CAPITULO 2

METODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE GAS

La inyección de gas es el primer método utilizado para continuar con la producción de pozos petrolíferos después de la recuperación primaria. El proceso consiste en provocar empuje por presión de gas con el objeto de recuperar reservas remanentes atrapadas en las arenas productoras en volúmenes que están en función a la intensidad de explotación primaria y tipos de arenas acumuladas. Los primeros métodos consistían en la aplicación de inyecciones cíclicas e intermitentes de gas para energizar yacimientos agotados y restaurar las presiones con el objeto de ,mantener la producción en esta segunda etapa de explotación.

A partir de 1930 el diseño de proyectos de ingeniería para recuperación secundaria por inyección de gas se ha generalizado para ser aplicada en algunos tipos de yacimiento como casquete de gas y los de gas en solución, y en algunos yacimientos con empujes hidráulicos donde la saturación de agua ha bajado a unos niveles menores al 10%. El método consiste básicamente en la inyección de gas tratado (gas seco) con presiones establecidas en la base de acumulación de liquidaos con volúmenes calculados en función a los parámetros actuales de flujo de reservorios y fundamentalmente de los datos referidos a los volúmenes porales vacíos que han quedado después de la recuperación primaria, los cuales deben ser invadidos para desplazar la masa de petróleo residual hacia el fondo delos pozos y de estos hacia la superficie.

Durante este mecanismo de desplazamiento gas-petróleo la eficiencia de recuperación esta en función de los cambios de saturación que se originan; o sea mayor saturación inicial de petróleo y menor saturación inicial de gas para luego obtener mayor saturación de gas en función del tiempo de aplicación del proyecto, al final del cual la saturación del gas es menor o igual a 100 (alrededor de 90-95%), lo que puede ser utilizado o para proyectos de reciclaje en otros tiempos, métodos de recuperación secundaria o comercialización.

Para diseñar y aplicar el proyecto de inyección de gas se analiza los parámetros básicos de geología, tales como las alturas actuales de las arenas, las porosidades, las permeabilidades actuales, las saturaciones y sobre todo la interrelación de fases para sistematizar los datos y definir la actual distribución de fluidos en los reservorios y las RM en los espacios porales para que en base a estos diseñar el nuevo modelo geológico del campo, donde el parámetro principal es el calculo del Epp para luego calcular con este dato los volúmenes de inyección y proyectar los volúmenes de recuperación.

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En general, los trabajos y la metodología que se aplican para realizar los estudios geológicos y los de ingeniería de reservorios son similares a los utilizadas para inyección de agua y las variantes se presentan en el requerimiento de materiales, equipos y la disponibilidad de gas para la inyección, siendo el trabajo más importante a efectuarse y que esta relacionado con el nuevo espaciamiento de pozos para definir el numero y la ubicación de los pozos respecto al numero y ubicación de los pozos. La disponibilidad básica requerida para aplicar un proyecto de inyección de gas esta relacionado con los siguientes aspectos:

a) Fuentes de abastecimiento de gas tratadoO gas seco con mínimo contenido de líquidos y en volúmenes suficientes que son calculados en función al volumen poral toral vacío.

b) Disponibilidad de recursosPara implementar en forma eficiente al proyecto que contempla inversiones en instalaciones de gasoductos, líneas de flujo, plantas de gas, sistemas de control para la inyección.

c) Contar con personal capacitadoEn proyectos de recuperación secundaria.

1. DISEÑO DE RECUPERACIÓN DE INYECCIÓN DE GAS

Para diseñar proyectos de inyección de gas se utilizan en forma similar los métodos de calculo de parámetros de procedimientos utilizados para inyección de agua, con algunos estudios específicos en los siguientes aspectos:

a) Estudios geológicos para inyección de gasQue esta relacionado con el tipo de estructura y características geológicas de las arenas tales como textura de las rocas que es la propiedad que define el tipo de granulometría; de acuerdo a experiencias de aplicación se ha establecido que en arenas petrolíferas de grano grueso la inyectividad de gas es más efectiva que en las de grano fino, aunque estas última los tienen mejor uniformidad en los valores de permeabilidad lo que facilita la circulación de fluidos de una manera más definida reduciendo la dispersión.La sedimentología que esta relacionado con el grado de compactación de las arenas después de la recuperación primaria y que esta combinado con el tipo de estratificación de las formaciones, se tiene los datos requeridos para confeccionar los mapas isópacos e isóbaros en los que se delimitara el área final de l yacimiento donde se aplicará la inyección de gas.

