fracturamiento hidraulico
DESCRIPTION
Operaciones en la perforación de Pozos - Estimulacion de pozos petroleros - fracturamiento hirdaulicoTRANSCRIPT
INTRODUCCION
El fracturamiento hidráulico es comúnmente utilizado para mejorar el
desempeño de pozos de baja permeabilidad. Las fracturas creadas por este
proceso de estimulación son definidas normalmente en simulación utilizando
grids no estructurales alrededor del plano de fractura, lo que incrementa el
tiempo computacional debido a la complejidad de la malla.
Sin embargo, las fracturas también pueden ser definidas por su
longitud, altura, permeabilidad y orientación en el modelo de simulación, y
pueden simularse mediante la modificación del índice de productividad de
los pozos (IP) y la transmisividad de las celdas adyacentes, logrando el
mismo resultado que con los grids complejos.
La roca se somete a la presión de un fluido fracturante que abre la
fractura. Se muestra la fractura obtenida y la evolución de la presión
fracturante en el tiempo.
Luego se observa como la presión alcanza un valor suficiente para
romper la roca, el fluido puede ocupar un mayor volumen y la altura de la
columna, y por tanto la presión, decrece. Cuando la presión es lo
suficientemente baja para no poder romper más la roca, el sistema entra en
equilibrio y la simulación se detiene.
La simulación de una fractura hidráulica se hace con el propósito de
determinar la rentabilidad de la aplicación de un tratamiento de estimulación
y su comportamiento con el tiempo.
1
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
1. DEFINICIÓN
El Fracturamiento Hidráulico es un método de estimulación en rocas
consolidadas duras, muy utilizado en pozos de petróleo y en pozos
profundos. Este proceso consiste en bombear un fluido
en un pozo a una tasa de inyección que es demasiado
alta para que la formación la acepte en régimen de
flujo radial. Se utiliza poco en pozos de agua de
pequeña y moderada profundidad, por ser algo
complicado y caro. Además, en estos casos existe el
riesgo de producir fracturas verticales que permiten el
escape del agua inyectada al exterior, haciendo inútil
la operación.
Como la resistencia al flujo en la formación se
incrementa, la presión en el pozo aumenta a valores
que exceden la presión de quiebre de la formación
produciéndose así la fractura.
La fractura de una roca se realiza perpendicular
al mínimo esfuerzo y por lo tanto en la mayoría de pozos, esta fractura es
vertical. Si la tasa de bombeo se mantiene a una tasa superior a la tasa de
pérdida de fluido en la fractura, entonces la fractura puede continuar
propagándose y creciendo.
2. OBJETIVOS
Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o gas
de yacimientos de baja y alta permeabilidad (Fracs and
Packs)
2
Incremento de la tasa de petróleo y/o gas de
pozos que han sido dañados
Conectar fracturas naturales presentes en la
formación
Disminuir el diferencial de presión (drawdown)
alrededor del pozo para minimizar la producción de arena
Disminuir el diferencial de presión (drawdown)
alrededor del pozo para minimizar los problemas con
asfáltenos
Incrementar el área de drenaje o la cantidad de
formación en contacto con el pozo
Controlar la producción de escamas
Conectar la producción de intervalos lenticulares
Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa
Disminuir el número de pozos necesarios para
drenan un área
Retardad el efecto de conificación de agua.
3. RESEÑA HISTÓRICA
El primer tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico fue
bombeado en 1947 en un pozo de gas operado por Pan American
Petroleum Corporation en el campo Hugoton, en el Condado de Grant,
Kansas.
Desde entonces el fracturamiento hidráulico se ha convertido en un
tratamiento estándar para estimular la productividad de los pozos de gas y
de petróleo
3
4. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS
Consiste en una mezcla de químicos especiales para obtener un
fluido apropiado y así poder bombear la mezcla del fluido dentro de la zona a
altas tasas y presiones para acuñar y extender la fractura. Inicialmente un
fluido llamado “Pad” (fluido de fracturamiento) es bombardeado para la
fractura inicial, la primera cantidad de fluido que entra en la fractura se
encarga de la creación de la misma y del control de la pérdida de fluido
dentro de la formación, a lo largo de las superficies de la formación creadas
por la fractura, las cuales son paredes de la misma.
Las fracturas se extienden o se propagan a medida que se continúa
bombeando el fluido de tratamiento. La fractura producida proveerá canales
de alta conductividad desde el yacimiento hasta el fondo del pozo. Se podría
considerar que después de fracturar un pozo, se origina un cambio de patrón
de flujo radial o lineal.
5. EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Los equipos de fracturamiento actualmente usados son:
Equipos de almacenamiento de fluidos
Equipos de almacenamiento de agentes de
sostén.
Equipos mezcladores.
Equipos de bombeo de alta presión.
Centro de control.
Líneas de superficie y de distribución
4
6. OPERACIONES
Programa de bombeo:
1. Pre-colchón (si aplica), gelificado o no, puede utilizarse HCL.:
Fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del fluido
de fracturamiento. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen de ácido
clorhídrico para remover escamas o mejorar el estado de las perforaciones
de cañoneo. Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo
contiene fluido, éste será bombeado y se considerará como un pre-colchón.
2. Colchón o pre-flujo, gelificado que se bombea antes de agregar
el agente de sostén: Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes
de agregar el agente de soporte. Entre sus funciones están:
Generar una grieta de ancho suficiente para
permitir en ingreso del agente de soporte
Absorber las mayores pérdidas por filtrado
y reducir así las pérdidas del fluido con agente de soporte.
Mantener al agente de soporte alejado de la punta
de la fractura para evitar arenamiento en punta
3. Dosificación del agente de sostén, concentraciones
escalonadas y crecientes.
4. Fluido acarreador, lleva el material de soporte a
concentraciones crecientes.
5. Desplazamiento, fluido limpio con la finalidad de desplazar la
mezcla fluido/ agente de sostén que pueda quedar en la tubería de
producción: Al terminar el bombeo de agente de relleno, se vuelve a
bombear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente
de soporte que pueda quedar en la tubería de producción
6. Controlar la producción de escamas.
7. Conectar la producción de intervalos lenticulares.
8. Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
9. Disminuir el número de pozos necesarios para drenan un área.
10. Retardad el efecto de conificación de agua.
5
7. BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTO
Se obtiene algunos beneficios como son:
Disminución del daño.
