ESTIMULACIÓN ACIDA

HUBER ALEJANDRO PUENTES ROA Cód. 20122114529

Presentado a:

Ing. LUIS HUMBERTO ORDUZ PEREZ

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

NEIVA-HUILA

2015

INTRODUCCION

En el ámbito petrolero es muy común encontrarse con que un pozo no está

teniendo el rendimiento que se espera, muchas veces debido a los daños de la

formación ocasionados por la invasión de fluidos durante etapas de perforación

y terminación de los mismos o por factores durante la etapa de producción. Por

eso es necesario realizar unos procesos de estimulación a los pozos para poder

contrarrestar los daños a la formación y mejorar la producción.

En este trabajo abordare algunas de las diferentes técnicas que se emplean

para realizar una estimulación acida a los pozos para entender su

funcionamiento y la selección de los distintos métodos para el pozo que se

pretende estimular.

ASPECTOS GENERALES

DAÑO

Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, ocasionando una caída de presión adicional en el flujo de fluidos, debido a la introducción de agentes externos (fluidos de perforación-terminación y/o rehabilitación de pozos) u operaciones de perforación:

La zona del pozo (vecindad del pozo).

La zona alterada, zona dañada o matriz crítica. El reservorio (zona no dañada)

Factor Skin (S)

La vecindad del pozo comúnmente se denomina matriz crítica debido a que es en esta área donde ocurre la mayor caída de presión durante la producción del pozo.

Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales o inducidos reduciendo la permeabilidad, el resultado será una zona de daño definida por un número llamado Skin.

El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeabilidad en la matriz. Otros términos requeridos para definir el Skin son: K, que es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidad alterada de la matriz crítica.

En general:

Si S = 0 => Ks = K => la matriz crítica no presenta daño.

Si S > 0 => Ks < K => la matriz crítica presenta daño.

Si S < 0 => Ks > K => la matriz crítica ha sido estimulada.

En términos de la permeabilidad de la formación y de la permeabilidad de la zona dañada tenemos las siguientes relaciones:

kks

=1no presentadaño

kks

<1hayundaño presente en la formacion

kks

>1hayunaestimulación

Valores típicos de S y su significancia relativa (Islas Silva 1991)

Tratamiento acido

Los tratamientos de acidificación consisten en la inyección de ácidos en el pozo con la finalidad de disolver parcialmente la formación y aquellos agentes dañinos que puedan obstruir el flujo normal de los fluidos hacia la superficie. En general hay tres categorías de tratamientos de ácidos.

Lavado ácido

Acidificación matricial

Fracturamiento ácido

TRATAMIENTO ACIDO

ACIDIFICACION MATRICIAL

La acidificación matricial tiene aplicación tanto en formaciones carbonatadas como en areniscas. En formaciones de areniscas, estos tratamientos pueden ser diseñados principalmente para remover o disolver el daño de formación (aunque no todos los tipos de daño son removibles por ácido) o taponamiento en las perforaciones y en los sistemas porosos en las cercanías de la cara de formación

Teóricamente el flujo de ácidos a través de los sistemas porosos disuelve sólidos y finos entrampados en las gargantas de poro y su interior que impiden el lujo de gas y aceite. La mayoría de las reacciones del ácido ocurren con los sólidos entrampados en las gargantas de poro o dentro del poro y los minerales, por lo cual en formaciones de areniscas los tratamientos de acidificación matricial tienen la finalidad de remover el año de formación presente y cuando no hay presente ningún daño de formación es muy probable que el aumento de producción no tenga mayor importancia.

TIPOS DE ACIDO

Fundamentales:

Ácido clorhídrico, HCl

El ácido clorhídrico reacciona con rocas calcáreas compuestas principalmente de minerales como la calcita y la dolomita. La estequiometria de las reacciones entre el ácido clorhídrico y estos minerales, son las siguientes: (islas silva, 1991)

Para calcita

Para dolomita

Desventajas

• Las mismas propiedades corrosivas que hacen que el ácido sea útil como fluido de estimulación lo convierten en una amenaza para el metal de las bombas, válvulas y tubería del pozo. Esta corrosividad es especialmente significativa y costosa de controlar a temperaturas por encima de 250 ºF.