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b) Aspectos de ingeniería de reservorios

c)

reducir daños que afectaban la eficiencia productiva utilizando para estos casos una serie de fluidos preparados en base a solventes mezclados con petróleo crudo de baja densidad.A partir de 1930 se inicia prácticamente la aplicación de los primeros programas de acidificación con uso de soluciones ácidas de las cuales los cloruros y floruros mezclados con sus surfactantes y aditivos empiezan a ser utilizados en tratamientos de formaciones duras y compactas para reducir tensiones superficiales y obtener flujo mejorado de fluidos de formación al fondo de pozo. Posteriormente estos primeros tipos de soluciones fueron sometidos a análisis de laboratorio usando núcleos de diversas formaciones para identificar y establecer principalmente las reacciones químicas de diferentes tipos de ácidos con componentes mineralógicos de diversos tipos de formaciones petrolíferas así como identificando los problemas que los diferentes tipos de ácidos presentaban en contacto con los fluidos de formación. Estos problemas estaban referidos a al formación de emulsiones, problemas de disolución de los ácidos con los gases y otros problemas que posteriormente sirvieron para la preparación de soluciones adecuadas para todo tipo de formaciones en base a estos resultados en 1938 las empresas proveedoras empezaron a ofrecer todo topo de aditivos, surfactantes, inhibidores orgánicos, agentes controladores, agentes desviadores y reguladores de velocidades de reacción de los ácidos con los que se identifica el método de control de las reacciones negativas de los ácidos cuando toman contacto con los como ponentes mineralógicos de todo tipo de formaciones.

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Definición de acidificación

Se define como estimulación ácida de pozos a los trabajos de intervención consistente en inyección de ácidos sean puros o soluciones ácidas preparadas hacia las formaciones productoras de gas o de petróleo para disolver y/o remover productos de daño, minerales o incrustaciones de parafinas que se depositan en los canales afectando a la porosidad y permeabilidad de las arenas productoras con una disminución de la capacidad productiva. El objetivo de la acidificación es restaurar o incrementar la conductividad de las formaciones para mejorar sus caudales de recuperación. En los pozos `productores los caudales de producción pueden declinar por las siguientes causas principales:

a) Insuficiente presión de reservorio por efecto de la naturaleza de los yacimientos o ritmos de explotación.

b) Cambios en la permeabilidad por efecto de la depresión de los reservorios,c) Cambios en la permeabilidad y porosidad por efecto de daños a la formación.

El daño a las formaciones puede ocurrir por los siguientes problemas de pozo:

a) Invasión de sólidos provenientes de los fluidos de perforación.b) Invasión de filtrados de la lechada de cemento que se ha originado durante la

operaciones de cementación primaria o cementaciones forzadas.c) Causa de desmoronamiento de formaciones que es originada generalmente por el

efecto de las velocidades de circulación de fluidos.d) Bloqueos de agua de formación que tiene tendencia a originar emulsiones cerca de

los agujeros de baleos.

2.1 Mecanismo de la acidificación

Considerando de que con la acidificación se estimula alas formaciones productoras para mejorar sus condiciones de flujo afectados por daños al mecanismo de la estimulación en este caso consiste en la inyección de ácidos preparados que penetran en las arenas productoras, disuelven los productos de daño, limpian y amplian los canales permeables para facilitar la circulación de los fluidos reponiendo en varios casos sus velocidades ed producción y en otros incrementado dichas velocidades por el efecto del incremento de los factores de conductividad (,k).

El grado de restauración o mejoramiento de la capilaridad productiva es función del:

Tipo de ácido. Calidad del ácido. Concentración de solución ácida. Velocidad de reacción del ácido. Presión de inyección del ácido.

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Grado de penetración..

