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MODULO IT ACIDIFICACION DE ARENISCAS

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Academic year: 2019

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MODULO IT

ACIDIFICACION DE ARENISCAS

Autor: Alberto Blanco Ybáñez

1.- INTRODUCCION:

En reservorios de areniscas se usa principalmente el ácido fluorhídrico para disolver los silicatos. Los sistemas reactivos no-ácidos se usan algunas veces para dispersar finos y permitir que los mismos sean extraídos al retornar el fluido

FIG 05.01

La Fig. 05.01 nos muestra el Arbol de Decisión para diseñar un tratamiento adecuado para formaciones de areniscas dañados por la presencia de sedimentos y arcillas (Silts; Clays). Los criterios de selección del tratamiento son:

Mineralogía de la formación

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Petrofísica de la formación • • • • • • •

Condiciones del pozo

2.- MINERALOGIA DE LA FORMACION

2.1.- El concepto de sensibilidad:

Un tratamiento matricial exitoso depende de la respuesta favorable de la formación al fluido de tratamiento. Así, el mismo debe remover el daño y ser completamente compatible con ambos, la roca y el fluido de formación.

La sensibilidad de la formación a un tratamiento dado incluye todas las reacciones negativas que se puedan generar cuando el fluido tratante contacta la roca. Entre estas reacciones se cuentan:

Desconsolidación y colapso de la matriz Liberación de finos

Formación de precipitados insolubles.

Así, se dice que una formación es sensible si la reacción entre los minerales que la componen y un fluido dado induce daño en la misma.

Este concepto teórico -que ha sido explicado por varios autores- es esquemáticamente representado en la Fig. 05.02. La penetración del ácido es descripta como el movimiento de olas cromatográficas. Las reacciones dañinas pueden ocurrir en ambas zonas, la dañada y la no dañada. La precipitación de algunos compuestos detrimentales no puede ser evitada. Un volumen suficiente de tratamiento y el sobredesplazamiento empujan los precipitados potenciales bien profundo dentro de la formación, así se minimiza su efecto.

El ácido fluorhídrico (Mud Acid), junto con el daño y otros componentes de la matriz arenosa, afecta la “sensibilidad” de la formación. El Sílice, Aluminio, Potasio, Sodio, Magnesio y/o Calcio pueden precipitarse a una temperatura dada cuando los productos de su reacción solubilizados exceden una cierta concentración, induciendo daño. Así, la sensibilidad depende de la reactividad de la formación con el ácido considerado. También depende de la estructura de la roca y la distribución mineralógica, lo que facilitara -o no- que el ácido alcance a los minerales solubles.

En mineralogia, dos factores afectan la reactividad de un mineral dado (Tabla 01): Composición química

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(4)

El conocimiento de la petrografía de la roca es un factor muy importante para determinar la sensibilidad potencial. La Fig. 05.03 representa esquemáticamente los diferentes constituyentes de una arenisca.

Típicamente, una arenisca esta formada de un marco de granos de Sílice, Cuarzo, Feldespato, Silex y Mica. Este marco es la arena originalmente depositada. Los minerales secundarios, precipitados en los espacios porales, son los materiales cementantes de los granos (Frecuentemente cuarzo secundario o carbonato) y de las arcillas autígenas.

Esto significa que las arcillas se han depositado en los espacios porales mucho después que la formación inicial de la roca. Estas arcillas recientemente formadas aparecen cubriendo (pegadas a la superficie de los granos) o llenando los poros.

2.2.- Estructura de la roca:

La solubilidad actual de varios minerales componentes de una arenisca depende fuertemente de su posición dentro de la estructura de la misma. Así, un estudio petrográfico ayuda a entender la respuesta de la roca a un tratamiento durante un test de flujo. Es muy importante tener en cuenta los siguiente puntos:

Solubilidad al HCl: La solubilidad de la roca al ácido clorhídrico generalmente se considera que representa el contenido de carbonatos de la formación. Esta suposición debe ser cuidadosamente verificada durante un estudio petrográfico porque otros minerales -como los óxidos, sulfitos y cloritas- son parcialmente solubles en HCl. Una arenisca cuya solubilidad en HCl sea mayor al 20% debe ser tratada con una concentración limitada de HF. En este caso, el HF reaccionará con el Carbonato de Calcio formando un precipitado insoluble de Fluoruro de Calcio. Cuando la solubilidad al HCl es menor al 20%, un precolchón de HCl evitará el contacto de los carbonatos con el HF.

