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ACIDIFICACIÓN CARBONATADA
1. INTRODUCCION
Las rocas carbonadas por definición contienen más del 50% de minerales
carbonados, los minerales más comunes son la calcita (carbonato cálcico
CaCO3) y la dolomita, asociando un mol de mineral simple de CaCO3 con un
mol de MgCO3. Las rocas carbonadas son típicamente clasificadas por la
calcita; proporción de dolomita y aquellos con una proporción más alta que
el 50% son generalmente llamados limolitas.
Este tipo de rocas presentan características físicas muy singulares, como
una doble porosidad o alta permeabilidad por contraste que son
heredados desde su proceso de formación.
El acido hidroclórico (HCl) es seleccionado usualmente para la
acidificación carbonada.
Reaccionan muy favorablemente con minerales carbonados y está disponible
en grandes cantidades en un relativo bajo precio. Mientras que el propósito de
la arena acidificada es disolver el daño, el acido es usado en formaciones
carbonadas para disolver la matriz y circular el daño. Por esta razón tanto
como el daño y las características de la roca pueden ser tomadas dentro de una
misma descripción cuando se está diseñando el tratamiento.
1.1 . Objetivo General
Conocer las características de la acidificación carbonatada, y aplicaciones para
tener un mejor entendimiento de su uso en la producción petrolera.
1
2. CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA Y DEL DAÑO EN FORMACIONES
CARBONATADAS
2.1. Características de la roca
Las rocas carbonadas son rocas sedimentarias resultado de la actividad
orgánica. La enorme mayoría de estos sedimentos están compuestos de
esqueletos de organismos marinos que varían de tamaño desde unos
cuantos micrones hasta varios centímetros. Algunos sedimentos carbonados
fueron formados por la precipitación química de CaCO3.
Los reservorios carbonados presentan un amplio rango de porosidades y
permeabilidades, dependiendo del grado de reprecipitacion y cementación.
Varios reservorios carbonados bajo la acción de esfuerzos tectónicos y
comportamientos homogéneos.
2.2. Características del daño
La identificación del daño es un prerrequisito para el adecuado diseño de un
tratamiento de acidificación carbonada. En formaciones que son altamente
sensibles al acido, formulas no acidas deben ser usadas y la selección
del fluido tratante es usualmente determinado por el tipo de daño. Es
más, el volumen del fluido tratante depende del alcance y la locación del
daño.
Todos los tipos de daño que ocurren en la arena pueden ocurrir en
formaciones carbonadas, excepto aquellas relacionadas con la presencia de
partículas de arcilla en la matriz. Además que una pobre cementación de
pizarras puede estar permanentemente desemparejada por la acidificación
de fluidos base agua, que pueden fácilmente disolver el material de cemento
cálcico. Resultando una compactación de formación desde una pérdida de
fuerza mecánica.
2
Problemas relacionados a la tensión superficial de los fluidos no son
tomados en cuenta en el fisuramiento de reservorios con una matriz de bajas
permeabilidades. En este tipo de formaciones el daño inducido está
concentrado en las fisuras, y la profundidad de invasión imaginada es mayor
que un reservorio homogéneo. La variación de presión en las fisuras puede
también resultar en la precipitación del mineral y deposito de
hidrocarburos (asfaltenos).
3. ACIDIFICACIÓN CARBONATADA CON ÁCIDO CLORHÍDRICO
Este acido es generalmente seleccionado para acidificación carbonada.
Este puede ser reemplazado por ácidos orgánicos, principalmente para
disminuir los problemas de corrosión a temperaturas superiores a los 400° F
o 250° C. El propósito de acidificación con HCl es circular el daño por la
creación de altos canales conductivos (hoyos de gusano).
El HCl puede ser retardado a través del uso de emulsiones o micro
emulsiones que previenen la desconsolidación de la roca.