• La protección contra el efecto corrosivo del ácido es provista por la adición de un inhibidor de corrosión, seleccionado en función de las condiciones del pozo.

Ventajas

• El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las ventajas de este ácido es su poder disolvente de roca por unidad de costo en concentraciones menores. Concentraciones mayores de HCl tendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto, tendrá mayor capacidad de suspensión de finos insolubles que redundará en una mayor limpieza.

Ácido fluorhídrico, HF:

Es un ácido inorgánico usado en formaciones de areniscas. Se presenta en forma líquida, bien sea en forma anhídrida o en solución acuosa. Ataca la sílice y los silicatos, ciertos materiales como el hierro fundido y varios materiales orgánicos.

En la estimulación de pozos, el HF es comúnmente usado en combinación con el HCl. Las mezclas de los dos ácidos pueden ser preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, o agregando sales de flúor al ácido HCl.

El HF es muy efectivo en tratamientos de remoción de daños por taponamiento de la formación causado por lodos de perforación (excepto barita), arcillas y otros silicatos.

La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadas conjuntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcillas.

A pesar de que las reacciones químicas entre el HF y los minerales presentes en las areniscas son complejas y pueden en algunos casos resultar en precipitación de los productos de reacción, esto puede ser evitado en su mayoría.

Productos de Reacción del Ácido Fluorhídrico:

Las reacciones consecutivas del ácido fluorhídrico en arenas limpias serán:

SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O

SiF4 + 2HF = SiF6H2,

Luego el ácido fluosilícico reacciona con iones disponibles:

• La reacción del HF con carbonato de calcio

2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2

Ácido acético, CH3-COOH

Es un ácido orgánico que es accesible en solución de ácido acético de 10% por peso en agua.

Las reacciones son las siguientes:

Ventajas

• Adicional a su uso como fluido de perforación o como fluido de baja corrosión en presencia de metales que se corroen fácilmente, el ácido acético es generalmente usado en mezclas con HCl en ácidos híbridos.

Desventajas

• Comparando el costo por unidad de poder de disolución, el ácido acético es más costoso que el ácido fórmico o el clorhídrico, por ello su uso es más limitado.

Ácido fórmico, HCOOH

De los ácidos orgánicos empleados en acidificación, el ácido fórmico tiene el peso molecular más bajo y correspondientemente el costo por volumen más bajo por roca disuelta.

Es sustancialmente más fuerte que el ácido acético, sin embargo, es más débil que el HCl. Como el ácido acético reacciona a una concentración de equilibrio en presencia de sus productos de reacción.

Las siguientes es la reacción con la calcita:

Ácido Fluobórico o Clay Acid, HBF4

Este ácido fue introducido por Thomas y Crowe.28 El proceso genera en forma continua y en cualquier tiempo y lugar sólo pequeñas cantidades de ácido fluorhídrico. de aquí el poder de disolución es comparable con los sistemas normales HF — HCl con la ventaja de no propiciar grandes cantidades de precipitados. También las soluciones de ácido fluobórico se usan como un prelavado antes de inyectar el sistema convencional evitando la desestabilización de los finos. Además, es asimismo usado al final de la estimulación convencional, la cual, al remover el daño cercano a la pared del pozo, se facilita la penetración de la solución del ácido fluobórico.

El ácido fluobórico es especialmente recomendado para estimular areniscas que contienen minerales de potasio debido a que evita el daño por los precipitados de estos. El sistema consiste en preparar una mezcla de ácido bórico (H3B03) y ácido clorhídrico. La primera reacción que se lleva a cabo es la siguiente:

De esta reacción se obtiene ácido fluorhídrico, el cual reaccionará rápidamente con el ácido bórico de acuerdo a la siguiente ecuación:

Simultáneamente se produce una reacción lenta expresada de la siguiente forma:

Ácidos Alcohólicos (Para Yacimientos de Gas Seco):

Son una mezcla de un ácido y un alcohol. Los ácidos normalmente empleados son HCl o Mud Acid (HCl+ HF). También puede emplearse un ácido orgánico como el ácido fórmico o el acético. El alcohol por lo general es isopropil o metil

Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosión, por lo tanto, se recomienda el uso de un inhibidor de corrosión, Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados en tratamientos que requieren de grandes volúmenes.