2.2 Selección de pozos para practicar la acidificación

Para la selección de pozos se toma en consideración los siguientes criterios:

a) Estado de agotamiento de las arenas.b) Tipos de arenas, si son blandas, arenas duras, arenas calcáreas, dolomitas, areniscas

o conglomerados.c) Historia de la producción para determinar los grados de declinación, las presiones

fluyentes y de boca pozo, análisis de las curvas de declinación.d) Estado actual de los instrumentos de pozo, es decir el grado de desgaste de la

cañería, tuberías y PK.e) Estado de la cementación primaria.

Objetivos de la acidificación

a) Remover mediante al intervención del pozo los daños de la formación que se han presentado cerca de las paredes internas del pozo disolviendo mediante el método adecuado las partículas de carbonatos y silicatos que son los componentes más importantes que originan obstrucciones.

b) Limpiar por disolución taponamientos de los baleos de asentamiento de sólidos fluios provenientes de los fluidos de formación.

c) Eliminar presencia de emulsiones en algunos tipos de tratamientos se originan por el contacto de ácido con agua de formación y el efecto de las presiones y temperaturas que en algunos casos son elevados.

d) Disolver formaciones con permeabilidades absolutas y relativas naturales bajas que dificultan el flujo normal de los fluidos.

e) En algunos pozos restaurar las permeabilidades reducidas por problemas de taponamiento o bloqueos parciales con sólidos finos de la formación. En estos casos las permeabilidades relativas se reducen por el incremento en las saturaciones de petróleo y agua cerca de las paredes internas del pozo y que no son detectados a tiempo pueden derivar en síntomas de conificación de agua.

2. METODO DE ACIDIFICACIÓN

Son tres los métodos usados para acidificar formaciones:

a. Acidificación para limpieza de arenas.b. Acidificación de la matriz de las formaciones.c. Fracturamiento ácido.

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3.1 Acidificación para limpieza de arenas

Son aplicados para remover incrustaciones de sólidos solubles en algunos tipos de ácidos sean orgánicos o inorgánicos. Estos sólidos generalmente se depositan detrás de la cañería de revestimiento donde el tratamiento correspondiente mediante la aplicación de presiones bajas de soluciones ácidas de concentración baja. Los objetivos concretos de los trabajos de limpieza son los siguientes: a) Disolver productos corrosivos, parafinas o partículas finas de arena que sea sientan

generalmente en las arenas de influencia de los agujeros de los baleos con tendencia al taponamiento.

b) Disolver productos calcáreos asentados en el interior de los baleos y la pared externa de las cañería.

3.2 Acidificación de la matriz de las formaciones

Es el método más utilizado para el taponamiento en unos casos de todo el volumen de la arena productora afectada por daño y en otros casos para acidificar parte o niveles determinados de la arena con problemas de daño.En este método de acidificación las soluciones ácidas son confinadas hacia los espacios porales naturales aplicando presiones de inyección siempre menores a la presión de fracturamiento de las formaciones para provocar reacciones químicas incrementando generalmente las permeabilidades originando capas impermeables en las paredes porosas y mejorando el flujo de fluidos por el desbloqueo de estos 2 parámetros de conductividad.

Los volúmenes de las soluciones ácidas utilizados para la acidificación a la matriz son mucho mayores que los usados en trabajos de limpieza y los ácidos que más frecuentemente se usan el H Cl de 15 a 20 % de concentración en formaciones de carbonatos (CO3) y mezclas de ácidos entre el H Cl y H F en areniscas de sílice, areniscas lutíticas y en algunas arenas que tienen componentes de feldespatos. La matriz es todo el volumen que rodea la roca.

3.3 Fracturamiento ácido

Consiste en inyectar soluciones ácidas con opresiones suficientes para fracturar la formación o en algunos casos para ensanchar las fracturas existentes. En fracturamiento ácido la estimulación se obtiene cuando después del tratamiento las fracturas permanecen abiertas por la reacción de los ácidos que tienden a mantener estables las paredes internas de dichas fracturas después de que se ha concluido el tratamiento, o sea cuando se termina de inyectar el volumen de la solución ácida calculada se liberan las presiones de inyección y se obtienen geometrías de fracturas teóricamente bien definidas em sus 3 dimensiones, o sea:

a) Longitud de las fracturas LF.

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b) Altura de las fracturas hF.c) Ancho de las fracturas AF.

