorgánico y es el más comúnmente usado en
estimulación de pozos y tiene muchas ventajas:
• Disponible y de bajo costo
• Muy fácil de inhibir el ataque de tuberías
• La tensión superficial puede ser controlado con aditivos
• Puede ser emulsionado para una reacción lenta
• La mayoría de productos de las reacciones, son solubles en agua y fáciles de
limpiar
• Se puede usar aditivos para minimizar o eliminar productos insolubles de
reacciones.
El ácido Clorhídrico es el mejor ácido para la mayoría de las aplicaciones de campo,
pero tiene limitaciones como: reacciona rápido y causa un desgaste muy rápido en
9
algunas formaciones. La velocidad de reacción determina la selección de aditivos y
estos deben estar dosificados en función del tiempo de desgaste del ácido. Por ejemplo
el Sulfato de Calcio tiene solubilidad parcial en ácido Clorhídrico, pero se cristalizará
como escala cuando el ácido se desgasta a un PH cercano a 2.0, por lo cual se requieren
la selección de aditivos que minimicen estos problemas.
El ácido Clorhídrico puede ser bombeado a concentraciones de hasta el 33%, pero el
más generalizado es al 15% por las siguientes razones:
• Menos costo por unidad de volumen
• Menos costoso de inhibir
• Menos peligroso de manipular
• Retiene cantidades de sales disueltos en solución después del desgaste.
En general el ácido Clorhídrico se usa para los siguientes propósitos:
• Acidificación y/o fractura matricial de carbonatos.
• Preflujos para mezclas HCl:HF
• Posflujos para mezclas HCl:HF
• Acidificación de areniscas con un contenido de carbonatos del 15% al 20%
• Limpieza de escalas solubles al HCl
• Limpiezas de escalas en bombas eléctricas
• Lavados de perforados.
• Limpiezas por baja admisión para cementaciones forzadas.
10
El ácido Clorhídrico puro es un líquido incoloro, pero toma un color amarillento cuando
está contaminado con iones de hierro, cloro o sustancias orgánicas. Comercialmente en
el país se encuentra hasta a una concentración de 34% de porcentaje por peso de
solución, 21.4 ° Bé (escala Baumé).
En casos en los cuales no es apropiado usar el ácido Clorhídrico; se tiene los ácidos
orgánicos (Acético y Fórmico), por retardados y su habilidad de limpieza de
formaciones sucias; siendo las desventajas el costo y su pobre efectividad de limpieza
de calizas.
Tabla-1: Reacción de tres ácidos en calizas a varias concentraciones Ácido Concentración,
% CaCO2 disuelto
por galón de ácido, lb
CO2 formado por galón, pie3
CaCl2 formado
por galón, lbClorhídrico* 15* 1.84 6.99 2.04
20 2.50 9.47 2.75
25 3.22 12.20 3.57
Acético* 15* 1.08 4.09 1.71
20 1.43 5.41 2.25
25 1.80 6.82 2.64
Fórmico 15* 1.42 5.38 1.84
20 1.90 7.20 2.47
25 2.40 9.09 3.12
Fuente: Estimulación Fase-I, USA 1993, BJ Services Company Elaborado por: Segundo Guaján
11
Otros tipos de ácidos son usados en cantidades limitadas como componentes de mezcla.
Por ejemplo el ácido cítrico es usado como estabilizador de PH para controlar los iones
hierro, y el ácido ascórbico como reductor de hierro.
2.1.2 ÁCIDO FLUORHÍDRICO (HF)
El ácido Fluorhídrico es otro ácido inorgánico, que es usado con el ácido Clorhídrico
para intensificar la velocidad de reacción del sistema y solubilizar principalmente
formaciones areniscas. Generalmente es usado para los siguientes casos:
• Casi siempre es bombeado como mezcla HCl:HF
• Acidificación matricial de areniscas
• Remoción de finos insolubles de HCl
• Concentraciones normales de 1.5% al 6.0%
• Un galón de 12:3 HCl:HF, comúnmente conocido como RMA disolverá 0.217
libras de sal.
El ácido Fluorhídrico ataca a Sílices y Silicatos, (vidrio y concreto). Atacará también al
caucho natural, cuero, como también a ciertos metales como hierro fundido y otros
materiales orgánicos.
En estimulación de pozos el ácido Fluorhídrico es normalmente usado en combinación
con el ácido Clorhídrico. Las mezclas de estos dos ácidos pueden ser preparados por
dilución de mezclas concentradas con agua, o por adición de sal de fluoruro (ejemplo:
ABF Bifluoruro de Amonio) al ácido Clorhídrico; la sal de Fluoruro desprende ácido
12
Fluorhídrico cuando es disuelto en ácido Clorhídrico. En el país todas las empresas de
servicios usan ABF, para generar HF.
2.1.3 OTROS ÁCIDOS INORGÁNICOS
Se han hecho algunas consideraciones para usar ácido Sulfúrico y Nítrico; sin embargo
estos aún no son usados en la industria hoy en día. El poco uso se debe a que el ácido
Sulfúrico forma precipitados insolubles, y el ácido Nítrico a menudo forma gases
peligrosos durante la reacción con ciertos minerales.
2.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS
Estos ácidos se utilizan en la estimulación de pozos básicamente porque tienen una
velocidad de corrosión menor, y son más fáciles de inhibir a altas temperaturas. Aunque
las mezclas de ácidos orgánicos se consideran corrosivas para la mayoría de los metales,
la velocidad de corrosión es mucho menor que la del ácido Clorhídrico o Fluorhídrico.
También se puede usar un ácido orgánico cuando va a haber contacto con superficies
metálicas de Aluminio, Magnesio y Cromo, o cuando se tratan de remover
incrustaciones solubles en ácido en pozos sensibles a ácidos inorgánicos, como por
ejemplo la arenisca Hollin en los campos de Petroproducciòn. Los ácidos orgánicos se
pueden usar también como agentes de control de hierro en los sistemas de ácidos.
Actualmente hay muchos ácidos orgánicos, pero los tres más comúnmente utilizados en
la estimulación de pozos, son el Acético, Acético anhídro, Cítrico.
• Acido Acético
• Acético anhídro
• Acido Cítrico
13
2.2.1 ÁCIDO ACÉTICO
El ácido Acético es un ácido orgánico incoloro, soluble en agua y en la mayoría de
solventes orgánicos. Las mezclas de ácido acético con agua son corrosivos con la
mayoría de los metales, pero es mucho menor que la del ácido Clorhídrico.
La relación de disolución de un galón de ácido Acético al 15%, ácido Clorhídrico y
Fórmico se muestra en la tabla-2. El costo del ácido Acético, basado en el poder de
disolución es más caro que el ácido Clorhídrico o el Fórmico.
Normalmente el ácido Acético es usado en pequeñas cantidades con el ácido
Clorhídrico, como un retardador de reacción. Los usos generales y propiedades del
ácido Acético son los siguientes:
• Ácido Acético es relativamente débil
• Concentraciones comunes del 7.5% al 10%
• Usado con mezclas en ácido Clorhídrico
• Como aditivo controlador de los iones hierro
• Acidificación de carbonatos
• Ácidos retardados en formaciones sensibles como por ejemplo Hollín.
• Preflujos y posflujos de mezclas HCl:HF
El ácido Acético comercialmente disponible tiene un 99% de pureza y es llamado
ácido Acético glacial, porque en el se forman cristales parecidos al hielo a
temperaturas aproximadas de 60 °F (16 °C), y se solidifica a 48 °F (9 °C)
aproximadamente.
14
2.2.2 ÁCIDO ACÉTICO ANHIDRO
El ácido Acético anhidro es una versión para clima frío que se puede usar en lugar del
ácido Acético glacial, debido a que su punto de congelamiento es menor. El punto de
congelamiento del ácido Acético anhidro ocurre a 2 °F (-17 °C). Las propiedades de
este ácido son iguales a las del ácido Acético glacial.
2.2.3 ÁCIDO CÍTRICO
El ácido cítrico es un ácido orgánico usado como agente secuestrante de los iones de
hierro disueltos y evitar la precipitación de los mismos de las soluciones de HCl
gastado.
Las incrustaciones de hierro se encuentran normalmente en el casing y en la tubería de
producción y algunas veces como compuesto químico de la roca de formación. Cuando
las soluciones de ácido Clorhídrico entran en contacto con estos depósitos, las
incrustaciones de hierro se disuelven parcialmente. Esta solución de HCl lleva estos
compuestos férricos en solución y a medida que el ácido se desgasta, el PH sube encima
de 2.0, permitiendo por lo tanto que el cloruro de hierro experimente cambios químicos
y se precipite nuevamente como hidróxido de hierro insoluble. Esta precipitación reduce
la permeabilidad de la formación.
La cantidad de ácido cítrico que se añade al sistema de HCl depende de la cantidad de
hierro que esté presente. Las primeras 50 libras de ácido cítrico que se añadan
sostendrán 2000 partes por millón (ppm) de hierro en solución. Cada 50 libras
adicionales que se añadan, aumentarán su propiedad secuestradora en 2000 ppm
15
adicionales. No se debe agregar más de 100 libras de ácido cítrico por 1000 galones de
solución de ácido, porque pueden producirse efectos adversos.
La precipitación de hierro depende del tiempo de retención del ácido en la formación y
el PH de la solución de HCl gastado. Por lo tanto, es muy importante empezar la
producción o las operaciones de pistoneo en el transcurso de dos horas después del
trabajo de acidificación. En las formaciones de areniscas, la solubilidad al ácido no es
muy alta, el PH del ácido gastado puede permanecer por debajo de 2; y es probable que
no se necesite el secuestrador de hierro.
Los ácidos orgánicos no proporcionan tanta capacidad de reacción como los
tratamientos de HCl.
2.3 ACIDIFICACIÓN DE FORMACIONES
Gran parte del gas y petróleo en el mundo provienen de calizas, dolomitas y areniscas.
Las dolomitas reaccionan lentamente al ácido Clorhídrico, las calizas reaccionan más
rápidamente al HCl. En los campos de Petroproducción las arenas productoras son
areniscas.
Una estimulación en estas formaciones es una inyección de una o varias soluciones
ácidas. El ácido disuelve parte de la formación y también puede disolver otros
materiales solubles al ácido (daños por lodo, escalas, etc.) que restringen o bloquean el
16
flujo de petróleo o gas de la formación. La acidificación matricial incrementa la
capacidad de flujo de una formación productora, al eliminar estas restricciones.
2.3.1 ACIDIFICACIÓN DE CALIZAS Y DOLOMITAS
Cuando las formaciones calizas y/o dolomitas son estimuladas, el ácido entra a la
formación a través de los poros hacia la matriz de la roca, o a través de las fracturas
naturales o inducidas. El tipo de acidificación usado depende en gran medida del caudal
de inyección y el número y tamaño de las fracturas presentes. Normalmente un intervalo
aceptará ácido más rápidamente a través de fracturas que a través de los espacios
porales. La solución ácida reacciona con las paredes de los canales de flujo,
incrementando el ancho y conductividad de las fracturas.
La mayoría de las formaciones calizas y dolomitas tienen solubilidad variable al ácido.
El ácido atacará la superficie de la formación a velocidades variables. El tipo y
resistencia del ácido son igualmente factores importantes e influencian en el labrado de
la cara de la formación. Un ejemplo de la cantidad de caliza disuelta por 1000 galones
de HCl a diferentes concentraciones se muestra en la figura-1.
17
Figura-1: Cantidad de caliza disuelta por 1000 galones de ácido clorhídrico
STRENGTH OF HYDROCHLORIC ACID %
CU
BIC
FEE
T O
F LI
MES
TON
E D
ISSO
LVED
BY
10
00 G
ALL
ON
S O
F H
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ND
S O
F LI
MES
TON
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ISSO
VED
BY
1000
GA
LLO
NS
OF
HC
l AC
ID
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0 5.0
6.0 7.0 8.0
9.0 10.0
11.0
12.0
13.014.0
15.016.017.0
18.019.0
20.0
21.0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
Fuente: Concept & Design Manual BJ Services Company
Elaborado por: Segundo Guaján
El uso de varios tipos de ácidos (retardados químicamente, emulsionados),
proporcionan la disolución de mayores volúmenes de caliza o dolomita en las gargantas
porales y aún en las caras de la fractura. Los ácidos gelificados y reticulados son
18
efectivos y crearán fracturas más anchas por la disminución de pérdidas por filtrados,
resultando en una mayor penetración por la reacción retardada del ácido.
Los ácidos retardados químicamente son más efectivos, cuando son precedidos por
preflujo solvente con surfactante; la composición variable de la roca, los surfactantes
que generan una película en la cara de la fractura, resultan en una mejor limpieza de la
formación.
Con ácido emulsionado la limpieza es influenciado por la velocidad con la cual el ácido
sale fuera de la fase hidrocarburo de la emulsión y reacciona con la cara de la
formación.
La temperatura de la formación influye para una buena selección de un sistema ácido
químicamente retardado.
El caudal de bombeo y el volumen del ácido determinan el tiempo de contacto, o
tiempo de exposición del ácido vivo a la cara de la fractura. La cantidad del labrado
obtenido está relacionado directamente con el tiempo de contacto del ácido vivo. Un
tiempo de contacto mayor que el tiempo de desgaste del ácido, puede proporcionar un
labrado que puede generar una conductividad adicional.
El Shut-in time, o el tiempo que el pozo es cerrado después de un tratamiento de
estimulación es determinado por el tipo de ácido usado y por los factores de fondo de
pozo como son:
19
• Tipo de formación.
• Temperatura de fondo.
• Presión de fondo.
Después que una solución ácida ha sido neutralizada o desgastada por la reacción con la
formación, ya no es un agente de estimulación, y puede ser peligroso para la
permeabilidad de la formación, si se mantiene en la formación.
El ácido clorhídrico reacciona tan rápidamente con las formaciones calizas, que es
esencialmente neutralizada y desgastada durante el tiempo que es colocado en la
formación. Este desgaste o neutralización generalmente ocurre a todos los rangos de
presión y temperatura. Las formaciones calizas tienen varias cantidades de impurezas
insolubles, que pueden taponar la permeabilidad si se permite la movilidad de estos. Es
muy importante sacar el ácido Clorhídrico gastado tan pronto como sea posible.
Cuando los ácidos son químicamente retardados, emulsionados o gelificados y
croslinqueados (reticulados) el tiempo de reacción excede el tiempo de desplazamiento.
El Shut-in time puede ser extendido si hay suficiente presión de fondo de pozo para
generar una rápida limpieza. El tiempo de reacción de ácidos retardados, depende de
cada sistema y está disponible en los boletines técnicos de cada sistema.
2.3.2 ACIDIFICACIÓN DE ARENISCAS
El propósito primario de una acidificación a una arenisca es estimular la permeabilidad
de la matriz de la formación. Formaciones calizas y dolomitas reaccionan rápidamente
20
con ácido Clorhídrico y moderadamente con ácido Fórmico y Acético, las formaciones
areniscas reaccionan lentamente con los tres ácidos.
La mayoría de las formaciones areniscas están compuestos de partículas de cuarzo,
Dióxido de Silicio (SiO2) adheridos por varias clases de materiales cementantes,
principalmente carbonatos, sílice y arcillas. La cantidad que reacciona con ácido
Clorhídrico, Fórmico y Acético depende de la cantidad material calcáreo presente en la
formación. Sin embargo el Dióxido de Sílicio y las arcillas reaccionarán con ácido
Clorhídrico, aún cuando la velocidad de reacción es lenta, comparado con la reacción
del ácido Clorhídrico con calizas.
Una vez que el ácido Fluorhídrico reacciona con la arena (sílice), sedimentos, arcillas y
más compuestos del lodo de perforación, se ha hecho una efectiva estimulación y
remoción de daño de formación en reservorios de areniscas. El ácido Fluorhídrico es
normalmente usado en combinación con ácido Clorhídrico en mezclas con un rango de
resistencias del 6.0% HCl con 0.5% HF hasta 28% HCl con 9.0% HF. El más común es
12.0% HCl con 3.0% HF y se lo conoce como Regular Mud Acid (RMA) o mud ácid.
Según BJ Services, la mejor concentración de HCl:HF debe ser determinada por
pruebas con cores en laboratorio (1). Mezclas de HCl:HF con concentraciones mayores
a 4.0% HF pueden causar desconsolidación de la formación. Algunas concentraciones
de HCl:HF se muestran a continuación en la tabla-2:
21
Tabla-2 : Concentraciones de mezclas HCl:HF.
% HCl
% HF
6.0 0.5
7.5 1.5
12 3.0
15 3.0
15 4.0
Fuente: Concept & Design Manual BJ Services Company
Elaborado por: Segundo Guaján
El ABF, sal de bifluoruro de Amonio es usado generalmente para generar mezclas de
HCl:HF. No se usa el ácido Fluorhídrico líquido, por dos razones:
• Ácido Fluorhídrico líquido es extremadamente peligroso de manipular.
• Los iones de Amonio, producido en solución, actúa como un amortiguador que
minimiza la formación de precipitados.
El ácido Clorhídrico en estas formulaciones tiene tres propósitos:
• Actúa como un convertidor que produce ácido Fluorhídrico de la sal de
bifluoruro de Amonio.
• Disuelve el material soluble al ácido Clorhídrico y así previene que el ácido
Fluorhídrico se gaste demasiado rápido.
• Previene la precipitación de bifluoruro de Calcio
22
Los factores básicos que controlan la reacción relativa de ácido Fluorhídrico con la
matriz de la formación son; temperatura, concentración del ácido, presión, composición
química de la formación y el radio del área de la roca a ser tratada con ácido.
La temperatura afecta la velocidad de reacción del ácido Fluorhídrico con la arenisca y
arcillas. La velocidad de reacción se duplica aproximadamente por cada incremento de
50 °F (28 °C) de temperatura. La tabla-3 muestra la máxima concentración
recomendada de ácidos para diferentes temperaturas.
Tabla-3: Máximas resistencias de ácido recomendadas a diferentes temperaturas
Temperatura Concentración Máxima
HCl
Concentración Máxima HCl:HF
Hasta 180° F (82° C)
15%
12.0:3.0%
De 180° F a 220° F (82° C to 104 °C)
10% 9.0:3.0%
Sobre 220° F (104° C) 7.5% 7.5:1.5%
Fuente: Concepts & Design Manual BJ Services Company
Elaborado por: Segundo Guaján
La velocidad de reacción se incrementa con la presión, aunque la mayoría de
reacciones que producen un gas (como la reacción de silicatos con el ácido
Fluorhídrico) son retardados por la presión. La formación de ácido Fluosilísico (H2SiF6)
envuelto de gas, tetrafluoruro de Silicio (SiF4), contribuye a la reacción de la
formación, que podría explicar el incremento de la velocidad de reacción del ácido
Fluorhídrico bajo presión.
23
La velocidad de reacción se duplica cuando la concentración se duplica; por ejemplo
una solución a 12.0% : 4.0% de ácido Fluorhídrico reacciona dos veces más rápido
como una solución 12.0% :2.0%, con arcillas y silicatos.
La cantidad relativa de arenisca, arcillas, sedimentos y materiales calcáreos en cualquier
formación dada, afecta también la velocidad de reacción. Cada material tiene sus
propias características de velocidad de reacción con ácido Fluorhídrico. Por ejemplo el
ácido Fluorhídrico reacciona más rápidamente con arcillas que con arenisca, y con
materiales calcáreos más rápidamente que con arcillas.
2.3.2.1 OPTIMIZACIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DE ÁCIDO HCL:HF DE
ESTUDIOS DE FLUJO EN CORES
Para optimizar la concentración de las mezclas HCl:HF usadas en estimulación de
areniscas, se realizan pruebas con varias mezclas de ácido Clorhídrico y Fluorhídrico.
Estas pruebas son corridas usando cores de areniscas y a temperaturas de fondo de pozo.
El ácido Fluorhídrico en las mezclas sirve para dos propósitos esenciales:
• Disuelve y dispersa arcillas presentes en la arenisca
• Disuelve el sílice que recubre algunos depósitos de carbonatos presentes en la
formación, permitiendo al ácido Clorhídrico presente, reaccionar con estos
depósitos.
Remover las arcillas puede incrementar el radio de flujo, mientras la remoción del
recubrimiento de Sílice permite la disolución de los depósitos de Carbonato e
24
incrementa la solubilidad de la formación. Por lo general el efecto de estas dos acciones
incrementa significativamente la productividad del reservorio.
Para simular las condiciones actuales de flujo en un reservorio, la permeabilidad inicial
del núcleo es determinada por flujo de salmuera a través de un core. Un fluido de
estimulación ácida es sometido a flujo a través del núcleo en dirección opuesta. La
permeabilidad después de la acidificación es medida por flujo de salmuera u otros
fluidos en la dirección original. Esta dirección de flujo de fluidos de la formación hacia
el borde del pozo simula cómo ocurriría la producción de la formación.
De los resultados de las pruebas obtenidas, la permeabilidad del core después de la
estimulación (permeabilidad final, Kf) puede ser comparada con la permeabiliad inicial
(Ki), y expresada como una relación de incremento de flujo:
Kf = Relación de incremento de flujo Ki
La figura 2, muestra el efecto de varias concentraciones ácidas de HCl:HF en el
incremento de la capacidad de flujo de una arenisca. Claramente se aprecia que el mejor
resultado se obtiene con una mezcla de 15% HCl y 4% HF. Concentraciones de ácido
inferiores al 15% de HCl y 4% de HF no son eficientes para disolver arcillas y silicatos,
aunque el incremento de flujo es bajo.
25
Figura-2: Relación de incremento de flujo de varias soluciones HCl:HF en arenisca.
20.00.0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.5 15.0 17.5 1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
Volumen Tratamiento : Galones Por Pie Cuadrado
R e l a c i o n Kf /Ki
7.5% HCl - 4%
15% HCl - 4%
15% HCl - 3%
15%
15% HCl - 7%
15% HCl - 2%
Fuente: Eng.201 Fundamentals of acidizing and Nitrogen – BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
Altas concentraciones de ácido Fluorhídrico desconsolida las formaciones areniscas, y
puede crear problemas de producción de arena. Este proceso es causado por la
remoción excesiva de sílice y carbonatos que son los materiales cementantes de la
formación.
Generalmente unos pocos volúmenes porales de mezclas ácidas HCl:HF 15% : 7% ,
pueden desconsolidar una formación, como también muchos volúmenes porales de
mezclas 15% : 4% dejarán la misma formación intacta. Adicionalmente mezclas de
ácido Fluorhídrico 15% : 7% formarán grandes cantidades de precipitados, sobre todo
cuando la solución final es formada a partir del ácido Fluorhídrico líquido en lugar del
26
bi-Floururo de Amonio. La razón por la cual la sal de Amonio causa menos problemas
es porque los iones de Amonio están disociados y en solución ellos actúan como un
químico amortiguador que ayuda a mantener un PH bajo que minimiza la precipitación.
Si no dispone de cores representativos, los volúmenes y concentraciones óptimas deben
ser determinadas de acuerdo a la experiencia en el área y las curvas dadas en la figura-6.
Las relaciones de mezclas para un reservorio dado pueden variar sustancialmente y no
deben ser generalizadas. Lo mejor es realizar ensayos de caracterización de
formaciones, mineralogía y ensayos de flujo con los diferentes fluidos tratantes.
2.3.2.2. PREVENCIÓN DE PRECIPITACIÓN DE SUB-PRODUCTOS DE
REACCIÓN
Porque la Fluorina es un elemento muy reactivo y porque la composición de la arenisca
es variada, muchas reacciones y productos son formadas cuando las formaciones
areniscas son estimuladas con ácido Fluorhídrico. Por ejemplo bi-Fluoruro de Calcio
(CaF2) es formado cuando el ácido Fluorhídrico reacciona con Carbonato y Calcio
(CaCO3).
Cuando el ácido vivo HCl:HF está presente, el Fluoruro de Calcio (un producto
indeseable), permanece ionizado en solución. Sin embargo en ausencia de ácido
Clorhídrico o Fluorhídrico, el bi-Fluoruro de Calcio puede precipitarse. Manteniendo un
bajo PH y usando un corto tiempo de actuación se puede contrarrestar la depositación
de bi-Fluoruro de Calcio. Un preflujo de ácido Clorhídrico es también usado para
reaccionar y remover el Calcio y carbonato de Magnesio en la formación.
27
Los iones de Sodio y Potasio que pueden estar presentes en el agua de formación,
pueden reaccionar con ácido Fluorhídrico para formar precipitados insolubles, como
hexafluosilicato de Sodio o Potasio (Na2SiF6 or K2SiF6).
Cuando esta posibilidad existe, un preflujo de ácido Clorhídrico puede ser bombeado
delante del ácido Fluorhídrico. BJ Services afirma que las salmueras y agua de mar
nunca deben ser usadas para preparar fluidos de tratamientos, por los iones metálicos
presentes en la solución pueden reaccionar para formar precipitados con ácido
Fluorhídrico (2).
El uso de 7.5% de ácido Clorhídrico como preflujo sirve para tres propósitos:
Remueve carbonatos de Calcio y Magnesio
Minimiza la pérdida del ácido Fluorhídrico usado en la segunda fase del tratamiento.
Sirve como un separador entre el ácido HCl:HF y la salmuera de la formación.
Otros preflujos que pueden proveer un barrido son:
Cloruro de Amonio (2% al 4%). También actúa como un amortiguador químico para
prevenir la formación de precipitados.