4. ACIDIFICACIÓN CARBONATADA CON ÁCIDO CLORHÍDRICO
4.1 Reacción de los minerales carbonados con el acido clorhidrico
El carbonato cálcico reacciona con el HCl para producir dióxido de carbono,
agua y calcio clorhídrico, este proceso está gobernado por estrictas reacciones
Esta reacción solido liquido toma lugar en la roca superficial, en exceso
de HCl es completo e irreversible. La tabla 17.1 enlista las cantidades de
diferentes productos de la reacción del 15 % de HCl con calcita. Calcio
clorhídrico (CaCl2) y magnesio clorhídrico (MgCl2) son altamente solubles en
acido visto y presente sin riesgo de precipitación.
La reacción de la Limolita con el HCl es rápida y no puede ser medida en la
temperatura del sitio. Lund et al. (1975) la medida de la Limolita reactiva con
un aparato rodeado en disco en una máxima temperatura de 28,4° F [-12° C].
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La dolomita es menos reactiva y las tasas de reacción no pueden ser
medidas a más altas temperaturas (212°F [100°C]).
4.2. Acidificación física
Proceso de reacción.
Una reacción solido liquido como la del HCl con minerales carbonados envuelve
en transporte de iones de (H3O+) hacia la roca superficial. La reacción de los
iones con la roca y el transporte de los productos de reacción desde la
superficie a la solución.
Fenómenos de canalización (hoyos de gusano).
Las capas de Limolita acidificada con HCl muestra la formación de canales
microscópicos llamados hoyos de gusanos. Muchos de los experimentos
publicados fueron desarrollados con capas lineales (sección radial, flujo paralelo
a la línea longitudinal), muestran que la tasa de inyección de ácidos afecta la
geometría de los canales y la cantidad de acido requerida para el avance. A
Agujero de gusano iniciación y propagación
El transporte de ácidos en el interior de un poro se puede representar
esquemáticamente por dos flujos perpendiculares: transporte axial por
convección y transportar a las paredes de los poros por difusión.
También la reducción de la tasa de transmisión entre la disolución compacta y
el régimen del hoyado (Fredd y Fogler, 1996).
Geometría radial
Varios pocos resultados han sido publicados para pruebas de acidificación
usando geometrías radiales Daccord et al. (1989).
4.3. Aplicación al diseño de campo
tasa de inyección.
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Para asegurar la propagación de agujero de gusano y el éxito del tratamiento, la
velocidad ácido cerca del pozo debe ser suficientemente alta para alcanzar el
régimen de agujero de gusano. Ejemplos de los tipos necesarios para exceder
la velocidad crítica en el pozo También permite el crecimiento agujero de
gusano sustentable como la estimulación aumenta el radio y la velocidad en el
ácido frontal disminuye. Por otra parte, en los embalses fisuradas donde el
propósito del tratamiento es limpiar las fisuras, la aplicación de altas tasas
aumenta la penetración del ácido en vivo.
Volúmenes de ácido.
indican que en condiciones óptimas (es decir, la tasa de casi crítico), se obtiene
avance cuando menos de 1% del total del núcleo se ha disuelto. Esto indica que
el diseño de los volúmenes de fluido para 5% a 10% de disolución de roca
sobre el área estimulada debe proporcionar un diseño conservador. Para una
geometría radial, el volumen de ácido necesario para un aumento de la
porosidad dada varía con el cuadrado del radio de tratamiento, suponiendo
disolución homogénea.
B Caso de estudio de acidificación
El pozo se acidificó con 60 gal / pie de HCl al 20% bombeado a través de
tubería flexible en un intervalo de 135 pies. La velocidad de bombeo se limita a
2 bbl / min. Permeabilidad varió de 15 a 150 md. Diesel espumado se bombea
entre las etapas de ácido para la desviación.
5. OTRAS FORMULACIONES
5.1. Los ácidos orgánicos
Los ácidos orgánicos se utilizan en lugar de HCl cuando las temperaturas altas
de fondo de pozo evitan que la protección eficaz contra la corrosión (por encima
de 400 ° F). Los dos tipos principales de ácidos orgánicos usados son el ácido
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acético y ácido fórmico. El ácido acético es más fácil para inhibir que el ácido
fórmico y se utiliza más a menudo.
Los ácidos acético y fórmico reaccionan con CaCO3 para formar acetato de
calcio y formiato, respectivamente:
El ácido acético tiene otras aplicaciones específicas.
