Evaluación de los resultados de la aplicación de estimulaciones matriciales en reservorios del Campo X
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(2) II. DECLARACIÓN. Yo, Trosky Gonzalo Pucha Severino, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. TROSKY GONZALO PUCHA SEVERINO.
(3) III. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Trosky Gonzalo Pucha Severino, bajo mi supervisión.. Ing. Bladimir Cerón Guerra DIRECTOR DE TRABAJO DE TITULACIÓN.
(4) IV. AGRADECIMIENTOS. Mi agradecimiento a Dios por darme la fortaleza y sabiduría, ya que sin el nada de esto hubiese sido posible. Mi agradecimiento al Ing. Bladimir Cerón, director del presente trabajo de titulación, por sus consejos y su guía que tuve para poder realizar este trabajo. Así mismo extender mi gratificación a los Ingenieros Jorge Velázquez y Alvaro Gallegos por sus consejos en este Trabajo de Titulación. Al departamento de reservorios de la empresa A que me facilitó información y colaboración en los inconvenientes que se presentaron en la realización de este trabajo de titulación..
(5) V. DEDICATORIA. Dedico el esfuerzo de este trabajo a mi familia por estar siempre presente durante todo este proceso universitario, quienes confiaron y creyeron en mis capacidades y que siempre estuvieron junto a mí con su apoyo incondicional hasta la culminación de este objetivo..
(6) VI. CONTENIDO DECLARACIÓN ..................................................................................................... II CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III AGRADECIMIENTOS .......................................................................................... IV DEDICATORIA ..................................................................................................... V CONTENIDO ....................................................................................................... VI ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. X ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................... XI ABREVIATURAS Y SIMBOLOGÍA ...................................................................... XII GLOSARIO DE TERMINOS ................................................................................ XV RESUMEN ........................................................................................................ XVII PRESENTACIÓN ............................................................................................. XVIII CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1 1.1.. DESCRIPCIÓN E HISTORIA DEL CAMPO X .......................................... 1. 1.2.. ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO X ............................................ 2. 1.3.. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO X................................ 2. 1.4.. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO X ................................... 3. 1.5.. ESTUDIO MINERALÓGICO DE LAS MATRICES.................................... 3. 1.5.1.. MATRIZ A ......................................................................................... 4. 1.5.2.. MATRIZ B ......................................................................................... 5. 1.5.3.. MATRIZ C ......................................................................................... 7. 1.5.4.. MATRIZ D ......................................................................................... 9. CAPÍTULO II ........................................................................................................ 11 ASPECTOS TEÓRICOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL ................................. 11 2.1.. TRATAMIENTOS CON ÁCIDOS ........................................................... 11.
(7) VII. 2.1.1.. LAVADO AGITACIÓN ..................................................................... 11. 2.1.2.. FRACTURAS ÁCIDAS .................................................................... 12. 2.1.3.. ESTIMULACIÓN MATRICIAL ......................................................... 14. 2.1.4.. ESTIMULACIÓN EN FORMACIONES DE CALIZAS, DOLOMITA Y ARENISCAS ............................................................ 16. 2.2.. 2.1.4.1.. Acidificación en Calizas y Dolomitas ........................................ 16. 2.1.4.2.. Acidificación en Areniscas ....................................................... 22. TRATAMIENTOS CON SOLUCIONES ÁCIDAS .................................... 25. 2.2.1. ACIDOS INORGÁNICOS .................................................................... 26 2.2.1.1. Ácido clorhídrico ......................................................................... 26 2.2.1.2. Ácido Fluorhídrico ....................................................................... 27 2.2.2.. 2.3.. ACIDOS ORGÁNICOS ................................................................... 28. 2.2.2.1.. Ácido Acético ........................................................................... 28. 2.2.2.2.. Ácido Acético Anhidro .............................................................. 30. 2.2.2.3.. Ácido Cítrico ............................................................................ 30. 2.2.2.4.. Ácido Fórmico .......................................................................... 32. DAÑO A LA FORMACIÓN ..................................................................... 33. 2.3.1.. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE PERFORACIÓN ......... 33. 2.3.2.. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE CEMENTACIÓN ......... 35. 2.3.3.. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE COMPLETACIÓN ....... 35. 2.3.4.. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE CAÑONEO ................. 35. 2.3.5.. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE PRODUCCIÓN ........... 36. 2.4.. ANÁLISIS CUANTITATIVO DEL DAÑO................................................. 37. 2.5.. CONSIDERACIONES UTILIZADAS PARA DETERMINAR LA FORMULACIÓN Y CÁLCULO DEL VOLUMEN DEL TRATAMIENO .......... 38. 2.5.1.. LAS PRESIONES ........................................................................... 38. 2.5.2.. TASAS ............................................................................................ 39. 2.5.3.. POSIBLES ETAPAS DEL TRATAMIENTO ..................................... 40. 2.5.4.. VOLÚMENES REQUERIDOS ........................................................ 40. 2.5.4.1. 2.5.5.. Cálculo del Volumen de Tratamiento para pozos ejemplo ....... 41. CONCENTRACIONES REQUERIDAS EN CARBONATOS Y ARENISCAS ................................................................................ 43.
(8) VIII. CAPÍTULO III ....................................................................................................... 45 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................. 45 3.1.. ANÁLISIS DE POZOS A ESTUDIO ....................................................... 45. 3.2.. ANÁLISIS PETROFÍSICO DE POZOS A ESTUDIO .............................. 47. 3.3.. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS ....................................... 48. 3.4.. PROCEDIMIENTO OPERATIVO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL ....... 51. 3.5.. TRATAMIENTOS EMPLEADOS EN LOS POZOS A ESTUDIO............. 53. 3.6.. EFECTIVIDAD Y ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL ........................................................... 58. 3.6.1.. EFECTIVIDAD DE LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL ...................... 59. CAPÍTULO IV....................................................................................................... 62 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................ 62 4.1. CONCLUSIONES ...................................................................................... 62 4.2. RECOMENDACIONES .............................................................................. 64 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 65 ANEXOS .............................................................................................................. 66 ANEXO 1. REGISTROS ELÉCTRICOS DE LOS POZOS A ESTUDIO DEL CAMPO X ...................................................................................... 67 ANEXO 1.1. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-1-A ............................. 68 ANEXO 1.2. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-2-A ............................. 69 ANEXO 1.3. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-19-B ........................... 70 ANEXO 1.4. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-21-C........................... 71 ANEXO 1.5. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-25-D........................... 72 ANEXO 1.6. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-14-D........................... 73 ANEXO 1.7. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-28-D........................... 74 ANEXO 1.8. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-22-D........................... 75 ANEXO 1.9. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO X-40-D........................... 76 ANEXO 2. CONFIGURACION DE LOS POZOS A ESTUDIO DEL CAMPO X ........... 77.
(9) IX. ANEXO 2.1. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-1-A ...................................... 78 ANEXO 2.2. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-2-A ...................................... 79 ANEXO 2.3. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-19-B .................................... 80 ANEXO 2.4. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-21-C .................................... 81 ANEXO 2.5. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-25-D .................................... 82 ANEXO 2.6. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-14-D .................................... 83 ANEXO 2.7. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-28-D .................................... 84 ANEXO 2.8. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-22-D .................................... 85 ANEXO 2.9. CONFIGURACIÓN DEL POZO X-40-D .................................... 86 ANEXO 3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL LOS POZOS A ESTUDIO DEL CAMPO X ...................................................................................... 87 ANEXO 3.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-1-A ................... 88 ANEXO 3.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-2-A ................... 89 ANEXO 3.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-19-B ................. 90 ANEXO 3.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-21-C................. 91 ANEXO 3.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-25-D................. 92 ANEXO 3.6. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-14-D................. 93 ANEXO 3.7. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-28-D................. 94 ANEXO 3.8. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-22-D................. 95 ANEXO 3.9. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO X-40-D................. 96.