3. PROCESOS DE REACCIÓN DE LOS ACIDOS

Las soluciones ácidas que son usadas en los trabajos de acidificación deben tener como mínimo las siguientes características:

a. Reaccionar positivamente en contacto con los componentes y los fluidos de formación que están obstruyendo el flujo normal de hidrocarburos por presencia de daño.

b. Deben tener propiedades que le proporcionen facilidad de ser inhibidos apara evitar reacciones químicas negativas en contacto con la partes metálicas de las instalaciones de pozo.

c. Deben ser seguros de manejar para esto es necesario de que todo el sistema de circulación del acudo debe ser cerrado desde los camiones acidificadores hasta fondo de pozo.

d. Deben ser de fácil preparación y bajo costo.

Una solución ácida convenientemente e seleccionada dará comp. Resultado final los siguientes datos manejables:

a) Un restauración eficiente de las permeabilidades originando grados de penetración longitudinales y laterales adecuados para obtener resultados finales de acidificación efectiva, o sea permeabilidades y porosidades limpias de obstrucción, en unos casos o permeabilidades y porosidades efectivamente ampliadas en sus 3 dimensiones para mejorar los caudales de producción.

b) Para crear sectores permeables permanentes garantizando la apertura constante de los canales de flujo en las dimensiones establecidas.

c) Eficiencia de una acidificación que depende de los anteriores factores tiene una elación directa de la velocidad de reacción del ácido que es función de su concentración. Por ej.: mediante ensayos de laboratorio en núcleos de rocas sedimentarias se ha llegado a establecer que areniscas petrolíferas calcáreas constituidas por un alto porcentaje de CO3 Ca en contacto con soluciones de H Cl al 28 % de concentración disuelve aproximadamente el 85 % de daño en 35 minutos y 90 % de daño en 60 minutos.

Esto demuestra que la capacidad de disolución de los ácidos es directamente proporcional a su concentración y tiempo de aplicación. Las reacciones químicas que se originan en este caso con arenas de carbonatos, por ej.: es la siguiente:

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Para la acidificación de carbonatos se usa también con bastante éxito el HF en este caso la reacción química es:

En este tipo de tratamientos el tiempo y el mecanismo de reacción del ácido con las formaciones es variable de acuerdo a las composiciones mineralógicas de las arenas y que es generalmente determinado mediante ensayos de laboratorio antes de su aplicación en los pozos el que se calcula los factores de disolución y las velocidades de reacción para diferentes concentraciones de soluciones ácidas.

Factor de dilataciónSe define como la capacidad de una solución ácida para disolver el mayor porcentaje posible de los productos que originan daño en un tiempo (t) y se mide en libras de daño por un minuto y es función de la concentración de el tipo de ácido seleccionado. Mediante pruebas en laboratorio por ej.: utilizando ácido clorhídrico en formaciones de carbonatos se ha obtenido los siguientes resultados:

H Cl al 10% de concentración disuelve aprox. 60 (lb/min) CO3 Ca

H Cl al 15% de concentración disuelve aprox. 92 (lb/min) CO3 Ca

H Cl al 28% de concentración disuelve aprox. 184 (lb/min) CO3 Ca

Velocidad de reacciónTiempo que tarda una solución ácida para disolver una unidad de daño sea de formaciones petrolíferas o gasíferas y es función de los siguientes factores:

1. Área de contacto ácido-formación al incrementarse la superficie de contacto entre el ácido con un determinado volumen de roca se incrementa la velocidad de reacción. En acidificaciones a la matriz se presenta generalmente relaciones altas área-volumen.

2. Temperatura factor que en la práctica puede medir la geometría de las fracturas y el grado de penetración de las soluciones ácidas en esas fracturas.

3. Presión de inyección que tiene poco efecto sobre la velocidad de reacción ácido-formación pero que esta relacionada con la velocidad de inyección, o sea mayor velocidad de inyección menor la velocidad de reacción y viceversa.

4. Tipo de ácido y tipo de aditivos factor importante que determina el grado de penetración que es variable de acuerdo as las características de las arenas de formación, es función de la concentración del ácido y de la intensidad de filtrado que puede originar cuando toma contacto con los productos de daño. Desde este punto de vista los ácidos pueden ser de reacción retardada y reacción acelerada.

