7.1. TRABAJOS DE ESTIMULACIÓN.- Una estimulación puede ser el achicamiento o pistoneo que se realiza en un pozo para alivianar su columna hidrostática, influenciada generalmente por agua, y permitir que el pozo fluya. De igual manera, el recañoneo sobre p

40  15  Descargar (0)

Texto completo

(1)

CAPITULO VII

7. OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO.-

Las operaciones de reacondicionamiento tienen el propósito de rehabilitar y mejorar las condiciones de las formaciones productoras luego que éstas han dejado de producir o su producción es deficiente, por escasa o alto contenido de agua y/o gas. Existen variadas operaciones de reacondicionamiento. Con el ánimo de tratarlas independientemente se las ha clasificado en: a) Trabajos de estimulación, b) Trabajos de reparación y c) Trabajos mecánicos. Cada uno de éstos es considerado a continuación.

Los trabajos de reacondicionamiento no siempre son exclusivamente de estimulación, o de reparación, o mecánicos sino que en ocasiones puede incluir la combinación de los tres tipos de trabajos o también dos de ellos y pueden ser ejecutados en cualquier orden.

7.1. TRABAJOS DE ESTIMULACIÓN.-

Una estimulación puede ser el achicamiento o pistoneo que se realiza en un pozo para alivianar su columna hidrostática, influenciada generalmente por agua, y permitir que el pozo fluya. De igual manera, el recañoneo sobre punzados que no aportan suficiente nivel de fluido en el pozo, también es una estimulación. Sin embargo, en este capitulo, nos referiremos como estimulación a los tratamientos efectuados a la formación mediante ácidos y otros compuestos químicos a presiones moderadas de admisión o que bombeados a altas presiones pueden fracturar hidráulicamente la formación para ubicar el ácido activo a mayor profundidad. En el primer caso diremos que se trata de una acidificación y en el segundo de una fracturación o un fracturamiento.

7.1.1. ACIDIFICACIÓN.-

Es un método de estimulación de pozos de petróleo y gas que se basa fundamentalmente en las propiedades de diversos ácidos que atacan y limpian la formación petrolífera. El primer propósito de un tratamiento ácido es disolver la roca, de este modo agranda los canales existentes y abre nuevos canales en la formación por las reacciones químicas que se realizan entre el ácido y los elementos constitutivos de la matriz de la zona productora, como se observa en la figura 113.

figura 113

La capacidad de producción de un pozo que contiene petróleo o gas en los poros de la formación depende de la presión en la formación (energía del yacimiento), la cual debe ser lo suficientemente elevada para forzar el

producto al pozo y de la comunicación de los poros entre si, propiedad última que se mide como "permeabilidad".

En las formaciones petrolíferas pueden producirse daños importantes, tanto superficiales como profundos, que afectan la producción. Por medio de ataque con ácidos adecuados a las características físicas y químicas de la formación puede restituirse la permeabilidad original o incrementarla, mejorando con ello el flujo de fluidos en la zona critica del pozo. Rocas de yacimiento de piedra caliza o dolomita, que contienen minerales solubles en ácidos, frecuentemente requieren un tratamiento con ácidos hidroclóricos. Tales rocas de yacimiento muchas veces tienen baja permeabilidad o no tienen porosidad continua y no desarrollan ratas comerciales de producción hasta que son tratadas con ácidos. El ácido, forzado hacia la formación a través de las paredes del pozo bajo presión hidrostática o de bombeo, entra a los canales de drenaje tributarios al pozo, disuelve las superficies expuestas de piedra caliza y aumenta la permeabilidad de la formación alrededor del pozo.

El empleo de ácidos en pozos de petróleo se remonta al año 1930, en que el método era muy poco desarrollado y el riesgo de corrosión del casing y otros elementos era muy grande, por lo que el daño producido a menudo, superaba los beneficios obtenidos. En la actualidad, a la par con el desarrollo tecnológico, se han elaborado productos para eliminar los serios problemas de corrosión de metales y controlar la formación de emulsiones entre el ácido y el petróleo o gas; así como también técnicas para situar al ácido en el lugar donde su acción es necesaria y no por ejemplo en las zonas de agua, donde entonces es peor el remedio que la enfermedad.

El material básico del proceso es el ácido clorhídrico comercial (HCl), también llamado ácido muriático. Se le agrega agua en las proporciones necesarias para obtener la concentración adecuada y también inhibidores de corrosión, agentes desemulsionantes y otros productos destinados al mejor éxito de la operación. El ácido clorhídrico es también la base para la preparación del ácido fluorhídrico (HF), utilizado cuando las formaciones están constituidas por areniscas, y entonces, los minerales al atacar no son carbonatos, sino compuestos de sílice.

El equipo utilizado para el proceso consiste en la unidad de bombeo y los tanques para las soluciones ácidas y demás fluidos. En algunos casos se utiliza equipo auxiliar, como ser mezcladores para la preparación de geles, mezclas o emulsiones.

(2)

gaseoso. La concentración de esta solución expresa el porcentaje (%) en peso del ácido clorhídrico en la solución. O sea, que para determinar el peso de ácido clorhídrico presente en 1 Lt. de solución, se debe conocer la concentración y el peso especifico.

EJEMPLO: El ácido clorhídrico al 15% tiene un peso específico de 1,075 gr/ml, o sea, que 1 Lt. de solución contiene:

1000 ml x 0.15 x 1,075 gr/ml= 161,25 gr.

Si a 1 Lt. de ácido clorhídrico al 15% le agregamos 1 Lt. de agua, el peso del ácido en la solución permanece constante. Tendremos 2 Lts. de solución que tendrá el mismo poder de reacción que el Litro inicial.

Por razones de economía (evitar el transporte de agua), el ácido lo compramos concentrado. La máxima concentración comercial que indica el límite de solubilidad del gas en el agua es del 33% al 38%. Luego lo diluimos a la concentración conveniente según el tratamiento a realizar.

Para preparar una solución diluida a partir del concentrado debemos conocer las concentraciones y el peso específico de ambos.

Vimos en el ejemplo anterior que 1 Lt. de solución HCl al 15% contiene 161,25 gr. de ácido. Si queremos entonces preparar 1000 Lts. de solución al 15%, necesitamos 161,25 Kg. de ácido.

Si partimos de una solución al 35% a la corresponde un peso específico de 1,1779 gr/ml, cada litro contendrá:

1000 ml x 0,35 x 1,1779 gr/ml = 412,2 gr. de ácido

Si cada litro contiene 412,2 gr. de ácido, 161,25 Kg. necesarios para preparar 1000 Lts, de solución al 15%, estarán contenidos en:

161, 25

——— = 391 Lts. 0.4122

391 Lts de solución concentrada al 35% y el resto, hasta los 1000 Lts., será agua:

1000 - 391 = 609 Lts. de agua.

Estos razonamientos nos permiten escribir la siguiente ecuación: Vc x %c x Peso espec.c = Vs x %s x Peso espec.s

donde: c = Concentrado s = Solución.

O sea, que para determinar el volumen de ácido concentrado necesario para preparar una solución, lo resolveremos así:

Vs x %s x P. espec.s Vc = —————————

% c x P. espec.c

Es decir, que para preparar 1000 Lts. de ácido al 15% partiendo de ácido al 35% necesitamos:

1000 x 0,15 x 1,075

Ve = ——————————— = 391 Lts. (103,33 gals) 0,35 x 1,1779

La misma ecuación, expresada en galones (1000 Lts = 264.18 gals), es utilizada de la siguiente manera en el campo, donde el HCl concentrado es de 34%:

264,18 x 15 x 1,075

Ve = ———————— = 106,37 gals. 34 x 1,1779

Existen gráficos y tablas que han sido elaborados mediante este sistema y su utilización permite ahorrarnos el trabajo de realizar las operaciones matemáticas.

7.1.1.1. PENETRACIÓN DEL ACIDO.-

La distancia que penetra el ácido en formaciones de dolomitas y calizas, está determinada por la velocidad del ácido, el régimen de pérdida de fluido en la formación y el régimen de reacción del ácido con la formación. La mayoría de los expertos coinciden en que la máxima penetración de ácido activo se logra cuando el primer incremento de ácido inyectado ha sido completamente neutralizado (deja de reaccionar). A medida que posteriores incrementos de ácido activo cumplen su tarea de reaccionar con las caras de la fractura, no penetran más allá, desde el borde del pozo, que el primer incremento ácido. Después de acidificar, un flujo limpio y sin taponamientos debe existir entre el borde del pozo y los puntos más lejanos de la fractura en la formación. Por lo tanto, es muy importante que los productos solubles de la reacción ácida con la formación y las arenas insolubles, arcillas y esquistos o lutitas e incluso residuos acumulados por oxidación, aflojados por la acción química del ácido, sean completamente eliminados de la formación después de acidificar. Con este propósito se recurre al pistoneo o achicamiento del pozo inmediatamente después de concluido el tratamiento ácido y la posible producción del pozo terminará limpiando los canales de flujo.

