REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO EVALUACIÓN DE LA EFECTIVIDAD DE AGENTES QUELANTES EN TRATAMIENTOS DE ACIDIFICACIÓN EN ARENISCAS Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO Autor: Silvia Lorena Luna Diaz Tutor Académico: Leonardo Javier Alejos Diaz
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
EVALUACIÓN DE LA EFECTIVIDAD DE AGENTES QUELANTES EN
TRATAMIENTOS DE ACIDIFICACIÓN EN ARENISCAS
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Silvia Lorena Luna Diaz
Tutor Académico: Leonardo Javier Alejos Diaz
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Maracaibo, marzo de 2012 Luna Diaz, Silvia Lorena. Evaluación de la efectividad de agentes quelantes en tratamientos de acidificación en areniscas, (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 193 p. Tutor: Prof.: Leonardo Alejos.
RESUMEN
El presente trabajo enmarcado en el estudio de inyectividad de agua a realizarse en el pozo VLG-3899, yacimiento B-Superior VLG-3729 campo Ceuta cuenca del Lago de Maracaibo, cuyo objetivo principal es probar nuevos sistemas de tratamiento de estimulación de pozos, que consta del uso de agentes quelantes, como aditivo principal, diseñado en función de las características de la formación. Considerando que tales sistemas, son evaluados con el fin de ser aplicados en pozos del área, se desarrolla un estudio de laboratorio:- Ensayos de compatibilidad, donde, se comprueba, que los sistemas utilizados (OMA, OCA y ONESTEP) no generan problemas con el crudo pozo VLG-3899. - La caracterización petrofísica identifica que las muestras de núcleo de berea son de alta permeabilidad 1435 a 1470 mD, con porosidad promedio 24% mientras que, las del núcleo pozo VLG-3873 están entre,177 a 992 mD y porosidad promedio 15%. – Del XRD se cuantifica la composición mineralógica de las muestras, resultando presente los minerales típicos de las rocas areniscas. – De las pruebas de flujo en muestras de núcleo, resulta el sistema OCA el que mostro un poder de disolución alto en ambos núcleos, el OMA 9:1,5 presento desconsolidación de la muestra y el ONESTEP obtuvo un poder de disolución alto en ambos núcleos, pero requirió en núcleo de berea 35 volumenes porales, debido a problemas de interaccion fluido-roca y la mojabilidad del medio poroso. - La disolución de la caolinita con el ONESTEP (50% EDTA diamonio + 1% Bifluoruro de amonio, pH 5,5 @ 85ºC) demostró que actuó quelatando los iones de aluminio 3+(Al3+), manteniendo el sílice en solución e impidiendo, su precipitación a un pH bajo; evitando la precipitación de hidróxido de aluminio (Al(OH)3). Se concluye: el uso de agentes quelantes en un sistema de tratamiento, logro demostrar su capacidad de disolución frete a los materiales restrictivos al flujo en las muestras tratadas.
Palabras Clave: Acidificación matricial, Pruebas, Agente Quelante E-mail del autor: [email protected]
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Luna Diaz, Silvia Lorena. Evaluación de la efectividad de agentes quelantes en tratamientos de acidificación en areniscas, (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 193 p. Tutor: Prof.: Leonardo Alejos.
ABSTRACT
The present work the study injectiviti of water well VLG-3899, reservoir B-Superior VLG-3873 Ceuta field from Maracaibo lake, which principal objective is to prove new treatments systems of stimulation of well, the uses of agent chelating such as principal acidification’s, designs in functions of the characteristics of interest’s formation. Considering such systems, are evaluated to be applied in wells from area, for them, will develop a studies of laboratory: - Test of compatibility; which checks the systems used (OMA, OCA Y ONESTEP) does not create compatibility problems - Characterization petro physical is identified that the shows of core of berea are of high permeability 1435 to 1470 mD, with average porosity 24% while that of the core from VlG-3873 well 177 to 992 mD and porosity 15%. - RXD is quantified mineralogical composition of the resulting samples present typical minerals of the sandstone. Flow tests on core samples, resultant the OCA-HT systems which showed a high dissolving power in both cores, without problems, OMA 9:1,5 showed a berea core of the greater power of dissolution without embargoes deconsolidation of the sample observed with the ONESTEP system gave a high dissolving power in both cores, but require in berea core of approximately 35 pore volumes for the maximum permeability to problems of fluid-rock interaction and wet ability in porous media. - The solution was determined from the kaolinite in the ONESTEP processing systems (50% diammonium EDTA +1% ammonium bifluoride, pH 5,5 @ 85º), it being shown that this indication in both cases there is no precipitation, leaving demonstrating that this class of organic acids present in treatment systems act quelantando aluminum ions (Al(OH) 3). Studies with this leads to the conclusion, the use of chelating agents as an additive in a system of treatment, achievement disloucion demonstrate their ability to materials frete restrictive to flow in the treated samples. Key Words: Matrix acidification, Testing, Chelating Agent Author’s e-mail: [email protected]
138
DEDICATORIA
A mi Padre, pilar fundamental en mi formación
personal y académica.
A mi Madre por enseñarme que el trabajo es la
mejor manera de lograr las metas.
A mi esposo Marly Fereira, fiel compañero y
consecuente amigo.
A mi hija Laura Paola; quien constituyen mi
motivo para seguir adelante.
El genio se compone de dos por ciento de talento
y de noventa y ocho por ciento de perseverante aplicación
Ludwig Van Beethoven
139
AGRADECIMIENTO
A JESUCRISTO NUESTRO SEÑOR Y SALVADOR, por ser la fuente infinita e
inagotable de amor, de toda ciencia, conocimiento e inteligencia.
A la Universidad del Zulia, División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería, por
brindarme la oportunidad de continuar creciendo profesionalmente y prepararme para el
enfoque de nuevos retos.
A PDVSA, por poner a mi alcance la información y la tecnología requerida para la
realización de este trabajo final.
A mi tutor académico, el Msc. Américo Perozo, profesor, consejero y amigo; por
aceptar gustosamente asesorar este Trabajo de Grado.
A la Lic. Amarelis Luna Analista de Captación Anticipada RRHH PDVSA Occidente,
hermana y colaboradora guerrera y competidora en esto de las gestiones humanas.
A mi familia, por su amor y apoyo incondicional en cada una de mis metas.
A aquellos que por razones de tiempo y espacio no menciono; pero que aportaron su
granito de arena para hacer posible este trabajo.
A todos, el más sincero agradecimiento.
140
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN …………………………………………………..…………………….…….. 3
ABSTRACT………………………………………………..…………………….………. 4
DEDICATORIAS…………………….….……………………………………………….. 5
AGRADECIMIENTOS ………………….………………………………………………. 6
TABLA DE CONTENIDO…………….….……………………………………………… 7
LISTA DE FIGURAS…………………….……………………………………………… 13
LISTA DE TABLAS …………………….……………………………………………….. 17
INTRODUCCIÓN………………………………..…………………..………………….. 19
CAPÍTULO I ………………………………………….………………………………….. 21
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ………………….………………………………… 21
1.1. Planteamiento y formulación del problema ……….…….……..…………….. 21
1.2. Justificación y delimitación de la Investigación…….………………………... 23
1.3. Objetivo de la investigación………………………….………………………… 24
1.4. Objetivo general……………………………………….………………………… 24
1.5. Objetivos específicos …………………………..…….………………………… 24
1.6. Antecedentes de la Investigación…………………….……………………….. 25
1.7. Ubicación del área de estudio………………………….……………………… 33
CAPÍTULO II …………………………………………………….………………………. 40
MARCO TEORICO …………………………………………….……………………….. 40
2.1. Acidificación matricial ………………………………….……………………….. 40
2.2. Acidos …………………………………………………..……………………….. 41
2.2.1. Tipos de ácido y la química de sus reacciones……………………… 42
2.2.2. Acido clorhídrico (HCI)………………………………………………..… 42
2.2.3. Acido fluorhídrico (HF)….…………………….………………………… 43
141
2.2.4. Acido fluobórico…………………,…………….………………………… 43
2.2.5. Acido acético…………………………………..………………………… 44
2.2.6. Acido fórmico………………………………….………………………… 45
2.2.7. Mezclas de ácido……………………………….…………..………….... 45
2.2.8. Sistemas de ácidos retardados……………….………………………. 46
2.2.9. Ácidos especiales…………………………..….………………………. 47
2.3. Agente quelante………………………………………….……………………… 48
2.3.1. Quelatación……………………………………….……………………... 48
2.3.2. Quelantes………………………………………….…………………….. 48
2.3.3. Propiedades de los quelatos…………………….…………………….. 50
2.3.4. Secuestración……………………………..……….……………….…… 50
2.3.5. Estequiometria…………………………………….…………………….. 51
2.3.6. Constantes de estabilidad……………………….…………………….. 51
2.3.7. Estabilización de los quelatos………………….……………………… 53
2.3.8. Tipos de agentes quelantes…..……………….….…………………… 55
2.3.9. Ácido amino policarboxílicos…………………….…………………….. 55
2.3.9.1. EDTA (o AEDT)……………………………………………… 56
2.4. Cinética de reacción ……………………………………….…………………… 57
2.4.1. La estequiornetria de la reacción………………….………………….. 58
2.4.2. El equilibrio termodinámico de la reacción……….………………….. 58
2.4.3. La velocidad de reacción………………………….…………………… 59
2.5. Factores que afectan la velocidad de reacción…………..………………….. 64
2.5.1. Relación área/volumen……………………………….………………… 65
2.5.2. Temperatura…………………………………………..…………………. 67
2.5.3. Tipo y concentración de acido……………………….………………… 68
2.5.4. Velocidad de flujo……………………………………..………………… 70
2.5.5. Composición de la roca………………………………………………… 71
2.5.6. Viscosidad……………………………………………………………….. 72
2.5.7. Presión…………………………………………………………………… 72
2.6. Selección de fluidos en la acidificación matricial………….…………….…… 73
2.7. Factores a considerar en la selección de los fluidos de estimulación ….… 74
2.7.1. Evaluación del daño…………………………………………………….. 74
142
2.7.2. Sensibilidad de la formación…………………………………………… 74
2.7.3. Mineralogía de la formación…………………………………………… 74
2.7.4. Petrofísica……………………………………………………………….. 75
2.7.5. Temperatura y presión de la formación………………………………. 76
2.7.6. Fluidos de la formación………………………………………….……… 76
2.7.7. Condiciones del pozo y del intervalo en explotación…………….…. 77
2.8. Metodología para la selección de fluidos de acidificación matricial………. 77
2.9. Estudios de laboratorio para él diseño de una estimulación matricial….…. 80
2.9.1. Análisis de núcleos………………………………………………….….. 80
2.9.1.1. Análisis petrográficos ……..…………………………….…… 80
2.9.1.2. Análisis petrofísicos…………………………………….……. 82
2.9.1.3. Análisis químicos…………..…………………………….…… 83
2.9.1.4. Pruebas de flujo…………..……………………………….….. 84
2.9.2. Análisis de fluidos …………………………….……. 85
2.10. Técnicas y diseños de estimulación matricial reactiva……………………… 86
2.10.1. Tratamientos de limpieza ……………………………………………… 86
2.10.1.1. Sistema de estimulación ………………………….…..……. 87
2.10.1.2. Presión y gastos máximos de inyección ……………….…. 87
2.10.1.3. Volumen ……………………………………………………… 87
2.10.1.4. Incremento de productividad …………………………….…. 89
2.10.1.5. Programa de la estimulación ………………………………. 89
2.10.2. Acidificacioón en areniscas ……………………………………….…... 89
2.10.2.1. Fluido de prelavado ……………………………………..…… 91
2.10.2.2. Fluido de estimulación …………………………………….…. 92
2.10.2.3. Fluido de desplazamiento …………………………………... 95
2.10.3. Reacciones de acidificación de las areniscas ………………………. 96
2.11. Acidificación con quelantes……………………………………………………… 97
2.12. Sistemas convencionales ……………………………………………………….. 99
2.12.1. Regular mud Acid (RMA) ………….…………………………………... 99
2.12.2. Organic mud Acid (OMA)…………………………………………….... 99
2.12.3. Limitaciones de los sistemas convencionales ………….……………. 103
2.13. Onestep (Quelante + Bifluoruro Amonio)…………………………………….... 103
143
2.13.1. Aplicaciones …………………………………………………………….. 105
2.13.2. Optimización del volumen de tratamiento (software virtual)… .... 106
2.13.3. Inhibidor de corrosión …………………………………….……………. 106
2.13.4. Incompatibilidad con otros fluidos ……….……………….…………… 108
2.13.5. Preparación del fluido en campo ……………………….……………. 108
2.14. Validación de los sistema ………………………………………….……………. 110
2.14.1. Pruebas de compatibilidad ……………………………….…………… 110
2.14.2. Pruebas de emulsión en caso de un tratamiento acido ………….… 110
2.14.3. Pruebas en muestras de núcleo ……………………………………. 111
2.14.3.1. Equipo formation response tester ………….……………. 111
2.14.4. Simulador virtual Lab …………………………………….…………….. 112
2.15. Definición de términos básicos…………………………………….……………. 112
CAPÍTULO III………………………………………………………………..…………... 119
MARCO METODOLÓGICO…………………………………………………………….. 119
3.1. Definición del evento de estudio…………………………………….………… 120
3.2. Determinación de los indicios para la medición…………………..…………. 120
3.3. Descripción y selección de las unidades de estudio……………..…………. 122
3.3.1. Población……………………………………………………..………….. 122
3.3.2. Muestra………………………………………………………..…………. 122
3.4. Descripción de técnicas e instrumentos a utilizar………………..………….. 122
3.4.1. Revisión y validación de la información de núcleos (análisis
convencionales y espéciales de núcleo)…………………………...… 123
3.4.2. Tabulación de datos ……………….…………………………………… 123
3.4.3. Difracción de Rayos X ……………..…………………………………… 124
3.4.4. Análisis de fluidos…………………..…………………………………… 124
3.4.5. Pruebas de solubilidad……………..…………………………………… 125
3.4.6. Pruebas de flujo ……………………..………………………………….. 125
3.4.6.1. Equipo automatizado RFT modelo 6100
...…………..…... 125
3.5. Descripción del procedimiento (Actividades)…………………………………. 126
3.5.1. Caracterización del crudo………………………………………………. 127
144
3.5.2. Compatibilidad de emulsión……………………………………………. 127
3.5.3. Solubilidad en ácidos……………………………………………………. 129
3.5.4. RXD……………………………………………………………………….. 130
3.5.5. Prueba de flujo…………………………………………………………... 131
3.6. Fases del estudio ……………………………………………………………..… 132
3.6.1. Fase I, adquisición de información …………………………………… 132
3.6.2. Fase II, estudio de laboratorio ……………………………………….… 133
3.6.3. Fase III, análisis de resultados ………………………………………... 133
3.7. Viabilidad de la investigación ………………………………………………..… 133
3.8. Cronograma de actividades………………………………………………….… 134
3.9. Otros logros del proyecto…………………………………………………….… 134
CAPITULO IV………………………………………………………………………….… 135
ESTUDIO DE LABORATORIO……………………………………………………..…. 135
4.1. Análisis de fluidos……………………………………………………………..… 135
4.1.1. Caracterización básica del crudo proveniente del pozo VLG-3899. . 135
4.1.2. Pruebas de compatibilidades de emulsión con tratamientos
principales, SOLVENTE, ORGANICO, OMA, OCA y ONESTEP. … 136
4.1.3. Formulaciones de los sistemas de tratamiento................................ 139
4.2. Análisis petrofísico………………………………………………..…………….. 141
4.2.1. Características petrofísicas de los núcleo de berea y muestras de
núcleo del pozo VLG-3873 ……………………………………………. 141
4.3. Análisis petrográfico………………………………………………………..…… 142
4.3.1. Composición mineralógica por difracción de rayos X ….…………… 142
4.4. Análisis químico...……………………………………………………………….. 146
4.4.1. Solubilidad en sistemas ácidos ……………………..…………………. 146
4.5. Pruebas de flujo…………………………………………………….…………… 147
4.5.1. Pruebas de flujo con el sistema Onestep en núcleo de berea y en
muestras de núcleo del pozo VLG-3873 ……………………..………. 148
4.5.2. Pruebas de flujo con sistema OMA 9:1.5 en núcleo de berea ….…. 151
145
4.5.3. Pruebas de flujo con sistema OCA-HT en núcleo de berea y en
muestras de núcleo del pozo VLG-3873
………….……..……………. 153
4.5.4. Pruebas de flujo con sistema HF 2% en muestras de núcleo del
pozo VLG-3873
………………………………………………………..…. 154
4.6. Reacción de disolución de las arcillas presentes en las muestras ...……... 158
4.6.1. Resultados de la disolución de las arcillas con los sistemas de
tratamiento Onestep y OCA
……………………………………….…… 159
4.6.2. Velocidades de las reacciones obtenidas con los sistemas de
tratamiento Onestep y OCA……….………………………….……….. 161
4.6.3. Definición de las reacciones de estudios experimentales…………. 163
4.6.4. Reacciones durante la acidificación de areniscas con los
sistema………
……………………………………………………………. 164
4.6.5. Reacciones durante la acidificación de areniscas con agente
quelante ……………………………………………………………….…. 166
4.6.6. Único fluido quelante EDTA (DAE) diamonio desarrollado
específicamente para la acidificación de areniscas alta
temperaturas …………………………………………………………..... 167
CAPITULO V ………………………………………………………………..………… 168
DISCUSIÓN DE RESULTADOS ………….………………………………………… 168
5.1. Resultados de los sistemas de tratamientos en muestras de nucleo con
el equipo RFT .….……………………………………………………………… 168
5.1.1. Resultados de la prueba de flujo con el sistema Oneste p
…………. 168
5.1.2. Resultados de la prueba de flujo con el sistema OMA
...................... 169
5.1.3. Resultados de la prueba de flujo con el sistema OCA
………………. 170
146
5.1.4. Resultados de la prueba de flujo con el sistema HF 2% ………..…. 171
5.2. Medición de la efectividad de los sistemas de tratamientos………..…….... 171
5.2.1. Variable de control – K obtenida de las pruebas de flujo…..………. 171
5.2.2. Variable de control - cantidad de ácido inyectado ……..……………, 173
5.2.3. Variable de control - presión diferencia (psi) ………………………… 176
5.3. Matriz integral de evaluación …………………..……………………………… 179
CONCLUSIONES ……………………………………………………………………… 180
RECOMENDACIONES………………………………...………………………………. 182
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………..…………………………. 183
ANEXOS…………………………………………………….…………………………… 187
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Ubicación geográfica del campo Ceuta ……………………………….……… 34
2. Mapa estructural formacion Misoa Unidad B-1 ……………………………… 35
3. Mapa de fallas a nivel de B-4 en el yacimiento B-Superior VLG 3729...... .. 36
4. Columna estratigráfica local y registro tipo del yacimiento B-Superior
VLG-3729 ……………………………….……………………………………….. 37
5. Comportamiento de producción del pozo VLG-3873
………………..………. 38
6. Efecto quelato
……………………………………………………………………. 49
7. Constantes de estabilidad condicional de los quelatos de metal-citrato …. 53
8. Molécula y estructura química del acido EDTA………………. …………….. 57
9. Variación de concentraciones de acido con el tiempo
…………………….... 64
10. Calculo de la relación área/volumen …………….……..………………….…. 65
11. Efecto de la relación área/volumen en la reacción del HCI con caliza a
1,000 psi y 80°F (Halliburton)
…………………..……………………………… 67
147
12. Efecto de la temperatura sobre la velocidad de reacci6n entre HCI -
carbonatos (Doweii-Schiumberger
…………………………………………….. 68
13. Efecto de la concentración del ácido …….…………………………………… 69
14. Efecto de la velocidad del flujo en la velocidad de la reacción del HCL
con CaCo3 (Doweii-Schiumberge
…............................................................ 70
15. Efecto de la composicion de la roca en la reaccion con HCL para una
fractura de 0,79pg y 200ºF (Halliburton) ……………….…………………….. 71
16. Efecto de la viscosidad en la reacción de HCL con caliza a 1 500 psi en
fractura de 0,24 pg (Halliburton ……………………..………………………… 72
17. Efecto de la presión en la velocidad de reacción entre HCL-CaCo3
(Doweii-Schiumberger)
……..…..……………….……………………………… 73
18. Técnica de estimulación matricial reactiva en arenisca …………….…..….. 91
19. Penetración del ácido HF en arena limpia (Halliburton) ………............…… 93
20. Efecto del gasto de inyección en la penetración del acido HF
(Halliburton) ……………………………………………………………………… 93
21. Efectos del contenido de silicatos en la penetración del acido HF
(Halliburton)
…………………………..……………………….…………………. 94
22. Volumen unitario del fluido de estimulación HF (Halliburton) ……………… 94
23. Reacciones de acidificación de las areniscas ……………..………………… 96
24. Eficiencia del acido vs el caudal de la bomba a 350 º F
…………………..… 98
25. Selección del precolchón en función de la temperatura y la mineralogía
de la formación …………………………………………..……………………… 100
26. Selección del fluido de tratamiento en función de la temperatura y la
mineralogía de la formación
……..…………………………..…………….…… 101
27. Comportamiento de diferentes concentraciones de HF – HCL con
respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo ………………………….. 102
148
28. Diagrama de flujo de virtual lab para optimizar tratamientos de
acidificación a areniscas …………………………..…………………………… 106
29. Velocidad de corrosión para tubería 13cr ……………………………………. 107
30. Velocidad de corrosión para tubería p110 …………………………………… 107
31. Mezcla de químicos para 1000 galones de fluido onestep ……….……..…. 109
32. Equipo Formation Response Tester, cortesía de William Gutiérrez
Gerente de Laboratorios de Well Services, SCHLUMBERGER
…………… 112
33. Resultados de la prueba de compatibilidad, mostrando los % de
separación a varios intervalos de tiempo crudo/preflujo 50:50 y
75:25…………………………………………………………………
…………… 138
34. Resultados de la prueba de compatibilidad, mostrando los % de
separación a varios intervalos de tiempo crudo/ácido 75:25 ………………. 138
35. Difracción de rayos X núcleo de berea ……………………..…………… 143
36. Difracción de rayos X muestra de núcleo del pozo VLG-3873 a
15.803,’6’………………………………………………………………………… 143
37. Difracción de rayos X muestra de núcleo del pozo VLG-3873 a
15.975,’3’’ ………………………………………………………………..………. 144
38. Resultados del XRD ……………………………………………..……..………. 144
39. Análisis cuantitativo de la composición mineralógica del total de
muestras analizadas ……………………….….………………………..……… 145
40. Análisis cuantitativo de la proporción de minerales de arcilla del total de
muestras analizadas …………………………………….……………………… 145
41. Tratamiento con sistema Onestep en núcleo de berea ……………..……… 148
42. Prueba de flujo en núcleo de berea # 3 @ 310ºF tratamiento Onestep
…... 149
43. Prueba de flujo en muestra de núcleo del pozo VLG-3873
correspondiente a una profundidad de 15860'6" @ 310ºF tratamiento
Onestep
…………………………………………………..……………………….