Aumento de la conductividad
Mayor área de flujo.
Mejoramiento de la producción.
8. EVALUACION DURANTE EL FRACTURAMIENTO
El diseño del fracturamiento incluye la selección de: los fluidos de
fractura, el tipo y tamaño de la gente apuntalante, el equipo de bombeo
requerido; y la preparación del programa de bombeo. Durante la operación
de fracturamiento, principalmente en el MiniFrac, se obtienen los diferentes
parámetros operativos, así como información cuantitativa de las propiedades
mecánicas de las rocas y la propagación vertical de la fractura. También se
obtienen indicaciones cualitativas de la calidad de la roca reservorio.
Los nuevos sistemas que permiten el monitoreo y análisis de la
información en tiempo real, son de gran ayuda para modificar, rediseñar o
reconsiderar el fracturamiento.
Durante las operaciones de fracturamiento, la atención está centrada,
casi completamente, en el seguimiento de los parámetros operativos, por lo
que los análisis y evaluaciones se efectúan una vez concluida la operación.
La aplicación de los sistemas de monitoreo y análisis, que permiten la
simulación y el rediseño del fracturamiento en tiempo real, está ayudando en
la toma de decisiones.
a. PRE – FRAC
El objetivo de la evaluación Pre- Fraces definir si el reservorio es un
buen candidato para ser fracturado; esto implica determinar la factibilidad
técnica y económica, diseñar la operación del fracturamiento y establecer las
6
bases de comparación con los resultados. Es importante en este punto tener
en cuenta el objetivo principal del fracturamiento, ya sea incrementar
producción, mitigar problemas de arenamiento o minimizar deposición de
asfáltenos.
b. MINIFRAC
El MiniFrac es un fracturamiento previo de diagnóstico y evaluación,
con un volumen menor pero representativo del tratamiento principal, es
decir, al mismo caudal y con el mismo fluido de fractura, aunque con muy
pequeña cantidad de agente apuntalante. El objetivo principal del MiniFrac
es conocer las condiciones específicas de fracturamiento de cada reservorio
en particular, determinando los parámetros operativos como: presión de
fractura, eficiencia del fluido fracturante, tortuosidad y restricciones de la
completación, presión de cierre y tiempo de cierre de la fractura. Estimar la
altura de la fractura mediante el perfil de temperatura. Toda esta información
permite rediseñar el fracturamiento principal y reducir su incertidumbre
operativa
El análisis de las presiones de bombeo y disipación del MiniFrac
permite hacer un estimado cualitativo de la calidad del reservorio que ha sido
fracturado, ya que la eficiencia del fluido fracturante y el tiempo de cierre de
la fractura dependen de la permeabilidad. Se ha observado que tiempos de
cierre de 2 a 5 minutos están relacionados con permeabilidades altas,
mientras que tiempos superiores a 30 minutos corresponden a
permeabilidades de fracciones de milidarcy.
La determinación de la altura de la fractura se efectúa mediante el
perfil de temperatura, el cual se corre con el pozo cerrado entre 5 y 20 horas
después del MiniFrac
7
9. DETERMINACIÓN Y TIPO DE DAÑO A LA FORMACIÓN
El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el
flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los
poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las
inmediaciones del pozo.
9.1. COMPONENTES DEL DAÑO
Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen
el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios
factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se
representa por la siguiente ecuación:
St =Sc + A + Sp + Sd + ∑, pseudodaño
Sc + 0 es el daño por la terminación parcial y ángulo de desviación,
Sp es el daño por efectos del disparo y Sd es el daño por invasión de los
fluidos.
9.2. EFECTOS DEL DAÑO
Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos
de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de
estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que
no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del
pozo. Sin embargo, cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo
debe converger hacia las perforaciones de los disparos.
Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento
de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las
cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al
8
flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los
detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación.
Una vez eliminada la restricciones causadas por los disparos, es
conveniente estimar cual sería el efecto de la productividad del pozo por la
presencia del verdadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario
determinar el comportamiento del flujo, obtenido de la presión de pozo
fluyente y el gasto de producción a esa presión. Esto se determina para las
diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona
alterada o dañada.
9.3. ORIGEN DEL DAÑO
El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o
complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un
pozo.
El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el más
importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de
cementación de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y
reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente
de daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la
formación.
Además, durante el proceso natural de producción debido a las
alteraciones de las características originales de los fluidos o las de los
minerales que constituyen la roca.
Los mecanismos que gobiernan el daño a una formación pueden ser:
Reducción de la permeabilidad absoluta de la
formación, originada por un taponamiento del espacio poroso
o fisuras naturales.
9
Reducción de la permeabilidad relativa a los
fluidos de la formación, resultado de la alteración en las
saturaciones de los fluidos o del cambio de la mojabilidad.
Aumento de la viscosidad de los fluidos del
yacimiento debido a la formación de emulsiones o
alteraciones en sus propiedades.
9.4. TIPOS DE DAÑO
La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende
principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la
producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes
operaciones que se realicen en un pozo petrolero.
a. Daño por invasión de fluidosEste tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la
formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la
porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos
contenidos en ella o con los componentes mineralógicos de la roca.
La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya
que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y
su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión
diferencial. Esta invasión de fluidos genera alguna diversidad del daño como:
Daño por arcillas: La mayoría de las formaciones productoras
contienen en mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales
potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos,
lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Las arcillas presentes en la
formación provienen por dos tipos de proceso, el primero se presenta de
manera mecánica, la cual ocurren en el depósito simultaneo con los otros
minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química, en que
10
estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de
precipitados o reacciones de otros minerales con el agua de formación.
Bloqueo de agua: la invasión de fluidos acuosos propicia que en la
vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma,
disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca
una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las
paredes de los poros.
Bloque de aceite: cualquier fluido base aceite que invada
yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad,
causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas.
Bloqueo por emulsiones: esto sucede cuando los fluidos de invasión
se intermezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto pH
o ácidos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones
suelen tener alta viscosidad.
Cambio de mojabilidad: un medio poroso se encuentra mojado por
agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la formación tiene la
tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes
catiónicos o no iónicos, lo cual repercute en una disminución de la
permeabilidad relativa al aceite.
b. Daño por invasión de sólidos Uno de los más comunes tipo de daño se debe al obturamiento del
sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de
perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación.
Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca,
provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un
daño severo en la permeabilidad de la roca.
11
Este daño en lo general está limitado a unos cuantos centímetros de
la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de
las partículas y los poros.
Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos
pueden removerse en contra flujo, sin embargo muchas veces no se
alcanzan presiones diferenciales suficientes y el daño puede ser más
severo.
Adicionalmente las pérdidas de volúmenes considerables de fluidos
de control, a través de fisura, cavernas o fracturas inducidas propician
invasión considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de
remover.
c. Daño asociado con la producción La producción de los pozos propicia cambios de presión y
temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio
de los fluidos de agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y
deposito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generando obturamientos de
los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación.
Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la
formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en
formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando
obturamientos de los canales porosos.
Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o
conificación, provocando una reducción en la producción del aceite e incluso
dejando de aportar el pozo.
12
9.5. EVALUACIÓN DEL DAÑO
Todo pozo a su inicio de su exploración o durante la misma, se
encuentra dañado en menor o mayor grado y se hace imprescindible la
remoción del mismo para restituir las condiciones naturales de producción.
Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico
debe ser su prevención o por lo menos su minimización.
Para lograr la remoción del daño es necesario avaluarlo y esto se
puede realizar tomando en consideración los siguientes puntos:
Revisión de operaciones previas a la actual del pozo: Se basa
fundamentalmente en las condiciones en que se perforo la zona productora,
teniendo relevancia el tipo y características del fluido de perforación, así
como sus pérdidas; manifestaciones de los fluidos del yacimiento; análisis de
la cementación de tubería de revestimiento, así como de las operaciones
subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación.
Análisis del comportamiento de producción: esto desde la
terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las
pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el
comportamiento de los pozos vecinos.
Pruebas de laboratorio: Los estudios de laboratorio permitirán definir
la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las
condiciones de daño. Para la determinación del daño probable de la
formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo.
Cuantificación del daño: Se hace con la finalidad de definir las
condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe
tomarse en consideración de datos de producción así como de curvas de
variación de presión y del análisis nodal, herramientas con lo cual se podrá
cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción.
13
10. DISEÑO DEL TRATAMIENTO DE FRACTURAMIENTO
Selección de las Variables de Diseño:
Se debe evaluar lo siguiente:
Fluido de fracturamiento apropiado.
Adecuada Longitud Soportada.
Espesor de la Fractura creada.
Rango de la Tasa de inyección.
Tipo, Tamaño y Concentración
del Agente de Soporte.
Introducir, cotejar y ajustar todos los parámetros
que definen el diseño del tratamiento en un Simulador
11. FLUIDOS Y SOPORTANTES
Una ejecución de fractura consiste de la inyección en diferentes
etapas de distintos tipos de fluido, donde cada uno tiende a realizar su
correspondiente comportamiento dentro de su rol específico.
a. Fluido de Relleno (Pad)
Es el fluido fracturante que no tiene material sustentante en
suspensión. Su objetivo es iniciar y propagar la fractura. Durante la
propagación de la fractura, el fluido entra en la formación productora, y se
tiene el fenómeno conocido como filtrado o “leakoff”; es decir, entra al
yacimiento, crea la fractura y construye una costra en la pared de la fractura
(filter-cake).
El volumen de fluido necesario para el proceso de filtrado es
proporcional a la raíz cuadrada del tiempo de residencia dentro de la
fractura. Por lo tanto, este tipo de fluido de relleno es el primero que se
inyecta en el tratamiento de un fracturamiento hidráulico y actúa como un
14
fluido de sacrificio, para posteriormente inyectar la lechada con la que se
acarreará el material soportante dentro de la fractura.
b. Fluido con Agente de soporte en Suspensión o
Lechada
Después de la inyección del fluido de relleno, se agrega al fluido
fracturante material soportante, incrementando la concentración del mismo
hasta el final del tratamiento.
Los valores de concentración del material soportante en suspensión
dependen de la habilidad de transporte del mismo con el fluido y/o la
capacidad de aceptación del yacimiento y la creación de la fractura. En
general, excesiva concentración puede dificultar el transporte del material
soportante. El que exista alto filtrado puede causar heterogeneidades en el
yacimiento, tales como fisuras naturales.
La creación de la longitud de fractura hidráulica, difiere de la longitud
soportada por el material, porque este no puede ser transportado a los
puntos donde el ancho de fractura es menor a tres veces el diámetro del
soportante. Aquí se deduce las características que deduce que las
características que deben tener este agente de soporte son:
- Tamaño de los granosLos granos deben tener un diámetro uniforme debido a que un grano
muy variado formara un empaque poco permeable.
- Redondez y esfericidadEstas características son muy importantes, ya que se ha comprobado
que mientras más redondo y esféricos sean los granos, resistirán mayores
esfuerzos.
- Resistencia del agente de soporte.
La fuerza que se ejerce sobre el agente de soporte o sostén una vez
que la fractura se asienta es denominada presión de cierre (closure stress).
15
Entre los agentes de soporte más usado tenemos:
- La arena
- Las bolas de vidrio
- Bauxita sintetizado
c. Fluido de Limpieza
El Fluido de Limpieza (flush) tiene por objetivo desplazar la
suspensión desde el pozo hasta la punta de la fractura. Deberá cuidarse de
que no exista un sobre desplazamiento ya que podría presentarse un
estrangulamiento de la fractura, que ocasionará una disipación de la presión
de fracturamiento y el consiguiente cierre de la fractura.
11.1. Programa del Material Soportante
La adición de material soportante tiene un punto de inicio y sus
concentraciones se las realiza agregando soportante, que depende del
tiempo y de la eficiencia del fluido.
11.2. Ancho de Fractura Creada.
La longitud, altura y ancho de la fractura creada describe la geometría
de fractura que controla la producción post tratamiento de un pozo.
La conductividad de fractura es simplemente el producto del ancho de
la fractura por la permeabilidad empaquetada agente soporte y la
conductividad adimensional de la fractura
12. DISEÑO DE TRATAMIENTOS DE FRACTURA HIDRÁULICA
Para el diseño de una fractura hidráulica así como también de un
tratamiento de simulación de pozo se requieren seleccionar lo siguiente:
16
Fluido fracturante y aditivos apropiados.