(3)

7.1.1.2. FLUIDOS DE TRATAMIENTO.-

Generalmente las soluciones de ácido clorhídrico preparadas en porcentajes hasta el 28% en peso, son inhibidas para limitar su acción corrosiva en tubing y casing. Es usualmente modificado mediante otros compuestos químicos que le incluyen alta viscosidad, baja pérdida de filtrado, baja tensión interfacial, no emulsionable, retardado, secuestrante y otras características que le permiten cumplir ciertas condiciones especiales del pozo en tratamiento.

Otros tipos de ácidos, tales como el fluorhídrico, acético y fórmico, son usados para resolver problemas de tratamiento en formaciones especiales; dependiendo de la Cia. de servicios que ejecuta la operación.

Los fluidos utilizados en un tratamiento, tienen mucho que ver con la solubilidad del yacimiento. Como regla general, formaciones con menos del 10% de solubilidad no son estimuladas con ácido clorhídrico (HCl). Sin embargo, el HCl puede ser aplicado a cualquier tipo de formación para eliminar el daño (skin damage). Hay, por supuesto muchas excepciones a esta regla del 10%. Por ejemplo, si la sección soluble de una formación está constituida de arena consolidada, la acidificación puede ser menos efectiva que cuando estratos longitudinales de dolomitas o calizas están presentes. Esto es especialmente cierto cuando la formación de dolomitas-calizas es de bajo promedio de solubilidad.

Formaciones de dolomitas y calizas tienen un alto grado de reacción con HCl y un moderado grado de reacción con ácido fórmico y acético. La reacción de estos ácidos con formaciones de areniscas, sin embargo, es limitada a la cantidad de material calcáreo presente en la formación.

Pero, el ácido fluorhídrico (HF) reacciona con areniscas, sedimentos, arcillas y la mayoría de los fluidos de perforación, y ha sido encontrado muy eficiente en la estimulación de yacimientos de areniscas.

Puede decirse que "los cuatro grandes" ácidos adecuados para la estimulación de pozos, son: clorhídrico, fluorhídrico, acético, y fórmico, por ser económicamente efectivos. Cada uno de ellos es brevemente descrito, detallando sus propiedades más importantes:

A. ÁCIDO CLORHÍDRICO (MURIÁTICO (HCl)): Aunque el gas seco ácido clorhídrico no es corrosivo, la solución acuosa del mismo reacciona con todos los metales comunes y la mayoría de los compuestos de tales metales, incluyendo los carbonates de calcio y magnesio que comprende la mayor proporción de las formaciones productivas de gas y petróleo en el mundo. El ácido muriático puro es un líquido incoloro, pero toma un tinte amarillento cuando se contamina con hierro o sustancias orgánicas. Soluciones acuosas de

HCl son obtenibles en concentraciones de hasta 23.5 Be (escala Baumé) o 38.7% en peso de gas ácido clorhídrico.

Debido a sus cualidades más deseables, el HCl es usado en mayores volúmenes que cualquier otro ácido en la industria petrolera. Es fácil de obtenerlo comercialmente en grandes cantidades. Tiene un relativo bajo costo y aunque es relativamente fácil de manipular, debe tenerse cuidado, sus vapores son irritantes de la piel y membranas mucosas y en soluciones concentradas puede causar quemaduras graves. Posee una excelente velocidad de reacción en formaciones de calizas y dolomitas, y comúnmente no forma precipitados insolubles.

Aunque disponibles, otros dos ácidos poderosos son raramente usados. Ácido sulfúrico (H2SO4) forma sulfates insolubles y ácido nítrico (HNO3) que a menudo forman gases venenosos durante su reacción.

B.- ÁCIDO FLUORHÍDRICO (HF): Se presenta como un líquido, ya sea en forma anhidra (donde es fumante y corrosivo) o en solución acuosa (como es usado por compañías de servicio). A causa de su bajo punto de ebullición, 66.9 °F (19.2 °C), en la forma anhidra, que generalmente es inferior a las temperaturas a la cual es transportado y bombeado, debe mantenerse en containeres especiales presurizados cuando es usado en esta forma.

El ácido fluorhídrico (HF) ataca sílice y silicatos, tales como vidrio y concreto. También ataca caucho, cuero, ciertos metales tales como 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 clorhídrico. Las sales de flúor dejan libre HF cuando son disueltas en HCl. Concentraciones de HF en soluciones de HCl varían de 0,5% al 9%. El HF es venenoso. Solo o mezclado con HCl, debe ser manejado con sumo cuidado.

C. ÁCIDO ACÉTICO (CH3COOH): Este ácido orgánico incoloro es soluble en agua en cualquier proporción y en la mayoría de los solventes orgánicos. Aunque mezclas de ácido acético con agua (como se usa en la estimulación de pozos) son consideradas corrosivas para la mayoría de los metales, la velocidad de corrosión es mucho menor que la de los ácidos clorhídrico y fluorhídrico (HC1 y HF).

(4)

horas, como cuando el ácido se utiliza como fluido de desplazamiento en un trabajo de cementación.

Ácido acético puro (conteniendo menos del 1% de agua) es conocido como acético glacial debido a la apariencia de hielo de los cristales ácidos).

D. ÁCIDO FORMICO (CHOOH): Siendo el más simple de los ácidos orgánicos, el ácido fórmico es completamente miscible (capaz de ser mezclado) con agua. En solución forma un ácido más poderoso que el acético. Por otro lado, sus propiedades son paralelas a las del ácido acético.

En la estimulación de pozos petrolíferos es más frecuentemente utilizado en combinación con el HCl como un ácido retardador para pozos de alta temperatura. El porcentaje de ácido fórmico usado en tales aplicaciones normalmente es de 8% al l0%.

Ya que el ácido fórmico es vesicante (tiene el poder de causar ampollas), debe ser manipulado con cuidado.

7.1.1.3. APLICACIONES EN CALIZAS, DOLOMITAS Y ARENISCAS.- La mayoría del gas y petróleo proviene de formaciones de calizas (CaC03) y dolomitas (CaMg(CO3)2), ya sea en forma relativamente pura o en forma de carbonatos o arenas silicosas cementadas juntamente con material calcáreo (CaCO3). Formaciones de areniscas, que contienen petróleo o gas, están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadas juntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcillas. En base a los cuatro ácidos más conocidos para la estimulación de pozos, expresamos a continuación las reacciones químicas más clásicas que ocurren al actuar dichos ácidos con las distintas formaciones. El ácido disuelve parte de la formación en la manera descrita a continuación y puede también disolver otros materiales solubles al ácido, que están restringiendo o bloqueando el flujo de gas o petróleo desde la formación. Removiendo tales restricciones, la acidificación de la matriz promueve la capacidad de flujo del pozo.

A. REACCIONES DE LOS ÁCIDOS CLORHÍDRICO, ACÉTICO Y FÓRMICO CON CALIZAS:

Ácido Clorhídrico:

A.l. 2HCl + CaCO3 —-—> CaCl2 + H20 + CO2 Acido Acético:

A.2. 2CH3COOH + CaCO3 --Æ Ca(CH3COO)2 + H20 + CO2

Acido Fórmico:

A.3. 2CHOOH + CaCO3 --ÆCa(CHOO)2 + H2O + CO2

B. REACCIÓN DEL ACIDO CLORHÍDRICO CON DOLOMITAS:

4HC1 + CaMg(CO3)2 --Æ CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2

C. REACCIÓN DEL ACIDO FLUORHÍDRICO CON ARENISCAS:

4HF + SiO2 --Æ SiF4 + 2H2O

Es necesario advertir que las técnicas de acidificación en cuanto a diversidad de nombres y composiciones químicas, dependen de la Compañía de Servicios que se utilice y pueden ser muchas. Generalizaremos el procedimiento de acidificación y solo nos limitaremos a nombrar alguna o algunas técnicas más conocidas y aplicadas en trabajos de estimulación que se han realizado en pozos del Nororiente del país, que pertenecen a PETROECUADOR.

7.1.1.4. ACIDIFICACIÓN DE CALIZAS Y DOLOMITAS.-

Cuando acidificamos cualquiera de estas formaciones, el ácido penetra en la matriz de la formación a través de poros o fracturas naturales, o inducidas de la roca; el tipo de acidificación depende generalmente del régimen de bombeo y el número y tamaño de las fracturas. Las siguientes dos formas de penetración del ácido, constituyen los dos métodos básicos de acidificación de calizas y dolomitas: Acidificación de la matriz y acidificación a través de fracturas naturales. Como en estos métodos la profundidad de penetración es necesariamente limitada, un tercer método de fractura ácida, es considerado. A continuación se resume dichos métodos:

(5)

formación. Mientras el ácido penetra la roca matriz, ensancha los espacios porosos, continuando este procesó hasta que el ácido pierde su efecto. En formaciones no fracturadas la matriz solo puede ser acidificada cuando la presión de tratamiento permanece menor que la presión de ruptura de la roca. Acidificando la matriz, el área de contacto entre el fluido y la formación es muy grande, por lo tanto la presión de fricción aumenta rápidamente a medida que el régimen de bombeo aumenta. Ya que la acidificación de la matriz debe hacerse a bajos regímenes de bombeo, se limita generalmente a remover el daño superficial de la formación (trabajos de "lavado"). Ensanchando los canales de flujo, los materiales causantes del daño pueden ser eliminados de la formación. Tratando daños de formación tales como revoque de lodo e incrustaciones, debe tenerse cuidado de hacer el tratamiento a presiones inferiores que la de fractura para evitar la fractura más allá del área dañada. Para obtener máxima penetración acidificando la matriz, el ácido debe poseer baja viscosidad y baja tensión superficial. Ácidos gelificados y emulsionados no deben ser usados ya que su viscosidad y tensión interfacial aumenta considerablemente la presión de inyección.