150
149
44. Tratamiento con sistema OMA 9:1,5 en núcleo de berea ………………..… 151
45. Prueba de flujo en núcleo de berea # 2 @ 310ºF tratamiento OMA
………… 152
46. Tratamiento con sistema OCA-HT en núcleo de berea …………..………… 153
47. Tratamiento con sistema OCA-HT en núcleo del pozo VLG-3873 138 137. 154
48. Prueba de flujo en núcleo de berea # 1 @ 310ºF tratamiento OCA-HT
...…. 155
49. Prueba de flujo en núcleo del pozo VLG-3873, profundidad 15.803,’6’’ @
310ºF tratamiento OCA-HT
…………………………………………………….. 156
50. Prueba de flujo en núcleo del pozo VLG-3873, profundidad 15.859,’4’’ @
310ºF tratamiento HF 2 ………………………….……………………………... 157
51. Fluido OneSTEP* disuelve arcillas en el laboratorio
…………..………….… 160
52. Velocidad de disolución con respecto al tiempo entre el fluido onestep y
muestras de areniscas en el laboratorio
………….….……………………….. 162
53. Relacion K (Inicial/ final) obtenida de la aplicación de los sistemas de
tratamiento en núcleo de berea de arenisca
………………………………..… 172
54. Porcentaje de disolucion de los sistemas de tratamiento aplicados en
núcleo de berea de berea de arenisca
…………………………………..……. 172
55. Relacion K (Inicial/ final) obtenida de la aplicación de los sistemas de
tratamiento en muestras de núcleo del poz………………………………..… 172
56. Porcentaje de disolucion de los sistemas de tratamiento aplicados en
muestras de nucleo del pozo VLG-3873
…………………………..………….. 172
57. Volúmenes de poros inyectados en núcleo de berea
………………….….… 174
58. Volúmenes de poros inyectados en muestras de núcleo del pozo VLG-
3873 ……………………………..………………………..…….… ……………. 175
150
59. Volumen poral requerido para la inundación completa en núcleo (PVBT)
del pozo VLG-3873, Profundidad: 15860'6" @310ºF versus la tasa de
flujo …………………..……………………….………
…………………………... 176
60. Presión diferencial (psi) obtenida en núcleo de berea …………..………… 177
61. Presión diferencial (psi) obtenida en muestras de núcleo del pozo VLG-
3873 …………………….……………………….…………....……… ………… 178
62. Solvente 75:25 / 50:50 …………………………………....………….………… 187
63. Orgánico 75:25 / 50:50 ……………………………………..………………….. 188
64. OMA 75:25 / 50:50
……………………..…………………….…………………. 189
65. OCA HT 75:25 / 50:50
………………………………….……………..………… 190
66. Onestep 75:25 / 50:50
………………..…………………..……..……………… 191
67. Realización de las pruebas de flujo en el equipo formation response
tester modelo 6100
………….…….…………………………………..………… 192
68. Montaje de las pruebas de flujo en el equipo formation response tester
modelo 6100 ………………….…..……………………………………….……. 192
69. Fluido OneSTEP disuelve arcillas
………..……………………..…….………. 193
151
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Comportamiento de producción del pozo VLG-3873 para el año 2006
……. 39
2. Pozos vecinos estimulados con HF líquido año 2004
……………..………... 39
3. Porcentajes de calcio quelatados por diversas clase de agente quelante
… 52
4. Guía general para seleccionar el fluido de estimulación matricial ………… 78
5. Inestabilidad de los aluminosilicatos ………………..…………..……………. 98
6. Recomendaciones para la aplicación del sistema de tratamiento Onestep
. 104
7. Dosificación del sistema de tratamiento onestep, por Schlumberger…….. 105
8. Concentraciones de inhibidor de corrosión ………………………………….. 107
9. Compatibilidad de onestep con otros fluidos y aditivos comunes …….…... 108
10. Químicos para 1000 galones de fluido onestep
…………..………….……… 109
11. Operacionalización del evento. Fuente Luna, S. (2011) ………………….... 121
12. Cronograma de actividades ……………………………………………..…….. 134
13. Caracterización básica del crudo proveniente del pozo VLG-3899…. …….
135
14. Compatibilidades de emulsión con solvente y orgánico 13/9 ………...……. 136
152
15. Compatibilidades de emulsión con tratamientos principales OCA, OMA y
ONESTEP………………..……………………….
…….…………………..……. 137
16. Formulación del sistema evaluado para tratamiento con el sistema
Onestep …………..………..………..…………….………………….…………. 139
17. Formulación del sistema evaluado para tratamiento con el sistema OCA-
HT ………………….………………………………………………
………….… 140
18. Formulación del sistema evaluado para tratamiento con el sistema OMA
9:1.5 ………………………………………………………………….
…………… 140
19. Datos petrofísicos de las muestras ……..………………………….……..….. 141
20. Composición mineralógica por difracción de rayos X de tapones de
berea y muestras de núcleo del pozo VLG-3873 intervalos 15.803,’6’’ y
15.975,’3’’ …………….………………………………………………………….. 142
21. Solubilidad en sistemas ácidos ……….………………………………….…… 146
22. Resultados de las pruebas de disolución de las arcillas con el sistema de
tratamiento Onestep en el laboratorio ……………………….…..………..…. 159
23. Velocidad de reacción definida en mol/kg con respecto al tiempo...
…….... 161
24. Relacion de la permeabilidad inicial/final obtenida de las pruebas de flujo
en núcleo de berea y en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
………………...…………………..……………………………………….. 171
25. Volumen de poro inyectado en núcleo de berea y en muestras de núcleo
del pozo VLG-3873…………………………………………………………….. 174
26. Presion diferencial en núcleo de berea y en muestras de núcleo del pozo
VLG-3873 ………………..…………………………..…………………………. 177
27. Matriz integral de evaluación de los sistemas de tratamiento …………...… 179
153
INTRODUCCIÓN
Las reacciones químicas en las areniscas son sumamente complejas, estas
contienen gran variedad de minerales de arcilla, fragmentos de rocas preexistentes y
restos de plantas o animales, por consiguiente; al tratar estas arcillas con sistemas de
tratamiento de acidificación a base de agentes quelantes, se ofrecen diversas ventajas,
tales como velocidades de reacción retardadas, tasa de corrosión bajas y más
beneficios para la salud, la seguridad y el medio ambiente.
Los agentes quelantes son compuestos que no solo ligan los metales, sino que
son agentes de disolución activos en las reacciones de acidificación. Un tratamiento de
acidificación en areniscas utilizando este tipo de ácido, apunta a eliminar al daño
producido por finos de migración, hinchamiento de las arcillas, así como obstrucciones
de partículas provenientes de las operaciones de perforación y terminación de pozos y
otros (Ríos E., 2001; Briggiler, N. et al; 2009)
154
El incremento de la tasa de éxitos de estimulación proviene del reemplazo de los
viejos sistemas ácidos genéricos (convencionales) que se continúan empleando como
rutina, por sistemas nuevos, mejorados para atender a la complejidad de la acidificación
en formaciones de areniscas complejas, por consiguiente el presente trabajo de
investigación consiste en evaluar nuevos sistema de tratamiento de acidificación de la
matriz, que consta del uso de agentes quelantes como tratamiento principal del sistema
de acidificación, diseñados en función de las características de la formación de interés;
considerando que los sistemas de tratamiento propuestos pueden ser aplicados en
pozos del área.
El presente trabajo consta de cinco capítulos, cuyos contenidos se detallan a
continuación:
El capítulo I contiene el planteamiento y formulación del problema justificación y
objetivos. También los antecedentes y la descripción del área, yacimiento y pozos en
estudio donde se especifica las diferentes arenas productoras del campo, así como
también las características de los fluidos, presiones del campo y sus mecanismos de
empuje.
Dentro del capítulo II se encuentran los aspectos teóricos involucrados, los tipos
de ácidos utilizados en este tratamiento así como la combinación de los mismos, las
reacciones químicas de los ácidos con las diferentes arenas, la utilización de aditivos y
los componentes involucrados en un tratamiento.
En el capítulo III se describe la metodología desarrollada, la cual consiste en una
serie de actividades sucesivas y organizadas dentro de un estudio completo de
laboratorio, que nos indicaran las pruebas a efectuar y las técnicas a utilizar para
recolectar y analizar los datos.
En el capítulo IV se presenta un estudio completo de laboratorio, ensayos de
compatibilidad de los fluidos de tratamiento con los fluidos del pozo, a fin de optimizar
las formulaciones de los sistemas de tratamiento propuestos (OMA, OCA-HT,
OneSTEP), breve caracterización petrofísica de las muestras, análisis de difracción de
rayos X, pruebas de flujo para evaluar el incremento de la permeabilidad ante los
distintos sistemas de tratamiento y por último se identifican las reacciones de los
minerales presentes en las muestras.
155
El capítulo V se analiza e interpretan los gráficos obtenidos, para la
determinación de la efectividad de los sistemas de tratamiento a objeto de la
investigación OCA-HT y el OneSTEP, evaluando su factibilidad mediante la medición de
la permeabilidad recuperada, cantidad de ácido inyectado y presión diferencia obtenida.
Finalmente, se dan conclusiones objetivas así como las recomendaciones
necesarias para futuras operaciones de estimulación matricial en areniscas, con la
finalidad de lograr resultados satisfactorios.
CAPITULO I
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
1.1. Planteamiento y formulación del problema
Todos los pozos productores, sin excepción declinan su producción como reflejo
de la declinación del yacimiento, pero adicionalmente, los pozos pueden declinar su
producción por razones mecánicas asociadas al mismo pozo, tales como alta
producción de arena, corrosión de tuberías, válvulas, equipos de superficie, intrusión de
agua, falta de gas para levantamiento artificial, etc. Por estas razones, los pozos son
cerrados, merman su producción o simplemente dejan de producir. Los pozos deben
ser reparados o estimulados para restaurar su nivel de producción o ser sustituidos por
pozos nuevos para mantener la extracción en ese punto de drenaje del yacimiento.
156
La utilización de ácidos como tratamiento de estimulación de pozos para mejorar
su desempeño eliminando o sorteando el daño, fue una práctica común durante mucho
tiempo, podría decirse desde que existe la industria petrolera, pero desafortunadamente
también lo hizo la corrosión de la tubería de revestimiento; como resultado de esto, los
tratamientos de acidificación para estimular la producción desaparecieron durante
aproximadamente 30 años, resurgiendo en el año 1931 con el descubrimiento del
arsénico que inhibía la acción corrosiva. Estas técnicas de acidificación evolucionaron
en los años siguientes pero el objetivo no cambio; incrementar o mejorar la
permeabilidad de la formación productora, en un pozo nuevo o ya existente.
La acidificación de pozos, aludida más comúnmente como acidificación de la
matriz, es uno de los dos métodos de intervención utilizados para restituir el flujo en una
formación de petróleo o gas. Esta técnica de intervención de pozos desempeña un rol
importante para los operadores que necesitan producir todo lo posible de sus campos
petroleros; pero al mismo tiempo representa la causa de ejercer presión sobre los
especialistas en tratamientos de acidificación, para que desarrollen nuevas formulas y
técnicas de tratamientos por distintas razones, una de estas es la necesidad de
extender los tratamientos a ambientes de alta temperatura.
Conforme continua la búsqueda de nuevas reservas, la exploración sé está
volcando a yacimientos más profundos, perforando pozos de alta presión y alta
temperatura que requerirán de un tratamiento de acidificación de la matriz en algún
momento de su vida productiva; las operaciones así demuestran esta tendencia. El
recurso petrolero profundo producido por este tipo de pozo es considerable y en el
futuro podría llegar a constituir el 29% de la producción.
Los desafíos que implica extender los tratamientos de acidificación de la matriz a
ambientes de temperaturas superiores a 93°C, condujeron al desarrollo de nuevas
técnicas y fluidos de tratamiento como las emulsiones internas al ácido, diseñadas para
retardar las velocidades de reacción en los yacimientos carbonatados y los agentes
químicos suaves, levemente acídicos, tanto para el tratamiento de areniscas como para
el tratamiento de carbonatos.
Los agentes quelantes son tratamientos que puede comprobarse mediante
estudios de laboratorio, permitiendo optimizar la composición química, los volúmenes
de tratamiento, mejorar la permeabilidad de la formación, señalar los problemas
157
potenciales y además confirmar los fundamentos teóricos. Esta ofrece numerosas
ventajas incluyendo la simplicidad, el costo y la prevención de posibles problemas en
campo. La disponibilidad de buenos datos de laboratorio permitirá comprobar los
sistemas de tratamiento e indicar el camino correcto a seguir para la ejecución de
operaciones de campo exitosas.
Este trabajo de investigación se orienta a probar en muestras de núcleo y en berea
de areniscas, nuevos sistemas de tratamientos de estimulación de pozos a base de
agentes quelantes como sistema de tratamiento principal de acidificación, diseñado en
función de las características de la formación. El incremento de la tasa de éxitos de
estimulación proviene del reemplazo de los viejos sistemas ácidos genéricos
(convencionales) que se continúan empleando como rutina, por sistemas nuevos,
mejorados para atender a la complejidad de la acidificación en pozos hostiles
El Campo Ceuta Bloque VII se encuentra ubicado en la parte central de la costa
oriental de la cuenca del Lago de Maracaibo, este campo ha sido dividido en numerosas
áreas, con base al comportamiento estructural del mismo. El presente estudio se llevó a
cabo en el bloque estructural sur de la denominada área 8.
¿El uso de agentes quelantes en tratamientos de acidificación en areniscas a
temperaturas elevadas, será efectivo para disolver los diversos minerales presentes en
los poros de la formación a objeto de estudio?
1.2. Justificación y delimitación de la investigación
Los problemas que se plantean en el diseño de tratamientos de estimulación de
pozos, a menudo giran en función de la temperatura del yacimiento, esta afecta la
disolución de la arcilla la cual al darse demasiado rápido reduce la penetración del ácido
y debilita la matriz de arenisca creando arena móvil; por otro lado las reacciones
secundarias pueden producir precipitaciones.
Los agentes quelantes utilizados habitualmente en los servicios de campos
petroleros son ácidos orgánicos complejos. Estos compuestos no solo ligan los metales,
sino que son agentes de disolución activos en las reacciones de acidificación.
158
Las reacciones químicas en las rocas clásticas predominantemente las areniscas
son sumamente complejas, estas contienen gran variedad de minerales de arcilla,
fragmentos de rocas preexistentes y restos de plantas o animales, por consiguiente; los
tratamientos de estimulación de pozos con agentes quelantes a altas temperaturas
ofrecen diversas ventajas: velocidades de reacción retardadas, lo que permitirá en las
areniscas existentes menos posibilidades de daño de las formaciones sensibles, tasas
de corrosión hasta un orden de magnitud más bajas que las de los ácidos minerales
convencionales y entre las ventajas significativas relativas a la salud y el medio
ambiente, se encuentran niveles más bajos de toxicidad, reducción de la necesidad de
neutralización de los fluidos de retorno y concentraciones menores de productos de
corrosión en estos fluidos.
Investigaciones anteriores indicaron la existencia de daño de formación
producido por la presencia de finos de caolinita, lo que demanda la implementación de
mejoras en los tratamientos de acidificación actualmente aplicados. La comprobación a
través de pruebas y análisis especiales en areniscas de berea y en muestras de núcleo
tomado del pozo VLG-3873 formación MISOA arenas B-4.2 y B-4.4 campo Ceuta área 8
sur región 1; le permitirá al operador llevar a cabo tratamientos de estimulación sin
resultados dañinos ni costos indebidos.
La investigación se desarrolla en PDVSA Explotación y Producción Distrito Tierra
U.P. Moporo Tierra. El estudio se inicio 19/04/2010 y finalizo en octubre del presente
año. Las pruebas en muestras de núcleo, permitirán optimizar los nuevos sistemas de
tratamiento; proporcionando información vital para la aplicación de estos en otros pozos
del campo.
1.3. Objetivo de la investigación
1.3.1. Objetivo General
Evaluar la efectividad de agentes quelantes en tratamientos de acidificación en
areniscas a temperaturas elevadas mediante la realización de pruebas especiales a un
a un núcleo del campo Ceuta área 8 sur región 1.
159
1.3.2. Objetivos Específicos
- Caracterizar petrofísicamente las muestras de núcleo.
- Realizar pruebas especiales en muestras de núcleo con agentes quelantes.
- Definir la reacción de los minerales presentes en las muestras.
- Evaluar la efectividad de agentes quelantes en formaciones de areniscas a
temperaturas elevadas considerando como variables de control; la
permeabilidad, presión diferencial y la cantidad de ácido a inyectar.
1.4. Antecedentes de la Investigación
Armirola, F., Machacon, M. (2011). Combinación de estimulación de la matriz y el
empaque de grava utilizando un fluido de base no-ácida. SPE-143788, Conferencia
Europea sobre Daño de Formación del 7al10 de junio de 2011, Noordwijk, Países
Bajos. El campo Caracaras en la zona de Los llanos de Colombia es altamente
permeable (1 - 3 Darcy) areniscas con contenido de arcilla superior al 10% del total y la
producción de crudo pesado. Empaque de grava es necesario para evitar la producción
de arena. Sin embargo, el índice de productividad después de empaque de grava
convencional es sólo el 50% del potencial de pozo abierto debido a la producción de
carbonato de calcio y la migración de finos. Tratamientos no basados en ácido y ácidos
se han utilizado, sin embargo la corrosión, el revoque sin control, lodos con crudo
pesado y la eliminación de ácido usado limita el uso de ácido. Recientemente se ha
desarrollado un líquido de base no ácida capaz de estimular las formaciones de
arenisca a altas temperaturas como punto de partida, para desarrollar una solución a la
medida que elimine el daño de formación y controle la migración de finos para esta
aplicación particular. El fluido es a base de quelante como el EDTA diamónico (DAE)
160
con una baja concentración de ácido HF, por lo general en forma de bifluoruro de
amonio. En este campo el índice de productividad promedio de los pozos verticales
terminados con este fluido se incrementó del 0,2 bbl / psi a 0,9 bbl / psi, los valores del
daño fueron cercanos a cero y la producción se mantuvo estable durante un período
prolongado de tiempo. Un líquido similar se utilizó en pozos horizontales y se redujo el
tiempo de limpieza de días a horas. La capacidad de estimular los empaques de grava,
mientras que se optimiza la productividad de las areniscas sucias, reduce al mínimo los
costos.
