República Bolivariana de Venezuela Universidad del … · prodiicción post-tratamiento de los...

República Bolivariana de Venezuela Universidad del Zulia Facultad de Ingeniería División de Postgrado

Program;~ Ingeniería de Petróleo

1- \ "Factores Críticos en el Diseño Optimo de Tratamientos de

?. Estimulación Matricial en el Yacimiento Lagiinillas Inferior 05 / , de la U.E Tía Juana Lago"

Trabajo Especial de Grado '-

Autor: Ing. Alberto E. González R. Tutor: Ing. M s c Americo Perozo

Maracaibo, 15 de Septiembre del 2003

Este jurado aprueba el trabajo rspecial de grado titulado: "FACTORES C'R~TICOS

EU EL DISENO OPTIMO DE TRATAMIENTOS DE ESTIMIJLACI~N

MATRICIAL EN El. YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05 DE IJr U.E TIA

.IUANA 1,ACO". q11e el Iris. Allierto Enrique González Rangiilan C.I.: 12.441.116.

Presenta ante el Consejo Técnico de Postgrado de la Facultad de Ingeniería de la

Ciniversidad del Ziilia. en ciirnpl~miento de loi requiqitos señalados en la sección 11

del capitiilo del reglamento de la Facultad, para optar al título de Magister

Scientiariim en Ingeniería de Pet16leo.

Maracaibo, 15 de Septiembrc del 2003.

JURADO:

Prof. Carlos Rincón

Director de la División de Postgrado de la Faciiltad de Inneniería de 1.1JZ

DEDICATORIA:

Dedico este trabajo a ;Dios y a

todas las personas que me

quieren y han hecho posible que

yo haya llegado hasta donde lo

Iie hecho.

AGRADECIMIENTO:

Agradezco a Dios, Agradezco a mi familia y

a mi iiovia por su cariño y coniprensión,

Agradezco a mi tutor por sil valioso aporte

en el desarrollo de este trabajo y ,\gradezco

a todas y cada una de las penonas qiie

colaboraron de tina ii otra forrra para la

elaboraci6n del mismo. A todos Muchas

Gracias.

GONZALEZ R. ALBERTO E. "I:ACTORES CR~TICOS EN EL DISENO OPTIMO DE TRATAMIENTOS DE ESTIMUI,ACIÓN MATRlCIAL EN EL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05 I)E 1,A U.E TIA JUANA LAGO. Univeisidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Magístei Srientiarum en Ingeniería de Petróleo. Maracaibo Septiembre del 2003.

RESUMEN:

Debido al constante crecimiento en los últimos años de los costos asoci; dos a las acidificaciones matriciales en el y;icimiento LGINF-05, se hace necesaria y irgente la determinación de las mejores condiciones que favorezcan el éxito en las respuestas de prodiicción post-tratamiento de los pozos inyectados, y que a su vez contr buya a la disminución de dichos costos.

Eii el presente trabajo se realizó una evaluación estadística a 299 acidificaciones matriciales realizadas durante 105 años 1999, 2000, 2001 y 2002 en el yacimiento LGINF-05 perteneciente a la Uriidad de Explotación X a Juana Lago di, PDVSA iibicado en el área TJ-102 del Campo Tía Juana, en el Municipio Autónorno Simón Bolívar del Estado Zulia.

Se realizaroii 22 gráficos en donde se muestra el comportamiento de la:. distintas variables asociadas al proceso dc acidificación matricial y como estas influyen de manera significativa en el éxito o fracaso de dicho proceso. Es así como se rvaluaron variables tales como la porosidad, permeabilidad, contenido de arcilla, tipos de arcilla, presión estática de yacimiento, empresas operadoras, tipos de tratamientcs (fluidos utilizados), potencial de prodiicci0n del pozo, % de agua y sedimento, perloraciones abiertas a producción, radio de pciietración y presión de inyección.

INDICE GENERAL

Pag.

APROBACION DEL. JURADO ........................................................................... i

DEDICATORIA ...................................................................................................... ii.

AGRADECIMIENTO ........................................................................................... i i i

RESUMEN ............................................................................................................... iv

INDICE GENERAL .............................................................................................. v

LISTADO DE TABLAS ........................................................................................ vii

LISTADO DE FIGURAS ....................................................................................... viii

LISTADO DE GRAFICOS .................................................................................... ix

LISTADO DE ECUACIONES .............................................................................. x

INTRODUCCION ................................................................................................. xi

CAPITULO 1

OBJETIVOS DE LA INVES'ITGACION

1 . 1 . Planteamiento del prohlcma ............................................................................ I

1.2. Objetivos ................................................................................................................. 2

1.2.1. Objetivo general ......................................................................................... 2

1.2.2. Objetivos específicos ................................................................................... 2 . . . .

J .3. Jiistificacion ............................................................................................................ 2 . ., 1.4. Delimitacion ........................................................................................................... 3

CAPITULO 11

MARCO TEORICO

2.1. Antecedentes ......................................................................................................... 5 . , 2.2. Lkóo a la formacion ............................................................................................... 6

2.2.1. Efecto del daño dc formación en la productividad de pozos 1,erticales 7 . , 2.2.2. Mecanismos de d;~íio a la formacion ......................................................... 9

'. ......................... 2.2.3. Caiisas del daño a la formación durante las operaciones 2.)

2.2.4. Métodos de preveiición del daño a la formacióii ..................................... 3.;

Glosario

Yacimiento: Es tina acuniiilación natural de hidrocarbiiros, económicamen:e

explotable, atrapada prefei-iblemente en rocas sedimentarias y limitaca por barreriis

estructiirales (fallas, discordancias, domos, anticlinales, etc.) y/o estratigráfic:~~

(cambios litolbgic~s, cambio de permeabilidad, etc.).

NOMENCLATURA

NOMENCLATURA

A = Area, acres

ANP = Arena neta petrolífera, pies

AOF = Absolute Opeii F1o.i~. ( Tasa o Caiidal Máximo)

%PI = Gravedad API del ci udo, adimensional

AyS = Agua y sedimentos, fiacción

B = Factor volumétrico del fluido, by / bn

BBPD = Barriles Brutos de petróleo por Día

BNPD = Barriles Netos de petróleo por Día

Cn = Cañoneo, pies

FAP = Forzamiento Arena Petróleo

GL = Gas Lift (Gas de Levaiitamiento)

h = Espesor de la arena, pie\

H,S = Ácido Sulfúrico

HDF, = Ácido Fluobórico

HCL = Ácido Clorhídrico

HF = Ácido Fluorliídrico

INT = Intervalos Canoneados, pies

INTEVEP = Centro de investigaciones y apoyo tecnológico de PDVSA

IP = Indice de Productividad, fracción

J = Iiidice de productividad, bpd/lpc

K = Permeabilidad Absoliita, darcy

Kg = Permeabilidad Efectiva al gas, darcy

Ko = Permeabilidad Efectiva al Petróleo, darcy

Kw = Permeabilidad Efecti~ a al Agua, darcy

LAG = Levantamiento Artificial por Gas

Ln = Logaritmo natural, base exponericial

LPCA = Libras por Pulgada\ Cuadradas

NF = Flujo Natural

NH,CL = Cloruro de Amonio

Np = Petróleo producido aciimulado, I~arriles

OH = Hidróxido

P = Presión, Ipc

Pb = Presión de burbujeo, Ipc

PCN = Pies cúbicos normal

PDVSA = Petróleos de Venc.zueIa, S.A.

Pe = Presión estática de yacimientos, Ipc

Pf = Presión de fractura, Ipc

Ph = Presión I~idrostática tornando en cuenta todo fluido en la tirbería, Ipc

Pi = Presión inicial, Ipc

POES = Petróleo Original eri Sitio, barriles

Psiip = Presión de inyección en siiperficie, Ipc

PT = Potencial de producciori, bpd

Pwf = Presión de Fondo Fluyente, Ipc

PY = Presión de Yacimiento. Ipc

Qo = Caudal de petróleo, bptl

RAP = Relación agua petróleo, fraccióii

rd = Radio de dano, pies

re = Radio de drenaje del pozo, pies

RED = Reductor

RGP = Relación Gas-Petrólro

RMA = Regiilar Miid Acid

rw = Radio del pozo, pies

S = Skin ( Factor de Daño )

T = Tiempo, años

VSH = Contenido de arcilla. Fracción

= Viscosidad del petróleo. cps

0 = Porosidad, fracción

B. J. SERVICES D E VENEZUELA C.A. "Estimulación Acida". Semiiiano Técnico. 1992.

CARLOS E. MENDEZ A. "Metodología" Segunda Edición, Marzo 1999

CIGUELA, S. "Aproximación sistemfitica al tratamiento matricial". Agosto 1992.

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NITERS, C.; HERNANDEZ, F. "Evaluación de Estimulacio~ies en Pozos del Cretaceo de MARAVEN" Reporte Técnico NQTR-7907. MARAVEN S.A. Lagunillas, Octubre 1978.

2.3. lndice de productividacl ........................................................................................ 3')

2.4. Estimulación ........................................................................................................... 4.2 . . 2.4.1. Tipos de estimiilacion .................................................................................. 412

2.4.2. Evaluación de tratamieiitos matriciales ..................................................... 57

2.5. Método de Mc leod y Coiilter .............................................................................. 57

2.6. Método de Paccaloni .............................................................................................. 57

CAPITULO 111

DESCRIPCI~N DEL YACI MIENTO

3.1. Datos básicos del Yaciiniento LGINF-05 ........................................................... 61

3.2. 'Tabla de datos del Yacimiento LGINF-05 .......................................................... 6'

CAPITULO IV

MARCO METODOLÓGICO . . . 4.1. Tipo de iiivestigacion ............................................................................................. 71

4.2. Metodología a seguir .............................................................................................. 71 . . 4.2.1. Recoleccion de datos .................................................................................. 71

. . . . 4.2.2. Validacion de la iiiformacion ................................................................... 7 . ! . . 4.2.3. Elaboracion de i~iia base datos ............................................................ 7.3

. . . 4.2.4. Analisis estadístico de la información ....................................................... 7.1-

CAPITULO V

ANÁLISIS DE RESULTAI)OS

5 . Análisis de resiiltados ............................................................................................... 7'3

CONCLUSIONES ....................................................................................................... 114

RECOMENDACIONES ............................................................................................. 117

GLOSARIO .................................................................................................................. 1:!1

NOMENCLATURA .................................................................................................... 1.30

BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................... 1.13

LISTADO DE TABLAS

P.ig .

Tabla N" . Datos Básicos clel Yacimiento LGINF-05 .............................................. 6 ,

Tabla . NQ 2 . Fliiidos usados como tratamiento principal en las acidifica*:iones ....... 1'30

Tabla N" 3 . Tabla de rangos de variación de los factores estudiados ...................... 110

Tabla NQ4 . Tabla de datos . .A ño 1999 ........................................................................ 101

Tabla NQ5 . Tabla de datos . M o 2000 ......................................................................... 1'13

Tabla N" 6 . Tabla de datos . Año 2001 ........................................................................ 137

Tabla No 7 . Tabla de datos . Año 2002 ......................................................................... 1 . 11

1,ISTADO DE FIGURAS

Piig . Figura N" 1 . Flujo radial coiicéritrico hacia el pozo .................................................. U

..................... Figura N" 2 . Partículas de tiimaño uniforme a través del ciicllo poral 1.i

Figura N" . Ciiello poral obstruido por partículas de mayor diámetro .................. 1.5

Figura Nn 4 . Cuello poral ol>struido por formación de puentes ............................... 1 6

Figiira N- 5 . Formas de preseiicia de las partículas obstruyendo el espacio

poroso ............................................................................................................................ 16

Figura N!! 6 . Comportamiento de la presión en función de los radios en iin área

alrededor del pozo considerando una zona dañada ................................................. 41

Figura N" 7 . Comportami~nto de la presión de inyección en la superficie . . . durante iiiia prueba de inyectividad ............................................................................ 4.3

Figura No U . Ubicación geoyáfica del yacimiento LGINF-05 .................................. 6::

Figura N" 9 . Mapa de isoespesores del yacimiento LGINF-05 ................................ 63

Figura Nn 10 . Mecanismo dr rectiperación secundaria ............................................. 6.1

Figura N" 1 . Prodiicción acumiilada de petróleo ..................................................... 6. i

Figura NQ 12 . Producción :icumiilada de agua ........................................................... 61;

Figura NQ 13 . Producción acumulada de gas ....................................................... 6'7

Figura Nn 14 . Figiira iliistrntiva del pozo y la arena prodiictora cañoreada para

el calculo del radio de penetración de los fluidos inyectados ................................... 76

LISTADO DE GRAFICOS

P.1g .