B. ACIDIFICACIÓN A TRAVÉS DE FRACTURAS NATURALES: La mayoría de las formaciones de calizas y dolomitas producen a través de una red de fracturas. Normalmente un intervalo aceptará ácido a través de los espacios porosos. La solución del ácido reacciona con las paredes del canal de flujo, incrementando el ancho y la conductividad de la fractura.

Como el ácido comienza a reaccionar inmediatamente al contactar las calizas o dolomitas y se debilita a medida que la distancia al borde del pozo aumenta, la penetración es definida como la distancia que el ácido activo puede ser desplazado en la formación. La velocidad del ácido en una formación fracturada es determinada primeramente por su régimen de inyección; luego la penetración más profunda puede ser obtenida de un régimen de presión de bombeo que sea ligeramente inferior a la presión requerida para crear fracturas adicionales. Cualquier presión superior a la óptima va a ensanchar las fracturas existentes y abrirá nuevas, disminuyendo la velocidad de fluido. La reacción del ácido probablemente tenga el mayor efecto en la profundidad de penetración. Varios sistemas de ácidos han sido desarrollados por las Compañías contratistas para retardar la acción del HCl con calizas y dolomitas para permitir una mayor penetración de ácido, activo.

Las calizas reaccionan más rápidamente que las dolomitas, las dolomitas más rápidamente que las areniscas.

El incremento de temperatura de fondo del pozo acelera la reacción del ácido, mientras que mayor presión la retarda.

C. FRACTURA ÁCIDA: Un tercer método de acidificar calizas y dolomitas es bombear la solución de tratamiento a altos regímenes de presión para fracturar hidráulicamente la formación, para ubicar el ácido activo a mayor profundidad. Siendo el ácido por si mismo un fluido ineficaz para fracturar, agua o salmuera con agentes gelificantes y aditivos de pérdida de filtrado pueden ser usados como punta de lanza para crear las actuales fracturas. El ácido así remolcado entra y reacciona con las paredes de las fracturas inducidas. (Esta técnica de Spearhead Acid Control - SAC - es desarrollada por la Compañia BJ Hughes).

Para obtener la máxima capacidad de flujo con esta técnica, el ácido debe "morder" una irregular superficie de las caras de la fractura. Las fracturas tienden a cerrarse luego del tratamiento, pero la creación de una "mordedura" irregular puede mantener la comunicación entre el borde del pozo y las fracturas más profundas.

Tres factores que influyen en la clase y cantidad de irregularidades en fracturas ácidas son: propiedades de la roca, tipo de ácido y tiempo de contacto. A continuación se explica cada uno de éstos:

C.1. PROPIEDADES DE LAS ROCAS: La mayoría de las formaciones de dolomitas y calizas varían a la solubilidad del ácido aun en la misma formación. El ácido atacará tales formaciones a diferentes velocidades, dejando una superficie irregular.

Otro factor es la fractura que existe naturalmente. Esto ocurre en periodos y tamaños casuales, contribuyendo a una irregular configuración final.

C.2. TIPOS DE ÁCIDOS: Este es un factor igualmente importante. Ácidos químicamente retardados son efectivos siendo precedidas por un preflujo de hidrocarburos conteniendo surfactantes que mojan la formación con petróleo. Debido a la composición de la roca, el surfactante deja una capa discontinua de petróleo en las caras de la fractura. La acción destructora del ácido es entonces irregular, creando un patrón irregular de mordeduras.

Ácidos emulsionados también son usados. Aquí el patrón de mordedura resultante es influenciando por el régimen al cual el ácido penetra a la fase externa de hidrocarburos y reacciona en la cara de la formación.

(6)
(7)
(8)
(9)

7.1.1.5. ACIDIFICACION DE ARENISCAS

Sabemos que la mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo (SiO2) ligadas entre si por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, sílice y arcilla. La cantidad de reacción con el ácido clorhídrico, fórmico y acético, se limita a la cantidad de

material calcáreo presente en la formación Sin embargo, el SiO2 y la arcilla, juntamente con el material calcáreo, van a reaccionar con el ácido fluorhídrico (HF) aún cuando el régimen de reacción es bajo comparado con el ácido clorhídrico (HC1) en calizas.

Ya que el ácido fluorhídrico reacciona con areniscas, sedimentos, arcillas y la mayoría de los lodos de perforación, ha sido hallado efectivo para eliminar da de formaciones en la estimulación de yacimientos de areniscas. El ácido fluorhídrico es normalmente usado en combinación con l HC1 en mezclas que varían en concentraciones de 6% de HC1 -1/2% de HF al 28% HCl-9% de HF. La concentración más común es de 15% de HCl y 3 o 4% de HF.

El ácido clorhídrico en estas formulaciones tiene tres propósitos.

a. Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio.

b. Para disolver el material soluble al HCL y por consiguiente prevenir el desgaste

prematuro de HF.

c. Para prevenir la precipitación de Fluoruro de Calcio.

Los factores básicos de control relativos a la reacción del HF en la matriz son la temperatura, concentración de ácido, presi6n, composición química de la roca de formación y la relación volumen de la roca.

La temperatura tiene un marcado efecto en el régimen de reacción de HF en arena y arcilla. El régimen de reacción se duplica aproximadamente por cada 50 °F (10 °C), de incremento de temperatura. La velocidad de reacción también se dobla a medida que la concentración se duplica. Una solución de HF al 4% reacciona dos veces más rápido, por ejemplo, que una solución al 2%. Sorprendentemente el régimen de reacción también se incrementa con presión, a pesar del hecho que la mayoría de las reacciones que producen un gas (tales como las reacciones del HF en silicatos) son retardadas por la presión. Se cree que la formación de ácido fluosilícico, H2SiF6 , a partir del gas producido, tetrafluoruro de silicio (SiF4 ), contribuye a la reacción total en la formación, lo que puede explicar el incremento de la velocidad de reacción del HF bajo presión.

(10)

ejemplo, el HF reacciona con arcillas a una mayor velocidad que con areniscas y con material calcáreo a mayor velocidad que con arcillas.

El fluor es un elemento muy reactivo y debido a que la composición de la arenisca es variable, muchos productos de reacción se forman cuando formaciones de areniscas son estimuladas con HF. Por ejemplo, el fluoruro de calcio se forma cuando el HF reacciona con carbonato de calcio.

2HF + CaCO3= CaF2 + H2O+ CO2

Carbonato Fluoruro Dióxido Ac. Fluorhídrico + de = de + agua + de

Calcio Calcio Carbono

Por lo tanto, mientras el ácido activo esté presente, el fluoruro de calcio, un producto indeseable, permanece ionizado y en solución. Pero, en ausencia de fluorhídrico o clorhídrico, el fluoruro de calcio puede ser precipitado. Manteniendo un bajo PH y no dejando el ácido mucho tiempo en el pozo, obtenemos la seguridad de que no precipite el fluoruro de calcio.

Un preflujo de ácido clorhídrico es también usado para reaccionar con el calcio y el magnesio, para eliminarlos de la formación. Los iones de potasio y sodio que puedan estar presentes en el agua de formación pueden reaccionar con el ácido fluorhídrico para formar los precipitados insolubles de hexafluosilicato de sodio o potasio (Na2SiF6 o K2SiF6 ).

Donde existe esta posibilidad, un preflujo de ácido clorhídrico debe ser usado delante de la solución de tratamiento de fluorhídrico para desplazar el agua de la formación, además, salmuera o agua de mar no deben ser usadas para preparar el fluido de tratamiento.

7.1 .1.6. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE ACIDIFICACION A. VELOCIDAD DE REACCION :

La velocidad de reacción entre un ácido y una formación soluble depende de la temperatura, presión, tipo y concentración de ácido y la clase de formación con la que reacciona. Altas velocidades de reacción pueden ser empleadas para eliminar daños del borde del pozo, pero una reacción más lenta es preferible para fracturas ácidas.

La efectividad de un tratamiento ácido para mejorar la producción de petróleo depende esencialmente de la habilidad del ácido para reducir la resistencia del flujo de petróleo de la formación a la cabeza del pozo. El tratamiento ácido

puede superar o reducir varias clases de resistencias al flujo, tales como: a) baja permeabilidad natural de la formación, b) conductividad ilimitada de fisuras naturales o inducidas, c) da a la formación debido a lodos de perforación y fluidos de completación o por arcillas inchadas, d) permeabilidad reducida en la vecindad del borde del pozo a causa de incrustaciones, e) reducción del diámetro efectivo del tubing como resultado de una acumulación de incrustaciones.