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5. Efecto de la velocidad de inyección la profundidad óptima a la que penetrara el ácido en la formación aumenta a medida que la velocidad de penetración aumenta tomando en cuenta este efecto la penetración s define como al distancia máxima que recorre en ácido a lo largo de la matriz de las formaciones.

En los procesos de acidificación existen 2 tipos de penetraciones:

a) Penetración límite por pérdida de fluido en interior de formaciones.b) Penetración limite por efecto de la velocidad de reacción.

4. CLASIFICACIÓN DE ÁCIDOS

Los ácidos usados en acidificación de formaciones se clasifican en los siguientes tipos:

PurosÁcidos

Mezclados de ácidos - de reacción retardadaInorgánicos Inorgánicos - de reacción acelerada

PurosÁcidos

Mezclados de ácidos - de reacción retardadaOrgánicos Orgánicos - de reacción acelerada

Ácidos Mezcla de ácidos Especiales Inorgánicos + Orgánicos + Aditivos

El grado de reacción de estos tipos de ácidos es función de la cementación. Para la aplicación de estos tipos de ácidos en su generalidad son tratados con reactivos y aditivos diversos para obtener los fluidos de tratamiento que deben ser efectivas, o sea reacciones favorablemente cuando toman contacto con las formaciones.

5.1 Características de los ácidos inorgánicos

Las soluciones ácidas preparadas con ácidos inorgánicos son las más usadas para la estimulación de pozos y son de los dos tipos de ácidos más comúnmente aplicados en gran variedad de formaciones estos ácidos son:

a) Ácido clorhídrico (H Cl)

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Con el que se pueden preparar soluciones con concentraciones variables desde 10-15 y 28 % incluido los aditivos surfactantes, reactivos para acidificar por ej.: formaciones de carbonatos de magnesio y lutitas con los que este ácido reacciona para disolver minerales comunes de las formaciones productoras evitando que se formen precipitados insolubles que pueden taponar los canales permeables. La reacción del H Cl con las calizas es la siguiente:

Con las dolomitas que sin carbonatos dobles de calcio y magnesio la reacción es:

Se ejemplifica las reacciones del H Cl con los carbonatos de Ca y Mg debido a que la mayor parte de las formaciones petrolíferas y gasíferas están constituidas por estos componentes mineralógicos.

b) Ácido fluorhídrico (H F) Que tiene la característica de reacciones con intensidades variables en relación al H Cl cuando toma contacto con las formaciones de carbonatos, sin embargo como la mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas por partículas de cuarzo ligadas a los carbonatos y arcillas estas en contacto con el H F reaccionan:

A la vez el tetrafluoruro de silicio (F4 Si) en contacto con el agua de formación productora reacciona para formar el ácido fluorsilícico, o sea:

Cuando las formaciones petrolíferas tienen mayores porcentajes de carbonatos en relación al óxido silícico cuando son tratados con HF presentan la siguiente reacción:

Consiguientemente los ácidos inorgánicos universalmente usados para la acidificación de formaciones son el H Cl y el HF los cuales mezclados en determinados porcentajes pueden ser también utilizados en algunas formaciones de lutitas y carbonatos.

Mezclas de H Cl y HFEl H CL mezclado con el HF es una solución ácida especial denominada mud acid que sirve para acidificar algunos tipos de areniscas y atacar químicamente partículas silícicas que son componentes de lutitas y algunos tipos de arcillas.

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Esta mezcla es también usada para limpiar partículas de lodo que algunas veces pueden impregnarse en las paredes pórcales de las formaciones cerca a la pared externa del revestimiento antes de continuar con los trabajos de terminación de pozos.Para el tratamiento de estos casos se dispone de 3 tipos de mud acid en las siguientes concentraciones:

15% H Cl + 3% H F mud acid 15 % regular

20% H Cl + 3 a 4% H F mud acid 20 % super

28% H Cl + 9% H F ultra mud acid 28 %

5.2 Características de los ácidos orgánicos

Los ácidos orgánicos más usados en acidificación de formaciones son el ácido acético y fórmico. Estos 2 tipos de ácidos son considerados como más débiles que los inorgánicos, sus velocidades de reacción son más bajas y sus concentraciones de utilización están limitadas hasta un 10% en peso para evitar precipitados de acetatos y formatos de calcio y de magnesio cuando estos ácidos se han agotado por desgasto en el interior de las formaciones. Entre las características de los 2 tipos de ácidos se tiene:

Ácido acético soluble en el agua por lo que las soluciones ácidas se obtienen rápidamente mezclando CH3-COOH con agua al 10% para tratar carbonatos (CO3), aunque estas mezclas que son usadas en acidificación son consideradas como corrosivas para la mayor parte de las piezas metálicas con la que van a tener contacto su velocidad de corrosión es siempre menor en comparación al del H Cl y HF por lo que estas soluciones son recomendadas en trabajos de acidificación donde el ácido permanecerá en el interior de las formaciones por tiempos mayores a 72 horas, o sea cuando se trata de daños intensos en sectores limitados de las formaciones.La reacción química que se genera en contacto con los carbonatos es la siguiente:

Mediante ensayos de laboratorio se han llegado a establecer que 1000 galones de CH3-COOH al 10 % en peso disuelven aproximadamente 422 lb de CO3Ca con una velocidad de reacción que es 1/12 a 1/20 menor a las velocidades de reacción que se obtiene con el H Cl.

Ácido fórmico se caracteriza por tener menor peso molecular que el CH3-COOH por lo que su costo es más económico que sumado a la característica que tiene de ser completamente miscible con el agua y su mayor capacidad de reacción en comparación al acético es audio más preferentemente en dolomitas cuarcíferas mezclado con determinados porcentajes de H Cl. El ácido en contacto con los carbonatos reacciona de la siguiente manera:

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AL igual que el caso del ácido acético 1000 galones de CH-OOH al 9 % disuelve aproximadamente 740 libras de calcita y su reacción es más lenta en relación a los ácidos inorgánicos y el ácido acético, o sea 1/20 y 1/30.

De una manera general cuando se efectúa una acidificación para seleccionar la solución ácida sea orgánica o inorgánica adecuada a las características de las formaciones se tienen los siguientes factores para no reaccionar daño:

a) Los componentes mineralógicos de las rocas y diferentes tipos de ácidos.b) Problemas de emulsiones que pueden presentarse con ácidos agotados o baja

concentración.c) Problemas de dispersión de las arcillas en diferentes concentraciones de ácidos.d) Tendencia de precipitaciones de formatos o acetatos en los canales de flujo

cuando se usa ácidos orgánicos bien preparados.

5.3 Principales aditivos y reactivos utilizados en acidificación

Se indican los siguientes:

- Reductores de fricción, que se utilizan para reducir al mínimo en la tubería y cañería y mantener las velocidades de circulación de acuerdo para lo diseñado en un determinado tratamiento, son generalmente polímeros sintéticos.

- Agentes desviadores, que se aplican en arenas con permeabilidades heterogéneas que son mezcladas en las soluciones para orientar su penetración a zonas de mayor o menor dureza en forma heterogénea. Tomando en cuenta que una solución ácida para tender a desviar su trayectoria hacia sectores de arena de menor dureza o blandas.

- Bactericidas, que son compuestos químicos para controlar la presencia de micro-organismos y evitar de que estos ácido sulfhídrico en contacto con metales y puedan originar problemas de corrosión unos de los más usados son los denominados bactroles y adonoles.

- Secuestradores, que son productos químicos utilizados para controlar la precipitación de partículas de hierro que puede originarse cuando el ácido toma contacto con las partes metálicas del equipo especialmente cuando se usa ácido clorhídrico y fluorhídrico.

- Solventes mutuos, utilizados para reducir al máximo la saturación de agua alrededor de las paredes internas del pozo cerca de los baleos y evitar formación de emulsiones.

- Alcoholes que son utilizados exclusivamente en pozos gasíferos para remover continuamente posible bloqueos de agua en los espacios porales de los sectores de formación cerca a paredes internas de los baleos.

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- Surfactante, son considerados como agentes tenso activos utilizados para reducir tensiones interfaciales, superficiales y mantener adecuadamente la mojabilidad en las capas permeables con el objeto de facilitar la penetración del ácido a las zonas de tratamiento sin originar precipitados. Estos son los aditivos obligados en su aplicación en todos los casos de acidificación.