En yacimientos de alta temperatura y presión, la tensión interfacial de las mezclas ácido/alcohol son bajas.

LIMPIEZA ACIDA

El objetivo del lavado ácido simplemente se enfoca a la limpieza de las tuberías o la cara de la formación. Este es el más usado para limpiar algunas incrustaciones o desechos en la cara de la formación.

En la acidificación matricial los ácidos son inyectados por debajo de la presión de Fractura de la formación con la finalidad de remover el material dañino que este impidiendo el flujo normal de fluidos.

FRACTURAMIENTO ACIDO

Este tipo de tratamiento está destinado generalmente a formaciones carbonatadas. Y Sirven para cualquiera de las siguientes dos funciones:

Atravesarla zona dañada Estimular una formación sin daño

El fracturamiento ácido es una alternativa para la acidificación matricial, así como también para el fracturamiento hidráulico. El objetivo de estas

operaciones de fracturamiento son las mismas: crear un canal profundo y con alta conductividad desde la cara hasta la profundidad del pozo. También los principios básicos para calcular la propagación y la geometría de las fracturas son los mismos. La diferencia entre los dos métodos radica en como la de la fractura se crea y se mantiene.

Con el fracturamiento hidráulico, la conductividad de la fractura se mantiene con la inyección de material solido se crea la fractura, como por ejemplo arena, bauxita, entre otros. Este material de sostén es llamado propante.

En el fracturamiento ácido, un ácido se circula a través de la fractura que es creada con un fluido viscoso o simplemente un paquete de fluidos con ácido es usado para crear la fractura. Como el ácido viaja a través de la fractura entra en contacto con las paredes de la formación, lo que resulta en la disolución de las mismas. Si la disolución no es uniforme entonces la fractura podría cerrarse y causar una conductividad retardada.

Metodología (Costa 2010)

Partiendo del conocimiento que en un Fracturamiento Ácido intervienen muchos factores para poder lograr el éxito esperado, se consideró importante desarrollar una Metodología de análisis para la selección, diseño y ejecución de fracturamientos ácidos a pozos. La Metodología desarrollada considera 5 procesos fundamentales:

1.- Recopilación y análisis de la información

2.- Pruebas de Laboratorio

3.- Diseño

4.- Ejecución

5.- Evaluación

(Costa 2010)

Ejecución y evaluación de una estimulación ácida.

La clave del éxito en la ejecución de un tratamiento químico es la supervisión efectiva y exhaustiva. El pozo debe ser preparado y entregado a la compañía de servicio que ejecutará el tratamiento, pero éste debe ser seguido en todas sus etapas, y sus resultados deben ser evaluados.

Las operaciones pueden clasificarse así:

Supervisión del trabajo

Preparación del pozo

Preparación de la locación

Limpieza del pozo

Limpieza de la tubería con ácido

Control de calidad

Antes

Durante

Después

Lista de comprobación.

Metodología para selección de candidatos a estimulación de pozos.

El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar la mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin.

La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases:

Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es

seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado.

Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados.

La Implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia,

preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento.

Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento.

Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora del software de estimulación de pozos.

Selección de Candidatos e identificación del daño.

La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación. La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por ejemplo, una arena de baja permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin.

El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos de un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo. Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una re-perforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins.

La producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para

calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación. El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skin han sido derivados por varios autores.

BIBLIOGRAFIA

Costa, I. Y. d. A. M. I. M. L. (2010). "FACTORES DE ÉXITO EN OPERACIONES DE FRACTURAMIENTO ÁCIDO A POZOS ".

Islas Silva, C. (1991). "Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros." Colegio de Ingenieros de Petróleos de México.

http://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/f/formation_damage.aspx