De esta investigación se toma como referencia para la definición de las
reacciones en las formaciones de areniscas estimuladas con el sistema de tratamiento
DAE (EDTA diamónico).
González, F., Ramírez, b., Echevarría, F. (2011). Diseño y Evaluación de Tratamientos
Químicos para eliminar Daños a la Formación, por Precipitación de Escamas de
Carbonato de Calcio. Centro de Investigaciones del Petróleo, Ciudad de La Habana,
Cuba. Diferentes estudios de laboratorio y pruebas de campo, han confirmado que una
de las causas primarias de daños a la formación que provocan una caída de la presión,
se deben a la precipitación de escamas de carbonatos de calcio, ya sea durante la
perforación o en las formaciones cercanas al pozo. Los convencionales tratamientos
con ácidos pueden disolver estas escamas pero la reprecipitación de las mismas a
partir del ácido gastado podría causar nuevamente una rápida declinación de la
productividad. El tratamiento de remoción de escamas con el ácido Na2H2
etilendiaminotetrácetico (EDTA) ha sido desarrollado por diferentes autores, mostrando
gran efectividad en la disolución de las escamas y quelación de los iones metálicos
disueltos. La quelación de las escamas disueltas previene la reprecipitación de las
mismas. El presente trabajo tiene como objetivo fundamental: El diseño de una
formulación química base EDTA, para eliminar daños a la formación, por la precipitación
de escamas de carbonato de calcio (CaCO3). Los estudios realizados en los
laboratorios del CEINPET, permitieron obtener una primera formulación, a partir de la
EDTA con concentraciones establecidas, y compatibles con el resto de los aditivos que
se emplean en las formulaciones ácidas tradicionales. Las determinaciones analíticas
161
confirmaron una formulación con valores de pH en el rango en el que el agente
quelatante tiene su mayor estabilidad. Estudios futuros permitirán optimizar la
formulación propuesta para las primeras pruebas en campo.
En este trabajo se hace referencia, a la necesidad de disponer y evaluar de una
amplia variedad de formulaciones ácidas, tratamientos, sistemas o técnicas destinadas
a la optimización de la eliminación del daño de formación.
Lourdes, V. Lesmes, G., Ramírez, B., Echevarria, F., Quesada A., Sandoval F.,
Lopez, O., Lopez, I. (2011). Estudio de nueva Formulación para la Estimulación a
Pozos con Alta Composición de Minerales Terrígenos. Centro de Investigaciones del
Petróleo. Ciudad de La Habana, Cuba. En el ámbito mundial teniendo en cuenta las
exigencias actuales de aplicación de mezclas ácidas (HCl-HF) y sus efectos en el daño
a la formación, se utilizan formulaciones para generar ácido fluorhídrico in situ, cuyas
ventajas además de que reducen los riesgos de peligrosidad para el hombre cuando
este es manipulado en la superficie, la nueva formulación permite una penetración más
profunda en la formación, no causa daño en el pozo, mejorando significativamente la
productividad con la cual se obtiene una mejor permeabilidad y por ende un aumento en
la producción. En la investigación se presenta un estudio relacionado con el diseño y
evaluación de dicha formulación con el propósito de utilizarse como tratamiento de
limpieza para eliminar daños provocados por lodos de perforación y/o cementación, así
como para estimular formaciones en cuya composición predominan rocas silícicas.
Experimentalmente se realizaron ensayos de compatibilidad mediante las cuales se
seleccionaron a través de diseño estadístico la formulación más adecuada y finalmente
pruebas de columnas para evaluar el incremento de la permeabilidad con el sistema de
tratamiento utilizado. También se hizo una caracterización breve del crudo en cuanto
contenido de asfáltenos, densidad, viscosidad y tensiones, así como de la formación
(litología, carbonatosidad y permeabilidad). Como resultado de este estudio se propuso
un sistema de tratamiento conformado por tres etapas de inyección con el cual se
obtuvo un incremento de la permeabilidad de la formación.
162
En esta investigación se demuestra la importancia de la búsqueda por nuevos
químicos de acidificación matricial que resulten en beneficio de las actuales exigencias
de aplicación de mezclas ácidas y sus efectos.
Roman, A. (2011). Estudio para Incrementar la Producción en Pozos de los Campos
Auca y Culebra de la Empresa EP Petroecuador, mediante la aplicación de
Estimulaciones Matriciales con el fluido Onestep. Escuela Politécnica Nacional, Facultad
de Ingeniería en Geología y Petróleos, Quito Ecuador. Después de conocer las
propiedades de los reservorios, la situación actual del campo, tener los fundamentos
teóricos sobre estimulaciones matriciales, haber analizado los historiales de producción
y workover de todos los pozos de Auca y Culebra, analizar las pruebas de Build up
disponibles hasta la fecha, se diseña y evalúa estimulaciones matriciales para nueve
pozos potencialmente candidatos. El diseño y evaluación incluye toda la información y
características necesarias para justificar la selección y su respectiva evaluación post
estimulación a fin de determinar la viabilidad o no de realizar una estimulación matricial
con fluido Onestep. Adicional a este estudio, se presenta a manera de ejemplo real el
workover realizado al pozo Culebra 11 el pasado mes de Marzo de 2011 en el cual se
aplicó estimulación matricial con fluido Onestep y el respectivo análisis de los
resultados obtenidos. Se hizo un análisis técnico económico con los datos y resultados
reales del pozo Culebra 11 (sometido a estimulación matricial) para determinar la
conveniencia económica y rentabilidad del proyecto. Los resultados y análisis de este
pozo pueden servir como referencia base para los pozos vecinos de los Campos Auca y
Culebra.
De esta investigación se toma de las bases teóricas la guía del fluido Onestep,
en el cual se detallan sus ventajas, aplicaciones y composiciones.
Harthy, S., Bustos, O., Mathew, S., Sitll, J., Fuller, M., Hamzah, H., Mohd, I.,
Parapat, A. (2009). Opciones de Estimulación de Pozos de Alta Temperatura.
Disponible en: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish09/
163
spr09/opciones_para_la_estimulacion.ashx. Los desafíos que implica extender los
tratamientos de acidificación de la matriz a ambientes de temperaturas más elevadas
condujeron al desarrollo de nuevas técnicas y fluidos de tratamiento. Entre los fluidos de
tratamiento se encuentran las emulsiones internas al acido, diseñadas para retardar las
velocidades de reacción en los yacimientos carbonatados, y los agentes químicos
suaves, levemente acídicos, tanto para el tratamiento de los carbonatos como para el
tratamiento de las areniscas; los datos así lo confirman, una clase diferente de
químicos, los agentes quelantes permiten la estimulación de pozos en condiciones que
impiden el empleo de ácidos minerales.
En este artículo se menciona que Petronas, C. (2007). Utilizo la Tecnología de un
fluido único a base de agentes quelantes y técnicas de colocación simplificadas para
estimular la producción de uno de sus pozos marinos en la región del sudeste asiático
con menos riesgos de daño y precipitados. Este fluido reduce sustancialmente el
número de etapas requeridas durante el tratamiento de acidificación. El campo Tiong de
formación arenisca a temperatura de fondo de pozo elevada 109 ºC (228 ºF), se evaluó
diversos pozos del campo como candidatos para el tratamiento de acidificación. Las
pruebas efectuadas en muestras de núcleos de los pozos candidatos indicaron la
existencia de daño de formación producido por la presencia de finos de caolinita y
calcita. Petronas selecciono un pozo para las pruebas de acidificación y escogió el
sistema Onestep por su simplificada operacional y el empleo de agentes quelantes.
Esta combinación reúne un bajo nivel de riesgos de reacciones secundarias y terciarias
que podrían producir precipitaciones con una reducción de las etapas de fluidos y una
logística simplificada. Otras de las ventajas que otorgo son las tasas de corrosión bajas
y una huella adecuada en materia de salud, seguridad y medio ambiente.
Ali, S., Ermel, E., Clarke, J., Fuller, MJ., Xiao, Z., Malone, B. (2008). Estimulación en
formaciones de arenisca alta temperatura en el África occidental con fluidos a base de
Agente quelante. SPE-93805-PA, Revista de Producción y Operaciones de la SPE,
Volumen 23, Número 1, febrero, paginas 32-38. Un pozo de África Occidental,
perforado en 1984, es representativo de las elecciones que debe hacer un operador si
se confronta con la necesidad de acidificar una formación de arenisca en condiciones
164
de alta temperatura. Los depósitos de incrustaciones acumulados en los mandriles del
sistema de levantamiento artificial por gas eran tan severos que una fresa rectificadora
de 71 mm (2,8 puld) no pudo pasar por debajo de 875 m (2.870 pies). Frente a las
inquietudes asociadas con la corrosión y el posible daño de la formación si se utilizaban
los tratamientos de acidificación convencionales, el operador opto por tratar el problema
de la acumulación de incrustaciones con un agente quelante HACA. El objetivo del
tratamiento era utilizar un fluido suave que removiera la acumulación de incrustaciones
de carbonato sin dañar la formación de areniscas. El pozo fue tratado con el agente
quelante HACA, utilizando tubería flexible con un chorro rotativo para rociar e impregnar
las zonas que contenían los elementos del sistema de levantamiento artificial por gas.
Después del tratamiento, la producción de petróleo se incremento hasta alcanzar 402
m³/d (2,528 bbl/d), lo cual indico la remoción de la acumulación de incrustaciones y la
posible estimulación de la arenisca. Como lo ilustra el tratamiento efectuado en este
pozo de África Occidental, el empleo de agentes quelantes en areniscas utilizando
planes convencionales de colocación de fluidos a menudo es realmente efectivo. Con
su tecnología Onestep, Schlumberger ha extendido la utilidad de estos nuevos químicos
a las areniscas. Esta tecnología utiliza un fluido único a base de agentes quelantes y
técnicas de colocación simplificadas para estimular la producción con menos riesgos de
daño y precipitación. Este fluido reduce sustancialmente el número de etapas
requeridas durante el tratamiento de acidificación.
En este trabajo de investigación comprobaron el incremento de la permeabilidad
de la formación después del tratamiento de acidificación, mediante pruebas
experimentales tanto en el laboratorio como en campo; enfatizando en la factibilidad
que viene teniendo el uso de fluidos a base de agentes quelantes, como tratamiento
principal en la estimulación de pozos a temperaturas elevadas.
DeBruijn, G., Skeates, C., Greenaway, R., Harrison, D., Parris, M., James, S.,
Mueller, F., Ray, S., Riding, M., Temple, L., Wutherich, K. (2008). Tecnologías para
alta presión y alta temperatura. Disponible en:www.slb.com/~/media/.../tecnologias_para
_alta_presion.ashx. El HCl es un fluido de estimulación efectivo a bajas temperaturas,
pero puede ser problemático si se utiliza a temperaturas de más de 93°C [200°F]. A
165
temperaturas más elevadas, este ácido mineral ataca la formación demasiado rápido,
minimizando la profundidad y la uniformidad de los agujeros de gusanos. Estas
condiciones además favorecen la corrosión excesiva de los tubulares y requieren que
los ingenieros agreguen concentraciones elevadas de inhibidores de corrosión tóxicos.
Recientemente, los ingenieros químicos de Schlumberger resolvieron estos problemas
mediante el desarrollo de fluidos de acidificación, basados en agentes quelantes
hidroxietilaminocarboxílicos (HACA). Los compuestos HACA comerciales comunes,
tales como el EDTA tetrasódico y el HEDTA trisódico, han sido utilizados en el campo
petrolero durante varias décadas, principalmente como agentes de remoción e
inhibición de incrustaciones. El mejor rendimiento fue el del HEDTA trisódico, taponado
para lograr un valor de pH de aproximadamente 4. Menos acídicos que un brebaje
carbonatado, esta formulación es mucho menos corrosiva que los ácidos minerales
convencionales, y pueden lograrse velocidades muy bajas de corrosión de los tubulares
mediante el agregado de pequeñas cantidades de inhibidores de corrosión más
moderados y aceptables desde el punto de vista del medio ambiente.
De este artículo se estudia los resultados obtenidos de la comparación de la
eficiencia del tratamiento de acidificación con 15% de HCl y el Na3HEDTA a 177°C. Allí
muestran la cantidad de fluido de acidificación (expresado en volúmenes porosos)
requerido para penetrar radialmente 30,5 cm [12 pulgadas], en un intervalo de 30,5 m
[100 pies] de una formación carbonatada de 100 mD con 20% de porosidad. Los
resultados indicaron que, sin importar la velocidad de bombeo, el HEDTA trisódico
supera en más de un orden de magnitud la eficiencia del HCl.
Nasr-El-Din, H., Al-Anazi. M., Al-Zahrani A., Aramco, S., Samuel, M., Kelkar, S.,
(2007). Investigación de un Nuevo fluido una sola etapa de acidificación de formaciones
de arenisca a alta temperatura. SPE-107636-MS. Conferencia Europea sobre Daño de
Formación, del 30 de mayo al 1 de junio, Scheveningen, Países Bajos. Este trabajo
presenta los resultados de una investigación de laboratorio sobre un fluido una sola
etapa de acidificación de arenisca, diseñado para abordar algunos de los problemas
asociados con las formaciones de arenisca visto en la aplicación de los tratamientos
convencionales. Pruebas de flujo demostraron que el sistema una sola etapa minimiza
166
el potencial de precipitación debido a las reacciones secundarias y terciarias. Este
sistema no causa desconsolidación de la arena y mantiene la integridad de los núcleos
de arenisca. También fueron llevados a cabo ensayos de corrosión al acero demostrado
que el líquido tuvo menores tasas de corrosión.
Este articulo muestra lo que ha sido del esfuerzo por llevar a cabo,
investigaciones que permitan demostrar la factibilidad del uso de este nuevo sistema de
tratamiento de acidificación de areniscas a temperaturas elevadas, que lo caracteriza
por ser de una sola fase o tren de flujo aplicado en pozos con temperatura de fondo
superior a 200ºF; mediante el cual se pretende minimizar los problemas que resultan en
la no factibilidad de los tratamientos convencionales o actualmente empleados.
Ali, S., Pardo, C., Xiao, Z., Tuedor, F., Boucher, A., Al Harthy, S., Lecerf, B.,
Salamat, G. (2006). Efectiva estimulación de las formaciones de arenisca de alta
temperatura al este de Venezuela con un nuevo sistema de Acidificación de areniscas.
SPE-98318-MS. Simposio Internacional sobre Control del Daño de Formación,
Lafayette, Luisiana EE.UU.
De este trabajo se toma la metodología como referencia de lo que se quiere
hacer en esta investigación, teniendo como antecedentes los resultados obtenidos de
las pruebas de laboratorios que demuestran la efectividad de los tratamientos de
acidificación en muestras de carbonatos y areniscas a altas temperaturas.
Álvarez., E. Guiliana, I. (2006). Informe del trabajo efectuado de Estimulación al pozo
VLG-3873. PDVSA Exploración y Producción Unidad de Explotación Moporo Distrito
Tomoporo, Venezuela estado Zulia.
En este informe se planteo la problemática existente del pozo, aludida al bajo
aporte de producción, debido al daño causado por la migración de finos característico
del área.
167
Hernández, Y., Margotta, J. (2006). Informe Técnico Modelo sedimentológico del
yacimiento B superior VLG-3729, campo Ceuta Tomoporo, PDVSA INTEVEP, Los
Teques Caracas Venezuela. Técnico. Nº: INT-11001. El presente trabajo se encuentra
enmarcado dentro del proyecto integrado del yacimiento B-Superior VLG-3729, en el
área Ceuta Tomoporo, perteneciente a la unidad de explotación del Distrito Tomoporo,
en la cuenca de Maracaibo. El objetivo principal es generar un modelo geológico
integrado del yacimiento que permita optimar los planes de desarrollo del campo y
obtener el máximo recobro de hidrocarburos.
En este estudio se detallan 2750 pies de núcleos convencionales, pertenecientes
a los pozos VLG-3829, VLG-3863, VLG-3873, VLG-3890 y VLG-3891, los cuales fueron
analizados sedimentológicamente, identificando los rasgos texturales, iconológicos y
paleontológicos, que en conjunto permitieron interpretar los distintos depósitos
sedimentarios y el ambiente de depositación, en general.
García, L. (2004). Análisis geológico de la problemática de migración de finos y
arenamiento en el área 2 sur, campo Ceuta. Postgrado en ciencias geológicas.
Universidad Central de Venezuela. Caracas, Venezuela. El objetivo central de este
estudio es analizar el fenómeno de migración de finos y arenamiento mediante la
integración de parámetros geológicos de textura de la roca, mineralógicos y
geomecánicos. El análisis se enfoca, entre otros aspectos, en determinar la influencia
que la matriz de arcilla y tipos de arcillas autigénicas tienen en la variación de la
resistencia mecánica de las facies sedimentarias. Por último, para diseñar una
metodología sencilla a partir de registros eléctricos convencionales para predecir
calidad de roca y propensión al arenamiento, se utiliza una estructura de red neuronal
artificial previamente calibrada (con los resultados de difracción de rayos x, datos
geomecánicos y registros de rayos gamma espectral), entrenada y validada, utilizando
el algoritmo de propagación hacia atrás (backpropagation) y una matriz de entrada
integrada por curvas de registros de pozos. Con un conjunto de datos de entrada de
pozos sin núcleos y con historia de fuerte producción de arena,
Este trabajo de grado se toma como referencia para argumentar en la ocurrencia
de caolinita, en la formación a objeto de estudio campo Ceuta, la cual fue obtenida de la
168
predicción dada por la red neuronal; concluyendo que este tipo de arcilla tiene una
influencia directa en la producción de arena; aceptando los resultados de los ensayos
realizados y sabiendo de ante mano, que este tipo de arcilla migra debido a las altas
tasas de producción.
1.5. Ubicación del área de estudio
El área de estudio corresponde al campo Ceuta Tomoporo ubicado
geográficamente en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo como se muestra en la
figura 1.
Figura 1. Ubicación geográfica del Campo Ceuta –Tomoporo
El Campo Ceuta está dividido en tres áreas consideradas las más importantes: El
área 2 occidental de 75 km² constituye un homoclinal este-oeste con buzamiento de 3 a
169
5° hacia el sur. Se encuentra limitada al oeste por la falla inversa a nivel del Eoceno
VLC-70, de orientación norte-sur; la falla inversa VLG-3686, de orientación noroeste-
sureste, al este. Al norte y noroeste se presenta una falla normal con inclinación al norte
y un desplazamiento aproximado de 200'. El área 3 norte del campo: alrededor de 42
km². Es parte de un anticlinal limitado al occidente por la falla de Pueblo Viejo y
comprende una serie de plegamientos en echelon con sus ejes orientados no-se.
González, C. (1980).
El área 8 Sur del campo Ceuta fue descubierta en el año 1988 con la perforación
del pozo VLG-3729, revelando un gran potencial de hidrocarburos a nivel de las arenas
B-Superior de la formación Misoa. Sin embargo, la perforación de los pozos TOM-7
(2000), TOM-8 (2001) y TOM-9 (2001), en el área de tierra, ha llevado su extensión
hacia lo que se conoce como área Tomoporo Sur, constituyendo así el campo Ceuta –
Tomoporo con un área total aproximada de 188 km2. Ver figura 2.
Figura 2. U.P. Moporo Tierra. Mapa Estructural formacion Misoa Unidad B-1
170
Para el año 2006, el campo producía alrededor de 100.000 barriles diarios de
crudos medianos 22,5 °API, provenientes en su mayor parte de las arenas B-4.
Los límites del yacimiento B-Superior VLG-3729 lo constituyen la falla Pueblo
Viejo al Oeste, con una dirección NO; la falla VLG-3729 al norte, de dirección EO; un
contacto agua-petróleo al sur a la profundidad de 17150’, determinado por perforación;
y hacia el este se encuentra limitado por las fallas denominadas corredor de orientación
preferencial norte-sur, que delimitan el área de Franquera oeste, ver figura 3.