(10) X. ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. 1: Arenas Productoras del campo X ......................................................... 2 Tabla 1. 2: Propiedades de los Fluidos .................................................................. 2 Tabla 1. 3: Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo X ................................ 3 Tabla 2. 1: Otras concentraciones de HCl y HF ................................................... 23 Tabla 2. 2: Reacción de tres ácidos en calizas a varias concentraciones ............ 29 Tabla 2. 3: Concentración de hierro por ácidos secuestrantes ............................. 31 Tabla 2. 4: Clasificación del Daño de Formación ................................................. 38 Tabla 2. 5: Concentraciones requeridas para acidificación de carbonatos ........... 44 Tabla 3. 1: Pozos a estudio por arena con resultados positivos ........................... 46 Tabla 3. 2: Interpretación Petrofísica de Yacimientos a estudio ........................... 47 Tabla 3. 3: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-1-A ............................ 48 Tabla 3. 4: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-2-A ............................ 49 Tabla 3. 5: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-19-B .......................... 49 Tabla 3. 6: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-21-C .......................... 49 Tabla 3. 7: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-25-D .......................... 50 Tabla 3. 8: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-14-D .......................... 50 Tabla 3. 9: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-28-D .......................... 50 Tabla 3. 10: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-22-D ........................ 51 Tabla 3. 11: Historial de Reacondicionamientos del Pozo X-40-D ........................ 51 Tabla 3. 12: Análisis antes y después de la estimulación de la Arena A en el Pozo X-1 ................................................................................................... 52 Tabla 3. 13: Tratamiento Químico Empleado en Pozos a estudio ........................ 56 Tabla 3. 14: Programa de resultados de estimulación .......................................... 57 Tabla 3. 15: Pozos Antes de la Estimulación ....................................................... 59 Tabla 3. 16: Pozos Después de la Estimulación ................................................... 59 Tabla 3. 17: Incremento de petróleo luego de la estimulación .............................. 60 Tabla 3. 18: Efectividad de la Estimulación Matricial por arena ............................ 61.
(11) XI. ÍNDICE DE FIGURAS. Figura 2. 1: Fracturas Ácidas ............................................................................... 13 Figura 2. 2: Fracturas Ácidas ............................................................................... 13 Figura 2. 3: Estimulación Matricial ........................................................................ 15 Figura 2. 4: Estimulación Matricial ........................................................................ 15 Figura 2. 5: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% con formaciones de calizas a 75°F. .............................................................................. 18 Figura 2. 6: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% de con formaciones de calizas a 140°F. ........................................................ 19 Figura 2. 7: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% de con formaciones de dolomita a 75°F. ....................................................... 20 Figura 2. 8: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% de con formaciones de dolomita a 140°F. .................................................... 21 Figura 3. 1: Efectividad de las Estimulaciones Matriciales en el Campo X por Arena ...... 61.
(12) XII. ABREVIATURAS Y SIMBOLOGÍA. BAPD. Barriles de agua por día. BFPD. Barriles de fluido por día. BPPD. Barriles de petróleo por día. BHFP. Presión de fractura del pozo. API. American Petroleum Institute. A. Arena A. B. Arena B. C. Arena C. D. Arena D. CAP. Contacto Agua- Petróleo. Ft. Pies. BSW. Porcentaje de Agua y Sedimentos. Lb. Libra. Psi. Libras por pulgada cuadrada. Bls. Barriles. cP. Centipoise. mD. Milidarcy. IP. Índice de Productividad. GOR. Relación Gas Petróleo. PPH. Bombeo Hidráulico. TCP. operaciones de disparo con tubería de producción. PPS. Bombeo Electrosumergible. °F. Grados Fahrenheit. LUV. Luz Ultravioleta. LN. Luz Natural. Ppm. Partes por millón. PC. Pies cúbicos. Uo. Viscosidad del Petróleo. K. Permeabilidad. Soi. Saturación inicial de petróleo.
(13) XIII. Ho. Espesor Promedio. Ø. Porosidad. CL¯1. Salinidad. S. Daño a la formación. Ps. Presión Estática de la Formación. Pws. Presión de fondo. Pwf. Presión de fondo fluyente. Pb. Presión de Burbuja. Sg. Saturación de Gas. Sw. Saturación de Agua. Q. Tasa de producción. Qo. Tasa de producción de petróleo. Qw. Tasa de producción de agua. Qf. Tasa de producción de fluido total. Boi. Factor volumétrico de petróleo. NH4Cl. Cloruro de Amonio. NH4+. Amonio. CaF2. Fluoruro de Calcio. Cl-1. Cloruro. CaSO4. Sulfato de Calcio. CaCO3. Carbonato de Calcio. Fe2O3. Óxido de hierro. FeCO3. Carbonato de hierro. FeS. Sulfuro de Hierro. BaSO4. Sulfato de Bario. SrSO4. Sulfato de Estroncio. NaCl. Cloruro de Sodio. SiO2. Silicatos. HF. Ácido Fluorhídrico. HCl. Ácido Clorhídrico. SiF4. Tetrafluoruro de Silicio. SiO2. Dióxido de Silicio. CH3COOH. Ácido Acético.
(14) XIV. (CH3CO)2O. Ácido Acético Anhidro. C6H8O7. Ácido Cítrico. CH2O2. Ácido Fórmico. CaCl2. Cloruro de Calcio.
(15) XV. GLOSARIO DE TÉRMINOS A: Reservorio A del campo X B: Reservorio B del campo X C: Reservorio C del campo X Coiled Tubing: Tubería flexible para inyectar fluidos al pozo D: Reservorio D del campo X Desplazamiento ct: Fluido para desplazar tratamientos Incrustación: es la acción y el efecto de cubrirse una roca, con una costra de sustancia mineral abandonada por el agua que la contiene en disolución. Las incrustaciones más frecuentes son las de naturaleza calcárea. IP: Índice de Productividad, que es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir. Matriz: Las partículas intersticiales de grano más fino, que se encuentran entre las partículas más grandes, o en las cuales se encuentran encastradas las partículas más grandes en las rocas sedimentarias, tales como las areniscas y los conglomerados. Net Pay: zona de pago de una formación o yacimiento. Packer: empaque de tubería. Post-flujo ácido: Remueve los residuos solubles que generó el tratamiento principal de BJSSA base ácido acético..
(16) XVI. Pre-flujo ácido orgánico: Remueve el material calcáreo que pueden generar precipitados de carbonato. Revoque: residuo depositado sobre un medio permeable cuando una lechada, tal como un fluido de perforación, es forzado contra el medio bajo presión. Salinidad: contenido de sales disueltas en un cuerpo de agua. Skin: se ocasiona por diversas causas y es la oposición al flujo de fluido de la formación. Sobre desplazamiento: Evita el asentamiento de los precipitados y retorne la humectabilidad en la matriz de la roca. Solvente Orgánico: Base agua para disolver trazas de crudo previo la estimulación ácida. Workover: Intervención en el pozo para remediar problemas después de que un pozo ha sido completado..
(17) XVII. RESUMEN. El Presente Trabajo de titulación está orientado a evaluar la eficiencia de las estimulaciones matriciales en el Campo X donde se ha realizado este procedimiento con el propósito de una buena toma de decisiones a la hora de realizar una estimulación matricial en el campo X, reduciendo tiempo y dinero con lo que se lograría una producción y recuperación de petróleo más eficiente y optimizada. Para la realización de este trabajo se utilizó información del campo X mediante facilidades de información por medio de la Empresa A. El Trabajo de Titulación consta de 4 capítulos. En el Capítulo I se presentan las generalidades y aspectos generales del campo, como historia y evolución, arenas productoras, propiedades de los fluidos, propiedades petrofísicas y estudio mineralógico de las matrices. En el Capítulo II se enfoca en los aspectos teóricos de la estimulación matricial, tratamientos con ácidos, así como daño a la formación y cálculo de volúmenes. En el Capítulo III se presenta los análisis de resultados de los trabajos de estimulación en pozos del campo X por zona y por arena. Finalmente en el Capítulo IV se encuentran las conclusiones y recomendaciones obtenidas en este presente Trabajo de Titulación..