La velocidad de reacción significa el tiempo que debe transcurrir para que la reacción se haya completado. Generalmente se considera completa la reacción cuando se consumido el 90% del ácido, ello se debe por una parte a que la reacción progresa muy lentamente cuando la concentración llegó a un valor muy bajo y por otra, porque es deseable que, la solución se mantenga ácida (PH bajo), porque así mantiene a los productos de reacción en solución evitando la precipitación de los mismos en la formación, lo que significaría dañarla.

La temperatura y la presión son factores que afectan la velocidad de reacción, la velocidad aumenta con la. temperatura y disminuye con la presión (excepto con el HF, en que la velocidad de reacción aumenta con la presión) . Según la aplicación que se dará a la solución ácida se necesitará mayor o menor velocidad de reacción, razón por la cual las Compañías de Servicios han diseñado distintos sistemas a aplicarse según el caso. Por ejemplo, mediante emulsiones de ácido-kerosene se retarda la velocidad de reacción.

B. TENSION SUPERFICIAL:

Es importante en la estimulación de pozos petrolíferos debido a su influencia en la formación y rotura de las emulsiones petróleo-agua, en la remoción de bloqueo de agua, en la penetración del ácido en materiales porosos tales como incrustaciones, en la dispersión y suspensión de fluidos y en la resistencia de recuperación del ácido gastado.

(11)

Debido a que esto es un fenómeno puramente de superficie, puede ser radicalmente modificado por las moléculas de ciertos productos químicos orgánicos conocidos como surfactantes (agentes tenso activos). El efecto de estos surfactantes es de “movilizar” la superficie del liquido, rompiendo esa piel obstructora y reducir la tensión superficial.

C. CONCENTRACION:

La concentraci6n del ácido usado en la estimulación de pozos varía del 3% al 28% (por peso en agua), dependiendo del ácido a usar y de factores tales como: a) tiempo de reacción b) corrosión de cañerías, c) solubilidad de la formación, d) efecto de los productos de reacción, e) mecanismo de mordedura de la formación, f) características emulsionantes y de formación de sludge (sedimento o sedimentos de asfalteno) del crudo y, g) efectividad del desemulsionante en la formulación del ácido.

Tal como es aplicado en la estimulación de los pozos petrolíferos, el término “concentración” significa la fracción en peso de material activo en solución, expresado como un porcentaje. El solvente de costumbre es el agua. Las concentraciones óptimas de los ácidos utilizados son determinadas por ensayos de laboratorio y experiencias de campo.

D. VISCOSIDAD:

Es definida como la propiedad de un fluido para resistir la fuerza tendiente a causar el movimiento de dicho fluido. La unidad de medida de la viscosidad es el centipoise (CP), que es la centésima parte del poise, este último expresado en gramos sobre centímetro por segundo:

seg cm

gr poise

*

Ya que los sistemas de ácido son a base de agua, su viscosidad es alrededor de un centipoise y actúan como fluidos newtonianos, con propiedades de flujo fáciles de predecir. Pero, cuando son alterados por el agregado de aditivos gelificantes o polímeros o cuando son combinados con hidrocarburos para formar emulsiones viscosas se transforman en fluidos no-newtonianos y de comportamiento más complejo. Generalmente ácidos newtonianos de baja viscosidad se usan para acidificar la matriz, mientras que las soluciones de tratamientos viscosos no newtonianos son usadas frecuentemente para acidificar fracturas naturales y en fracturas ácidas.

E. CORROSION (NO ADITIVA):

La velocidad de corrosión del ácido clorhídrico no inhibido hacia los metales es determinada mayormente por la temperatura, la concentración del ácido y la composición del metal que contacta. Incrementando la concentración y/o la temperatura aumenta abruptamente la velocidad de corrosión. Solo unos pocos metales comerciales son resistentes a la acción del ácido clorhídrico (HCl) no inhibido.

La corrosión de metales en el pozo es un fenómeno que tiene lugar durante el tratamiento ácido, el cual es aceptado siempre y cuando se lo controle para que no pase de determinados valores. Ese control se efectúa mediante inhibidores de corrosión.

El proceso de corrosión es electrolítico y se produce según una secuencia de etapas. La acción del inhibidor consiste en interrumpir esa secuencia, lo cual disminuye la intensidad de la corrosión; la misma que se mide por el peso del metal corroído por unidad de área y por día. En unidades inglesas se da en libras/pie2 /día y se comparan los resultados obtenidos sin inhibidor y con inhibidor. Se acepta como Standard un máximo de corrosión de 0.05 libras/pie2 /día. Como generalmente un tratamiento ácido solo dura unas pocas horas, la corrosión resulta despreciable.

F. PRESION DE FRICCION:

Puede ser definida como la presión (o carga) por el flujo del agua u otros fluidos como resultado de la fricción entre el fluido en movimiento y las paredes del conducto. La presión de fricción de un ácido base agua, como su viscosidad, es muy similar a la del agua. Para corregir la desviación con respecto al agua en tratamientos ácidos, un factor igual al peso especifico del ácido se usa en la ecuación de pérdida por fricción:

» » » ¼ º « « « ¬ ª » » » ¼ º « « « ¬ ª AGUA DEL FRICCION DE PRESION DELACIDO ESPECIFICO PESO ACIDO DEL FRICCION DE PRESION *

(12)

Cuando se bombean soluciones de tratamiento ácido, la pérdida de carga causada por la fricción entre el fluido y las paredes del tubing pueden ser reducidas hasta un 60% con agentes reductores de fricción.

7.1.1.7. ADITIVOS PARA FLUIDOS DE ACIDIFICACION

A. AGENTES TENSOACTIVOS (SURFACTANTES, DESEMULSIONANTES):

Cuando se mezclan dos líquidos tales como agua y alcohol, que son completamente miscibles, significa que se pueden mezclar en cualquier proporción sin la separación de los componentes. Pero, cuando se mezclan dos líquidos como petróleo y agua, se separan en dos capas. La superficie que se forma entre los dos líquidos inmiscibles se llama interfase. Esta interfase actúa como una película o membrana invisible para prevenir el mezclado de los liquidas. La fuerza necesaria para romper esta película molecular es una medida de la resistencia de la interfase, es la llamada tensión interfacial algunos factores que afectan la tensión interfacial entre petróleo-crudo y agua de formación son la temperatura, presión, gas en solución, viscosidad, peso especifico y la presencia de agentes tenso activos (surfactantes).

La mezclan de dos fluidos que no son solubles entre si se va a separar en dos fases, o lo que es peor, si los agitamos vigorosamente se produce una suspensión de gotas de un liquido en la masa del otro. Es el caso de agua y crudo originando una emulsión de elevada viscosidad. Esa viscosidad es la responsable a su vez de la disminución de la producción del pozo.

La emulsión es la mezcla forzada de dos líquidos inmiscibles o parcialmente inmiscibles (tales como agua y petróleo), en la cual pequeñas gotitas de un fluido permanecen suspendidas en el otro. Pueden ser más o menos viscosas; pueden ser estables o inestables, por ejemplo pueden separarse por si mismas o nunca separarse a menos que sean tratadas con calor o con un agente desemulsionante.

Los surfactantes son productos químicos que tienen la propiedad de disminuir la tensión superficial o interfacial y que nos permiten en consecuencia controlar la formación de emulsiones o destruir las que están formadas. Cuando se inyecta una solución ácida en una formación petrolífera, el movimiento de un fluido a través del otro en los finísimos canales, hace

posible la formaci6n de una emulsión cuya elevada viscosidad reduce la posibilidad de fluir el producto al pozo en función de la permeabilidad de la formación. Para que ello no suceda, debemos agregar a la solución ácida un reductor de la tensión superficial, el cual disminuye la estabilidad de la emulsión; o sea, incrementa la separación entre fluidos. Con ello se reduce la viscosidad a los valores originales del agua y del crudo.

Debe seleccionarse, en tipo y cantidad, el mejor agente desemulsionante (surfactante) para cada caso en particular, porque su acción depende fundamentalmente de las características de cada crudo. Para ello se hace ensayos de laboratorio. Una concentración de surfactante que es efectiva en una combinación de ácido clorhídrico al 15% y petróleo crudo no es necesariamente efectiva en una concentración mayor de ácido y se requiere un porcentaje mayor de surfactante. En muchos casos una mayor cantidad de producto químico elegido no será capaz de prevenir la emulsión y un surfactante más eficaz deberá ser utilizado.

B. INHIBIDORES:

En la actualidad ningún pozo se acidifica sin usar un inhibidor químico que proteja la tubería de la corrosión. Dos tipos de inhibidores, orgánicos y arsénicos (inorgánicos), son efectivos en retardar la acci6n del ácido con el acero. La velocidad de corrosión también es influenciada por factores tales como concentración de ácido, temperatura y fondo del pozo, tipo de tubing usado y tiempo de exposición al ácido.