..................................................................... Gráfico N" . Pozos Iiiyectados por año 7'2 . . ..................................................................................... Gráfico N" . 76 Exito por ano 80 . . Gráfico NQ3 . %) Ex~to General ................................................................................ 811

Gráfico NQ 4 . Pozos no exitosos que aumentaron producción .................................. 81 . . 0 5 0 ' . ............................................................................. Graiico N.. . L. Exito por r mpresa 8!

......................................................... Gráfico N" . 76 Éxito por tipo de tratamiento 81

Gráfico N" 7 . Pozos Inyectados por Parcelas ............................................................. 83 . . Gráfico NQ 8 . %, Exito por I'arcela .............................................................................. 8.1

Gráfico N" 9 . % Éxito por Rango de Presión ............................................................. 8.5

Gráfico NQ 10 . 5% Éxito por rango de permeabilidad ................................................ S.,

Gráfico NQ 11 . % Éxito por Rango de Porosidad .................................................. 815

Gráfico NV2 . ?h Éxito por Rango de Vsh ............................................................... 87

Gráfico NQ 13 . % Éxito por rango de Coiitenido de Caolinita ................................ 8;3

Gráfico NQ 14 . % Éxito por Rango de Contenido de Esmectita .............................. 8i3

Gráfico NQlS . % Éxito por Rango de Contenido de Ilita ..................................... 80

Gráfico N"6 . % Pozos no exitosos que contienen clorita y10 hematita ................. 90

..................... Gráfico NQ 17 . %, Pozos Exiiosos que contienen clorita y10 hematita 90

Gráfico N" 18 . % Éxito por Rango de Potencial de Producción .............................. 91

Gráfico N" 19 . % Exito por Rango de %, AyS ............................................................ 9:!

Gráfico NQO . 5% Éxito por Rango de Perforaciones Abiertas ................................ 9.3

Gráfico NQ 21 . % Éxito por Rango de Radio de Penetración .................................. 9:3

Gráfico NQ 22 . % Éxito por Rango de Presión de Inyección .................................... 94

LISTADO DE ECUACIONES

P: g .

Ecuacióii NQ 1 . Ley de darcq para flujo radial ............................................................ 8

Ecuación NQ 2 . Cálculo del daño de formación partiendo de la ley de . darcy para

flujo radial ...................................................................................................................... 8

Ecuación N" . Ley de darcy para flujo radial considerando iin bh~qiteo por . . erniilsion ......................................................................................................................... 22

Ecuación N" . Cálculo del daño de formación partiendo de la ley de darcy para

flujo radial considerando uii bloqueo por emulsión .................................................. 2:!

Ecuación N" 5 . Ecuación dc índice de prodiictividad ............................................... 39

Ecuación NQó . Ecuación de la tasa de producción para estado seudoe:;tabilizado

partiendo de la ley de darcy para flujo radial ......................................................... 41)

Ecuación N" . Reacción del ácido cloi-hídrico (HCL) con las calizas ................... 4:i

Ecuación NQ 8 . Reacción del ácido clorhídrico (HCL) con las dolomitis .............. 46

Ecuación NQ 9 . Obtención del ácido fluorhídrico (HF) a p?rtir del bif uoruro de

amonio (NH4FIJF) y ácido clorhídrico (HCL) .......................................................... 4'7

Ecuación NVO . Ecuación de la presióri de fractura ................................................ 5:;

Ecuación N V 1 . Tasa máxiiria de inyección (Qimáx) ................................................ Sti

Eciiación N"2 . Presión de inyección en superficie .................................................. 51:

Ecuación NQ 13 . Radio de . penetración de los fluidos inyectados ............................. 75

Ecuación N9i4 . Radio del pozo mas el radio de penetración de los fluidos .......... 7:i

Se define como estimulacion al proceso mediante el cual se restitii:ie o se crea u n

sistema extensivo de canales en la roca prodiictora que sirven para fa(,ilitar el flujo de

fliiidos de la formación al pozo, o de este a la formación. En la mayoría de los casos.

cuando un pozo deja de producir o no permite la inyección de fluidos en forina

económica, se debe a que existe dano en la formación, pudiendo esto ser ocasionado

por tapoiiamiento de los caiiales de flujo.

Las estimulaciones matrici;iles pueden ser reactivas o no reactivas, en el caso de las

primeras los fluidos iitiliza<los para la estimulación no reaccionan qu imicamente con

los materiales o sólidos dr. la roca. Generalmente, se utilizan soliiciones oleosa: o

acuosas de siirfí~ctantes, los cuales son compuestos químicos orgánico; que actúa11 en

la intei-fase o en la superficie del medio. Ello hace posible la modificación de las

condiciones existentes, gobrrnadas por la tensión interfacial. Este tipo de estimulación

se emplea para remover daños causados por bloqueo de agua, b1oqui:o de emulsion,

pérdida de circulación de lodo y depósitos orgánicos.

En el caso de las estiniulaciones matriciales reactivas los fluillos reaccionan

químicamente, disolviendo iiiateriales qiie dañan la formación y los propios sólidos de

la roca. En este caso el objetivo es corregir el daño mediante la iitilizac.ión de sisterras

ácidos.

En la acidificación matricial. el flujo de ácido es confinado en los poros naturales y en

los canales de flujo prcsenics en la roca de la formación. Siendo su propósito el de

aumentar la permeabilidad de la formación productiva. Este método se aplica

priiicipalmente a yacimiento5 de carbonatos y areniscas.

Las arenas del yacimiento 1 .GINF-05 son de edad Mioceno, y están constituidas 1)or

sedimentos elásticos de iiatiiraleza poco consolidada y de calidad iiiagenética esto

significa que las rocas h;in sufrido cambios en su permeabilidad, porosidad 4

mineralogía a través del tieinpo. El principal factor que origina dafic en este tipo de

formación es la migración de partículas finas, las cuales obstruyen el espacio porose

de la roca y el empaque con grava de los pozos, creándose una restricción a la

permeabilidad y como const.cuencia de ello una disminución en la tas* de producción

de los mismos. Para soliicionar este problema se viene implem1:ntado eii eite

yacimiento desde 1999 la iriyección rnatricial en los pozos con ác idx diluidos, con

resultados en muchos de los casos poco satisfactorios, motivo este po- el crial se hace

necesaria una evaluación exhaustiva de todos los factores, en cuanto a las

características del yacimiento, procedimientos operacionales y compai ías proveedoi-as

del servicio, que inciden eri el éxito o fracaso de dicho proceso. Iilentificando las

condiciones que ofrezcan la mejor respuesta de prodiicción y recomc:ndando nuevos

parámetros que permitan mejorar el proceso de acidificación rnatricial en el

yacimiento LGINF-05.

CAPITULO 1

OB JETNO DE LA INVESTIGACIION

OBJETIVO DE LA INVESTIGACION

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El yacimiento LGINF-05 es un monoclinal de buzamiento suave de 5" NE-SO.

limitado hacia el nor-este por un sistema de fallas que lo separa del yaciinieiitc

LGINF-04, hacia el norte esta limitado con el Yacimiento LGINF-03, separado por

un limite de roca y una falla, y hacia el sur esta limitado por ur acuífero. Este

yacimiento es de edad Mioceno, de origen fluvio-deltaico, de arenas iio consolidadas.

conformados por cinco (5) arenas principales: A, B, C y D de la form.ición Lagiinillas

y una (1) de La Rosa. La pei.meabilidad promedio efectiva al petróleo es 300 md, a las

condiciones actuales, con 30% de porosidad. La gravedad API es de :!5C El crudo de

este yacimiento está caracterizado por una distribución no uniforme d ~ : hidrocarburos,

los cuales corresponden a una serie de alcanos livianos con altos niveles de

hidrocarburos cíclicos y aromáticos, indicativos de un crudo biodegrad ido.

Las arenas del yacimiento LGINF-05 son de edad Mioceno, y están constituidas por

sedimentos elásticos de naturaleza poco consolidada y de calidad tliagenética e ~ t o

significa que las rocas hnn sufrido cambios en su permeabilidad, porosidad y

mineralogía a través del tiempo. El principal factor que origina dañc en este tipo de

formación es la migración de partículas finas, las cuales obstruyen el espacio poroso

de la roca y el empaque con grava de los pozos, creáiidose una restricción a la

permeabilidad y como consecuencia de ello una disminución en la tasi de producción

de los mismos. Para soliicionar este problema se viene implemi:ntado en este

yacimiento desde 1999 la ii~yección matricial en los pozos con ácidos diluidos, sin

embargo los resultados de este tipo de tratamiento no Iian sido lo:, esperado en su

totalidad. Dada esta situación se hace necesaria la determinación de los factores e

identificación de las condiciones optimas que influyen en el diseño del proceso de

acidificación matricial en el yacimiento LGINF-05, incrementando cle esta forma la

producción en los pozos asociados a esta actividad.

1.2. OBJETNO DE LA INVESTIGACION

1.2.1. OBJETIVO GENERAL

Determinar los factores críticos que influyen en el diseño de iratamientos de

estimulación matricial en el Yacimiento Lagunillas Inferior 05 de la Unidad de

Explotación Tía Juana Lago PDVSA.

1.2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS

Analizar y determinar los factores, en cuanto a las características del yacimiento,

procedimientos operacionales y compañías proveedoras del se~'i:io, que inciden

en el éxito o fracaso del proceso de estimulación matricial eii el yacimier~to

LGINF-05.

Relacionar mediante t6cnicas estadísticas las respuestas de las formaciories

tratadas con los diferentes parámetros que actúan en el proceso de estimulación

matricial en el yacimienro LGINF-05.

Identificar las condiciones que ofrezcan la mejor respuesta de prodiicción.

Recomendar nuevos parámetros que permitan mejorar el proceso de estimulación

matricial en el yacimiento LGINF-05.

El proceso de acidificacióii rnatricial se ha venido aplicando en el yacimiento LGINF-

05 desde 1999 con resultad«s en miichos de los casos poco satisfactoiios, motivo este

por el cual se hace neces;tria una evaluación exhaustiva de todos los factores, en

cuanto a las características tlel yacimiento, procedimientos operacionales y compañías

proveedoras del sewicio, que inciden en el éxito o fracaso de dicho proceso.

Identificando las condicioiies que ofrezcan la mejor respuesta d: producción y

recomendando nuevos parimetros que permitan mejorar el proceso de acidificación

matricial en el yacimiento 1 GINF-05.

1.4. DELIMITACION DEL ESTUDIO

El estiidio se llevara a cabo en el yacimiento LGINF-05 el cual pertenece a la Unidad

de Explotación Tía Juana 1 ago de PDVSA iibicado eii el área TJ-102 del Campo 1%

Juana, en el Municipio Aut6nomo Simón Bolívar del Estado Zulia.

CAPITULO 11

MARCO TEORICO

e:.:. t.-.<, i 6 - r

MARCO TEORICO

2.1. ANTECEDENTES

El tiso de químicos para eliminar el daño a la formación data del siglo antepasailo.

cuando en el aiio de 1894 sc aplicó ácido clorhídrico (HCL) a formac.iones de cali:?as.

en Lima y Ohio, el proceso fue patentado el 17 de Marzo de 1896 (L1.S. No 556669).

Este método fue abandonado o poco usado por la alta corrosión o<.asionada eii la?,

instalaciones de superficie equipos de producción.

Eii 1928 se utilizó ácido clorhídrico (HCL) en el yacimiento GLENE.N, Oklahomi 4

en 1929 se inyectó bajo piesión en Kenhicky. Hasta 1932, con el desarrollo de los

inhibidores de corrosión, la acidificación fue ampliamente aceptada. E:n 1940 se in i i6

la estimulación con el empleo de mezclas de ácido clorhídrico {HCL) y ácido

fluorhídrico (HF).

En 1967 b u e g e r realizó uria serie de experimentos determinando q ~ e la interacción

de mirierales arcillosos prcserites eii la formacióii con el fliiido qiie eiitra a la misna.

genera reacciones que se traducen posteriormente en una disriiniición de la

permeabilidad o restriccionrs al paso de fliijo.

En 1978 n o m a s y Crowe. luego de realizar diversos estudios demr>straron que el

ácido fliiobórico tiene la piopiedad de reaccioiiar con las capas de alúmina de las

arcillas y producir una película de borosilicatos, capaz de estabilizar las arcillas en

forma permanente.

Desde 1988 PDVSA espc.cíficamente en el Campo Ceuta se está aplicando la

estimulación matricial con Acidos diluidos, para el tratamiento de yaci nientos de ecad

eoceno, donde los principales mecanismos de daño son la prodiicciói~ de asfálteno5 j

la migración de finos, en lo\ cuales se ha tenido excelentes resultados.