Figura 3. Mapa de fallas a nivel de B-4 en el yacimiento B-Superior VLG-3729 mostrando la ubicación de los pozos con núcleo indicados en círculos verdes
171
Estratigráficamente, la columna sedimentaria del área de estudio comprende, de
más jóvenes a más antiguas, las Formaciones Milagro (Pleistoceno), Onia (Plioceno),
La Puerta, Lagunillas, La Rosa (Mioceno), Paují, Misoa (Eoceno) y Guasare
(Paleoceno); como se muestra en la figura 4. Con esto, se busca dejar clara la
ubicación del pozo VLG-3873 yacimiento B-Superior VLG-3729, formación Misoa
específicamente las arenas B-2 y B-4 de la cual se tomaran muestras del núcleo para
realizar las pruebas requeridas en este trabajo de investigación.
172
Figura 4. Columna estratigráfica local y registro tipo del yacimiento B-Superior VLG-3729
El pozo VLG-3873 fue perforado como parte del plan de desarrollo del área 8
campo Ceuta, con la finalidad de proporcionar un punto de drenaje adicional al
yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729 y con el mismo incrementar el potencial del
yacimiento. Adicionalmente, en este pozo se pensaba realizar la prueba de inyectividad
173
piloto para la región 1 del yacimiento en cuestión, razón por la cual en este pozo se
tomo un núcleo de 762’ cortados, 685’ recuperados, incluyendo 120' de núcleo tomado
en lutitas, que permitiera afinar las características petrofísicas y sedimentologías del
área. Durante la perforación el pozo alcanzo la profundidad final propuesta de 16300’,
pero debido a la prospectividad mostrada por las arenas de B-5, se procedió a
profundizar 70’ mas, quedando el pozo con una profundidad total de 16377'.
En el año 2006 el pozo se encontró por debajo del potencial. En la figura 5 se
puede observar una declinación notable desde el mes de septiembre del 2005, lo cual
implica la presencia de un posible daño de formación. Es por ello que se propuso
realizar una acidificación matricial, para recuperas su producción.
Figura 5. Comportamiento de producción del pozo VLG-3873
174
Fue entonces que en marzo del 2006 se sometió el pozo a trabajos de
estimulación matricial por presentar bajo aporte, debido al daño causado por la
migración de fino característico del área. El sistema de tratamiento empleado fue HF
líquido, puesto que era el que se venía aplicando en pozos del área,
Después del trabajo, el pozo presento el siguiente comportamiento reflejado en la
tabla 1, obteniendo un ganancial de 500 BNPD.
Tabla 1. Comportamiento de producción del pozo VLG-3873 para el año 2006
FECHA BBPD BNPD RGP
(PC/BN) AYS (%)
RED (PULG)
ZONA EDO
15/03/06 1478 1457 126 0.2 L.A UNICA PTL
29/03/06 1254 1236 208 0.2 L.A UNICA PTL
30/04/06 1205 1178 31 1.0 L.A UNICA PLT
En el año 2004 se estimularon 9 pozos con HF líquido al 2% y su respuesta al
tratamiento químico fue la siguiente:
Tabla 2. Pozos vecinos estimulados con HF líquido año 2004
ESTIMULACION MATRICIAL CON HF LIQUIDO
POZO FECHA BNPD-ANTES BNPD-DESPUES INCREMENTO
VLG-3825 07/06/2004 567 1351 784
VLG-3846 13/12/2004 247 1741 1494
VLG-3848 29/05/2004 325 1026 1501
VLG-3859A 20/102004 272 1434 1162
VLG-3862 11/08/2004 250 742 492
VLG-3865 30/06/2004 756 2339 1583
VLG-3870 29/04/2004 2300 3421 1121
VLG-3827 09/05/2005 200 800 600
VLG-3832 01/05/2005 600 1200 600
175
CAPITULO II
MARCO TEORICO
A continuación se presenta un marco teórico que resume los conceptos básicos
para el entendimiento de la investigación.
2.1. Acidificación matricial
Consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a gastos y
presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca. Estas soluciones reaccionan
químicamente disolviendo materiales extraños a la formación y parte de la propia roca.
El objetivo principal de esta técnica es remover el daño ocasionado en las perforaciones
y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones en el mismo.
Adicionalmente, en formaciones de alta productividad la acidificación matricial no
solo se emplea para remover el daño, sino también para estimular la productividad
natural del pozo. Esto se logra disolviendo parte de los sólidos de la roca, con el
consecuente mejoramiento de la permeabilidad natural de la formación en la vecindad
del pozo.
En general con este tipo de estimulación se tienen resultados satisfactorios y aun
sorprendentes, cuando la formación se encuentra dañada. En el caso de que no
hubiese daño, solo pequeños incrementos en la productividad del pozo podrán
esperarse.
Así como en el caso de la estimulación matricial no reactiva, los surfactantes son
los productos activos, en la estimulación matricial reactiva los ácidos constituyen el
elemento básico.
176
2.2. Ácidos
Según Islas, C. (1991). Los ácidos son sustancias que se ionizan en iones
hidrogeno y un anión, cuando están en solución en el agua. Los iones hidrogeno son los
elementos activos que reaccionan con minerales disolviéndolos. Por ejemplo, el gas
cloruro de hidrogeno, HCL, en agua se ioniza convirtiéndose en ácido clorhídrico. Si
este ácido se pone en contacto con otros minerales como los carbonatos, estos
reaccionarán y se formarán otros compuestos; cloruro de calcio, agua y bióxido de
carbono. Si los minerales son silícicos, el ácido fluorhídrico los disolverá. Los ácidos
también son sustancias conocidas por su pH menor de 7. Entre más completa y rápida
sea la disociación del compuesto en agua, en iones hidrógeno y su anión, mayor poder
de disolución tendrá el ácido y este será un ácido fuerte. Por el contrario si se tiene una
parcial y lenta ionización, el ácido será débil.
En la estimulación reactiva de pozos se utilizan ácidos que reaccionan con los
minerales que contienen las formaciones. Estas reacciones son procesos de cambios
químicos entre los reactantes (ácido y minerales), para dar productos de reacción. El
conocimiento del cómo, cuándo y dónde se llevan a cabo las reacciones químicas es
imprescindible para la selección y el diseño de una acidificación matricial. Este
conocimiento se basa en el estudio de la estequiometria, el equilibrio y la velocidad de
reacción.
El estudio de la estequiometria, su equilibrio y la velocidad de reacción, permite
el conocimiento de los mecanismos que proporcionan las acciones mutuas entre los
átomos, moléculas e iones, así como las rupturas y formación de enlaces, que dan
como resultado la transformación de determinados reactantes en nuevos productos.
No todos los ácidos que se conocen son susceptibles de ser utilizados en la
estimulación de pozos. Un acido para este caso requiere principalmente que los
productos de reacción sean compuestos solubles en agua y removibles de la formación;
además de ser controlables sus efectos dañinos, ser seguros de manejarse,
encontrarse disponibles en grandes cantidades y tener bajo costo.
177
2.2.1. Tipos de ácido y la química de sus reacciones
2.2.2. Acido clorhídrico (HCL)
La mayoría de los tratamientos ácidos de formaciones carbonaticos emplean
ampliamente el ácido clorhídrico. Generalmente se utiliza al 15% de la solución del gas
cloruro de hidrógeno en agua. Esta concentración a menudo se llamó el ácido regular,
se eligió originalmente así a causa de la incapacidad de inhibiciones tempranas y la
dificultad de prevenir la corrosión de las cañerías del pozo si se usaban soluciones más
concentradas. Con el desarrollo de inhibidores mejorados las concentraciones usadas
son más altas y en general se logra aumentar la eficacia. Además de concentraciones
altas se utilizan algunas consideradas diluidas que son utilizados donde el poder
disolvente del ácido no es la única necesidad. Un ejemplo de tal aplicación se encuentra
en la acidificación de areniscas donde el HCl al 5% y 7.5% se utiliza a menudo para
desplazar agua congénita delante de mezclas ácidas Clorhídrico – Fluorhídrico
Este ácido es el más utilizado en la estimulación de pozos. El acido clorhídrico es
una solución del gas cloruro de hidrogeno en agua. Este gas se disocia en agua
rápidamente y completamente hasta un límite del 43% en peso a condiciones estándar.
La característica de que el cloruro de hidrógeno se disocia en agua rápidamente,
le da la condición de ácido fuerte. Su amplio uso es debido a esta propiedad ya que es
el ácido que permite el mayor volumen de roca calcárea disuelta, dando como resultado
productos de reacción solubles en agua. La principal desventaja del acido clorhídrico es
su alta corrosividad que puede ocasionar daño severo a las tuberías del pozo y al
equipo de acero. Esta acción agresiva del acido clorhídrico restringe su aplicabilidad a
altas temperaturas, del orden de 300°F.
El ácido clorhídrico reacciona con rocas calcáreas compuestas principalmente de
minerales como la calcita y la dolomita.
178
2.2.3. Acido fluorhídrico (HF)
El acido fluorhídrico es el único acido que permite la disolución de minerales
silícicos como las arcillas, los feldespatos, el cuarzo, etc. A causa de la mayor área
superficial de las arcillas, el HF reacciona preferentemente con estos minerales antes
que con los otros, como el cuarzo. Además de atacar estos compuestos de sílice, el
acido fluorhídrico también reacciona con los minerales calcáreos y con los iones
positives de la propia salmuera de la formación; en estos casos, los productos de
reacción resultan en precipitados insolubles, lo cual deberá evitarse en todo lo posible.
Estas reacciones del HF con los carbonatos hacen que este acido sea de uso exclusive
en formaciones silícicas, con contenido de material calcáreo menor del 20%. Sus
aplicaciones se restringen principalmente a la remoción de daños ocasionados por las
arcillas.
En la industria química el acido fluorhídrico está disponible comercialmente en
soluciones acuosas del 40 al 70% de concentración en peso o como un material puro
en forma anhidra. En la industria petrolera para la estimulación de pozos, el ácido
fluorhídrico generalmente se utiliza en solución con acido clorhídrico. Puede prepararse
de la dilución de soluciones concentradas de fluoruro de hidrógeno y más comúnmente
de la reacción del bifluoruro de amonio con el ácido clorhídrico.
2.2.4. Acido fluobórico
Este ácido fue introducido por Thomas y Crowe. El proceso genera en forma
continua y en cualquier tiempo y lugar solo pequeñas cantidades de acido fluorhídrico.
De aquí el poder de disolución es comparable con los sistemas normales HF - HCL con
la ventaja de no propiciar grandes cantidades de precipitados. También las soluciones
de acido fluobórico se usan como un prelavado antes de inyectar el sistema
convencional evitando la desestabilización de los finos. Además, es asimismo usado al
final de la estimulación convencional, la cual al remover el daño cercano a la pared del
pozo, se facilita la penetración de la solución del acido fluobórico. El acido fluobórico es
179
especialmente recomendado para estimular areniscas que contienen minerales de
potasio debido a que evita el daño por los precipitados de estos.
2.2.5. Acido acético (2HCHCO)
Este acido fue el primero de tipo orgánico empleado en la estimulación de pozos.
Su característica principal es que es un acido débil debido a que su ionización en agua
es parcial y ocurre lentamente. Esto propicia que reaccione lentamente con los
carbonatos y con el acero, por lo que es utilizado como acido retardado y es indicado en
la remoción de incrustaciones calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomías, con
alta temperatura. Es fácil y seguro de inhibir, por lo que es utilizado como fluido de
limpieza o de terminación antes del disparo, caso en donde se tienen tiempos de
exposición prolongados con las tuberías. Una adecuada protección puede tenerse hasta
por 7 días, a temperaturas de 175°F o 3 días a 250°F. Su baja reactividad lo hace
imprescindible cuando se encuentran en el pozo accesorios con partes de aluminio o de
cromo. También es empleado como agente secuestrante de hierro y como controlador
de arcillas, dado que la condición de equilibrio de su reacción a presión no permite que
se llegue a gastar totalmente, manteniéndose un pH entre 2 y 3
El acido acético se presenta como ácido acuoso o como no acuoso (glacial). El
ácido acético glacial es tanto soluble en agua como en aceite. Disuelto en fluido oleoso
se usa para remover bloqueos de agua, en formaciones altamente sensitivas al agua y
para alcanzar penetraciones profundas en la formación antes de gastarse. Este acido
no reacciona hasta que está en contacto con agua y se produce su ionización.
Fue el primero de los ácidos orgánicos en ser utilizado en volúmenes apreciables
en estimulación de pozos. Está comúnmente disponible al 10% en solución del ácido
acético en agua. En esta concentración, los productos de la reacción (acetatos de calcio
y magnesio) son generalmente solubles en el ácido gastado. Además de ser utilizado
como un fluido de perforación o como un fluido de bajo corrosividad en presencia de
metales que se corroen fácilmente, el ácido acético a menudo se utiliza en la mezcla
con ácido clorhídrico en los ácidos híbridos.
180
2.2.6. Acido fórmico (2HCO2H)
Este acido es también un acido orgánico usado en la estimulación de pozos. Es
más fuerte que el acido acético, aunque apreciablemente más débil que el acido
clorhídrico; es un acido intermedio entre el HCL y el acético, tanto por cuanto a su
reacción como por costo de disolución de carbonatos. Este acido es menos fácil de
inhibir que el ácido acético y puede usarse bien inhibido hasta temperaturas de 350°F.
Se utiliza también solo o en combinación con el ácido clorhídrico o el fluorhídrico. Se
emplea generalmente como ácido retardado y en concentraciones hasta del 10% en
peso.
Su empleo principal es en la acidificación de rocas calcáreas en pozos de alta
temperatura y a la concentración del 10 % disuelve la misma cantidad de caliza que lo
que disolvería una solución al 8 % de ácido clorhídrico.
De los ácidos orgánicos utilizados en acidificación, el ácido fórmico tiene el peso
molecular más bajo y correspondientemente, el costo más bajo por volumen de roca
disuelta. Es un ácido substancialmente más fuerte que el acético aunque
apreciablemente más débil que el ácido clorhídrico. Como el ácido acético, reacciona
hasta una concentración de equilibrio en la presencia de sus productos de reacción. La
ventaja principal del fórmico sobre el ácido acético es el costo, aunque esto ha sido
parcialmente dejado de lado por la mayor dificultad de inhibir la corrosión usando este
ácido.
2.2.7. Mezclas de ácidos
Ácido clorhídrico – fluorhídrico
Esta mezcla ácida se utiliza casi exclusivamente para la estimulación de
areniscas. Dentro de la industria química, el ácido Fluorhídrico (HF) está disponible
comercialmente como una materia relativamente pura en la forma anhidra o como un
concentrado (40 al 70 por ciento) en solución acuosa.
181
Ácidos acético-clorhídrico y fórmico-clorhídrico
Estas mezclas ácidas han sido diseñadas para mejorar la economía del poder
disolvente del ácido clorhídrico aparte de lograr la baja corrosividad (especialmente a
altas temperaturas) de los ácidos orgánicos. Por eso se aplican casi exclusivamente en
formaciones de alta temperatura donde los costos aparejados con el uso de inhibidores
de corrosión en altas concentraciones afectan el costo total del sistema ácido. Estas
mezclas a veces se venden como ácidos retardados debido a la presencia de un ácido
orgánico. Es importante reconocer que en condiciones de formación, el CO2 que
evoluciona por la reacción del HCl reduce de forma importante la reacción del ácido
orgánico donde, en casos extremos, evitan la reacción de los mismos.
Ácido fórmico-fluorhídrico
Esta mezcla, usada en areniscas, es a veces empleada en aplicaciones de alta
temperatura debido a la baja corrosividad que la de la mezcla inorgánica HF-HCl.
sistemas de ácidos retardados. La velocidad de reacción de un ácido generalmente se
puede retardar gelificando el ácido, óleo-humectando momentáneamente los minerales
de la formación, o emulsionando el ácido con algún hidrocarburo.
2.2.8. Sistemas de ácidos retardados
Gelificados
Los ácidos gelificados se utilizan para retardar la velocidad de reacción en
tratamientos de fracturas. Los resultados del retraso debido al aumento en la viscosidad
del fluido reducen la velocidad de transferencia ácida a la pared de la fractura. Los
agentes gelificantes rara vez son utilizados en acidificaciones matriciales porque la alta
viscosidad del sistema ácido reduce la inyectividad del ácido y a menudo prolonga el
tratamiento innecesariamente.
182
Ácidos químicamente retardados
Estos ácidos son preparados a menudo agregando un surfactante óleo-
humectante al ácido en un esfuerzo para crear una barrera física a la transferencia
ácida hacia la superficie de la roca. Para que sea eficiente, el aditivo debe adsorberse
en la superficie de la roca y formar una película razonable. El uso de estos ácidos a
menudo requiere la inyección continua de algún tipo de hidrocarburo durante el
tratamiento. A altos caudales y temperaturas altas de formación, la adsorción disminuye
y la mayor parte de estas materias llegan a ser ineficaz.
Ácidos Emulsionados
Estos sistemas pueden contener el ácido como fase interna o externa. El más
común contiene normalmente 10 a 30% de hidrocarburo como la fase discontinua y
ácido clorhídrico regular como la fase continua. Cuando el ácido es la fase discontinua
la proporción del petróleo al ácido es a menudo cerca de 2:1. Tanto la alta viscosidad
creada por la emulsión como la presencia del petróleo pueden retardar la velocidad de
transferencia ácida a la roca. Esta reducción en la velocidad de transferencia y su
correspondiente reducción en la velocidad de reacción del ácido a menudo puede
aumentar la profundidad de la penetración ácida. En general los ácidos químicamente
retardados y emulsionados generan mejor penetración del ácido vivo.
2.2.9. Ácidos especiales
Existen otros tipos de ácidos, en general considerablemente más caros y que se
utilizan en casos muy específicos. Entre estos están los ácidos en polvo sulfámico y
cloroacético, que son sólidos fácilmente solubles en agua, con la ventaja de ser
transportables como sólidos a localizaciones remotas. Asimismo se han llegado a
utilizar para aplicaciones muy particulares el acido cítrico y el acido láctico,
principalmente como agentes o aditivos para evitar la precipitación del fierro.
183
En la actualidad se han inventado una serie de aditivos, productos y sistemas de
tratamientos a bases de ácidos, con el objeto de dar respuesta a las exigencias que
generan la perforación de pozos de petróleo más profundos en busca de reservas aun
sin explotar. Entre estos hacemos mención al sistema Onestep (Quelante + bifluoruro
de amonio), el cual estudiaremos más a fondo dentro del marco de esta investigación:
2.3. Agente quelante
Químicos que forman complejos solubles con ciertos iones metálicos,
neutralizando dichos iones de tal forma que no puedan reaccionar con otros
elementos/iones para producir precipitados o esquelas indeseados. (ASTM-A-380).
2.3.1. Quelatación
Es la habilidad de un compuesto químico para formar una estructura en anillo con
un ion metálico resultando en un compuesto con propiedades químicas diferentes a las
del metal original. El quelatante impide que el metal siga sus reacciones químicas
normales.
2.3.2. Quelantes
Los iones metálicos existen en solución en una forma altamente hidratada; esto
es rodeados por moléculas de agua. Por ejemplo los iones de Cobre (+2) están
hidratados con cuatro moléculas de agua. Otros metales pueden tener más o menos
moléculas de agua rodeándolos. Al reemplazo de estas moléculas de agua por una
molécula de un agente quelante formando una estructura compleja en anillo se le llama
quelatación. A la molécula que reemplaza el agua se la llama "Ligando".
Se puede formar solo un anillo o se pueden formar varios anillos dependiendo del
número de coordinación del metal. El número de coordinación corresponde al número
184
de sitios del ligando que pueden formar uniones de coordinación. Un ligando con 2
sitios se llama bidentado, un ligando con 4 sitios se llama tridentado y así
sucesivamente. Ejemplos de ligandos son: el ácido Cítrico, el ácido Málico, el ácido
Tartárico, el ácido Glucónico, el ácido Láctico, el ácido Acético, el ácido Nitrilotriacético
(NTA), el ácido Etilendiaminotetraacético (EDTA) y el ácido Tripolifosfórico (TPPA). Hay
muchos otros ligandos pero estos son los más importantes. Muchos otros compuestos
químicos como los ácidos húmicos, los ácidos lignosulfónicos, los poliflavonoides,
algunos aminoácidos, algunos polisacáridos y algunos polialcoholes tienen propiedades
quelantes.
Solo los metales con una valencia igual o superior a +2 forman quelatos en
presencia de ligandos. Los iones metálicos con valencia +1 no forman quelatos sino
sales con el ligando como anión o sea un complejo monodentado sin estructura de
anillo.
Figura 6. Efecto quelato
185
2.3.3. Propiedades de los quelatos
Cuando un ligando reemplaza las moléculas de agua y rodea un ión, las
propiedades del ión metálico cambian. Puede haber un cambio en el color, la
solubilidad, o la reactividad química. Un buen ejemplo se da con el Cobre (+2) el cual
usualmente precipita de su solución acuosa cuando el pH se sube a >6 usando
Hidróxido de Sodio.