Diesel
Kerosene
JP-1
Un posflujo del 3% al 10% de HCl, debe ser usado para separar el ácido HCl:HF del
fluido de desplazamiento. Este posflujo prevenirá la formación de precipitados, al
evitar la mezcla de la salmuera con el ácido HCl:HF durante el desplazamiento y actúa
28
para mantener un PH bajo al ácido desgastado durante la recuperación del mismo. Un
volumen suficiente debe ser usado para desplazar el ácido HCl:HF hacia la formación y
reducir el riesgo de daño por precipitación cerca del borde del pozo. Otros posflujos
pueden ser:
Cloruro de Amonio (2% al 4%). También actúa como un químico amortiguador para
prevenir la formación de precipitados.
Diesel
Kerosene
JP-1
Los tiempos de cierre del pozo o paradas deben ser reducidos al mínimo para reducir la
posibilidad de precipitación por reacción de productos que pueden reducir la efectividad
de la estimulación del tratamiento.
29
2.4 TRATAMIENTOS ÁCIDOS
Los tratamientos ácidos son aplicados por tres métodos diferentes:
• Lavado/ Remojo
• Fractura ácida
• Acidificación matricial
2.4.1 REMOJO Y/O LIMPIEZA DE PERFORADOS
Las aplicaciones de lavado / remojo y limpieza de perforados depende de la cantidad de
daño que ha ocurrido en las perforaciones o en el área inmediatamente cercano al borde
del pozo. Los tratamientos diseñados para suspensión, dispersión de orgánicos o
diferentes tipos de limpiezas son normalmente por remojo y/o contacto. El remojo
permite trabajar al ácido con materiales solubles al ácido y remover filtrados de lodos,
sedimentos y suciedades que pueden taponar la formación. La agitación puede ser
acompañada por tres métodos:
1.- El ácido puede ser ubicado a lo largo de los perforados para permitir un periodo
corto de remojo y entonces puede ser lavado el anular mientras se reciproca con la sarta
de tratamiento a lo largo de la zona de interés. No hay inyección o forzamiento a la
formación.
2.- Se aplica presión a lo largo de las perforaciones sin exceder la presión de fractura de
fondo de pozo y enseguida se libera la presión.
30
3.- El ácido es colocado a lo largo de las perforaciones y se deja en remojo por pocos
minutos, y entonces es recuperado a través de la tubería de producción o tubería de
revestimiento.
Con cualquiera de estos tres métodos, el ácido puede ser aplicado varias veces hasta
que la formación se abra a la entrada de fluidos. El uso de varias aplicaciones permite
realizar limpiezas ácidas sin forzar hacia la formación materiales indeseados que pueden
taponar y disminuir la permeabilidad natural y canales de flujo de la formación.
2.4.2 FRACTURA ÁCIDA (CALIZAS Y DOLOMITAS)
El ácido es inyectado a través de fracturas naturales o inducidas a presiones que
exceden la presión de fractura de la formación (figura-3). Este tipo de estimulación
agranda o crea nuevos canales de flujo desde la formación hacia borde del pozo. En
fractura ácida, la penetración del ácido depende de la velocidad del ácido (caudal de
inyección), su velocidad de reacción con la formación, el área de contacto entre las
fracturas y el ácido y, las pérdidas por filtrado del ácido.
31
Figura-3: Fractura ácida.
(a) En Fractura acida se inyecta ácido a un caudal más rápido de lo que la formación pueda aceptar a través de sus canales naturales de flujo
(b) Una vez que la roca no acepta todo el ácido, se
acumula presión. Finalmente la roca se rompe y el ácido se inyecta por la fractura hacia el interior de la formación de calizas.
Fuente: Eng.201 Fundamentals of acidizing and Nitrogen – BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján La máxima penetración del ácido se alcanza cuando el primer ácido inyectado se
neutraliza o se gasta completamente. El ácido vivo siguiente realizará un lavado y
labrado adicional de la cara de la fractura y no lograrán dar una penetración adicional.
ACIDO
ACIDO
32
Estos labrados y lavados creados en la cara de la fractura previenen, que las fracturas se
cierren completamente cuando se quita la presión aplicada sobre la formación; y se
obtiene producción adicional de petróleo y/o gas por el incremento de la permeabilidad
de la matriz adyacente a la cara de las fracturas creadas, por los filtrados del ácido vivo
hacia la formación. Esta permeabilidad incrementada puede ayudar a mejorar la
productividad del pozo aún cuando ocurra un cierre casi total de las fracturas.
La velocidad de un ácido en una formación fracturada naturalmente es determinada
principalmente por el caudal de inyección. Penetraciones más profundas pueden ser
obtenidas de caudales que generarán una presión de inyección ligeramente por debajo
de la presión requerida para crear fracturas adicionales. Cualquier incremento adicional
de la presión óptima ensanchará las fracturas existentes y abrirá nuevos canales, así la
velocidad del fluido bajará.
La velocidad de reacción del ácido probablemente tiene un mayor efecto en la
penetración. Se ha desarrollado sistemas de ácidos gelificados, reticulados y
emulsionados para retardar la velocidad de reacción del ácido Clorhídrico con calizas y
dolomitas para una mayor penetración del ácido vivo.
Otra alternativa es el bombeo a altos caudales y presiones para fracturar hidráulicamente
a la formación y así alcanzar una penetración profunda del ácido vivo.
El ácido por sí solo no es un eficiente fluido de fracturamiento, por su baja viscosidad y
su alta velocidad de reacción. El uso de aditivos de pérdida por filtrado ayudarán a
33
confinar al ácido a los canales de flujo por la disminución de la pérdida de fluido por
filtrado (pérdidas por filtrado), dando como resultado una mayor penetración con un
volumen dado. Adicionalmente agua o salmuera con agentes gelificantes y aditivos de
pérdida de fluido pueden ser usados como preflujos para crear las fracturas. El ácido
entonces entra a la formación y reacciona con las paredes de las fracturas inducidas.
Adicionalmente, ácidos reticulados pueden ser usados como preflujos o fluido de
tratamiento principal para estos propósitos.
Los factores que influencian el tipo y la cantidad de labrados de las fracturas son:
• Propiedades de la roca
• Tipo de ácido.
• Tiempo de contacto.
2.4.2.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS
En fractura ácida el ácido reacciona con la cara de la fractura para generar un labrado
irregular. La solubilidad al ácido de la mayoría de las formaciones de calizas y
dolomitas varía. El ácido atacará a las formaciones a varias velocidades, zonas con
composición compleja tendrán diferente solubilidad y formarán mejor labrado que las
formaciones con composición homogénea. Otro factor es la existencia de fracturas
naturales, estos ocurren a intervalos y tamaños aleatorios; los cuales contribuirán en la
configuración final de la fractura.
34
2.4.2.2 TIPO DE ÁCIDO
El tipo de ácido es un factor muy importante. Ácidos químicamente retardados son muy
efectivos, cuando van precedidos de preflujos solventes con agentes surfactantes oleo-
humectantes. Debido a la composición variable de la roca, el surfactante ayuda la
formación de una película dis-continua de crudo en la cara de la fractura; de tal forma el
ácido ataca de una forma irregular, creando un diseño irregular al labrado de los canales.
En ácidos emulsionados el diseño de los labrados son influenciados por la velocidad con
la cual el ácido penetra fuera de la fase hidrocarburo de la emulsión y reacciona con la
cara de la formación.
Los sistemas ácidos gelificados y reticulados ayudan a un mejor control del filtrado y
por consiguiente de la extensión de fractura. La viscosidad proporciona propiedades
retardadas que ayuda a ubicar el ácido vivo a mayor penetración en la fractura. Estos
sistemas también tienen excelentes propiedades para la suspensión de finos insolubles.
Los finos son retornados al borde del pozo, acarreados por la viscosidad residual del
ácido desgastado.
2.4.2.3 TIEMPO DE CONTACTO
El caudal de bombeo y el volumen total del ácido bombeado determina el tiempo de
contacto del ácido vivo con la cara de la fractura. El tiempo de contacto tiene una
relación directa con la cantidad de labrado obtenido. La profundidad de penetración no
se incrementa considerablemente por el incremento de volumen de tratamiento,
35
cantidades adicionales de ácido sobre el valor óptimo pueden generar labrados lisos, sin
irregularidades en la cara de la formación.
Cualquier beneficio adicional de un tratamiento con un tiempo de contacto mayor al
tiempo de desgaste del ácido, puede ser atribuido a una adicional conductividad que
resulta del labrado ácido y el incremento de permeabilidad adyacente a la cara de la
fractura, causado por la pérdida de fluido por filtrado del ácido vivo.
2.4.2.4 TÉCNICA SPEARHEAD DE CONTROL DE ÁCIDO
Cuando se diseña un tratamiento de fractura ácida, la determinación del volumen
requerido para una penetración efectiva del ácido es difícil determinar. El volumen de
reacción del ácido en la fractura no se puede predecir con exactitud y el caudal del
pérdida de fluido por filtrado desde la cara de la fractura hacia la formación es también
difícil determinar.
Mediante la técnica acondicionador de control de ácido estos problemas pueden ser
minimizados. Un fluido no ácido de alta viscosidad, con buen control de filtrado es
bombeado adelante del ácido. Este fluido crea la fractura y coloca temporalmente una
película protectora en la cara de la fractura. Este film restringe la pérdida de fluido por
filtrado bajo ciertas condiciones, retarda la reacción del ácido con la formación durante
la fractura ácida.
Rápidamente después de ser ubicado en la fractura, el ácido dispersa la película
protectora, ocurre la pérdida de fluido por filtrado y el ácido reacciona con la formación
36
adyacente. Cuando la reacción se completa, se obtiene fracturas largas con alta
conductividad.
2.4.3 ACIDIFICACIÓN MATRICIAL
En acidificación matricial, el ácido es confinado a los poros naturales y canales de flujo
de la formación a una presión de fondo de pozo inferior a la presión de fracturamiento
(figura-4). El propósito es incrementar la permeabilidad y porosidad de la formación
productora y es usado principalmente en formaciones areniscas.
Durante una acidificación matricial el área de contacto entre el ácido y la formación es
muy grande; por lo tanto la presión por fricción se incrementa rápidamente a medida
que el caudal de bombeo aumenta. Debido a las altas presiones por fricción, la
acidificación matricial debe ser realizada a bajos caudales de inyección y generalmente
su efecto se limita a remover daños someros de la formación (lavado).
37
Figura-4: Acidificación matricial.
(a) Un tratamiento de acidificación matricial consiste
en inyectar lentamente ácido en la formación de manera que penetre en los espacios existentes entre los poros de la roca sin fracturar las formaciones.
(b) La acidificación matricial se usa
principalmente en formaciones areniscas para disolver materiales no deseados que han invadido los poros de la roca durante la perforación, cementación y operaciones de completación.
Fuente: Eng.201 Fundamentals of acidizing and Nitrogen – BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
ACIDO
ACIDO
38
Después de que los canales de flujo son agrandados, los materiales que crearon el daño
se pueden remover de la formación. Al tratar un daño de formación como por ejemplo
un revoque o incrustaciones, hay que forzar con presiones menores las de fractura.
Para lograr una penetración máxima con acidificación matricial, el ácido debe tener una
baja viscosidad y una baja tensión superficial. No se deben usar ácidos gelificados ni
emulsionados porque su viscosidad y tensión interfacial aumentan considerablemente
las presiones de inyección.
Tanto en fracturas como en acidificación matricial, la estimulación efectiva depende de
que la formación productora mejore e incremente la permeabilidad en una extensa red
de canales que servirán de sistema colector para transportar el crudo de la roca de baja
permeabilidad hacia el borde del pozo.
2.4.3.1 ACIDIFICACIÓN MATRICIAL DE POZOS HORIZONTALES
Los pozos horizontales son normalmente enfocados para formaciones delgadas con
buena permeabilidad vertical y reservorios que sufren de problemas de conificación.
En acidificación matricial de pozos horizontales, todos los aspectos de diseño que se
aplican a los pozos verticales deben ser considerados. Colocar los fluidos de tratamiento
a lo largo de la longitud de la sección horizontal es crítico para el éxito de cualquier
estimulación. En la mayoría de los casos el ácido tiene una tendencia a entrar a la
sección de mayor permeabilidad, obteniendo así solamente un estimulación parcial.
39
Para solucionar este problema, varios métodos han sido aplicados para mejorar la
distribución de los fluidos de estimulación a lo largo del pozo. Estos métodos incluyen
divergentes químicos, mecánicos, tubería flexible.
En general la tubería flexible proporciona el método más efectivo de lavados ácidos y
estimulación matricial, y puede ser usado para obtener una adecuada cobertura de la
zona de interés. El CTU es bajado hasta el final de la sección horizontal y recogido
hasta la sección vertical mientras bombea el ácido y los divergentes de etapas. Estos
movimientos ascendentes y descendentes del tubería de producción se repiten varias
veces hasta completar el bombeo de todas las fases del tratamiento.
Las secciones horizontales a ser tratadas pueden llegar a ser de miles de pies de
longitud, usualmente en el país son de 2000 pies y los volúmenes de tratamiento se
incrementan; sin embargo el aspecto económico debe ser tomado en cuenta para llegar a
determinar volúmenes, químicos y diferentes técnicas de tratamiento.
Por ejemplo BJ Services recomienda que en un pozo vertical un tratamiento pequeño
puede requerir de 50 a 100 galones de ácido por píe de perforados para remover un
daño (3). Si la zona de interés fue de 50 pies de longitud, el volumen total de ácido
requerido debería ser de 2500 a 5000 galones. Si este mismo tratamiento se requiere
para una sección horizontal con una zona de pago de 1000 pies de longitud, un
tratamiento “pequeño” de 50000 a 100000 galones de ácido puede ser requerido. Este
tipo de volúmenes y aún más grandes se recomienda, para una buena estimulación
40
matricial de pozos horizontales. Volúmenes de tratamiento para una buena estimulación
matricial van de 75 a 100 galones por pie de perforados.
Los inconvenientes de este método de estimulación son los tiempos de exposición
prolongados del ácido a la tubería de producción, los caudales de bombeo por las
restricciones de la tubería flexible y las dificultades del agente divergente para obtener
una óptima limpieza a lo largo de todo el intervalo productor.
2.5 DAÑOS POR ACIDIFICACIÓN
Daños de formación ocurrirán casi siempre durante un tratamiento ácido, aún así es
necesario tomar en cuenta que los beneficios de una buena estimulación pesan más que
los efectos negativos de los daños creados o existentes. Cuando se diseña un tratamiento
de estimulación matricial, el ingeniero debe estar consciente y enterado de varios tipos
de daño que pueden ocurrir y tomar las medidas necesarias para prevenir. Los tipos más
comunes de daños de formación causados durante una acidificación son los siguientes:
• Desconsolidación de formaciones
• Movilización de finos
• Reacción de sub-productos
• Incompatibilidades químicas
• Precipitación de compuestos de hierro
• Emulsiones y lodo asfáltico
41
2.5.1 DESCONSOLIDACIÓN DE FORMACIONES
Los problemas y daños resultantes de la desconsolidación de formación pueden ser muy
severos. Permeabilidad reducida debido a la movilización de material de la formación
puede taponar los canales de flujo y parar la producción. El flujo de arena de formación
hacia el borde del pozo causa numerosos problemas al equipo de producción de
subsuelo y de superficie, que pueden llegar a ser extremadamente costosos.
Los potenciales daños por desconsolidación dependen de la geomorfología de la
formación, concentración y volumen del ácido a ser bombeado. Por ejemplo si la
formación consiste de 10% de material carbonato y este es el material cementante de los
granos de la arena, no es recomendable disolver todo este material con ácido. La
concentración y volumen del ácido deben ser reducidas, además del uso de preflujos
adelante de la solución tratante principal.
En el caso donde los granos de arena son cementados con materiales arcillosos, los
volúmenes y concentraciones de ácido fluorhídrico deben ser reducidos. Un
conocimiento completo de la mineralogía, geomorfología, solubilidad al HCl al 15% de
la formación es esencial.
2.5.2 MOVILIZACIÓN DE FINOS
La liberación y movilización de arcillas y otros materiales silicatos pueden dañar
severamente la productividad de un pozo. Una vez que un volumen dado de ácido fuerte
disuelve más formación que el mismo volumen de ácido débil, un gran volumen de
finos insolubles puede ser liberado por la reacción. Como el pozo es puesto en
42
producción, los finos que han sido liberados pueden migrar, puentear y taponar el área
cercana al borde del pozo. Los finos liberados también pueden actuar para estabilizar
emulsiones. El uso de surfactantes no-iónicos, aniónicos, o solventes mutuales
ayudarán a la mojabilidad de estos finos y así prevenir la estabilización de emulsiones.
Si los finos llegan a oleo-humectarse, la habilidad de estos para migrar se incrementa.
Deben considerarse el uso de agentes de suspensión de finos, estabilizadores de finos,
ácidos retardados o en el caso de fracturas de calizas, ácidos gelificados y reticulados.
2.5.3 REACCIÓN DE SUBPRODUCTOS
Cuando el sulfato de Calcio en forma anhydra o yeso está presente en la formación,
puede presentarse el problema de re-precipitación. Esto ocurre porque este sulfato es
menos soluble en ácido gastado que en ácido vivo.
Una vez que el sulfato de Calcio tiene una máxima solubilidad en ácido Clorhídrico
dentro de un rango de 8% al 12%, su re-precipitación puede ser minimizada por el uso
de soluciones ácidas de alta concentración. Al entrar a la formación la solución ácida
disuelve una mínima cantidad de yeso. Sin embargo el Cloruro de Calcio formado
como un sub-producto por reacción del ácido y caliza ejerce un efecto contrario,
resultando en una sobre estabilización de la cantidad de yeso disuelto.
Bajando la solubilidad del sulfato de Calcio, el Cloruro de Calcio incrementa la
viscosidad del ácido gastado. Una solución de HCl al 15%, cuando ha reaccionado
completamente con caliza, llega a tener en solución un 18.9% de Cloruro de Calcio
(CaCl2). Si la concentración del ácido ha sido del 28%, el ácido gastado podría
43
contener un 30.7% de Cloruro de Calcio (CaCl2). La viscosidad de la solución final es
cerca del doble que la primera y cerca de tres veces que del HCl al 15%. En un pozo con
una presión de formación relativamente baja este incremento en viscosidad reduce el
aporte de fluido hacia el borde del pozo, permitiendo que el material insoluble liberado
de la formación por el tratamiento se precipite en las fisuras y porosidad de la formación
y por consiguiente se reduce el flujo de gas o petróleo.
Ácidos fuertes desgastados, tendrán las más altas concentraciones de sub-productos de
reacción disueltos que un ácido débil. La solubilidad de otras sales es usualmente bajo
en ácidos fuertes desgastados. Si se encuentra agua de formación con alto contenido de
Cloruro de Sodio, hay mayores probabilidades de que ocurra una precipitación de sal.
Hay muchos sub-productos de reacción que pueden formarse cuando ciertos minerales
son disueltos por el ácido Fluorhídrico. La cantidad de precipitados formados
usualmente es altamente dependiente de la temperatura estática de fondo de pozo y el
tiempo de contacto en la formación.
Los precipitados de bi-Fluoruro de Calcio es un sub-producto formado por la reacción
del ácido Fluorhídrico vivo con Carbonato de Calcio, material encontrado en la matriz
de las areniscas. Igualmente BJ Services afirma que el ácido Fluorhídrico reacciona con
arcillas minerales, pudiendo formar sub-productos como ácido fluosilícico (H2SiF6) y
ácido fluoalumínico (H3AlF6). Estos ácidos reaccionarán en el futuro con materiales
carbonatos para formar Sílice y Aluminio respectivamente (4). Estos compuestos
hidratados precipitarán fuera de la solución en volúmenes mayores que el material
44
original disuelto de la formación, así incrementa significativamente el potencial daño.
El contenido de feldespato en una arenisca a menudo no se lo toma en cuenta. El ácido
Fluorhídrico reacciona con el feldespato de Potasio y formará precipitados de
hexafluosilicato de Potasio. El hexafluosilicato de Sodio también precipitará a altas
concentraciones de ácido Fluorhídrico reaccionando con feldespato de Sodio.
La hidrosílica amorfos (tetrafluoruro de sílice) siempre será un sub-producto de
reacción del ácido Fluorhídrico con formaciones areniscas. Esto no puede ser prevenido,
pero el daño causado por este y otros precipitados pueden ser minimizados con una
estimulación ácida bien diseñada y ejecutada.
Las siguientes son unas guías generales que pueden ser usadas para minimizar el daño
asociado con precipitados formados como sub-productos de reacción con ácido
Fluorhídrico:
Usar agentes secuestrantes y quelantes en base a las propiedades mineralógicas de la
formación.
Determinar volúmenes de preflujo de ácido Clorhídrico (HCl) y tratamiento de ácido
Fluorhídrico (HCl:HF) de acuerdo a análisis de solubilidad, permeabilidad y porosidad.
• Sobreflujo de tratamiento ácido de cuatro a cinco pies de penetración del borde
del pozo.
45
• Minimizar tiempos de contacto del ácido a lo esencialmente necesarios.
• Concentraciones del ácido deben ser determinados de acuerdo a temperaturas
estáticas de fondo de pozo.
2.5.4 INCOMPATIBILIDAD DE ADITIVOS
Cuando escoge los aditivos a ser usados en un tratamiento ácido, hay que considerar
siempre la compatibilidad de los aditivos con los demás y con el ácido. Solubilidad,
dispersibilidad y compatibilidad química deben ser analizados en el laboratorio antes de
bombear el sistema ácido hacia el pozo.
2.5.4.1 SOLUBILIDAD
Algunos aditivos son solubles en ácido a bajas concentraciones solamente. A altas
concentraciones, estos aditivos flocularán. Si el aditivo es soluble en aceite, flotará
sobre la fase acuosa.
2.5.4.2 DISPERSIBILIDAD
Si utiliza aditivos solubles en aceite, como por ejemplo Xileno, JP-1, diesel en un
sistema ácido, estos no se mezclarán y permanecerán flotando sobre la fase ácida. El uso
de aditivos adecuados mantiene dispersos en el sistema ácido a los fluidos solubles en
aceite. Aditivos como solventes mutuales, demulsificantes también ayudan a este
propósito.
46
2.5.4.3 INCOMPATIBILIDAD QUÍMICA
El problema más común encontrado aquí es la mezcla de aditivos catiónicos con
aniónicos. Estos a veces pueden formar precipitados. A veces es necesario mezclar
catiónicos con aniónicos, por ejemplo los ácidos retardados a menudo usan surfactantes
aniónicos para emulsionar el ácido, mientras que casi todos los inhibidores de corrosión
son catiónicos, como también unos pocos agentes anti-lodo asfáltico. En estos casos
deben tomarse en consideración el uso de preflujos y posflujos con solventes mutuales,
para minimizar efectos de incompatibilidad química.
2.5.5 COMPUESTOS DE HIERRO
La precipitación de hidróxido de hierro puede dañar severamente un pozo. Hay dos
tipos de hidróxido de hierro que necesitan ser considerados, Ferroso(Fe2+ ) y Férrico
(Fe3+).
El hidróxido Ferroso precipitará a un PH de 5 o más, y el hidróxido Férrico precipitará a
un PH de 2.2 o más. Algunos agentes controladores de hierro son diseñados para reducir
el hierro Férrico (Fe3+) a hierro Ferroso (Fe2+), mientras otros son diseñados para
mantener un PH bajo (ácido Acético).
La más común fuente de problemas de hierro en un pozo son las tuberías, tubería de
producción cubierto con escala que están en forma de óxido Ferroso (FeO) y óxido
Férrico (Fe2O3). El ácido disolverá y desalojará esta escala de la tubería de producción
cuando es bombeado hacia el pozo y lo transportará dentro de la formación.
47
Los agentes controladores de hierro pueden controlar efectivamente hasta 10000 ppm de
hierro. Algunos estudios han demostrado que 10000 ppm de hierro disuelto puede ser
llevado por el ácido en menos de 9000 pies de tubería de producción. Por esta razón las
tuberías de tratamiento siempre deben ser limpiadas de escalas de hierro con un
tratamiento de limpieza de tubería de tratamiento antes de bombear ácido hacia la
formación.
2.5.6 EMULSIONES Y LODO ASFÁLTICO
2.5.6.1 EMULSIONES
La mayoría de crudos contienen químicos naturales que frecuentemente actúan para
estabilizar emulsiones formadas con ácido o con ácido gastado durante un tratamiento.
En general la tendencia a formar emulsiones se incrementa con la concentración del
ácido. La viscosidad de una emulsión, será mayor que la viscosidad de cualquiera de sus
componentes, esto significa que el flujo de la formación hacia el borde del pozo es
obstruido. Es costoso remediar emulsiones de fase acuosa una vez que se ha formado.
Cuando diseñe tratamientos debe ser considerado lo siguiente:
• Las emulsiones pueden ser prevenidas con las pruebas.
• Los crudos pueden tener diferentes tendencias a formar emulsiones
• Sobre aditivar con surfactantes puede causar una emulsión
La producción es afectada severamente por las altas viscosidades de las emulsiones. Las
emulsiones son usualmente muy fáciles de prevenir mediante la selección del correcto
48
surfactante y puede ser determinado fácilmente por pruebas simples de laboratorio.