En 1996 en la Unidad de Explotación Tía Juana Lago se comenzó a inyecta!

q~~ímicos redoctores de viscosidad para tratar problemas de altas p'esiones eii la

línea de flujo, ocasioiiado por el transporte de crudos muy viscosos y se inye1:tb

qiiímica demulsificante para contrarrestar el valvuleo en el separador de prueba de la',

estaciones de flujo, por tratar crudos con emulsiones muy estables.

Eii 1998, se comenzó a iiiyectar solventes en el fondo de los poms para reducir

excliisivamente deposiciones orgánicas (parafinas, asfáltenos, resinps). A partir de

1999, en el Yacimiento LGINF-05 de edad mioceno, perteneciente a la misma unidad

de explotación, se comenz6 a tiatar pozos matricialmente y en la act~alidad se sigue

estimulando, con la difeiencia de que gracias a los adelantos técnicos y a la

experiencia se ha mejoraclo el proceso pero falta optimizar la prod~ctividad de los

pozos de este yacimiento mediante cambios en la técnica de inyecciór, el rediseiio de

los voliímenes de químicos a inyectar y aplicación de tecnología de punta en ciianto a

los equipos a usar durante la estimulación por parte de las compañias de servicios,

entre otras.

Las causas de una baja protluctividad de un pozo pueden variar desle un probleina

fundamental del yacimieiiio hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o

eii el pozo mismo. i a s causas potenciales incluyen baja permeabilidad natural del

yacimiento, baja perineabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la

formacióii, perforaciones dc poca penetración o taponadas y restricciones a nivel de

pozo.

Es importante distinguir entre baja tasa de producción y bajo índice d : productivid,id.

La baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos i:n el sistema de

levantamiento o en el diseño de las tuberías, mientras que el índice de productividad

de un pozo hay que analizailo compaiándolo con los pozos vecinos completados en el

mismo yacimiento, o coi1 el que el mismo pozo tenía al principio de su vlda

productiva. Para analizar el índice de productividad hay que medirlo, y si se halla que

es anormalmente bajo, se debe distinguir entre una baja capacidxd de flujo iiel

yacimiento o restricciones al flujo en las cercanías del pozo. Para esto iay que anali::ar

pruebas de restauración d r presión para hallar la presión del yacimiento, la presión

fluyente de fondo del pozo, la capacidad de flujo, la permeabilidad, espesor, y el factoi

de daño.

2.2.1. EFECTO DEL DAÑO DE FORMACION EN LA PRODZíCTNIDAD 1)E

POZOS VERTICALES

El área cercana al pozo es ciítica debido a que los fluidos fluyen desde el yacimiento a

tiaves del área lateral de irn cilindro, cuya área va disminuyendo a medida que se

acercan al pozo (ver Fig. 1). Si el flujo ha de ser constante, la \elocidad ha de

aumentar al disminuir el área, con lo cual aumenta la caída de presiór por fricción. Si

además existen restricciones, las caídas de presión aumentan más, estrangulando el

flujo.

Fig. 1. Flujo iadial concéntrico hacia el pozo.

Para cuantificar el efecto de daño en la reducción de la producción, sc ha introducido

el factor S como variable en la ecuación 1 de la ley de Darcy pira fliijo radial,

suponieiido que el daño cstá localizado en el área crítica alred,:dor del po;:o.

Teniendo en cuenta que el i adio de invasión alrededor del pozo es determinante en la

prodiictividad de uri pozo. Si tenemos iin flujo que ha de atravesar un sistema

compuesto de 2 permeabilidades en serie, la expresión matemática de la ley de Daicy

para flujo radial en esta situ;ición será:

4 = 0.00708 * ko * h * ( Pe - Pwf ) ( ec. 1 :N p * Bo * (ln (relnv) + ((ko/kd)-1) * In(rd/nv)

Donde el término de daño S viene dado por la ec. 2:

S = ((ko/kd)-1)*ln (rdlw) ( ec. 2 )

Donde:

Ko = Permeabilidad efecti~n del petróleo, md

h = Espesor del yacimiento. pies

Pwf = Presión de fondo flu! ente, Ipc

Pe = Presión estática del yacimiento, Ipc

Bo = Factor volumétrico del petróleo, by 1 bn

iw = Radio del pozo, pies

rd = Radio de daño, pies

p = Viscosidad del petróleo. cps

re = Radio de drenaje del pozo, pies

Kd = Permeabilidad dañada, md

2.2.2. MECANISMO DE DAÑO A LA FORMAClON

2.2.2.1 1NTERACCIONF;S ROCA / FLUIDOS

MlGRAClON Y TAPONAhIIENTO POR PARTICULAS FINAS:

Las arcillas autigénicas son las que más afectan la permeabilidad del yacimiento, ya

que se encuentran directamente en el espacio poroso, en la trayectoria de los fluidx.

Estos minerales son de taniaño pequeño, estructuralmente laminares y de gran áiea

superficial, por lo qiie tientlrn a reaccionar rápidamente con el flujo cue se introduce

en el medio poroso, de motlo que si este fluido no es compatible con i:1 tipo de arcilla

presente, basta con qiie 1i:iyan iiii 2%) de ésta para que su desesta)ilización caiise

obstriicción al fliijo por rediicción del ciiello poral.

Las arcillas son silicatos de iiluminio hidratados. Su estructiira está formada por capas

tetraédrica de silicio-oxígeno y capas octaédricas de aluminio-oxígen.1-hidróxilo. I.as

arcillas más frecuentes en los yacimientos de areniscas son:

1. Caolinita: AlzSizOs(OH).i

Es una capa tetraédrica 5 una octaédrica, (relación 1:1), iinidas por puentes de

hidrógeno, de unión miiy fiierte. No hay agua ínter laminar. No se expande, pero se

fractura y migra, por efecto de la concentración iónica del medi J. Se reconoce

fácilmente en microfotografías por su aspecto de láminas paralelas perfectamente

colocadas unas sobre otras.

2. Esrnéctica o Montmorillonita: Na0m Alin Mg0~Si401n(OH)z

Se reconoce en las microfotografías por su apariencia de hojuelas continuis,

formando estriicturas en forma de colmcna. Sii estructura básict es una capa

octaédrica entre dos tetraétlricas (Relación 2 : 1). Las uniones las forman loi grupos

(OH). El agua de baja coiicentración salina y otras moléculas polares, incliiyen~io

orgánicas, pueden expandir la esmtctica, hasta separar completamente las capas.

Su estructura básica es también una capa octaédrica entre dos tetraécricas (Relacihn

2 : l), pero algunos ionrs de silicio Iian sido sustituidos por aluminio, y la

neiitralización de la carga negativa resultante se realiza por medio de iunes de potasio

ínter Iamiriar. La illita se reconoce en microfotografías por su forna de aguas o

cabellos. Es muy propensa a quebrarse y migrar por el movimiento de iliiidos.

4. Clorita: (MgFe)s(AlSi~)(AlOio)(OH)s

Su estructura básica consta de capas alternas iina octaédrica entre do: tetraédrica (2 :

l ) , la iinidad 2 : 1 es fundamentalmente trioctaédrica, de composición (Mg, Fe3)

(SiAl)401o(OH)z Por sii p;iite, la capa brucitica presenta (Mg, A1)3(C)H)ú. La iinidad

trioctaédrica está desbalaiiceada eléctricamente y esta deficiencil de carga se

compensa por sustitucione\ en la capa brucítica. Se reconoce en inicrofotografias

porqiie sus láminas planas están dispuesta en forma de rosetas u hojas de repollo. Esta

arcilla no es propensa a disgregarse y migrar ni a expandirse, pero, por su alto

contenido de hierro, es miiv problemática a la hora de inyectar ácido clorhídrico en

iiiia formación.

5. Ínter estratificados:

Las arcillas ínter estratificadas son aquellas en las que los cristales iniividuales están

compuestos por capas de i~nidades básicas de dos o más tipos, como es el caso de

illita-esméctica, cuya composición va a estar determinada por la proporción de cada

uiio de los tipos de estructura. Estas arcillas pueden expandirse d: acuerdo a su

contenido de esméctica.

MECANISMOS DE DESPRENDIMIENTO.

Generalmente, la migracióii de partículas finas se prodiice en dos et: pas, la primera

es el desprendiniiento de la\ partículas por sensibilidad a los fluidos, y rl segiiiido es el

transporte de las partíciil;is por el fliiido. El efecto del desprendimiento de las

partículas se produce por iiicompatibilidad entre los fluidos de orige i externo y los

de formación, que tiende11 a reducir las fiierzas de adhesión entre la: partículas y las

paredes de los granos; y la< fuerzas Iiidrodinámicas que desprenden la partícula de

tamaño entre 2 y 40 microncs. Una vez desprendida la partícula, la tra lsporta a tra\ és

del medio poroso, hasta que es atrapada en el ciiello de los poros reduciendo la

permeabilidad.

Los factores que influyen C I I el desprendimiento de las partículas firas son fí~ico:~ y

químicos:

a) Factores Qiiímicos:

1. La fuerza Iónica del Medio:

A menor conceritraciones dc cationes en el fluido de invasión, mayor será la repiilsi5n

entre las superficies de las partíciilas y de los granos, la concentración de electro1 to

contribuye a la separación o atracción de las partículas. Las fuerzas Van der Wa.ils

son independientes de 1;i concentración salina en solución. pero las fuerzas

electrostática son reducidas y son independientes de la concentración salina.

2. El ph:

Está relacionado con el plinto de carga cero, el cual se define como el valor del pli en

el cual la carga neta de la partícula es cero. Si el ph del fluido de imlasión es malor

que el ph correspondiente al punto de carga cero, ésta se desprenderá de la superficie

del grano. La caolinita es la :ircilla más sensible a los cambios de ph, yr que sus borces

son compuestos de capas expuestas de aluminio y silicio, los ciiales a ph bajo tiene

carga neta negativa, estanclo sil plinto de carga cero en un intervalo de ph entre 3.:' y

4.6. El ph y la concentración iónica están relacionados íntimamente, ya que iin

ambiente salino adecuado puede contrarrestar el efecto ph.

Un aumento en la temperíitura acelera el daño caiisado por migración de finos,

debido a que la concentracii~n crítica de la sal se alcanza más rápidamente.

b) Factores Físicos:

El proceso físico de desprendimiento y transporte de las partíciilis finas ocuire

cuando las partíciilas que están adheridas a la superficie de los granos son movilizados

por Fuerzas de arrastre dr flujo del fluido en el medio, en doiide las fiienas

hidrodinámicas tiene11 su iiiayor infliiericia, creciendo ésta con el tamaño de las

partículas. Los factores que infliiyen en este proceso físico son:

1. Tasa de Flu.jo:

Si la velocidad del flujo es baja, las partículas finas dispersas pued(:n

ordenarse giadiialmente pala realizar sil recoirido en la formación a través de los

poros. En cambio, a velocjtlñdes altas, no existe irna distribución adecuada de las

partículas, lo que hace que interfieran unas con otras y se acumulen en los ciiellos (le

los poros, taponándolos. Existe una velocidad, por encima de la cual a migración de

pai tíciilas finas es masiva, se llama velocidad crítica de flujo. La determinación iie

este valor es muy importante, ya qiie se utiliza para determinar la velocidad máxir~a

de desplazamiento para pre\enir el daño, a nivel de laboratorio y a la vez efectuar iIn

escalamiento para los valore\ de tasas de inyección a nivel dc pozo.

2. Viscosidad:

A medida que aumenta la iscosidad del fluido en el medio, aumentan las fuerzas de

arrastre sobre las partículas, por lo que será más fácil desprender la' partículas si el

fluido es más viscoso, esto es, su velocidad crítica será menor.

3. Mojabilidad de Superficies y Partículas:

En general, cualquier fluido al moverse en el medio poroso puede alcanzar una

velocidad de arrastre suficiente para desprender partículas de las paredes de los

poros; sin embargo cuando las superficies y las partículas están mojzdas por la fase

inmóvil, a saturación residual (agua, en general), y la fase que fluye es la que no moja

las superficies (petróleo), el caso normal es que no se alcance la velocidad crítica para

que las partículas se despreiidan. Cuando la saturación de la fase moj;inte aumenta, y

ésta se hace móvil, se alcanza con facilidad la velocidad crítica, :i las partícu as

comienzan a prodiicir con muy bajos porcentajes de agua. Una vez desprendidas, as

partículas finas tienen varias formas de depositarse, que dependen de su tamaiio y de

sli morfología, como se desriibe a continuación:

a) Deposición Uniforme:

Es en donde todas las paitículas tienen su tamaño similar lo que da una buena

estabilidad a obstrucción, pero también pueden depositarse en las paredes de los

poros, por lo cual el efecto de daiio no se aprecia inmediatamente (ver Fig. 2).

Fig. 2. Partículas de tamaño uniforme a travks del ciiello poral.

b) Taponamiento por diferencial de tamaño:

Cuando la partícula es de mayor tamaño que el citello del poro (ver Fil:. 3).