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3.- QUIMICA DE LA ACIDIFICACION EN ARENAS

Las reacciones químicas básicas entre la roca y el Mud Acid (HCl – HF) se describen a continuación:

3.1.- Reacciones con Cuarzo y Sílex:

SiO2 + 4 HF <---> SiF4 + 2 H2O (1)

SiF4 + 2 HF <---> SiF6 2- + 2 H+ (2)

3.2.- Reacciones con Silicatos (Feldespatos ó Arcillas):

KAlSi3O8 + (n + 3m) HF + (16 - n -3m) H+ <--->

K+ + AlFn(3-n) + 3SiFm(4-m) + 8 H2O (3)

Donde los indices varían entre: n = [0 - 6] y m = [4; 6]

Esta reacción es general para cualquier AluminoSilicato presente.-

3.3.- Reacciones con Calcita:

CaCO3 + 2 HF <---> CaF2 + H2O + CO2 (4)

3.4.- Formación de Fluosilicatos:

Las reacciones (1) y (2) nos muestran que se produce el Tetrafluoruro de Sílice (SiF4). Para que éste se estabilice debe existir en pequeñas concentraciones en solución, ya que se convierte muy rapidamente en ión fluosilicato:

SiF4 + 2 F <---> SiF6 2- (5)

Estos reaccionan con el Calcio, el Potasio y el Sodio para formar compuestos insolubles.

SiF6 2- + 2 K+ <---> K2SiF6 (6)

SiF6 2- + 2 Na+ <---> Na2SiF6 (7)

(6)

3.5.- Precipitación de Sales de Aluminio:

El Aluminio disuelto puede formar varios complejos con el ión fluor. De ellos, el AlF3 y Al(OH)3 se forman durante la acidificación de arenas.-

El precipitado de AlF3 se forma si la concentración de HF es alta, pero la proporción de HCl/HF es baja, mientras que el Al(OH)3 se precipita si ambas concentraciones son bajas, es decir, hacia el final de la reacción.-

3.6.- Precipitación de Silica Coloidal:

La precipitación de Sílica coloidal ocurre (H4SiO4) cuando el HF presente está casi agotado y la solución contiene una concentración relativamente alta de SiF4. Este reacciona con el Aluminio contenido en las arcillas, generando sílica amorfa y H4SiO4 que se deposita en la superficie de los finos y arcillas. Esto ocurre cuando existen Aluminosilicatos en la formación, como las arcillas.-

3.7.- Otros Precipitados:

El hierro es otra fuente de precipitados. Ello se debe debido a la presencia de iones Férrico (Fe3+) y Ferroso (Fe2+) provenientes de la formación y/ó la tubería.-

Estos minerales son solubles en HCl y precipitan Hidróxido de Hierro gelatinoso a un pH > 2,2. Esta precipitación no es un problema durante la inyección de Mud Acis si se usa un colchón adecuado de HCl con un agente secuestrante por delante, que remueve el hierro soluble. El hierro remanente es acomplejado por el ión fluor una vez disuelto. Esto aumenta el pH al cuál el Hidróxido de Hierro comienza a precipitarse. El ión ferroso no es problema, ya que sus

compuestos comienzan a precipitarse a un pH > 7,7.-

4.- METODOLOGIA DE LA SELECCION DEL TRATAMIENTO EN ARENAS

La selección del fluído se basa en una regla simple:

"El fluído debe remover eficientemente el daño y restaurar la permeabilidad"

Esta metodología investiga los posibles daños por precipitados. La formación de dichos precipitados es intensificada por la mineralogía de la roca. Su potencial de daño depende de varios factores:

Factor Químico: Los precipitados son solubles en el sobredesplazamiento?

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Factor Cristalográfico: Son amorfos ó cristalinos?

Factor Morfológico: Producen finos migratorios?

Cubren partículas no disueltas?

Factor de Concentración: Es tan alta como para taponar los poros?

Factor de reservorio: El potencial de daño es relativo también a la

permeabilidad, tamaño y configuración poral, etc.

5.- ACIDOS USADOS PARA EVITAR DAÑO POR PRECIPITACIÓN

5.1.- MUD ACID (HCl-HF)

Existen varias fórmulas de ácidos propuestos por varios investigadores. Todos ellos se basaron en experiencias anteriores. así por ejemplo, McLeod propuso una Guía para usar acidos para Tratamientos Matriciales en arenas. Esta recomienda ciertas fórmulas para evitar ó retardar la precipitación .-

GUIA PARA MUD ACID

(McLeod) Tabla Nro 01

Solubilidad al HCl > 20% Use HCl solamente

Alta Perm. (k > 100 mD)

Cuarzo Alto (80%) - Arc. baja (< 5%)

REG. MUD ACID (12 -3) -1-Feldespato Alto (> 20%) MUD ACID (13.5 - 1.5) -1-Arcilla Alta (> 10%) HALF STRENGTH MUD

