ESTIMULACION

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

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