Fig. 3. Cuello poral obstruido por partículas de mayor dihmetro.

c) Formación de Puentes:

Por la aglomeración de partículas de diferentes tamafios en las gargantas de los

poros (ver Fig. 4).

Fig. 4. Cuello poral obstruido por formación de puentes.

Partícr:ias Discretas Recubrimiento de Formación de Puentes

Minerales

Fig. 5. Formas de presencia de las partículas nhstruyendo el espacio pi)roso.

FORMACION DE PRECIPITADOS POR REACCIONES QUINlICAS EN I<L

MEDIO POROSO:

Entre los fliiidos que se utilizan para la estimulación dc pozos se encuentran ,os

ácidos, los citales iisados en forma adecuada no deben causar daños a 13 formación. La

reacción entre los ácidos y los minerales provoca la disoliición de éstcs, por lo que se

produce la precipitación de otras especies químicas al gastarse el á c i d ~ y aumenta1 el

ph. En contactos con ácidos, la mineralogía dc muchas arenisca; promueve la

forrnacibn de precipitados potencialmentc dañinos, dependiendo de vanos factoies

entre los cuales tenemos:

a) Factor Químico:

La soliibilidad de los precipitados en el fliiido de postflujo o sobredesp'azamiento y en

los fluidos del yacimiento.

b) Factor Cristalográfico:

Los precipitados pueden ser cristalinos o amorfos.

c) Factor Morfológico:

Los precipitados puede11 depositarse sobre los granos o llena - el espacio

poroso.

d) Factor de Concentración:

La concentración del precipitado puede ser suficiente para causar tapcnamiento en

los poros.

e) Factor Yacimiento:

El daño que iina cantidad dtterminada de precipitado pueda causar, está relacionatlo

con las propiedades de las rocas, tales como la permeabilidad, tamaiio de los porcis,

entre otros.

PRECIPITACION INORCANICA:

Este tipo de precipitación puede ser natural o indiicida. La natiiral est.i asociada cnn

la producción, ciiaiido los gases salen de soliición a medida qiie vii declinando la

presión. Cuando el agua de la formación entra en la zona de altas caídíis de presión en

las cercanías del pozo, el aiihídrido carbónico escapa de la solución favoreciendo la

precipitación del carbonato de calcio. La precipitación inducida piede ociirrir en

diversas operaciones debido a la mezcla de fluidos incompatibles.

PRECIPITACION ORGAN ICA:

Las especies orgánicas más comiines que causan daño a la formación son la parafina y

los asfaltenos. Las parafiria3 son hidrocarbiiros de cadena larga qu: precipitan de

ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o la composición d1.l crudo cambia

por la liberación del gas a medida que declina la presión. Los asfaltenos s3n

compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular, que se encuentran en

dispersión coloidal en alguiios crudos. Este estado coloidal está est;ibilizado por la

presencia de resinas en el crudo; cuando se reduce de algún modo el contenido de

estas resinas, los asfaltenos pueden agregarse (flocular), formando partíciilas lo

siificientemente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso, causanjo

daño a la formación. Cilalqiiier cambio químico en el criido ciie reduzca la

concentración de estas resinas puede ocasionar este fenómeno.

La precipitacióii de productos orgánicos puede ser también natural o inducida. La

natiiral eri el caso de las parafinas está asociada a la disminución de la temperatura

del crudo, y se da con mis frecuencia en las tuberías que en la formación. La

precipitación natural de asialtenos está asociada a cambios en la composición clel

crudo por liberación del gas y fracciones ligeras, a medida que la presión declina. Si

hay una alta caída de presión en las cercanías del pozo, los asfáltenos piieden

precipitar en el medio poroso.

La precipitacióii inducida iesulta de la alteración del equilibrio entre el crudo tlel

yacimiento y sus constituyentes parafínicos y asfalténicos. Esta alteración puede

producirse durante cualquicra de las operaciones que llevan a ca to en un poí.0.

Filtrados de fliiidos de alto ph que invaden la región del yacimiento cercana al pozo

piiedeii ocasionar la precipitación de asfaltenos dependiendo de la naiuraleza ácidí o

básica del crudo y de su polaridad. La inyección o filtrado de un fliiido a temperatura

menor que la del yacimiento, diirante las operaciones de terminación. estimiilación o

inyección de agua, piiede causar precipitación de parafinas al caer la temperatura clel

crudo por debajo del punto de nube. La adición de fluidos orgánicos ligeros, tales

como pentano, hexano, gasolina, gasoil, nafta y LNG, con baja ten!,ión superficial,

piieden precipitar asfaltenos.

El contacto de fluidos de istimulación de bajo ph (ácidos), con el crudo también

piiede causar la formación de un precipitado asfalténicos, conocido coino Sludge. E!.to

se debe a que la molécula (le asfalteno, de alto peso molecular , tienc: un núcleo c'3n

carga neta positiva, la cii;il se compensa por una doble capa externa, de carga

negativa. Cuando esta doblc capa entra en contacto con los protones i e una solrici5n

ácida, la doble capa colapsñ y las partículas de asfaltenos se agregan .I precipitan. La

precipitación de asfaltenos también se facilita por la presencia de otros cationes

presentes eii la soliición, tales como el hierro 111 y 11, siendo el primero más activo.

Por esto, los prefliijos de IHCL usados en la estimulacióii, que capturan hierro de las

tuberías del pozo, deben se1 separados de todo contacto con el crudo del yacimiento.

Donde ocurra la precipitación de asfaltenos, las partículas finas de la formacióii y los

materiales precipitados de las reacciones del ácido (como el hidr6:ido de silici~),

adsorben los asfalteiios y se viielven parcialmente mojados por petróleo. Los

asfaltenos se adsorben sobie arcillas, areniscas, calizas y ciialquier otro material, es

decir, sobre cualquier supe1 ficie disponible. Si hay una capa de agua .ecubriemido esa

superficie, retardará la adsorción del asfalteno, pero no las impedirá, y la

condición original de las superficies a ser mojadas por agiia se perderá, al

coiivertirse en parcialmente mojadas por petróleo.

FENOMENOS INTERFACIALES:

El daño a la formación puede ser causado por fenómenos diferentes a obstrucciories

que disminuyen la permeabilidad de la roca. Hay daóos carisados por los fluidos, que

involiicran cambios en la \,iscosidad aparente de la fase oleica, o un cambio en la

permeabilidad relativa al petróleo. A veces se cree que estos tipo; de daños son

temporales, ya que los fluidos son móviles y deberían poder sacarse de la vecindad del

pozo; siii embargo, en la práctica es muy difícil eliminar este tipo de daño.

RLOQUEO POR EMULSIONES:

Ociirre ciiaiido uiia emulsión viscosa ociipa el espacio poroso cer-ano al pozc, y

bloqiiea el flujo de fliiidos I~acia el mismo. La conductividad de la forriación cerca ilel

pozo puede quedar reducida a cero. Este fenómeno no es frecuente, pero cuando

ocurre, sus conseciiencias son desastrosas.

El mecanismo de la formación de emulsiones en el medio poroso e: controversiil,

pero parece que no solo dapende de las propiedades del crudo, sincm también de la

iiitrodiiccióii de agentes externos. EII la práctica se ha hallado que el agua y el

petróleo nativo de iin yacimiento rara vez forman emulsiones espontáneamente. Para

que se forme una emulsifin, se requieren de factores externos, por ejemplo la

reintrodiicción en el yaciniiento de iin crudo extraído del mismo porque si ha

experimentado la activación de surfactantes naturales, éstos pueden estabilizar

emulsiones de dicho crudo ion el agua de formación. La activación de los surfactanles

naturales puede ocurrir eii los crudos que han sido almacenados y han sufri'io

oxidación en la superficie. Ile la misma manera, agua de yacimiento y filtrado de

fluidos de perforación que sc han saturado de oxígeno en la superficie al filtrarse a la

formación, provocan la oxitlacióii del petróleo, con la misma consecuc:ncias. Debe de

tenerse en cuenta que la energía para la formación de las emiilsiones 1; proporciona el

esfiierzo de corte producido cuando los fluidos fluyen en el medio porcao.

Un mecanismo mucho más probable de formación de emulsiones en el medio es la

introducción de surfactantes con los filtrados de los fliiidos de ,erforación !,/o

terminaciónlreparación. Si además existen partículas finas dispersps en el meclio

poroso, éstas se colocarán eri la interface, impidiendo la coalescencia d: las gotas de la

fase dispersa de la emulsióii, estabilizándola. Estas emulsiones se hacm más estab es

ciiando las partículas finas tienen tina movilidad intermedia, esto es si mojabilidad es

igual que a1 petróleo, así pueden concentrarse en la interfase entie el agua y el

petróleo y actuar como un escudo mecánico, impidiendo que las gota: de la emiilsi5n

se junten.

Durante los procesos de acidificación con mezclas de HCL-HF se generan este tipo de

partículas por disoliición de compuestos silíceos y formación de hidróx do de silicio c:n

estado coloidal. Estas partículas alcanzan el grado de mojabilidad adecuada para

estabilizar emulsiones gracias al inhibidor de corrosión que el ácido Il1:va en excesc y

que en general es un surfiictante catiónico, que invierte la mojabilidad hacia el

petróleo en los, materiales silíceos. Este efecto no se ha visto qu: ocurra en el

tratamiento de pozos de gas, por lo tanto, el petróleo de la formación ha de jugar un

papel sinergístico en el procrso de inversión de la mojabilidad de las partículas.

El impacto que un bloqueo por emulsión puede tener en la productivi<lad de un pozo,

cuando un banco de emulsión de radio rE y viscosidad p~ se halla en c 1 medio poroso

alrededor del pozo, viene dado por las ecuaciones siguientes:

p * Bo *[ (ln (relnv) + ((p111po)-1) * ln(m1u-w)) ]

Comparando con la ec. 2:

S = ( ( p ~ / ~ o ) - l ) * l n ( m / m ) ( ec. 4 )

Donde:

p~ = Viscosidad de la emulsión, cp

po = Viscosidad del petróleo, cp

ri: = Radio del banco de emulsión, pies

IW = Radio del pozo, pies

BLOQUEO POR AGUA:

Es una reducción en la peimeabilidad relativa al petróleo por el in:remento de la

saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo. Lcs bloqiieos por

agua pueden ocurrir cuando se filtra a la formación agua proveniente c e los fluitlos de

perforación, terminación o ieparación, o por comiinicación con una zona prodiictora

de agua. La región de alta satiiración de agua resiiltante, cerca del pozo reduce la

permeabilidad de la formación al petróleo. Un bloqiieo por agua, en general se

elimina por sí solo, pero cri general, viene asociado con otros t i p de daño, que

enmascaran sil identificacióii e impiden sii eliminación. Además, en !.acimientos c ~ n

alto grado de agotamiento. la presión puede ser baja para expulsar el agua en un

tiempo aceptable. La presión del yacimiento puede ser tan baja que nc logre vencer la

presión capilar creada por la alta tensión interfacial entre el agua y e medio poror,o,

cseáiidose así irn bloqueo primanente.

Un bloqueo por agua se identifica por un repentino incremento del porcentaje de

agua en la prodiicción, o a iliia aiisencia de prodiicción, generalmente después de una

reparación de un pozo, donde se ha usado agiia o salmuera. Si el pozo produce, es

fácil distinguir el bloqiieo de una tonificación o intriisión de agua, ya qiie el bloqueo

no es seiisible a los cambios en la tasa de producción, mientras que l i conificacióri e

intmsión de agua disminuir511 al disminuir la tasa de producción.

INVERSION DE 1,A MOJABILIDAD:

La acción de surfactantes eii los fliiidos de perforación, así como la ~)recipitacióir de

asfaltenos en el medio poroso, puede alterar la mojabilidad de la formación hacia el

petróleo, reduciendo así la permeabilidad relativa de la formación hacia éste. E'te

efecto lo producen, en general, los filtrados de Iodos dc emulsión inversa.

DANOS DE TIPO MECANICOS:

El medio poroso puede se1 invadido por partículas sólidas durante los procesos de

perforación, reparación o iiiyección de agua en el pozo. Dependiendo del tamaño de

las partículas, relativos al talnano de las gargantas de los poros, este daño será más o

menos profundo. También. durante el proceso de cañoneo, se crea una zona muy

compactada alrededor de cada una de la perforaciones, cuya permeabilidad puede ser

de sólo el 10 76) de la perme:ibilidad original de la formación.

Otra forma de daño mec5niw es el colapso de la formación produitora alrededor

del pozo, ya sea por altos diferenciales de presión, qiie crean altas velocidades [de

flujo y tasas de cizallamiento o por destriicción del material cementant': ínter granular

durante procesos de acidificación.