En combinación ya sea con un disolvente aromático y un disolvente mutuo para
obtener una solución transparente o con metanol, que se utiliza para eliminar
los bloques de agua y romper emulsiones.
En combinación con un inhibidor de la corrosión altamente concentrado, que
puede ser utilizado como fluido de terminación para mantener el bajo pH cerca
del pozo y evitar el hinchamiento de arcilla o como un fluido de perforación. En
el este último caso, Los ácidos orgánicos se prefieren a HCl a temperaturas
superiores a 200 ° C [95 ° C] debido a su reactividad reducida a temperaturas
más altas permite una buena protección contra la corrosión durante varios días.
5.2. Ácidos gelificados
Los ácidos gelificados se desarrollaron principalmente para fracturar, pero han
encontrado algunas aplicaciones en tratamientos de acidificación de la matriz.
Se utilizan en fracturamiento ácido para aumentar la viscosidad y reducir la tasa
de pérdida de fluido. El mismo principio se aplica a las condiciones de
acidificación de la matriz en las formaciones fisuradas con baja porosidad
primaria. En este caso, los ácidos gelificados se utilizan principalmente para
limpiar los canales de alta permeabilidad y minimizar la pérdida de fluido en la
matriz de menor permeabilidad. Los ácidos gelificados también se pueden
utilizar como un fluido portador para selladores de bolas o desviadores de
partículas (copos).
En el diseño de tratamientos con ácidos gelificados, la estabilidad del agente de
gelificación a temperaturas de fondo de pozo debe ser comprobado
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cuidadosamente. Se
utilizan varios tipos de agentes gelificantes. Gomas xantana son adecuados
para condiciones moderadas (es decir, temperaturas de hasta 230 º F [110 º
C]), con la fuerza del ácido limitado a 15% (Crowe et al., 1981). Bajo
condiciones más severas, los polímeros sintéticos son los más adecuados para
utilizar de 400 ° a 450 ° F [205 ° a 230 ° C].
Crowe et al. (1990) demostraron que en condiciones dinámicas HCl gelificado
presenta el mismo tipo de reacción con calizas como el ácido gelificado. En
algunos casos, las tasas de reacción son acelerados. La velocidad de reacción
se mide la tasa de consumo de calcita. Es la velocidad de reacción global,
determinada por el paso limitante, que es el transporte de ácidos por difusión.
En general se acepta (Muhr y Blanshard, 1982) que la velocidad de difusión
depende de la viscosidad del disolvente y no se modificada por la presencia de
polímeros, al menos tan largo como la distancia entre las cadenas de polímero
es grande en comparación con el tamaño de los iones en solución.
La interacción entre las cadenas de polímero y la superficie de la roca puede
afectar a la velocidad de la reacción global y la penetración del ácido en vivo. Si
el gel exhibe un comportamiento no newtoniano, la velocidad de cizallamiento
en la superficie de la roca se puede modificar, lo que puede aumentar la
transferencia de masa y resultar en una velocidad de reacción mayor. Aparte de
este efecto, el polímero puede tapar los poros más pequeños, que actúa como
un agente de pérdida de fluido. Este efecto fue estudiado por Nierode y Kruk
(1973), quienes encontraron que la tasa de crecimiento de los agujeros de
gusano es máxima para una pequeña concentración de agente de pérdida de
fluido.
HCl es generalmente el componente de ácido de mezclas gelificadas. La fuerza
del ácido varía típicamente de 5% a 28%. El volumen de ácido depende de la
sospecha de la profundidad de los daños en las fisuras y cavidades y en
eficiencia de la colocación de fluido.
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5.3. Emulsiones
Las emulsiones se obtienen mediante la mezcla de ácido con un fluido refinado
base aceite en presencia de un agente tensioactivo. La estabilidad de la
emulsión depende de la temperatura y la fuerza iónica de la fase acuosa.
Algunos agentes emulsionantes proporcionan emulsiones estables en
temperaturas de hasta [150 ° C] 300 ° F. Dependiendo del tipo de tensioactivo,
agua en aceite o una emulsión de aceite en agua puede ser obtenido.