Siempre que sea posible las pruebas de emulsión y compatibilidades deben ser corridas,
mediante el uso de muestras de crudo de fondo de pozo con las soluciones de
tratamiento. A menudo es asumido que si un sistema ácido no forma emulsión con un
crudo del mismo campo, no formará con otros; pero esto no siempre es verdad. El crudo
puede tener diferentes tendencias a formar emulsiones.
2.5.6.2 LODO ASFÁLTICO
Algunos crudos reaccionan químicamente con ácido clorhídrico durante un tratamiento
de estimulación para formar partículas sólidas o semi-sólidas llamadas lodo asfáltico.
Esto puede restringir o taponar completamente los canales de flujo en la formación
productora, reduciendo la efectividad del tratamiento ácido. Lo siguiente puede ser
dicho de los lodos asfálticos:
• Se forma en pozos que producen crudo asfáltico (la mayoría de los pozos de
Petroproducción)
• Puede ser prevenido si son probadas
• PH bajos desestabiliza la dispersión coloidal asfáltica
• Se requieren volúmenes grandes de solventes aromáticos (Xyleno, Tolueno) para
su remoción.
• Se forma más rápidamente con ácidos concentrados.
49
La formación de lodo asfáltico mientras estimula la formación, puede ocurrir con
cualquier crudo que contenga asfaltenos. En general se puede decir que si un crudo tiene
la tendencia a formar lodo asfáltico, más fácilmente se formará con ácidos fuertes y con
grandes volúmenes. Los crudos con esta tendencia pueden ser identificados por una
simple prueba de laboratorio y los tratamientos pueden ser diseñados para prevenir su
formación.
El lodo asfáltico se forma cuando los asfaltenos son precipitados fuera de la fase
petróleo. Existen materiales asfálticos en la formación como una dispersión de
diminutas partículas de asfaltenos penetradas y adsorbidas por maltenos. Estas miscelas
de maltenos-asfaltenos son establecidas por una doble adherencia electrolítica. El
ambiente de bajo PH creada por ácidos rompen esta adherencia y causa
desestabilización de los asfaltenos, permitiendo agregar y precipitar fuera de la fase de
crudo.
Un lodo asfáltico es extremadamente difícil de remover porque es insoluble en la
mayoría de las soluciones de tratamiento, así los mejores esfuerzos son canalizados
hacia la prevención que a la corrección. Concentraciones tan bajas de ácido como del
1% han producido lodo asfáltico en crudos suceptibles, generalmente la prevención es
más difícil cuando se incrementa la concentración de ácido.
50
2.6 ADITIVOS DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA
Los siguientes aditivos se usan en los fluidos de acidificación: inhibidores de corrosión,
estabilizadores de arcillas, secuestrantes de hierro, reductores de hierro, retardadores,
surfactantes (sistemas anti-lodo asfáltico alcohol, solventes mutuales), reductores de
fricción, divergentes, agentes para el control de bacterias.
2.6.1 INHIBIDORES DE CORROSIÓN (CI)
La corrosión es definida como la deterioración de una sustancia por su reacción con lo
que le rodea. Los inhibidores de corrosión son compuestos químicos que demoran la
corrosión que produce el ácido. Las unidades de medida que se utilizan para determinar
la cantidad de corrosión son las siguientes:
1. Pérdida de peso en libras por pie cuadrado. La unidad de medida de pérdida de
peso es la que utilizan la mayoría de las compañías de servicios y sus clientes para
determinar cuánto metal se ha perdido durante un período de contacto entre el ácido y la
tubería.
2. Velocidad de corrosión en libras por pie cuadrado por día. Esta unidad describe
lo que esté ocurriendo en cualquier instante. Esta medida generalmente no se mantiene
igual durante ningún tratamiento con ácido; de modo que no se puede usar para
determinar cuánto peso se perderá durante el tratamiento.
Los factores que afectan la cantidad de tubería que se pierde durante un tratamiento
ácido son: temperatura, tiempo de contacto, concentración del ácido y tipo de metal.
51
Los inhibidores se emplean en todo tratamiento ácido para proteger los equipos de las
compañías operadora y la de servicios. Los tipos de inhibidores de uso general son los
orgánicos y los inorgánicos:
Los inhibidores funcionan de la siguiente manera: una capa de moléculas del inhibidor
se debe adherir a la superficie del metal. La capa mantiene al ácido alejado de parte de
la superficie y demora algunos de los pasos de la corrosión.
Los efectos que tienen los químicos en la acción del inhibidor son que (1) el ión sulfito
(SO3) del ácido a granel interfiere con el inhibidor. (2) Los surfactantes presentes en la
formulación del ácido pueden o mejorar o dañar al inhibidor, dependiendo de la
combinación exacta de inhibidor, formulación del ácido, surfactante y condiciones de
exposición.
Los efectos que tiene el inhibidor en la acción de los demás químicos son los siguientes:
1. Si el inhibidor contiene un surfactante, puede tener tendencias emulsionantes o
desemulsionantes.
2. Alguna parte del inhibidor puede interferir con la acción de una formulación de
ácido. Por ejemplo, no todos los inhibidores orgánicos permiten que los surfactantes
retarden la reacción del ácido.
Algunos inhibidores de corrosión comerciales son: CI-11, CI-25, CI-30.
2.6.2 RETARDADORES
La razón por la cual se retardan los tratamientos de ácido es para obtener una velocidad
de reacción más lenta con la formación para alcanzar una penetración más profunda del
ácido vivo.
52
Los factores que afectan la velocidad de reacción son la temperatura, presión, pureza de
la roca y movimiento del fluido de tratamiento.
La concentración del HCl depende del área, de las pruebas de solubilidad al ácido,
experiencia en el área. Si la formación tiene menos de 10% de solubilidad, se utiliza
una concentración de ácido HCl de 9 al 15 por ciento. A continuación una tabla de las
formas de retardar ácido:
Tabla-4: Formas de retardar ácido
Acido solo
Mezcla de HCl + orgánico
Retardado
químicamente
Retardado físicamente
Ácido HCl HCl + Orgánico = Sistemas
Retardados Sta-Live Ácidos
Emulsionados Fuente: Acidificación Fase I – USA 1993 Elaborado por: Segundo Guaján
La velocidad de reacción del ácido en la formación se puede retardar cambiando las
propiedades del tratamiento con ácido. Los sistemas de ácido se pueden retardar con
medios químicos o físicos, o mezclando el HCl con un ácido orgánico.
Combinar HCl con ácidos orgánicos permite retardar con menos corrosión a
temperaturas más altas (mayores a 200 ºF) y proporciona la capacidad de secuestrar el
hierro disuelto después de que el ácido se desgasta en las formaciones de carbonatos.
Estos sistemas suministran una capacidad de reacción equivalente a la del HCl
dependiendo del sistema que se emplee.
53
Para retardar químicamente el HCl se agregan surfactantes especiales designados para
retardar la velocidad de reacción en carbonatos. Para retardar físicamente, se emulsiona
el ácido con solvente JP-1, diesel y/o aromáticos; el retardo se logra mediante una fase
externa de solvente que rodea las gotitas del ácido.
2.6.2.1 SISTEMA ESPECIAL DE ÁCIDO HF RETARDADO
La reducción de permeabilidad en el borde del pozo, causado por invasión de sólidos de
perforación, hinchamiento de arcillas, migración de finos, cambios de humectabilidad;
tradicionalmente se ha limpiado mediante la inyección de formulaciones que contienen
HF, el cual ataca minerales de sílice, arcillas y cuarzo; generando reacciones complejas
que producen precipitados secundarios y terciarios que impedirán una buena limpieza
de formación.
El uso de formulaciones ácidas retardadas que generan lentamente HF por la hidrólisis
de uno o más de sus componentes, permiten mayor penetración del HF hacia la
formación. Este sistema especial para estimulación de formaciones areniscas que
elimina el uso de preflujos y postflujos ácidos es uno de los últimos avances de la
tecnología en acidificación.
Un sistema comercial de HF retardado es el BJ Sandstone AcidTM.
2.6.3 SURFACTANTES
Un agente tensoactivo es una sustancia que altera las propiedades de un medio líquido
en una superficie o en una interface, usualmente reduciendo la tensión superficial o
interfacial entre líquidos-sólidos, líquidos-líquidos, y líquidos-gases. Los agentes
54
tensoactivos se emplean en estimulación, completación y operaciones de
reacondicionamiento para reducir la tensión superficial del agua. Al seleccionar un
agente tensoactivo para un tratamiento, se debe considerar la compatibilidad del agente
con el crudo, y con la fase acuosa involucrada en particular (ácido, fluido de
reacondicionamiento, agua de formación, lodo, o filtrado de cemento).
Un agente tensoactivo efectivo debería:
1. Romper las emulsiones o evitar las emulsiones (dependiendo del propósito del
tratamiento).
2. Romper el bloqueo por agua de los espacios de los poros
3. Establecer características de humectabilidad favorables para la roca del yacimiento.
En areniscas una formación humectada por agua tendrá una mayor permeabilidad al
petróleo.
4. Desplazar el petróleo de las partículas y finos humectados por agua.
5. Ser soluble en el fluido de tratamiento.
6. No debe sobretratar. Sobre aditivar con demulsificante puede provocar daño más
severo a la formación.
7. Ser compatible con otros químicos que se encuentren en el pozo.
2.6.3.1 SISTEMAS ANTI-LODO ASFÁLTICO
La formación de lodo asfáltico durante la estimulación con ácidos, se presentan
ocasionalmente en algunas áreas de la cuenca oriente. Generalmente se forma cuando
crudos sensibles de la formación entran en contacto con algún sistema ácido. Ciertos
55
crudos contienen una suspensión coloidal de material asfáltico y cuando encuentran un
ambiente ácido, una parte o toda esta suspensión coloidal se precipita, no se disuelve en
los fluidos de formación y la mayoría tienen una limitada solubilidad a los fluidos de
tratamiento.
La formación de lodo asfáltico puede restringir severamente o taponar completamente
los canales de flujo de una formación.
2.6.3.1.1 MÉTODOS PARA PREVENIR LA FORMACIÓN DE LODO
ASFÁLTICO
Aplicar un preflujo con un solvente de hidrocarburos adelante de un tratamiento con
ácido constituye uno de los métodos para prevenir la formación de lodo asfáltico. El
solvente ayuda a desplazar y diluir el petróleo sensible y a minimizar el contacto entre
la solución de tratamiento con ácido y el crudo no diluido. Los preflujos con solvente
que comúnmente se utilizan son diesel, JP-1 y xyleno.
En la solución de tratamiento con ácido también se emplean aditivos anti-lodo asfáltico
para prevenir la acumulación de lodo asfáltico. La estabilización de las suspensiones
coloidales ayuda a disminuir o evitar la precipitación de sólidos asfálticos cuando la
solución de tratamiento con ácido entra en contacto con el crudo.
NE-32 es un aditivo líquido soluble en ácido diseñado para utilizarlo en soluciones de
tratamiento con ácido para eliminar o minimizar la formación de un lodo asfáltico. Se
56
deben hacer pruebas, ácido/petróleo para determinar la concentración óptima del anti-
lodo asfáltico que se debe usar.
2.6.3.1.2 MÉTODOS DE REMOCIÓN DE LODO ASFÁLTICO
El lodo asfáltico se remueve mediante uno de dos métodos: tratamientos con solventes y
métodos mecánicos.
• Tratamientos con solventes: como se indicó anteriormente, la mayor parte del lodo
asfáltico tiene una solubilidad limitada, sin embargo para remover este problema se
puede usar solventes que contienen surfactantes. El solvente y el surfactante
ayudarán a dispersar y disolver los sólidos, permitiendo extraerlos del pozo.
• Acciones mecánicas como suaveo y el lavado también se utilizan para remover este
tipo de daño.
57
Tabla- 5: Características de los productos surfactantes
Prod.
Compos iónicaª
Tipo de
solubilidadb
Propiedades humectantesc
Usosd
Areniscas Calizas NE-10 A Acuosa,
Aceite HA HP EBA, NE
NE-18 N Acuosa, Aceite
HA HA NE, EBA,
NE-22 C Acuosa, Aceite
HP HA NE, S
NE-32 A Acuosa, Aceite
HA HP AL, NE, E
NE-940 N Acuosa, Aceite
HA HP NE, EBA
FAW-18 N Acuosa HA HA Esp
FAO-25 N Aceite HA HA Esp
INFLO-45 C&N Acuosa HA HA PT, RF
INFLO-100 C&N Acuosa HA HA PT, RF, NE
MMR-2 N Acuosa HA HA S, D
MMR-4 C Acuosa HP HA S
S-400 N Acuosa HA HA D, Esp, E
a) A= Aniónico, C= Catiónico, N= no iónico, y Anf = anfotérico. b) Un surfactante puede ser completamente soluble o dispersable en un fluido acuoso (agua, salmuera,
ácido) o aceitoso (hidrocarburos aromáticos y alifáticos o petróleo crudo). c) HA = mojado (humectado), al agua, HP = mojado (humectado), al petróleo. Las propiedades de
mojabilidad (humectación) que se muestran usan surfactantes en sistemas agua-aceite. La característica de mojabilidad (humectabilidad), no obstante, puede cambiar con respecto a la que se muestra en la tabla cuando se usa una combinación de surfactante en un fluido de tratamiento.
d) RA = retardador de ácido, AL = agente antilodo, B = bactericida, A = estabilizador de arcilla, D = detergente/dispersante, E = emulsionante, EBA = rompedor de emulsión-bloqueo por agua, Esp = agente espumante, PT = aditivo poco tensoactivo, SM = solvente mutuo, NE = no emulsionante, S = agente suspensor de limos/finos, y RF = recuperación de fluido.
Fuente: Hojas técnicas de productos BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
58
Tabla-6: Agentes tensoactivos comerciales de BJ Nombre comercial Propósito principal
Surfactantes No iónicos
Magnacide-575
Biocida 1. Agua y salmuera (ligera) 2. Acido
US-40 Solvente mutual y humectante al agua; ayuda a recuperar el ácido desgastado de las formaciones de areniscas.
NE-18 Evita la formación de emulsiones, dispersa el lodo, y desemulsiona 1. Agua y salmuera (ligera) 2. Acido
Surfactantes catiónicos NE-22 Evita la formación de emulsiones, y desemulsionante
1. Agua y salmuera 2. Acido 3. Petróleo
INFLO-45 Reductor de la tensión superficial, recobro de agua de pozos de gas, y evita la formación de emulsiones 1. Agua y salmuera 2. Acido
Surfactantes aniónicos
NE-10
Agente removedor de bloqueos por emulsiones y bloqueos por agua 1. Petróleo 2. Agua y salmuera 3. Acido
NE-32 Evita la formación de emulsiones, desemulsionante, aditivo anti-lodo asfáltico 1. Agua y salmuera 2. Acido
FAW-12 Agente espumante 1. Agua y salmuera 2. Acido
Surfactantes anfotéricos
FAW-9
Agente espumante 1. Agua y salmuera 2. Acido
Fuente: Hojas técnicas de productos BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
59
2.6.4 SOLVENTE MUTUAL
Un solvente mutual es un material que es soluble tanto en soluciones acuosas como en
hidrocarburos. También puede ayudar a solubilizar una solución acuosa en una solución
de hidrocarburos o viceversa.
El empleo de solventes mutuales en la estimulación con ácido de un yacimiento de
areniscas es una práctica común. Los solventes mutuales se han utilizado directamente
en las soluciones de ácidos o solventes en los preflujos y posflujos por las siguientes
razones:
• El solvente mutual ayuda a reducir la saturación de agua en las inmediaciones del
pozo al disminuir la tensión superficial del agua, evitando así que se formen
bloqueos por agua; y al solubilizar una porción del agua en una fase de
hidrocarburo, reduciendo de esta manera la cantidad de saturación de agua
irreductible.
• Contribuye a que la formación se humecte con agua, manteniendo así la mejor
permeabilidad relativa para la producción de petróleo.
• Evita que los finos insolubles se humecten con petróleo y estabilicen las emulsiones.
• Ayuda a mantener la concentración necesaria de surfactantes e inhibidores en
solución al ayudar a prevenir la adsorción de estos materiales.
BJ Services recomienda que la concentración normal de solvente mutual en el
tratamiento oscila entre el 5% y el 10%. Los resultados óptimos se han conseguido con
concentraciones del 10% en volumen (5).
60
2.6.5 AGENTES REDUCTORES DE FRICCIÓN
Los agentes reductores de fricción se utilizan para suprimir la turbulencia y reducir la
presión por fricción de los fluidos cuando atraviesan las tuberías. Los reductores de
fricción que se emplean hoy en día son polímeros de cadenas largas naturales o
sintéticos. Se usan dos tipos de fluidos base en la estimulación de pozos y son base
aceite (kerosene, diesel, crudo, JP-1, aceites); y base acuosa (agua, salmueras y ácidos).
Agentes reductores de fricción para fluidos base aceite son polímeros sintéticos, que
actúan como geles, mientras que los agentes reductores para sistemas acuosos son
gomas naturales y polímeros sintéticos. No todos estos polímeros actúan eficazmente en
la soluciones de tratamiento con ácido, por ejemplo muchos polímeros naturales (guar)
son eficientes en agua y salmueras, pero totalmente inefectivos en ácido. El ácido
descompone algunos de estos polímeros muy rápidamente, dejándole al agente muy
pocas de sus propiedades reductoras de fricción. Polímeros no-iónicos de alto peso
molecular son usados comúnmente como reductores de fricción para ácido.
2.6.6 AGENTES DIVERGENTES
Los agentes divergentes son materiales sólidos usados para asegurarse que un
tratamiento de estimulación sea distribuido uniformemente a lo largo de un intervalo. Al
estimular se necesita distribuir los fluidos de tratamiento por todo el intervalo de interés;
muchas formaciones tienen una o más secciones cuya permeabilidad varía
enormemente. Cuando se realiza un tratamiento de estimulación en una formación que
posee zonas de permeabilidad variable, el ácido normalmente sigue la vía de menor
resistencia. Por lo tanto, si no se añade ningún tipo de divergente, solamente se logrará
estimular las zonas más permeables, quedando las zonas restantes inalteradas.
61
Para ayudar a obtener un tratamiento uniforme en todo el intervalo de interés, se usan
varias formas de divergencia: mecánicos, espumas, bolas sellantes, sólidos, químicos.
2.6.6.1 DIVERGENTES MECÁNICOS
Los divergentes mecánicos que se emplean normalmente comprenden los tapones
puente, packers que aíslan las zonas de interés. Estos tipos de agentes divergentes son
generalmente los más eficaces para lograr una estimulación uniforme en toda la
formación. No siempre se puede usar divergentes mecánicos por: costos, tiempo,
condiciones mecánicas del pozo.
2.6.6.2 ESPUMAS
Espumas generadas con Nitrógeno han sido usados para diverger tratamientos por años;
ácido, petróleo, solventes, diesel pueden ser espumados. La espuma incrementa la
viscosidad lo suficiente, para que alcance la presión requerida para que el resto del
tratamiento vaya a una zona más permeable. Hay tres tipos de espumas:
• Espumas de Nitrógeno base agua o base hidrocarburo
• Espumas de Dióxido de Carbón base agua
• Espumas base Metanol
2.6.6.3 BOLAS SELLANTES
Las bolas sellantes, están generalmente hechas de nylon, caucho, o nylon recubierto
con caucho. Estas bolillas están diseñadas para sellar temporalmente las entradas a los
62
perforados, se inyectan generalmente en el fluido de tratamiento en su debido momento.
A medida que el fluido que lleva las bolillas sellantes entra en los perforados, se aloja y
bloquea el ingreso de fluido. Una vez detenido el fluido de inyección, la fuerza que
sostiene la bolilla desaparece y entonces cae al fondo del pozo. Vienen en diversos
tamaños, densidades; depende del tamaño del perforado a sellar, de la densidad y del
tipo de fluido de tratamiento que se vaya a utilizar. Es un método de divergencia
efectivo si se utiliza de manera adecuada. No se recomienda en pozos con orificios de
cañoneos no uniformes, revestimientos ranurados, empaque de grava y completaciones
de hueco abierto.
2.6.6.4 DIVERGENTES SÓLIDOS
Los agentes divergentes sólidos son los divergentes que más se utilizan. Estos sólidos
crean una restricción en las secciones de la formación que aceptan fluido más
fácilmente. La restricción obliga a que se abran las demás secciones de la formación.
Estos sólidos deben reunir los siguientes parámetros para que se puedan usar como
materiales divergentes:
• Deben ser solubles en petróleo, agua o ambos.
• La solubilidad de estos sólidos debe ser lo suficientemente lenta para que el fluido
de tratamiento sólo disuelva una pequeñísima cantidad del agente bloqueador al
principio, pero lo suficientemente rápida en los fluidos producidos para que se
limpie en menos de 20 horas. El tamaño de la partícula y la distribución de los
agentes divergentes sólidos a menudo determina el tipo y la efectividad del bloqueo
que se obtiene. Los agentes sólidos divergentes también deben ser compatibles con
63
todos los fluidos asociados al pozo que se va a tratar. En otras palabras, no se debe
usar un agente divergente que reaccione en forma indeseable con los fluidos de
tratamiento o los fluidos de la formación.
Algunos de los agentes divergentes sólidos usados en acidificación son sal en grano,
ácido Benzoico, ácidos orgánicos, ácidos inorgánicos y polímeros de cera; estos se
pueden utilizar solos o con otros materiales. La mayoría de los agentes divergentes se
transportan generalmente en etapas seleccionadas de la solución de ácido.
2.6.6.5 DIVERGENTES QUÍMICOS
Divergentes químicos que forman precipitados o emulsiones cuando son contactados
por un catalizador externo.
2.6.7 AGENTES CONTROLADORES DE BACTERIAS
2.6.7.1 TIPOS DE BACTERIAS
Las bacterias pueden ocasionar problemas en las operaciones del campo petrolero.
Aunque estas bacterias son extremadamente pequeñas (1,0 a 3,0 micras), el número
absoluto de bacterias puede provocar problemas de taponamientos. Algunas de estas
bacterias que ocasionan problemas son las (1) bacterias sulfatorreductoras, (2) bacterias
productoras de limo, y (3) bacterias del hierro.
La bacteria que más preocupa a los productores de petróleo es el sulfatorreductor. Esta
bacteria anaeróbica, necesita una atmósfera libre de oxígeno para difundirse. En un
64
ambiente sin oxígeno puede producir gas de sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas puede
corroer las tuberías de metal, durante esta corrosión, se produce sulfuro de hierro (FeS).
Este material es insoluble en agua y actuará como agente obstructor. El término
familiar agua negra se refiere a una suspensión de sulfuro de hierro en agua. Este
organismo se encuentra usualmente en las áreas estancadas de los sistemas, en el fondo
de fosas o tanques de almacenamiento, y debajo de depósitos, tales como acumulaciones
de incrustaciones, que proporcionan un ambiente anaeróbico.
Otro tipo de bacteria que causa problemas es el organismo productor de limo. En
condiciones aeróbicas, hay varios tipos de bacterias capaces de producir grandes masas
de limo, que pueden provocar serios problemas de taponamiento. Estas bacterias
generalmente se encuentran donde el agua dulce o de superficie entra en contacto con el
agua producida.
Una bacteria muy común que causa problemas es la bacteria del hierro. Esta bacteria
es aeróbica; tiene la capacidad de oxidar el ión Ferroso hidrosoluble en un ión Férrico
insoluble en agua en sus procesos metabólicos. El problema al que conducen las
bacterias del hierro es el taponamiento de los pozos productivos, filtros y líneas de
superficie.
2.6.7.2 BACTERICIDAS
Hay muchos químicos que se pueden usar para controlar el desarrollo de
microorganismos. El término más común usado para describir estos agentes químicos
65
diseñados para inhibir el desarrollo bacteriano es bactericida o biocida. Con el uso de
un bactericida se puede reducir o eliminar el serio problema que ocasionan las bacterias.
Los biocidas son efectivos para matar bacterias en concentraciones de 1 gal/500 bbls de
fluido de tratamiento, se usan con agua fresca, salmueras y soluciones ácidas. Algunos
nombres comerciales de biocidas son: Magnacide-575, Xcide-207.
2.6.8 CONTROLADORES DE HIERRO
Un tratamiento de acidificación exitoso debe controlar el hierro y sus problemas de
precipitación. Un pozo nuevo a menudo tiene subproductos de hierro de óxidos en las
tuberías, la severidad de estos depende del tiempo de almacenamiento de las tuberías y
su limpieza antes de correr en el pozo. Los pozos productores a menudo están expuestos
a gases corrosivos, como sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono que pueden
causar adicionales problemas de corrosión. Finalmente el agua de inyección en pozos
inyectores, contienen cantidades significativas de subproductos de hierro por corrosión.
Un bombeo de una solución de tratamiento ácido a un pozo productor o inyector
disolverá compuestos de hierro (óxido, sulfuro de hierro, carbonato de hierro, etc.)
presentes en las líneas de tratamiento, tubería de producción y revestimientos y los
llevará hacia la formación. Además, los minerales hierro existen en algunas formaciones
y desprenden hierro a la solución ácida.
Los inhibidores de corrosión no son efectivos en prevenir la reacción del ácido con estos
depósitos de corrosión de hierro. Así grandes cantidades de hierro pueden ser disueltos
66
por el ácido clorhídrico. En algunas ocasiones el óxido en tuberías puede desgastar más
de 100 galones de HCl al 15% por cada 1000 pies de tubería.