El material soportante adecuado.
La cantidad de estos fluidos y materiales; así como el modo en que se
realiza la inyección de los mismos se refleja en la tasa de inyección y en la
presión de inyección, parámetros que están relacionados estrechamente
entre sí para determinar el dimensionamiento de la fractura en la formación
geológica productora de crudo.
Un criterio apropiado para la optimización del diseño es la producción
con su correspondiente impacto económico; de allí que se tenga que
maximizar los beneficios, de tal manera que se pruebe una adecuada sobre
la inversión realizada en el tratamiento de fracturamiento hidráulico.
Otros criterios que se deben considerar en la selección del fluido
fracturante son los siguientes:
Transportar en forma óptima el material
soportante, tanto en el sistema de tuberías como dentro de
la fractura.
Evitar cualquier empaquetamiento del material
soportante que cause daño en la fractura. Para ello, se
deberá prestar atención a la adecuada viscosidad aparente
del fluido. Por eso es que la mayoría de los fluidos
fracturante son de tipo No-Newtoniano.
Por otro lado, la selección del material soportante se enfocará en
maximizar el producto de la permeabilidad del empaquetamiento por el
ancho de la fractura.
Referentes a la tasa de inyección, se puede indicar que:
Altas tasas de inyección de fluido fracturante dan
como resultado altas presiones netas y por lo tanto la
17
posibilidad de fracturar formaciones adyacentes o al menos,
tener un ineficiente desarrollo de fractura.
Si la altura es tolerable; entonces, una mayor tasa
de inyección resultará en un menor tiempo de tratamiento,
concluyendo una eficiente propagación de fractura. Por lo
que el fenómeno de filtrado es proporcional a la raíz
cuadrada del tiempo de ejecución de la fractura.
Las consideraciones anteriores están afectadas por varias variables
que interrelacionadas entre ellas, permite obtener un diseño óptimo.
13. PROPIEDADES DEL FLUIDO FRACTURANTE Y DE LOS ADITIVOS
Las principales propiedades que deben caracterizar a un fluido
fracturante son las siguientes:
1. Compatibilidad con el material de la formación.
2. Compatibilidad con los fluidos de la formación.
3. Capacidad de suspender y transportar el material soportante.
4. Capaz de desarrollar el ancho de la fractura necesaria para poder
aceptar el material soportante.
5. Eficiente, es decir tener bajas pérdidas de fluido en la formación.
6. Poder removerlo fácilmente de la formación
7. Lograr que las pérdidas de presión por fricción sean las más bajas
posibles.
8. Preparación del fluido en el campo, fácil y sencilla.
9. Ser estable para que pueda retener su viscosidad durante el
tratamiento.
10. Costos bajos.
18
Casi todas las propiedades deseables e indeseables del fluido
fracturante, están relacionadas con su viscosidad, lo cual es función de la
carga de polímeros primordialmente.
Uno de los polímeros más utilizados en bases acuosas es el HPG
(Hidroxipropil Guar) que provee una viscosidad adecuada para el fluido
fracturante y por ende al rol que este desempeña el tratamiento del
fracturamiento hidráulico.
Las concentraciones de polímero frecuentemente está dada en libras
de polímero por cada 1000 galones de fluido (lb/1000 gal) y su rango oscila
entre 20 a 60 lb/1000 gal y la más común es de 40 lb. /1000 gal.
La viscosidad del fluido fracturante se degrada con el incremento de
la temperatura. La mayor degradación será experimentada por la primera
parte del fluido de fractura inyectado, debido a que experimentará la mayor
temperatura y el menor ancho de fractura (es decir, el mayor corte).
Un fluido fracturante ideal es aquel que tiene muy baja viscosidad en
el momento que es inyectado en el pozo, situación que provoca una baja
caída de presión por fricción en el sistema de tuberías; y tiene la viscosidad
requerida en el fondo del pozo, para transportar adecuadamente el material
soportante dentro de la fractura.
14. GUÍA PARA LA SELECCIÓN DEL FLUIDO FRACTURANTE
El fluido fracturante transmite la presión hidráulica de las bombas a la
formación, crea la fractura y acarrea el material soportante dentro de ella.
Los fluidos que invaden la formación son posteriormente removidos o
limpiados con la producción de hidrocarburos. Los factores que se deben
considerar para la selección del fluido fracturante incluyen la disponibilidad,
19
seguridad, facilidad para mezclar y usar características de viscosidad,
compatibilidad con la formación, disponibilidad de limpieza y el costo.
Los fluidos fracturantes son clasificados en la siguiente categoría:
- Base Agua:Son los más utilizados en el tratamiento de pozos con fracturamiento
hidráulico con más frecuencia; cerca del 90% de los tratamientos de
estimulación se ejecutan hoy en día con fluidos base acuosa.
Tienen ventajas de ser fáciles de preparar en el campo y poseen
excelentes propiedades de transporte de agentes de sostén y control de
filtrado.
- Base Aceite:Se debe a que determinados tipos de geles requieren este tipo de
base para preparar el fluido fracturante. Se puede utilizar crudo o sus
derivados y condensados. Los fluidos base aceites se utilizan en
formaciones extremadamente sensibles al agua para reducir la hidratación
de la arcilla o la migración de partículas de la formación.
- Base Alcohol: En fracturamiento hidráulico, el alcohol reduce la tensión superficial
del agua y tiene un amplio uso como estabilizador de temperatura.
- Emulsiones:En presencia de geles reducen las pérdidas por fricción.
- Base espuma:Es una nueva tecnología donde las burbujas de gas proveen alta
viscosidad y una excelente capacidad de transporte del material soportante.
20
15. ADITIVOS QUIMICOS UTILIZADOS CON LOS FLUIDOS DE FRACTURAS
Bactericidas o Bióxidos: Controla la contaminación por bacteria. La
mayoría de aguas con las que se prepara los geles fracturantes contienen
bacterias que tienen su origen en la fuente o en el tanque de
almacenamiento. Las bacterias producen encimas que pueden destruir la
viscosidad muy rápidamente.