En condiciones estáticas, se han encontrado emulsiones para reducir la
velocidad de reacción global del ácido. Emulsiones Ácido-inoil son más eficaces
para el retraso de reacción. En general se acepta que estas emulsiones
construyen una barrera de aceite en la superficie de la roca, lo que impide que
el ácido reaccione fácilmente con el sustrato. Emulsiones Ácido-externa
también ofrecen algo de retardo, que se atribuye generalmente a la interacción
física del aceite con el camino de transporte de ácido a la superficie de la roca.
Pocos resultados han sido publicados en la acidificación núcleo con emulsiones
en condiciones dinámicas. Los estudios iniciales muestran que las emulsiones
de aceite externa pueden tratar núcleos de baja permeabilidad de manera más
eficiente que el ácido llano (Horton et al., 1965).
Núcleos Caliza Acidized con emulsiones muestran una red altamente
permeable de micro agujeros de gusano que reflejan modificación significativa
del proceso de transporte de ácidos y de reacción. Las emulsiones tienden a
estabilizar el proceso de acidificación mediante la reducción del área de
contacto del ácido con la matriz, disminuyendo de ese modo la velocidad de
reacción aparente. La medición de los coeficientes de difusión en emulsiones
de ácido en aceite de De Rozières et al. (1994) utilizando la técnica de disco
giratorio encontró que los coeficientes de difusión eficaces en estos sistemas
son tanto como 3 órdenes de magnitud menores que los coeficientes de
difusión en ácido normal en las mismas condiciones de temperatura. Por lo
tanto, una buena estimulación se puede obtener con emulsiones en las tarifas
bajas correspondientes al régimen de disolución compacto con un ácido liso.
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Como los ácidos gelificados, emulsiones se preparan habitualmente con HCl.
Varios puntos fuertes y volúmenes de ácido se pueden seleccionar para las
fracciones, con 70:30 emulsión de ácido-en-aceite de un sistema de uso común.
La viscosidad de la emulsión es un parámetro importante porque la alta
viscosidad de algunas mezclas utilizadas para la fracturación limita su
aplicación a la acidificación de la matriz.
Una tendencia reciente implica la adición de nitrógeno (N2) a la emulsión para
obtener un sistema trifásico. Pruebas estáticas muestran que esto reduce aún
más la reactividad del ácido (Guidry et al., 1989). El mecanismo exacto de la
retraso no se ha estudiado completamente. Se admite generalmente que N2
reduce el área de contacto del ácido con la roca. Con este tipo de sistema, se
espera que el patrón de disolución a ser más homogénea (en comparación con
HCl liso a la misma velocidad de la bomba), y volúmenes relativamente grandes
se bombea a obtener grandes radios de estimulación.
Los volúmenes líquidos tan grandes como 500 gal / pie suelen ser bombeados.
Este tipo de tratamiento es económicamente ventajoso debido a tanto como
50% del volumen bombeado se compone de fluidos no ácidos. Para aumentar
la inyectividad matriz antes de bombeo de la emulsión, se lleva a cabo por lo
general un tratamiento previo con un ácido liso. Además, para permitir la
inyección a tasas más altas de lo que normalmente se prescribe por el límite de
fractura, los pozos son generalmente atraídos hacia abajo tanto como sea
posible, y el tiempo de cierre antes del tratamiento se reduce al mínimo
técnicamente posible.
En estas condiciones, la presión cerca del pozo es mucho menor que la presión
promedio del yacimiento, y las tasas más altas de la matriz se puede aplicar.
Dos-y emulsiones trifásicas se recomiendan para el tratamiento del daño
profundo o si el propósito del tratamiento es para estimular la formación para
obtener un efecto altamente negativo del daño.
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5.4. Micro emulsiones
Las microemulsiones se componen de una dispersión fina de aceite y ácido,
estabilizado por tensioactivo adecuado y aditivos co-tensioactivo. Dependiendo
de la concentración de los diferentes componentes, un aceite en ácido o ácido
en aceite se puede conseguir la emulcion. La principal diferencia de
macroemulsiones es el tamaño de las gotitas, que se presentan en el intervalo
de 0,005 a 0,2 micras.