Tres problemas pueden resultar del transporte de hierro hacia la formación:
Primero, la interacción del ácido vivo conteniendo iones Férricos con reservorios de
hidrocarburos, especialmente asfaltenos, puede causar una depositación de materiales
orgánicos que son casi imposibles de remover.
Segundo, el ácido desgastado de la reacción con la formación alcanzará un PH que
causará la precipitación del hidróxido Férrico a un PH cercano a 2.5. Este hidróxido
insoluble es un material gelatinoso que se adhiere fuertemente a la superficie de la
formación y reduce la permeabilidad del reservorio.
El tercer problema es una re-precipitación del sulfuro de Hidrógeno. Esto involucra que
las escalas de sulfuro de hierro removido de las tuberías por el ácido, se precipitan por
el incremento del PH del ácido gastado sobre 1.9. Los resultados de estos problemas a
menudo pueden ser observados durante un tratamiento de acidificación, con un
significativo incremento de presión cuando el tratamiento ácido entra a la formación.
Los agentes controladores de hierro a menudo son usados para combatir estos
problemas. Estos agentes químicos no cambian la cantidad de productos de corrosión de
hierro disueltos, pero son muy útiles en prevenir la re-precipitación de compuestos de
hierro y la formación de asfaltenos inducidos por hierro. La limpieza de tuberías previo
a un tratamiento de acidificación limpieza de tubería de tratamiento, permitirá la
67
limpieza de depósitos de hierro, eliminando el acarreo del hierro hacia la formación con
el tratamiento principal.
2.6.8.1 OXIDACIÓN Y HIERRO DISUELTO
Hierro en solución se encuentra en dos estados de oxidación, Férrico y Ferroso, +3 y +2
respectivamente. El estado de oxidación es importante para el control del hierro porque
los dos forman compuestos de diferente solubilidad con los mismos aniones. De entre
uno de los manuales de BJ Services, nos dice que el hierro férrico precipitará como
hidróxido Férrico a un PH cercano a 2.5, mientras el hidróxido Ferroso se mantiene
soluble hasta un PH cercano a 7.5 .
Algunos estudios realizados por BJ. Services muestran que los sistemas ácidos que
entran a la formación durante un tratamiento pueden contener concentraciones de hierro
en solución que exceden los 10000 ppm. (6). El hierro disuelto está presente en ambos
estados de oxidación y la cantidad de cada uno variará dependiendo del ambiente en el
borde del pozo. Las pruebas con los fluidos retornados después de un tratamiento ácido
muestran una relación de 5:1 a 10:1 de Ferroso a Férrico.
68
Tabla-7: Cantidad de HCl al 15% para remover óxido férrico en superficie Cantidad de HCl al 15% requerido para remover Oxido Férrico de superficie de
tubería (3.5" OD) y cantidad de Cloruro Férrico producido Espesor de Oxido
Férrico (pulg) Lbs. de Oxido
Férrico por 1000 piesGalones de HCl al
15% gastado por 1000
pies.
Cloruro Férrico producido (lbs.)
0.005 106.83 109.1 217.0
0.010 213.66 218.2 434.0
0.015 320.49 327.4 651.4
0.020 427.32 436.5 868.0
0.025 534.16 545.6 1085.0
0.030 640.99 654.7 1302.0
Fuente: Fundamentals of acidizing, BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
El problema del control del hierro en soluciones ácidas es muy complicado por los
cambios de los estados de oxidación que pueden ocurrir en el fondo del pozo. EL hierro
ferroso es rápidamente oxidado a hierro férrico por agua que contiene oxígeno.
Adicionalmente el hierro férrico en presencia de agente reductor, como el sulfuro de
hidrógeno, puede ser reducido a hierro ferroso y produce el sulfuro. El conocimiento del
ambiente en que el ácido va a ser bombeado es esencial para la determinación de
apropiados materiales y cantidades de productos controladores de hierro a usar. Estos
aditivos son: agentes secuestrantes, agentes controladores de PH, agentes reductores.
Algunos agentes controladores de hierro comerciales son: Ferrotrol-210, Ferrotrol-300L
69
2.6.9 CONTROLADORES DE ARCILLA
La mayoría de las formaciones areniscas contienen cierto porcentaje de arcillas en su
composición mineralógica. Estas arcillas pueden estar presentes como parte de la
matriz, o recubriendo las paredes porales, o como capas en los poros. Partículas de
arcillas a menudo están en conjunción con los granos de arena y en particular están
concentrados cerca de lentes de lutitas. Una arenisca contiene entre 1% y 5% de arcillas
cuando es considerada una “arena limpia”. Una arena sucia podría contener entre el 5%
y 20% de arcilla. Formaciones de carbonatos contienen arcillas y están incorporados en
la matriz.
Las arcillas minerales se originan del desgaste y degradación de las rocas ígneas. El
origen mineral consiste de micas, feldespatos y minerales ferromagnesio.
2.6.9.1 ARCILLAS COMUNES.- los principales grupos de arcillas encontradas en una
roca reservorio son las siguientes:
Tabla-8: Arcillas comunes MONTMORILONITA Al2Si4O10(OH)2 . H2O
ILITA KAl2(AlSi3O10)(OH)2
KAOLINITA AlSi4O10(OH)8
CLORITA (Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8
CAPAS DE ARCILLAS
MEZCLADAS
COMBINACIÓN DE TODAS
Fuente: Fundamentals of acidizing, BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
70
2.6.9.1.1 MONTMORILONITA (Smectita, Bentonita).- es una arcilla encontrada en
abundancia en rocas terciarias y menos común en rocas mesozoicas mas profundas.
Tiene una composición cationica que da una habilidad de retener grandes cantidades de
agua, que extienden sus hojas como capas. Esta tendencia es la principal razón de que la
montmorilonita puede dañar la permeabilidad de la formación cuando está expuesta a
filtrados acuosos. La bentonita Wyoming contiene cerca de 85% de montmorilonita.
En general el agua fresca y los iones sodio tienen tendencia a hinchar estas arcillas, pero
el potasio y los iones calcio tienden a contraerlos. La permeabilidad de las formaciones
que contienen estas arcillas, serán reducidas a cerca de cero cuando se contacten con
agua fresca.
2.6.9.1.2 ILITA.- Ilita y clorita son las más abundantes arcillas minerales y
generalmente se encuentran en todas las rocas. La ilita es una arcilla diagenética que se
forma de la diagenesis de la montmorilonita. La ilita se parece a los pelos que revisten a
las paredes porales. La reducción de permeabilidad causada por ilitas dispersadas resulta
en un incremento de la tortuosidad.
La absorción de los iones potasio atan las capas de cristales de ilita previniendo la
expansión del agua. Cuando las condiciones prevalecen a las influencias externas, los
iones potasio son separados de la estructura del cristal, la ilita puede cambiar a arcilla
que se expandirá en contacto con el agua.
71
Figura-5: Arcilla Ilita
Fuente: Eng. 201 Applied Acid Engineering BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
2.6.9.1.3 KAOLINITA.- es una arcilla detrítica formada por el desgaste de feldespatos,
típicamente en ambientes no-áridos. El agua es esencial para la reacción química que
cambia feldespato a kaolinita. La kaolinita está típicamente presente tanto rocas jóvenes
y viejas en pequeñas cantidades. La kaolinita es comúnmente usada para fabricar
cerámicas. El principal daño de permeabilidad causado por kaolinita en arenisca es su
tendencia a puenteo en las gargantas porales una vez que ha sido dispersado y separado.
La kaolinita tiene dos capas en su estructura; estas unidades se mantienen juntas y
adheridas por Hidrógeno, que previene el hinchamiento por absorción de agua. Las
partículas de kaolinita tienden a formar distintas unidades.
72
Figura-6: Arcilla Kaolinita
Fuente: Eng. 201 Applied Acid Engineering BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
2.6.9.1.4 CLORITA.- es considerado una arcilla diagenética similar a la ilita; sin
embargo, la metamorfosis que creó la clorita es una severa extensión del típico
diagenesis normalmente asociado con sedimentos. La disolución de la clorita tiene
minerales hierro que podrían crear un potencial taponamiento de los poros por los
precipitados de hidróxido de hierro.
73
Figura-7: Arcilla clorita
Fuente: Eng. 201 Applied Acid Engineering BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
2.6.9.1.5 MEZCLAS DE CAPAS DE ARCILLAS.- están compuestas de capas de
diferentes arcillas. Mezcladas de forma irregular usualmente contienen montmorilonita
e ilita y así muestran tendencias de hinchamiento. El cristal de montmorilonita es
relativamente débil y puede romperse las capas mezcladas y causa severos problemas de
taponamiento. Algunas pruebas muestran que la reducción de permeabilidad es muy
grande cuando la montmorilonita y las mezclas de capas de arcillas están presentes. La
disminución es menor con la ilita y aún menor con kaolinita y clorita.
74
2.6.9.2 CONTROL DEL HINCHAMIENTO DE ARCILLAS.- el hinchamiento de
arcillas con agua es por la hidratación de los cationes de la arcilla. La cantidad de
hinchamiento depende de dos factores:
• El catión adsorbido en la arcilla
• La cantidad de sales en el fluido que contacta la arcilla
El hinchamiento de la arcilla puede ser controlado por el uso de Cloruro de Sodio
(NaCl), Cloruro de Calcio (CaCl2), o Cloruro de Potasio (KCl) en el fluido base en
adecuadas cantidades.
Tabla-9: Salinidades mínimas para prevenir bloqueos por arcillas en formaciones sensibles al agua que contienen cuatro grupos de arcillas.
MÍNIMAS SALINIDADES DE SALMUERAS REQUERIDAS PARA
PREVENIR BLOQUEOS POR ARCILLAS EN FORMACIONES SENSIBLES AL AGUA
Arcillas
minerales en la formación
Salmuera de
Cloruro de Sodio (PPM NaCl)
Salmuera de
Cloruro de Calcio (PPM CaCL2)
Salmuera de
Cloruro de Potasio (PPM KCl)
Montmorilonita
30,000
10,000
10,000
Ilita, Kaolinita,
Clorita
10,000
1,000
1,000 Fuente: Estimulación Fase I – USA, Abril 1993 – BJ Services Company
Elaborado por: Segundo Guaján
2.6.9.3 EFECTO DEL PH
La dispersión de las arcillas es influenciada por el PH, porque afecta el intercambio de
equilibrio, dependiendo de las condiciones electro-químicas del sistema. La dispersión
75
es afectada por aguas alkalinas con PH mayores a 7.0, a esos ambientes llegan a ser más
móviles. A PH de 4.0 no se aprecia disturbios. Los PH de los filtrados pueden ser una
causa de daño si el cemento de la matriz sílica; los filtrados con PH altos disuelven la
silica y liberan partículas finas que pueden bloquear los poros.
2.6.9.4 MIGRACIÓN DE ARCILLAS
Todas las arcillas son capaces de migrar cuando son contactados por aguas que
modifican el balance iónico dentro de la formación. La Montmorilonita y arcillas de
varias capas son las que tienen mayores probabilidades de migrar tanto por
hinchamiento y por retención de agua. La figura-8 ilustra las partículas de arcilla en un
sistema en equilibrio con agua de formación. La figura-9 ilustra partículas de arcillas
humectadas en agua y tan solo con caudales de flujo puede ocurrir la migración de
partículas.
El efecto de los 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 nativos de la formación y los
de inyección.
• La ubicación de las arcillas en la matriz o en los poros.
• La forma en que están cementadas las arcillas a la matriz
• La cantidad de arcillas presentes
76
El movimiento de partículas dentro de un sistema poroso es influenciado por la
mojabilidad de la formación, por los fluidos presentes en los espacios porosos y el
caudal de flujo a través de los poros. Bajo condiciones normales una zona contiene agua
y aceite dentro de los poros, donde la formación es acuo-humectada, el agua está en
contacto con las superficies minerales y el petróleo fluye por el centro del espacio
poroso.
Figura-8: Partículas de arcilla en equilibrio
Fuente: Eng. 201 Applied Acid Engineering BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
Las arcillas y otros finos que son acuo-humectados, son atraídas y están en solución en
el agua que recubre la arenisca. En este caso las partículas de arcillas solamente se
moverán con el flujo de agua y donde la saturación de agua es bajo causarán problemas
de movilidad.
77
Si las partículas de arcillas son oleo-humectadas o parcialmente oleo-humectadas, los
finos y partículas de arcillas son atraídas y están en solución en la fase aceite. Las
partículas tienden a moverse con el aceite y taponan las gargantas porales. Figura-10.
Figura-9: Arcillas humectadas al agua
Fuente: Eng. 201 Applied Acid Engineering BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
78
Figura-10: Bloqueo poral por arcillas oleo-humectadas
Fuente: Eng. 201 Applied Acid Engineering BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján En operaciones de workover y completación, generalmente el pozo es controlado con
agua tratada con demulsificante, estabilizador de arcillas, bactericida; y el borde del
pozo es saturado con este fluido. Al producir el pozo se recupera la fase acuosa y las
partículas que a condiciones normales no migran, con el agua tratada pueden ser
acarreadas hacia el borde del pozo. Con caudales de producción altos el riesgo de
taponamiento de los espacios porosos se incrementa.
A caudales bajos, las partículas se ordenan a sí mismos y pueden pasar uno por uno a
través de las restricciones sin producir puenteos ni taponamientos, o son desplazados
hacia el agua que recubre los granos de la arenisca.
De esta manera puede resumirse que cuando las arcillas u otros finos están presentes,
puede ocurrir daño de formación. El grado de daño causado dependerá del tipo y
79
concentración arcillas y otras partículas presentes en los espacios porosos, su posición
en los poros, los cambios en los ambientes iónicos, los caudales de flujo en los espacios
porosos.
2.6.9.5 PREVENCIÓN DE DAÑOS POR ARCILLAS
Una vez que las partículas de arcillas se han movilizado y han taponado la formación,
dando como resultado una pérdida de permeabilidad, es casi imposible corregir. Es
mejor prevenir el daño que remover.
Las pruebas con rayos X, pueden indicar la cantidad, tipo y posición de arcillas en una
arenisca. De estas pruebas se puede determinar los efectos de ciertas arcillas y tomar las
medidas adecuadas para eliminar la posibilidad de daño de formación. En formaciones
vírgenes las arcillas están usualmente en equilibrio con el tipo y concentración de sales
en el agua de formación. Es por esta razón que es imprescindible el uso de agua limpia,
filtrada por dos micrones con menos de 10 NTU de turbidez, tratada con: biocida,
demulsificante, estabilizador de arcillas, solvente mutual como fluido workover; o en su
defecto agua de formación muy limpia filtrada por dos micrones. En algunas ocasiones
una salmuera al 2% de KCl puede prevenir el hinchamiento de arcillas.
El desarrollo de productos de última generación como aminas y amina cuaternarias,
permiten prácticamente cementar a las arcillas en sitio, mediante el recubrimiento de las
arcillas del agua o del HCl y permanecen estables en contacto a 12:3% de HCl:HF.
80
Estos pueden ser usados tanto en fluidos base agua, base aceite, HCl, agua de mar y
salmueras; manteniendo acuo-humectadas las partículas areniscas y arcillas.
Algunos estabilizadores de arcillas comerciales son: Clay Treat, Clay Master, Clatrol.
2.6.9.6 CLORURO DE POTASIO
Una salmuera con KCl es muy útil en formaciones sensibles al agua. La preparación de
este tipo de salmuera debe seguir los siguientes criterios:
1. Prevenir la hidratación y el hinchamiento de las arcillas de la formación.
2. Debe ser económico para preparar y aplicar.
3. Debe ser útil para la mayoría de formaciones.
4. Debe ser compatible con otros químicos usados en otros fluidos de pozos.
Pruebas realizadas con una solución al 2.0% de cloruro de potasio y sometidas a cores
con contenido de arcillas, se obtienen resultados similares a soluciones que contienen
5.0% de cloruro de calcio o 10% de cloruro de sodio.
Una ventaja del uso de salmueras de KCl es su compatibilidad con otros fluidos. Las
salmueras de cloruro de potasio no forman escalas peligrosas cuando entran en contacto
salmueras de formación, como las salmueras de cloruro de calcio que formará calcita en
contacto con bicarbonatos y yeso con los iones sulfato. Otra ventaja es el uso de
pequeñas cantidades de cloruro de potasio, reduciendo tiempos de mezcla y costos.
El Cloruro de Potasio es generalmente usado en la preparación de fluidos de
fracturamiento en zonas sensibles al agua.
81
Tabla-10: Materiales para preparar un barril de solución de Cloruro de Potasio
Gravedad Específica @ 60 °F
Lb/Gal @ 60 °F
KCl (Lbs) Agua Fresca (Gals)
PSI/Pie Prof.
% KCl
1.005 8.37 3.4 41.8 0.435 1
1.011 8.43 7.0 41.6 0.438 2
1.024 8.53 14.0 41.3 0.443 4
1.037 8.64 22.0 40.9 0.449 6
1.050 8.75 29.0 40.6 0.455 8
1.063 8.86 37.0 40.2 0.460 10
1.077 8.97 45.0 39.8 0.466 12
1.091 9.09 54.0 39.4 0.472 14
1.104 9.20 62.0 39.0 0.478 16
1.119 9.32 71.0 38.5 0.484 18
1.133 9.44 79.0 38.1 0.491 20
1.147 9.56 88.0 37.6 0.497 22
1.162 9.69 98.0 37.1 0.503 24
Fuente: Electronic Engineering Handbook BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
82
2.6.9.7 CLORURO DE AMONIO
El Cloruro de Amonio es usado ocasionalmente como una solución para estabilizar las
arcillas y se ha mostrado que es más efectivo que el Cloruro de Potasio. La sal de
Amonio es usado con frecuencia en tratamientos de estimulación ácida como preflujo o
posflujo, especialmente con ácido Fluorhídrico, donde es muy importante mantener en
solución los sub-productos de reacción.
Tabla-11: Estabilizadores de arcillas comerciales AGENTES ESTABILIZADORES DE ARCILLAS
AGENTE ESTABILIZADOR
TIPO PRODUCTO RANGO DE USO
Clay Treat 3C Compuestos de amonio cuaternario 1 a 10 gal/1000
Clay Master 5C Amina cuaternaria 1 a 10 gal/1000
Clatrol Homopolímero catiónico 1 a 10 gal/1000
Cloruro de Potasio Sal Inorgánica 1.0 al 3.0%
Cloruro de Amonio Sal Inorgánica 2.0% al 3.0%
Fuente: MSDS BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
2.6.10 INHIBIDORES DE PARAFINA
2.6.10.1 DEPÓSITOS ORGÁNICOS
El petróleo crudo puede depositar dos clases de sólidos orgánicos durante la producción
y transporte, que son parafinas y asfaltenos. A menudo son masas negras suaves que con
frecuencia están mezclados, dando lugar a confusiones. Como consecuencia los
83
asfaltenos son tratados como parafinas y viceversa, dando como resultado fallas en los
tratamientos.
2.6.10.2 PARAFINAS
Son moléculas de alto peso molecular que se acumulan en tuberías, líneas de superficie
y demás equipos de producción y almacenamiento. Son considerados depósitos no
solubles en la mayoría de crudos y resisten el ataque de ácidos, bases y agentes
oxidantes. Los depósitos de parafinas incrementan los costos de producción por la
reducción de la capacidad de flujo. Una vez que se deposita la parafina es difícil de
remover por obvias razones. Los depósitos normalmente consisten de mezclas cadenas
duras de hidrocarburos, resinas y material asfáltico de naturaleza no determinada, su
consistencia varía desde suave hasta duro y usualmente son de color negro. Están
compuestos de cadenas de hidrocarburos que contienen solamente átomos de Carbono e
Hidrógeno, las cadenas de Carbono no tienen doble o triple adherencia, cada átomo de
Carbono está unido a dos o tres átomos de Hidrógeno. La siguiente tabla muestra el
número de átomos de Carbono para cada grupo de orgánicos:
84
Tabla-12: Número de átomos de Carbono en hidrocarburos
Número de átomos de Carbono contenidos en cadenas de hidrocarburos para varios productos
Gas Natural (metano)
C1
LPG (Gas Licuado de Petróleo)
C2 a C4
Ether
C5 a C7
Gasolina
C5 a C12
Kerosene
C12 a C18
Lubricantes
C16 y más
Ceras, Parafinas
C18 a C60
Fuente: Estimulación Fase-I, USA-1993, BJ Services Company
Elaborado por: Segundo Guaján
2.6.10.3 FORMACIÓN DE DEPÓSITOS DE PARAFINAS
El petróleo crudo en un reservorio antes de la producción está en un estado de
equilibrio. Cuando el petróleo es producido a través de la formación, este equilibrio es
alterado y se producen varios cambios en el yacimiento. El factor principal que afecta
estos cambios es la pérdida componentes volátiles del petróleo crudo. Se incrementan
las presiones diferenciales en los sistemas de producción y se reducen las presiones
netas y temperaturas. Un sub-producto de estas caídas de presión y temperaturas es la
precipitación de parafinas en la tubería de producción y/o los poros de la formación.
La cantidad y ubicación de los depósitos depende de varios factores:
• La cantidad de parafina originalmente en solución en el crudo.
• El medio por el cual la presión y temperatura del crudo se reduce
85
• Las propiedades físicas del crudo y parafinas. Normalmente las acumulaciones
de parafinas aparecen en las líneas de flujo y posteriormente llegan a taponar
hasta la cara de la formación.
Hay algunos pozos que son propensos a formar parafinas en la formación, los
perforados y las bombas. Algunos pozos productores que no tienen problemas de fondo
de pozo, pueden ser dañados por la introducción de fluidos en estimulación,
cementación forzada, fracturas, los cuales bajan la temperatura lo suficiente para
alcanzar el punto de burbuja y empieza a precipitarse la parafina. Es casi imposible
redisolver la parafina y ceras a menos que se lo derrita con incremento de temperatura.
De igual manera la precipitación de asfaltenos durante una estimulación ácida, puede
ocasionar daño de formación.
Los problemas asociados con la depositación de parafinas representan uno de
principales costos asociados con la producción de crudo. Procedimientos para prevenir
este problema incluye ensayos de laboratorio a condiciones de fondo de pozo con
muestras de crudo.
2.6.10.4 INHIBICIÓN DE PARAFINAS
Hay muchos químicos disponibles para inhibir depósitos de parafinas, pero ninguno es
el ideal y la investigación continúa para encontrar métodos más eficientes de remoción.
86
2.6.10.5 MODIFICADORES DE CRISTALES
Los mejores controladores de parafinas son los modificadores de cristales de ceras, que
son materiales poliméricos como el polietileno. Estos aditivos trabajan en combinación
con las moléculas de parafinas y modifican el crecimiento de los cristales de cera. Esto
causa una reducción de las fuerzas de cohesión de los cristales de cera y reduce las
fuerzas de adhesión entre los cristales y la superficie de depositación como la tubería de
producción. Debe ser práctica común correr pruebas de laboratorio entre el crudo y los
modificadores de cristales antes de aplicar en el campo. Estos modificadores no
eliminan las ceras solo atenúan, es así que el tratamiento debe ser continuo y previo a su
aplicación hay que realizar una buena limpieza del pozo.
2.6.10.6 DISPERSANTES DE PARAFINAS Y DETERGENTES
Estos químicos inhiben la asociación de cristales de parafinas con otras y con
superficies de metales. Se aplican dispersantes y detergentes a temperaturas por debajo
del punto de burbuja, en taponamientos se usa en concentraciones altas, y en
tratamientos continuos a concentraciones bajas. Estos productos son de aplicación
universal y las pruebas de laboratorio, no tienen la misma importancia que los
modificadores de cristales.
Algunos anti-parafínicos comerciales son: Parasol-370, Paravan-25
2.6.10.7 REMOCIÓN DE PARAFINAS
Los siguientes son los principales métodos usados para remover depósitos de parafinas:
a. Térmico
b. Mecánico
c. Solventes
87
Sin embargo estos métodos son limitados por su efectividad no duradera.
2.6.10.7.1 REMOCIÓN TÉRMICA
Un tratamiento térmico simplemente removerá una acumulación localizada, que puede o
no dar los resultados esperados. Un método popular de limpieza de depósitos de
parafinas es por medio de calentamiento de petróleo. El crudo en stock de los tanques es
calentado entre 150 °F y 300 °F antes de inyectar al pozo; pero en muchos casos el
petróleo tomado del fondo de los tanques, tiene alto contenido de parafinas que
posteriormente dañan la formación.
Un método alternativo de remoción térmica fue desarrollado por Shell, mediante la
generación de Nitrógeno en sitio, por medio de dos soluciones químicas que producen
una reacción exotérmica al bombearse al pozo con mezclas de solventes. El desbalance
creado por el Nitrógeno permite una rápida limpieza del pozo con la producción, antes
de que el fluido se enfríe y re-precipite la parafina. Una desventaja de este sistema es
que la temperatura generada puede ser lo suficientemente alto que pueda cocinar
cualquier asfalteno presente y puede causar un daño de formación permanente.
2.6.10.7.2 REMOCIÓN MECÁNICA
La limpieza mecánica incluye herramientas como ganchos, arpones, raspadores,
cortadores de parafinas, complementados con pistoneos, jeteos y lavados. Ninguna de
estas técnicas proporciona una solución duradera al problema de depositación de
parafinas.