Los inhibidores retardan la velocidad de reacción del ácido con el acero, deteniéndola en límites prácticos. Tanto el compuesto de arsénico como inhibidores orgánicos actúan interfiriendo la producción de hidrógeno en la región catódica más que ejerciendo una acción directa con la solución del metal.

La aplicación de los inhibidores se complica por la presencia de otros aditivos en la so1ución ácida de tratamiento.

(13)

C. SECUESTRANTES:

Los tratamientos ácidos pueden precipitar hidróxidos de hierro insolubles al agua producidos a partir de incrustaciones de sulfuro de hierro, carbonato de hierro y óxido de hierro; que se encuentran en el tubing, casing, pozos inyectores y la formación. Estos depósitos de incrustaciones de hierro han sido un costoso y continuo problema para la industria petrolera desde sus comienzos, puesto que no solo restringen directamente la producción o inyección, sino que también producen efectos indeseables durante la estimulación por tratamientos con ácidos.

Cuando una solución de ácido clorhídrico es inyectada a través del tubing o casing, ésta disuelve parcialmente cualquiera de las incrustaciones de hierro y transporta los compuestos a la formación como solución de cloruro de hierro. Además, compuestos o minerales de hierro pueden estar presentes en la formación y también serán disueltas por el ácido.

Los productos químicos llamados agentes secuestrantes son usados en as acidificaciones para controlar la precipitación de depósitos de hierro a partir de la so1ución del ácido gastado. Agregados al ácido clorhídrico, estos secuestrantes previenen la reacción acostumbrada de hierro-ácido gastado por un determinado periodo de tiempo. La mayoría de los agentes secuestrantes son ácidos orgánicos tales como el ácido acético, cítrico o láctico, o mezclas de estos ácidos. Sin embargo, todos los ácidos orgánicos son igualmente efectivos para reducir o controlar las actividades del hierro. La efectividad de cada ácido es influenciada por varios factores, tal como ser el PH de cada sistema usado, su concentración y la temperatura exterior. Por estas razones, los secuestrantes deben ser sometidos a ensayos de laboratorio a diferentes concentraciones, a condiciones simuladas de PH y temperatura.

D. AGENTES DE SUSPENSION:

Estos agentes mantienen en suspensión las partículas finas de arcillas y compuestos silíceos, que luego de permanecer taponando la permeabilidad de la formación, han sido removidas después de un tratamiento ácido efectuado en calizas y dolomitas con impurezas, para posteriormente ser fácilmente eliminadas de la formación mediante pistoneo o flujo del pozo.

Agentes especiales de suspensión y consecuentemente las propiedades del ácido de suspensión, pueden ser agregadas a la mayoría de los tratamientos de solución ácida.

E. AGENTES REDUCTORES DE FRICCION:

Estos agentes actúan minimizando la cantidad de turbulencias de los fluidos que fluyen por las tuberías.

Todos los reductores de fricción en uso en la actualidad son polímeros naturales o sintéticos de cadena larga. Cuando los polímeros están en estado seco, se asemejan a resortes con espirales bien apretados. Cuando se les agrega agua, los resortes se estiran. Por lo tanto, los polímeros en solución actúan como una multitud de “capas” elásticas que suprimen la turbulencia. La clasificación de los reductores de fricción se la hace por el fluido base. Los dos fluidos base utilizados en la estimulación de pozos son los hidrocarburos (kerosene, diesel y petróleos crudos) y los acuosos (agua, salmuera o soluciones de ácido clorhídrico).

Los agentes reductores de fricción usados con hidrocarburos son polímeros sintéticos y geles jabonosos formados “in situ’, mientras que los agentes para los sistemas acuosos son guar (goma natural) y polímeros sintéticos. A pesar de ello, son muy pocos los aditivos que pueden emplearse como reductores de fricción en soluciones ácidas. Varios polímeros naturales (como el guar), que son efectivos en sistemas de agua y salmuera son totalmente ineficientes en ácido. La reacción química con el ácido rompe el polímero en pequeñas cadenas o en manómeros. Cuando ocurre esto, el polímero no posee la habilidad de suprimir el flujo turbulento y resulta una elevada pérdida de presión por fricción.

F. AGENTES DE CONTROL DE PERDIDA DE FLUIDO:

Debido a su inherente baja viscosidad y alto régimen de reacción con la mayoría de las formaciones productivas, el ácido por si solo es un fluido muy poco eficaz para obtener una penetración profunda. Un aditivo que controla la pérdida de fluido, confina el ácido activo en los canales de flujo, reduciendo su pérdida por filtrado (leak off). Esto resulta en una penetración más profunda en la formación con un determinado volumen de solución de tratamiento.

Según la Cía. BJ HUGHES, ésta ha desarrollado un aditivo efectivo de control de pérdida de fluido, el cual es una mezcla especial llamada PENETRAID A, que ayuda a confinar la solución ácida en los canales de flujo, resultando en una profunda penetración del ácido activo en la formación productiva.

(14)

7.1.2. FRACTURACION

La fracturación hidráulica es un método de estimulación desarrollado para incrementar la productividad en pozos de petróleo y gas, y tiene además otras aplicaciones. Surgió como consecuencia de las observaciones efectuadas durante operaciones de cementación a presión y de acidificación. Se observaba que en algunos casos la presión de admisión en dichas operaciones se elevaba hasta ciertos valores y a continuación se producía una caída de la misma, valor que después se mantenía durante la inyección del fluido. Se conoce ahora que el valor máximo de esa presión es la fuerza requerida para iniciar la fractura de la roca de la formación y que valor de la presión posterior es el necesario para extender esa fractura a mayor distancia del pozo, o incrementar el área de la misma.

Durante la fracturación la partición de la roca se produce en cualquier plano de sedimentación o de debilidad estructural y depende de las condiciones físicas de los sedimentos: como ser la compactibilidad, la plasticidad, la elasticidad, etc. Es decir que se pueden producir fracturas porque los esfuerzos son absorbidos por la roca sin necesidad de vencer la sobrecarga que es función del peso de las capas de roca. Por otra parte, está demostrado que pueden esperarse fracturas verticales con presiones inferiores a las correspondientes al peso teórico.

Mediante estudios teóricos, experimentaciones de laboratorio y resultados de campo, la técnica de fracturación ha alcanzado un desarrollo tal que permite preveer con bastante exactitud los resultados del tratamiento cuando se ha diseñado bien la operación. Actualmente se programan las operaciones en base a la información que se dispone del pozo, el conocimiento de los fluidos utilizados y los límites económicos de retorno de la inversión. La mayor parte de los cálculos se hacen en base a programas que se resuelven por computación obteniéndose así mayor rapidez y exactitud.

El fracturamiento hidráulico en la actualidad es utilizado para cumplir cuatro trabajos básicos:

a. Mejorar la productividad y el recobro final de un pozo por el extendimiento y ensanchamiento de canales de flujo a mayor distancia en el interior de la formación; como solución a problemas de da de formación.

b. Crear fracturas de penetración profunda en el yacimiento para mejorar la productividad de un pozo; creando fracturas de gran área.

c. Ayudaren operaciones de recuperación secundaria (recuperación mejorada). d. Incrementar la rata de inyección de agua salada y disipar el material industrial dentro del arreglo de los pozos, es decir, posibilitar la inyección de aguas residuales en el subsuelo.

En el primer caso se trata de solucionar una disminución en la producción del pozo debido a factores varios que dañan la permeabilidad de la formación. Son operaciones de poco volumen, o sea que interesan a un pequeño radio de penetración del orden de 3 a 6 metros.

La permeabilidad es frecuentemente afectada durante los trabajos de perforación y completación del pozo, formándose una zona relativamente delgada alrededor del hueco, que reduce considerablemente la permeabilidad (ver figura 114).

FIG. 114.- PASANDO POR ALTO ZONAS DE PERMEABILIDAD REDUCIDA:

LA PERMEABILIDADAD DE LA FORMACION PUEDE SER AFECTADA

(15)

petróleo del yacimiento, y movidas hacia el hueco del pozo, podría también tapar gradualmente el área inmediata al pozo. En tal condición, la capacidad productiva de un yacimiento puede aumentarse al, fracturar esta zona proporcionando un canal con resistencia al flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo. La mayor parte de los resultados espectaculares de la fracturación se deben a la posibilidad de aumentar la rata de producción de este tipo de zona a una cantidad diez veces mayor o más que la original. En el segundo caso se trata de formaciones de baja permeabilidad, del orden de 10 milidarcys y que por lo tanto ofrecen una gran resistencia al flujo del petróleo hacia el pozo. En este caso y como no es posible modificar esa permeabilidad, la solución está en incrementar el área de recepción del petróleo, o sea, que dicha área no esté limitada únicamente a la sección donde tenemos los punzados.