DANOS DE ORIGEN BIOI.OGIC0:

Algunos pozos, partiailarinente aquéllos que reciben inyección de agua, son

siisceptibles al daño causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacteri is

inyectadas a la formación, especialmente las anaeróbicas, pueden miiltiplicarse mly

rápidamente en el yacimiento, tapando los espacios porosos con ellas mismas, o con

precipitados que resultan de sus procesos biológicos. Incliiso, la tliomasa de las

bacterias muertas puede círusar grandes reducciones en la inyecticidad de p o z ~ ~ s

inyectores de agua.

2.2.3. CAUSAS DEL DANO A LA FORMACION DURANTE LAS

OPERACIONES

Durante las operaciones q~iv se llevan a cabo en un pozo, a lo largo de iu vida, pueden

ocasionarse daños a las forniaciones productoras de hidrocarburos. En esta sección se

estudiarán los daños asociados en cada una de esas operaciones.

DANOS DURANTE LA PERFORACION:

La causa más común de daños a la formación en los pozos es el proceso de

peiforación de los mismos. El fluido de peiforación consta de una fase sólida y 11 la

líquida, y los daños que cama pueden ser ocasionados por el filtrado d: la fase Iíqiii ja

y por invasión de sólidos en el medio poroso. Los fluidos de perforación estín

formulados con el objetivo (te alcanzar la profundidad programada eii forma rápicla,

segura y económica, y una de las principales preocupaciones del prrforador es el

control de las presiones de Lis formaciones que se vayan atravesando.

E1 proceso de perforacióii altera la condición de equilibrio físico químico, 3e

esfuerzos y termodinámico (lile existe entre la roca, siis minerales con,;tituyentes y los

fluidos que la saturan, durante la penetración de la mecha. La sobrepi esión necesa -ia

para controlar las presione\ de los yacimientos atravesados induce ; la invasión de

partículas sólidas del fluido de perforación y del filtrado líquido, en la región cercana

al pozo, donde pueden oc;rsionar los mecanismos de daño descritos en la seccijn

anterior.

La invasión de los sólido5 del lodo disminuye la productividad e n dos formas

principales:

l. Taponamiento de las gai-gantas de los poros por formación de revoques internos.

2. Incremento de la presión capilar al reducir el radio de los poros.

Los sólidos presentes en un fluido de perforación pueden ser:

a) Sólidos agregados para cumplir funciones específicas, para impartir al fluido las

propiedades deseadas. Generalmente, su tamaño de partícula es menor de 11 ia

micra, excepto la barita y los materiales de control de pérdida de circulación. El

tamafio de la partícula tle la barita varia entre I y 74 micras y los materiales de

control de pérdidas es miicho mayor todavía.

b) Sólidos cortados de las formaciones atravesadas: sil tamaño de partíciila varía

entre 1 y 100 micras y ni:tyorcs.

El medio poroso actúa conio iin filtro y por lo tanto, las partículas sólidas puedrn

invadirlo dependiendo de 511 tamaño, el diámetro promedio de las gargantas de 11,s

poros y de la presión diferencial aplicada. Dependiendo del tamaño, las partículas

pueden formar un revoque en la cara del medio poroso, hacer un revoque interno zn

las cercanías de la cara expuesta al flujo, o invadir profundamente € 1 medio, si s m

mucho menores que el diámetro promedio de la garganta. También híy que tomar en

cuenta la concentración de sólidos en el fluido de invasión, ya que iun cuando scsa

muy pequeños, si hay alta concentración, podrán formar puente,; en cualquier

estrechamiento dentro del poro y reducir la permeabilidad.

INVASION DEL FILTRADO DEL LODO:

La filtración de la fase Iíqiiida de un flirido de perforación hacia el medio poroso

ociirre en 3 etapas: por dcbajo de la mecha de perforación, filtrtición dinániica

diirarite la circiilación del fliiido, y filtración estática cuando el fliiido no está

circulando. Es importante que los fluidos de perforación tengan el inínimo filtra110

posible, para minimizar la iiivasióii a la formación. Debe entenderse que la filtraciiin

depende de gran manera de la capacidad del fluido de formar tin revoque consistente

e impermeable contra la carn de la formación, para controlar el filtrado. La formaci~jn

del revoque, sin embargo e< un proceso dinámico que comprende 2 mecanismos: la

formación de un revoque por deposición de partíciilas, y la erosión del mismo por

efectos de esfiier70 de coite por la velocidad del fluido paralela í la cara de la

formación.

Los Iodos de emulsión invei\a contienen hasta un 85% de fase oleica, y hasta un 15%

de fase acuosa, estando estal>ilizada la emulsión por un densificante pr,mario. La fase

acuosa posee una alta concentración salina, con el fin de evitar que el agua migre

hacia la formación y más bien extraiga agua de la misma por electo osmóti(o,

garantizando la estabilidad de la formación. Se asegura que totlos los sólidos

agregados al lodo, y los que se vayan cortando del fondo del pozo se;in mojados por

aceite para que queden dispersos en la fase continua de la emulsión; esto se logra por

medio de un siirfactante seciiiidario.

Por contener la emulsión micro gotas de agua y sólidos de diferente:: tamaños. Este

lodo forma iin revoque extei no sobre la cara de la formación, el cual tiene muy buenas

propiedades elásticas y es impermeable, por lo cual el volumen de filtrado qiie se

pierde hacia la formación es menor, en general, que el que sc pierde er iin lodo a base

de agiia.

DANOS CAUSADOS DURANTE LAS OPERACIONES DE CEMENT.4CION:

La invasión de sólidos durante las operaciones de cementación con:tituye un terna

muy discutido, ya qiie el tamaiio promedio de las partículas cle cemento es

generalmente iin orden de magnitud mayor que el diámetro promedio de los poros,

aún en formaciones de miir alta permeabilidad, sin embargo, diirante las operaciones

de cementación forzada, o si hay pérdida de circulación durante 'a cementaci~jn

primaria, existe la posibilidiid de forzar sólidos hacia la formación, pero en forma je

una fractura no de invasión del medio poroso.

Por otro lado la invasióii de filtrado si constituye un problenia durante las

cementaciones, en primer lugar, para facilitar la remoción del lodo y del revoque, se

bombean lavadores químicos por delante del cemento, los cuales no tienen control (Je

la pérdida de filtrado. Estos lavadores, eii general tienen propiedade; dispersante!. y

pueden ser de cualquier ph, desde moderadamente ácidos hasta alcalinos, siendo c;isi

todos ellos de carácter acuoso donde el filtrado de estos lavadores puedzn

reaccionar con los minerales y fliiidos de la formación produciendo:

Desestabilización de las ;ircillas.

Migración de partículas finas.

Cambio de mojabilidad.

Cambios en la satiiración de fluidos alrededor del pozo.

Detrás de un lavador químico se bombea un espaciador, el cual está disenado pa1.a

separar físicamente el cemento del lodo presente en el pozo. Eslos en gener:il

contienen polímeros y tienen un buen control del filtrado. El filtrado de 1 cemento, por

otra parte es rico en iones de Calcio y puede producir precipitación de incrustaciontts

inorgánicas en formaciones ricas en bicarbonatos, sulfatos y dióxido cie carbono. L.a

reacción del filtrado de alto ph con el sílice, podrá formar silicato de calcio hidratadl~,

que piiede taponar el medio poroso. Los iones hidróxilos presentes en el filtrado

pueden desestabilizar las arcillas, separando sus láminas, desprendiend 3 las partícul;is

finas y promoviendo su migración. También el filtrado alcalino podrá activar los

surfactantes naturales presentes en el crudo del yacimiento, permitienco la formacittn

de emulsiones viscosas.

Por invasión de fliiidos h;icia el pozo durante las operaciones de reparación /

terminación /empaque con grava, debido generalmente a los altos solire balances <le

presión qiie se utilizan, coiiio medida de seguridad o por desconwimiento de la

verdadera presión del yacimiento.

Los fliiidos usados son en general salmueras de alta concentración de sales (Na, Ca,

Zn, I.i, Mg, Ti), que piiederi contener algún polímero para poder scrstener sólidcs,

inhibidores de corrosión y siirfactantes. Es práctica común filtrar e s t x fluidos para

eliminar sólidos que pueden tapar la formación prodiictora, pero los sólidos muy finos

siielen pasar por los filtros comúnmente usados con lo cual se tiene inv;,sión profundt

de sólidos.

Más importante son los danos caiisados por reacciones químicas de sales disiieltíis

con los fluidos presentes en la formación, y en algunos casos, wn los minerales. L.a

penetración de agua en la formación puede causar bloqueos por agua al disminuir la

permeabilidad relativa al petróleo, este bloqueo se incrementa i;i hay arci1l;is

presentes.

Si en la formación hay pres<bncia de iones siilfato, bicarbonato o dióxido de carbon'~,

podrá precipitarse sulfato o carbonato de calcio, que afectan neptivamente la

permeabilidad, hay que tencr especial cuidado cuando se usa agua de mar, debido a

que esta puede contener grandes cantidades del ion sulfato. Los residiios de los

polímeros usados, sobre todo en operaciones de empaques de grava también son iiria

fuente de daño, ya que no rompen por completo.

Hay tendencia de formar einulsiones entre el agua inducida y el petaóleo presente,

estabilizadas por partículas linas, o por el exceso de inhibidor de corr~sión presente.

También puede haber reacciones entre la salmuera que se filtra a la formación y el

filtrado del fluido de perfor;ición que ocupa el espacio alrededor del pozo. En general

el resultado de estas interacciones es la formación de emulsiones.

Es importante, dentro de las operaciones de terminación de pozo, el proceso tle

caíioiieo. Hay que distinguir entre el canoneo sub-balanceado (TCP), y el cañoneo csn

sobre balance (underbalancc). La intención, al cañonear, es producir una entrada de

fluidos desde el yacimiento hasta el pozo, pero también. pasar más 311á de la zoiia

invadida por los filtrado3 y sólidoi introducidos a la formación c.n operaciones

anteriores. Si el caíioneo se Iiace en sobre balance, la diferencial de presión, a favoi (le

la columna de fluidos en el pozo, introducirá filtrado y sólidos en el túnel de la

perforación recién abierta. Si el cañoneo se hace en sub-balance, con la diferencial de

presión a favor del yacimiento, se le da a éste la oportunidad de fluir, íunque sea por

corto tiempo, y expulsar parte de los elementos extraños que la han invadido

previamente.

En cualquiera de los dos casos, hay que tomar en cuenta el efecto que el disparo tiene

sobre la matrizde la roca. La carga explosiva crea una zona resquebrajada y altamente

comprimida alrededor de las perforaciones, cuya permeabilidad puede ser solo del 10

75 al 20 %J de la permeabilitlad de la formación y parte de las perforaciones colapsan

debido a la concentración de los esfuerzos alrededor del pozo.

El proceso de estimulación matricial ácida en areniscas hay que estutliarlo tomanclo

en cuenta todos los elementos que intervienen, tales como: los ácidos irvolucrados, 10s

minerales de la formación, las aguas y el crudo que saturan el yacimiento, y 10s

filtrados y sólidos introducidos a la formación por procesos anteriores.

La primera consideración que debe de haberse Iieclio antes d,: diseñar una

estimulación de este tipo cs un diagnóstico correcto del daño presente, haber

determinado que ésta es la estimulación adecuada. Debe tomarse en cuenta que Itss

Acidos son fluidos aciiosos, y que su contacto con el crudo de la formación puede

producir precipitados orgáriicos, generalmente de tipo asfalténias, por lo cual, el

primer paso a seguir es la inyección de un voliimen de espaciado1 que conten::a

solventes aromáticos y de muy baja tensión interfacial, para evitar el contacto del

ácido con el crudo, y bajar al máximo la saturación de petróleo residu i l en el área a

tratar alrededor del pozo.

El tratamiento ácido propiamente dicho comienza con la inyección de ácido

clorhídrico, a mariera de preflujo, para eliminar los carbonatos piesentes en la

formación, y evitar su contacto con el ácido fluorhídrico en cualquiera de siis

variantes, que va a ser el tratamiento principal. Este ácido clorhídricc' puede causar

danos a la formación de las siguientes maneras:

El ácido clorhídrico, como cualqiiier otra especie acuosa, puede desestabilizar

arcillas, como ocurre con la Caolinita, despreiidiendo partíciilas finas y favoreciendo

su migración. Las formaciones de areniscas contienen minerales de hierro, tales como

carbonatos (siderita y ankeiita), sulfuros (pirita) y arcillas (clorita). Todos ellos,

excepto la clorita contienen Iiierro en estado de oxidación + 2 (ferrosos) y la cloriia

contienen hierro + 3 (férrico).