En ambientes favorables las bacterias liberan enzimas. Las enzimas
degradan el gel de azúcar, las bacterias absorben el azúcar a través de las
paredes de sus células. Las enzimas liberadas son muy similares al
rompedor de temperaturas bajas. Los bactericidas más usados son: adocida,
soda cáustica e hipoclorito de sodio.
Buffers: Los buffer preferidos son los que contienen ácidos orgánicos
y el objeto es provocar hidratación de los fluidos.
Estabilizadores: El oxígeno libre ataca a los polímeros y como debería
esperarse, esta reacción de degradación aumenta con el incremento de
temperatura. Aditivos tales como metanol es utilizado para atrapar el
oxígeno y removerlo de la ruta de reacción.
Aditivos para el control de pérdidas de fluido: Los fluidos que se
utilizan tienen como rol el control de las pérdidas de “spurt”. Disminuyendo el
filtrado durante el fracturamiento ya que como se indicó anteriormente las
pérdidas de fluido y su correspondiente control son críticos para la
satisfactoria ejecución del fracturamiento hidráulico. Usualmente, en
formaciones homogéneas, la construcción de una costra en las paredes de
la fractura es un medio adecuado para controlar el filtrado.
Surfactantes: Su rol es prevenir las emulsiones, bajar la tensión
superficial y los cambios de mojabilidad. La humectabilidad en las caras de
21
las fracturas origina cambios en la zona invadida; por ello que los
surfactantes son agregados para facilitar la limpieza post tratamiento.
Roturadores (Breakers): El rol a desempeñar es reducir la viscosidad
al disminuir el tamaño del polímero; por consiguiente tienen las tareas de
limpiar residuos en el proceso de post-tratamiento y en la producción.
16. PRESIONES DURANTE EL PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
a. MONITOREO DE PRESIONES.
El monitoreo de presiones en superficie o en el fondo del pozo provee
información muy válida para el diagnóstico de la extensión de fracturamiento.
El análisis detallado de presiones en conjunto con monitoreo regular de la
inyección es considerado una potente técnica para caracterizar y entender el
proceso de fractura, permitiendo la temprana identificación de riesgos y de
opciones de mitigación.
Perturbar el ambiente natural del subsuelo mediante la inyección de
una lechada cambia las propiedades geo-mecánicas de la formación: Por
una parte, la acumulación gradual de sólidos dentro de la fractura
incrementa considerablemente el estado del los esfuerzos in-situ locales
como consecuencia del volumen total de fluido filtrado que incrementa la
presión de poros y consecuentemente la presión de la formación, afectando
la evolución del fracturamiento y probablemente su orientación local.
b. METODOLOGÍA
Entender los mecanismos que afectan y cambian el proceso de
fracturamiento en el subsuelo y sus consecuencias es el objetivo primordial
del monitoreo continuo de presiones para mitigar tempranamente riesgos y
permitir una operación sin mayores contratiempos. El proceso comienza con
una evaluación de todos los parámetros operacionales y los eventos
22
registrados, tales como presiones de superficie o de fondo, tasa de
inyección, propiedades de los fluidos inyectados y revisión de actividades
paralelas que puedan afectar las lecturas de la inyección.
Las presiones de inyección son analizadas detalladamente para
verificar el comportamiento estimado de la fractura. Cuando las actividades
se desarrollan normalmente y sin mayores contratiempos, los
procedimientos operativos se mantienen y se continúa con la observación
del comportamiento del pozo hasta el final de las operaciones.
La identificación de alguna anomalía en la operación conlleva al
análisis detallado de las causas y se establece un proceso de mitigación de
riesgo inmediato para poder continuar con las operaciones. Es importante
observar actividades simultáneas con la inyección de cortes pues estas
pueden afectar las mediciones.
c. CAÍDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN DURANTE
BOMBEO
Las propiedades reológicas de los fluidos de fractura son
particularmente útiles para el cálculo de la caída de presión por fricción. Esto
es necesario no solo para el cálculo de la presión de tratamiento, es
especialmente necesario para la anticipación de la presión (neta) en la
propagación de la fractura en el pozo, en vista de que las mediciones son
usualmente inciertas.
Los medidores de presión del pozo no pueden ser utilizados a menos
que sean instalados permanentemente y aislados de la suspensión que
transporta, ellos medirán la presión indirectamente como en el anular. La
medición de tiempo real o extrapolación de la presión neta es una
herramienta poderosa para la detección de la morfología de la fractura
creada.
23
d. ANÁLISIS DE CAÍDA DE PRESIÓN
Uno de los métodos más confiables para estimar la presión de cierre
o el esfuerzo mínimo promedio a lo largo de la fractura es analizando la
caída de presión después de la inyección. Este estudio se logra con la
utilización de la curva especializada llamada función "G" con su primera y
segunda derivada durante el cierre de la inyección hasta la presión de cierre,
siendo un método análogo a la gráfica de Horner utilizada en el análisis de
pruebas de pozo.
Bajo algunas condiciones no ideales, la utilización de este método
puede estimar coeficientes de filtración y eficiencia del fluido con valores
optimistas, es por esto que se han incluido modificaciones para abarcar
factores tales como compresibilidad del fluido, efecto térmico, poro-
elasticidad y geometría de la fractura durante el cierre. Adicionalmente, la
forma de la caída de presión después del cierre puede utilizarse para
identificar la geometría de la fractura durante el cierre.
24
INTRODUCCIÓN
La acidificación matricial de pozos de petróleo es una de las
operaciones de campo más importante que se realizan para mantener,
recuperar e incrementar la producción de un pozo, que ha declinado su
producción debido al desgaste de energía natural que sufren los yacimientos
por la pérdida de presión, por el mal manejo en las operaciones de
perforación, al utilizar un lodo inadecuado para atravesar las zonas
productoras que son porosas y permeables y las cuales son gravemente
dañadas, en la operación de terminación de pozos, pero en la operación
donde más se puede provocar daños de formación es en la reparación de
pozos, donde se produce la invasión de fluidos de matado a las arenas
productoras, causando un daño en las propiedades petrofísicas más
importantes de la roca como la porosidad efectiva y la permeabilidad y que
provocan un incremento de la presión en la cara de la arena por la
acumulación de finos, o bloqueos por agua y que reducen el caudal de
petróleo hacia el fondo del pozo.