(18) XVIII. PRESENTACIÓN. Este Trabajo de Titulación se ha realizado con el fin de encontrar la o las mejores técnicas de estimulación matricial en los yacimientos del Campo X, a los cuales se les realizó un análisis de resultados después de aplicar un tratamiento de estimulación matricial agrupando información de las arenas productoras, así como del histórico de producción de cada pozo a estudio, análisis petrofísico, historial de reacondicionamiento y tratamiento. Los pozos candidatos se analizan mediante selección de tratamiento de estimulación empleado y luego con la data que arroja la producción de los pozos por arena, se indica la mejor técnica para la zona del campo donde se encuentren ubicados. Se analiza los obstáculos encontrados para una estimulación matricial por los que la no fue muy efectiva. De esta manera se recomendaría una determinada estimulación para cada zona del campo X..
(19) 1. CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN. Previo al inicio de este Trabajo de titulación cabe señalar que por motivo de confidencialidad de la información y seguridad de la empresa no se puede mencionar el nombre del campo, así como los nombres de los yacimientos, pozos y ninguna otra información que comprometa datos privados. Es por esta razón de aquí en adelante mencionaremos pozo X-1, pozo X-2, pozo X-3, etc., y de igual forma cambiaré u omitiré nombres o datos que la empresa a que considere de carácter confidencial y que no pueden ser divulgados públicamente.. 1.1.. DESCRIPCIÓN E HISTORIA DEL CAMPO X. La estructura X fue probada con el pozo exploratorio X-1, perforado con una torre helitransportable a partir del 21 de enero de 1969. Alcanzó los 10160' de profundidad y produjo 1328 bpd de 30° API provenientes de los yacimientos B y C. Este pozo continúa en producción, contando al primer trimestre de 2003 con un acumulado de aproximadamente 10 300 M barriles. (Barragán, 2015). El campo fue puesto en producción el 1972 a una tasa promedia diaria 29 269 bpd, incrementándose hasta un promedio de 117591 bpd a finales de ese mismo año, que es la producción máxima registrada en la vida del campo. La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60 000 bpd hasta el año 1994. En noviembre del 2009 nace la empresa A con el fin de brindar servicios para la administración, incremento de producción, el desarrollo, la optimización de recursos y el mejoramiento integral en la explotación del Campo X por lo que en la actualidad su producción diaria se incrementó y paso a tener alrededor de 70 000 barriles. (Barragán, 2015).
(20) 2. 1.2.. ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO X. Las arenas de mayor interés y en el campo X se encuentran en la formación A, B, C y D. Tabla 1. 1: Arenas Productoras del campo X Variante Net Pay Promedio. YACIMIENTO. Ø (%) k (mD) Salinidad (ppm Cl¯). A. 9. 18. 300. 24000. B. 23. 17. 200. 60000. C. 12. 14. 70. 1500. D. 12. 17. 500. 700. Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha. 1.3.. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO X. Las propiedades de los fluidos del campo se encuentran detalladas a continuación en la siguiente tabla. Tabla 1. 2: Propiedades de los Fluidos ARENA A B C D 3587 4054 4450 4450 Presión Inicial, Pi, (Psi) 807 1170 550 78 Presión de Burbuja, Pb, (Psi) 181 218 220 225 Temperatura de Formación, T, (°F) 24,1 22,8 27,3 27,1 Gravedad específica del Petróleo, (°API) 150 224 124 24 Relación Gas-Petróleo, GOR, (PCS/BF) 1,133 1,163 Factor Volumétrico Inicial del Petróleo, Boi, (Bls/BF) 1,117 1,23 24000 35000 1500 700 Salinidad, CL-1,(ppm) 3,29 1,8 1,4 3,7 Viscosidad del Petróleo, Uo, (Cp) 7 8,02 9.2 5,7 Compresibilidad del Petróleo, Co, (Psi-1) 1.099 1,21 1,3511 1,5767 Gravedad específica del Gas Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha PARÁMETRO.
(21) 3. 1.4.. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO X. Las propiedades petrofísicas como son la porosidad (Ø), permeabilidad (K), espesor promedio (ho), saturación de agua inicial (Swi) y salinidad (ppm), se encuentran en la tabla siguiente para cada arena. Tabla 1. 3: Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo X PARÁMETRO. ARENA. A B Porosidad, Ø, (%) 18 17 Permeabilidad, K, (Md) 300 200 Saturación de Agua Inicial, Swi, (%) 25 20-25 Espesor Promedio, ho, (Pies) 9 23 Salinidad, CL¯1, (ppm) 24000 60000 Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha. 1.5.. C 12 70 30-40 12 1500. D 12 500 30-40 12 700. ESTUDIO MINERALÓGICO DE LAS MATRICES. Con el fin de tener conocimiento de los minerales presentes en las distintas matrices de cada arena del Campo X, se analizaron muestras de formación en los intervalos de cada reservorio, en nuestro caso se analizaron muestras de los yacimientos A, B, C y D. El objetivo principal del análisis de estas muestras de formación es para identificar cual es la matriz a la que nos enfrentamos, y con esto poder ejecutar una buena estimulación sin problemas mayores. Adicionalmente se revisó la información correspondiente a litofacies y asociaciones faciales, corroborando los ambientes deposicionales observados, con los ambientes planteados en análisis anteriores, esto sin realizar una descripción sedimentológica a detalle y completa para la totalidad de los intervalos observados..
(22) 4. 1.5.1. MATRIZ A. En la matriz A se pudo observar en la muestra 8766, 8771 y 8776 en TVD, una arena suelta con presencia de hidrocarburo en parches, como se puede apreciar en las figura 1.1 existe presencia de brea, pero también se aprecia un petróleo con movilidad. Sin fluorescencia natural, el corte fue blanco lechoso, débil, radial, lento. Con anillo residual amarillo verdoso grueso a la luz ultra violeta y residual café claro fino a la luz natural.. Figura 1. 1: Muestra de Matriz A a 9185´, 9190´ y 9195´ MD / 8766´, 8771´ y 8776´ TVD. Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha.
(23) 5. En la figura 1.2 podemos ver una arenisca que es: Suelta, de grano grueso, subredondeada a subangular, buena selección, matriz arcillosa y cemento calcáreo, buena porosidad inferida. Manchas de H.C. en puntos y parches cafés claro, fluorescencia natural amarillo pálido, fluorescencia al corte blanco lechoso, lento, radial a nuboso, fuerte. Con Luz Ultravioleta (LUV): Anillo residual fino, amarillo pálido. Con Luz Natural (LN): Anillo residual fino, café claro. Regular saturación de H.C.. Figura 1. 2: Muestra de Matriz A a 8781 TVD. Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha. 1.5.2. MATRIZ B. La matriz B es una Arenisca, se la detalla a continuación: Cuarzosa, café clara, en parte crema a blanca crema, subtransparente a transparente, friable a suelta, grano medio a fino, subangular a subredondeado, moderada selección, matriz caolinítica y cemento calcáreo. Con manchas de hidrocarburo café claro, bajo luz ultravioleta.
(24) 6. (LUV) fluorescencia amarillo dorado, corte rápido en forma de corrientes de color amarillo verdoso, residuo amarillo pálido, en luz natural (LN) no se observa anillo residual. Regular a buena presencia de hidrocarburos. La base de la Arenisca B está limitada por un cuello lutítico. Como ya se mencionó es una arenisca cuarzosa con feldespatos y fragmentos líticos en menor proporción. Entre los minerales adicionales se encuentran, moscovita, circón, y glauconita. En la figura 1.3 podemos visualizar lo descrito anteriormente. Figura 1. 3: Muestra de Matriz B a 10300´-10335´ MD / 9910´-9935´ TVD. Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha.