2.3.4. Secuestración
La quelatación puede resultar en un compuesto que sea una de dos, o soluble o
insoluble en agua. La formación de quelatos estables solubles en agua se llama
secuestración. Los términos quelatación y secuestración están relacionados pero no
son idénticos.
El término secuestración se ha extendido en los últimos años para incluir
aquellos sistemas en los cuales el agente secuestrante se usa para enmascarar la
actividad química o biológica de un ion metálico en reacciones diferentes a los procesos
de precipitación. Es importante enfatizar que la reacción de secuestración es
frecuentemente parte de un proceso global en el cual se ha encontrado deseable
incrementar o inhibir una reacción influenciada por un ion metálico, la cual tiene lugar
independientemente de la reacción de coordinación, o para alterar la influencia de un
ion metálico sobre la estabilidad de un producto o componente. Por ejemplo la
presencia de un agente secuestrante en una solución de un jabón de sodio en agua
dura liga los iones Calcio y Magnesio de tal manera que la acción del detergente
procede más eficientemente. La adición de un agente secuestrante a una solución de
acido ascórbico estabiliza la vitamina contra la oxidación combinándose con las
impurezas de los iones metálicos presentes, las cuales catalizan la degradación
oxidítiva. La secuestración pertenece al campo de la química de coordinación. Para
entender los mecanismos involucrados en la ligazón de un ion metálico por un agente
secuestrante (formación de quelatos metálicos), es necesario considerar los
fundamentos de la formación de complejos metálicos en solución. La evaluación de este
186
proceso está asociada con el equilibrio iónico de soluciones acuosas tanto de
electrolitos fuertes como débiles.
Los agentes secuestrantes disponibles comercialmente se clasifican en general
como orgánicos o inorgánicos. Los polifosfatos condensados son los agentes
secuestrantes inorgánicos más ampliamente usados. De los agentes secuestrantes
orgánicos, dos grupos son de importancia económica. Ellos son los ácidos Amino-
Policarboxílicos tales como el acido Etilendiaminotetraacético (EDTA), y los ácidos
hidroxi-carboxílicos tales como el ácido Glucónico, el ácido Cítrico y el ácido Tartárico.
La Lignina y sus derivados, el acido Lignosulfónico, debido a sus grupos hidroxi-
fenólicos ha sido sugerido en solución como agente secuestrante para Calcio y el
Magnesio en sistemas que contienen jabón. También se ha introducido una nueva clase
de agentes secuestrantes solubles en aceite u oleosolubles.
2.3.5. Estequiometria
Muchos quelatos metálicos se forman en una proporción molar 1:1 entre el ión
metálico y el ligando. Bajo ciertas condiciones se puede formar complejos estables con
una proporción mayor de ión metálico a ligando. Un ejemplo de esto es el Aluminio, el
cual puede formar un quelato soluble con el ácido Cítrico en una proporción de 1.9
moles de Aluminio a 1.0 moles de ácido Cítrico. Este quelato es muy soluble a pH 7.0 al
cual el Aluminio no quelatado forma hidróxido de Aluminio el cual es un gel insoluble.
Bajo otras condiciones lo contrario también es verdad y se necesita más de 1.0 moles
de ligando para formar quelatos estables.
2.3.6. Constantes de estabilidad
La formación de un quelato es una reacción de equilibrio que puede ser
desplazada a la derecha o a la izquierda. Como la reacción es reversible, la remoción
del metal libre la desplazará a la izquierda. De la misma manera, la remoción del
quelato por precipitación o cualquier otro medio la desplazará a la derecha.
187
La constante de estabilidad es una expresión de la relación entre el ión metálico
quelatado y el ión metálico libre. Las fórmulas usadas para determinar las constantes de
estabilidad son las siguientes:
metálicoQuelatoLMK destabilidadeConstante
(2-1)
Como K usualmente es un número muy grande, es común expresarlo como Log
K. Otra forma de expresar este concepto es como sigue:
libreMetal
quelatadoMetalLogK destabilidadeConstante
(2-2)
La siguiente tabla muestra las constantes de estabilidad para los quelatos calcio
en orden descendente de estabilidad.
Tabla 3. Porcentajes de calcio quelatados por diversas clase de agente quelante
LIGANDO
LOK K
QUELATO DE CA
% DE METAL
QUELATADO
% DE METAL
LIBRE
EDTA 11,0 99,99999% <0,00001%
NTA 7,6 99,99999 <0,00001
TPPA 5,0 99,999 0,001
Cítrico 4,68 99,998 0,002
Málico 1,80 98,413 1,587
Láctico 1,07 91,67 8,333
Acético 0,53 70,6 29,4
188
Las constantes de estabilidad de los quelatos reportados en la literatura,
usualmente han sido medidas para las condiciones óptimas. La constante de estabilidad
de un complejo metálico cambiará con los cambios del pH. Esto puede afectar la forma
en que los complejos reaccionan. En la siguiente figura se muestra una gráfica con las
constantes de estabilidad de un gran número de complejos. Allí se denominan
constantes de estabilidad condicional. En general los quelatos o no se forman o no son
muy estables en condiciones de pH muy bajos (2-3) o muy altos (10-12).
Figura 7. Constantes de estabilidad condicional de los quelatos de metal-citrato
2.3.7. Estabilidad de los quelatos
La fuerza de la ligazón entre los iones metálicos y los ligandos ha sido objeto de
extensas investigaciones. Las propiedades de los metales tales como número atómico,
potencial de ionización, radio iónico, y orbitales, han sido usadas para explicar la
formación de los quelatos metálicos. También se ha establecido experimentalmente que
el orden de estabilidad de los quelatos de los diversos metales es aproximadamente
igual para un gran número de agentes acomplejantes y quelatantes.
Para la serie de los metales alcalinotérreos el orden de estabilidad de los
quelatos de EDTA es: Ba<Sr<Mg<Ca.
189
El magnesio ocupa una posición algo variable, ya que, con algunos agentes
quelantes, forma complejos más estables que el calcio, aunque para los ácidos
aminopolicarboxílicos, los quelatos de calcio son usualmente más estables. La
estabilidad de algunos de los quelatos de los iones de los metales bivalentes de
transición sigue el siguiente orden: Mn< Fe< Cd< Zn< Co< Ni< Cu.
El orden de estabilidad tiene una importante consecuencia en el uso de los
agentes secuestrantes en sistemas donde dos o más iones metálicos pueden estar
presentes. El equilibrio que gobierna la actividad de dos o más iones metálicos frente al
ligando es complejo. Factores tales como las constantes de estabilidad de los quelatos
metálicos, las concentraciones de los iones metálicos y de los ligandos, la naturaleza y
la concentración de los electrolitos no competitivos presentes en la solución, el pH, la
solubilidad de los hidróxidos metálicos, y otras variables afectan la distribución de la
fracción quelatada y no quelatada de los iones metálicos. Para muchas aplicaciones, los
ácidos aminopolicarboxílicos deben ser clasificados como reactivos no específicos. Sin
embargo es posible mediante un adecuado control de las condiciones experimentales,
confinar la acción de un agente secuestrante a un número limitado de iones metálicos, y
en algunos casos a un ion simple.
Dos iones metálicos pueden ser separados mediante el uso de agentes
secuestrantes si el pH se ajusta al punto donde un hidróxido metálico se precipita de la
solución. Por ejemplo en soluciones ácidas de titanio (IV) y hierro (III) que contienen
EDTA, la adición de amoníaco hasta pH 4 precipitará el hidróxido de titanio, dejando el
hierro en solución como complejo EDTA.
Las estabilidades de los quelatos metálicos de EDTA se afectan marcadamente
por la presencia de otros iones metálicos bivalentes. Así por ejemplo, la sal disódica del
quelato de cobre EDTA es estable en solución alcalina, pero la adición de iones calcio o
zinc producirán un precipitado de hidróxido de cobre. La adición de fosfato amónico u
oxalato de sodio a una solución de zinc calcio EDTA precipitará fosfato amónico de zinc
u oxalato de calcio. La disminución de la estabilidad de los quelatos metálicos en
presencia de sales bivalentes puede ser atribuida al efecto de estos electrolitos sobre la
fuerza iónica de la solución o por la formación de complejos bimetálicos de EDTA.
190
2.3.8. Tipos de Agentes quelantes
Los agentes quelantes utilizados habitualmente en los servicios de campos
petroleros son ácidos orgánicos complejos. Estos compuestos no solo ligan los metales,
sino que son agentes de disolución activos en las reacciones de acidificación. Un
agente quelante puede mantener el catión disuelto en la solución para prevenir su
formación y precipitación.
El primer agente quelante manufacturado comercialmente fue el NTA o ácido
nitrilotriacético, sin embargo el EDTA o ácido etilendiaminotetracético lo reemplazo en la
mayoría de sus aplicaciones y ahora el HAGA ácido hidroxiaminopolicarboxilicos.
El NTA es uno de los agentes quelante más poderosos que se conoce debido a
que es capaz de remover 350 / 360 mgs de CaCO3 por gramo de producto.
El EDTA es un disolvente de baja toxicidad, estables a temperaturas inferiores a
250°C [482°F], y no corrosivo sobre la mayoría de los aceros, lo cual lo convierte en un
tratamiento muy seguro, una vez que las incrustaciones se disuelven por quelación, no
se produce reprecipitación.
El HAGA, posee la ventaja adicional de la alta solubilidad en ácido, y su rol
principal es la acidificación de la matriz y las velocidades de reacción más lentas
exhibidas aportan implicaciones importantes.
En las areniscas existen menos posibilidades de daño de las formaciones
sensibles. La baja corrosión es otra característica importante el ácido
hidroxiaminopolicarboxilicos (HEDTA) exhibe tasas de corrosión que es hasta un orden
de magnitud más bajas que las de los ácidos minerales convencionales.
Existen otros agentes quelantes pero cuyas aplicaciones y uso son de menor
importancia en la industria petrolera los cuales son: Ácido glucónico, ácido
Hidroxiacético y el ácido Tartárico.
2.3.9. Ácidos amino policarboxilicos
La tendencia de los aminoácidos naturales a combinarse con los iones metálicos
ha sido activamente estudiada por muchos años pero ninguno de estos compuestos
191
forma quelatos estables con el Magnesio o con los metales alcalino-térreos. El
descubrimiento de que el ácido nitriltriacético (NTA) y el Etilendinitrilotetraacético
(EDTA), ambos con un estructura alfa-amino, podían combinarse con el Calcio y el
Magnesio para formar complejos altamente estables en el rango de pH de 7 a 12
enfocó la atención de muchos investigadores a esta clase de compuestos. Las
primeras aplicaciones de estos agentes secuestrantes para sobrepasar los efectos
deletéreos de los iones metálicos del agua dura sobre los textiles y los procesos de
lavandería llevaron a un reconocimiento limitado de su utilidad comercial.
Las investigaciones de Pfeiffer, Brintzinger y otros sobre las reacciones del ácido
Nitrilotriacético y el EDTA con los metales contribuyeron grandemente a la clarificación
de la composición química y de las propiedades de los quelatos metálicos aislados. El
trabajo de Schwarzenbach y colaboradores, dilucidó los aspectos físicos y químicos de
las interacciones de los iones metálicos en solución acuosa con los ácidos Amino-
policarboxílicos. Schwarzenbach acuño el término de "Complexones" para esta clase
de compuestos.
Estos investigadores tuvieron éxito al correlacionar muchas relaciones
importantes entre la estructura de estos compuestos y la estabilidad de sus complejos
metálicos. Los conceptos básicos desarrollados de este trabajo condujeron al uso
extensivo del EDTA en química analítica y suplieron una más precisa interpretación
química y dirección para las aplicaciones prácticas de los agentes secuestrantes.
De los varios ácidos Aminopolicarboxílicos que se han utilizado como agentes
secuestrantes, el EDTA es el que tiene las más amplias aplicaciones.
2.3.10. EDTA (o AEDT)
Es el acrónimo del ácido etilendiaminotetraacético. Puede coordinar a metales de
transición de forma reversible. Puede coordinar por cuatro posiciones acetato y dos
amino, lo que lo convierte en un ligando hexadentado, y el más importante de los
ligandos quelatos. Se utiliza en algunos medios de cultivo unido al hierro, para liberar
éste lentamente en el medio, y también en algunos análisis cuantitativos. Debido a su
192
estructura, puede complejar completamente un metal que tenga una estructura de
coordinación octaédrica. Su fórmula química es C10H16N2O8.
Figura 8. Molécula del acido EDTA y estructura química de la sal tetrasódica de la
EDTA
2.4. Cinética de reacción
La estimulación por acidificación consiste en la inyección a la formación de un
fluido que reacciona químicamente con los minerales sólidos contenidos en la roca.
193
Este tipo de reacción entre un fluido y un sólido se conoce como reacción heterogénea
y se presenta cuando dos moléculas se ponen en contacto y tienen suficiente energía
para vencer la barrera de activación.
Los mecanismos implicados en una reacción heterogénea pueden comprenderse
estudiando:
2.4.1. La estequiometria de la reacción
La estequiometria describe el número de moléculas requeridas para disolver una
cantidad de sólidos; es decir, la estequiometria concierne con la acción molecular entre
los reactantes, para dar productos de reacción.
Conociendo la estequiometria, la cantidad disuelta por un volumen de acido
puede calcularse fácilmente-te, proporcionando el poder de disolución del acido. La
estequiometria es determina cuando el sólido y el liquido están bien definidos, como es
el caso de las reacciones entre caliza o dolomía y acido clorhídrico. Para minerales más
complejos, como las mezclas de arcillas que forman varios productos en la reacción con
acido fluorhídrico, la estequiometria se basa en valores promedio que pueden utilizarse.
2.4.2. El equilibrio termodinámico de la reacción.
El equilibrio de la reacción es de tipo termodinámico y se alcanza en lo general
antes que el acido haya reaccionado totalmente. La reacción entre un acido y un
mineral conlleva a la formación de otros productos y esto prosigue hasta alcanzarse un
equilibrio, punto en el cual la reacción cesa. En realidad al equilibrio, la reacción es
reversible; es decir, los productos de reacción se combinan para formar nuevamente
moléculas de reactantes.
El equilibrio depende de las condiciones termodinámicas en que se realiza la
reacción y por supuesto de los reactantes implicados. Esto es especialmente manifiesto
en la reacción entre carbonatos y ácidos orgánicos. Por ejemplo en la reacción entre el
carbonatos y ácidos orgánicos.
194
2.4.3. La velocidad de reacción
Todas las reacciones en la estimulación de pozos entre ácidos y minerales
contenidos en la formación, son cambios químicos que se producen con diferentes
velocidades. Para controlar estas reacciones es necesario saber con qué rapidez
ocurren, así como los factores que determinan esa velocidad. El estudio de las
velocidades de reacción se llama cinética química y es de trascendental importancia
debido a que establece el tiempo requerido para que el acido vaya de una
concentración inicial hasta una concentración final. Considerando este tiempo
conjuntamente con la geometría dentro de la cual ocurre la reacción y las condiciones
de equilibrio de la misma, es posible estimar la penetración que el acido tiene en la
formación.
La velocidad de reacción se define como la cantidad de moles de moléculas que
reaccionan con respecto al tiempo. Para determinar la velocidad de reacción, es
suficiente conocer como varia con el tiempo la cantidad de una de las sustancias
participantes en la reacción.
En la estimulación con ácido para que una reacción tenga lugar, es necesario
que los iones hidrógeno del ácido alcancen y se pongan en contacto con las moléculas
del mineral. Una vez en contacto, para que se produzca la reacción, es necesario
vencer la llamada barrera de activación. En estas condiciones el fenómeno tiene dos
extremes:
a. La energía requerida para vencer la barrera de activación es muy baja y cada
contacto de los iones hidrógenos y las moléculas de mineral resultan en una
reacción. En este caso la velocidad total de reacción se dice que está limitada
por la difusión molecular o transferencia de masa; es decir, la velocidad de
reacción total está controlada por la rapidez con la cual los iones hidrogeno se
difunden o se transfieren a la superficie del sólido.
b. La energía necesaria para vencer la barrera de activación es muy elevada, caso
en el cual solo unos cuantos iones hidrógeno en contacto con el mineral
reaccionan, por tanto la velocidad total de reacción se dice que está limitada por
su superficie; esto es, la velocidad de reacción total está controlada o depende
195
básicamente de la rapidez con que se llevan a cabo los cambios químicos entre
los iones hidrógeno y los minerales sólidos.
En la estimulación reactiva de pozos, la velocidad de reacción está gobernada
tanto por la rapidez con la que el ion hidrógeno es transportado a la superficie solida,
como la rapidez con la que se realiza la reacción, una vez que el ion hidrógeno alcanza
las moléculas de mineral.
La rapidez con la cual el ion hidrógeno es transportado por la solución a la
superficie solida está determinada por los fenómenos de difusión y convección forzada;
de tal manera que esta velocidad es gobernada por las condiciones hidrodinámicas en
la cercanía de la superficie sólida. Por otra parte la rapidez de reacción en la superficie,
una vez que el ion hidrógeno la alcanza, está caracterizada por las sustancias químicas
implicadas y depende de la composición química del sólido y del acido, de la
concentración del acido en la superficie y de la temperatura.
En reacciones heterogéneas la cinética limitada por la superficie está dada por:
m
s KACV
(2-3)
Donde:
Vs: Velocidad de reacción en superficie (moles/seg).
C : Concentración del reactante en fase liquida (moles/It).
K: Constante de velocidad de reacción (variable).
A: Área del solido (cm2).
M: Orden de la reacción (adimensional).
La ecuación anterior es válida cuando la concentración del fluido reactive es
uniforme; es decir, cuando la concentración en la interfase liquido-solido es igual a la
concentración en todo el volumen del liquido.
Las reacciones más simples son de orden uno, o sea m = 1. En este caso la
velocidad de reacción en superficie puede expresarse como:
196
)(tKACdt
dCVs
(2-4)
En lo general en toda reacción de primer orden el reactante líquido tiende a
consumirse totalmente en tiempos muy grandes, dependiendo de las condiciones
termodinámicas de equilibrio. En el caso del acido clorhídrico y carbonatos, se acepta
en lo general, para efectos prácticos, que la concentración final del acido es del orden
del 1 al 3 por ciento de su concentración inicial.
En general, las reacciones heterogéneas tienen un orden diferente a la unidad,
indicando mecanismos de reacción más complejos.
En el caso de cinética limitada por difusión o transferencia de masa, la velocidad
de reacción, Vd, está dada por la Ley de Nernst:
DACVd
001,0
(2-5)
Donde:
Vd: Velocidad de reacción limitada por difusión (moles/seg).
D: Constante de difusión del reactante (moles/It).
A: Área de solido (cm2).
: Espesor de la capa limite donde la concentración del reactante varia de C a cero en
la interfase (cm).
En la acidificación de formaciones, ambos fenómenos cinéticos deben
considerarse, estableciéndose para cuantificación, un parámetro adimensional, P,
definido por:
1
001.0
mCs
d
K
D
V
VP
(2-6)
197
En el case en que Vd < VS, P - 0 y la cinética de reacción es caracterizada por
difusión o transferencia de masa.
Si Vd > Vs, P - 0, y la cinética es caracterizada por reacción en superficie.
En rocas productoras de hidrocarburos se presenta un gran rango de
reactividades entre ácidos y minerales; en general.
a. Para las calizas y acido clorhídrico se presenta una cinética de reacción limitada
por transferencia de masa (P < 1).
b. Para dolomías y HC1, la cinética está limitada por reacción en superficie a baja
temperatura. A temperaturas altas la cinética en estos casos cambia a ser
limitada por difusión.
c. Con acido fluorhídrico la cinética para las rocas silícicas es casi siempre limitada
por reacción en superficie.
En la estimulación reactiva el acido es inyectado al medio poroso a un gasto, con
una velocidad media. El efecto primario del flujo es disminuir el espesor de la capa
límite y el parámetro cinético se incrementa, consecuentemente en algunos casos, los
sistemas controlados por difusión pueden llegar a ser controlados por la reacción en
superficie. En cualquier caso los enunciados a), b) y c) son generalmente aceptados.
En la acidificación de areniscas, los estudios experimentales han demostrado
que la cinética es limitada por reacción en superficie. Esto permite una reacción del
ácido libre de inestabilidades produciéndose un flujo y una acción uniforme en el medio
poroso. Estos hechos hacen que se puedan establecer a nivel macroscópico modelos
matemáticos que representen el proceso.