La acidificación matricial consiste en la inyección de fluidos de
tratamiento a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, la
selección del sistema de fluidos de tratamiento dependen del tipo de daño,
de la composición mineralógica y de las condiciones del yacimiento, del
conocimiento de estos factores depende el éxito de la operación de
estimulación.
25
1. ESTIMULACION DE POZOS
Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se
restituye ó se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de
un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al
pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de
la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación
de las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los
diferentes tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de
acuerdo con sus características. El avance tecnológico a través de
simuladores y equipo de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a
estimular, diagnosticar su daño y proponer los diseños más adecuados en
forma rápida y con mayor certidumbre. En México la mayor parte de las
estimulaciones se efectúan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando ácido
clorhídrico (HCL) a diferentes concentraciones, una menor parte de las
estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde
se ha utilizado Ácido Fluorhídrico ( HF) o más recientemente, a través
fracturamiento hidráulico.
2. ACIDIFICACIÓN MATRICIAL
La acidificación es una de las aplicaciones más viejas usadas en la
industria petrolera para la estimulación de pozos. Empezó a usarse en 1985.
Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (CaCO3,
calizas), el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15% ha sido un buen
disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor.
Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de
carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el
ácido.
La cantidad que se requiere de ácido está determinada por el
volumen de roca que se propone tratar. Para apreciar este volumen se
26
recurre a ensayos en el laboratorio, utilizando ripio y/o núcleos de estratos,
como también otros datos petrofísicos y experiencias de acidificaciones
anteriores en el área o sitio de operaciones. Factores como la viscosidad,
densidad, temperatura, presión penetración y celeridad o amortiguación de
la reacción son evaluados con miras a obtener los mejores resultados que
sean posibles. Como los ácidos usados son corrosivos se disponen de
inhibidores que permitan aminorar la corrosión de equipos y tuberías del
pozo, el objetivo principal de la acidificación es abrir calanes de flujo en el
estrato productor.
Para la gran mayoría de aplicaciones, la acidificación se usa en
yacimientos de areniscas con el objetivo de remover el daño de la formación.
En formaciones donde el contenido de cuarzo es de aproximadamente el
95%, es posible estimular la formación por disolución de cuarzo. Sin
embargo se puede llegar a estimular en yacimientos de tipo carbonatico,
llegando a obtener un valor de daño de -2.
De acuerdo al tratamiento que se quiera aplicar, existe tres tipos de
acidificación: el lavado ácido, que tiene como propósito remover los
depósitos de las paredes del pozo o para abrir los intervalos perforados
obturados, generalmente tapados con escalas.
Otro tipo de acidificación, es la estimulación matricial, que no es más
que la inyección de un ácido a la formación a una presión menor a la presión
de fractura en forma radial. Finalmente, la fractura ácida, que consiste en
inyectar ácido a una presión lo suficientemente alta para producir una
fractura hidráulica dentro de la formación. Con este tipo de acidificación, se
obtienen canales de flujo de alta conductividad que con un buen agente de
sostén puede permanecer por un largo período de tiempo después de haber
aplicado el tratamiento.
27
3. TIPOS DE ÁCIDO
a- Fundamentales
Acido clorhídrico, HCl.
Acido fluorhídrico, HF
Acido acético CH3-COOH
Acido fórmico HCOH
b- Combinaciones y formulaciones especiales
Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF
Mud Acid secuencial: Etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol)
Ácidos alcohólicos
Mud acid retardado con cloruro de aluminio
Ácidos dispersos
Acido fluobórico (Clay Acid)
4. APLICACIONES
La acidificación sirve muchas veces como colchón de fracturamiento
hidráulico, para disolver finos y partículas formadas en el proceso de
cañoneo, rompe las emulsiones en las formaciones que son sensibles a pH
bajos o que están estabilizadas por partículas que el ácido pueda disolver.
Es usado también para romper fluidos del tipo gel viscoso sensibles al ácido
en los tratamientos de fracturas hidráulicas, que no se hayan roto después
de finalizar un tratamiento.
En las operaciones de cementación se utiliza antes del proceso como
preflush.
28
5. PROCEDIMIENTO PARA EL DISEÑO DE ACIDIFICACION
Los pasos básicos para el diseño de una acidificación son
básicamente los siguientes:
a) Seleccionar los candidatos de pozos más adecuados, evaluando la
severidad del daño, su localización, radio de penetración del daño y si un
ácido puede remover el mencionado daño.
b) Diseñar el tratamiento más adecuado de acuerdo a: el tipo de ácido
que puede remover el daño de la formación y su compatibilidad con la
formación y los fluidos contenidos en ella, caudal máximo de operación.
c) Control de calidad.
d) Monitoreo del tratamiento.
e) Evaluación de resultados. Entre los daños removibles por el ácido
tenemos: sólidos y filtrado de lodo durante la perforación, invasión de filtrado
durante el proceso de cementación (a causa del efecto del pH),
compactación de la zona cañoneada y formación de debris, taponamiento de
depósitos orgánicos, carbonato de calcio, migración de fluidos y óxidos de
hierro durante la producción; invasión de sólidos, hinchamiento de arcillas
durante trabajos de reacondicionamiento; desprendimiento de arcillas y
finos, precipitación de sólidos formados por las reacciones químicas entre
los fluidos tratamiento-formación y cambio de mojabilidad durante un trabajo
de estimulación.
6. EN LA ACIDIFICACION
Generalmente el procedimiento operacional en un trabajo de
acidificación es el siguiente:
a) Pickling: consiste en inyectar agentes de control de hierro tanto en
la tubería de producción, casing y coiled tubing, para evitar posible
contaminación del tratamiento principal.
b) Desplazamiento del crudo (solvente) 10-75 gal/pie
29
c) Desplazamiento del agua de formación 12-25 gal/pie
d) Reflujo de ácido acético para limpieza 25-100 gal/pie
e) Reflujo de HCl con el objetivo de evitar reacciones secundarias 25-
200 gal/pie
f) Tratamiento principal (HCl-HF, ácido orgánico, HF de acuerdo al
tipo de formación) 25-200 gal/pie
g) Overflush (que debe ser el mismo ácido para mantener el equilibrio
del sistema.
h) Desplazamiento.