Las microemulsiones de aceite externo pueden comportarse como un fluido
monofásico en medios porosos y barrer el aceite con mayor facilidad que el
ácido liso, lo que facilita la inyección de ácido y el flujo de retorno. La difusividad
de ácido en las microemulsiones ácido en aceite también se reduce
considerablemente en comparación con un ácido liso, por lo menos 2 órdenes
de magnitud (Hoefner y Fogler, 1985). Esto da lugar a un ataque más
homogéneo de la roca, como se observa en experimentos básicos (Hoefner et
al., 1987), que presenta dos ventajas. En primer lugar, debe permitir
acidificación apretado rocas carbonatadas en tasas bajas que corresponden a
condiciones de disolución compactas con ácido normal.
En segundo lugar, a tasas más altas que evita la formación de grandes agujeros
de gusano, que puede ser perjudicial para las propiedades mecánicas de
formaciones blandas tales como tizas.
A pesar de sus ventajas, las microemulsiones no se utilizan comúnmente en las
operaciones de campo. Debido a la alta concentración de tensioactivo
necesario, estos sistemas son más caros y difíciles de inhibir. Además, se han
encontrado con problemas de estabilidad. En la mayoría de los casos, los
resultados similares se pueden lograr con macroemulsiones. El costo adicional
de las microemulsiones sólo se justifica para las formaciones sensibles donde la
estabilidad mecánica es una preocupación.
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5.5. Tratamientos especiales
El HCl se puede utilizar en combinación con otros productos químicos para
tratamientos específicos. En esta sección se examinan brevemente las
principales formulaciones usando HCl. Una descripción más detallada se
encuentra en el capítulo 15.
Mezclas de alcohol (principalmente metanol) y HCl se utilizan para los
tratamientos del pozo de gas. El alcohol disminuye la tensión superficial, pero
no tanto como agentes tensioactivos. Sin embargo, debido a que no se adsorbe
en la roca, que penetra en la formación tan profundamente como el ácido.
También aumenta la presión de vapor del ácido gastado. Esto facilita la limpieza
del ácido gastado y mejora la permeabilidad del gas mediante la reducción de la
saturación de agua residual. La adición de alcohol retarda ligeramente la
reacción del ácido con la roca y acelera ligeramente la velocidad de corrosión.
La fracción de volumen de alcohol puede variar ampliamente dependiendo de la
aplicación, a partir de 20% a 67%. Las mezclas con 67% de metanol son
estables hasta [120 ° C] 250 ° F.
Mezclado con un disolvente aromático y un estabilizador, HCl forma una
emulsión de disolvente en ácido. La fracción en volumen del ácido varía
típicamente de 50% a 90%. La estabilidad de la emulsión depende de la
concentración de disolvente y la temperatura. Esta formulación se utiliza para
eliminar los depósitos de parafina y mixtos. También se recomienda para la
eliminación de la escala y el tratamiento de los pozos que se convierten desde
los productores hasta los inyectores.
El HCl también se puede utilizar en combinación con un agente tensioactivo y
un agente quelante para eliminar daño de lodo en formaciones de carbonato.
Se ha encontrado la acción combinada de los aditivos para dispersar y eliminar
las arcillas y daño de lodo con éxito. En formaciones que presentan un riesgo
de desconsolidación, HCl puede ser reemplazado por una solución de salmuera
o quelante de calcio tales como EDTA. Este tipo de formulación se recomienda
11
especialmente para los reservorios naturalmente fisuradas donde los materiales
de terminación han invadido las fisuras (ver 17C).
Para el daño superficial causado por la deposición de la torta en las fisuras
naturales, tales formulaciones son muy eficientes cuando el ácido es
descubierto a través de tubería flexible y fluyó de ida, posiblemente varias
veces. Si se utilizó un lodo a base de aceite, o si el material daño ha estado en
contacto con el aceite el fondo del pozo, se requiere el uso de un agente
tensioactivo y disolvente mutuo para regar mojar la superficie de la torta y
facilitar el flujo de ácido en las fisuras.