88
2.6.10.7.3 TRATAMIENTOS SOLVENTES
La remoción de depósitos de parafinas y prevención por medio de solventes es un
método costoso. Consiste principalmente en el uso de Diesel, JP-1, Xileno, Tolueno con
aditivos antiparafínicos, demulsificantes. La eficiencia de estos solventes mejora con el
incremento de temperatura, son efectivos para una limpieza para el momento; pero no
son duraderos.
2.6.10.8 ASFALTENOS
Los asfaltenos son hidrocarburos de alto peso molecular en petróleo y producen daño de
formación. Los pozos que producen petróleo que contienen más del 1% de asfaltenos
están directamente asociados con daño de formación. Las reducciones de presión y
temperatura durante el flujo de petróleo, resultan en una depositación en la formación de
materiales asfálticos o parafínicos, reduciendo la permeabilidad de la formación por el
bloqueo de los espacios porales.
Algunos aditivos para parafinas y asfaltenos comerciales son: Parasol-370, Paravan-25,
Paravan-D.
2.6.11 MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA
Mediante el SPE-14822, las nuevas técnicas y productos desarrollados para controlar el
agua indeseada que es producido con el petróleo. Causan fricción al flujo del agua sin
alterar significativamente el aporte de petróleo, de esta manera la permeabilidad
relativa al agua baja y la permeabilidad relativa al petróleo no se altera. Algunos
89
productos son poliacrilamidas, polímeros, geles poliméricos, microgeles, surfactantes
visco-elásticos, TER-Polímeros, etc. (7).
Los primeros Modificadores de Permeabilidad Relativa, tenían varias limitaciones al
arrastre, al PH, a cationes divalentes (Calcio, Magnesio), a la temperatura, a las
permeabilidades.
La investigación de nuevos productos y tecnologías permiten la solución de muchos
problemas que aparecieron en los primeros MPR´s.
Los últimos desarrollos e investigación en control de agua permiten una aplicación en
permeabilidades de hasta 10 Darcys, temperaturas de hasta 350 °F, amplios rangos de
PH, y mayores resistencias al arrastre, permitiendo una estimulación efectiva de pozos
con alto corte de agua al combinar ácidos retardados sin HCl con MPR´s.
Algunos productos comerciales son: Aquatrol, M-Aquatrol, Medialan, Aquacon,
Aquacon HP.
90
Fig-11: Modificador de permeabilidad relativa
Fuente: Hojas Técnicas De Productos, BJ Servicies
Elaborado por: Segundo Guaján
91
CAPÍTULO III
92
3. ANÁLISIS SITUACIÓN ACTUAL
3.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO DE TRATAMIENTO ÁCIDO
Los pozos que tienen Skin (S) o daño de formación son buenos candidatos para un
tratamiento de estimulación, con lo cual incrementan la productividad o inyectividad.
El pozo y las condiciones del mismo deben ser seleccionados y analizados con mucho
cuidado. Un tratamiento de estimulación mal diseñado puede ser muy costoso,
ineficiente e incluso puede taponar completamente los canales porosos del pozo. Para
seleccionar un buen tratamiento, debe ser considerado por lo menos la siguiente
información:
• Tipo de formación y composición mineralógica de la formación
• Cantidad y tipo de daño
• Tiempo de contacto del tratamiento químico
• Estado mecánico del pozo y limitaciones del mismo
• Temperatura y presión de fondo de pozo
• Posibles contaminantes como: agua, lodo, filtrado de cemento, bacterias.
• Propiedades de la formación como solubilidad al ácido, permeabilidad,
porosidad.
A continuación se analizan varios mecanismos de daño y criterios para diseño de
tratamiento.
93
3.2 CONSIDERACIONES PRIMARIAS
Si no dispone de información específica, se debe usar la experiencia e información de
pozos cercanos: índice de productividad, tendencias a formar emulsiones, lodo asfáltico,
precipitados, parafinas, BSW, etc.
1. Si no hay daño de formación, un tratamiento de acidificación matricial no será
económicamente viable.
2. El potencial de producción debe ser determinado. Si hay daño pero no hay
potencial ni reservas, ningún tratamiento será rentable.
3. Las condiciones mecánicas del pozo: equipos de fondo, líneas de superficie,
tubería de producción, válvulas deben ser analizados minuciosamente.
4. Buscar información de las características físicas y propiedades químicas de las
formaciones. (Pruebas con núcleos y experiencias previas).
5. Obtener información de las propiedades de los fluidos de formación. (Análisis
de agua y tendencias a formar escalas).
6. Analizar las causas y tipo de daño de formación.
7. Diseñar el tratamiento ácido para limpiar el daño y para prevenir el daño por
acidificación.
8. Colocar el tratamiento de manera uniforme en el intervalo seleccionado. (Si
tiene más de 25 pies de intervalo usar divergente).
3.3 CONSIDERACIONES DE PERFORACIÓN, COMPLETACIÓN Y WORK-
OVER
1. El lodo de perforación usado fue el adecuado?.
2. Cuál fue el filtrado de lodo mientras perforaba la zona de interés.
94
3. Hubo pérdida de circulación?. Cuántos barriles se perdió hacia la formación?.
4. Qué material se usó para la pérdida de circulación y en qué cantidad?.
5. Hay washouts en la zona productora?
3.3.1 DAÑO DE FORMACIÓN EN PERFORACIÓN
1. Invasión de partículas del lodo hacia la formación que incluyen arcillas, barita,
carbonato de calcio, y demás agentes densificantes, pérdida de circulación y ripios.
2. Daños por filtrados del lodo, cemento, colchones lavadores; producen
taponamientos por polímeros, formación de escalas, hinchamiento de arcillas,
cambios de mojabilidad.
Tabla-13: Daños en perforación y opciones de tratamientos.
Situación
Tratamiento
Daño por lodo, hinchamiento de arcillas
Soluciones de HCl:HF
Daño por polímeros Enzimas específicas Daños por escalas
Soluciones HCl y anti-escalas
Cambios de humectabilidad Soluciones de Solvente Mutual y surfactantes
Lodo asfáltico, parafinas y asfaltenos Solventes + aromáticos + paravan + solvente mutual + surfactante
Fuente: Acidificación Fase I, BJ Servicies
Elaborado por: Segundo Guaján
Un daño de formación (Skin) durante la perforación es producto de la invasión de
fluidos y sólidos incompatibles a la formación. En un pozo nuevo los sólidos y filtrados
de lodo son las causas más comunes de daño de formación.
95
3.3.1.1 LIMPIEZA DE DAÑO POR LODO DE PERFORACIÓN
Soluciones ácidas son efectivas para una limpieza de daño de formación en el borde del
pozo, el ácido disuelve una parte de los sólidos del lodo, penetra y dispersa el resto de
sólidos insolubles que después se adhieren a la formación; se emplean volúmenes
pequeños de fluidos de tratamiento a caudales y presiones bajas. Los caudales bajos
permiten un flujo radial y uniforme en la zona dañada, logrando de esa manera una
mejor limpieza.
Para el diseño de un tratamiento se deben considerar los siguientes aspectos.
• Tipo de lodo.
• Solubilidad de la formación al ácido.
• Tipo de formación.
• Longitud del intervalo perforado.
Siempre que sea posible es necesario correr pruebas de flujo con fluidos de tratamiento
en cores representativos y a condiciones de fondo de pozo. Ensayos de compatibilidad
entre los fluidos de la formación y los de tratamiento nos permitirán determinar el tipo,
concentración de surfactantes y aditivos a usar en las soluciones de tratamiento.
3.3.1.2 CONSIDERACIONES DE CEMENTACIÓN
1. Hubo pérdida de circulación durante la cementación?
2. Fue usado estabilizador de arcillas en la lechada de cemento.
3. Cuál fue el filtrado de la lechada de cemento.
96
4. Hay buena adherencia (al casing, a la formación) a lo largo, arriba y abajo de la
zona productora. (CBL).
5. Hay canalización del cemento? (CBL, CET).
6. Preflujos de cementación usados.
3.3.1.3 CONSIDERACIONES DE COMPLETACIÓN
1. Fue controlado el pozo y con qué fluido?
2. Qué volumen de fluido de matado fue usado?
3. El fluido de matado fue filtrado?. Filtros de cuántos micrones?
4. El agua de matado fue ensayado para compatibilidades con crudo del pozo?
5. Qué aditivos se usaron para preparar el agua tratada?
3.3.1.4 CONSIDERACIONES DE WORK-OVER
1. Usaron inhibidor de escala.
2. Han realizado tratamientos ácidos: volúmenes, tipo de fluidos bombeados, caudales,
presiones, resultados.
3. Resultados de producción: disminución, incrementos y durante cuánto tiempo.
4. La completación está limpia, con escala, óxido, parafinas, sólidos.
3.4 CONSIDERACIONES DE PRODUCCIÓN
1. La declinación de producción del pozo es normal?
2. El GOR es normal, ha cambiado últimamente?
3. El BSW es normal, ha ocurrido cambios significativos últimamente?
97
4. Ha cambiado el API del crudo?
5. Hay cambios en el contenido de parafinas, asfaltenos, en el crudo producido?.
6. Hay acumulación de parafinas, asfaltenos en las líneas de flujo, equipos de
superficie, tubería de producción, equipo de subsuelo, perforados?
7. Se encontró depósitos de escalas, sedimentos?
8. Hay producción de arena de formación?
3.4.1 CURVAS DE PRODUCCIÓN
INCREMENTOS DE AGUA
• Taponamiento de formación por finos
• Incremento de contenido de cloruros, resultando en la formación de depósitos
orgánicos insolubles al ácido.
• Formación de depósitos de asfaltenos
• Alta probabilidad de formación de sales minerales
DECLINACIÓN SÚBITA
• Fallas mecánicas
• Migración de finos
INCREMENTO DE AGUA, DISMINUCIÓN DE CRUDO
• Alteración de mojabilidad
• Depósitos orgánicos insolubles al ácido.
• Depletación
INCREMENTO DE GOR ASOCIADO CON CAÍDA DE API
• Depósitos orgánicos insolubles al ácido
98
Tabla-14: Daños de formación y opciones de tratamiento Mecanismo de Daño de Formación Tratamiento
Incremento de agua después de acidificación. Modificador de Permeabilidad
Relativa
Asfaltenos Solventes
Producción de agua Modificador Permeabilidad Relativa
Formación de escala Depende de la composición
Bloqueo por agua Reducir tensión superficial
Parafina Solventes
Fuente: Acidificación Fase I, BJ Servicies
Elaborado por: Segundo Guaján
3.5 CONSIDERACIONES DE FLUIDO DE FORMACIÓN Y
CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA
• Hay arcillas sensibles. Cantidad y clase de arcillas: hinchables, migrantes.
• Hay minerales con iones hierro y en qué cantidad.
• Feldespatos y volumen de los mismos.
• Solubilidad al HCl
• La formación es consolidada o desconsolidada. Cual es el material cementante
de la matriz. La formación produce arena.
• La formación es geológicamente homogénea verticalmente y horizontalmente.
Cual es la permeabilidad horizontal y vertical.
• Cual es la porosidad
• La saturación de agua
• Cual es el API del crudo, viscosidad a condiciones de fondo de pozo.
99
• Contenido de parafinas y asfaltenos en el crudo.
• El crudo tiene tendencias naturales a formar emulsiones
• PH del agua de formación
• El agua de formación tiene tendencia a formar escalas.
• Temperatura estática de fondo de pozo (BHST)
• Presión de reservorio (BHP)
• Presión de fractura (BHFP)
3.5.1 FACTORES DE DISEÑO POR MINERALOGÍA
• No usar HCl:HF, si la solubilidad al HCl es mayor al 18%, usar HCl
• Si hay minerales de hierro (siderita, hematita, pirita), usar aditivos controladores
de hierro.
• La presencia de minerales de hierro causará la precipitación de asfaltenos. El
uso de preflujos solventes o aditivos anti-lodo asfáltico minimiza estos
problemas.
• Si hay clorita, use aditivos controladores de hierro.
• Si la formación es desconsolidada, usar concentraciones bajas de HCl y HCl:HF.
Las arcillas y sedimentos taponan la permeabilidad después de acidificar areniscas y
calizas sucias. Se han desarrollado agentes estabilizadores de finos que ayudan a evitar
dichos taponamientos.
100
3.5.2 FACTORES DE DISEÑO POR POROSIDAD
En formaciones areniscas la porosidad de la formación es usada para cálculos de
volúmenes:
1. El volumen de posflujo o sobreflujo debe ser calculado para un mínimo de 3 o 4
pies de penetración radial, basado en la porosidad.
2. Con la porosidad se puede determinar la penetración del ácido vivo, si es conocido
la solubilidad al HCl.
3. El volumen de HCl se basa en la solubilidad al HCl. Un volumen de preflujo de
HCl es suficiente para limpiar material soluble al HCl en un radio de dos pies del
borde del pozo.
4. Volúmenes de HCl:HF se calculan en base a 4 horas de tiempo de contacto.
Tiempos de contacto prolongados cerca del borde del pozo causará daños por
precipitados.
BJ Services indica que se puede usar la siguiente fórmula para estimar un volumen de
tratamiento.
Volumen Poral = 3.142 x R^2 x H x P x 7.4806
Donde:
R = radio a tratar en pies
H = altura de formación en pies
P = porosidad de la formación en decimal (8)
Ejemplo: formación a tratarse de 25 pies de espesor, 18% de porosidad, con una
penetración de tratamiento de 6 pies.
Volumen Poral = 3.142 x 6ˆ2 x 25 x 0.18 x 7.4806
101
= 3808 galones
= 152 galones por pie de zona de pago
Para una estimación rápida de volúmenes en campo, se usa el siguiente gráfico:
Figura-12: Estimación de volúmenes de tratamiento para diferentes porosidades.
BA
RR
ELS
PER
FO
OT
OF
SAN
D T
HIC
KN
ESS
0 1 2 3 4 5 6 7
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
340
360
380
400
35 % Porosity
100 %Porosity
RADIUS DISTANCE IN FEET FROM WALL OF 7 INCH WELLBORE
GA
LLO
NS
PER
FO
OT
OF
SAN
D T
HIC
KN
ESS
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
5.0 % Porosity
15 % Porosity
25 % Porosity
Fuente: Acidizing Concepts and Design BJ Services Company
Elaborado por: Segundo Guaján
102
3.6 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE FLUIDOS
3.6.1 LIMPIEZA DE TUBERÍA DE TRATAMIENTO DE TUBERÍA
1. Siempre que sea posible hay que realizar un pipe limpieza de tubería de tratamiento
antes de un tratamiento.
2. Experiencias de campo nos recomiendan usar un volumen para cubrir 150 pies de
tubería, por cada 1000 pies de tubería de tratamiento.
3. El fluido para la limpieza de tubería de tratamiento debe limpiar materiales
orgánicos e inorgánicos.
4. Se puede usar mezclas de solventes + ácido. Se han desarrollado fluidos especiales
con PH neutro para este propósito.
5. La limpieza de tubería de tratamiento no debe ingresar a la formación.
6. La limpieza de tubería de tratamiento debe bombearse a caudales bajos, para
obtener una buena limpieza por tiempo de contacto.
3.6.2 PREFLUJOS
Los preflujos son usados con frecuencia delante de la solución de tratamiento para
preparar o acondicionar la formación, para que la formación recepte el tratamiento ácido
de mejor manera sin crear daño.
La mayoría de sistemas ácidos necesitan preflujos, bases solventes o base agua con la
química necesaria para limpiar orgánicos e inorgánicos y mantener la humectabilidad de
la formación. Una gran mayoría de las zonas productoras en la cuenca oriente son
formaciones areniscas y por lo general mezclas de HCl:HF, necesitan preflujos ácidos.
Los preflujos base ácido acético, o base ácido clorhídrico se usan para:
• Disolver carbonatos en la formación, para que el ácido fluorhídrico disuelva
arcillas y silicatos.
103
• Limpia compuestos de calcio, minimizando la formación de precipitados
insolubles.
• Previene la precipitación de sub-productos de acidificación con ácido
fluorhídrico.
Otros preflujos son:
• Solventes (diesel, JP-1) + aromáticos (xileno, tolueno), para limpiar depósitos
base hidrocarburo, para minimizar la formación de lodo asfáltico, para
eliminar bloqueos por agua.
• Solventes base agua + solventes mutuales + terpenos + surfactantes +
estabilizadores de arcillas, para limpiar orgánicos, bloqueos por agua.
3.6.2.3 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE PREFLUJOS
1. En areniscas es muy importante el uso de aditivos controladores de hierro, por la
presencia de minerales hierro que son altamente solubles en HCl. El fluido de
tratamiento principal (HF), se contacta con un ambiente con menor contenido de
minerales hierro y se mejora la limpieza de la arenisca.
2. Los aditivos controladores de hierro en el preflujo limpiarán los iones hierro de las
tuberías y llevan hacia la formación.
3. Si hay presencia de asfaltenos es muy importante usar aditivos anti-lodo asfáltico en
los preflujos. Debido al contacto y mezcla del preflujo con el crudo de formación
hay más probabilidad de problemas por asfaltenos.
4. Un solvente (xileno, tolueno, JP-1, diesel) adelante del preflujo ácido, puede ser
muy útil para controlar la formación de lodo asfáltico.
104
5. Si hay presencia de escalas de carbonato en la matriz, se puede utilizar un preflujo
con una dispersión de solvente/ácido. Si el único mecanismo de daño es la escala, no
es necesario el HF.
6. En formaciones areniscas “U”, “T”, Hollín, M-1, con bajo BSW considere el uso de
un preflujo de HCl al 10%. Esto minimiza el contacto del HF con la salmuera y su
potencial precipitación de subproductos.
7. En formaciones areniscas “U”, “T”, Hollín, M-1, con alto BSW analizar el uso de
preflujo acético al 10% y evitar el contacto directo del HF con la salmuera de
formación.
8. Experiencias de campo nos confirman usar como mínimo un volumen de preflujo
para 2 pies de penetración, dependiendo del tipo de daño de formación.
9. Análisis de flujo con fluidos de tratamiento a través de núcleos, nos determinarán el
tipo de preflujo base HCl o acético a utilizar.
3.6.2.4 POST-FLUJO
El post-flujo previene la mezcla del fluido de desplazamiento (usualmente salmuera)
con el tratamiento ácido gastado; se debe usar un volumen suficiente para sobre-
desplazar 5 pies de penetración de la solución de tratamiento. Al usar tratamientos
retardados de última generación, los tiempos de reacción son mayores a los tiempos de
inyección y/o forzamiento y se puede obtener mayor penetración del ácido vivo
mediante el sobre-desplazamiento.
Se utiliza sistemas convencionales de mezclas HCl:HF, se debe usar post-flujos de HCl
diluidos; para minimizar la re-precipitación de subproductos del fluido de tratamiento
105
gastado. Tecnologías de última generación en soluciones de tratamiento, no requieren
preflujos ni post-flujos y se aplicarán próximamente en el país.
3.6.2.5 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE POST-FLUJOS
1. Usar un fluido que sea compatible con el de la formación. Aditivos estabilizadores
de arcillas, demulsificantes, solventes mutuales, biocidas se pueden usar en fluidos
base agua.
2. En fluidos base aceite, se recomienda usar demulsificantes, solventes mutuales, para
evitar posibles cambios de humectabilidad de la formación.
3. Si se sospecha daños por precipitación de sub-productos, considerar el uso de HCl
débil ácido acético en el post-flujo, para incrementar el control del PH.
4. Utilizar siempre solvente mutual en el post-flujo, para asegurarse de que no se
produzcan cambios de humectabilidad de la formación productora que ha sido
tratada.
5. Si desplaza con salmuera evitar la mezcla con el HCl:HF gastado.
6. Un volumen normalmente recomendado para un post-flujo es lo suficiente para
sobredesplazar radialmente el tratamiento principal entre 4 y 5 pies del borde del
pozo.
3.7 APLICACIONES DEL NITRÓGENO EN ESTIMULACIÓN
Hay tres aplicaciones del Nitrógeno en fluidos de estimulación:
• Ácidos Atomizados
• Ácidos Nitrificados
• Ácidos Espumados
106
3.7.1 ÁCIDOS ATOMIZADOS
Se inyecta un fluido similar al vapor, gotitas de ácido en fase gas. Un fluido atomizado
tiene un porcentaje de Nitrógeno entre >50 – 64% , y tiene las siguientes ventajas:
1. Previene bloqueos por agua
2. Mejor remoción por alta movilidad del gas
3. Mejor limpieza de finos y precipitados de la formación productora por velocidad
4. Alta penetración del ácido hacia las grietas y fracturas más pequeñas de la roca.
5. Incrementa el área de cobertura por expansión.
3.7.2 ÁCIDOS NITRIFICADOS
Estos fluidos tienen un contenido de Nitrógeno menores o iguales al 50%. Tienen las
siguientes ventajas.
1. Por la energía del nitrógeno, no se necesita del pistoneo para empezar a producir el
pozo.
2. El nitrógeno asume el estado de burbujas de gas comprimido y actúa como fuente
de energía de los fluidos inyectados.
3. La expansión de las burbujas empuja a los fluidos hacia el borde del pozo y
superficie y ayuda a remover finos de formación.
4. El volumen de gas incrementa la penetración radial del fluido de tratamiento.
3.7.3 ÁCIDOS ESPUMADOS
Es una emulsión de gas en agua con un contenido de nitrógeno del 65 – 94%, y agente
espumante para obtener una espuma estable. Tiene las siguientes características:
1. Espumas estables con bajos filtrados a condiciones de fondo de pozo.
107
2. La espuma proporciona una buena limpieza ácida y elimina la necesidad del
pistoneo en formaciones de baja presión de reservorio.
3. Los ácidos espumados son de reacción retardada.
4. La espuma ayuda a la recuperación de finos de formación.
5. Mejor retención del nitrógeno que los fluidos nitrificados.
6. Excelente divergente por la viscosidad de la espuma.
3.8 CONSIDERACIONES DE BOMBEO E INYECCIÓN
Los caudales de bombeo pueden incidir en el éxito o en el fracaso de un tratamiento de
estimulación. Normalmente se recomienda bajos caudales de bombeo para que el
tratamiento ácido tenga suficiente tiempo de contacto con la zona dañada.
Los factores que también influyen en la rata de bombeo son:
• Altas presiones de formación
• Limitaciones de presión de las tuberías
• Limitaciones de presión de equipos del pozo.
En una estimulación matricial la presión de fractura de fondo de pozo (BHFP) no debe
ser superada. El BHFP y la presión de tratamiento de superficie (STP) deben ser
determinadas. En las reuniones de seguridad y pre-operacionales, todo el personal debe
ser informado del máximo STP y no debe ser excedido.
3.8.1 CAUDALES DE BOMBEO Y PRESIONES DE TRATAMIENTO
Tratamientos de estimulación matricial a areniscas se realizan a presiones inferiores a
las de fractura, de acuerdo a experiencias en fracturamiento en la cuenca oriente, las
gradientes de fractura están en alrededor de 0.7 psi/pie. Si la formación es fracturada, el
108
fluido de estimulación toma el camino de menor resistencia a través de las fracturas
creadas y el intervalo tratado no es estimulado de manera uniforme. Esto resulta en un
drenaje desigual del reservorio y solamente un leve incremento de productividad.
Figura-13: Caudal de inyección (sin fracturar) hacia una formación permeable a varias presiones diferenciales.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
∆ P=2000 PSI
∆ P=2500 PSI
∆ P=1500 PSI
∆ P=1000 PSI
∆ P= 500 PSI
∆ P= 200 PSI
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
0
10
20
30
40
50
FORMATION CAPACITY, kh - md.ft.
INJE
CTI
ON
RA
TE Q
- B
AR
REL
S PE
R M
INU
TE
0
1
2
3
4
5 DARCEY'S EQUATION FOR RADIAL FLOW
Drainage Radius = 5.0 ftInjected Fluid Viscosity = 1.0 cpDifferential Pressure (∆ P)
Treating Pressure (+ Plus)Hydrostatic Column (- Minus)Reservoir Pressure = psi
Formation Capacity (kh)Average Effective Permeabilityx Thickness of Sand Body = md. ft.
Fuente: Eng201 Aplied Acid Engineering Course – BJ Services
Elaborado por: Segundo Guaján
La máxima presión de tratamiento de superficie y el máximo caudal de bombeo es
calculado de la siguiente manera:
Máxima Presión de Tratamiento de Superficie =
(Gradiente de Fractura x TVD) + Presión de Fricción – Hidrostática – 300 psi.
109
(300 psi es un factor de seguridad arbitrario para asegurarse que el reservorio no será
fracturado)
En la mayoría de las formaciones areniscas, los caudales iniciales de forzamiento son
menores que los estimados en la figura-13. Esto se debe a la permeabilidad dañada en
el borde del pozo, una vez que este daño es removido por el ácido, los caudales de
inyección serán cercanos a los valores estimados.
3.9 SITUACIÓN A NIVEL MUNDIAL
La producción de petróleo viene asociado con la producción de agua indeseada, esta
producción causa múltiples problemas a las operadoras como corrosión de equipos de
fondo y de superficie, daños de formación por escalas o emulsión, incremento de costos
por facilidades de superficie para manejo y disposición de agua de formación. Cálculos
conservadores estiman que a nivel mundial se producen 9 barriles de agua por cada
barril de petróleo producido, RAP 9:1.