El tratamiento principal va a depender de la solubilidad que tenga este
con los minerales presentes. Generalmente las concentraciones a usar (esto
no se debe usar como una receta de cocina) son las siguientes:
Formaciones con permeabilidades > 100 mD
Cuarzo > 80%, Arcillas < 5% ==> 12% HCl - 3% HF
Arcilla < 8%, Feldespato < 10% ==> 7.5% HCl - 1.5% HF
Feldespato > 15% ==> 13.5% HCl - 1.5% HF
Arcillas > 10% ==> 6.5% HCl - 1% HF
Feldespato > 15%, Arcillas > 10% ==> 9% HCl - 1% HF
Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF
Formaciones con permeabilidades 20 - 100 mD
Arcilla > 5% ==> 6% HCl - 1.5% HF
Arcilla < 7% ==> 9% HCl - 1% HF
Feldespato > 10% ==> 12% HCl - 1.5% HF
Feldespato > 10%, Arcilla > 10% ==> 9% HCl - 1% HF
Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF
Permeabilidades < al 20 mD
Sol. HCl < 10%, Arcillas < 5% ==> 5% HCl - 1.5% HF
Arcillas > 8% ==> 3% HCl - 0.5% HF
Clorita > 5% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF
Feldespato > 10% ==> 9% HCl - 1% HF
30
El tratamiento principal va a depender de la solubilidad que tenga este
con los minerales presentes.
6.1. ACIDIFICACIÓN EN CARBONATOS
La acidificación consiste en atacar el yacimiento, cuando está formado por
carbonatos, mediante un ácido generalmente "ácido clorhídrico". El Ácido
Clorhídrico es el ácido más utilizado en la estimulación de pozos, y el más
fuerte, al 15% se le conoce como ácido regular, si comparamos la misma
concentración, es el más corrosivo de los ácidos, reacciona con la caliza y la
dolomita
Este ácido disuelve la caliza con rapidez, y algo más lentamente, la dolomía,
formándose Cl2Ca y Cl2Mg solubles respectivamente y desprendiéndose
grandes cantidades de gas carbónico. No es conveniente emplear "ácido
sulfúrico", ya que con el Ca forma SO4Ca, de solubilidad limitada, por lo que
se deposita en el yacimiento.
La acidificación se aplica a rocas permeables por fisuración ya que poco se
consigue en las rocas porosas, si no es ensanchar un poco el sondeo o
efectuar una limpieza local, que únicamente tiene interés cuando durante la
perforación el lodo o el detritus ha taponado el yacimiento o cuando se han
producido incrustaciones en el yacimiento.
En los yacimientos fracturados, en especial cuando el pozo corta unas pocas
fisuras de anchura pequeña, las pérdidas de carga de circulación son
elevadas, en especial cerca del pozo. La acidificación ayuda mucho a la
limpieza y ensanchamiento de las fisuras a condición de que el ácido
penetre una distancia considerable. Por ello se requiere que se introduzca
gran cantidad de ácido de forma rápida, a fin de que penetre suficientemente
antes de agotar su capacidad de disolución, ayudándolo con la introducción
de un volumen mayor de agua. El desarrollo que ya produce el ácido al
llegar al yacimiento, facilita la introducción de las siguientes cantidades de
31
ácido y del agua, a veces de forma muy espectacular, puesto que si el pozo
no se ha limpiado previamente con cuidado, se produce una rápida
descolmatación.
Factores que afectan la reacción del ácido con los carbonatos.
Existen algunos factores que influyen en el efecto de reacción del ácido con
las formaciones, entre los más importantes:
a) Relación Volumen- Área de contacto a mayor superficie de roca expuesta
por unidad de volumen de ácido, éste se gastará más rápido.
b) Presión; Arriba de 750 psi la presión tiene un menor efecto en la reacción
del ácido con rocas calcáreas que la mayoría de los otros.
Efecto de la Presión sobre el tiempo de reacción del HCl- CaCO3.
a) Temperatura
A medida que la temperatura se incrementa, el ácido reaccionará más rápido
con el material calcáreo.
b) Concentración del ácido y productos de reacción
Mientras más fuerte sea un ácido más tiempo le tomará terminar la reacción.
Con sólo agregar cloruro de calcio o Bióxido de Carbono a cualquier ácido
fuerte retardará ligeramente su reacción. Un ácido orgánico le toma más
tiempo gastarse que el HCL porque solo está parcialmente ionizado.
c) Composición de la Roca
La composición química de la roca influirá en la reacción del ácido, las
dolomitas generalmente reaccionan más lentamente con el HCL que con las
calizas.
32
d) Viscosidad
A medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reacción
del ácido.
6.2. ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN ARENAS.
Para las formaciones de Areniscas el tipo de Ácido que puede usarse es:
Ácido Fluorhídrico (HF), mezclado con HCl o con ácidos orgánicos. Se
puede mezclar éste ácido con HCl o con ácidos orgánicos para disolver
minerales arcillosos, feldespatos y arenas, debido a que los minerales
arcillosos y los feldespatos tienen mayor área de contacto, la mayoría del HF
se gastará más rápido en estos materiales que en el cuarzo o en las arenas.
Es el único ácido que reaccionará con arena y otros minerales silicios como
la arcilla.
La principal razón para acidificar una formación de areniscas es remover el
daño causado por la invasión de partículas sólidas y al hinchamiento,
dispersión, migración o floculación de finos. Estos tratamientos están
limitados para daños someros de 1 a 3 pies de la vecindad del pozo, el HF
puede ser retardado para mejorar la distancia de penetración del ácido.
Un daño por arcillas puede ser una mezcla tanto de hinchamiento como
migración de finos, cuando eso ocurre se debe acidificar la formación con un
sistema que disuelva arcillas finos con contenido de sílice En la mezcla de
Ácido Fluorhídrico (HF) - Ácido Orgánico (Acético o Fórmico), se puede
utilizar para retardar la reacción con la arena y las arcillas, y disminuir el
ataque corrosivo, de esta manera se puede penetrar más profundamente la
formación y remover más daño. A menores temperaturas son más severos
los productos secundarios de los productos de la reacción de esta mezcla de
ácidos, por lo que se debe usar en pozos de 200 ºF de temperatura ó mayor.
La mezcla se debe preparar con agua dulce, nunca debe usarse salmuera o
agua corriente para tratamiento con HF ya que estas aguas contienen sodio
o potasio.