ACID (6.5 - 1) -2-Arcilla FerroClorita Alta LOW STRENGTH MUD

ACID (3 - 0.5)

Baja Perm. (k < 10 mD)

Arcilla Baja (< 5%) HALF STRENGTH MUD ACID (6 - 1.5)

-3-Clorita Alta LOW STRENGTH MUD

ACRID (3 - 0.5) -4--1- Colchón de HCl 15% -3- Colchón de HCl 7.5% ó Acido

acético 10% -2- Colchón de HCl 5% +

Secuestrante

(8)

Disminuyendo la proporción de HCl/HF del Mus Acid es un medio para evitar ó retardar la precipitación, ya que el HCl incrementa el poder reactivo del HF; un bajo contenido de HF reduce la precipitación de silica amorfa (Si(OH)4).-

5.1.- CLAY ACID

Este es un sistema desarrollado para arenas que emplea Acido Fluobórico (HBF4). En el mismo el HF se genera a través de la hidrólisis del HBF4 :

HBF4 + H2O <---> HBF3OH + HF (8)

En un momento dado solo hay una pequeña cantidad de HF disponible. Este es consumido por reacción con las arcillas seguida de la hidrólisis del HBF4 para liberar más HF. Así, este sistema constituye un "Sistema Retardado". La cinética de la reacción varía con la temperatura, pero siempre con las mismas características. Así las probabilidades de formar precipitados de fluosilicatos ó silica disminuye en gran medida.-

El Sistema

Fluobórico posee la habilidad de inhibir la migración de finos. Ello ocurre pues tiene lugar una disolución parcial del Al y Si presentes, lo cuál unido al Boro crea una especie de látex que "suelda" el fino a la formación,

“desensibilizando” la misma.-

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Cuando el sistema Mud Acid (RMA) ataca el núcleo, se produce una reacción con la Illita presente, precipitándose fluorosilicato de potasio, que taponan los espacios porales, como puede observarse en la fotografía SEM del las Fig. 05.07 a y b.-

Este precipitado puede migrar y afectar seriamente la permeabilidad de la formación.-

6.- OTROS CRITERIOS PARA LA SELECCION DEL TRATAMIENTO

6.1.- Permeabilidad

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Tipo y extensión del daño: Una formación muy permeable puede dañarse facilmente por penetración de sólidos. El mismo puede ser muy profundo. Las formaciones de baja permeabilidad raramente se dañan en el wellbore, pero puede ser muy sensible a la invasión de fluídos extraños debido al minúsculo tamaño de sus poros, que frecuentemente contienen arcillas de gran reactividad con esos fluídos.-

Cantidad de daño causado: Una formación de baja permeabilidad es más sensible a los daños por precipitados que una de alta permeabilidad. Lo mismo se aplica a daños por bloqueo de agua.-

6.2.- Fluído producido

En algunos el tipo de fluído producido condiciona el de tratamiento. Esto se aplica a pozos de gas, donde es preferible minimizar el uso de fluídos en base agua. Los agentes reductores de la tensión superficial (Surfactantes, alcohol) y/ó gases (Espumas) son recomendados en estos casos.-

En otros casos la incompatibilidad entre el fluído de formación y el tratamiento hace necesaria el uso de fórmulas específicas.-

6.3.- Condiciones Físicas del pozo

La temperatura (BHST) de la formación es un importante factor a tener en cuenta porque influencia la eficiencia del inhibidor de corrosión y la velocidad de reacción.-

La presión del reservorio es un importante factor a tener en cuenta para la limpieza del pozo después del tratamiento. La presión del reservorio siempre debe exceder la de capilaridad para que el retorno (Flowback) sea eficiente. Para ayudar en la limpieza se usan tensioactivos y fluídos energizados ó espumas.-

6.4.- Mecanismo de remoción del daño

La reacción entre arena y ácido puede ser clasificada de la siguiente manera:

Acidos que solo disuelven los daños y los finos (Sistema Mud Acid)

Acidos que disuelven y/ó dispersan el daño y los finos (Sistema MSR)

Acidos que disuelven el daño y estabilizan la formación (Sistema Clay Acid)

Para poder diseñar un buen sistema de tratamiento se debe conocer el tipo de daño que tiene el pozo. Los parámetros para determinarlo son:

Tipo de Arcillas

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7.- ORGANIZACION DEL ARBOL DE DECISIÓN (Fig. 05.01)

7.1.- Migración de Finos

Corresponde a la zona superior izquierda del Arbol de Decisión. La migración ocurre cuando la velocidad del fluído producido es suficientemente alta como para arrastrar las partículas, permitiendo que las mismas fluyan a través del wellbore, hasta que se taponan en alguna garganta de la porosidad dentro o fuera del wellbore.-