(25) 7. 1.5.3. MATRIZ C. La Matriz C va desde los 10,109’ MD hasta 10,146’ MD: La Arenisca C está constituida principalmente por una secuencia de arenisca intercalada con lutita y caliza. Arenisca: Cuarzosa, café clara, subtransparente a subtranslucente, media a fina, subredondeada a subangular, friable, regular clasificación, matriz y cemento no visible, pobre porosidad inferida, con inclusiones de glauconita. Manchas de hidrocarburos en parches, café claro, fluorescencia natural amarillo dorado, fluorescencia al corte, blanco lechoso, rápido, nuboso a radial, moderadamente fuerte. Con Luz ultravioleta (LUV): Anillo residual amarillo pálido, grueso. Con Luz Natural (LN): Anillo residual café verdoso, moderadamente grueso. Regular saturación de hidrocarburos. Lutita: Gris, gris obscura, suave a quebrada, físsil, laminar, planar, no calcárea. Caliza: Crema moteada con gris claro, gris, suave a moderadamente dura, subbloque, wackestone, porosidad no visible. No presenta hidrocarburos. El tope de la arenisca C se encuentra a 10124 ft MD y se presenta como un cuerpo con intercalaciones lutíticas. La porosidad alcanza valores de hasta 14%, con un promedio de 12%. La arena de la matriz C es generalmente muy fina a medio granulada con algunas capas de granos gruesos, sólidos, angulares a subangulares, y tiene una clasificación de pobre a regular, los esquistos que comprenden casi el 50 % de la sección, son eléctricamente resistivas, muestra en mayor parte densidades generalmente más altas que las areniscas, y no son propensas a derrumbarse. El registro Masterlog del anexo 1.4 nos muestra una buena calidad de roca así como regular calificación de saturación de hidrocarburos..
(26) 8. En la figura 1.4 podemos visualizar fotografías de muestras de formación desde los 10110´hasta los 10130´.. Figura 1. 4: Muestra de Matriz C 10110´-101130´ MD.. Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha.
(27) 9. 1.5.4. MATRIZ D. La Matriz D tiene un tope estimado de 10898’ MD y está constituida principalmente por arenisca. Arenisca: cuarzosa, gris clara, café clara, translúcida, grano fino, subredondeada, friable a suelta, buena clasificación, matriz caolinítica y cemento no visible, regular porosidad inferida, manchas de hidrocarburo, en parches café oscuro fluorescencia natural amarillo oro, fluorescencia al corte blanco verdoso, raído nuboso a corrientoso, fuerte. Con LUV: anillo grueso amarillento, buena a regular saturación de hidrocarburos. En la figura 1.5 podemos visualizar fotos de la formación D. Figura 1. 5: Muestra de Matriz D 10730´-10770´ MD.. Fuente: Empresa A Elaboración: Trosky Pucha.
(28) 10. En resumen la Matriz D consiste en areniscas blancas cuarzosas masivas o en bancos. gruesos,. porosas. de. granulometría. variable,. con. ocasionales. intercalaciones de niveles limosos y arcillosos. Adicionalmente vale tener en cuenta que esta matriz corresponde a un ambiente de depositacion continental, un ambiente estuarino moderado dominado por mareas. Sobre la base existe presencia de los siguientes sub ambientes y estructuras: canales de marea con canales fluviales asociados, estratificación cruzada bidireccional (espina de pescado), dispuestas en secuencias transgresivas. En relación a la descripción sedimentológica y estratigráfica realizada sobre las muestras de formación de las matrices en sus diferentes profundidades, se puede decir que los lo observado en los intervalos consisten principalmente en: . Cuarzoarenitas de grano fino a medio con estratificación cruzada plana paralela y estratificación herringbone, interpretadas como facies de canales de marea, planicies de marea y barras de arena de marea.. . Intercalaciones de Cuarzoarenita de grano fino con lutita con laminación flaser, laminación lenticular y ondulosa interpretadas como facies de planicie lodosa de marea.. . Areniscas glauconíticas depositadas en ambientes de plataforma.. . Rocas. carbonatadas. principalmente. mudstone. y. wackestone. con. abundantes fragmentos de pelecypodos interpretadas como facies de plataforma carbonatada. . Shale negro depositado en ambientes pelágicas de plataforma externa.. En el Capítulo II vamos a estudiar el efecto de la estimulación matricial en las diferentes matrices del campo X, en especial en las areniscas, ya que es la más abundante en las matrices A, B, C y D..
(29) 11. CAPÍTULO II ASPECTOS TEÓRICOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL. 2.1.. TRATAMIENTOS CON ÁCIDOS. Los tratamientos con ácido se aplican mediante una de las tres técnicas siguientes: lavado-agitación, fracturas ácidas y acidificaciones matriciales.. 2.1.1. LAVADO AGITACIÓN. El número de aplicaciones de la técnica de lavado-agitación depende de la cantidad de daño que haya ocurrido en los orificios de las perforaciones (punzados, cañoneos, baleos) o en el área inmediata del borde del pozo. Las soluciones ácidas se diseñan para suspensión, dispersiones solvente-ácido o del tipo de limpieza son las que se utilizan normalmente en la acción de lavados. Dicha acción de remojo permite que el ácido actúe sobre los materiales solubles en ácido y remueva el filtrado de lodo, lima, finos y demás residuos que podrían tapar la formación. (BJ Services, 2004) El lavado ácido se puede realizar mediante uno de los tres métodos siguientes: uno, el ácido se puede colocar en los orificios de punzados para reaccionar durante un corto periodo de tiempo y luego se puede lavar por el espacio anular subiendo y bajando la sarta de trabajo por la zona de interés. Otro método de agitación consiste en presurizar el ácido contra los orificios de cañoneo sin exceder la presión de fractura del pozo (BHFP), y luego aliviar esta presión muy rápidamente por la válvula de purga del camión. A esta acción se le denomina a veces “backsurging” de los orificios de cañoneo. El tercer método consiste en colocar el ácido en los orificios de cañoneo; dejar remojando en ácido durante algunos minutos y luego suavear de nuevo los orificios de cañoneo ya sea a través de la tubería de.
(30) 12. revestimiento o a través de la tubería de producción. Con cualquiera de estos métodos quizá se tenga que aplicar el ácido varias veces antes de que la formación se abra para dejar entrar el fluido. Usar varias aplicaciones permite llevar a cabo un trabajo de acidificación normal sin miedo a empujar material indeseable a los canales de flujo de la formación. (BJ Services, 2004) Se aplican tratamientos de químicos no ácidos a los depósitos de incrustaciones, bloqueos por agua, bacterias, parafinas, daños causados por arcillas o sistemas de control de agua ya sea inyectando en la formación o remojando durante un tiempo determinado (hasta 24 horas). (BJ Services, 2004). 2.1.2. FRACTURAS ÁCIDAS. La fractura ácida consiste en inyectar ácido a través de las fracturas naturales o inducidas a presiones que excedan la presión de fractura de la formación (Figuras 2.1 y figura 2.2). Este tipo de estimulación agranda o crea nuevos canales de flujo desde la formación hacia el pozo. En la fractura ácida, la penetración del ácido depende de la velocidad de bombeo del ácido (caudal de inyección), su velocidad de reacción con la formación, el área de contacto entre las fracturas y el ácido y el caudal de pérdida de ácido. (BJ Services, 2004) La velocidad de bombeo de un ácido en determinada formación fracturada está determinada por el caudal de inyección. La penetración más profunda se puede obtener a partir de un caudal que produzca una presión de inyección apenas ligeramente menor a la presión que se requiera para crear fracturas adicionales. Cualquier presión que sobrepase este valor óptimo ensanchará las fracturas existentes y abrirá otras nuevas, disminuyendo así la velocidad del fluido. (BJ Services, 2004) La velocidad de reacción del ácido es lo que más afecta la profundidad de penetración. Las compañías de servicios han desarrollado varios sistemas ácidos.