Entre otros aditivos tenemos:

- Inhibidores de corrosión.- Antiespumante.- Inhibidotes de ácidos inadecuados.

5. MÉTODOS DE ACIDIFICACIÓN A LA MATRIZ DE LAS FORMACIONES

Consiste en la inyección de soluciones ácidas específicamente preparada hacia las formaciones productoras seleccionadas con presiones menores a la presión de fractura con el objeto de disolver mal de daño que reduce la permeabilidad natural y en otros para incrementar las permeabilidades. En ambos casos loas presiones de inyección aplicadas en fondo de pozo son menores a la presión de fractura y estas presiones de aplicación son solo necesarias para provocar una penetración lenta de los ácidos de acuerdo a la intensidad de daño. Para todos los tratamientos las soluciones ácidas deben ser preparadas en concentraciones adecuadas dosificadas con aditivos y reactivos con el objeto de controlar permanentemente la acción y distribución del ácido desde los sectores de la arena de menor k a los de mayor k y obtener penetraciones adecuadas cuyas profundidades son calculadas son el programa correspondiente.

6.1 Proceso de acidificación a la matriz

El mecanismo consiste en bombear las soluciones ácidas con concentraciones, volúmenes adecuados originando reacciones químicas controladas por efecto de la disolución de las partículas de daño con el flujo radial de penetración que debe obtenerse con la presión de inyección que es determinada en función a la dureza y carácter mineralógico de las arenas. Al final de la aplicación su concentración debe ser mínima o cero de acuerdo a la velocidad de reacción, en este proceso se establece que una máxima penetración se obtiene cuando al final del tiempo de permanencia del ácido a la formación, este ha originado limpieza total de canales de flujo con máximo de desgaste. El valor de la penetración se calcula:

Va(I) = volumen de ácido inyectado (ft3) o (Gal)t = tiempo de permanencia de la solución ácida de la formación (min) = porosidad (%)

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h = altura de la arena tratada (ft)rs = radio de penetración del ácido en sector dañado, radio de daño (ft)rw = radio de pozo (ft)

6.2 Métodos de acidificación

a. Acidificación por etapasSe aplica en arenas con espesores mayores a 10 (md) y permeabilidades efectivas heterogéneas en todo el área de aplicación que van variando desde las paredes internas del pozo donde las permeabilidades son generalmente mayores hasta zonas más profundas donde las permeabilidades son cada vez menores presentando grados diferentes de daño.

La estimulación de estas formaciones se efectúa aplicado distinta concentración para inyectar por etapas sucesivas, desde las zonas de mayor permeabilidad con mayor concentración de solución ácida hasta zonas de menor permeabilidad con concentraciones menores.

Los valores de concentración ácida recomendada es:

1ra. etapa Ácidos de concentración variable entre 20 y 28 %2da. etapa Ácidos de concentración variable entre 10 y 15 %

3ra. etapa Ácidos de concentración variable entre 4 y 5 %

En este mismo proceso para el post-lavado utilizando circulación inversa se recomienda aplicar soluciones de ácido clorhídrico de 3% de concentración o también mud acid de 4 a 5 % de concentración.Una variante de la acidificación por etapas es aquella que se aplica en formaciones con k efectiva con daño uniforme en toda el área de tratamiento, en este caso el proceso de acidificación es denominado acidificación en una sola etapa abarcando todo el volumen del matriz de las rocas calculando el volumen del ácido requerido con la ecuación señalada anteriormente para al penetración, en base a pruebas de laboratorio en núcleos, tomando como parámetro básico el factor de admisibilidad y la presión de bombeo.