3.10 SITUACIÓN A NIVEL DE PETRODUCCIÓN
En Petroproducción la producción promedio de estos primeros cinco meses del 2007 es
de 240000 BAPD con 170000 BPPD, RAP de 1.4:1. Muchos yacimientos maduros
como la “U”, “T” y “Hollín” producen con alto corte de agua; el costo de su tratamiento
y disposición final se estima de 0,25 a 0,50 US$/ bbl de agua producido.
En Petroproducción pozos con alto BSW por lo general no se estimula matricialmente,
por el altísimo riesgo del incremento del corte de agua después de una acidificación
110
matricial a la formación, ya que experiencias de tratamientos en este tipo de
formaciones así lo determinan.
3.11 NUEVAS TECNOLOGÍAS
Las compañías de servicio han generado en los centros de investigación y desarrollo,
sistemas ácidos retardados especiales, modificadores de permeabilidad relativa, aditivos
para estimulación de última generación, los cuales han sido han sido probados en los
laboratorios y en algunos países como Nigeria e Indonesia. En Ecuador y
particularmente en los campos de Petroproducción, se pretende usar estas nuevas
tecnologías y productos de punta.
Un estudio para una combinación adecuada de estos sistemas, en base a ensayos de flujo
con estos fluidos de tratamiento en núcleos, nos permitirá estimular matricialmente de
manera efectiva una formación productora con alto BSW, para incrementar la
producción de petróleo, bajar el corte de agua e incrementar la vida productiva del
pozo.
Para el presente estudio consideraremos pozos que producen de la “U” y “T” con
BSW´s del 70-95%, RAP: 2.3:1 – 19:1. Se buscará pozos candidatos de Libertador,
Sacha, SSFD, Auca, Lago Agrio; se escogerá un pozo candidato de bajo riesgo para
Petroproducción, se analizará minuciosamente la información disponible y se diseñará
un tratamiento de estimulación matricial, con una combinación de ácido retardado
especial y modificador de permeabilidad relativa al agua; sin alterar las propiedades de
la matriz de la formación.
111
3.12 POZO CANDIDATO PARA APLICAR NUEVA TECNOLOGÍA
Tetete-12 es uno de los candidatos que cumple los requerimientos para aplicar estas
nuevas tecnologías y productos, de manera que se hará un estudio y análisis muy
detallado del mismo. De no realizarse este tratamiento innovador con nuevas
tecnologías, está muy próximo a ser cerrado por alto BSW.
La propuesta y diseño de Tetete-12 de llegar a ejecutarse en algún momento, permitirá
monitorear las pruebas de producción y de acuerdo a resultados, se podrá evaluar
resultados y si los mismos son satisfactorios se podrá masificar estos sistemas en
muchos pozos con aportes de agua de hasta el 95%; se los podrá recuperar, prolongar la
vida efectiva de los mismos, no se cerrarán pozos prematuramente por alto BSW, se
podrán estimular pozos con alto corte de agua.
112
CAPÍTULO IV
113
4. PROPUESTA DE APLICACIÓN DE NUEVA TECNOLOGÍA DE
ESTIMULACIÓN MATRICIAL A LA ARENISCA “T” DE TETETE-12 CON
ALTO BSW
4.1 GENERALIDADES
Se escogió pozos de Petroproducción que estén ubicados lejos de inyectores, con
completación de bombeo hidráulico, que produzcan con alto corte de agua entre 70% al
95% de las areniscas “U” y “T”, que mantengan reservas remanentes, con producción
de petróleo menor a 200 bppd y buen cemento. Una vez aplicado este sistema innovador
en los diferentes campos y mediante una evaluación de resultados se puede extender el
uso a otros campos y formaciones productoras como Hollín y M-1.
A continuación algunos pozos de Petroproducción que cumplen dichos requerimientos:
114
Tabla-15: Detalle de Pozos que cumplen los requerimientos POZO FORMACIÓN BSW BFPD BPPD Campo Libertador Shushuqui-7 “Ts” Cerrado por alto corte de agua Shushuqui-12 “Ts” Cerrado por alto corte de agua Shushuqui-15 “Ts” Cerrado por alto BSW Shushuqui-19 “Ts” 82% 400 72 Tetete-1 “Ui” Cerrado por alto BSW Tetete-7 “Ui” Cerrado por alto BSW Tetete-10 “Ui” 81% 975 Tetete-12 “Ts” 91% 1268 119
Tapi-4 “Ts” 86% 1572 221 Atacapi-1 “Ui” 82% 893 161 Cuyabeno-2 “Ui” 90% 1476 148 Cuyabeno-3 “Ti” 81.2% 1708 325 Cuyabeno-10 “Ui” 85% 1004 151 Cuyabeno-11 “Ui” 90.5% 2004 200 Sansahuari-7 “Us” 87.6% 1206 157 Sansahuari-9 “Us” 84.3% 828 132 Sansahuari-11 “Ui” 91.6% 1671 150 Campo Sacha Sacha-33 “T” 79% 600 124 Sacha-39 “U” 76% 1063 254 Sacha-178D “Ti” 76% 662 159 La mayoría de pozos del campo Sacha, con alto BSW son de Hollín Campo Auca Auca-47 “BT” 77% 428 100 La mayoría de pozos del campo Auca, con alto BSW son de Hollín Campo Shushufindi: Hay varios candidatos con BSW del 90% que producen de la “U” o la “T”: SSFD-2, SSFD-17, SSFD-19, SSFD-72, SSFD-79, SSFD-80, SSFD-82, SSFD-84, SSFD-85, SSFD-94, SSFD-96H.
Fuente: Archivos Pozos Petroproducción
Elaborado por: Segundo Guaján
115
4.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
Tabla-16: Historial de producción de Tetete-12 Hoja 1 de Historial de Producción Tetete-12
FECHA PRUEBA BFPD BPPD BSW BAPD ARENA METODO API OBSERVACIONES
04-May-93 Pozo Completado
20-May-93 Pistonean pozo. Fluye OK. Salinidad = 7250 ppm cl-
7-Ago-93 240 156 35 84 T PPH 25,122-Dic-93 290 148 49 142 T PPH24-Ene-94 283 156 44,9 127 T PPH22-Abr-94 764 531 30,5 233 T PPH19-Ago-94 618 407 34,1 211 T PPH31-Dic-94 575 336 41,6 239 T PPH30-Ene-95 550 312 43,3 238 T PPH23-Abr-95 440 320 27,3 120 T PPH29-Jun-95 151 36 76,2 115 T PPH
7-Jul-95 0 0 0 0 PPH Toman Buld´Up8-Jul-95 576 366 36,5 210 T PPH
20-Ago-95 490 245 50 245 T PPH20-Sep-95 437 244 44,2 193 T PPH10-Oct-95 388 215 44,6 173 T PPH11-Nov-95 304 140 53,9 164 T PPH8-Dic-95 340 157 53,8 183 T PPH
25-Ene-96 400 227 43,3 173 T PPH18-May-96 351 213 39,3 138 T PPH17-Jul-96 418 235 43,8 183 T PPH6-Nov-96 341 181 46,9 160 T PPH
19-Ene-97 325 136 58,2 189 T PPH26-May-97 331 136 58,9 195 T PPH12-Sep-97 357 160 55,2 197 T PPH
20-Oct-97 340 144 57,6 196 T PPHDetectan comunicación Tbg-Csg. Espera por WO
28-Nov-97 PPH Inician WO - 12-Dic-97 984 0 100 984 T PPH Evaluación
2-Dic-97 0 0 0 0 PPH Sale de WO No. 19-Dic-97 883 502 43,1 381 T PPH
14-Ene-98 784 489 37,6 295 T PPH3-Mar-98 566 307 45,8 259 T PPH
15-Mar-98 729 380 47,9 349 T PPH16-Mar-98 0 0 0 0 PPH Comunicación Tubing-Casing29-Mar-98 532 276 48,1 256 T PPH11-Abr-98 0 0 0 0 PPH Inician WO No. 215-Abr-98 792 143 81,9 649 T PPH Evaluación
15-Abr-98 0 0 0 0 Sale WO No. 224-Abr-98 850 455 46,5 395 T PPH24-Ago-98 882 500 43,3 382 T PPH12-Dic-98 657 383 41,7 274 T PPH25-Ene-99 721 427 40,8 294 T PPH10-Mar-99 705 419 40,6 286 T PPH3-May-99 700 408 41,7 292 T PPH24-Jul-99 729 307 57,9 422 T PPH
30-Jul-99 0 0 0 0 Comunicación Tbg-Casing5-Ago-99 641 662 -3,3 T PPH3-Oct-99 556 246 55,8 310 T PPH19-Dic-99 780 471 39,6 309 T PPH2-Ene-00 666 352 47,1 314 T PPH
17-Ene-00 552 244 55,8 308 T PPH Incremento BSW. Declina produccion24-Mar-00 834 487 41,6 347 T PPH
28-Mar-00 0 0 0 0 Inician WO No. 3
31-Mar-00 0 0 0 0 Sale WO No. 31-Abr-00 941 555 41 386 T PPH Evaluación
116
Hoja 2 de Historial de Producción Tetete-12 FECHA PRUEBA BFPD BPPD BSW BAPD ARENA METODO API OBSERVACIONES
28-Mar-00 0 0 0 0 Inician WO No. 3
31-Mar-00 0 0 0 0 Sale WO No. 31-Abr-00 941 555 41 386 T PPH Evaluación13-Abr-00 625 435 30,4 190 T PPH21-Abr-00 898 728 18,9 170 T PPH30-Abr-00 1160 603 48 557 T PPH20-May-00 955 474 50,4 481 T PPH4-Jun-00 905 429 52,6 476 T PPH19-Jul-00 750 226 69,9 524 T PPH22-Jul-00 0 0 0 0 Comunicación Tbg-Casing6-Ago-00 356 111 68,8 245 T PPH14-Ago-00 0 0 0 0 Pozo cerrado espera WO5-Nov-00 0 0 0 0 Comunicación Tbg-Casing.
0 0 0 0 Inicia WO # 4
8-Nov-00 0 0 0 0 Sale de WO No. 49-Nov-00 863 256 70,3 607 T PPH19-Nov-00 1011 386 61,8 625 T PPH6-Dic-00 904 217 76 687 T PPH
26-Ene-01 856 229 73,2 627 T PPH8-Feb-01 709 222 68,7 487 T PPH18-Mar-01 867 243 72 624 T PPH29-Mar-01 780 221 71,6 558 T PPH8-Abr-01 761 211 72,2 549 T PPH
20-Mar-01 801 174 78,2 626 T PPH10-May-01 688 211 69,3 477 T PPH26-May-01 928 224 75,86 704 T PPH14-Jun-01 787 197 78,3 616 T PPH28-Jun-03 876 153 82,5 723 T PPH2-Jul-01 0 0 0 0 Comunicación Tbg-Casing9-Jul-01 660 176 73,33 484 T PPH
21-Jul-01 560 111 80,1 449 T PPH Salinidad = 8000 ppm Cl9-Ago-01 802 236 70,57 566 T PPH29-Ago-01 610 0 100 610 T PPH Cierran pozo por daño en cavidad28-Mar-02 0 0 0 0 Inicia WO # 5
2-Abr-02 0 0 0 0 Termina WO No. 53-Abr-02 632 112 82,27 520 T PPH26-Abr-02 1057 184 82,59 873 T PPH8-Abr-02 793 174 78,05 619 T PPH
14-May-02 861 198 77 663 T PPH23-May-02 845 184 78,22 661 T PPH3-Jun-02 743 118 84,1 625 T PPH9-Jun-02 743 118 84,1 625 T PPH21-Jun-02 789 165 79,08 624 T PPH4-Jul-02 774 155 79,97 619 T PPH
13-Jul-02 770 153 80,19 617 T PPH26-Jul-02 862 149 82,71 713 T PPH8-Ago-02 864 158 81,71 706 T PPH19-Ago-02 850 145 82,9 705 T PPH29-Ago-02 848 136 83,96 712 T PPH15-Sep-02 898 175 80,51 723 T PPH17-Sep-02 846 143 83,12 703 T PPH6-Oct-02 728 126 82,65 602 T PPH3-Oct-02 702 110 84,3 592 T PPH25-Oct-02 891 167 81,2 723 T PPH2-Nov-02 849 118 86,1 731 T PPH16-Nov-02 788 147 81,37 641 T PPH26-Nov-02 843 155 81,64 688 T PPH14-Dic-02 892 153 82,83 739 T PPH30-Dic-02 918 133 85,52 785 T PPH Salinidad = 8000 pp Cl9-Ene-03 914 103 98,7 902 T PPH26-Ene-03 876 140 84,01 736 T PPH2-Feb-03 881 127 85,62 754 T PPH11-Feb-03 878 129 85,33 749 T PPH24-Feb-03 857 104 87,86 753 T PPH2-Mar-03 894 111 87,69 784 T PPH6-Mar-03 824 124 84,91 700 T PPH30-Mar-03 619 97 84,4 522 T PPH4-Abr-03 511 60 88,6 453 T PPH11-Abr-03 566 62 89 504 T PPH22-Abr-03 541 51 90,5 490 T PPH23-Abr-03 760 99 87 661 T PPH24-Abr-03 600 0 100 600 T PPH26-Abr-03 630 9 98,6 621 T PPH
117
Hoja 3 de Historial de Producción Tetete-12 FECHA PRUEBA BFPD BPPD BSW BAPD ARENA METODO API OBSERVACIONES
23-Oct-04 873 105 88 768 T PPH Reinicia producción con Jet D626-Nov-04 904 122 86,5 782 T PPH15-Ene-05 0 0 0 0 Inicia WO No. 6
30-Ene-05 0 0 0 0 Termina WO No. 66-Feb-05 0 0 0 0 Ui PPH12-Mar-05 0 0 0 0 Ui PPH15-Abr-05 0 0 0 0 Ui PPH29-May-05 0 0 0 0 Ui PPH11-Jun-05 0 0 0 0 Ui PPH3-Ago-05 0 0 0 0 Ui PPH11-Ago-05 0 0 0 0 Ui PPH22-Sep-05 0 0 0 0 Ui PPH19-Oct-05 0 0 0 0 Ui PPH3-Nov-05 0 0 0 0 Ui PPH5-Dic-05 0 0 0 0 Ui PPH8-Ene-06 0 0 0 0 Ui PPH3-Feb-06 0 0 0 0 Ui PPH5-Mar-06 0 0 0 0 Ui PPH7-Abr-06 0 0 0 0 Ui PPH5-May-06 0 0 0 0 Ui PPH31-May-06 0 0 0 0 Ui PPH5-Jun-06 0 0 0 0 Ui Pozo no aporta
6-Jun-06 0 0 0 0 Ui
Cambian bomba mismo tipo Jet 9J, bomba sale con presencia de escala en el nozle y mixing tube
7-Jun-06 0 0 0 0 Ui PPH
8-Jun-06 0 0 0 0
Pozo no aporta, reversan Jet sale con presencia de escala en el nozle y mixing tube. W/L chequea camisas, presencia de escala en BHA de producción
9-Jun-06 0 0 0 0 Ui PPH10-Jun-06 0 0 0 0 Ui PPH Salinidad = 8000 ppm Cl
12-Jun-06 0 0 0 0 Limpieza de BHA + Anti-escala a Ui con CTU
14-Jun-06 0 0 0 0 Ui PPH15-Jun-06 0 0 0 0 Ui PPH
17-Jun-06 0 0 0 0 Cierran pozo por alto BSW. (BSW =100%. Salinidad = 10300 ppm)
11-Oct-06 0 0 0 0 W/L cierra camisa Ui + Abre camisa T18-Oct-06 726 9 717 T PPH20-Oct-06 774 41 94,7 733 T PPH26-Oct-06 696 76 89,1 620 T PPH30-Oct-06 753 119 84,2 634 T PPH3-Nov-06 751 114 84,82 637 T PPH18-Nov-06 760 121 84,07 639 T PPH23-Nov-06 737 105 85,75 632 T PPH3-Dic-06 715 86 87,97 629 T PPH9-Dic-06 731 101 86,3 631 T PPH16-Dic-06 891 186 79,1 705 T PPH19-Dic-06 948 212 77,63 736 T PPH25-Dic-06 1130 349 69,12 781 T PPH28-Dic-06 1124 153 86,36 971 T PPH29-Dic-06 1121 54 95,16 1067 T PPH1-Ene-07 1169 63 94,61 1106 T PPH3-Ene-07 1165 41 96,48 1124 T PPH7-Ene-07 1153 34 97,05 1119 T PPH10-Ene-07 1094 26 97,62 1068 T PPH11-Ene-07 1175 59 94,97 1116 T PPH14-Ene-07 1198 63 94,74 1135 T PPH19-Ene-07 1257 96 92,36 1161 T PPH21-Ene-07 1181 54 95,4 1127 T PPH22-Ene-07 1210 70 94,21 1140 T PPH24-Ene-07 1198 63 94,74 1135 T PPH30-Ene-07 1161 48 95,9 1113 T PPH1-Feb-07 1242 92 92,59 1150 T PPH4-Feb-07 1267 105 91,71 1162 T PPH6-Feb-07 1244 93 92,52 1151 T PPH8-Feb-07 1238 90 92,7 1148 T PPH10-Feb-07 1234 92 92,5 1142 T PPH11-Feb-07 1248 100 91,99 1148 T PPH15-Feb-07 1234 92 92,5 1142 T PPH18-Feb-07 1246 98 92,9 1246 T PPH21-Feb-07 1305 131 89,96 1174 T PPH23-Feb-07 1303 134 89,71 1169 T PPH28-Feb-07 1258 110 91,26 1148 T PPH4-Mar-07 1275 119 90,66 1156 T PPH6-Mar-07 1307 146 88,83 1161 T PPH8-Mar-07 1338 154 88,49 1184 T PPH11-Mar-07 1303 134 89,72 1169 T PPH15-Mar-07 1311 148 88,71 1163 T PPH
Fuente: Historial de Producción Tetete-12, Petroproducción Elaborado por: Segundo Guaján
118
4.3 REPORTE DE LABORATORIO
Hoja 1 Reporte De Laboratorio
TETETE - 12
Marzo 22, 2007
Para: Preparado Por:Segundo Guajan Carlos Castro
PETROPRODUCCION
Reporte de Laboratorio
Campo: Libertador
119
Hoja 2 Reporte De Laboratorio
Temperatura: 190 o F
Tratamiento Concentración 1 3 5 10 15 30 Agua Interface7,5% HCl 50 / 50 3 56 90 98 100 100 AC BIACIDO RETARDADO 50 / 50 5 22 60 90 98 100 AC BIACONDICIONADOR 50 / 50 1 4 30 80 98 100 AC BIMPR 50 / 50 4 80 98 98 100 100 AC BI
Interface Agua-FaseB = Bueno A C = Agua Clara
R = Regular A T = Agua Turbio T B = Tipo Bolsa A S = Agua Sucia
BI = Buen Inteface
FORMULACIONES:7,5% HCl HV- ACID= 6 gpt + HCL 34%= 273 gpt + NE-18=10 gpt + Clay Master 5C= 2 gpt + Paravan 25=30gpt + US-40=100 gpt. ACIDO RETARDADO Agua=629 gpt + ABF=369 PPT+ CI-25= 2 gpt + FE-210=20 ppt + FE-300L=10 gpt + HV- ACID=30 gpt + HCL 34%=49 gpt + NE-18=10 gpt + Clay Treat 3C= 2 gpt + Paravan 25=30 gpt + FSA-1=3 gpt.
ACONDICIONADOR Agua=892 gpt + NH4Cl=150 ppt + US-40=100 gpt + NE-18= 5 gpt + FSA-1=3 gpt
MPR Agua=719 gpt + KCL=155 ppt + AQUACON=60 gpt + NE-18=10 gpt + FSA-1=3 gpt
DESPLAZAMIENTO Agua=988 gpt + CLAY MASTER-5C=2 gpt + NE-18= 5 gpt CONCLUSIONES: Hay compatibilidad de la muestra de crudo de fondo de pozo con los fluidos de tratamiento sugeridos.
Agua=862 gpt + CI-25=6 gpt + FE-210=20 ppt + FE-300L=10 gpt + FSA-1= 5 gpt +
SEPARACION TIMPO EN MINUTOS
PRUEBA DE COMPATIBILIDAD
PETROPRODUCCION
LIBERTADOR
POZO : TETETE - 12
Investigación Propia: El Autor
120
Hoja 3 Reporte De Laboratorio
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
SEPA
RA
CIO
N D
E FA
SES
DE
100
ML
50/5
0 Tr
atam
ient
o C
rudo
1 3 5 10 15 30
TIEMPO (Minutos)
PRUEBAS DE LABORATORIO POZO TETETE - 12
HCL 7.5% ACIDO RETARDADO MPR ACONDICIONADOR
Investigación Propia: El Autor
121
Hoja 4 Reporte De Laboratorio
TRATAMIENTO TIEMPO TEMPERATURA SLUDGE(horas) (OF) (Sieve 100)
7,5% HCl 24 160 noACIDO RETARDADO 24 160 noMPR 24 160 noACONDICIONADOR 24 160 no
PRUEBA DE SLUDGE
PETROPRODUCCION
TETETE -12
Investigación Propia: El Autor
122
Hoja 5 Reporte De Laboratorio
TETETE - 12
7,5% HCl ACIDO RETARDADO
ACONDICIONADOR MPR
Investigación Propia: El Autor
123
4.4 MINERALOGÍA ARENISCAS “U” y “T”
A continuación las mineralogías de las areniscas “U” y “T” para el campo Sacha, de
acuerdo a reportes de Petroproducción:
“U” Sup_Arenisca.- cuarzosa, grano fino a medio, sub angular a redondeada, regular
clasificación, cemento calcáreo, glauconítico, trazas de pirita e hidrocarburo,
fluorescencia amarilla blanquecina, corte lento sin residuo.
“U” Inf_Arenisca.- cuarzosa de grano fino a medio, friable sub angular a sub
redondeada, regular clasificación, cemento silíceo, ligeramente calcáreo, trazas de
glauconita e hidrocarburo, fluorescencia amarillo blanquecino, corte lento sin residuo.
“T” Sup_Arenisca.- cuarzosa color café obscuro, de grano fino a medio, friable sub
angular a sub redondeada, mala clasificación, cemento ligeramente calcáreo, trazas de
glauconíta, pobre a regular saturación de hidrocarburos, fluorescencia amarillo
blanquecino, corte lento sin residuo.
“T” Inf_Arenisca.- cuarzosa color café obscuro, de grano fino a medio, sub angular a
sub redondeado, regular clasificación, cemento ligeramente calcáreo, buena saturación
de hidrocarburos, fluorescencia amarillo blanquecino, corte rápido, residuo café claro.
Núcleos de las areniscas “U” y “T” de los campos Sacha, SSFD fueron enviados a los
laboratorios de BJ Services en Tomball-USA; se realizaron pruebas de Rayos-X,
Porosidad, Permeabilidad, Análisis de Aguas, Tendencias a formar escalas.
Los estudios de BJ Services demuestran que las areniscas “U” y “T” tienen
esencialmente la misma composición, con ligeras variaciones:
Areniscas cuarzosas de grano fino a medio, sub angular a redondeada, pobremente a
moderadamente ordenados. Granos de Cuarzo cementados con sílice.
El Cuarzo es el principal mineral presente (48% - 97%).
124
Siderita y dolomita fueron los carbonatos detectados.
Kaolinita es la arcilla mineral más abundante detectada (trazas-6%)
Ilita-Smectita están presentes en trazas.
Glauconita está presente en trazas.
Se detectaron Sulfuro, Cloruro, Potasio, Calcio, Vanadio, Hierro, Níquel, Estroncio en
trazas.
La solubilidad al HCl al 15% es del 0.5% al 4.7%.
Porosidad varía del 8.5% al 21.2%
Permeabilidad varía de 0.9 md a 2554 md. (9)
Para formaciones areniscas sin carbonatos se puede usar HF y para intervalos ricos en
carbonatos se puede usar HCl al 7.5%.
Las muestras analizadas contienen parafinas, asfaltenos.
Todas las aguas tienen tendencia a formar escalas de carbonato.
4.5 DISEÑO TETETE - 12
Tetete-12 es un pozo de desarrollo perforado en 1993.
En las completaciones iniciales de Abril-93, reportaron buen cemento en las zonas de
interés.
Se cañoneó la arenisca “T”, y su etapa productiva empezó en Agosto-93 con 240 BFPD,
156 BPPD y 35% BSW, llegando en sus mejores épocas a 1160 BFPD, 603 BPPD y
48% BSW. Desde Enero del 2005 a Junio del 2006 produjo de la arenisca “U”. Desde
Octubre del 2006 hasta la presente fecha está en producción de la arenisca “T”, los
125
últimos reportes de producción a Mayo del 2007 son de 1268 BFPD con 119 BPPD y
un BSW del 90%.