(31) 13. para retardar la velocidad de reacción del ácido clorhídrico en formaciones de calizas y dolomitas, de modo que el ácido vivo pueda penetrar profundamente. Figura 2. 1: Fracturas Ácidas. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services. La fractura ácida implica inyectar ácido al pozo a un caudal más rápido de lo que la formación pueda aceptar a través de sus canales de flujo natural.. Figura 2. 2: Fracturas Ácidas. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services Como la roca no acepta todo el ácido, se acumula presión. Finalmente, la roca se rompe y el ácido se inyecta por la fractura hacia el interior de la formación..
(32) 14. 2.1.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL. En acidificación matricial, el flujo de ácido es confinado a los poros naturales de la formación y los canales de flujo a una presión de fondo del pozo que es menor a la presión de fracturamiento (figura 2.3 y figura 2.4). El propósito es incrementar la permeabilidad de la formación productora. (BJ Services, 2004) En acidificación matricial, el área de contacto entre el fluido y la formación es muy grande; por lo tanto, la presión por fricción se incrementa rápidamente a medida que el caudal de bombeo aumenta. Como la acidificación matricial se debe llevar a caudales de inyección bajos, generalmente su efecto se limita a remover daños someros de la formación (trabajos de lavado). (BJ Services, 2004) Una vez que se han agrandado los canales de flujo, los materiales que crearon el daño se pueden remover de la formación, como por ejemplo un revoque de la formación. Al tratar el daño de la formación, como por ejemplo un revoque o incrustaciones, se debe tener cuidado de realizar el tratamiento con presiones mayores que las presiones de fractura para evitar que la fractura atraviese el área dañada. (BJ Services, 2004) Para lograr una penetración máxima con acidificación matricial, el ácido debe tener una viscosidad baja, así como una baja tensión superficial. No se deben usar ácidos gelificados ni emulsionados porque su viscosidad y tensión interfacial aumentan considerablemente las presiones de inyección. Tanto en la acidificación en fracturas como en la matricial, la estimulación efectiva depende de que la formación productora mejore la permeabilidad en una extensa red de canales que servirán de sistema colector para transportar el crudo de la roca de baja permeabilidad al pozo. (BJ Services, 2004).
(33) 15. Figura 2. 3: Estimulación Matricial. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services El tratamiento de acidificación matricial consiste en inyectar lentamente ácido en la formación de manera que penetre en los espacios existentes entre los poros de la roca sin fracturar las formaciones. Figura 2. 4: Estimulación Matricial. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services. La acidificación matricial se utiliza principalmente en formaciones de areniscas para disolver los materiales no deseados que invaden los poros de la roca durante las operaciones de perforación y cementación..
(34) 16. 2.1.4. ESTIMULACIÓN EN FORMACIONES DE CALIZAS, DOLOMITA Y ARENISCAS. Gran parte del petróleo y gas del mundo proviene de formaciones que contienen calizas (CaCO3) y dolomita [CaMg (CO3)2], ya sea en su forma relativamente pura o en forma de arenas carbonáticas o silíceas cementadas conjuntamente con materiales calcáreos (CaCO3). (BJ Services, 2004) El primer método para estimular pozos perforados en estas formaciones consiste en inyectar una solución de tratamiento ácido. El ácido disuelve parte de la formación y puede desprenderse como gas de la formación. La estimulación matricial aumenta la capacidad de flujo en un pozo petrolero cuando se eliminan estas restricciones. (BJ Services, 2004). 2.1.4.1.. Acidificación en Calizas y Dolomitas. Cuando se acidifican formaciones de calizas y/o dolomitas, el ácido entra en la formación por los poros de la matriz de la roca o por fracturas naturales o inducidas. El tipo de acidificación depende de la tasa de inyección y el número y tamaño de las fracturas. Estas formaciones pudieron haber sido fracturadas o no. La mayoría de las formaciones de calizas y dolomitas se desarrollan generalmente a través de una red de fracturas. Normalmente, el intervalo aceptará ácido por las fracturas más fácilmente y a una presión menor que a través de los espacios porosos. La solución de ácido reacciona con las paredes de los canales de flujo, aumentando el ancho y la conductividad de la fractura. Las figuras 2.5 a la figura 2.8 proporcionan las velocidades de reacción relativas del HCl al 15% con formaciones de Calizas y Dolomitas a 75° y 140°F. (BJ Services, 2004) En la mayoría de formaciones de calizas y dolomita la solubilidad del ácido varía incluso en el interior de la formación. El ácido atacará dichas formaciones con concentraciones diversas, dejando un patrón irregular de ataque en la cara de la formación. Otro factor es la existencia natural de fracturas que ocurren a intervalos.
(35) 17. aleatorios y con tamaños aleatorios, que contribuyen a dar origen a esa configuración final de ataque irregular. (BJ Services, 2004) El tipo de ácido y su concentración son otros de los factores que revisten la misma importancia. Los ácidos de reacción químicamente retardada surten efecto cuando se les precede un prelavado de hidrocarburos que contiene un agente tensoactivo humectante (surfactante) base petróleo. Debido a la composición de la roca, el surfactante deja una película de petróleo discontinua en la cara de la fractura. La consecuente irrupción del ácido es irregular, mejorando el patrón de ataque. (BJ Services, 2004) También se utilizan ácidos emulsionados. Aquí el patrón de ataque resultante es determinado por el caudal al cual el ácido penetra la fase externa de la emulsión del hidrocarburo para reaccionar con la cara de la formación. (BJ Services, 2004).
(36) 18. Figura 2. 5: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% con formaciones de calizas a 75°F.. a. b. c. d. a b c d. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services.
(37) 19. Figura 2. 6: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% de con formaciones de calizas a 140°F.. a. b. c. d. a b c d. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services.
(38) 20. Figura 2. 7: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% de con formaciones de dolomita a 75°F.. a. b. a b. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services.
(39) 21. Figura 2. 8: Velocidades de reacción relativas del HCl al 15% de con formaciones de dolomita a 140°F.. a. b. d. c. a b c d. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services.
(40) 22. La temperatura de la formación también se debe considerar para asegurar que la selección de un ácido, ya sea de reacción retardada químicamente o de un ácido de reacción débil se haga según lo más indicado para el tratamiento recomendado. (BJ Services, 2004) El caudal de bombeo y el volumen total del ácido determinan el tiempo de contacto con el ácido durante el cual las caras de la fractura quedan expuestas al ácido vivo. El tiempo de contacto afecta directamente la cantidad de ataque que se logra. La profundidad de penetración no aumenta apreciablemente al aumentar el volumen del ácido. (BJ Services, 2004) El tiempo de cierre, o tiempo en el cual un pozo permanece cerrado después de un tratamiento de estimulación , está determinado por el tipo de ácido que se utilice y factores propios del fondo del pozo como el tipo de formación, la temperatura del fondo del pozo y la presión del fondo del pozo. Después de que una solución ácida se ha neutralizado al entrar en contacto con la formación, deja de ser un agente de estimulación. Puede convertirse en un agente dañino para la permeabilidad de la formación si se deja mucho tiempo en el pozo. (BJ Services, 2004) El ácido clorhídrico reacciona tan rápidamente con las formaciones de calizas que en el momento que se termina de colocar todo el ácido, éste ya está prácticamente gastado. Esta neutralización ocurre generalmente en todos los rangos de temperatura y presión. Como las formaciones de calizas comprenden cantidades variables de impurezas insolubles que pueden obstruir la permeabilidad si se les deja entrar en reposo, es importante remover el ácido clorhídrico gastado apenas éste se dañe. El tiempo de cierre en estas formaciones es cero. (BJ Services, 2004). 2.1.4.2.. Acidificación en Areniscas. El ácido clorhídrico tiene una velocidad de reacción muy elevada con las formaciones de calizas y dolomitas. Los ácidos fórmicos y acéticos tienen una.