33
En la estimulación de areniscas existen tres etapas básicas de bombeo:
a) El precolchón: siempre se bombea por delante del HF, proporciona un
barrido entre la mezcla del ácido vivo y gastado y los fluidos de la formación,
este barrido reduce la posibilidad de formar fluosilicatos y fluoaluminatos de
potasio. En el caso de usar HCL como precolchón este removerá el CaCO3
y evitará su reacción con el HF. Los más comunes son:
Ácido Clorhídrico (HCL)
Cloruro de Amonio (NH4Cl)
Diesel
Kerosina
Aceite
Estos se seleccionan en función de la Temperatura y de la composición
mineralógica de la roca.
b) EL fluido de tratamiento removerá el daño por arcillas, para completar
esto, el sistema ácido deberá contener iones de fluoruro. Los surfactantes en
un fluido de tratamiento para un yacimiento de areniscas deben ser de tipo
no iónico - aniónico y/o aniónico. La habilidad del HF para remover el daño
en arcillas se genera en una distancia de 2 pies en la vecindad del pozo,
mayor se vuelve económicamente incosteable.
c) El fluido desplazante se utiliza para desplazar el HF, asegura que la
mayoría del HF reaccione en la formación y contribuirá a los resultados del
tratamiento. El cloruro de amonio es el más común y es una de las pocas
sales que no precipitará con el HF o con el HF gastado, el diesel se utiliza
también en pozos de aceite. Ya que el HF reacciona muy rápidamente, no se
recomienda un largo período de cierre, debe empezar a regresarse los
fluidos tan pronto como sea posible, especialmente en pozos con
formaciones de baja permeabilidad.
7. ÁCIDOS ORGÁNICOS
34
El Acético y el Fórmico son otros dos ácidos que llegan a utilizarse,
solos o con el HCL. Son mucho más débiles que el HCL y por lo tanto
reaccionarán más lentamente con la mayoría de los minerales en el pozo y
por lo tanto permiten una penetración más profunda y mejores propiedades
de grabado en algunas formaciones. El Ácido Acético reacciona más
lentamente que el Fórmico. Un 10% de solución de ácido acético disolverá la
caliza tanto como un 6% de solución de HCL. Un 10% de solución de ácido
fórmico disolverá la caliza tanto como un 8% de solución de HCL.
8. ADITIVOS
Existe una gran cantidad de aditivos utilizados en los tratamientos
ácidos, que facilitan el uso de los sistemas permitiendo una mayor
efectividad, básicamente estos pueden agruparse en:
a- Inhibidores de corrosión
Típicamente son materiales fuertemente catiónicos, con una fuerte
afinidad con la superficie metálica, para ser efectivos deben tener la
capacidad de adherirse al interior de la tubería, formando una delgada
cubierta protectora a medida que el ácido es bombeado, debido a su fuerte
carga catiónica debe ser usado cuidadosamente para cumplir su función, ya
que un exceso de este inhibidor puede influir en la matriz e inducir un daño a
la permeabilidad relativa, causado por un cambio de mojabilidad.
b- Surfactantes
Los surfactantes son comunes en todos los tratamientos ácidos y
ellos son el elemento básico en las estimulaciones no reactivas; las
funciones de un surfactante usado en una acidificación incluyen: La
desemulsión, dispersión, prevención del sludge, penetración y reducción de
la tensión superficial, evitar el hinchamiento o dispersión de arcillas, mojar de
35
agua a la roca, ser compatible con los fluidos de tratamiento y de la
formación, ser soluble a los fluidos de tratamiento a temperatura de
yacimiento.
En un tratamiento ácido en arenas, especialmente, la incompatibilidad
de inhibidores de corrosión y surfactantes aniónicos puede ser un problema
si no se manejan apropiadamente
c- Solventes mutuos
Los solventes mutuos o mutuales como el Etilen Glicol Mono Butil
Ether ( EGMBE) o materiales similares, son otros aditivos frecuentemente
utilizados en los sistemas ácidos, a menudo son utilizados por su solubilidad
tanto en fluidos base agua o aceite. Los solventes mutuos se desarrollaron
hace algunos años para facilitar la reacción del ácido en superficies
cubiertas de aceite debido a su habilidad para ayudar a disolver mas allá de
la cubierta de aceite; también ayudan a disminuir la tensión superficial del
ácido reactivo lo que facilita la recuperación del ácido gastado y la limpieza
del pozo. Debido a sus propiedades, tienden a limitar la efectividad de los
inhibidores de corrosión y frecuentemente la concentración de estos últimos
debe ser incrementada en el sistema de tratamiento cuando se usan
solventes mutuos.
Los solventes mutuos para ser efectivos, deben ser agregados en
concentraciones de aproximadamente 10% del volumen de ácido.
d- Aditivos de control de fierro
Muchas formaciones contienen Siderita, hematita y otros minerales
ricos en fierro, además del fierro que puede ser desprendido de la misma
tubería, por lo tanto los agentes secuestrantes de fierro son un aditivo común
en los tratamientos ácidos. La mayoría de las aguas de formación contienen
menos de 100 ppm de fierro, que puede verse incrementada
substancialmente por corrosión, o por contacto de magnetita o de hematita.
Mientras el ácido no está gastado su PH es 0 ó cercano a 0, en estas
circunstancias ningún ión fierro precipitará, sin embargo, a medida que el
36
ácido se va gastando, su PH tiende a subir, y arriba de 2 ó más, los
problemas con precipitación de hierro existen y agravan el problema en el
fondo, por lo anterior es importante contar con los secuestrantes de fierro
adecuados e inducir el pozo a producción tan rápido como sea posible.
e- Agentes divergentes
El cubrir efectivamente el intervalo de interés es crítico para el éxito
de un tratamiento matricial ya sea en carbonatos o en areniscas. La
desviación en un tratamiento puede ser complementada utilizando
desviadores mecánicos como empacadores, tapones puente, bolas
selladoras en los disparos, sólidos químicos, espuma e incremento en el
ritmo de inyección por debajo de la presión de fractura.
f- Gas
Es también considerado un aditivo en tratamientos ácidos. El
nitrógeno puede agregarse al ácido para facilitar la recuperación del ácido
gastado cuando se acidifican pozos depresionados y por supuesto cuando
se usa espuma nitrogenada como desviador.
37