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Pfr = Presión de fractura de la formación (PSI)PH= Presión hidrostática de la columna de la solución ácida (PSI)

PI = Presión de inyección que se aplica en superficie (PSI)

Luego la PFr es igual a

b. Acidificación selectivaEs el método que se aplica en arenas productoras constituidas por niveles de diferente consolidación donde pueden originarse diferentes grados de daño que afectan a alturas de formación determinadas y que están constituidas por niveles permeables horizontales. Esta es una característica de arenas de gran espesor mayores a 10 mts. donde los trabajos de estimulación se realizan aplicando la técnica de los niveles o alturas sucesivas a algún daño. El procedimiento consiste en aislar los niveles de tratamiento con packers de acidificación o tapones recuperables que son anclados para aislar los niveles dañados y abarcara exactamente el volumen de la roca que será acidificada. En arenas espesas una o más alturas pueden seguir el tratamiento y el procedimiento de aislamiento a los niveles superiores hasta alcanzar el nivel de contacto donde se ancla el PK de producción siempre que su P de trabajo este acorde con las presiones de inyección de las soluciones ácidas.

6. DISEÑO PRACTICO DE ACIDIFICACIÓN LA MATRIZ

a. Cálculo de la P de fractura de la formaciónAplicando la siguiente ecuación:

O sea de acuerdo a la técnica de acidificación a la matriz las presiones de inyección de las soluciones ácidas no deben ser mayores a 2972 (PSI) para no fracturar la formación.

b. Cálculo del volumen de producción con dañoUtilizar la siguiente ecuación:

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O sea el volumen de daño en la arena es de 232 Galones.

c. Cálculo del volumen de las solución ácida para el tratamientoEl volumen y el tipo de ácido requerido para inundar al volumen poral con daño se efectúa en base a ensayos de laboratorio. Para el pozo ejemplo se usará una solución de mud acid al 15 % de concentración preparado con la siguiente mezcla 12 % de H Cl más aditivos. Los aditivos tienen solo la función de controlar la estabilidad de la mezcla son afectar la concentración ni el peso. El procedimiento de cálculo es el siguiente:

1. Se determina en laboratorio con núcleos de la arena el valor de al admisibilidad de la solución ácida aplicando la P de inyección fijada para el trabajo de acidificación, o sea:

2. Luego para estos datos calcular la admisibilidad de la formación con la siguiente relación:

3. Con ese dato el V del ácido requerido se calcula utilizando la curva de acidificación (Fig 2) de acuerdo a los datos del problema, o sea:

4. Luego en las curvas de acidificación se determina el volumen total de la solución ácida, en este caso:

O sea requiere 2200 Gal de solución ácida de 15% para cubrir el Vd.

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d. Preparación de 2200 galones de mud acidDatos requeridos:

Con. de H Cl puro 35 %Con. de mud acid 15 %GE de H Cl 35 % 1.1779GE de H Cl 15 % 1.0749

Luego calcular los volúmenes de aplicación:

Luego calcular el V de agua más aditivos que son mezclados con el ácido puro para obtener mud acid.O sea:

Serán necesarios mezclar 860 GalH Cl de 35 % con 1340 Galagua para obtener 2200 Gal de mud acid de 15% de concentración.

e. Cálculo de la P de bombeo de la selección ácidaUsar la ecuación:

h = altura de ubicación PK inferior (1378.5 mts)d = densidad de agua acidulada usada como fluido de desplazamiento lleno en el

tubing = 8.3 (LPG)

f. Cálculo del volumen de desplazamiento

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El fluido de desplazamiento es generalmente agua con un 3 % de concentración de ácido y se calcula con la siguiente ecuación:

Serán necesarios bombear 1346 Gal de agua para desplazar 2200 Gal de mud acid con el objeto de cubrir el volumen de daño.

g. Procedimiento de aplicación en pozo

1. Realizar un prelavado del nivel de la arena a ser acidificada bombeando 237 galones de mud acid de 3% de concentración con una tasa de 0.08 (Bbl/min) y P inicial de 6550 (PSI).

2. Recuperar el fluido de prelavado con circulación inversa.3. Bombear 2200 galones de mud acid de 15% de concentración con 371 (PSI) de

presión, mantener el valor de esa P hasta que todo e volumen halla sido desplazado hacia la formación.

4. Después del tiempo de permanencia que es determinada en función a la concentración de los ácidos recuperar la solución gastada mediante circulación inversa midiendo los volúmenes en superficie 1316 galones de agua.

5. Bombear 2200 galones de fluido de post-lavado usando solución ácida del 3 % de H Cl de concentración.

6. Realizar CI para recuperar fluido de post-lavado midiendo volúmenes.7. Correr registros para verificar porosidad y permeabilidad repuestas.

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