(41) 23. velocidad de reacción moderadas con ese tipo de formaciones. Las formaciones de areniscas, no obstante, reaccionan poco con estos tres ácidos. (BJ Services, 2004) La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de cuarzo-dióxido de silicio (SiO2)- enlazadas entre sí mediante varios tipos de materiales de cementación, particularmente carbonatos, sílices y arcillas. La cantidad de reacción que se obtiene con los ácidos clorhídrico, fórmico y acético se limita a la cantidad de material calcáreo presente en la formación. No obstante, el dióxido de silicio y la arcilla, conjuntamente con el material calcáreo, reaccionarán con el ácido fluorhídrico, aunque la velocidad de reacción sea lenta en comparación con la reacción del ácido clorhídrico en una caliza. (BJ Services, 2004). Ácido fluorhídrico + dióxido de silicio = tetrafluoruro de silicio + agua Como el ácido fluorhídrico reacciona con areniscas, limo, arcilla y la mayoría de los lodos de perforación, ha sido eficaz para remover el daño de la formación en yacimientos de areniscas y para estimularlos. El ácido fluorhídrico se utiliza normalmente en combinación con ácido clorhídrico en mezclas cuyo rango de concentración oscila entre 6% de HCl – 0.5 % de HF y 28% de HCl – 9%de HF. La concentración más común es 12% de HCl – 3%HF. La mejor relación o concentración de HCl-HF se deberá determinar mediante pruebas de núcleos efectuados en el laboratorio. Deberán enviarse las concentraciones de HCl-HF que excedan 4% de HF porque puede ocurrir disociación en la formación. A continuación en la tabla 2.1 se señalan otras concentraciones HCl-HF. (BJ Services, 2004) Tabla 2. 1: Otras concentraciones de HCl y HF % HCl 6 7.5 12 15 15. % HF 0.5 1.5 3 3 4. Fuente: Mixing Manual, BJ Services, sección de Acidificación Elaboración: Trosky Pucha.
(42) 24. El ácido clorhídrico en estas proporciones tiene tres propósitos: ·. Actúa como convertidor para producir ácido fluorhídrico a partir de una sal de amonio.. ·. Disuelve el material soluble en ácido clorhídrico y evita así que el ácido fluorhídrico se gaste demasiado rápido y preservarlo para las arcillas.. ·. Previene la precipitación del fluoruro de calcio (CaF2).. Los factores básicos que controlan la velocidad de reacción relativa del ácido fluorhídrico en la matriz son la temperatura, concentración del ácido, presión, composición química de la roca de la formación, y la relación área de roca vs volumen de ácido. La temperatura marca un efecto en la velocidad de reacción del ácido fluorhídrico en arenas y arcillas. La velocidad de reacción casi se duplica por cada 50 °F de aumento de temperatura. La velocidad de reacción se duplica también a medida que la concentración se duplica; por ejemplo, una solución de ácido fluorhídrico al 4% reacciona dos veces más rápido que una solución al 2%. Sorprende además que la velocidad de reacción aumente también con la presión, si bien la mayoría de las reacciones que producen un gas (como la reacción de silicatos con ácido fluorhídrico) se retardan con la presión. La formación con ácido fluosilícico (H2SiF6) a partir del gas desprendido, tetra fluoruro de sílice (H2SiF4), contribuye con la reacción de la formación, lo cual podría explicar el aumento de velocidad de reacción del ácido fluorhídrico bajo presión. Las cantidades relativas de areniscas, arcilla, limo y materiales calcáreos en cualquier formación dada, también afecta la velocidad de reacción porque cada material tiene su propia velocidad de reacción característica con el ácido fluorhídrico. (BJ Services, 2004) Como el flúor es un elemento muy reactivo y dado que la composición de una arenisca es variada, cuando las formaciones de areniscas se estimulan con ácido fluorhídrico se forman muchos productos de reacción. Por ejemplo, se forma fluoruro de calcio (CaF2) cuando el ácido fluorhídrico reacciona con carbonato de calcio:.
(43) 25. Ácido fluorhídrico + carbonato de calcio = fluoruro de calcio + agua + dióxido de carbono. Siempre y cuando haya ácido vivo presente, el fluoruro de calcio (producto indeseable) permanece ionizado y en solución. En ausencia de ácido fluorhídrico o clorhídrico, no obstante puede precipitar fluoruro de calcio. Manteniendo un pH bajo y un tiempo de cierre corto se garantiza que no ocurra deposición de fluoruro de calcio. También se usa un pre-flujo de ácido clorhídrico para reaccionar con los carbonatos de calcio y magnesio presentes en la formación y eliminarlos. (BJ Services, 2004) Los iones de sodio y potasio que puedan estar presentes en el agua de la formación pueden reaccionar con el ácido fluorhídrico para formar precipitados insolubles, hexafluosilicato de sodio o potasio (Na2SiF6 o K2SiF6). Cuando exista esta posibilidad, se debería usar siempre un pre-flujo de ácido clorhídrico antes de la solución de tratamiento de ácido HCl-HF, para desplazar el agua de formación, no se deben usar salmueras ni agua de mar para preparar este fluido de tratamiento. Usar HCl al 15% como pre-flujo cumple tres propósitos: ·. Disuelve los carbonatos de calcio y/o magnesio.. ·. Minimiza la perdida de ácido fluorhídrico utilizado en el tratamiento de la segunda fase.. ·. 2.2.. Sirve de espaciador entre el HCl-HF y la salmuera de la formación.. TRATAMIENTOS CON SOLUCIONES ÁCIDAS. Aunque existen muchos compuestos ácidos al alcance de la industria petrolera sólo los tipos siguientes han resultado efectivos para la estimulación de pozos; ácidos inorgánicos (HCL y HF), y ácidos orgánicos (acético, anhídrido, cítrico y fórmico)..
(44) 26. 2.2.1. ACIDOS INORGÁNICOS. 2.2.1.1. Ácido clorhídrico. El ácido clorhídrico es un ácido inorgánico y es el ácido más comúnmente utilizado en la estimulación de pozos de petróleo. El ácido clorhídrico tiene muchas ventajas en su aplicación como sigue: -. Bajo costo y disponibilidad.. -. Fácilmente inhibido para prevenir la corrosión del tubing.. -. La tensión superficial se puede controlar.. -. Puede emulsionarse para una velocidad de reacción más lenta.. -. Expone propiedades de emulsión para una limpieza rápida.. -. La mayoría de los productos de reacción son solubles en agua y fácilmente eliminados.. -. Los aditivos para minimizar o eliminar productos de reacción insolubles pueden ser aplicados. (BJ Services, 2004). Durante mucho tiempo se ha reconocido que el ácido clorhídrico es el mejor ácido de campo para la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo, no sin limitaciones. El ácido clorhídrico es bastante reactivo; por lo tanto, pasará muy rápidamente en algunas formaciones. El ácido clorhídrico se bombea normalmente en concentraciones que oscilan entre el 3,0% y el 28%. Los ácidos de baja concentración se utilizan para la eliminación de tapones de sal y emulsiones. Los ácidos de alta concentración se seleccionan para conseguir tiempos de reacción más largos y para crear canales de flujo más grandes. Hasta ahora, la fuerza más utilizada es del 15%, por las siguientes razones: -. Menor costo por unidad de volumen que los ácidos más fuertes.. -. Menos costoso inhibir.. -. Menos peligro de manejo.(BJ Services, 2004).