Existen varios modelos, sin embargo todos ellos requieren del análisis de la
composición y el conocimiento de la distribución de los minerales reactantes. Esta
información no es prácticamente disponible, por lo que, se recomienda un
procedimiento alterno de diseño práctico y aceptable, basado en estudios
experimentales.
Por lo que concierne a rocas calcáreas disueltas por ácidos, la cinética en lo
general está limitada por transferencia de masa. Este fenómeno comprende tanto la
difusión molecular por movimiento Browniano, como por convección forzada por el
fluido fluyendo. En este caso se presentan grandes inestabilidades, por lo que, no
obstante los muchos estudios experimentales, no se han obtenido resultados generales
198
y consistentes, aun a nivel cualitativo. Esto aunado a lo fortuito del medio poroso, no ha
dado lugar a un modelo descriptivo de tipo macroscópico. Actualmente se está
investigando en este sentido a través de modelos estadísticos.
Dado el carácter inestable del fenómeno se produce un crecimiento diferencial y
más rápido de los poros más grandes, conduciendo a la generación de grandes y largos
canales llamados "Agujeros de Gusano".
En la acidificación matricial, la formación de agujeros de gusano tiene grandes
ventajas. El daño en la vecindad del pozo aun cuando no es removido, si es
sobrepasado y la zona efectiva tratada llega a ser considerablemente mayor que en la
acidificación de areniscas. Además, los problemas de desconsolidación de la zona
vecina al pozo son menos severos que en el caso de la acidificación matricial de
areniscas.
Por el contrario, en estimulaciones por fracturamiento con acido en rocas
calcáreas, el fenómeno tiene gran desventaja. Esto debido a que los agujeros de
gusano son generados en la formación a partir de las caras de la fractura, como
consecuencia de la pérdida de fluido. En estas condiciones el ácido se gasta creando
los agujeros de gusano, reduciéndose la longitud de fractura conductiva, con el
consiguiente detrimento en la respuesta del pozo a la estimulación.
Los fenómenos fortuitos de cinética de reacción en la estimulación reactiva,
hacen que su estudio, aun cuando sea posible hacerlo teóricamente, se prefiera
basarse en experimentación de laboratorio. En estos estudios para medir la velocidad
total de reacción entre un acido y un mineral, se hace a través de la determinación:
1. Del cambio de la concentración del acido con respecto al tiempo, es decir,
evaluando: dC/dt.
2. Del tiempo en que el ácido cambia de una concentración inicial Co a una
concentración final C. Este tiempo se denomina tiempo de reacción o tiempo de
gastado.
3. De la cantidad de roca disuelta por unidad de área expuesta y por unidad de
tiempo. Comúnmente en Ib/pie²/seg.
199
Figura 9. Variación de concentraciones de acido con el tiempo
2.5. Factores que afectan la velocidad de reacción
Se han realizado estudios experimentales con el objetivo de evaluar los
diferentes parámetros que afectan o influyen en la velocidad de reacción del acido con
las rocas. Aun cuando la mayoría de estos estudios se han efectuado con ácido
clorhídrico y rocas calcáreas, las conclusiones de los mismos, con cierta reserva,
pueden extenderse a otros ácidos y minerales.
Entre los factores que se han identificado y que afectan la velocidad de reacción
están:
- Relación área/volumen.
- Temperatura.
- Tipo y concentración del acido y productos de reacción.
- Velocidad de flujo.
- Composición de la roca.
- Viscosidad.
- Presión.
200
2.5.1. Relación área/volumen
Este factor es el que más afecta a la velocidad de reacción entre los ácidos y la
roca. La relación entre el área mojada por el acido al volumen de este, varia en un
rango muy amplio, siendo la velocidad de reacción directamente proporcional a esta
relación. Es decir, entre mayor sea el área de superficie de la roca expuesta al acido,
este se gastara más rápidamente. Considérense los ejemplos mostrados en la siguiente
figura.
Figura 10. Cálculo de la relación área/volumen
En el primer caso se tiene un pozo terminado en agujero abierto. Si en el
intervalo de interés de espesor h, se coloca acido, la relación área mojada por el ácido a
su volumen, R, está dada por:
wrR
2
(2-7)
Donde: rw: es el radio del pozo. Si rw = 4 pg, R = 0.5 pg-1.
201
En segundo término considérese una canal de longitud Xf, altura h y amplitud w.
Si se tiene ácido en el canal (fractura), la relación área a volumen, será:
WR
2
(2-8)
Si w = 0.1 p, se tiene: R = 20 pg-1.
Finalmente si se asume un canal poroso de diámetro dp y longitud L,
conteniendo ácido, la relación área a volumen será:
dpR
4
(2-9)
Si dp = 0.001 pg, R = 4 000 pg-1.
Como se observa, los valores en cada caso de R, son considerablemente
diferentes, reflejándose estas diferencias en la sensibilidad de la formación al ataque
del ácido.
En la siguiente figura se presentan datos experimentales para diferentes
relaciones área/volumen. Estos datos corresponden a la reacción del acido clorhídrico
con concentración inicial del 15% y una formación de caliza. La curva 1 corresponde al
primer caso citado, la 2 al segundo y la 3 al tercero. Como se observa a niveles de
relación área/volumen en una matriz de formación, el tiempo en que se gastaría el acido
es significativamente menor al tiempo en que se gastaría el acido a otras relaciones
área/volumen.
202
Figura 11. Efecto de la relación área/volumen en la reacción del HCI con caliza a
1,000 psi y 80°F (Halliburton).
Para el caso de la reacción de acido fluorhídrico, la relación área/volumen en
silicatos, tales como las arcillas, es mucho mayor que en el sílice tal como la arena. En
todos los casos la relación área/volumen en arcilla con acido fluorhídrico hace que este
reaccione mucho más rápido en estos compuestos que en las partículas de arena. En la
practica la reacción entre el acido fluorhídrico y la arcilla es muy rápida mientras que
con el sílice es más lenta.
2.5.2. Temperatura
Cuando la temperatura se incrementa el acido reaccionara más rápidamente con
la roca. Esto se debe a dos efectos principales: a mayor temperatura los efectos de
difusión son más acentuados y por lo tanto los iones hidrogeno tienen mayor movilidad
y alcanzaran la superficie del solido más rápidamente. Asimismo, a mayor temperatura
la viscosidad de la solución disminuirá facilitando por tanto el transporte de los iones
203
hidrogeno hacia la superficie del sólido. La siguiente figura presenta datos
experimentales de la reacción entre el acido clorhídrico y la calcita.
Figura 12. Efecto de la temperatura sobre la velocidad de reacci6n entre HCI
carbonatos (Doweii-Schiumberger).
2.5.3. Tipo y concentración de acido
Como se menciono anteriormente entre mas completamente un acido se ionice
en iones hidrogeno y su anión, el acido es más fuerte y tendrá mayor velocidad de
reacción. Esto significa que a mayor concentración, mayor cantidad de iones H+ podrán
estar en contacto con la superficie solida.
El acido clorhídrico tiene una velocidad de reacción mayor en las rocas calcáreas
que los ácidos orgánicos; siendo de estos el fórmico de mayor velocidad de reacción
que el acético. Asimismo, el acido fluorhídrico es más rápido en reaccionar que los
ácidos orgánicos con las rocas calcáreas y es el único que reacciona con las silícicas.
204
Por otra parte la velocidad de reacción es directamente proporcional a la
concentración del acido, disminuyendo esta a medida que existe mayor cantidad de
productos de reacción, ya que estos interaccionan con el transporte de los iones
hidrogeno y amortiguan la reacción.
Con respecto a velocidades de reacción, un acido clorhídrico al 20% en una
caliza tendrá un valor mayor que un acido clorhídrico al 10% como se muestra en la
figura siguiente. Sin embargo, si se sigue la reacción del acido clorhídrico al 20 % a
través de su ciclo de gastado, cuando este acido se hay a gastado hasta un 10% de
concentración, su velocidad de reacción será menor que la del acido que inicia su ciclo
de gastado con una concentración inicial del 10%. Esto es debido a que el acido
clorhídrico al 20% cuando alcanza el 10% contiene productos de reacción, los cuales
interfieren la reacción disminuyendo su velocidad. Si se adiciona cloruro de calcio y
bióxido de carbono a un acido de cualquier concentración se retardara su reacción.
Esto paradójicamente hace que un acido de mayor concentración, con velocidad
de reacción inicial alta, tenga una acción retardada y en consecuencia un tiempo de
gastado mayor que un acido de menor velocidad de reacción inicial, para las mismas
concentraciones. Esto también se muestra en la mencionada figura.
Figura 13. Efecto de la concentración del ácido
205
2.5.4. Velocidad de flujo
El efecto de incrementar la velocidad de flujo generalmente aumenta la velocidad
de reacción disminuyendo el tiempo en que el acido se gasta. Esto es debido
principalmente a que a mayores velocidades de flujo se removerán más rápidamente
los productos de reacción de la superficie de la roca, incrementándose el número de
contactos entre los iones hidrogeno y esta superficie, resultados experimentales se
muestran en la siguiente figura.
Figura 14. Efecto de la velocidad del flujo en la velocidad de la reacción del HCL con
CaCo3 (Schlumberger).
Sin embargo, si la velocidad es suficientemente alta, para un mismo tiempo una
menor cantidad de iones hidrogeno tendrá oportunidad de estar en contacto con la
superficie de la roca y la velocidad de reacción disminuirá, lográndose mayor tiempo de
gastado y por tanto mayor penetración del acido vivo.
206
2.5.5. Composición de la roca
La composición física y química de la roca influencian la reacción del acido. Por
ejemplo, el acido clorhídrico reacciona generalmente más lento en dolomías que en
calizas, como se muestra en la siguiente figura.
Figura 15. Efecto de la composicion de la roca en la reaccion con HCL para una
fractura de 0,79pg y 200ºF (Halliburton).
La mayoría de las formaciones contienen algunos materiales que son insolubles
en determinados ácidos. Además, la distribución de estos materiales en contraste con
los minerales solubles afectará fuertemente la velocidad de reacción. Por ello dos
formaciones de la misma permeabilidad, mineralogía y solubilidad al ácido, pueden
responder en forma distinta a una acidificación.
207
2.5.6. Viscosidad
La viscosidad afecta el transporte de los iones hidrogeno hacia la interfase
liquido-roca y por lo tanto disminuye la velocidad de reacción. Este efecto se ve
disminuido a mayor temperatura, por la disminución intrínseca de la viscosidad, como
se aprecia en la siguiente figura.
Figura 16. Efecto de la viscosidad en la reacción de HCL con caliza a 1 500 psi en
fractura de 0,24 pg (Halliburton).
2.5.7. Presión
Este factor tiene poca influencia sobre la velocidad de reacción, sobre todo a
presiones de tratamiento. Por ejemplo la siguiente figura muestra la reacción entre el
acido clorhídrico y la caliza a diferentes presiones. Como se observa, abajo de 750 psi
la presión afecta la reacción del acido. Esto es debido a que a baja presión parte del
CO2 sale de la solución. Sin embargo a presiones superiores a 750 psi dado que el CO2
208
escapa de la solución de acido gastado, la presión tiene poco efecto en la velocidad de
reacción.
Figura 17. Efecto de la presión en la velocidad de reacción entre HCL-CaCo3
(Schlumberger)
2.6. Selección de fluidos en la acidificación matricial
La selección de fluidos de tratamiento es el paso previo mas importante en el diseño
de una estimulación matricial reactiva. El proceso de selección es complejo, ya que
depende de muchos factores, como son: el tipo de daño, las características de la
formación y sus fluidos, las condiciones del pozo, la rentabilidad de la estimulación,
etcétera.
El fluido seleccionado deberá eficientemente remover el daño e incrementar la
permeabilidad natural de la formación, sin propiciar danos adicionales.
Independientemente de lograr la selección de uno o varios fluidos apropiados, la
selección debe también basarse en la experiencia del área y en los análisis evaluatorios
de los resultados que se haya obtenidos, que necesariamente involucraran tanto los
fluidos de la estimulación como las técnicas de aplicación.
209
2.7. Factores a considerar en la selección de los fluidos de estimulación
2.7.1. Evaluación del daño
El primer factor básico a considerar es el conocimiento del tipo, magnitud y
evaluación del daño por remover.
2.7.2. Sensibilidad de la formación
El éxito de una estimulación matricial reactiva, depende de una respuesta
favorable de la formación al fluido de tratamiento. Esto implica que el fluido además de
remover el daño, debe presentar compatibilidad con la roca de la formación y sus
fluidos.
La sensibilidad de una formación a un fluido, debe considerar todos los electos
que puedan ocurrir cuando el fluido se pone en contacto con la roca. Por ejemplo, se
puede presentar colapso por desconsolidación de la matriz, liberación de fierro,
precipitados secundarios, etcétera. De esta manera una formación será sensitiva si la
reacción entre minerales de la roca y un fluido dado induce a un daño en la formación.
La sensibilidad depende de la reactividad de los minerales que componen la formación
con el acido considerado. A su vez esta reactividad dependerá de la estructura de la
roca y la distribución de los minerales en la misma.
2.7.3. Mineralogía de la formación
Este factor es más importante en formaciones silícicas que en formaciones
calcáreas. Estudios petrográficos incluyendo análisis por difracción de rayos X,
observación al microscopio petrográfico y observación al microscopio electrónico y
análisis químicos, permiten el conocimiento de la composición y constitución de la roca.
Por ejemplo, una arenisca tiene una estructura formada por partículas de cuarzo,
feldespatos y otros minerales silícicos. Minerales precipitados secundarios en los
210
espacios porosos constituyen materiales cementantes y partículas no cementadas
ligadas a la superficie de los minerales de la estructura. La solubilidad de los minerales
a un ácido, depende fuertemente de la position de los mismos en la estructura de la
roca. Estos estudios son útiles en entender la respuesta de una roca a fluidos de
estimulación; permitirán definir si la solubilidad al HCL de una arenisca se debe a
carbonatos cementantes o a óxidos, sulfuros o clorita. Una arenisca con una solubilidad
al HCL mayor al 20%, no debe ser estimulada, con acido fluorhídrico. Si la solubilidad
es menor al 20%, la arenisca puede ser estimulada con acido fluorhídrico, pero un
adecuado prelavado con acido clorhídrico debe aplicarse.
En areniscas también el conocimiento del contenido, tipo, posición y distribución
de las arcillas es muy importante puesto que esto determina la respuesta de la roca al
tratamiento.
Por lo que respecta a las rotas calcáreas, es importante conocer si se tiene una
caliza pura, parcial o totalmente dolomitizada, ya que fluidos de tratamiento son
específicos en cada caso. Concentraciones mayores del 20% de HCl, no deben
aplicarse en dolomitas debido a su potencial de precipitación segundaria (Tachyhydrite).
En el caso de que la formación calcárea contenga grandes cantidades de material
silicio, la disolución de la roca resultara en la liberación de finos insolubles. Para esto
será conveniente contemplar ácidos con agentes dispersantes y suspensores de finos y
hacia ácidos gelados. Si del análisis mineralógico se detecta anhidrita (sulfato de
calcio), el HCl la disolverá pero rápidamente se precipitara como yeso (sulfato de calcio
hidratado); a causa de su baja solubilidad, en este caso deberán utilizarse agentes
quelantes.
2.7.4. Petrofísica
El tipo y distribución de la porosidad y la permeabilidad de la formación, tienen
una fuerte influencia en la extensión del daño y en la penetración del acido.
Formaciones de alta permeabilidad pueden severamente dañarse por invasión de
partículas solidas o fluidos; en estos casos la profundidad del daño puede ser grande.
Por el contrario en formaciones de baja permeabilidad, el daño probablemente se
211
restringa a la vecindad del pozo. Sm embargo y sobre todo en areniscas, la formación
generalmente es más sensitiva a los fluidos extraños, por lo que los pequeños poros
serán severamente dañados por pequeñas cantidades de fluidos o materiales extraños.
En general las formaciones de baja permeabilidad son más sensibles a ser dañadas por
precipitados, bloqueos de agua, bloqueos de emulsión, etcétera.
En rocas calcáreas principalmente, la presencia de fracturas o fisuras, permitirá
el daño por partículas solidas insolubles en HCl, por lo que el fluido de estimulación
deberá contemplarse con aditivos suspensores de finos.
2.7.5. Temperatura y presión de la formación
Estos factores deberán también considerarse en la selección del fluido de
estimulación.
La temperatura afectara notablemente la eficiencia de los inhibidores de
corrosión y la velocidad de reacción de los ácidos.
A temperaturas mayores a 150°C, generalmente se preferirán ácidos orgánicos o
mezclas de ácidos orgánicos e inorgánicos. Asimismo, los fluidos deberán diseñarse
para disminuir la velocidad de reacción y así lograr tener mayor penetración del acido
vivo en la formación.
La presión del yacimiento influye decididamente en la remoción de la formación
de los fluidos y productos de reacción. La presión del yacimiento debe exceder a la
presión capilar. Para disminuir ésta presión y facilitar la limpieza de la formación deben
utilizarse surfactantes bajo tensores. Fluidos energizados con nitrógeno pueden
también usarse para facilitar la limpieza.
2.7.6. Fluidos de la formación
Los fluidos de formación invariablemente deben considerarse en la selección de
un fluido de tratamiento. En pozos de gas debe evitarse el uso de fluidos base aceite y
212
siempre es preferible usar (sobre todo en rocas silícicas de baja k) los fluidos base agua
con alcoholes.
En lo general, en yacimientos de aceite, los hidrocarburos y el agua de la
formación deberán ser compatibles con los fluidos de estimulación.
2.7.7. Condiciones del pozo y del intervalo en explotación
El estado mecánico de los pozos, la profundidad del intervalo en explotación y las
características del mismo, también deberán tomarse en cuenta, dado que el fluido
deberá ajustarse a las limitaciones de presión, geometría, componentes metalúrgicos
del pozo y entrada de los fluidos de estimulación a la formación.
2.8. Metodología para la selección de fluidos de estimulación en acidificación matricial
En función de los siete factores antes citados, se deberá formular el fluido de
estimulación y la técnica de tratamiento.
Como ya se indico, la metodología de selección del fluido de tratamiento en
estimulaciones matriciales reactiva y no reactiva, incluye en primera instancia la
evaluación del daño a la formación. Identificado el daño a remover, la siguiente tabla
permite dar una guía general para seleccionar los fluidos básicos, guías más
específicas dependen de la compaña de servicio. Esta selección tomará en cuenta la
sensibilidad y la mineralogía de la roca, y la temperatura y permeabilidad de la
formación.
Seleccionado el fluido base, deberá formularse un sistema con aditivos
específicos para:
- Evitar la corrosión del equipo.
- Remover el daño a la formación
- Prevenir cualquier tipo de daño
- Adecuar el sistema a las condiciones del pozo y del intervalo a estimular.
213
La determinación del sistema de estimulación se fundamenta invariablemente en
estudios de laboratorio, los cuales deben efectuarse en forma completa, cuando menos
para un pozo representativo de una formación. Por extensión, los resultados de los
análisis de núcleos, pueden considerarse para otros pozos de la misma formación. Sin
embargo, los análisis de fluidos deben en lo general realizarse para cada pozo a
estimular, previamente al tratamiento.
Tabla 4. Guía general para seleccionar el fluido de estimulación matricial
TIPO DE DAÑO FLUIDO DE ESTIMULACION MATRICIAL RECOMENDADO
Bloqueo por agua Pozos de gas; agua o ácido con alcoholes y surfactantes
Pozos de aceite: agua o ácido y surfactantes
Si T> 250ºF, ácido acético no acuoso y surfactantes
Bloqueo por emulsión Fluidos acuosos u oleosos con sin solventes mutuos y desemulsificantes
Incrustaciones de sales CaCO3 si T > 250ºF, ácido acético o fórmico y surfactantes
T < 250ºF, HCL y surfactantes
CaCO4
BaSO4
SrSO4
FeCO3
FeS
Fe2O3
NaCL
Mg (OH)2
Ca(OH)2
Sílice
EDTA
EDTA
EDTA
HCL con agentes secuestrante, reductor de pH y
surfactantes
HCL con agentes secuestrante, reductor de pH y
surfactantes
HCL + EDTA
H2O o HCL del 1 al 3% y surfactantes
HCL y surfactante
HCL y surfactante
HCL-HF y surfactante
Depósitos orgánicos Solventes aromáticos con o sin solventes mutuos y surfactantes
214
TIPO DE DAÑO FLUIDO DE ESTIMULACION MATRICIAL RECOMENDADO
Mezclas de depósitos
orgánicos e inorgánicos
Solventes dispersos en ácidos y surfactantes
Invasión de sólidos arcillas y
finos
En rocas silícicas
Migración de finos
T < 300ºF: Ácido fluobórico
T < 300ºF: Solución no ácida con estabilizadores y floculantes
Invasión de sólidos arcillas y
finos
En rocas silícicas
Invasión de sólidos
T< 300ºF
- Solubilidad en HCL< 20%: HCL con suspensores o ácido
fluobórico. En pozos de gas incluir alcoholes
- Solubilidad en HCL>20%: HCL con agentes de suspensión y
estabilizadores.