En este tipo de formaciones demasiado apretadas, tenemos baja rata de producción debido a que todo el petróleo que se produce debe fluir a través de las zonas de baja permeabilidad que forman las paredes del pozo. La contracción en forma de cuello de botella debida al carácter radial del flujo de fluidos hacia el pozo es responsable de la dificultad de producir ratas altas. Por consiguiente, al crear una fractura bastante penetrante, el límite impuesto por el carácter radial del flujo hacia el pozo en formaciones apretadas puede sobreponerse. El flujo sigue un camino recto hacia la fractura a través de rocas de baja permeabilidad, y de la fractura, zona altamente permeable, fluye radialmente hacia el pozo (Figura 115).

Cuando se trata de formaciones de alta y uniforme permeabilidad, el aumento de producción se debe a la exposición de más superficie o área al hueco; el petróleo que se produce a través de esta ampliación fluye relativamente sin restricción (Figura 116). En general, el porcentaje de aumento de producción debido al ensanchamiento o ampliación del radio del pozo es relativamente bajo.

Respecto a los puntos c y d, la fracturación se utiliza además para incrementar la capacidad de inyección de agua en procesos de recuperación mejorada y también para solucionar: los problemas de líquidos residuales que contaminan el medio ambiente.

Las tres últimas figuras mencionadas realmente representan mecanismos que contribuyen al éxito de la fracturación hidráulica. En todos ellos, las fracturas creadas actúan como colectores de petróleo en toda su superficie, el cual fluye al pozo por esos canales con el mínimo de resistencia. Esto significa que

cuanto mayores sean los canales así formados (cuanto mayor sea el área de fractura) mayor será el incremento de producción que podemos esperar.

FIG. 115.- CAMBIO DE CAMINO DEL FLUJO: EL FLUJO SIGUE UN CAMINO

RECTO HACIA LA FRACTURA Y DE ESTA RADIALMENTE HACiA EL POZO

FIG. 116.- AMPLIACION DEL RADIO DEL POZO: EL AUMENTO DE PRODUCCION EN

FORMACIONES DE ALTA Y UNIFORME PERMEABILIDAD SE DEBE A LA EXPOSICION

DE MAS SUPERFICIE O AREA AL HUECO.

(16)

hidráulica” producida por el bombeo. Si dejamos de ejercer presión, la “rajadura” (que se estima tiene un ancho de 2 a 10 mm) se cierra y volvemos a la situación original.

Hay dos sistemas para que esos canales no se cierren y cumplan con su función:

A. “Comiendo” las paredes de la fractura con una solución ácida que producirán desgaste irregular (mordedura) y que por lo tanto cuando la rajadura se cierra permanecen abiertos los canales producidos por el ataque del ácido. Este método se llama fractura ácida

B. Rellenándolos con arena y otro elemento (llamados reforzantes, agentes de sosten o agentes de apoyo) que soportan el peso y los esfuerzos de la formación, pero al mismo tiempo crean una zona de elevada permeabilidad que no implica resistencia al flujo de petróleo hacia el pozo.

El primer sistema fue considerado en páginas anteriores dentro del tema de acidificación, al tratar sobre acidificación de calizas y dolomitas, donde ha sido clasificado según algunos autores, con la circunstancia de que se lo ejecuta a altas presiones; capaces de fracturar hidráulicamente la formación. El segundo sistema de fracturación, por presentar serias variantes de técnica y procedimiento respecto a la acidificación, será tratado a continuación:

La fracturación hidráulica, como un tratamiento especifico de pozos, fue por primera vez aplicado en 1947 en el campo de gas de Hugoton al Oeste de Kansas. En ese tiempo, el procedimiento no fue considerado un éxito comercial. Sin embargo, las modificaciones subsiguientes en técnica y equipo han hecho en la actualidad más eficiente y de amplia aplicación este método de estimulación de pozos.

La fracturación de la roca yacimiento involucra un gasto de energía desde una bomba localizada en la superficie (en la cabeza del pozo), hasta varios miles de pies en el fondo del pozo donde la fractura ocurre. Energía adicional más allá de la requerida para fracturar, es necesaria para compensar las pérdidas de presión por fricción a través de la línea de tubería entre la cabeza del pozo (superficie) y el punto de fractura.

Aunque la mayoría de expertos están de acuerdo en los conceptos fundamentales de la fracturación hidráulica, las diferencias de opiniones aparecen en; a) concepto de falla, b) estado de tensión dentro de la roca, c) elasticidad de la roca Vs. plasticidad de las capas de roca, d) la influencia de la

estratificación de las capas de roca, y e) el efecto del fluido de fracturación entrando a la formación. Si una o más de estas teorías pueden ser o no verdaderas, una que no admite dudas es que: hay una variación grande en la verdadera presión del fondo del hueco necesaria para producir una fractura satisfactoria.

Después de algún problema de resistencia inicial de la formación que puede ocasionar variación de presiones, es usualmente pasible bombear fluidos dentro de la formación a una presión de fracturación entre 550 y 850 psi por cada 1.000 pies de profundidad. Ya que hay suficiente presión para vencer la fricción del fluido en las fracturas, éstas serán extendidas. Presiones mayores pueden experimentarse en pozos menores de 2.000 pies de profundidad. Los factores que varían la presión de fracturación son: profundidad, existencia de fracturas naturales, intercalaciones (estratos) entre formaciones, estructura de la formación y resistencia de la roca de la formación que se va a fracturar. Se conocen formaciones que han respondido a fracturas hasta 22.000 pies (6750 m) de profundidad. En general, a mayor profundidad se requiere mayor presión de fractura. Algunos ingenieros teorizan que a extremada profundidad todas las rocas de las formaciones se deforman plásticamente bajo presión y que pueden ser fracturadas solamente excediendo la presión de cierre de la fractura. Esto, solo son conjeturas. Hasta la fecha no se han realizado fracturas a más de 22.000 pies de profundidad.

7.1.2.1. MECANISMO BASICIO DEL FRACTURAMIENTO CON AGENTES DE APOYO . -

El proceso básico de la fracturación hidráulica consiste en inyectar un fluido de poca penetración en la formación productora a una velocidad relativamente rápida como para crear y extender una fractura. Cuando son suficientemente grandes las fuerzas de tensión creadas por la presión hidráulica del fluido contra la roca del borde del pozo, literalmente parten las rocas y comienzan las rupturas o fracturas. Estas fracturas son extendidas desde el borde del pozo por el continuo bombeo del fluido fracturador.

(17)

conveniente para un caso particular. Obviamente el material no debe ser demasiado suave, o se aplastará bajo la presión y reducirá o cerrará los canales de flujo en la fractura. Materiales muy duros, por el contrario, tienden a incrustarse en las rocas mas suaves. La figura 117, ilustra este incrustamiento. Trataremos de definir algunos términos de interés y frecuentemente utilizados en este capitulo: Un “fluido de poca penetración”, quiere decir que éste no penetrará la formación facilmente y es casi igual a un barro de poca filtración. “Filtración” es una palabra aplicada al fluido de una mezcla de fracturación que se filtra o pasa a una formación.

Las fracturas pueden ser tanto horizontales como verticales (o una combinación) y todavía no se sabe suficiente sobre este proceso como para poder determinar en todos los casos que tipo de fractura se obtendrá y el por qué. Se cree generalmente que las fracturas hidráulicas en profundidades superficiales son horizontales, pero que en pozos más profundos tienden a ser verticales.

A veces, la roca de la formación no se fractura durante el tratamiento porque existe en un estado ya fracturado, con canales naturales de flujo. En tales casos, el tratamiento debe exceder solamente el esfuerzo existente para abrir y extender estas fracturas. En cualquiera de estos casos, proveyendo nuevas áreas de drenaje para el yacimiento o simplemente incrementando la capacidad natural de flujo de las fracturas, el resultado será en un incremento de la productividad del pozo.

Las formaciones más susceptibles de ser fracturadas son las que incluyen areniscas consolidadas, calizas, dolomitas, granitos lavados y lutitas duras o quebradizas. El tipo de formación que tiende comúnmente a fluir al pozo, por ejemplo lutitas muy blandas o arcillas, generalmente no son fracturadas. Las arenas no consolidadas cuando son sometidas a esfuerzo también tienden a fluir y no pueden ser fracturadas en el sentido convencional; deben ser estimuladas usando “cuñas de arena” o la técnica ‘ballooning” (de bolitas). Con estas técnicas, la capacidad efectiva de flujo de la formación que rodea al borde del pozo es incrementada desplazando las arenas naturales con un material más permeable (arena de mayor diámetro). Ver figura 118.

7.1 .2.2. LA

FRACTURA.-Fracturar es partir la roca o formación que está sometida a tensión. Antes de que eso ocurra, la formación o roca sometida a tensión inicialmente se estirará hasta cierto punto, proporcionalmente a la fuerza aplicada. Este es el punto en el cual la formación cede. Otros materiales elásticos, como el acero, se deforman plásticamente al ceder hasta este punto, y se siguen estirando. Pero

como la roca es quebradiza o frágil no seguirá estirándose, sino que se romperá. Cuando se efectúa el proceso de fracturación, la presión hidráulica aplicada en la formación a determinada profundidad del pozo crea fuerzas de tensión alrededor del hueco. Cuando estas fuerzas llegan a ser suficientemente fuertes, parten la formación y empiezan a formar fracturas que son extendidas por el fluido al entrar en la formación. Esta definición de fractura se aplica estrictamente solo en la roca, y toda fractura creada de esta manera casi siempre es vertical.