5.6. Ácido auto desviado
Ácido auto desviado, desarrollada originalmente para el fracturamiento, también
se ha utilizado para mejorar la colocación durante la acidificación carbonatada.
Se compone de HCl mezclado con un agente gelificante y un agente de
reticulación sensible al pH. La reticulación ocurre en valores intermedios de pH
(típicamente de 1 a 3.5) correspondientes a estado parcialmente de ácido. La
más baja viscosidad de ácido fresco permite la penetración en los agujeros de
gusano y fracturas hasta aumentos de reacción ácida del pH y causa la
reticulación, desviando así las siguientes etapas de ácido a otras porciones del
reservorio (fig. 17-4). Debido a que los saltos de gel a un pH por encima de 3,5,
el flujo de retorno no presenta ningún problema una vez que la inyección de
ácido fresco se detiene y se permite al ácido pasar completamente.
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Figura 17-4. Efecto del ácido auto desviado (SDA) en la colocación de líquidos.
Al igual que los desviadores de partículas o espumas, los ácidos auto-desviado
se bombean en varias etapas, alternando con etapas de ácidos regulares. Los
buenos resultados se presentan en formaciones fracturadas y en intervalos
largos y abiertos donde copos benzoico o de ácidos gelificados no ha
proporcionado diversión del líquido (ver barra lateral 17D).
Ejemplos de tratamientos especiales
Pozo A
Pozo A era un productor de petróleo de un yacimiento dolomítica fisurada con
una permeabilidad de la matriz promedio de 10 md y una porosidad de 3%. Se
sospechó Daños por sedimentos mixtos y depósitos orgánicos. El pozo fue
tratado con 130 gal / pie de emulsión disolvente-en ácido, con una pre-limpieza
90 gal / pie de una mezcla de 80% de disolvente con un ácido acético y
disolvente mutuo. El horario de bombeo fue como sigue:
1. pre llenado: solvente + ácido acético (42 bbl)
2. fluido principal: emulsión de disolvente en ácido (63 bbl)
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3. Desviador: copos de ácido benzoico (31 bbl)
4. Repita los pasos 1, 2 y 3
5. Repita los pasos 1 y 2
6. Desplazamiento: de nitrógeno
La producción antes del tratamiento había caído a 1.172 STB / D a boca de
pozo de presión 455 psi. Luego del trabajo aumentó la producción a 3580 STB /
D a una presión en boca de pozo de 1.179 psi.
El Pozo B
El Pozo B era un productor de petróleo de un yacimiento calcitic que contiene
5% de arcillas. Porosidad Embalse fue del 2% y la permeabilidad media de la
matriz no superaba unos milidarcies. La tasa de producción antes del
tratamiento indica un efecto de daño daño de de aproximadamente 40. El
tratamiento fue ejecutado con 75 galones / pies del 15% de HCl cargado de
suspensión y agentes secuestrantes, precedida por una pre-limpieza de un
agente de suspensión salmuera cargada. El horario era como sigue:
1. Pre llenado: suspensión de salmuera-agente cargado (63 bbl)
2. Fluido principal: 15% de HCl con un agente de suspensión + de nitrógeno
(107 bbl)
3. Desviador: copos de ácido benzoico en ácido gelificados (31 bbl)
4. Repita los pasos 1 y 2
5. Desplazamiento: de nitrógeno
La producción pasó de 500 STB / D antes del de trabajo a 3700 STB / D
después del tratamiento a una presión en boca de pozo de 5900 psi (es decir,
500 psi debajo de la presión de cierre en la boca del pozo). Lograr evidencia del
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efecto de ácido es proporcionada por el registro de la presión durante el
tratamiento, lo que demuestra que la presión de cabeza de pozo disminuyó en
1.200 psi mientras que la etapa de ácido primero se inyecta en la formación. De
acuerdo con la ecuación. 17C-1, esta caída de presión es equivalente a una
disminución efecto de daño de más de 40:
∆ s=2πkh∆ pμq
El pozo C
El pozo C se convirtió de un productor de petróleo a un inyector de agua. Una
prueba bien indicado daño cerca del pozo, presumiblemente de la presencia de
material de reparación de pozos. La porosidad media depósito fue 16%, y la
permeabilidad deduce de un registro de porosidad varía de 5 a 500 MD en todo
el intervalo abierto de 200 pies. El pozo fue tratado con 30 gal / pie de HCl al
15% cargado con agentes de suspensión. El ácido se bombea a través de
tubería flexible, y cuatro etapas de espuma se utilizan para la desviación. Los
perfiles de inyección antes y después del tratamiento se muestran en la
figura.17C-1. El ácido mejoró significativamente la inyectividad en el intervalo
medio, correspondiente a una región de menor permeabilidad (menos de 25
MD). El registro de porosidad indicó que la parte inferior del intervalo (por
debajo de 170 pies) correspondía a una zona de muy baja permeabilidad. La
inyectividad total aumentó de 30.000 BWPD a una presión en boca de pozo de
1.640 psi a 54.000 BWPD a 1420 psi en la boca del pozo.