T> 300ºF
- Para K< 250mD: Solución no ácido con estabilizadores
- Para K> 250mD: Solución no ácido con suspensores y
dispersantes
En rocas calcáreas
T< 300ºF
- En general HCL del 15 al 28% con aditivos necesarios.
- En dolomía HCL < 20%
- En pozos de gas HCL con alcohol.
- Con alto contenido de Fe, HCL con ácido orgánico.
T> 300ºF
- En general ácidos orgánicos con aditivos necesarios (para altas
temperaturas acético, para bajas fórmico)
215
2.9. Estudios de laboratorio para él diseño de una estimulación matricial
Un estudio completo de laboratorio requiere de núcleos de la formación por
estimular, muestras de fluidos contenidos en la misma y/o muestras de material dañino
(depósitos orgánicos e inorgánicos) y la información del pozo y del yacimiento.
Las diferentes pruebas a las que se someten las muestras, permiten obtener
información necesaria y suficiente para diseñar y optimizar una estimulación matricial. A
través de los estudios de laboratorio es posible identificar el daño, caracterizar la roca,
analizar los fluidos de la formación y finalmente, seleccionar el fluido de estimulación
óptimo, incluyendo los aditivos necesarios.
Varios análisis deben realizarse con las muestras disponibles para obtener la
información necesaria que permita la selección del fluido y el diseño de la estimulación.
Estos análisis son los siguientes:
2.9.1. Análisis de núcleos
La disponibilidad de muestras de la formación permitirá realizar los siguientes
estudios:
- Análisis petrográficos.
- Análisis petrofísicos.
- Análisis químicos.
- Pruebas de flujo
2.9.1.1. Análisis petrográficos
El conocimiento de la petrografía de la roca es esencial para comprender la
respuesta de la misma a diferentes fluidos. La interacción de la roca y un fluido depende
de los minerales que reaccionan con el fluido y de la posición relativa de estos
minerales en el camino que toma el fluido. Los análisis petrográficos son:
216
Análisis por difracción de rayos X
La difracción de los rayos X es usada para identificar en forma cualitativa y
semicuantitativa los minerales cristalinos que componen la roca. La difracción de los
rayos X está basada en la irradiación de una muestra; los rayos X son difractados
dependiendo de las características de los componentes presentes. Midiendo los
ángulos y la intensidad de la difracción de los rayos X, por comparación con espectros
patrones, se determina el tipo y cantidad de los minerales cristalinos contenidos en la
muestra. El procedimiento consiste en pulverizar la roca colocándola en un porta
muestra especial. La muestra se bombardea con rayos X y la difracción se detecta en
un registro continuo que proporciona un espectro, el cual es comparado con los
espectros patrones.
Análisis al microscopio electrónico
A través de este análisis se obtiene la distribución morfológica de los minerales
contenidos en la roca, así como el tamaño y morfología de los poros. Este microscopio
también es utilizado para determinar el efecto que producen los fluidos de tratamiento
en la formación
El microscopio electrónico permite la amplificación de imágenes tridimensionales
hasta de 80.000 veces su tamaño, pudiendo identificar partículas de diámetro hasta de
0.000005 mm. Adicionalmente es posible tomar fotografías de estas imágenes.
Conectado al microscopio electrónico se puede utilizar un equipo de análisis de
rayos X con energía dispersiva, el cual permite tener información adicional sobre los
elementos químicos bajo observación. La identificación de las arcillas y su acomodo es
uno de los más importantes usos de este equipo. El microscopio electrónico utiliza una
muestra de 1/4 de pulgada de diámetro, la cual se recubre con una capa fina de oro y
se bombardea con electrones. La emisión de electrones es capaz de formar una imagen
visual que se complementa con la emisión de rayos X para la identificación de los
elementos que componen la muestra.
217
Análisis al microscopio petrográfico
La observación de una muestra en este microscopio determina el grado de
homogeneidad de la misma. El análisis a través de una sección delgada, generalmente
cortada perpendicularmente a los planos de estratificación, también es usado para
cuantificar los minerales en la roca, localizar los poros y su morfología, definir el mineral
cementante y las arcillas y su distribución. Para este análisis al microscopio
petrográfico, una muestra de roca es impregnada con una resina llenando la porosidad
interconectada. Una lamina delgada se corta y pule, la cual se observa usando luz
polarizada. La luz polarizada es utilizada debido a que los minerales tienen propiedades
individuales ópticas, lo cual permite la identificación de los mismos, así como su
acomodo en los poros, a su vez identificados por la resina.
2.9.1.2. Análisis petrofísicos
Estos análisis consisten principalmente en la determinación de la porosidad y
permeabilidad de la muestra.
Porosidad
La porosidad es la relación del volumen vacio al volumen total de la roca, por lo
tanto es una medida de la cantidad de espacios ocupados por los fluidos en el
yacimiento. La porosidad puede ser efectiva refiriéndose al volumen de los poros
interconectados, y residual en lo concerniente al volumen de poros no comunicados.
Generalmente la porosidad determinada en un laboratorio es la porosidad
efectiva y para ello se utiliza una celda de volumen constante en la cual se mide con
nitrógeno presurizado el volumen del mismo, con y sin un núcleo, utilizando la Ley de
Boyle.
La porosidad total puede obtenerse de la medida del volumen de la muestra por
el desplazamiento de mercurio en un picnómetro y la densidad de la matriz.
218
Permeabilidad
La permeabilidad es la medida del medio poroso para permitir el flujo de fluidos,
siendo un parámetro importante en el diseño de la estimulación. Formaciones con
permeabilidades muy bajas, no serán candidatos para estimulaciones matriciales.
Para medir la permeabilidad se utiliza un permeámetro. Un núcleo de
dimensiones conocidas se coloca en el porta muestra y haciendo pasar a través del
núcleo un fluido inerte se determina la permeabilidad aplicando la Ley de Darcy. Para
ello deberán medirse las presiones, temperatura y gasto del fluido.
En la medición de la porosidad y la permeabilidad, deben tomarse en cuenta las
condiciones del subsuelo, sobre todo en lo concerniente a los esfuerzos a los que está
sometida la muestra. También la selección de las muestras es importante sobre todo
cuando los medios son muy heterogéneos o cuando exhiben planos de estratificación.
2.9.1.3. Análisis químicos
Las pruebas correspondientes incluyen las determinaciones de la solubilidad,
esta permite decidir en primera instancia, el tipo de fluido recomendable para una
estimulación matricial reactiva. La solubilidad depende de la mineralogía de la roca,
siendo la suma de las solubilidades de cada mineral que la compone.
La solubilidad en HCL, normalmente se utiliza como una aproximación al
contenido de carbonates en la roca. Así también, la diferencia entre las solubilidades de
la muestra en HF-HCL y HCL, se toma como una indicación del contenido de arcillas y
otros finos silícicos. Estas apreciaciones deben tomarse con reserva, siendo confiables
siempre y cuando se correlacionen con los análisis petrográficos. También es
conveniente señalar que en lo general la solubilidad determinada en el laboratorio
diferirá de la solubilidad que muestra la formación durante una acidificación. Las
diferencias serán función de la estructura de la roca y de la distribución que guarde
cada mineral en la misma.
La prueba de solubilidad en ácido se efectúa a través de métodos gravimétricos.
Una muestra de la roca se muele hasta que las partículas pasan una malla 10. Se pesa
219
la muestra y se coloca en un vaso cerrado, conteniendo acido en exceso (ya sea HCL al
15% o HCL 12%-HF3%). Después de una hora a 150°F, se filtra el residuo, se seca y
se pesa para obtener por diferencia el porcentaje de muestra disuelta.
Al ácido gastado de la prueba de solubilidad se le determina el contenido de
fierro, con la finalidad de considerar la necesidad de usar un agente para controlar la
precipitación secundaria del mismo. El tipo de aditivo y su concentración, dependerá de
la cantidad de fierro determinada en esta prueba.
El procedimiento se basa en la utilización de un espectrofotómetro de absorción
atómica, y consiste en disolver una muestra de la formación en acido clorhídrico y
filtrarla. Los precipitados sólidos de fierro quedaran retenidos en el filtro y se mezclan
con un indicador. Esta mezcla se analiza usando el espectrofotómetro, midiéndose la
cantidad de radiaciones absorbidas por los átomos de la muestra, las cuales son
proporcionales a la concentración de sus componentes.
2.9.1.4. Pruebas de flujo
Este tipo de pruebas reviste gran importancia, dado que a través de ellas es
posible determinar el tipo de daño que diferentes fluidos que han estado en contacto
con la formación de interés, puede haber propiciado durante las operaciones previas en
el pozo. Asimismo también a través de estas pruebas es posible seleccionar el tipo de
fluidos de estimulación apropiado para la remoción de un daño.
Los procedimientos, materiales y equipos para estas pruebas, pueden ser los
señalados en el API-RP-42, sin embargo, es conveniente para una mejor selección de
los fluidos de tratamiento, que el equipo utilizado permita simular condiciones de pozo.
Esto implica tener un equipo sofisticado para realizar pruebas de flujo a altas presión y
temperatura, simulando condiciones del yacimiento y desplazamiento de fluidos, y
condiciones de inyección y producción,
Un equipo de las características anteriores permitirá el estudio de los fluidos de
estimulación, determinando los efectos reales de la interacción entre estos y la
formación, tales como la disolución de la roca, la migración e hinchamiento de, arcillas y
finos, precipitaciones secundarias, etc. Las pruebas de flujo se pueden complementar
220
con estudios al microscopio de las condiciones del núcleo antes y después de la
prueba.
El efecto que causa cualquier fluido en el núcleo de prueba, es determinado a
través de la medición de permeabilidad. Los efectos de la inyección secuencial de
diferentes fluidos de estimulación, pueden evaluarse midiendo las presiones
diferenciales y el gasto a través del núcleo y aplicando la ecuación de Darcy para
obtener la permeabilidad.
En el caso de formaciones silícicas tratadas con acido fluorhídrico, se puede
obtener una curva de respuesta al ácido que define la evolución de la permeabilidad
con el volumen de fluido inyectado. Esta prueba constituye la metodología principal de
selección del fluido de estimulación para formaciones de arenisca.
2.9.2. Análisis de fluidos
El análisis tanto del crudo como del agua de formación coadyuvara en la
determinación del tipo de daño que probablemente afecte la formación.
El contenido de parafinas y asfáltenos en el crudo permitirá estimar la posibilidad
de daño debido a depósitos orgánicos. Asimismo el análisis de la salmuera de la
formación puede usarse para predecir las tendencias a formar incrustaciones de sales o
a causar acciones corrosivas en las tuberías del pozo.
Tanto con el agua como con el crudo de la formación, deberán realizarse
pruebas de laboratorio para determinar la incompatibilidad de estos fluidos con fluidos
extraños a la formación. En esta forma, podrán evitarse posibles daños a la formación
por invasión de fluidos; así como también podrá determinarse el daño más probable que
presenta una formación y así seleccionar el fluido apropiado para su remoción.
Las principales ventajas de analizar en laboratorio el comportamiento de los
fluidos de la formación con los fluidos de estimulación, son: evitar cualquier daño
potencial que pudiera presentarse, seleccionar el tipo y concentración de aditivos
requeridos y asegurar la remoción de los fluidos de estimulación para dejar en
condiciones óptimas la formación.Para realizar estos análisis se pueden utilizar los
procedimientos establecidos por el API y la ASTM.
221
2.10. Técnicas y diseños de estimulación matricial reactiva
La estimulación matricial reactiva o acidificación matricial, normalmente se utiliza
bajo las tres técnicas siguientes:
- Tratamientos de limpieza.
- Acidificación matricial en areniscas.
- Acidificación matricial en rocas calcáreas.
2.10.1. Tratamientos de limpieza
Las causas de la baja o nula productividad inicial de los pozos, se debe en lo
general, por una parte al obturamiento en y alrededor de los túneles de las
perforaciones y por otra al daño verdadero a la formación ocasionado en las
operaciones previas. Obviamente estas obstrucciones deben eliminarse para que el
pozo se manifieste a su potencial natural.
En pozos en explotación también puede presentarse una baja productividad por
obturaciones de las perforaciones, en las tuberías del pozo o daños a la formación.
El objetivo básico de los tratamientos de limpieza es eliminar las obstrucciones
presentes en el pozo y en las perforaciones, y remover el daño en la vecindad
inmediata a la pared del pozo.
Esta técnica es obligada en la mayoría de los pozos a su terminación e involucra
la utilización de pequeños volúmenes de ácido, inyectados a la formación en régimen
matricial.
El fluido de tratamiento con propósitos de limpieza es usualmente el ácido
clorhídrico entre el 5 y 15% en peso, independientemente del tipo de formación. La
acción corrosiva del acido debe ser inhibida adecuadamente con inhibidores de
corrosión. El uso de surfactantes adecuados permitirá la dispersión de los sólidos
insolubles para facilitar su remoción y prevendrá la generación de daños adicionales a
la formación.
222
En los casos de alta temperatura, cuando se tienen aleaciones especiales en los
accesorios del pozo o cuando es necesario dejar el ácido en el pozo por periodos largos
de tiempo, deben emplearse los ácidos orgánicos.
Para efectuar un tratamiento de limpieza, es necesario diseñarlo. El diseño
consiste en el siguiente procedimiento:
2.10.1.1. Sistema de estimulación
Previa evaluación del daño, se determinara el sistema de estimulación a través
de pruebas de laboratorio. Si no se tiene información sobre el tipo de daño, es
recomendable utilizar ácido clorhídrico del 5 al 10% debidamente inhibido y con una
concentración del orden del 1 al 3 % en volumen de un surfactante de propósito
general.
2.10.1.2. Presión y gastos máximos de inyección
Deberán determínate las condiciones máximas de presión y gasto que permitan
asegurar la inyección del fluido de tratamiento en régimen matricial. Para obtener estos
valores, es siempre recomendable realizar en el pozo una prueba previa de admisión o
inyectividad. Si por alguna circunstancia no se tienen los resultados de la prueba al
momento de elaborar el diseño, el gasto y la presión máxima de inyección, se pueden
estimar mediante otro de los procedimientos existente.
2.10.1.3. Volumen
El volumen del sistema de estimulación, depende de la longitud del intervalo
perforado y de una penetración no mayor de tres pies en la formación. En los casos de
intervalos de gran longitud mayores de 50 pies, es necesario asegurar que el sistema
de estimulación acepte la mayor parte del intervalo perforado. Los más probable es que
223
solo una pequeña parte del intervalo admita el fluido, actuando como zona ladrona de
todo el volumen Para evitar esto y propiciar que la mayor parte de las perforaciones y
en consecuencia la mayor parte de la zona pro-ductora, sea uniformemente estimulada,
es recomendable dividir el volumen de la solución de estimulación e inyectarlo en varias
etapas.
El procedimiento consiste en dividir el intervalo perforado en longitudes no
mayores de 50 pies, estimando el volumen de fluido de tratamiento para cada
subdivisión de intervalo de acuerdo con la ecuación:
225,23wxf rrhfV
(2-10)
De acuerdo con experiencia de campo es recomendable que el volumen
calculado este entre 20 y 50 gal/pie. En caso de que no esté entre estos límites,
deberán considerarse los mismos.
La inyección del volumen del fluido para todo el intervalo debe ser continua, sola
que al final de cada etapa se requiere la aplicación de alguna técnica de desviación del
fluido.
Existen dos técnicas para asegurar la desviación y colocación uniforme del fluido.
La primera es de tipo mecánico y se emplean bolas selladoras. Estas bolas son esferas
de diámetro mayor al diámetro de las perforaciones y sellaran las mismas en el interior
de la tubería de revestimiento. Se adicionan en la superficie a la corriente del fluido de
estimulación durante su bombeo, siendo transportadas hasta las perforaciones,
sellando aquellas que estén aceptando el fluido. Para utilizar esta técnica es necesario
suficiente gasto de inyección que permita una presión diferencial a través de la
perforación para mantener las bolas selladoras obturando.
La otra técnica, más recomendable que la anterior, consiste en la utilización de
agentes desviadores. Estos son partículas solidas que crean un puenteamiento y un
enjarre en las zonas más permeables por donde esta aceptándose el fluido, con la
consecuente desviación del mismo a zonas menos permeables. Los agentes
desviadores se adicionan en la superficie en la parte final del volumen de cada etapa.
224
2.10.1.4. Incremento de productividad
De ser posible, es conveniente estimar la respuesta del pozo a la estimulación.
Un procedimiento para esta estimación se estableció mediante la siguiente ecuación:
wexe
we
o
x
rrLnkx
krrLn
rrLn
J
J
//
/
(2-11)
2.10.1.5. Programa de la estimulación.
En este programa deben consignarse los antecedentes del pozo, su estado
mecánico y datos adicionales que ayuden al ingeniero de campo durante la operación.
El programa también incluirá todas las acciones que se deben tomar para la realización
de la estimulación, incluyendo la planeación y las actividades a realizar antes, durante y
después de la estimulación.
En el caso de la estimulación matricial de limpieza, la apertura del pozo, es decir,
su inducción a producción, debe ser inmediatamente después de terminada la
operación.
2.10.2. Acidificación en areniscas
Las areniscas son rocas sedimentarias que están compuestas principalmente de
cuarzo (mayoritario) feldespato, arcillas (caolinita, ilita, montmorilonita, clorita), óxidos
de hierro, sílice amorfa y carbonatos como cemento.
Los objetivos principales de este tipo de estimulación son: eliminar el daño de la
formación alrededor del pozo, debido principalmente a la invasión de partículas solidas,
y al hinchamiento, dispersión, migración o floculación de las arcillas, e incrementar la
permeabilidad natural de la formación en la zona vecina al pozo.
225
En el caso de que un pozo se encuentre dañado, la respuesta del pozo a la
acidificación matricial generalmente es muy buena, y en algunos casos sorprendente
dependiendo de la magnitud del daño. Sin embargo, si la formación a estimular con esta
técnica no está dañada, se puede esperar una respuesta con un incremento máximo de
producción de 1.3 veces. Este incremento en general no es suficiente para justificar
económicamente la estimulación, sin embargo, se justificaría en el caso de pozos de
alta productividad.
En este tipo de estimulación se utiliza comúnmente la mezcla HCL-HF, siendo el
acido fluorhídrico el que reacciona con el material silícico. En formaciones con alta
temperatura, también pueden utilizarse mezclas HF-ácidos orgánicos. Asimismo, es
recomendable la utilización de técnicas especiales para producir HF, como el uso de
acido fluobórico.
Dadas las características de reacción del HF, estos tratamientos están limitados
a penetraciones del orden de 1 a 3 pies de la pared del pozo.
Además de reaccionar el HF con los compuestos de sílice, también reaccionara
con los carbonatos y con la salmuera de la formación. Por presentarse estas reacciones
indeseables, este tipo de técnica de acidificación consiste de la inyección de cuando
menos tres tipos de fluidos: un fluido de prelavado, el fluido de estimulación y un fluido
de desplazamiento.
La técnica de colocación ver figura anexa, consiste en el bombeo inicial de un
fluido de prelavado que tiene como objetivo eliminar de la zona en que entrara el HF, el
agua de la formación y el material calcáreo. A continuación bombear el acido
fluorhídrico que disolverá el material silícico que daña o compone la roca y finalmente
bombear un fluido que desplazara dentro de formación, fuera de zona critica (vecindad
del pozo), los posibles productos dañinos de reacción y dejara acondicionada la zona
critica para facilitar la remoción de fluidos.
226
Figura 18. Técnica de estimulación matricial reactiva en arenisca.
2.10.2.1. Fluido de prelavado
El objetivo de la inyección de este fluido, es crear una barrera física entre el HF y
el agua de la formación, previniendo principalmente la precipitación de fluosilicatos y
fluoaluminatos de sodio y de potasio. En el caso de que la formación contenga
carbonatos, este mismo fluido deberá disolverlos para evitar la reacción del HF con
estos compuestos.