(45) 27. Además de las ventajas anteriores, el ácido clorhídrico al 15% proporcionará también otras propiedades específicas tales como el control de la emulsión y la suspensión de limo.. 2.2.1.2. Ácido Fluorhídrico. El ácido fluorhídrico es otro ácido inorgánico que se utiliza con ácido clorhídrico para intensificar la velocidad de reacción de todo el sistema y para solubilizar formaciones, en particular areniscas. En general, el ácido fluorhídrico se utiliza de la siguiente manera: -. Siempre se bombea como una mezcla HCl: HF.. -. Se tiene que evitar el contacto con iones salinos.. -. Matriz de arenisca acidificante.. -. Eliminación de finos insolubles en HCl.. -. Concentraciones normales de 1,5% a 6,0%.. -. Un galón de HCl 12: 3: HF disolverá 0,217 libras de arena.. El ácido fluorhídrico se presenta en forma líquida ya sea en forma anhidra (donde está vaporizado y corrosivo), o bien en una solución acuosa (tal como se utiliza en la estimulación de pozos). El ácido fluorhídrico ataca la sílice y los silicatos (vidrio y hormigón). También atacará caucho natural, cuero, ciertos metales como hierro fundido y muchos materiales orgánicos. (BJ Services, 2004) En la estimulación de pozos, el ácido fluorhídrico se usa normalmente en combinación con ácido clorhídrico. Pueden prepararse mezclas de los dos ácidos diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua, o añadiendo sales de fluoruro (por ejemplo, bifluoruro de amonio) al ácido clorhídrico. Las sales de fluoruro liberan ácido fluorhídrico cuando se disuelven en ácido clorhídrico. El ácido fluorhídrico es venenoso, solo o mezclado con ácido clorhídrico, y debe ser manipulado con extrema precaución..
(46) 28. 2.2.2. ACIDOS ORGÁNICOS. Estos ácidos se utilizan en la estimulación de pozos básicamente porque tienen una menor tasa de corrosión y son más fáciles de inhibir a altas temperaturas que el ácido clorhídrico. Aunque las mezclas de ácidos orgánicos se consideran corrosivas para la mayoría de los metales, la velocidad de corrosión es mucho menor que la del ácido clorhídrico o fluorhídrico, por lo tanto, los ácidos orgánicos se usan cuando se requiere un prolongado tiempo de contacto entre el ácido y la tubería, y cuando se necesita un ácido orgánico en un trabajo de cementación para usarlo como fluido de desplazamiento. Se pude utilizar un ácido orgánico con agua en el tope del tapón de cemento de una sarta de producción como fluido de desplazamiento. También se puede usar un ácido orgánico cuando va a haber contacto con superficies metálicas de aluminio, magnesio y cromo, como cuando se tratan de remover incrustaciones solubles en ácido de pozos dotados de bombas de fondo. Los ácidos orgánicos se pueden usar también como agentes de hierro en los sistemas de ácidos. Actualmente se cuenta con muchos ácidos orgánicos, pero los cuatro más comúnmente utilizados en la estimulación de pozos hoy en día, son el ácido acético, anhídrido acético, cítrico y fórmico. (BJ Services, 2004) 2.2.2.1.. Ácido Acético. El ácido acético es un ácido orgánico incoloro, soluble en agua en cualquier proporción y en la mayoría de los disolventes orgánicos. Aunque las mezclas de ácido acético con agua se consideran corrosivas para la mayoría de los metales, la tasa de corrosión es mucho menor que la de los ácidos clorhídrico y fluorhídrico. El ácido acético es fácil de inhibir contra la corrosión y se usa frecuentemente como un fluido perforante donde se requieren tiempos de contacto prolongados. Con esta capacidad, el ácido a veces se utiliza como un fluido de desplazamiento en un trabajo de cementación de pozo, donde el tiempo de contacto puede ser horas o días antes de que se produzca la perforación. Esta capacidad es beneficiosa de dos maneras:.
(47) 29. -. Reduce el daño de la formación. El primer fluido que entra en la formación será un fluido ácido o de pH bajo que reaccionará con el carbonato o los materiales calcáreos de una formación de arenisca.. -. Reduce el hinchamiento de las arcillas.. La relación del poder de disolución de un galón de una concentración de ácido acético del 15% en comparación con la del ácido clorhídrico y del ácido fórmico en el mismo volumen se muestra en la Tabla 2.2. Normalmente, el ácido acético se usa en pequeñas cantidades o con ácido clorhídrico, como reacción retardada o ácido retardado. Los usos generales y las propiedades del ácido acético son los siguientes: -. El ácido acético es relativamente débil.. -. Concentraciones normales del 7,5% al 10% cuando se usan solas.. -. Principalmente utilizado en mezclas de ácido clorhídrico.. -. Utilizado como aditivo de control de hierro.. -. Carbonato acidificante.. -. Fluido de perforación.. -. Ácidos retardados. Tabla 2. 2: Reacción de tres ácidos en calizas a varias concentraciones. Ácido. Clorhídrico*. Acético. Fórmico. Carbonato de Concentración, calcio disuelto, % (libras/galón) 15* 20 25 15* 20 25 15* 20 25. 1.84 2.5 3.22 1.08 1.43 1.8 1.42 1.9 2.4. Dióxido de carbono formado, (Pie cúbico por galón). Cloruro de Calcio formado, (libras por galón). 6.99 9.47 12.2 4.09 5.41 6.82 5.38 7.2 9.09. 2.04 2.75 3.57 1.71 2.25 2.84 1.84 2.47 3.12. Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services.
(48) 30. La concentración más comúnmente usada para el ácido clorhídrico es 15% y 10% para el ácido fórmico y acético. En esta tabla, sin embargo, la reacción de HCl con la caliza se compara con los ácidos fórmico y acético de la fuerza equivalente, en vez de con las resistencias comúnmente usadas. (BJ Services, 2004) El ácido acético puro que se encuentra en el mercado es ácido acético al 99%, aproximadamente. Se llama ácido acético glacial porque en él se forman cristales; parceidos al hielo a temperaturas de aproximandamente 60°F (16°C), y se solidifica a 48°F (9°C) aproximadamente. Cuando se mezcla el ácido acético glacial con agua, se produce una contracción. Por esta razon, la cantidad de ácido acético y la cantidad de agua normalmente totalizan más del volumen requerio. (BJ Services, 2004) Debe tenerse cuidado al manipular el ácido acético porque esta solución en forma concentrada puede causar quemaduras severas, y la inhalación de los vapores puede dañar el tejido pulmonar. (BJ Services, 2004). 2.2.2.2.. Ácido Acético Anhidro. El ácido acético anhidro es la versión para clima frio que ese puede usar en lugar del ácido acético debido a que su punto de congelamiento es menor. El punto de congelamiento del ácido acético anhidro ocurre a 2°F (-17°C). Las propiedades de este ácido son iguales a las del ácido acético. (BJ Services, 2004). 2.2.2.3.. Ácido Cítrico. Las partículas de hierro se encuentran normalmente en el casing y en la tubería en pozos y, a veces, como los depósitos de minerales en la roca de formación en sí. Cuando las soluciones de ácido clorhídrico entran en contacto con estas partículas o depósitos, los compuestos de hierro se disuelven parcialmente y se transportan en solución como cloruro de hierro. A medida que el ácido se agota, el pH se eleva por encima de 2,0, permitiendo que el cloruro de hierro experimente cambios.