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Figura 17C-1. Comparación de los perfiles de inyección antes y después del
tratamiento.
D Colocación usando un ácido auto desviado
Tres pozos inyectores similares fueron tratados con diferentes técnicas de
colocación. La permeabilidad media de reservorio varió de 4 a 10 md. La
formación consta de dos zonas de diferentes inyectables. El tratamiento para el
primer pozo consistió en el bombeo de HCl al 15% a través de tubería flexible.
El segundo pozo se acidificó con un ácido gelificado bombeado a través de
tubos. Para el tercer pozo, tres etapas de una mezcla de HCl y agentes de
suspensión se bombearon a través de la tubería flexible.
Dos etapas de ácido auto-desviado se utilizan para separar las principales
etapas. La figura 17D-1 compara los inyectables de los tres pozos antes y
después de la acidificación. Zona A fue tratada con éxito sólo en el tercer pozo
con el uso de ácido auto-desviado.
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Figura 17D-1. Comparación de los resultados de acidificación de las tres
técnicas de colocación.
6. DISEÑO DE TRATAMIENTO
6.1. Selección de candidatos
Como se explica en el capítulo 13, reconocimiento de candidato que utiliza un
enfoque de análisis de sistemas es el primer paso para el diseño de la
acidificación de carbonatos. Mientras que la acidificación de arenisca se limita
generalmente a la eliminación de daños, la acidificación de carbonato se orienta
generalmente hacia estimulación de yacimientos. Pozos que exhiben un efecto
ligeramente negativo de daño antes del tratamiento por lo general se siguen
considerando buenos candidatos.
Debido a la capacidad de HCl para crear canales, se garantiza una excelente
comunicación con el depósito. En formaciones de permeabilidad más altos,
acidificación también puede ser utilizado como una alternativa a la perforación
densa. La experiencia de campo muestra que las terminaciones entubadas con
pequeñas densidades de perforación (tan bajo como una perforación cada 3 o 5
pies) pueden presentar un efecto negativo de daño después de la estimulación
con HCl.
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6.2. Horario de bombeo
El segundo paso en el diseño consiste en la elección de la formulación de ácido
derecho, dependiendo de las características de daño y de formación. Los
ejemplos de los horarios de bombeo se dan en las barras laterales de este
capítulo. Generalmente, los tratamientos de carbonato consisten en etapas de
fluido principal y desviador. Un disolvente de pre-limpieza se puede utilizar por
delante del fluido principal para limpiar la formación y aumentar su receptividad
al ácido. Un sobre-desplazamiento de salmuera o agua de mar puede ser
utilizado para desplazar el ácido en la formación y garantizar el gasto completo
lejos de la boca del pozo. N2 puede ser utilizado para el desplazamiento en el
extremo del trabajo o añadido a los fluidos de tratamiento para ayudar al flujo de
retorno de ácido gastado, que puede contener el material insoluble o residuos
de gel de alta viscosidad restantes en la formación. Generalmente, N2 se
recomienda para los pozos de baja presión con un gradiente de presión por
debajo de 0,46 psi / ft.