(18)

FIG: 118.- ESTIMULACION DE ARENAS NO CONSOLIDADAS USANDO LA TECNICA DE “CUÑAS DE ARENA” (SAND-WEDGE) La extensión, orientación (vertical u horizontal) dirección y grosor de una fractura (ver figura 119); dependen de muchos factores relacionados entre si y que hasta la fecha son poco conocidos. Esto hace imposible predeterminar con exactitud sus características antes e incluso después de ejecutar un trabajo. Según reportes especializados, se tiene información que algunas fracturas han llegado a penetrar hasta 1.000 pies en una sola dirección.

Los planos de poca resistencia en la formación se fracturarían con más facilidad que toda la roca si el fluido de fracturación logra penetrar hasta ellos y efectuar presión en sus caras. Por lo tanto, al aplicar una rata de bombeo baja, permitiría al fluido penetrar estos planos a una velocidad suficientemente alta como para que la fractura se vaya formando a medida que vaya entrando el fluido. Esta técnica es usada en algunas regiones para obtener fracturas horizontales, cuando hay el peligro de que una fracturación vertical penetre una zona de agua o una capa de gas.

Las fracturas tienen también la inclinación de penetrar zonas de alta permeabilidad, debido a que éstas generalmente tienen una baja resistencia de tensión. Para controlar este hecho, se ha desarrollado el método de fracturación múltiple, que será resumido mas adelante.

Cuando se está efectuando un tratamiento de fracturación con arena, las fracturas se van llenando con la mezcla de arena y fluido, (ver figura 120). Al terminar el tratamiento, se bombea un fluido sin arena para desplazar la arena que haya quedado en el tubing y casirtg hacia la formación. El fluido se ha

mantenido filtrando en las paredes adyacentes mientras se estaba bombeando y seguirá filtrándose hasta que las paredes se cierren. Si una fractura tiene un grosor de ½” mientras se está inyectando una mezcla con un peso promedio de 15 Lbs/gal., el grosor de la fractura cuando se cierra será de 0.05”; equivalente al grosor de dos hileras de arena. Pero debido a que existe una filtración constante durante el tratamiento, la concentración varia, desde este valor cerca de las paredes del pozo, hasta el valor alto de 30 Lbs/gal. cerca de la terminación de la fractura. El grosor de esta arena empacada a final de la fractura seria equivalente al grosor cuando se estaba abriendo paso.

(19)

FIG: 120.- TRATAMIENTO DE FRACTURACION CON ARENA Esto hace que la zona de más baja conductividad de la fractura esté en la región inmediata al hueco del pozo, ya que la filtración concentra la arena en puntos más alejados del hueco. Algunos especialista tratan de obtener una alta conductividad alrededor del pozo, aumentando la concentración de la arena cuando se está terminando de bombear. El desplazamiento excesivo posterior con fluido limpio, es decir cuando se bombea con más de lo necesario para desplazar la arena, reduce la efectividad de esta técnica.

7.1.2.3. AGENTES DE APOYO O DE SOSTEN

Estos agentes llamados también “reforzadores”, son utilizados con el propósito de mantener las fracturas abiertas luego que finaliza el tratamiento y termina la acción de la presión ejercida. Las fracturas tienen inclinación a cicatrizarse, cerrarse o “componerse’, cuando están presentes en la formación dos componentes combinados, el de elasticidad y fuerza de aplastamiento. Esto reduciría la capacidad de flujo y el beneficio del tratamiento.

La selección del agente de apoyo apropiado para un caso determinado es hecha en base a varias pruebas. El más generalizado por sus características y costos relativamente más bajos, es la arena o grava; a la que haremos referencia:

Los granos de arena en una inyección para fracturación deben tener un tamaño uniforme y ser redondos. Si se escogen mal los granos de arena, nos daría como resultado una fractura permeabilidad más baja, y posiblemente estos granos se desmoronarían reduciendo aún más la permeabilidad. Los granos

redondos han dado pruebas de ser más eficientes debido a que tienen una permeabilidad más alta al ser empacados, además de tener más resistencia a la compresión y más facilidad de inyección y colocación en la fractura.

A más de los agentes de apoyo y el fluido de fracturación, materiales “separadores” son usados entre las partículas del agente para asegurar la distribución óptima del mismo como si fuera una capa uniforme. El material separador debe: a) tener la misma gravedad específica que el agente, b) ser insoluble en el fluido de fracturación y, c) ser removible mediante inyección de solventes, mediante petróleo o agua producidos por la formaci6n.

Los materiales “separadores” (o espaciadores) comunes son: Urea (NH2 CONH2) resina de hidrocarbón y bisulfato de sodio.

7. 1 .2.4. FLUIDO DE FRACTURACION

Existe un sinnúmero de fluidos fracturantes y aditivos especiales que les dan ciertas características deseadas. Normalmente son clasificados en tres tipos por la base de fluido utilizado, estos son:

a. Fluidos base-petróleo (petróleo de la formación, petróleo refinado o base kerosene)

b. Fluidos base-agua (agua dulce, salmuera o ácido generalmente clorhídrico inhibido en

concentraciones del 5 al 15%).

c. Fluidos base-ácido (fluidos emulsionados o dispersantes, generalmente emulsiones tipo ácido en petróleo).

El uso de los fluidos de base-agua sobre los fluidos de base-petr6leo se ha incrementado rápidamente desde 1955. La selección de la base más conveniente dependerá de la naturaleza química de la roca a ser tratada (caliza, arenisca, etc.), sus características físicas (temperatura, presión, humectabilidad, saturación de fluido, etc.) y la naturaleza del fluido del yacimiento (gas, petróleo o agua salada). Los fluidos de base-ácida son generalmente usados en la fracturación de formaciones de calizas y dolomitas. Para seleccionar un fluido apropiado de fracturación es necesario tener idea de las propiedades de los varios fluidos posibles en combinación y cómo modificarlos si es necesario mejorar el efecto deseado. Un buen fluido para fracturar, principalmente debe tener:

(20)

b.La capacidad de mantener en suspensión y transportar los agentes de apoyo en la

fractura recientemente creada.

c. Baja pérdida de presión por fricción durante el bombeo.

Además, el fluido de fractura debe poseer las siguientes cualidades estándar: a. Ser compatible con los fluidos del pozo.

b. Ser estable a la temperatura del fondo del pozo.

c. No causar daños permanentes a la permeabilidad de la matriz. d. No formar emulsiones estables con los fluidos del pozo

e. Ser facilmente recuperable luego que la operación de fracturación haya sido terminada.

f. Debe cumplir con los limites aceptables de fluidez, punto de ebullición y contenido de

sólidos.

g. Fácil de obtener, económico, relativamente fácil de bombear y no peligroso de

manipular.

El fluido fracturador no solo debe romper la resistencia de la formación sino que también debe extenderse y transportar el agente de apoyo dentro de la fractura. Las experiencias en otros campos han demostrado que un fluido “penetrante” -pérdida alta de fluido-romperá la resistencia de la formación más facilmente, pero la extensión de la fractura y localización del agente de apoyo son mejor satisfechos con el uso de un fluido no penetrante-baja pérdida de fluido-. Las características de la pérdida de fluido variarán, no solamente con el tipo de fluido usado, sino también con la formación a ser fracturada.

Una de las propiedades importantes que deben considerarse en un fluido de fracturación que además contiene agentes de apoyo, separador y aditivos, que la convierten en una substancia altamente compleja; es su viscosidad aparente, la cual no debe ser confundida con la viscosidad absoluta. La razón para usar la viscosidad aparente es porque los fluidos de fractura no son verdaderos fluidos y su viscosidad aparente variará con el esfuerzo y tensión cortantes. Un fluido de suficiente viscosidad a la temperatura en la profundidad de tratamiento ayuda a mantener en suspensión y a transportar el material de apoyo (arena), y disminuye la filtración; pero perjudica a la formación al aumentar la presión de bombeo. Esto ocurre en petróleos refinados y petróleos crudos, pero no es del todo cierto en fluidos especiales como las gelatinas y

emulsiones. Estos fluidos especiales pueden tener una viscosidad aparente extremadamente alta, pero al bombearse a través de la tubería, su viscosidad se reducirá con la rata de flujo pero siempre mantendrá su propiedad de suspensi6n de arena.

Al reducir la rata de filtración en un fluido de fracturación, estamos proporcionando la manera de mantener m fluido en las fracturas, logrando por consiguiente crear unas fracturas más largas y productivas. Al reducir la filtración los resultados del tratamiento mejoraran así sea la rata de inyección alta o baja y así se usen fluidos de alta o baja viscosidad.