L.os minerales que contienen hierro + 2, al reaccionar con el HCL, genckran C02, H2S

y hierro soluble, sin precipit,~ciones, hasta que el nivel del ph suba por encima de 4.5.

sin embargo, la clorita no se disuelve completamente en el ácido, sino que los

catioriei interlaminares (Fe?+, Mg2+, A13 ), son lavados de la superficie de la

arcilla, dejando un residiio silicio amorfo. A medida que el ácido se g:ista contra los

carbonatos presentes, aumenta rápidamente el ph y el C02 que se forma durante la

reacción reaccionará con el Fe2+ proveniente de la clorita, precipitando en fornia

de carbonato ferroso cristaliiio, qiie taparán los poros. Al alcan7.r el ph el valor cle

2, se formará un precipitado amorfo, de hidróxido fkrrico el cual tiipará los poros

de las rocas.

Cnníbrlo 11

DANOS POR ESTlMULAClON MATRICIAL NO REACTNA:

1 2 estimulación matricial no reactiva es aquella que se emplea para remediar daños a

la formación ca~isados por fenómenos interfaciales, tales como bloqiieos por agua,

emulsiones o cambio de mojabilidad. Este tipo de estimulaci(in se realiza

generalmente por medio de mezclas de solventes y siirfactantes, los cuales deben st.r

escogidos coa sumo ciiidado, mediante pruebas de laboratorio. La iitilimción

indiscriminada de siirfactaiites pitede agravar el daño presente en la formacióii por

fenómenos interfaciales, estabilimndo aíin más los bloqueos o emulsiones presentes.

DANOS CAUSADOS DURANTE EL PROCESO DE PRODUCCION:

Los daños más frecuentemente observados durante la vida productiva de iin pozo sori:

a) Migración y taponamiento por partículas finas en el área crítica alrededor di1

pozo.

b) Precipitación de productos inorgánicos (carbonatos, sulfatos), iil cambiar bis

coiidiciones de presión y temperatura.

c) Precipitados orgánicos, parafinas y asfaltenos.

d) Prodiicción de arena, debida a alta velocidades de flujo, produc:idas por altas

presiones diferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo. Este

efecto puede producirse iambiéii al comenzar a producir agua, ya q le ésta arrastra

el material cementante, en forma de partículas finas, reduciendo la resistencia

mecánica de la roca.

e) Colapso de los poros por alta presión diferencial, o por agotamientcl de la presióii

del yacimiento, haciendo que actúen los esfiierzos tectóiiicos.

f) Disolución de los granos (le arena durante procesos de recuperacióii térmica, pcr

el alto ph del vapor, y reprecipitación de sílice en el medio poroso.

2.2.4. METODOS DE PKEVENCION DEL DANO A LA FORMACION

PREVENCION DE LOS DANOS INDUCIDOS DURANTE LA PERFO RACION:

La causa principal de la invasión de filtrado y sólidos de Iodos de perfor3ción hacia Icls

yacimientos es la presión diferencial o sobre balance de la coliimna hidrostática del

fluido en contra de la presión del yacimiento. Dadas las consecuencias económi~is

que tiene el daño inducido durante la perforación, es recomendable tener una base de

datos actualizadas del yacimiento, que incluyan registros de presión estática, pala

poder diseñar los fliiidos clc perforación a la mínima densidad coml~atible con los

márgenes de seguridad. Si los yacimientos se hallan en un grado de agotamiento

avanzado, es recomendable I;i perforación con fluidos de muy baja densidad, aireados

o espuma. Se recomienda también la utilización de Iodos que puedan construir un

revoque impermeable rápidiimente y que este revoque piieda ser removido poi a

presión del yacimiento al fluir el pozo. Para esto existen Iodos saturados de sal, o ccln

partículas inertes de tamaño controlado, capaces de formar este tipo de revoques.

Es necesaria la caracteri7~cióii mineralógica de la roca del yacimiento, isí como de 10s

fluidos qiie la saturan, agiia y petróleo, para prever las reacciones químicas que

podrían ocurrir cuando el filtrado del lodo invada la formación. .k5í mismo, tle

disponer de núcleos de la formación, se recomienda realizar pruebas ce flujo a travtis

de los mismos, para halla1 la reducción de la permeabilidad debida a la invasión del

filtrado y sólidos del lodo. Diiiante la perforación e i de mucha importailcia el diseño y

buen fiincionamiento de los equipos de control de sólidos, para elimina- las partículas

sólidas de tamaño menor qiie el permisible. Es importante conocer 111s efectos que

cada uno de los aditivos del lodo tiene en el medio poroso y mantener la composición

del mismo lo más sencilla po\ible.

Se sabe que los Iodos de pei foración cumplen con siis funciones en forma óptima a

valores altos de ph. Esta alcalinidad, al filtrase hacia el medio poroso podría activ:ir

los surfactantes naturales del crudo de la formación, formando emulsiones en e1

medio poroso. Los polímeios del tipo xantano, HEC, CMC y CMHEC, pueden

penetrar con el filtrado, ellos se encogen como un resorte por efectc de la presit'n

para penetrar el medio poroso y recuperan su volumen al hallar espacio suficiente en

un poro, bloqueando al paso de fluidos.

El problema del daiio a la foimación se agiidiza cuando se perforan pozos

horizontales, ya que el yacimiento pasa más tiempo en contacto ccn el fluido (le

perforación y el área expueaa a la filtración es mayor que en un pozo vertical. H;iy

que distinguir 2 tipos de po7os horizontales: los qiie se planifican como tales desde el

principio, y los de reentrada. en los cuales se aprovecha un pozo vertical existente y a

partir de él, a una profundidad determinada, se perfora una sección horizontal. E s t x

últimos son los que presentan mayores problemas de daño a la fornación por las

sigiiientes razones:

a) En general, el revestidui del pozo existente es de producción, restringiendo el

diámetro de las barrenas de perforación de la sección horizontal.

A"." I : ,

b) En la perforación de la sccción ciirva del pozo, se perfora a través de secciones

de lutita que requieren alt;rs densidades de lodo para garantizar su eiitabilidad.

c) El rediicido diámetro de la perforación impide la bajada de un revestidcr

intermedio para cubrir la sección de lutita antes de penetrar a la sección

productora, por lo qiie ésta ha de ser perforada con la misma densidad de lodo, en

general niuclio mayor qur la necesaria creando grandes sobre balar ces e invasión

de filtrado y sólidos.

PREVENCION DE LOS DAROS INDUCIDOS DURANTE LA CEMEPITACION:

Al no poder cambiarse el carácter químico del filtrado del cemento, la mejor

prevención que piiede practicar para minimizar este daño es mantener al mínimo la

pérdida de filtrado de la mezcla de cemento, por medio de los aditivos adecuados para

ello.

PREVENCION DE LOS D.ZÑOS INDUCIDOS DURANTE LA TEFMINACION /

REPARACION:

Al igual qiie en el caso 'interior, la invasión de filtrado y sólido.; de los fluidos

usados en estas operaciones se debe a los grandes sobre balances de presión entre a

columna de fluido y la presicín de los yacimientos. La primera medida de prevenciíln

en conocer la presión del yacimiento y trabajar con la mínima densidad compatible

con las normas de seguridad.

Al igiial que los fluidos de perforación, se necesita conocer la nlineralogía del

yacimiento y la composición de los fluidos del mismo, así como la del filtrado del lodo

de perforación que filtró a la formación, para prever las reacciones químicas co i

precipitados que podrían ociirrir en el medio poroso. Para prevenir la iiivasióri ds

sólidos, es necesario un control de filtrado de los fluidos usados, así como de

garantizar que las sales disueltas sean de buena calidad, sin impurezas.

PREVENCION DE LOS DANOS INDUCIDOS DURANTE IA ESIIMULACIOIV

ACIDA:

a) En primer lugar, para evitar agravar el daño presente en la forma( ión, éste debe

ser correctamente diagnosticados, para permitir el diseño de 1íi estimulación

adecuada. Así mismo deben conocerse las composiciones de los fluidos que

saturan el yacimiento, naturales o de iiivasión, y la composición m neralógica d ~ l

mismo.

b) Tomando en cuenta la piobabilidad de que el ácido sea incompatib e con el crudo

de la formación, el trataiiiiento debe ir precedido por un volumen de una mezcla

de solventes aromáticos y surfactantes, suficiente para limpiar el v3liimen que se

vaya a tratar, y que evite el contacto entre el ácido y el crudo. Esta mezcla ha c e

tener mínima tensión interfacial posible, para facilitar sil expulsión del medio

poroso, y ha de contener solvente mutiiales para asegurar la mojabilidad de la

formacióii a1 agua.

c) El voliimen de HCL que se vaya a usar como prefliijo antes del ti.atamiento ccln

HF Iia de diseñarse por lo menos igual al voliimen de ácido que con:enga HF, pai.a

que éste último no sobrepase el área en que haya actuado el HCL, y no encuent-e

carbonatos con los cualrs se pueda formar precipitados. El vol~men de ácitlo

que contenga HF no debe ser nunca mayor que el volumen de HCL iisado conio

preflujo.

37

d) Todos los ácidos usados deben contener inhibidores de corrosiór, tomando eri

cuenta no usar exceso (le los mismos para no invertir la moj:ibilidad de la

formación.

e) No debe usarse solventc m~itiial en un ácido, ya que impide la adsorción del

inliibidor de corrosián en las tuberías, llevándose el exceso al medio poroso.

f) No deben permitirse el contacto de ácidos que contengan HF cor salmueras de

sodio, potasio o calcio. [,os espaciadores necesarios deberán ser de cloruro de

anionio, si hay que separai etapas de ácidos para evitar precipitados.

g) Es importante realizar pruebas de flujo a través de iiúcleos, c:mpleando 121s

formulaciones de ácido que se vayan a usar en el pozo, determinando la

pérdida de resistencia mecánica de la roca después del paso del ácido, para

prevenir la desconsolidacicín de la formación y posterior producción de arena.

PREVENCION DE LOS DANOS A LA FORMACION DURANTE EL I'ROCESO DE

PRODUCCION:

Los danos qiie se generan cii forma natural durante la vida producti~a de un pozo

pueden ser demorados, pero no evitados por completo. Así los depójitos orgánicos

pueden controlarse en algún grado de las sigiiientes maneras:

a) Puede lograrse que las parafinas se depositen fuera del pozo mediante la

colocación de aislantes térmicos en el espacio anular del mismo, para conservar la

temperatura del crudo hasta la superficie.

b) Siendo los asfaltenos mái sensibles a la declinación de presión, cualquier método

que permita tener iina alta presión de fondo fluyente, disminuyendo las caídas de

presión en las cercanías del pozo, retrasaría la precipitación de Ics mismos. Ají

mismo la inyección continua de dispersantes de asfaltenos en el fondo del pozo,

por medio mecánico evitaría esta ocurrencia.

c) La producción de arena asociada con altas tasas de producción p ~ e d e rediicir'e

disminuyendo la tasa de producción del pozo, o por medio de Fracturamienlo

hidráulico.

2.3. INDICE DE PRODUCTIMDAD

Se define como el volumeri de fliiido, por unidad de caída de presión entre -1

yacimiento y el pozo (ver ec. 5).

Donde:

q = Tasa de producción, bptl


Pwf = Presión de fondo fluyente del Pozo, Ipc

( ec. 5 )

La tasa de prodiicción, para estado seudo estabilizado, viene dada por la ecuación de

Darcy para flujo radial (ver c.c. 6).

q = 0 . 0 0 7 0 * k * h * ( P e - P w f ) (ec. 6 )

t~ * Bo * (Ln (relrw) + S)

Donde:

re = Radio de drenaje dcl poro, pies.

nv = Radio del pozo, pies.

p. = Viscosidad del petróleo. cps.

Do = Factor voliimétrico del petróleo, byhn

S = Factor de Daiio, adimeiiiional

k = Permeabilidad efectiva drl petróleo, md.

h = Espesor de la Zona, pies.

Pe = Presión Estática del Yacimiento, Ipc

Pwf = Presión de Fondo Fluyente del Yacimiento, Ipc

Como puede verse en la ecuacióri 6, hay varios factores que influyen en la

prodiictividad del polo. Es de sumo interés descartar factores tales como la baja

presión del yacimiento, la imja permeabilidad natural, y defectos rrecánicos y de

levantamiento, para distingiiir si la causa es restricción al fliijo e i la zona d1.l

yacimiento más cercana a la cara del pozo. El sentido físico del factor P se explica e n

la figiira 6.

Fig. 6. Comportamiento de I;i presión en función de los radios en un área alrededor

del pozo considerando una zona dañada.

Donde:

Pe = Presión estática del yacimiento, Ipc.

Pwf = Presión de fliijo del pozo, en condición de daño, Ipc.

Pwf' = Presión de flujo del pozo sin daño, Ipc.

rd = Radio de la zona dafiatla, pies.

re = Radio de drenaje del pozo en el yacimiento, pies.

m = Radio del pozo, pies.