4.5.1 DATOS DEL POZO
Formación “Ts” y “T i”
Temperatura (BHST) ~220 °F
Presión de reservorio ~3800 psi
Permeabilidad absoluta ~ 144 md
Porosidad 13%
Viscosidad al petróleo a BHST 2.8 cp
API 25.1
Altura Perforada 12 pies
Salinidad 8000 ppm Cl
Tipo de Empuje Lateral
Ph de agua a BHST 6.4
CBL, VDL OK
Fuente: File Tetete-12, campo Libertador
Intervalo de Perforaciones
“Ts” y “Ti” a tratarse
9154 – 9160 (6 pies);
9155 9172 – 9178 (6 pies)
Total pies perforados = 12 pies
Intervalo “Ui” – No interés 9028 – 9038 pies = 10 pies
126
Densidad de disparos 4 dpp
Cavidad Guiberson 8860 pies
Packer Producción “Ui” 8943 pies
Camisa Producción “Ui” 9013 pies
Packer Producción “Ts”, “Ti” 9113 pies
Camisa Producción “Ts”, “Ti” 9150 pies
Punto medio de perforados “T” 9175 pies
Angulo de Inclinación 0°, Pozo Vertical
Casing 7 pulg, 26 lb/pie, C-95
CIBP 9220 pies
Collar Flotador 9296 pies
Zapato Flotador 9239 pies
Fuente: File Tetete-12, Campo Libertador
Producción Inicial de “Ts” y “Ti” en 1993
BFPD 240
BPPD 156
BAPD 84
BSWF 35%
Fuente: Historial de producción Tetete-12
127
Producción Actual de “Ts” y “Ti” a Mayo-09-2007
BFPD 1268
BPPD 119
BAPD 1149
BSWF 91%
Fuente: Historial de producción Tetete-12
4.5.2 OBJETIVO
Realizar un tratamiento de estimulación matricial, con una combinación de sistemas de
Modificador de Permeabilidad Relativa :HF retardado; para limpieza matricial
profunda, bajar el corte de agua e incrementar el aporte de petróleo, sin alterar las
propiedades de la arenisca “Ts” y “Ti”.
4.5.3 SISTEMAS MPR:HF RETARDADO
El Modificador de Permeabilidad Relativa a usarse en el presente estudio es un
polímero diseñado para reducir la permeabilidad relativa al agua, sin alterar la
permeabilidad relativa al petróleo. Después de años de investigación, se ha logrado
obtener un MPR que humecta areniscas y calizas, soporta cationes divalentes en la
formación (Calcio, Magnesio), útil en amplios rangos de PH y temperaturas de hasta
360 °F. Con la combinación adecuada de aditivos se logrará tratamientos exitosos en
formaciones típicas de Petroproducción, con permeabilidades absolutas cercanas a 1
Darcy.
128
El sistema está compuesto por una mezcla de un terpolímero aniónico en un fluido base
agua al 2% KCl. La formación debe estar sin daño, limpia y humectada para la
adsorpción del polímero en la arenisca, este fenómeno reduce el tamaño efectivo del
poro de la formación durante la producción de agua y causa una significativa caída de
flujo del mismo hacia el borde del pozo, reduciendo el aporte de agua de manera
significativa. Siendo hidrofílico pero elástico, el polímero se deforma en presencia de
hidrocarburo. Al deformarse el polímero, se recupera el tamaño original del poro,
restableciéndose la producción de aceite.
Un sistema HF retardado con ácido orgánico, usa solamente la cantidad de HCl
necesario para generar HF in-situ, es el recomendado para una combinación entre
MPR:HF. Al disminuir el uso de HCl, se minimiza la precipitación de sub-productos de
reacción. Con la combinación adecuada de aditivos se puede lograr una penetración
profunda del ácido vivo dentro de la formación productora.
La combinación de estos dos sistemas con los aditivos adecuados y en un buen pozo
candidato, se logrará estimular exitosamente pozos con altos BSW.
4.5.4 FASES Y VOLÚMENES DE TRATAMIENTO
Para el cálculo de volúmenes de tratamiento se realiza consideraciones de:
R = Radio de penetración de tratamiento (pies)
H = altura del intervalo a tratarse (pies)
¢ = Porosidad (fracción)
PI = 3.1416
Tratamiento gal = 7.4805 x ¢ x 3.1416 x H x R^2
129
1. HF retardado = 20 bbls
Tratamiento de limpieza matricial con HF para 5 pies de penetración
7.4805 x 0.13 x 3.1416 x 12 x 5^2 = 916 gal = ~ 840 gal = 20 bbls
2. Acondicionador = 20 bbls
Acondicionador para humectar la formación para 5 pies de penetración
7.4805 x 0.13 x 3.1416 x 12 pies x 5^2 = 916 gal = ~ 840 gal = 20 bbls
3. Modificador de Permeabilidad Relativa = 100 bbls
Tratamiento Modificador de Permeabilidad Relativa para 10 pies de penetración.
7.4805 x 0.13 x 3.416 x 12 x 10^2 = 3666 gal = ~ 4200 gal = 100 bbls
4. Agua Tratada = 22 bbls
Desplazamiento de acuerdo a capacidad de tubería de tratamiento (tubería flexible) = 22
bbls.
1. TRATAMIENTO ÁCIDO RETARDADO
Nombre: HF retardado
Fluido base: Agua fresca filtrada a 2 um
Volumen: 840 gals (20 bbls)
Penetración: 5 pies (70 gal/pie)
130
CONCENTRACIÓNPOR 1000 GAL
DESCRIPCIÓN CANTIDAD TOTAL
629 gal Agua fresca filtrada 2 um 528 gal
369 lbs Bifloruro de amonio 310 lbs
2 gal Inhibidor de corrosión 2 gal
10 lbs Secuestrante iones hierro 8 gal
30 gal Solvente base agua 25 gal
3 gal Control finos 3 gal
10 gal Surfactante no-iónico 8 gal
30 gal Retardador orgánico de acido 25 gal
49 gal Ácido clorhídrico al 34% 41 gal
20 lbs Reductor iones hierro 17 lbsl
2. TRATAMIENTO ACONDICIONADOR
Nombre: Acondicionador de Cloruro de Amonio
Fluido base: Agua fresca filtrada a 2 um
Volumen: 840 gals (20 bbls)
Penetración: 5 pies (70 gal/pie)
CONCENTRACIÓNPOR 1000 GAL
DESCRIPCIÓN CANTIDAD TOTAL
892 gal Agua fresca filtrada 2 um 749 gal
150 lbs Cloruro de amonio 126 lbs
100 gal Solvente mutual 84 gal
5 gal Surfactante no-iónico 4 gal
3 gal Control finos 3 gal
131
3. TRATAMIENTO MODIFICADOR DE PERMEABILIDAD RELATIVA
Nombre: Polímero Modificador de Permeabilidad Relativa
Fluido base: Agua fresca filtrada a 2 um
Volumen: 4200 gals (100 bbls)
Penetración: 10 pies (350 gal/pie)
CONCENTRACIÓNPOR 1000 GAL
DESCRIPCIÓN CANTIDAD TOTAL
719 gal Agua fresca filtrada 2 um 3018 gal
155 lbs Cloruro de potasio 651 lbs
10 gal Surfactante no-ionico 42 gal
60 gal Modif. Perm. Relativa 252 gal
3 gal Control finos 13 gal
4. DESPLAZAMIENTO
Nombre: Agua tratada
Fluido base: Agua fresca filtrada a 2 um
Volumen: 924 gals (22 bbls)
De acuerdo a capacidad de tubería de tratamiento
CONCENTRACIÓNPOR 1000 GAL
DESCRIPCIÓN CANTIDAD TOTAL
988 gal Agua fresca filtrada 2 um 917 gal
2 gal Control arcillas 2 gal
5 gal Surfactante no-ionico 5 gal
132
4.5.5 TOTAL PRODUCTOS
CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCIÓN
124 Bbls Agua fresca filtrada en 2 micrones
651 Lbs Cloruro de Potasio
126 Lbs Cloruro de Amonio
2 Gal Controlador de Arcillas
84 Gal Solvente mutual
25 Gal Solvente base agua
310 Lbs Bifloruro de amonio
25 Gal Retardador de ácido
2 Gal Inhibidor de corrosión
252 Gal Modificador de Permeabilidad Relativa
41 Gal Ácido clorhídrico al 34%
8 Gal Surfactante No-iónico
19 Gal Control de finos
17 Gal Reductor iones hierro
8 Gal Secuestrante iones hierro
76 Unid Filtros de 2 micrones
200 Lbs Carbonato de Sodio
4.5.6 EQUIPOS DE TRATAMIENTO
1. Unidad de acidificación con medidores electrónicos de caudal, presión,
totalizadores.
2. Equipo de filtración de agua, con cargas de filtros de 2 micrones.
133
3. 4 - tanques de mezcla de fluidos
4. Unidad de tubería flexible de 1 ½” de 10000 pies longitud
5. Grúa, equipo de soporte de unidad flexible para unidad de tubería flexible.
6. 2 - camiones de soporte para transporte de químicos y unidad de filtración.
7. Tuberías de 2” con uniones 1502 de alta presión, mangueras de succión de 4”,
uniones y accesorios.
8. Frac Vann con software para adquisición de datos en tiempo real
9. 2 – camionetas para transporte de personal
4.5.7 PERSONAL DE SERVICIO
1. 1 – operador de camión bomba de acidificación.
2. 1 – operador de unidad de filtración
3. 1 – operador de grúa de la tubería flexible
4. 1 – operador de tubería flexible
5. 4 – ayudantes de operaciones
6. 1 – supervisor de operaciones.
7. 1 – Ingeniero de servicios
4.5.8 PROCEDIMIENTO DE TRATAMIENTO
1. Revisar el programa de tratamiento con el Company Man de Petroproducción
2. Inspeccionar tanques de tratamiento y verificar que estén completamente limpios y
libres cualquier residuo.
3. Realizar reunión de seguridad y pre-operacional con todo el personal involucrado.
Verificar procedimientos de armado y ejecución del tratamiento.
134
4. Chequear el agua de mezcla, inventario de químicos colocar los equipos de la
compañía de servicios en locación, filtrar agua por 2 micrones, medir la turbidez del
mismo. NTU máximo 10.
5. Armar la unidad de estimulación, tubería flexible, mangueras, tanques de mezcla,
líneas de alta y baja.
6. Realizar prueba de presión de las líneas de tratamiento con 4000 psi por 5 minutos.
Verificar cabezal del pozo y conexiones. Registrar.
7. Prueba de presión de Rams, BOP´s (preventor de reventones); verificar que los
rams (parte de BOP) se abran y cierren normalmente, revisar pérdidas en el sistema
hidráulico. Realizar prueba de Slip Rams (parte de BOP) insertando una pieza de
tubería dentro del cuerpo de la BOP y cerrando los Rams nuevamente para verificar
un correcto sello. Abrir los Slip Rams y verificar daño en la tubería del Coiled.
Conectar BHA de tubería flexible con Roll-On conector (Conector de bola para
ensamblaje de fondo de CTU). + doble flapper check valve (Válvula check para
ensamblaje de fondo de CTU) + hidráulic disconect (Desconectador hidráulico para
ensamblaje de fondo de CTU) + vortex tool (herramienta de fondo de pozo con tres
salidas laterales, para simular jeteos) de 2 1/8”.
8. Llenar CTU (Coiled Tubing, tubería flexible) con agua y realizar prueba de
funcionamiento en superficie a 0.5, 0.8, 1 y 1.5 BPM. Verificar condiciones de
herramienta y registrar presiones.
9. Acoplar cabeza inyectora de CTU al cabezal del pozo
10. Bajar tubería CTU dentro del pozo hasta cavidad Guiberson con Standing sin bola y
realizar prueba de inyectividad con agua tratada. Si la prueba es satisfactoria
continuar con el paso 12.
135
11. Mezclar los fluidos de tratamiento:
a) 20 bbl HF retardado
b) 20 bbl Acondicionador
c) 100 bbl de Modificador de Permeabilidad Relativa
d) 22 bbl de agua tratada de desplazamiento
12. Bombear todos los fluidos de tratamiento a un solo caudal, a 1 bpm o menos.
13. No sobrepasar la presión de fractura de la formación.
14. Sacar la tubería flexible
15. Cerrar el pozo por 24 horas para absorción de químicos
16. Abrir el pozo, tomar pruebas de producción y reportar resultados.
4.6 COSTOS ESTIMADOS DE TRATAMIENTO
Costos Estimados para condiciones de Tetete-12
Costos estimados productos US$ 40000
Costos estimados servicios C.B. US$ 9000
Costos estimados servicios CTU US$ 7000
Costos estimados filtración US$ 2000
Costos estimados tanques US$ 3000
Costo total estimado US$ 61000
136
4.7 ESTIMACIONES DE PRODUCCIÓN Y REDUCCIÓN DE BSW
Los ensayos de compatibilidad de fluidos de tratamiento-muestra de crudo de fondo de
pozo, analizadas en el laboratorio de estimulación de BJ Services en Lago Agrio, fueron
realizadas de acuerdo a procedimientos y normas API, la dosificación de
demulsificantes, inhibidor de corrosión, estabilizadores de arcillas, solvente mutual,
controladores de hierro y demás aditivos fueron seleccionadas de acuerdo a la
experiencia de 18 años en estimulación del autor de la presente tesis; sin embargo las
características y propiedades de un crudo difieren de un pozo a otro, por dicha razón
para llegar a los resultados de laboratorio que se adjunta en el presente capítulo sección
4.3, fue necesario correr 14 pruebas preliminares hasta obtener los resultados óptimos.
Una vez determinado la dosificación de los diferentes aditivos de los fluidos de
tratamiento, se realizaron pruebas de ensayos de flujo con núcleos para determinar
principalmente permeabilidades relativas al aceite, agua y factores de resistencia al
flujo FR, además de la mineralogía, solubilidad al ácido, porosidades de acuerdo a
procedimientos API:
• Núcleos de 1.5” de diámetro
• Limpieza del núcleo de residuales de hidrocarburo y contaminantes, con tolueno
hasta que esté visíblemente limpio.
• Limpieza de cores con metanol, para remover residuales de sal del sistema
poral.
• Los núcleos fueron secados a 150 °F en un horno hasta obtener un peso estable.
• Se determinó la permeabilidad al Nitrógeno y la porosidad con Helio.
137
Condiciones de la prueba:
La temperatura de prueba fue de 220 °F, con una presión de confinamiento al flujo de
1500 psi y una contrapresión de 200 psi. El flujo del pre y pos-tratamiento fue a un
caudal constante mientras registraba el caudal. Estos datos fueron usados para calcular
la permeabilidad y factores de resistencia al flujo.
Procedimiento de flujo:
1. Cada muestra fue evacuada y saturada con una salmuera al 2% de KCl. La
muestra es sometida a confinamiento de 1500 psi, y la temperatura es
incrementada a 220 °F.
2. Una vez que aplica una contrapresión de 200 psi, inyecta aceite. Mide el caudal
de flujo y calcula la presión diferencial.
3. Inyecta salmuera, mide el caudal de flujo y la presión diferencial y calcula la
permeabilidad a la salmuera.
4. Para una prueba, inyecta 4 volúmenes porales de cloruro de amonio y 10
volúmenes porales de ácido. Al ácido sigue 15 volúmenes porales de solución de
cloruro de amonio.
5. Se inyecta 20 volúmenes porales de solución de MPR. Tiempo de remojo de 16
horas.
6. Después del remojo, se inyecta salmuera se determina el caudal de flujo, la
permeabilidad y el factor de resistencia al flujo a la salmuera.
7. Inyecta aceite, determina su permeabilidad relativa y el factor de resistencia al
flujo al aceite.
8. El paso 6 es repetido para medir la pérdida de productos de la roca.
138
En base a las pruebas de laboratorio en núcleos en los Laboratorios de BJ Services en
Tomball, las pruebas en laboratorios externos Omni Laboratories con núcleos de la
arenisca Berea a condiciones de los yacimientos en Ecuador de 220 °F, tenemos los
siguientes resultados:
Caso A
Antes del tratamiento: Kw = 1150 md ; Ko = 2450 md
Después del tratamiento: Kw = 150 md; Ko = 1900 md; FRw = 7.7
FRw (Factor de Resistencia al flujo de agua)
Caso B
Antes del tratamiento: Kw = 232 md; Ko = 212 md
Después del tratamiento: Kw = 15 md; Ko = 202 md; FRw = 15.5
Se escoge unos dos casos históricos recientes en tratamientos de este tipo realizados en
Indonesia, en areniscas parecidas a las “U” y “T” con empuje de lateral, cuyos
resultados de campo fueron:
Pozo Caltex A
Antes del tratamiento: BFPD = 990 ; BPPD = 49; BSW = 95%
10 días después del tratamiento: BFPD = 850; BPPD = 17; BSW = 97%
13 días después del tratamiento: BFPD = 900; BPPD = 88; BSW = 80%
15 días después del tratamiento: BFPD = 900; BPPD = 297; BSW = 67%
Reducción de corte de agua: de 941 bbl a 603 bbl / del 95% al 67%
Disminución neta de producción de agua = 338 BAPD
Incremento de producción de petróleo: de 49 bbl a 248 bbls / del 4% al 33%
Incremento neto de producción de petróleo = 199 BPPD
139
Pozo Caltex B
Antes del tratamiento: BFPD = 1100 ; BPPD = 70; BSW = 94%
10 días después del tratamiento: BFPD = 810; BPPD = 100; BSW = 89%
24 días después del tratamiento: BFPD = 815; BPPD = 190; BSW = 80%
45 días después del tratamiento: BFPD = 805; BPPD = 420; BSW = 48%
Reducción de corte de agua: de 1030 bbl a 385 bbl / del 94% al 48%
Disminución neta de producción de agua = 645 BAPD
Incremento de producción de petróleo: de 70 bbl a 420 bbls / del 6% al 52%
Incremento neto de producción de petróleo = 350 BPPD
En el reporte de laboratorio de BJ Services de Tomball: “AquaCon HP Flow Testing;
Technology Project: 07-04-0358” realizados con núcleos de areniscas enviadas desde el
Ecuador, nos arrojan los siguientes resultados:
Antes del tratamiento: Kw = 142 md; Ko = 674 md
Después del tratamiento: Kw = 31.5 md; Ko = 562 md; FRw = 4.51
Con todo este conjunto de estudios de las condiciones mecánicas del pozo, de la
formación productora, del historial de producción y reacondicionamientos, de los
registros eléctricos, resultados de ensayos de flujo y mineralógicos en núcleos, dos
casos históricos de aplicación de MPR en Indonesia, nos permíten reforzar el criterio de
que el sistema de estimulación propuesto puede aplicarse con resultados exitosos.
Los datos de producción de Tetete-12, son similares a los pozos Caltex de Indonesia,
reforzados por los resultados de ensayos de laboratorio expuestos en esta sección, se
140
puede llegar a estimar conservadoramente una reducción del BSW del 15%, y un
incremento de producción de petróleo de 171 bbls, con lo cual se recuperaría la
inversión en 12 días. Sin embargo el comportamiento de un pozo depende de muchos
factores internos del yacimiento como también externos, por eso en la sección 4.8 se
hace un análisis más detallado de varios escenarios de reducción de corte de agua e
incremento de producción de petróleo, con sus respectivos tiempos de recuperación de
la inversión.
El autor de la presente tesis como funcionario de BJ Services Company, ha dictado
charlas y presentaciones de este sistema innovador y de última tecnología al personal de
Ingeniería de Petróleos de Petroproducción de los campos: Libertador, Shushufindi,
Auca, Sacha, Lago Agrio, como también al personal de Quito.
Al momento de escribir la presente tesis, Ingeniería de Petróleos de Libertador está
programando un chequeo de la completación y de las condiciones mecánicas del pozo,
previo a la generación del programa de estimulación con el objetivo de bajar el corte de
agua e incrementar la producción de petróleo con la secuencia de fluidos y aditivos
propuestos.
Una vez realizado el tratamiento de estimulación se analizarán resultados de producción
de los 45 días después del tratamiento, con las pruebas de producción de los 30 días
anteriores al tratamiento. Si los resultados son satisfactorios se continuará con el
análisis y estudio de los otros pozos que están en la tabla–15 de la sección 4.1 de la
presente tesis.
141
4.8 ANÁLISIS DE COSTOS VS RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN
Se analiza varios escenarios de incrementos de producción de petróleo por reducción de
corte de agua de acuerdo a la producción actual de Tetete-12:
- Precio promedio de barril de petróleo a US$ 30/bbl
- Costo de procesamiento de agua indeseada a US$ 0.50/bbl
- Incremento de producción de petróleo 90% del % de reducción del corte de agua.
- Costo de la inversión US$ 61000
Escenario Reducc. BSW %
Red. Agua BBL
Incremt. Petróleo BBL
Ahorro Agua US$
Ganan Petróleo US$
Recuper. Inversión Días
A 10 127 114 63 3423.6 17
B 15 190 171 95 5135 12
C 20 254 228 127 6847 9
D 30 380 342 190 10270 6
E 40 507 456 254 13694 4
142
CAPÍTULO V
143
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1.- El diseño del presente estudio se aplica a condiciones actuales de Tetete-12.
2.- Parámetros de presiones, viscosidades, permeabilidades, fueron tomados del último
Build´up del pozo: 1994, se correlacionó información con Buil´up de Tetete-8, corrido
en el 2005; ambos de la arenisca “T”. De ahí el uso del 6% MPR en sección 4.5.4.
3.- Para el presente diseño se usó estudios de caracterización de areniscas “U” y “T”, de
los campos Sacha, SSFD. Technology Center Report No. 98-04-0253, Tomball-USA.
4.- Las areniscas “U” y “T” son muy similares en mineralogía. Reporte No. 98-04-0253.
5.- Los dos yacimientos tienen empuje lateral.
6.- Los volúmenes de un tratamiento dependen de la longitud del intervalo productor.
7.- BJ Services, afirma que para un tratamiento de este tipo el volumen recomendado
para el MPR es mínimo de 10 pies de penetración.(10) . Ver sección 4.5.4 de esta tesis.
8.- El volumen recomendado para el ácido es para 3-5 pies de penetración dependiendo
del tipo de daño de formación. Ver sección 4.5.4 de fases y volúmenes de tratamiento.
9.- El agua no deseada producida en estos campos por lo general tienen tendencia a
formar escalas. Por eso el uso de ácido retardado, ver sección 4.5.4.
10.- El petróleo crudo de los campos de Petroproducción, por lo general tienen
contenidos de parafinas y asfaltenos. Se agrega antiparafínico en el ácido, ver 4.5.4.
11.- Antes de aplicar este estudio se recomienda realizar una prueba de la completación:
packers, tubería de producción, camisas; para verificar las condiciones mecánicas del
pozo. Ingeniería Petróleos Libertador está programando este chequeo para Tetete-12.
12.- Se recomienda correr un Build´up para obtener información actualizada de
parámetros del yacimiento, daño de formación, presiones estáticas, fluyentes, etc. Si hay
cambios en los resultados del Build’up, cambiará la recomendación de sección 4.5.4.
144
13.- Se recomienda aplicar este sistema innovador en un pozo por campo: Lago,
Libertador, SSFD, Sacha, Auca; en areniscas “U” y “T” con alto corte de agua de hasta
el 95%. Así se podrá sacar mejores conclusiones de la eficiencia del MPR.
14.- Analizar y evaluar resultados de 5 aplicaciones en pozos, previo una aplicación en
las demás formaciones productoras: Hollín, M-1.
15.- Con resultados satisfactorios se podrán aplicar en los pozos que están a punto de
cerrarse por alto corte de agua. Ver históricos y resultados de laboratorio en sección 4.7.
16.- Pozos cerrados por alto corte de agua y con reservas remanentes, podrán ser
recuperados y prolongados la vida útil de los mismos.
17.- Pozos con alto BSW por lo general no se estimulan matricialmente con ácido, por
su tendencia al incremento del corte de agua.
18.- Con esta combinación de sistemas ácido retardado: MPR ahora se podrá estimular
un pozo con alto BSW. Ver históricos de Caltex A y Caltex B, en sección 4.7.
19.- Para un mejorar el presente estudio, es necesario obtener núcleos de las
formaciones productoras de los campos que aún no tienen estudios de caracterización de
formaciones: Libertador, Auca, Lago y realizar ensayos de mineralogía,
permeabilidades, porosidades con los diferentes fluidos de tratamientos.
20.- De acuerdo a los análisis económicos, la inversión en un sistema de este tipo para el
caso particular de Tetete-12; se recupera en 12 días con cálculos conservadores. Ver
sección 4.8 de análisis de costos. El MPR funciona por adsorpción a la roca y se estima
una duración del tratamiento de 6 meses. Ver históricos Caltex A y Caltex B.
21.- Cada pozo tiene muchas variables y un diseño debe ser tratado como tal. Los
volúmenes, aditivos y concentraciones de fluidos se aplican para la arenisca “T” de
Tetete-12.
145
ANEXOS
146
ANEXO # 1: MAPA CAMPO LIBERTADOR
Fuente: Petroproducción
147
ANEXO # 2: DIAGRAMA TETETE -12
EMR = 904' COMPLET. ORIGINAL : 04-MAY-93ES = 883' REACOND. # 04 : 08-NOV-00
REACOND. # 05 : 03-ABR-02REACOND. # 06 : 30-ENE-05
10 3/4", CASING SUPERFICIALJ-55, 40.5 #/P, 81 TUBOS
2505' ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 800 SXS. TIPO "A"
7" CASING : C-95, 26 #/P, 285 TUBOS
3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 287 TUBOS
8860' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X-OVER
2 7/8" EUE, CAVIDAD GUIBERSON PL-II8878'
8910' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO
2 7/8" EUE, TUBO DE SEGURIDAD
2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO
8942' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X-OVER
8943' 7" x 3 1/2" EUE, PACKER "HS" BAKER
8947'
3 1/2" x 2 7/8" EUE, X-OVER
2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS
9013' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X-OVER
ARENA " Ui " ( 5 DPP ) 2 3/8" x 2 7/8" EUE, X-OVER
9028' - 9038' ( 10' ) 2 7/8" EUE, N-80, 3 TUBOS
9038' - 9058' (20') SQZ (P.I) 9111' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X-OVER
9113' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER "FH"
2 7/8" x 2 3/8" EUE, X-OVER
9150' 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
ARENA "Ts" (5 DPP)
9154' - 9160' (6') 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
ARENA " Ti " (5 DPP) 9184' 2 3/8" EUE, TAPÓN CIEGO9171'-9172' ( 1' ) SQZ WO-069172' - 9178' (6')9178' - 9185' (7') SQZ WO-069192'-9198' ( 6' ) SQZ. ( P.I )
9220' C.I.B.P. (P.I.)