Luego de la remoción del daño, los finos no disueltos remanentes necesitan ser estabilizados en el lugar usando un sistema Clay Acid. Este método es recomendado para aquellos pozos que registran una rápida declinación de producción despuós de un tratamiento con Mud Acid.-

También puede usarse para pozos con una fractura hidráulica inducida cuya producción declina por invasión de finos dentro del canal empacado (En aquellas fracturas que no registran empotramiento del apuntalante).-

7.2.- Formaciones fracturadas naturalmente

Corresponde a la sección inferior izquierda. En estos casos el daño se localiza en las fisuras naturales ó en la fractura inducida con un alto grado de empotramiento. Este último ocurre cuando el apuntalante utilizado se hunde en la formación dando como resultado una disminución del ancho efectivo de la fractura. Esto se debe a un incremento en la Presión de Cierre por depletación de la formación ó a la presencia de una formación blanda. En estos casos el sistema Clay Acid no es efectivo.-

Una arena fisurada naturalmente es -generalmente- dura, compacta, de baja permeabilidad y porosidad. En estos casos la productividad se origina del sistema fisurado y es allí donde se localiza el daño. El mismo puede deberse a invasión por lodos de perforación que deja residuos sólidos dentro de la fisura. La presencia de sedimentos y arcillas requiere de un tratamiento cuyo mecanismo se basa en la suspensión del daño. Para ello se recomiendan los sistemas sinergéticos como el MSR.

Arenas con carbonatos menores al 20%: El sistema MSR -basado en el sistema Mud Acid- depende de la mineralogía.-

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7.3.- Areniscas calcáreas de alta permeabilidad

Sector inferior central. Estas formaciones poseen una solubilidad mayor al 20% y daño en la matriz por sedimentos y arcillas. Si la BHST > 300 oF, se recomienda el uso de soluciones reactivas no-ácidas (NARS) con agentes dispersantes o floculantes. Si la BHST < 300 oF entonces se recomienda un sistema Clay Acid.-

7.4.- Daños por sólidos provenientes del wellbore

Sector inferior derecho. Son formaciones dañadas en la matriz durante las operaciones de perforación y/ó completación. Generalmente se usa el sistema Mud Acid. Se debe usar una concentración baja de HF si la formación es de baja permeabilidad. En el caso de pozos gasíferos se debe usar alcohol como fluído base y no agua para evitar caída de producción por cambio de mojabilidad. El alcohol incrementa la presión de vapor y disminuye la tensión superficial. Si la formación tiene minerales potásicos (Feldespato, ilita), entonces se debe usar un sistema Clay Acid.-

7.5.- Otros aditivos

Este Arbol de Selección no incluye un señalamiento de los aditivos pues los mismos no han sido diseñados para la remoción del daño, pero sí son considerados como una parte integral del diseño del tratamiento.-

Los precipitados de Hierro estan señalados como problemas. La clorita contiene algo de hierro en su composición, pero su solubilidad es muy baja en HCl. La mayoría de los problemas con el Hierro viene de la tubería, por ello es importante limpiar la tubería antes de un tratameinto de estimulación (Servicio TubeClean).-

8.- COLCHONES Y SOBREDESPLAZAMIENTOS:

Los colchones (Preflush) y sobredesplazameintos (Overflush) deben ser utilizados para incrementar la eficiencia del tratamiento y no deben faltar en ningún diseño. Ellos deben aplicarse usando las siguientes reglas:

8.1.- Colchon (Preflush)

Usualmente se usa HCl, el cuál cumple las siguientes funciones:

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Disuelve una gran cantidad de carbonatos para minimizar la precipitación de Fluoruro de Calcio. El ácido acético puede reemplazar al HCl. Actúa como un espaciador de pH bajo y un agente acomplejante que ayuda a minimizar la tendencia de los compuestos de hierro a precipitarse en el HCl gastado.-

Otros aditivos, como el Xileno -con o sin HCl- pueden ser usados para remover asfaltenos y parafinas; mientras que los Solventes Mutuales (U066, A-Sols, etc) pueden ser usados si son compatibles con el crudo de formación. Estos son normalmente combinados con HCl ó Cloruro de Amonio. También se usan surfactantes, estabilizadores de arcilla y agentes acomplejantes.-

8.2.- Sobredesplazamiento (Overflush)

Su rol principal es desplazar el tratamiento más allá de los 4 pies radiales desde el wellbore. Los productos precipitados del ácido gastado dañarán menos si se depositan en esta zona lejana.-

Los fluídos recomendables como sobredesplazamiento son:

Pozos Petrolíferos: Cloruro de Amonio

HCl al 5 - 7.5%

Diesel Oil

Pozos Gasíferos: Cloruro de Amonio

HCl al 5 - 7.5%

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