La existencia de tina zona tle permeabilidad dañada alrededor del llozo causa uiia

caída adicional de la presión, diirante el fliijo hacia el pozo desde el y~cirniento. Esio

rediice el valor de la presióri de fondo fliiycnte, y hace que la diferencia Pe - Puf

increniente, coi1 lo cual el íriciice de productividad del pozo dismiiiuye.

Se pucde considerar a la estiniulación como el proceso mediante el cua se restituye 3

sc crea iin sistema extensivo de canales eii la roca prodiictora que sirve,i para facilitai-

el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de este a la formación. En la mayoría de

los casos, cuando iin pozo drja de producir o no permite la inyeccióii de fluidos en

forma económica, se debe a que existe daño en la formación. Este Iieclio piiede ser

ocaiionado por tapoiiamiento de los canales de flujo.

Para qiie una formación sea productiva se requieren tres condiciones:

1. Qiie contengan fluido mOvil.

2. Qiie el yacimiento tenga energía.

3. Que la roca tenga capacitlad de flujo.

La capacidad de fliijo geiieralmente se incrementa mediante el proceso de

estimiilacióii.

3.1.1. TIPOS DE ESTIRIUIACION

Existeii dos tipos básicos de estimiilación: la matricial y el fractiiramiento. Las que

iitilizan caiidales y presioiics de inyección a presiones inferiores a la presión t e

fractura caracterizan la estimulación matricial; mientras que aquel os caiidales a

presioiies siiperiores a la vi-esión de fractura caracteri7~n la estimulación por

fracturamiento.

'12

Para definir estos rangos de caiidal y presión es comíiii analizar, previo a ciialqiiier

estimulación, priiebas de inycctividad en el intervalo productor, Esto permite conocer -, el comportamiento de la presión al incrementar el caudal de inyección. 1% la figura , ,

se ilustra el comportamiento típico de la presión, durante la prueba de iiiyectividacl.

Después de - Fractiirar P r e s i ó 11

L P C Caudal de Inyección BPM

Fig. 7. Comporíainiento de la Presión de inyección en la

Superficie, durante una Prueba de Inyectividad.

ESTIMULACJON MATRICIAL NO REACTIVA:

En este caso los fluidos utilizados para la estimulacióii no reaccionan químicamente

con los materiales o sólidos de la roca. Generalmente, se utilizan soluciones oleosas o

acuosas de siirfactantes, los cuales son compiiestos químicos orgánicos qiie actíian cLn

la interfase o en la siiperficie del medio. Ello hace posible la mod ficación de las

condiciones existentes, gobeinadas por la tensión interfacial. Este tipo le estimulaciijn

se emplea para remover danos causados por bloqueo de agua, bloquc o de emulsif n,

pérdida de circulación de lodo y depósitos orgánicos.

F'LUIDOS DE ESTIMULACION:

El uso de fluidos de estimiilacióii no reactiva depende principalmente del tipo de

daño por remover. Ellos coniisten principalmente de un fluido base y iditivos que le

dan las propiedades reqiierid.is. A esta mezcla de fluido base y aditivo se le denomina

surfactante. Los surfactante\ o agentes activos de siiperficie son cc~mpiiestos pcx

moléculas orgánicas caracteiizados por formar 2 grupos químicos, uno soluble en

agua llamado hidrofílico y otio soluble en aceite llamado lipofílico.

Estos prodiictos, mezclados con fluidos aciiosos ii oleosos pueden afecuir

favorablemeiite o clesfavorahlemente el flujo de hidrocarbiiros hacia f.1 pozo. Por lo

que es de gran importancia considerar sil acción durante los procesos ile perforacióii,

terminación, reparación, limpieza y estimulacióii de pozos. Estos fluid 3s se clasifican

en Anióiiicos, Catiónicos, N o Iónicos y Anfotéricos.

ESTIMULGCION MATRICIAL REACTNA:

En este tipo de estimulacicines los fluidos reaccionan químicamente, disolvienclo

materiales que dañaii la foi-inación y los propios sólidos de la roca. En este caso el

objetivo es corregir el dafio mediante la utilización dc sistemas ácidos. En la

acidificación matricial, el fliijo de ácido es confinado en los poros naiurales y en 1'3s

canales de flujo presentes en la roca de la formación.

El propósito de una estimiilación matricial es aumentar la permc,abilidad de la

formación prodiictiva. Estc método se aplica principalmente a ?lacimientos (le

carboiiatos y areniscas. El piimer paso en la planificación de un tratamiento con ácido

es seleccionar la solución ácida correcta para la estimulación de pozo.

FLUIDOS DE ESTIMULACIQN:

De los diferentes tipos dc ácidos disponibles cinco han resultado económicamentr

efectivo5 en la industria prtiolera. Ellos son Ácido Clorhídrico, Acético, Fórrnic<,,

Fliiorhidrico y Fluobórico.

AClDO CLORHIDRICO:

Este ácido es el más amplianiente utilizado en la estimulación de pozos. El gas seco

del ácido Clorhídrico no es corrosivo, sin embargo, la soliición de este ácido si lo e;.

Esta solución reacción a con la mayoría de los metales comunes y de los compuestos.

Entre estos compuestos se iiicluyen los carbonatos dc calcio y magneiio que forman

parte de la mayor proporcióii de las formaciones productivas de gas y (le petróleo d~:l

iiiundo. Su nombre popiilar es ácido iiiuriático y el ciial es iin Iíquidc incoloio, que

toma iin tinte amarillento ciiando se contamina con hierro o sustancias orgánicas. 131

ácido Clorhídrico reacciona principalmente con carbonatos niinerales tales como a

calcita y la dolomita.

Los componentes principales de las rocas caldreas son: calizas y ,lolomitas. Las

reacciones básicas entre el icido clorhídrico y las rocas calcáreas son las siguientes:

Para Calizas:

2HCI- + CaC03--+ CaClz + HzO + COZ

Acido Carbonato Cloruro de Agua Bióxido de ( ec. 7 )

Clorhídrico de calcio Calcio Carbono

Para Dolomitas:

4HCL + MgCa (COs)t--, CaC12 + MgClz + 2H20 + 2C07.

Acido Carbonato doble Cloruro Cloruro Agua Bióxido je ( e c 8 )

Clorhídrico. de Calcio Magiiesio. de Calcio. de Magnesio Carbono

Los cloruros de calcio y maptiesio de estas reacciones se disuelven en c.1 agua original

del ácido y en el agua originiil que se forma de la reacción. Estos c l o r u r ' ~ ~ incrementaii

la viscosidad de la solución (Ic ácido usado.

ACIDO FI,UORHIDRICO:

Es el Gnico que permite la disolución de minerales arcillosos, feld:spato y areiia

(cuarzo). Además de ataca! estos compriestos de sílice, el ácido fluorliídrico tarnbiiin

reacciona con los minerales calcáreos y con los iones positivos de la rropia salmuera

de la formación. Sin embargo, los productos de reacción en estos casos resultan 13n

precipitados insolubles, lo ccial debe evitarse en todo lo posible.

Dentro de la industria química el ácido fluorhídrico está disponible immercialrnente

en soluciones acuosas del 40 al 70%, de concentración en peso. Para la :stiniiilacióri de

pozos, el ácido fluorhídrico generalmente se encuentra en una solución diliiida En

ácido clorhídrico. Puede formarse de la diliición de soliiciones cc~ncentradas de

fluoruro de hidrógeno, de 1;i reacción de bifluoruro de hidrógeno y pr,ncipalmente de

la reacción de bifluoruro de arnonio con el ácido fluorhídrico.

NH-tFHF + HCL- 2HF + NH4CL

Bifluoruro de Acido Acido Cloruro de ( ec. 9 )

Amonio Clorhídrico Fluorhídrico Anionio

El ácido Fluorhídrico es el único ácido disponible para estimular formaciones qiie

contienen arena y otros miiierales silícicos, tales como las arcillas. Gvneralmente (,e

mezcla con ácido clorhídrico o ácidos orgáiiicos. En general 1000 galones de ácitlo

Fluorhídrico al 3 % disolveirín aproximadamente 140 Lbs de bentonita o 500 Lbs (le

otras arcillas o 200 lbs de sílice.

Usando un volumen de llCl antes de bombear el HCL-HF se pueden evitar

reacciones secuiidarias. Coiiio reaccioiiar con Caco3 para no gastai el HF y para

reniover el CaC03, actíia como fluido desplazante de las aguas de la 'ormación para

remover los iones de Sodio, I'otasio y Magnesio.

AClDO FLUORORICO:

Ha sido desarrollado para estimiilar formaciones de areniscas con problemas iie

migración de arcillas y otro< finos. Este sistema de ácido reacciona rr ás lentamente

que el ácido fluorhídrico, pero se coiisigue tina mayor penetración en la f«rmacicin

antes de perder efectividad. El ácido fliiobórico se hidroliza lentame ite en soliiciijn

líqiiitla.

Se sabe que tratamiento) en areniscas con grandes voliímeiies de ácidos

convencionales HCL-HF piodiiceii una reducción apreciables de la resistencia a la

con~presié~i de la roca. Esto es debido a que el ácido se gasta rápidamente al entrar :n

la forniación y destruye lo< materiales cementantes preserites. Dato que el ácido

fliiobórico es retarclado, tiene menos efectos dañinos para la integricad de la roca.

Este tratamiento también e\tabilijii ciialquier arcilla insoluble. En contraste con

los estabilizadores de arcilla5 convencionales, los ciiales actúan por carlbios iónicos o

adsorción, el ácido fluobórico produce tina fusión química de los finos ) las láminas c e

arcilla. Este proceso de fir\ión ocurre como resultado de la reacción del ácido

fluobórico con los minerales iilícicos. Los finos son físicamente cement tdos y por esia

razón son menos afectados por el aumento del caiidal de los fliiidos de iratamiento.

ADITIVOS:

Todos los ácidos usados en la estimulación de pozos reqiiicren de iin

acondicionamiento para ser empleados con seguridad y evitar reaccioites indeseabl,:~

o daños por incompatibilid,id con la formación y10 siis fliiidos. Los aditivos deben

seleccionarse para las condiciones de cada pozo, en cuanto a tipo y ccncentración (le

los mismos. Esta selección sr lleva a cabo en el laboratorio y deben ser cuidadoso. :/a

qiie representa el mayor costo de la estimulación. Por otra parte la ausencia (fe

aditivos puede propiciar insegiiridad en el manejo de los ácidos destriicción del

equipo del pozo y daños sevvros en la formación.

Entre los problemas más importante que el ácido puede crear se tienen:

1. Corrosión del acero del cquipo de : Bombeo, de fondo y de siiperfi< ie del pozo.

7. Dano al yaciniiento tales como: formación de emulsiones, formación de Iodos

asfálticos, lil>eración y tiispersión de finos, alteración de la mojibilidad de la

formación y precipitaciones seciindarias.

Para evitar estos problemas qiie puede causar el ácido y para asegurar a remoción de

los prodiictos de reacción del medio poroso se deben iitilizar aditivos ayropiados.

INHIBIDORES DE CORROSION:

Son iisados para retardar teiiiporalmente el deterioro del metal causado por la acciiin

de los ácidos. Los inhibidoi-es son compuestos, los ciiales son absc,rbidos por 1 : s

superficies metálicas, formaiido una película que actúa como barrera c:ntre el ácido y

estas superficies.

La velocidad de reacción del ácido sobre el metal depende de:

a) Tiempo y concentracióii del inliibidor usado.

11) Temperatura.

c) Tiempo de contacto

d) Tipo de ácido.

e) Tipo de metal.

f) Relación volumen de ácido a área de metal expuesta.

g) Presión.

Los inliibidores de corrosión no detienen totalmente el proceso de cclrrosióii pero la

disminuye considerablemeiite. Las tuberías de los pozos geneialmente estiii

constituidas de acero, el cual contienen hierro y carbono como compiicstos principales

de la aleación. El ataque del ácido sobre el metal se manifiesta por el ion hidrógeiio

disociado de la solución ácida. El resultado es una oxidación y disoliición del fiieiro

en los sitios anódicos de la wperficie metálica, acompañada de una reducción de os

ioiies hidrógeno y la formación de hidrógeno en los sitios catódicos.

AGENTES NO EMULSION ANTES:

Como los aceites crudos coiitienen surfactantes naturales, la inyeccióii de ácido a a

formación puede promover la mezcla de ácido vivo y10 gastado con el crudo,

propiciándose emiilsiones qiie pueden ser agiia en aceite o aceite en agua. La m:is

común es la emulsión agua en aceite la ciial reduce el flojo de hidrccarbiiros de la

formación al pozo. Por lo tanto es importante prevenir estas emulsioiies diirante los

procesos de estimulación y de recuperación del ácido gastado. Para evitar la

formación de estas ernul<iones se usan surfactantes específicos llamados rio

emiilsificantes que se soliibilizan o dispersan en el ácido.