La velocidad de bombeo está limitada por la presión de fracturación. En
formaciones cerradas, la tasa debe ser suficientemente alta para prevenir la
disolución compacta cerca del pozo si se utiliza HCl. En formaciones
naturalmente fracturadas, se han obtenido buenos resultados con altas
velocidades de flujo. Tales tasas de bombeo y altas presiones no corresponden
a las condiciones habituales de la matriz y es probable que agrandar
mecánicamente sus fracturas naturales y aumentar su conductividad durante el
tratamiento.
6.3. Aditivos
Los aditivos deben ser añadidos a las diferentes etapas para proteger los
tubulares y garantizar el tratamiento con éxito de la formación. Este tema está
totalmente cubierto en el Capítulo 15.
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Para los pozos de petróleo, la adición de un disolvente mutuo a la pre-limpieza
o etapas de ácido contribuyen que el agua moje la formación y proporciona un
buen contacto de los fluidos de tratamiento con la superficie de la roca.
Se requieren inhibidores de la corrosión ácida y ayudas de inhibidores para
proteger los tubulares. Los ácidos orgánicos son más fáciles de inhibir que HCl.
Las emulsiones estables son también relativamente fáciles de inhibir. Sin
embargo, en la mayoría de los ensayos de corrosión, se produce la rotura de la
emulsión, y la velocidad de corrosión es similar o superior a la del ácido no
emulsionante.
La adición de tensioactivo y desemulsionantes también puede ser necesaria
para reducir la tensión interfacial entre fluidos de tratamiento y el fluido de
reservorio y para prevenir emulsiones. Finalmente, agentes contra la formación
de sedimentos, inhibidores de la incrustación y agentes de control de hierro
pueden ser utilizados para prevenir problemas específicos. Al mezclar los
aditivos, la compatibilidad de los distintos componentes entre sí y con las
condiciones de fondo de pozo debe ser revisado a fondo.
6.4. Colocación
Se requiere una colocación adecuada de ácido sobre toda la zona productiva
para un tratamiento exitoso. En formaciones gruesas o reservorios de múltiples
capas con diferentes valores de la permeabilidad o gravedad de daño, el ácido
tiende a penetrar en las zonas más permeables y crear rayas de alta
inyectividad que impiden la inyección en todo el intervalo.
Cinco principales técnicas de desviación se pueden utilizar para mejorar la
colocación de líquido en la acidificación de carbonato: envasadores, bolillas
selladoras, desviadores de partículas, el desvío de espuma y auto-desvío el
ácido. Se discuten los primeros cuatro métodos en el Capítulo 19. El uso de
ácido auto desvío se ha incrementado recientemente. En grandes intervalos
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(por ejemplo, pozos horizontales) algunas de estas técnicas se pueden
combinar con el uso de tubería flexible.
7. CONCLUSIONES
Las formaciones de Caliza y dolomita son fácilmente estimulados con
formulaciones de ácido. A diferencia de acidificación de arenisca, la meta de la
acidificación de carbonatos es por lo general para evitar el daño en lugar de
disolverlo. El HCl se utiliza típicamente para acidificación de carbonato. En caso
de incompatibilidad con la formación o la finalización (es decir, el riesgo de la
corrosión), se utilizan otras formulaciones, tales como emulsiones o ácidos
orgánicos. Agentes de suspensión o disolventes también se puede utilizar si es
requerido por el tipo de daño.
La alta reactividad del ácido con calizas y dolomitas de alta temperatura da
como resultado la creación de agujeros de gusano, que aumentan
considerablemente la permeabilidad aparente alrededor del pozo. Cuando los
agujeros de gusano se extienden más allá de la zona dañada o se conectan con
fisuras naturales en la formación, se obtiene un efecto negativo del daño.
Un enfoque de ingeniería se debe adoptar para diseñar tratamientos efectivos
de carbonato. Al igual que en la acidificación arenisca, la colocación apropiada
del ácido sobre el intervalo entero es necesario para el éxito del tratamiento y
por lo general requiere el empleo de técnicas de colocación. Desvío de espuma
y ácido auto-desvío dos métodos que se utilizan cada vez más, con buenos
resultados.
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