Cuando se emplean ratas de inyecci6n desde moderadas a altas, petróleo crudo de baja viscosidad puede ser usado efectivamente, pero el ancho de la fractura creada puede no ser lo suficiente para aceptar el agente de apoyo dando como resultado el ‘desperdicio” del material de apoyo y consecuentemente la falla del trabajo. El desperdicio, llamado a veces “arenamiento”, puede ser un verdadero problema si llega a obstaculizar la operación a menos que haya suficiente viscosidad para suspender el agente de apoyo (arena) en el fluido de fracturación. La velocidad de desplazamiento del fluido debe ser mayor que la rata de asentamiento de los sólidos usados, lo cual normalmente casi siempre se cumple con las unidades de bombeo utilizadas en fracturación.

Para conocimiento de uno de los fluidos de fracturación, nos referiremos al Hydrafrac de la Cía. Halliburton, recordando que los nombres, composiciones y aplicaciones dependen de las distintas Compañías de servicios especializadas en este tipo de trabajos. El mencionado Hydrafrac es uno de los fluidos tipo gelatinoso que se prepara añadiendo un jabón soluble en petróleo a un hidrocarburo liviano, comúnmente kerosene. La gelatina que se forma tiene una baja filtración y una habilidad de mantener la arena en suspensión por un largo tiempo. Algunas substancias químicas (aditivos) se le añaden mientras se prepara, lo cual hace que la gelatina se convierta en un fluido de muy baja viscosidad bajo un determinado tiempo y temperatura. Esto facilita el retorno del fluido Hydrafrac al hueco del pozo.

Entre otros fluidos de fracturación, cuyos nombres dependen del fluido base al cual están asociados y de la Cía. de Servicios proveedora, nombraremos a los siguientes: Acidofrac Acido-arena-petróleo, Vis-O-frac, Emulsifrac, Arena-agua, Arena-ácido, Aguafrac, Oilfrac, Geofrac 5, etc.

(21)

Para que los fluidos de fracturación alcancen las propiedades o requisitos necesarios para un trabajo de estimulación ya sea en base petróleo, agua o ácido, deben agregarse condicionadores apropiados que alteren de manera deseable las propiedades de dichos fluidos. Estos condicionadores incluyen aditivos de pérdida de fluidos, reductores de fricción, creadores de viscosidad y numerosos agentes de tensión superficial.

Aún se utilizan fluidos de fracturación a base de petróleo, que fueron con los primeros que se inicia este sistema de estimulación. Consisten de gasolina, aceite, diesel o kerosene con un jabón de aluminio añadido para dar suficiente gelatinosidad para transportar el agente de apoyo. También se utilizan petróleos refinados. El mayor inconveniente de estos fluidos es que son incompatibles con el petróleo y agua salada del yacimiento causando en algunos casos precipitados asfalticos y en otros emulsiones, los cuales han sido controlados mediante la adición de surfactantes. Los petróleos refinados tienen pérdidas altas de fluido pero aditivos apropiados reducen esta característica.

Los fluidos de base-agua son usados en trabajos más modernos de fracturación. El agua no es muy costosa, es mucho más segura que los fluidos de base-petróleo y está rápidamente disponible en la mayoría de áreas. Tiene una densidad más alta que el petróleo y así incrementa la columna hidrostática, por lo tanto reduce la presión necesaria en superficie para alcanzar la presión de fracturación en la formación. Si el agua está relativamente fresca, el tratamiento químico puede ser necesario para minimizar los problemas con las arcillas del yacimiento sensitivas al agua. El sodio, el calcio o las sales clorhídricas de potasio pueden ser añadidas para incrementar la densidad o mejorar la compatibilidad con la formación. Los gels pueden ser usados, si se desea, para mejorar el transporte de los materiales de apoyo. Almidón, bentonita, fluoruro de sílice, guar gum, etc., son usados para reducir las perdidas de fluido. Los polímeros son usados como aditivos de reducción de fricción, particularmente en altas tasas de bombeo que son a menudo empleadas con fluidos de base agua.

El problema de control de pérdida de fluido, con fluidos de base-ácida es más difícil que con fluidos de base-agua; sin embargo, el fluoruro de sílice, las resinas solubles en petróleo, y los polímeros sintéticos pueden ser usados. La guar gum y la gum karaya son usados como agentes coagulantes y los polímeros como agentes reductores de fricción en los fluidos de base-ácida. En la mayoría de los casos, el ácido clorhídrico generalmente en

concentraciones del 5 al 15 por ciento es empleado en los fluidos de base ácida.

Los aditivos usados como surfactantes o desemulsionantes deben ser escogidos con gran cuidado puesto que un surfactante el cual da baja tensión interfacial también tiende a estabilizar una emulsión si alguna está presente. Los surfactantes son particularmente importantes en la fracturación de formaciones que contienen tanto agua como petróleo.

7.1.2.6. FRACTURACION MULTIPLE

Se hará únicamente referencia de ésta técnica. Utilizada en la fracturación de varias zonas sobre todo cuando están estrechamente separadas y ante la posibilidad de que solo una de ellas reciba todos los beneficios del tratamiento debido a su alta permeabilidad, proporcionando poco o ningún beneficio a los intervalos más apretados. Existen tres métodos comunes de obtener fracturación múltiple, los mismos que son resumidos a continuación:

x El primer método se puede aplicar tanto en pozos abiertos como revestidos, usa un aditivo como para tapar la fractura temporalmente, el cual se disolverá gradualmente con el petróleo al añadir éste al fluido de fracturación.

En esta técnica, luego que la fractura es extendida se la tapa con un agente de taponamiento en las paredes del pozo, como formaseal o naftaleno granulado, arrastrado en una solución ácida-gelatinosa o napalm, para que evite que más fluido de fracturación penetre en la fractura.

Al restringir de esta manera la penetración del fluido en la fractura, es posible aumentar la presi6n hidráulica de inyección en el pozo, lo cual ocasionaría otra fractura. Al repetir sucesivamente este procedimiento, sellando las fracturas que se van creando con un aditivo debidamente preparado, lo cual permite incrementar la presión como para crear otras fracturas en lugares más apretados de la formación, se podría crear múltiples fracturas en cualquier sección aislada del pozo.

Figure

FIG. 114.- PASANDO POR ALTO ZONAS DE PERMEABILIDAD  REDUCIDA:
FIG. 114.- PASANDO POR ALTO ZONAS DE PERMEABILIDAD REDUCIDA: p.14
FIG. 115.- CAMBIO DE CAMINO DEL FLUJO: EL FLUJO SIGUE  UN CAMINO
FIG. 115.- CAMBIO DE CAMINO DEL FLUJO: EL FLUJO SIGUE UN CAMINO p.15
FIG. 116.- AMPLIACION DEL RADIO DEL POZO: EL AUMENTO  DE PRODUCCION EN
FIG. 116.- AMPLIACION DEL RADIO DEL POZO: EL AUMENTO DE PRODUCCION EN p.15
FIG: 117.- INCRUSTAMIENTO PARCIAL Y COMPLETO DE  AGENTES DE APOYO (SOSTENEDORES) RIGIDOS
FIG: 117.- INCRUSTAMIENTO PARCIAL Y COMPLETO DE AGENTES DE APOYO (SOSTENEDORES) RIGIDOS p.17
FIG: 119.- FRACTURAS: EXTENSION, ORIENTACION (VERTICAL  U HORIZONTAL), DIRECCION Y GROSOR
FIG: 119.- FRACTURAS: EXTENSION, ORIENTACION (VERTICAL U HORIZONTAL), DIRECCION Y GROSOR p.18
FIG: 118.- ESTIMULACION DE ARENAS NO CONSOLIDADAS  USANDO LA TECNICA DE “CUÑAS DE ARENA” (SAND-WEDGE)  La extensión, orientación (vertical u horizontal) dirección y grosor de una  fractura (ver figura 119); dependen de muchos factores relacionados entre si
FIG: 118.- ESTIMULACION DE ARENAS NO CONSOLIDADAS USANDO LA TECNICA DE “CUÑAS DE ARENA” (SAND-WEDGE) La extensión, orientación (vertical u horizontal) dirección y grosor de una fractura (ver figura 119); dependen de muchos factores relacionados entre si p.18
FIG: 120.- TRATAMIENTO DE FRACTURACION CON ARENA  Esto hace que la zona de más baja conductividad de la fractura esté en la  región inmediata al hueco del pozo, ya que la filtración concentra la arena en  puntos más alejados del hueco
FIG: 120.- TRATAMIENTO DE FRACTURACION CON ARENA Esto hace que la zona de más baja conductividad de la fractura esté en la región inmediata al hueco del pozo, ya que la filtración concentra la arena en puntos más alejados del hueco p.19
FIG: 121.- EQUIPO NECESARIO PARA UN TRABAJO MODERNO  DE FRACTURACION DE ALTO VOLUMEN.
FIG: 121.- EQUIPO NECESARIO PARA UN TRABAJO MODERNO DE FRACTURACION DE ALTO VOLUMEN. p.23

Referencias

Actualización...

Related subjects :