AGENTES ANTILODOS:

Ciiando el ácido que se inyecta a la formación se pone en contacto con algunos aceites

de alto contenido de asfalteiios, se pueden producir precipitados, lo i:ual propicia la

formación de Iodos asfáltiros. Una vez precipitados, los asfaltenos sólidos no son

redisueltos en el aceite. acumulándose en la formación y reduciendo sii

permeabilidad. Para combatir la formación de lodo asfáltico se utilizan surfactantes

que se adsorben en la iiiterfase aceite-ácido evitando la precipitación de los

asfaltenos.

AGENTES DE SUSPENSION:

Cuando un ácido reaccioiia con la roca, disuelve parte del matei.ial, ya que las

formaciones por lo general no son 100% puras. En estas condicionc:~ miichos firios

insolubles en el ácido se lihcran. Ciiando el Acido usado y los prodiictos generaclos

son retirados de la formacii~n, se puede. producir taponamiento de los canales de fliijo

y por ende una reducción de la permeabilidad de la formación. Es por tanto deseable

asegurar la remocióri de esto< finos con el ácido usado.

AGENTES DE MOJABILIDAD:

Se ha demostrado que el crudo y el gas fluyen más fácilmente I través de

formaciones mojadas por agita que de aqiiellas que están mojadas por criido. Por lo

tanto, sienipre que sea posil>le es deseable dejar la formación mojad; por agua. Cle

aquí la importancia de considerar las propiedades de mojabilidad de los surfactantc.~

que sc adicionan al ácido. Si el sistema ácido deja a la roca moja ja por aceit:,

es necesario agregar surf;ictantes específicos que permitan alterar I ts propiedadvs

de mojabilidad del sistema ácido.

AGENTES CAPTADORES I)E HIERRO:

En miicJios casos las tuberías del pozo tienen uiia cubierta delgada de compuestos tle

hierro, como óxidos o sulfuros. Igualmente estos compuestos pueden c:star presentx

en la propia formación o ser llevados a ella por agua de inyección o de disposición. A1

inyectar ácido, éste disuelve los depósitos y minerales de hierro transformáiidolos on

cloruros de hierro soliibles i n los productos de reacción, mientras el icido esté vivo.

Al gastarse el ácido se precipitan óxidos hidratados de hierro, que son compiiestx

insolubles los cuales se depositan en los canales de flujo rtstringiendo la

permeabilidad. Para evitar esto, al ácido se le agregan agentes captadc~res de hierro o

tina mezcla sinergística de ajiente secuestrantes y controlador de ph.

AGENTES PENETRANTES:

En formaciones poco pernicables, principalmente de gas, es deseablib qiie el ácido

penetre y moje más fácilmente a la roca. Así mismo para evitar bloqiieo; de agua eii la

formación y para asegurar la remoción de los prodiictos de reacci6n, se iitilizan

siirfactantes que propician iiria severa reducción de la tensión siiperf cial del ácido.

Esto favorece u11 mayor cont,icto entre la roca y el ácido.

ADITIVOS REDUCTORES [>E FRICCION:

En ocasiones es necesario Iwmbear el ácido por tiibería de diámetro pequeno y tle

eran loiigitiid, por lo qiie e i deseable rediicir las altas pérdidas de "riccióii que $,e

tienen en estos casos. Para ello se iitilizaii polímeros estables en ácidc, y compatihli:~

con los oti-os aditivos, lográntlose rediicciones del orden del 65 al 85 P.

OTROS ADITIVOS:

ALCOHOLES (METALICOS Y PROPILICOS):

La reciiperación de los fliiidos de tratamientos es uno de los problemas encontradss

en los tratamientos de pozos prodiictores de petróleo y/o gas. Esto es muy propio c.n

los yacimientos de gas. La alta tensión siiperficial del agua o de la solución ácida

obstriiye sil penetración y recuperación. El uso de siirfactaiites cor~vencional~s ayiida a

un pozo. Sin embargo estos siirfactantes pierden la mayor parte dt: si1 activid;id

supei.ficial y miiy rápidameiite, a caiisa de la adsorcióii. Debido a esto, los fluidos (le

tratamiento tienen iina alta tensión superficial, por lo que sii recuperación es difícil.

Agregar alcoholes al ácido y al agua ayiida a reducir la tensión su~erficial de los

fluidos. I.as concentraciones tle los alcoholes qiie normalmeiite se osan para disrniniiir

la tensión superficial de las soluciones del tratamiento deben ser de una cantidad

siificiente y los alcoholes t;imbién aumentan la velocidad de vaporización de a

porci6n de agua. Esto permirii mayor rapidez en la pérdida de agua en los yacimientos

de gas.

SOLVENTE MUTUAL ( ETI I,ENGLICOL MONORUTILETER ):

Este solvente ayuda a mantcner mojados en agua tanto a la formación como a los

finos liberados de esa form;ición. Esto ayiida a mejorar la efectividad de los agentcss

no emulsificantes. El solveiite peiniite rediicir la saturación de agua alrededor d-I

pozo. Esto se logra con la di\miniición de la tensión superficial del agita, previiiienc o

de este modo los bloqiieos por agua y haciendo soluble una porción de agua en la fac,e

de hidiocarbiiro. De esta iiianera se obtiene una disminución de a cantidad <le

ratiiración de agua irretliicible. El solvente peimite que la solución sea

acuohiimectada, manteniencio de esta manera la mejor permeabilidad relativa para la

prodiicción de petróleo.

DISENO DE ESTIMUIACIONES MATRICIALES REACTWAS:

El proceso de diseño es una aproximación sistemática para la estimacijn y cálculo (le

la presión de iiiyeccióii, voliimenes y concenti-acioiies. El diseño típico de iiii trabajo

de estimulación matricial implica seguir los siguientes pasos:

1. Asegurarse de que el pozo necesite estimulación matricial (Determinir

claramente la presencia de daño por medio de tina prueba de restaciración (le

presiones).

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2. Establecer la causa del daño, sil gravedad y donde está localizado.

3. Efectuar pruebas de laboi atorio para determinar:

a) Fluido de trataniiento más adecuado para eliminar el daño.

b) Todos los aditivos necesarios. Para esto deben usarse muestras de núcleos. 'ii

están disponibles.

4. Determinar la presión mixima de inyección y la tasa asociada a la misma,

para inyectar el fliiidos d r tratamiento bajo un régimen matricial y sin fractiirar la

formación.

S . Determinar el voliimen dc. fliiidos a ii~yectarse y la secuencia de los inismos.

6. Si el yacimiento tiene varias zonas, o es de gran espesor, es necesario definir a

fornia de inyectar, con el f in de que, todo el yacimiento se beneficie dl:l

tratamiento.

7. Definir los tiempos de iesidencia de los fluidos, la forma d ~ . limpiar los

agentes divergentes y p l a n i f i ~ ~ r la forma de retornar el pozo a producción o

inyección.

8. Hacer un análisis econónlico de la factibilidad del tratamiento.

9. Además se debe planifir;tr la manera de circiilar fuera del pozo aquellos fliiidos

que no se deseen iriyect;ir al yacimiento. También se debe tomai en cuenta I;is

restriccioiies del pozo qiie no permitan el uso de ciertos fluidos (csmpletaciones

especiales sensibles a la corrosión). Finalmente es necesario let terminar la

disporiibilidad dc los procliicios neccsanos.

El tratamiento matricial se dvfine como la inyección de fluidos a presiones por debajo

de la presión dc fractiira dcl yacimiento. El fliiido inyectado pasa a a formación a

través de los poros de ella o de nuevos canales creados por el mi!.mo fluido. Els

indeseable cualqiiier tratamiento rnatricial qiie exceda la presión de fractura, ya qi e

piiedr ocasionar los siguientes inconvenientes:

1. La fractiira obliga al fliiido a recorrer tina sola trayect~ria, dejanco

actuar radialmente sobre el daño alrededor del pozo.

2. La fractiira puede crecer verticalmente. Esto puede ocasionar corriinicaciones (le

zonas de gas y10 agiia con la zona que se está ti-atando, así corio propiciar la

producción de fluidos intleseables.

La presión de fractura se calciila así:

Pf = Gf * Pmf. ( ec. 10 )

Donde:

Pf = Pi-esión de fractiira, Ipc

Gf = Ciradiente de fractiira. Ipc 1 pies

Prof = Profundidad de la ztina a tratarse, pies

Eii caso de desconocerse el gradientc de fractura de la formación, ex ste tina forma

sencilla de determinarlo por inedio de tina prueba de iiiyectividad. Esta priieba puede

Iiacersc con el mismo fliiido que se esté inyectaiido al pozo o por nedio de otro

fluido qiie no cause daño.

TASA MAXIMA DE INYECCION:

La presión de fractiira, a nivc.1 de la zona a ser tratada, es la presión de jiiperficie, mas

la columna hidrostática del fliiido hasta la zona a tratarse.

Qimáx = 4.917 * lo6* kf * h* ( Pf-dPs- Pe ) (ec. 11)

R*(lnrrInv+S)

Donde:

Qimáx = Tasa máxima de in~ección, bpm

kf = Permeabilidad efecliva de la formación sin daño, md

h = rspesor de la zona, pies

Pf = Presión de fractura, Ip<

dPs = Margen de seguridad [>ajo la presión de fractura, 500 Ipc.


B = Factor volumétrico del fluido que puede silponerse unitario, by / b~

re = Radio de drenaje del y;icimiento, piei

rw = Ratlio del pozo, pies

S = Factor de daño, adiinen\ioual

2.1.1. EVALUACION DI.: TRATAMIENTOS MATRICIALES

El método tradicional de evaluar un tratamiento matricial ha sido medir los

iiicrcmentos de productivid;id / inycctividad y la diiracióii de estos incrementcls

clespués de realizado el tratainiento. Es recomendablc determinar el componente dvl

tlaño total qiie se debc al daiio dc formación. De esta manera se puede planificar I:I

tipo de tratamiento necesario para eliminar este componente. Adem;is, para qiie el

tratamiento sea económico. deben minimizarse los volúmenes y los tiempos de

operación.

2.2. METODO DE MC I.I~:OD Y COUIJTER

En 1969, Mc Leod y Coiiltri proponen iin método para analizar la respuesta de a

presión del yacimiento a la iiiyeccióii de fliiidos. Ellos presentaron lo,. resultados en

términos de permeabilidad 1 radio de la zona invadida. Las limitacioiies del método

son:

l . No toma en cuenta la iiií'luencia de la reactividad de los fliiidos iryectados en la

respuesta de la presión dcl yacimiento.

7. No perrnitc una evaluación continua de la evolución del tratamien o, sino antes y

despiiés del misnio.

2.1. METODO DE PACC C O N 1

En 1979, Paccaloni, propuso un método que usa los valores instantáne~s de presión y

la tasa de inyección para calciilar el valor de factor de daño a lo largo del tratamienti>.

El método se basa cn la Ley tle Darcy para flujo radial estabilizado y una sola fase en

el yacimieiito. I r i ecuación iis;rda es la siguiente:

Psup= P e - P h + P f + 141 * 2 0 * 1 ~ * R * [ I n ( r d I n v ) + S ] ( e c . 12)

k * h

Donde:

I'siip = Presión de inyección en siiperficie, Ipc


Ph = Presión hidrostática toriiando en cuenta todo fluido en la tul~ería, Ipc

Pf = Presión de fractura, Ipc

p. = Viscosidad, cp

B = Factor voliirnétrico del fliiido, by 1 bn

k = Constante de velocidad (le reacción, I / s

11 = Espesor de la zona, pies

rd = Radio de penetración tlel ácido, pie

nv = Radio del pozo, pie

S = Factor de daño, adimen~iorial

Las pérdidas de presión por fricción, en la superficie y en las peiforaciones re

despreriaii. Esto se hace deliido a qiie las tasas de fliijo son bajas. Por lo tanto. sólo la

componente de la Fricción eri la tubería se toma en cuenta en tratamientos matricialís.

Los valores de pérdida por fricción para el ácido clorhídrico, están tabulados para

difercntes diámetros de tiil~ería, el valor para otros ácidos se supoiien iguales qiie

para el ácido clorhídrico y rl valor para solventes aromáticos se lisa i los tabiilad3s

pai-a el gasoil.

El objetivo de este cálculo e \ construir una familia de curvas de presión de inyección

en la siiperficie contra la tasa d e iiiyección. Donde cada cuiva tiene ccmo parámetro

un valor diferente del factor de daño S. Estas curvas deben de construirse antes del

tratamiento, de manera qiie se usen como guía durante la inyección. Así durante 'el

tratamiento se grafican las t x a s de flujo y las presiones sobre las familias de curvas y

se puede observar la disminiición progresiva del factor de dano.

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