(49) 31. químicos y se vuelva a precipitar como hidróxido de hierro insoluble. Esta reprecipitación puede reducir la permeabilidad de la formación y la inyectividad. (BJ Services, 2004) El ácido cítrico es un material de ácido orgánico granular blanco. Se utiliza para "atar" las partículas de hierro disueltas y prevenir la re-precipitación del hierro disuelto de las soluciones de ácido clorhídrico agotadas. El ácido cítrico no se usa solo como una solución de tratamiento de ácido en sí, sino que se usa en soluciones de ácido clorhídrico conocidas como ácidos secuestrantes (sistemas AS) para el control del hierro. (BJ Services, 2004) La cantidad de ácido cítrico añadida al sistema de ácido clorhídrico depende de la cantidad de hierro presente. Los primeros 50 libras de ácido cítrico añadido a 1000 galones de ácido, sostendrá 2000 partes por millón (ppm) de hierro en solución (AS2). Cada 50 libras adicionales de ácido cítrico añadido aumentará su propiedad secuestrante en 2000 ppm adicionales, como se muestra en la Tabla 2.3 siguiente. Tabla 2. 3: Concentración de hierro por ácidos secuestrantes Sistema ácido Control de la concentración de hierro, ppm AS-2 AS-4 AS-6 AS-8 AS-10. 2000 4000 6000 8000 10000 Fuente: BJ Services Elaboración: BJ Services. La re-precipitación de hierro depende del tiempo de retención del ácido en la formación y del pH de la solución de ácido gastada. En las formaciones dolomíticas y calcáreas, las soluciones de ácido clorhídrico pueden pasar rápidamente y cuando el pH alcanza 2,0, el hierro disuelto comienza a precipitar. Por lo tanto, es importante comenzar las operaciones de producción o limpieza en una hora después de que el trabajo con ácido haya terminado..
(50) 32. El procedimiento para mezclar el ácido secuestrante es el siguiente: 1. Coloque el agua de dilución en el tanque. 2. Añadir el ácido cítrico. 3. Mezcle hasta que se disuelva. 4. Agregue el inhibidor, tensioactivos, y finalmente agregue el ácido clorhídrico puro. En las formaciones de arenisca, si la solubilidad del ácido es baja, el pH del ácido gastado puede permanecer por debajo de un pH de 2,0, y los agentes secuestradores de hierro pueden no ser necesarios.. 2.2.2.4.. Ácido Fórmico. El ácido fórmico es el más simple de los ácidos orgánicos y es completamente miscible (capaz de mezclarse) con agua. El ácido fórmico es más fuerte que el ácido acético pero más débil que el ácido clorhídrico. El ácido fórmico se utiliza en la estimulación de pozos, más frecuentemente en combinación con ácido clorhídrico como un sistema de ácido retardado para pozos de alta temperatura. El porcentaje de ácido fórmico usado en tales aplicaciones es comúnmente entre 8% y 10%. El ácido fórmico puede ser fácilmente inhibido, pero no tan eficazmente como con ácido acético a altas temperaturas y largos tiempos de contacto. Las propiedades y usos del ácido fórmico son paralelos a los del ácido acético como se indica a continuación: -. El ácido fórmico es relativamente débil.. -. Pocas veces utilizado solo.. -. Principalmente utilizado en mezclas de ácido clorhídrico.. -. Ayuda a inhibir la corrosión.. -. Ácidos retardados.. Se utilizan ácido acético, anhídrido acético y ácido fórmico cuando se necesita ácido excepcionalmente retardado debido a las temperaturas extremas o a tasas de inyección muy bajas. A altas temperaturas, las mezclas de ácido orgánico y.
(51) 33. ácido clorhídrico son inhibidas mucho más con éxito por los inhibidores orgánicos, que cuando el ácido clorhídrico se usa solo. Esta propiedad minimiza el peligro de fragilización por hidrógeno del acero asociado con tratamientos con ácido clorhídrico en pozos de alta temperatura. Se requieren concentraciones de ácidos orgánicos de hasta un 25% en peso, lo que aumenta los costes de tratamiento ácido. Los ácidos orgánicos no dan tanta capacidad de reacción como los tratamientos con ácido clorhídrico como se puede ver en la Tabla 2.2. (BJ Services, 2004). 2.3.. DAÑO A LA FORMACIÓN. Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (K) y porosidad (Ø) en las zonas aledañas al pozo debido a una restricción parcial o total que afecta la trayectoria de las líneas de flujo del yacimiento al pozo. El daño de formación es una variable adimensional y ocurre básicamente en cualquier actividad operativa que se tiene en la vida de productiva de un pozo como en perforación, cementación, cañoneos, producción, etc. (Faruk Civan, 2015). 2.3.1. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE PERFORACIÓN. Alteración de las características originales o de campo lejano de una formación productiva, generalmente como resultado de la exposición a los fluidos de perforación. El agua o las partículas de sólidos presentes en los fluidos de perforación, o ambos elementos, tienden a reducir el volumen poral y la permeabilidad efectiva de la formación producible en la región vecina al pozo. Existen al menos tres mecanismos involucrados. Primero, las partículas de sólidos del fluido de perforación taponan u obstruyen físicamente los trayectos de flujo de la formación porosa..
(52) 34. Segundo, cuando el agua entra en contacto con ciertos minerales de arcilla de la formación, la arcilla habitualmente se dilata, incrementando su volumen y reduciendo el volumen de poros. Tercero, las reacciones químicas producidas entre el fluido de perforación y la roca de formación y los fluidos pueden precipitar sólidos o semi-sólidos que taponan los espacios de poros. Una forma de minimizar el daño de formación consiste en utilizar fluidos de perforación de yacimientos o fluidos de terminación especialmente formulados para evitar el daño de la formación durante la perforación de zonas productivas, en vez de los fluidos de perforación comunes. (Schlumberguer. 2016). Daño por fluidos de perforación Es una reducción en la capacidad natural de un yacimiento para producir sus fluidos, tales como una disminución de la porosidad o de la permeabilidad, o de ambos. El daño puede ocurrir cerca del frente del pozo (más fácil de reparar) o ser profundo en la roca (más difícil de reparar). El daño es causado por varios mecanismos: 1. El taponamiento físico de los poros por los sólidos en el lodo, 2. La alteración de la mojabilidad de la roca del yacimiento, 3. La precipitación de materiales insolubles en los espacios porosos, 4. El hinchamiento de las arcillas en los espacios porosos, 5. La migración de los finos a las gargantas de los poros, 6. La introducción de una fase inmóvil, y 7. La formación y el bloqueo de la emulsión. El daño puede ocurrir cuando se exponen formaciones sensibles a fluidos de perforación. (Schlumberguer. 2016).
(53) 35. 2.3.2. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE CEMENTACIÓN. Debido a la composición química de las lechadas de cemento y a las presiones de inyección de las mismas se pueden producir serios daños a las formaciones productoras intervenidas, ya que estas por ser porosas y permeables permiten la filtración de ciertos productos químicos de la lechada que pueden influir en la composición química de las aguas de formación provocando precipitaciones que van taponando los poros intercomunicados hacia el interior de la formación, reduciendo la permeabilidad de la roca. Este tipo de daño de formación se podría remover utilizando ácido acético o con ácido clorhídrico debido a que las lechadas usualmente contienen hidróxido de calcio.. 2.3.3. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE COMPLETACIÓN. Un término general para describir la reducción de la permeabilidad en la región vecina al pozo de una formación prospectiva. Existen diversos mecanismos de daño reconocidos, tales como la invasión de fluidos incompatibles que dilatan las arcillas de formación, o los sólidos finos provenientes de los fluidos sucios que taponan la matriz de formación. Dado que el daño de formación puede afectar significativamente la productividad de cualquier pozo, se deben adoptar precauciones adecuadas para evitar el daño durante todas las fases de la vida productiva de un pozo. (Schlumberguer. 2016). 2.3.4. DAÑO CAUSADO EN OPERACIONES DE CAÑONEO. Debido a que ciertas formaciones productoras son porosas, permeables y además no consolidadas, en la operación de cañoneo se pueden producir serios daños en.
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