9225'-9229' ( 4' ) SQZ. ( PI )
9296' 7" COLLAR FLOTADOR
9329' ZAPATO GUÍA DE FONDOCEMENTADO CON: 600 SXS. TIPO "G"
9117'
PT(L) = 9355'PT(D) = 9350'
2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87")
TETETE- 12W.O # 06
2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87")
Fuente: Petroproducción
148
ANEXO # 3: REGISTRO DE CEMENTACIÓN
149
Fuente: Petroproducción
150
ANEXO # 4: BUILD’ UP
COMPAÑÍA : PETROPRODUCCIÓN CAMPO/POZO : TETETE –12 ZONA DE PRUEBA : ARENA “Ti” “Ts” INTERVALOS : 9154’ – 9160’ (6’) 9172’ – 9178’ (6’)
FECHA DE PRUEBA
: 20-Marzo-1994
REPORTE NUMERO : WL-002-1994 DISTRITO BASE : Shushufindi
151
1.- REPORTE DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN El presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a la arena T SUPERIOR y T INFERIOR, del pozo TETETE-12. El pozo en estudio tiene dos intervalos disparados el primero 9154 - 9160 pies (6’) y el segundo intervalo disparado 9172 – 9178’ (6 pies). El espesor total de la formación es de 40 pies. El pozo produjo un Qt = 1718 BBL/día, con un BSW de 51.5% de un crudo de 25.1 grados API. A continuación se presentan los diferentes eventos que se desarrollaron durante la prueba de producción y luego la restauración.
TIEMPOS (HRS)
t1 = 2.50
t2 = 32.08
t3 = 54.14 TIEMPO DE PRODUCCIÓN = 30.00 HRS TIEMPO DE CIERRE = 22.00 HRS
Para el registro de presión se utilizo el registrador electrónico: Zi- Probes 1080 que fue asentado en el No-Go a 8860 pies. Los valores de presión del yacimiento T SUPERIOR y T INFERIOR serán reportados a la mitad de las perforaciones (mp) ubicado a 9160 Pies. Para el proceso de cálculo se han utilizado los parámetros básicos del yacimiento proporcionados por el departamento de Ingeniería de Petróleos de PETROPRODUCCIÓN en Libertador y se han determinado los datos de análisis PVT : Pb, Rs, Bo a partir de la Vázquez – Beggs y µo a partir de la correlación de Beggs et Al, aplicando el software de Interpretación de Presiones Pansystem de EPS.
152
3.- DATOS BÁSICOS DE LA EVALUACIÓN
Prueba de producción Parámetros del estrato Parámetros del fluido
P
4.- RESULTADOS DE LA INTERPRETACIÓN MÉTODO DE HORNER MÉTODO DE LA DERIVADA
Bo = 1.366 By/Bn Bw = 1.26888 By/Bn Rs = 635 Scf/Bbl
µo = 0.767737 Cps Ct = 1.3312 e-5 Psi -1 GOR = 635 Scf/Bbl
γgas = 1.645 ht = 40 Fthn = 12 FtΦ = 13 %rw = 0.41 FtTy = 222 ° F
Qo = 884 BPPD Qw = 833 BAPD Qt = 1718 BFPD BSW = 51.5 % API = 25.1 Pwf @ Sensor (8860’) = 1106 Psi Pwf@ mp (9160’) = 1495 Psi Pws @ Sensor (8860’) = 2810 Psi Pws @ mp (9160’) = 3199 Psi P Burbuja = 980 Psi
K = 144 Md S = 9.45 Delta Skin = 1280 Psi t match = 32.08812 Hrs P match = 1410 Psi Cs = 0.0045 Bbl/Psi Pi @ sensor = 3009 Psi
Pi @ mp (9160’) = 3401 Psi
L 1 CP = 78 Pies
Pendiente = - 119.8 Psi-ciclo Drawdown = 1704 Psi K = 144 md S = 9.45 P* = 2880 Psi P @(Ih) = 2370 Psi
153
MODELOS
MODELO DE ALMACENAJE CONSTANTE
FLUJO EN EL RESERVORIO RADIAL HOMOGÉNEO
MODELO DEL LIMITE U – SHAPED FAULTS
5.- RESULTADOS DE PRODUCTIVIDAD
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD VALOR J actual = 0.45 BBl/día/Psi J Ideal = 0.75 BBl/día/Psi
EF = 0.51 Qmax = 390 BBl/día
Fuente: Petroproducción
154
ANEXO # 5: ÁCIDO CLORHÍDRICO
155
Fuente: BJ, Services
156
ANEXO # 6: ÁCIDO CLORHÍDRICO-FLUORHÍDRICO
157
Fuente: BJ, Services
158
ANEXO # 7: ÁCIDO RETARDADO
Fuente: BJ, Services
159
ANEXO # 8: CLORURO DE POTASIO
160
161
162
Fuente: BJ, Services
163
ANEXO # 9: CONTROLADOR DE HIERRO
164
Fuente: BJ, Services
165
ANEXO # 10: ESTABILIZADOR DE ARCILLAS
166
Fuente: BJ, Services
167
ANEXO # 11: ESTABILIZADOR DE FINOS
168
Fuente: BJ, Services
169
ANEXO # 12: INHIBIDOR DE CORROSIÓN
170
Fuente: BJ, Services
171
ANEXO # 13: MODIFICADOR PERMEABILIDAD RELATIVA
172
Fuente: BJ, Services
173
ANEXO # 14: SOLVENTE BASE AGUA
174
Fuente: BJ, Services
175
ANEXO # 15: SOLVENTE MUTUAL
176
Fuente: BJ, Services
177
ANEXO # 16: SURFACTANTE
178
Fuente: BJ, Services
179
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30. SPE 73747: “Iron Precipitation During Acid Treatments Using HF-Based
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CITAS BIBLIOGRÁFICAS
Pág
1. TCC181 Well Stimulation Treatments – BJ Services 20
2. Acid Manual – BJ Services 27
3. Eng. 201. Aplied Acid Engineering – BJ Services 39
4. Eng. 101. Fundamentals of Acid / Nitrogen Engineering – BJ Services 43
5. Estimulación Fase I – BJ Services 59
6. Acidizing Concept and Desingn – BJ Services 67
7. SPE 14822. Methods for Improving Hydrocarbons Water Ratios in
Producing Wells 89
8. Fundamentals of Acidizing – BJ Services 99
9. Rock characterization evaluation, oil properties, and flow testing:
“T” Sand, “U” Sand, Hollin Sand; SSFD, Sacha, Fields-BJ Services 125
10. TV 206 BJTV – Aquacon – BJ Services 139
184
GLOSARIO
Acidificación Matricial.- tratamiento de acidificación a baja o sin presión para mejorar
la permeabilidad de la formación sin fracturarlo. Las mezclas ácidas son confinados a
los poros y canales de flujo naturales de la formación, para aumentar la permeabilidad y
porosidad de la formación productora e incrementar la producción de petróleo o gas.
Acidificación.- tratamiento para pozos de petróleo y gas en el que se inyecta ácido
(generalmente clorhídrico) para disolver materiales calcáreos.
Ácido acético glacial.- ácido acético puro en el cual se formar cristales parecidos al
hielo a temperaturas aproximadas de 60 °F.
Ácido acético.- ácido orgánico, líquido e incoloro que se utiliza para limpieza de
formaciones calizas, o de materiales calcáreos de areniscas.
Ácido clorhídrico.- solución de gas de cloruro de hidrógeno disuelto en agua. Se utiliza
como fluido base en muchos de los sistemas de BJ. A veces se lo denomina ácido
muriático.
Ácido fórmico.- ácido orgánico que se usa en pozos de alta temperatura.
Ácido inorgánico.- no compuesto de materia vegetal ni animal. No proviene de
crecimiento natural. Ejemplo ácido fluorhídrico y ácido clorhídrico.
185
Ácido orgánico.- compuesto de animal vegetal o animal. Ejemplo: ácido acético,
anhídrido acético, cítrico y fórmico.
Ácido desgastado.- ácido debilitado por el uso.
Acuoso.- a partir del agua. Producido por la acción del agua.
Aeróbico.- que necesita oxígeno libre para vivir.
Agente humectante.- agente tensoactivo que tiene un pode humectante.
Agente secuestrador.- químico que se utiliza con un tratamiento ácido, para retardar la
formación de hidróxido de hierro insolubles que se genera cuando el ácido entra en
contacto incrustaciones o sales y óxidos de hierro.
Agente tensoactivo.- sustancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido
o sólido, concentrándose en su capa superficial. Es útil por sus cualidades limpiadora,
humectante y dispersante.
Agua negra.- que contiene sulfuro de hierro.
Agua de formación.- el agua que originalmente estaba en la formación. Cualquier
agua que reside en los espacios porales de una formación.
186
Anaeróbico.- que no requiere oxígeno para vivir.
Anfotérico.- capaz de reaccionar químicamente ya sea en medio ácido o en medio
alcalino.
Anular.- espacio anular entre dos círculos concéntricos. En la industria petrolera es
usualmente el espacio que rodea a una tubería o el espacio entre la tubería de
producción y el casing.
Anular tubería flexible.- espacio entre el diámetro interior del casing y el diámetro
exterior de la tubería de producción.
Anular tubing-coiled tubing.- espacio entre el diámetro interior de tubería de
producción y el diámetro exterior de la tubería flexible.
API (Instituto Americano de Petróleo).- organización fundada en 1920, que lidera la
estandarización para perforación y producción de pozos petroleros. Tiene departamentos
de transportación, refinación y mercadeo en Washington, DC. Sus publicaciones
oficiales son Petroleum Today, Washington Report, y cientos de normas, prácticas
recomendadas y boletines.
Arbolito.- válvulas de control, manómetros de presión, reductores, ensamblados en la
parte superior del pozo; para controlar el flujo de petróleo y gas después de que el pozo
ha sido perforado y completado.
187
Arcillas.- un término usado para partículas más pequeñas de 1/256 milímetros (4
micrones) sin tomar en cuenta su composición mineralógica. 2. un grupo de minerales
de silicatos de aluminio (arcillas minerales).
B
Bactericida.- agente químico diseñado para inhibir el desarrollo de las bacterias que
ocasionan problemas en las operaciones en las operaciones del campo petrolero.
Barril (bbl).-una medida de volumen para productos de petróleo en USA. Un barril es
equivalente a 42 galones americanos o a 3.7853 litros. Un metro cúbico es igual a
6.2898 barriles.
Barriles por día (bpd).- una medida del caudal de flujo de un pozo; cantidad total de
petróleo y otros fluidos producidos o procesados por día.
BHP.- abreviatura en ingles Bottom-Hole Fracturing Pressure, o presión de
fracturamiento en el fondo del pozo.
Biocida.- agente químico que mata instantáneamente las bacterias e inhibe el desarrollo
de las mismas.
Bloqueo por agua.- reducción de la permeabilidad de una formación que se produce
por agua de alta tensión superficial (interfacial) en los espacios porales.
188
Bolas sellantes.- bolas de nylon, caucho duro, o ambas y usado para sellar
temporalmente las perforaciones.
Borde de pozo.- en ingles wellbore; zona cercana a la pared del pozo.
C
Calcáreo.- contiene carbonato de calcio (sal que se encuentra en las calizas)
Casing.- tubería metálica de acero colocada en un pozo de petróleo o gas, para evitar
que las paredes de un hoyo se derrumben, prevenir el movimiento de fluidos de una
formación a otra y mejorar la eficiencia de extracción de petróleo de un pozo
productivo.
Capilar.- resultante de la tensión superficial en el suelo.
Carcomido.- diseño que queda en una formación después de entrar en contacto con un
ácido.
Catiónico.- que posee un ión de carga positiva.
Cemento.- polo compuesto de alúmina, silicatos y otras substancias que se solidifican
cuando son mezcladas con agua. Usado ampliamente en la industria petrolera para
adherencia del casing hacia las paredes del borde del pozo.
189
Cementación.- aplicación de una lechada líquida de cemento en varios puntos, adentro
y fuera del casing.
Cementación de casing.- llenar el anular entre el casing y la pared del hoyo con
cemento para soportar el casing y/o prevenir migración de fluidos entre zonas
permeables.
Cerrar.- cierre, mantener válvulas cerradas para detener la producción.
Columna hidrostática.- presión ejercida por una columna de fluido: expresada en
libras por pulgada cuadrada o PSI.
Compañía de cementación.- una compañía especializada en preparación, transporte y
bombeo de cemento hacia el pozo.
Conductividad.- capacidad o poder de transferir o transmitir.
Connata.- atrapada en sedimentos al momento de su depositación; se origina al mismo
tiempo que otros materiales adyacentes o entremezclados. (ejemplo agua connota).
Coiled tubing.- una sarta continua de tubería de acero flexible, de miles de pies de
longitud, que están enrolladas en un carreto de varios pies de diámetro. El carreto es una
parte integral de la unidad de coiled tubing (tubería flexible), que consiste de varios
accesorios que aseguran que la tubería flexible sea insertada con seguridad y
190
eficientemente al fondo del pozo desde superficie. La corrida de tubería flexible es más
rápida y menos costosa que una corrida convencional de tubería de producción. El
desarrollo de tecnología, hace que cada día sea más popular el uso de esta clase de
tubería.
Core.- (o núcleo) muestra de formación sólida cilíndrica tomada para análisis
geológico.
Core análisis.- análisis de laboratorio de una muestra de core para determinar
porosidad, permeabilidad, litología, contenido de fluido, ángulo de inclinación, edad
geológica, y probable producción de la formación.
Corrosión.- proceso en el cual se destruye un metal por su reacción con el ambiente que
le rodea; por ejemplo, la destrucción de tubería por un ácido.
D
Daño de formación (Skin).- reducción de permeabilidad en una roca reservorio,
causada por invasión de fluidos de perforación y tratamiento hacia la sección adyacente
del borde de pozo.
Darcy.- (recibe el nombre de Henri P. G. d’Arcy, ingeniero hidráulico francés), unidad
de permeabilidad porosa igual a la permeabilidad de un medio a través del cual el
caudal de un fluido cuya viscosidad es 1 centipoise y una presión de 1 atmósfera por
191
centímetro sería 1 centímetro cúbico por segundo por centímetro cuadrado del área
transversal.
Descarga a chorro.- descarga de agua a alta presión para forzar los sólidos a salir de la
formación.
Digitación (fingering).- fenómeno que ocurre a menudo en un proyecto de inyección en
el cual el fluido que está siendo inyectado no se contacta a lo largo de todo el reservorio,
se desvía de secciones de los fluidos de reservorio como dedos. La digitación no es
deseable, porque porciones del reservorio no son contactados por el fluido de inyección.
El mismo fenómeno cuando en el agua se desvía del petróleo del reservorio.
DST (Drill Stem Test).- método convencional de prueba de formación. La herramienta
básica del DST consiste de una empacadura o empacaduras, válvulas que pueden ser
abiertas o cerradas desde superficie y dos o mas dispositivos registradores de presión.
La herramienta es bajada en la sarta de tubería hacia la zona a ser probada. La
empacadura o empacaduras son asentadas para aislar la zona de la columna de fluidos.
Las válvulas son abiertas para permitir el flujo de la formación mientras registra
presiones estáticas y fluyentes.
E
Emulsificación.- conversión en emulsión.
192
Emulsión.- mezcla en la cual un líquido se distribuye uniformemente como glóbulos
diminutos en otro líquido.
Emulsionante.- agente tensoactivo que promueve la formación y estabilización de una
emulsión.
Escala.- depósito mineral (ejemplo: carbonato de calcio) que precipita fuera del agua y
se adhiere a la tubería, calentadores y demás equipos.
Escala Baumé.- (recibe el nombre de Antoine Baumé, químico francés), cualquiera de
las dos escalas arbitrarias del hidrómetro. Una escala es para los líquidos que son más
livianos que el agua, y la otra para los líquidos que son más pesados que el agua. Las
escalas indican la gravedad específica en grados. La escala Baumé se utiliza también
para describir la densidad de las soluciones de ácido.
Espacio anular.- espacio que rodea una tubería en un hoyo.
Estimulación.- proceso para agrandar los canales de flujo viejos o para crear nuevos
canales en la formación productora.
Estimulación ácida.- método de estimulación usando ácido.
F
Factor PH.- unidad de medida de acidez o alcalinidad de una sustancia.
193
Fluido de formación.- fluido como gas, petróleo o agua que existe en el subsuelo de
una formación rocosa.
Fracturamiento.- método de estimulación para abrir nuevos canales de flujo en una
formación porosa permeable de un pozo productor. Un fluido como: solvente, ácido,
agua, con aditivos especiales son forzados y bombeados a alta presión hacia una
formación. La presión rompe la formación y el fluido con agente de sostén penetra a la
formación, cuando libera la presión hacia superficie, el fluido de fractura retorna hacia
el pozo. Las fracturas o nuevos canales de flujo parcialmente cerrados en los agentes de
sostén, permiten el flujo petróleo o gas.
Fractura ácida.- abrir canales de flujo o fracturas en formaciones productoras de
calizas duras, usando combinaciones de aceite-ácido o agua-ácido a alta presión.
Fractura hidráulica.- un operación en el cual un líquido especialmente mezclado es
bombeado hacia la formación con una presión lo suficientemente alta para romper la
formación, formando canales por el cual puede fluir petróleo hacia el borde del pozo.
Agentes de sostén como granos de arena, bolitas de aluminio, vidrio, o materiales
similares son transportados en suspensión hacia las fracturas. Cuando la presión es
liberada hacia superficie, las fracturas se cierran parcialmente hacia los agentes de
sostén, creando canales de flujo hacia el borde del pozo.
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G
Gas disuelto.- gas natural que está en solución con petróleo crudo en el reservorio.
Gravedad específica.- coeficiente del peso de una substancia a una temperatura
determinada y el peso de un volumen igual de substancia estándar a la misma
temperatura.
H
Hidrómetro.- instrumento flotante que se utiliza para determinar las gravedades
específicas y concentraciones de los líquidos.
Hidráulica.- relativo al agua o a otro líquido en movimiento.
Hidrocarburo.- compuestos orgánicos de hidrógeno y carbón cuyas densidades, puntos
de ebullición, puntos de congelación se incrementan como se incrementa su peso
molecular. Las moléculas más pequeñas de hidrocarburos son gaseosas, los más grandes
son sólidos. El petróleo es una mezcla de diferentes hidrocarburos.
I
Impermeable.- previene el paso de fluido. Una formación puede ser porosa
impermeable, si hay ausencia de canales interconectados entre si.
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Inhibición.- prevención o retardo de un proceso químico como la corrosión.
Inhibidor de corrosión.- producto químico que se utiliza para demorar o prevenir la
corrosión.
Inmiscible.- no son capaces de mezclarse (por ejemplo agua y aceite).
L
Lodo.- sólidos o depósitos que se forman en un pozo durante la estimulación con ácido.
M
Miscible.- capacidad de ser mezclado.
MPR (Modificador de permeabilidad relativa).- en ingles RPM (Relative permeability
modifier), tratamiento químico que actúa sobre la formación productora para bajar el
porcentaje de agua producida.
N
Neutralizar.- hacer químicamente neutro: eliminar un efecto colateral, como neutralizar
una solución ácida.
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Noiónico.- que no tiene carga positiva ni negativa; neutro.
P
Permeabilidad.- medida de la facilidad con que los fluidos pueden fluir a través de una
roca porosa.
Petróleo crudo.- petróleo crudo no refinado. Su rango de densidad varía de liviano a
muy pesado y su color de amarillo a negro, puede contener parafinas, asfaltenos,
maltenos.
Ph.- presión hidrostática
Polímero.- compuesto químico natural o sintético constituido por unidades estructurales
repetidas que a menudo se añade al lodo de perforación para aumentar su viscosidad.
Porosidad.- relación del volumen de espacios vacíos al volumen sólido de una roca de
formación. Es una indicación de la cantidad de fluido que puede alojar la formación.
Post-flujo.- fluido que se utiliza después de bombear ácido una solución de ácido en un
pozo en un tratamiento de estimulación con acidificación.
Pozo inyector.- pozo en el cual se bombea aire, gas o agua para aumentar la producción
de los pozos adyacentes.
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Precipitados.- compuestos formados como un resultado de una reacción química, como
el producto de la reacción del ácido con la roca. Estos pueden ser sólidos, líquidos o
gaseosos.
Pre-flujo.- fluido que se usa delante de la solución ácida en un tratamiento de
estimulación con ácido. Algunas veces se le denomina preflush, spearhead.
Presión de formación.- fuerzas ejercidas por los fluidos en una formación y registradas
a la profundidad de dicha zona durante un cierre de pozo. También es llamado presión
de reservorio, presión de fondo de pozo o presión estática.
Presión de tratamiento en superficie (Surface Treating Pressure – STP).- presión
que se lee en el manómetro de superficie cuando se está inyectando fluido de
tratamiento en un pozo.
Prueba de presión de fondo.- prueba de la medida de la presión de reservorio,
obtenido a una profundidad específica o al punto medio de la zona productora. Una
prueba de presión de fondo fluyente, mide la presión mientras el pozo continúa
fluyendo; una prueba de presión del fondo de pozo con confinamiento mide la presión
mientras el pozo ha sido parado o cerrado por un periodo de tiempo específico.
Prueba de formación.- recolección de datos de presión y muestras de fluidos de
formación para determinar su potencial de producción antes de escoger un método de
completación.
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R
Registro acústico.- registro de medida de porosidad, realizado por comparación de
profundidad y el tiempo que toma un impulso sónico en viajar a través de una longitud
de formación dada. La velocidad de viaje a través de la roca depende de la composición
de la formación y de los fluidos que contiene. El tipo de formación puede ser
averiguado por otros registros, el tiempo de tránsito varía con la cantidad de roca,
fluido; y la porosidad puede ser determinado por este medio.
Registro acústico de pozo.- proceso de registrar las características acústicas de una
formación del subsuelo, basado en el tiempo requerido por un sonido para viajar a
través de una distancia específica a través de una roca. La velocidad de viaje depende de
la composición de la formación, su porosidad, y el contenido de fluidos.
Registro cáliper.- registra variaciones en el diámetro del borde de pozo por
profundidad, indicando agrandamientos excesivos, indebidos, washouts. El registro
cáliper también revisa corrosión, escala, o picaduras internas de tuberías.
Registro eléctrico.- registro de ciertas características eléctricas (como resistividad y
conductividad) de formaciones atravesadas por el borde del hueco. Una manera de
identificar las formaciones, determinar su naturaleza, cantidad de fluidos que contienen
y estimar su profundidad.
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Registro de densidad.- registro de radioactividad para investigación en hueco abierto,
que responde a variaciones en la gravedad específica de las formaciones. El registro de
densidad es un buen dispositivo de medida de densidad.
Registro Gamma Ray.- registro de un tipo de radioactividad, que graba la
radioactividad natural alrededor del borde del pozo. Lutitas generalmente producen los
más altos niveles de radiación gamma y pueden ser detectados y estudiados con la
herramienta gamma ray. En huecos donde son usados lodos de perforación salados, las
herramientas de registros eléctricos son menos efectivos que las herramientas gamma
ray.
Registro de Inducción.- registro eléctrico en el cual la conductividad de la formación
es mas alta que la resistividad medida. Las formaciones con petróleo tienen menos
conductividad de electricidad que las formaciones con agua. Un registro de inducción
cuando es comparado con lecturas de resistividad, pueden ayudar a determinar zonas de
petróleo y agua.
Roca carbonato.- roca sedimentaria compuesta principalmente de carbonato de calcio
(calcita) o carbonato de calcio y magnesio (dolomita).
200
S
Solubilidad.- cantidad de una sustancia que se disuelve en otra sustancia.
Solvente mutual.- material soluble en soluciones acuosas y de hidrocarburos.
Solvente.- substancia capaz de disolver o que se utiliza para disolver mezclas orgánicas.
Sulfato de bario.- compuesto químico de bario, sulfuro y oxígeno, que puede formar
escalas muy duras y resistentes, que son muy difíciles de remover.
Surfactante.- tensoactivo.
T
Tapón.- objeto que bloquea el paso en pozo.
Temperatura de fondo de pozo.- calor en la parte más baja o profunda de un pozo.
Tiempo de cierre.- espacio de tiempo durante el cual las válvulas de los pozos están
cerradas después de un tratamiento de estimulación.
Titulación.- método para determinar la capacidad reactiva o concentración de una
solución, como una solución base ácida.
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V
Viscosidad.- medida de la resistencia de un líquido a fluir.
X
Xileno.- solvente aromático.