Estos objetivos son alcanzados por un prelavado de ácido clorhídrico o ácidos
orgánicos. El volumen de prelavado dependerá del contenido del material calcáreo y del
desplazamiento del agua congénita de la vecindad del pozo. Dado que el acido
fluorhídrico vivo penetra entre 1 y 3 pies del pozo para la mayoría de las areniscas, será
suficiente eliminar la salmuera y el material calcáreo de esta zona.
La siguiente ecuación, permite calcular el volumen requerido para desplazar los
fluidos de la formación hasta una distancia radial rx, pudiendo seleccionarse una
penetración de tres pies.
wrxrhfV f
225,23
(2-12)
Por otro lado el volumen requerido de ácido para disolver el material soluble en
HCL dentro de una distancia rx esta dado por:
227
2215,23 rwrxhfXV
HCL
HCL
(2-13)
Donde:
VHCL: Volumen requerido (gal).
XHCL: Fracción en peso del material soluble en HCI.
ß: Poder de disolución del acido.
Los cálculos anteriores deben ajustarse a reglas deducidas de la experiencia de
campo. En la mayoría de este tipo de estimulaciones se utiliza como fluido HCL entre el
5 y 15%, en un volumen entre 50 y 100 gal/pie, dependiendo del contenido de
carbonatos.
2.10.2.2. Fluido de estimulación
El fluido más comúnmente usado, es la mezcla HF-HCL a concentraciones de
3% - 12%. Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formulada con los aditivos
requeridos de acuerdo con pruebas de laboratorio. Otras concentraciones de esta
mezcla pueden usarse para prevenir precipitaciones secundarias. El HCI de esta
mezcla permite mantener un bajo pH evitando la precipitación de CaF2, ALF3 y otros
productos de reacción compleja. El volumen requerido del fluido de tratamiento, por
estadística, varía entre 125 y 200 gal/pie.
Existen varios métodos de simulación matemática que permiten determinar el
volumen óptimo de acuerdo con los minerales de la formación y su distribución. En
general, pocas veces son conocidos los datos requeridos para aplicar estos modelos,
por lo que en este manual se presenta un procedimiento alterno basado en
experimentos de laboratorio, y que requiere de solo la temperatura de la formación, el
gasto de inyección, el contenido de silicatos (arcillas), y el radio del pozo. El
procedimiento hace uso de las graficas siguientes. Consiste en obtener la penetración
del sistema de ácido vivo en un empaque de arena limpia. Corregir esta penetración por
228
el gasto de inyección y por contenido de silicatos, respectivamente. Finalmente obtener
el volumen del fluido de estimulación con la figura posterior.
Figura 19. Penetración del ácido HF en arena limpia (Halliburton)
Figura 20. Efecto del gasto de inyección en la penetración del acido HF (Halliburton)
229
Figura 21. Efectos del contenido de silicatos en la penetración del acido HF
(Halliburton)
Figura 22. Volumen unitario del fluido de estimulación HF (Halliburton)
2.10.2.3. Fluido de desplazamiento
230
Los propósitos de este fluido son: desplazar los precipitados dañinos de la
vecindad del pozo, asegurar la reacción total del HF y facilitar la remoción de los
productos de reacción.
Un radio de penetración de 4 pies usualmente es suficiente. El volumen puede
estimarse de la ecuación 2-10 debiendo estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces el volumen
del fluido de estimulación, estos volúmenes estadísticamente han sido adecuados. Los
fluidos apropiados de desplazamiento son: cloruro de amonio, acido clorhídrico (5% a
10%) y fluidos oleosos. Para pozos de gas, el nitrógeno puede considerarse. La adición
de solventes mutuos en estos fluidos (entre 2 y 50% en volumen y en la mayoría de los
casos el 10%) ha demostrado mejorar significativamente los resultados de la
acidificación matricial en areniscas.
Como en el caso de los tratamientos de limpieza, en este tipo de estimulación
también se requiere el control de la colocación de los fluidos de estimulación para
conseguir una estimulación uniforme en intervalos grandes. El procedimiento más
común consiste en dividir el tratamiento en etapas, inyectando el fluido de prelavado, el
de estimulación y el de desplazamiento de cada etapa, utilizando en este último, bolas
selladoras o agentes desviadores y continuando con la siguiente etapa consistente de la
inyección de los tres tipos de fluidos.
El volumen total de fluido usado en cada etapa, dependerá del número de
etapas; esto es debido a que el primer fluido bombeado entrara a la zona más per-
meable y menos dañada, por lo que requerirá un menor volumen de fluido de
estimulación. La mayor parte del volumen total deberá utilizarse en las etapas
subsecuentes, dado que serán las zonas de menor permeabilidad o más dañadas y por
tanto requerirán mayor volumen. Por ejemplo, si el intervalo debe tratarse en dos
etapas, es recomendable utilizar en la primera el 30 % del volumen total de acido y el
resto en la segunda. En el caso de tres etapas podría utilizarse el 15% del volumen total
en la primera, el 35% en la segunda y el 50% en la tercera.
231
2.10.3. Reacciones de acidificación de las areniscas
Cuando las formaciones de areniscas son tratadas con HF y HCL, se producen
tres grupos de reacciones. Cerca del pozo, la reacción primaria de los ácidos con los
minerales forma fluoruro de aluminio y fluoruro silíceo. Estas reacciones disuelven
rápidamente los minerales y no producen precipitados. A mayor distancia del pozo,
estos productos primarios experimentan reacciones secundarias más lentas para formar
gel de sílice que puede precipitarse. Finalmente, un poco más lejos de la zona de
inyección, puede producirse una serie de reacciones terciarias, formando un precipitado
adicional de gel de sílice. La cinética de las reacciones de precipitación secundaria y
terciaria se vuelve exponencialmente más rápida a temperaturas más elevadas y
pueden hacer que fallen los tratamientos de acidificación de las areniscas.
Figura 23. Reacciones de acidificación de las areniscas
232
2.11. Acidificación con quelantes
Otro de los sistemas de tratamiento para evitar la precipitación de gel de sílice
hidratado en las formaciones, es el uso de agentes quelantes tales como acido
etilendiaminotetraacético (EDTA) o hidroxyaminopolicarboxylico (HAGA), junto a
concentraciones bajas de acido fluorhídrico (HF). Estos y otros agentes quelantes se
utilizan con frecuencia para controlar las reacciones indeseables de iones de metales
Frenier (2000).
Los agentes quelantes se añaden con frecuencia a los sistemas de estimulación
ácidos para prevenir la precipitación de los sólidos con el acido gasto en la formación
que se está tratando. Entre estos precipitados se incluyen el hidróxido y sulfuro de
hierro. Además los agentes quelantes se incluyen como componentes en muchos de los
tratamientos para la eliminación de escamas Frenier (2001). Usualmente se utilizan dos
tipos de agentes quelantes: Ácidos policarboxilicos (incluyendo los ácidos
polyaminopolycarboxilico) y fosfonatos. Formulaciones a base de agentes quelantes
como elilendiaminotetraacetico (EDTA) se han utilizado ampliamente para controlar la
precipitación de hierro y para eliminar las escamas en la estimulación matricial de
carbonatos Frenier (2000, 2001).
Los agentes quelantes se utilizan como una alternativa al uso de acido clorhídrico
HCL en la acidificación de la matriz en formaciones de carbonatos a altas temperaturas
Fredd y Fogler (1998). El objetivo de un tratamiento de acidificación de la matriz en
carbonatos es la creación de agujeros de gusano que aumentan la permeabilidad de la
matriz en la zona cercana al pozo. Al ajustar el caudal y el pH para una reacción
retardada del fluido (EDTA), es posible lograr al máximo la formación de agujeros de
gusanos con una mínima cantidad de disolventes Hussen (2002).
A altas temperaturas, la tendencia es a una reacción rápida, en los ácidos
orgánicos e inorgánicos en la cara de la formación. Un aumento en los volúmenes del
sistema ácido dará con ocasión aumento del volumen de poros; para lograr el mismo
grado de estimulación.
233
Figura 24. Eficiencia del acido vs el caudal de la bomba a 350 º F
Sin embargo, la presencia de numerosos e diferentes minerales en las
formaciones de areniscas hace que los trabajos de acidificación sea mucho más reto
que en las formaciones de carbonatos. Esto es debido principalmente a la presencia de
variables cantidades de aluminosilicatos (arcillas) aluminosilicatos alcalinos
(feldespatos, zeolitas), carbonatos y hierro (hemetita y pirita) con mayor frecuencia en la
matriz de la formación. El mayor reto es controlar la velocidad de reacción y productos
de la reacción de los aluminosilicatos que reaccionan muy rápidamente y es cada vez
más inestable con el aumento de la temperatura. Por encima de 300ºF (149ºC) todas
las arcillas son inestables en HCL Gdanski y Schuchart (1998).
Tabla 5. Inestabilidad de los aluminosilicatos
ALUMINOSILICATOS TEMPERATURA DE
INESTABILIDAD EN ºF
Zeolita 75
Clorita 150
Illita 190
Montmorillonita 200
Caolinita 250
234
2.12. Sistemas convencionales
2.12.1. Regular mud acid (RMA) < 200◦F
Mezcla acida conocida con ese nombre ya que fueron desarrollados
originalmente para tratar el daño de los lodos de perforación. Mud ácido también es
llamado ácido fluorhídrico/ clorhídrico, porque resulta de la mezcla de ácido fluorhídrico
[HF] y ácido clorhídrico [HCl], utilizado como fluido principal de un tratamiento de
acidificación matricial de arenisca.
2.12.2. Organic mud acid (OMA) > 200◦F
En un tipo de fluido orgánico, tales como el ácido acético o fórmico, que se utiliza
en tratamientos de estimulación de pozos de petróleo y/o gas. El uso de la inhibición de
ácido clorhídrico a temperaturas elevadas se limita a los tiempos de exposición
relativamente corto debido al riesgo de un aumento de la corrosión.
Ácidos orgánicos inhibidos son mucho menos reactivos que los metales como
HCl o mezclas de HCl y HF. Por esta razón, los ácidos orgánicos son de uso general
con éxito a temperaturas elevadas o en pozos profundos a los cuales se expone la
tubería de completación a tiempos largos de contacto entre el ácido y el acero, por
ejemplo, durante la perforación. Los ácidos orgánicos también se utilizan para proteger
las aleaciones exóticas, como el aluminio o partes cromadas.
La mejor selección para remover daño por arcillas en pozos calientes y profundos
con yacimientos en areniscas es la de 6% de ácido fórmico y 1.5% de HF.
En la estimulación de areniscas existen tres etapas básicas de bombeo:
1. Precolchón
2. Fluido de tratamiento
3. Fluido de desplazamiento
El precolchón siempre se bombea por delante del HF, proporciona un barrido
entre la mezcla del ácido vivo y gastado y los fluidos de la formación, este barrido
reduce la posibilidad de formar fluosilicatos y fluoaluminatos de potasio. En el caso de
235
usar HCL como precolchón este removerá el CaCO3 y evitará su reacción con el HF.
Los más comunes (básicamente son los mismos para el desplazamiento):
- Ácido Clorhídrico (HCL)
- Cloruro de Amonio ( NH4Cl)
- Diesel
- Kerosina
- Aceite
Estos se seleccionan en función de la temperatura y de la composición
mineralógica de la roca. La figura siguiente nos muestra el comportamiento de los
diferentes precolchones en función de ambas variables, esta puede ser utilizada en la
selección del precolchón.
Figura 25. Selección del precolchón en función de la temperatura
y la mineralogía de la formación
El fluido de tratamiento removerá el daño por arcillas, para completar esto, el
sistema ácido deberá contener iones de fluoruro. Los surfactantes en un fluido de
tratamiento para un yacimiento de areniscas deben ser de tipo no iónico - aniónico y/o
236
aniónico. La siguiente figura nos muestra el comportamiento de los diferentes sistemas
en función de la Temperatura y la mineralogía, esta puede ser utilizada en la selección
del fluido de tratamiento
Figura 26. Selección del fluido de tratamiento en función de la temperatura y la mineralogía de la formación.
La figura anterior muestra el comportamiento de las diferentes concentraciones
del ácido Fluorhídrico con respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo.
Cuando el HF es bombeado a la formación, la permeabilidad y el gasto de
bombeo a menudo disminuyen o se incrementa la presión de bombeo. Así, con 3 y 6%
de HF, cuando se remueve el daño, finalmente la permeabilidad se incrementará.
El decremento inicial es mayor con sistemas más fuertes de HF. En ocasiones
como se observa en los datos de HF al 9% el daño es completo y el núcleo queda
totalmente taponado, lo mismo ocurre con algunos núcleos cuando se utiliza HF al 6%;
para reducir esa posibilidad la mayor parte de los operadores utilizan HF al 3% en la
mayoría de los tratamientos. La habilidad del HF para remover el daño en arcillas se
genera en una distancia de 2 pies en la vecindad del pozo, mayor se vuelve
económicamente incosteable.
237
La siguiente figura muestra el comportamiento de las diferentes concentraciones
del ácido Fluorhídrico con respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo.
Figura 27. Comportamiento de diferentes concentraciones de HF – HCL con respecto
a la permeabilidad relativa de un núcleo
El fluido desplazante se utiliza para desplazar el HF, asegura que la mayoría del
HF reaccione en la formación y contribuirá a los resultados del tratamiento. El cloruro de
amonio es el más común y es una de las pocas sales que no precipitará con el HF o
con el HF gastado, el diesel se utiliza también en pozos de aceite. Ya que el HF
reacciona muy rápidamente, no se recomienda un largo período de cierre, debe
empezar a regresarse los fluidos tan pronto como con formaciones de baja
permeabilidad.
Una vez que se han bombeado los fluidos hacia la formación, cumpliendo con las
etapas del tratamiento finalmente se bombea un fluido desplazador compatible con el
sistema y cuyo volumen será igual al volumen de las tuberías hasta la base del intervalo
a disparar.
En el caso de la estimulación matricial en areniscas, la apertura del pozo debe
ser lo más rápido posible.
238
2.12.3. Limitaciones de los sistemas convencionales
- El empleo de ácidos minerales convencionales tales como HCL y el HF a
temperaturas más elevadas (Superiores a 93 ºC o 200ºF) conducen a
velocidades de reacción demasiado rápidas, lo que hace que el acido se
consuma demasiado temprano, reduciendo su efectividad causando otros
problemas.
- Las técnicas convencionales de acidificación de areniscas habitualmente
implican muchos pasos para el tratamiento con fluidos, lo que incremental el
potencial de error.
2.13. Onestep (Quelante + Bifluoruro Amonio) 200 a 375 ºF
Es un sistema de fluido simplificado para estimular areniscas a temperaturas
elevadas (200-375°F) con un total de carbonato y arcillas mayores al 5%. El sistema
onestep posee la característica de ser bombeado en una única etapa, diferenciándose
de sus antecesores sistemas de acidificación que requerían diferentes etapas o tren de
flujo, pre flujo, tratamiento principal y post flujo.
Al tener un pH de aproximadamente de 5.5, aparte de las ventajas técnicas,
contribuye al ambiente, la seguridad y la salud, factor de gran importancia al realizar el
trabajo operativo. Al compararlo con los tratamientos convencionales en los que se usa
HF, Onestep posee las siguientes ventajas:
- No existe un sinnúmero de pre flujo, tratamiento principal y post flujo, sino que
solo va a existir un único conjunto de estos.
- Remueve el daño causado por los fluidos de perforación, las arcillas, los
carbonatos y otros aluminosilicatos.
- Estimula los yacimientos de areniscas de una manera homogénea con un menor
riesgo de que la roca se desintegre y cree mayores inconvenientes.
239
- Previene la formación de daños causados por las precipitaciones de salmueras
en las completaciones y en los workovers.
- Mitiga el riesgo de que existan precipitaciones de: Fluoruro de calcio, fuentes
secundarias y terciarias, minerales de bajo pH (Ejemplo: Clorita y zeolita).
- Reduce las emulsiones acidas.
- Reduce la tendencia de formar lodos con el crudo.
- Reduce la corrosión en la tubería y en los equipos.
- Reducción de costos porque se necesita menos tiempo y equipo.
Tabla 6. Recomendaciones para la aplicación del sistema de tratamiento onestep
% DE ARCILLA
Y CARBONATO
FACTORES A
CONSIDERAR
DAÑOS TRATABLES POR
ONESTEP
>5% Temperatura Escalas (ej. calcita, siderita, etc.)
Mineralogía Arcillas hinchadas.
Permeabilidad Migración de arcillas
Porosidad Daños por fluido de perforación
Caudal de bombeo
Volumen del fluido
Composición del fluido
Además de estas recomendaciones, se deben considerar otros factores de los
cuales también va a depender la efectividad del tratamiento, y su respectiva
acidificación. Tomando en cuenta los factores anteriores los porcentajes en la
mezcla deben variar de acuerdo con lo detallado en las siguientes tablas.
240
Tabla 7. Dosificación del sistema de tratamiento onestep,
TEMPERATURAS ENTRE 200 A 275°F
CONTENIDO DE
ARCILLA (%)
<10%
>10%
CONTENIDO DE
CARBONATO (%)
<5
5-10
10-15
>15
<5
5-10
10-15
>15
CANTIDAD DE
V800 (%)
30
40
50
50
40
50
60
50
CANTIDAD DE
Y001 (%)
1
1
1
0.7
1
1
0.7
0.4
TEMPERATURAS ENTRE 275 A 375°F
CONTENIDO DE
ARCILLA (%)
<10%
>10%
CONTENIDO DE
CARBONATO (%)
<5
5-10
10-15
>15
<5
5-10
10-15
>15
CANTIDAD DE
V800 (%)
30
40
50
50
40
50
60
50
CANTIDAD DE
Y001 (%)
1
0.8
0.6
0.4
1
0.7
0.5
0.3
2.13.1. Aplicaciones
- Pozos de crudo, gas e inyectores de agua.
- Formaciones de areniscas.
- Temperaturas de fondo de 200-375 °F (95-190 °C).
- Formación con mineralogía compleja (arcillas / carbonatos)
- Daño por lodo de perforación.
- Pozos con crudos con tendencias a emulsiones.
- Completaciones sensibles a la corrosión.
241
2.13.2. Optimización del volumen del tratamiento haciendo uso del software
virtual lab
Virtual Lab es un simulador para acidificaciones en areniscas. Dentro de los
procesos de optimización que posee esta herramienta también se encuentra incluida
la mejora del tratamiento onestep, cuyo procedimiento se describe en la siguiente
figura.
Figura 28. Diagrama de flujo de virtual lab para optimizar tratamientos de acidificación a areniscas
2.13.3. Inhibidores de corrosión
El inhibidor de corrosión recomendado para este tipo de tratamiento cuando se
use tubería N80 o tubería de coiled tubing es el inhibidor A272. Su concentración y
tiempo de protección se ilustran en la Tabla siguiente:
INGRESO 1: DATOS DE POZO
Mineralogía, temperatura, presion, permeabilidad, porosidad, historiales del pozo.
EXISTEN PRUEBAS A NUCLEOS
CALIBRACION DEL MODELO
Correr simulaciones para encontrar la correcta quimica y la respuesta de permeabilidad a la prueba de nucleos
INGRESO 2: DATOS DEL DAÑO
Tipo de daño Caracterización del
mismo
CORRER SIMULACIONES
Examinar formulaciones del fluido
Examinar sensibilidad
Optimizar el programa del fluido
242
Tabla 8. Concentraciones de inhibidor de corrosión
TEMPERATURA (°F)
TIEMPO DE
PROTECCIÓN (H)
CONCENTRACIÓN
DE A272 (GAL A272/1000GAL
TOTALES) 200-300 12 3
300-375 12 5
300-375 24 10
Las velocidades de corrosión para las tuberías 13Cr y P110 se ilustran en las
siguientes figuras.
Figura 29. Velocidad de corrosión para tubería 13cr
Figura 30. Velocidad de corrosión para tubería p110
243
2.13.4. Incompatibilidades con otros fluidos
Otro de los aspectos cruciales en una estimulación matricial es seleccionar
aparte de los fluidos adecuados que estos sean compatibles entre ellos. De los
fluidos que comúnmente se usan para este tipo de procesos se enlista y detallan en
la siguiente tabla, la compatibilidad o no con onestep para tener precaución antes de
mezclarlos.
Tabla 9. Compatibilidad de onestep con otros fluidos y aditivos comunes
ADITIVO CONCENTRACIÓN
(%) OBSERVACIÓN COMPATIBILIDAD
A272 0.5
Disperso inicial, pero separado
en el lapso de
0.5-1 h
Si
U066 10 Separación de fase No
U067 5 Soluble Si
F100 1 Disperso Si
F103 0.1 Disperso Si
F105 0.1 Dispersión nublosa Si
W060 0.5 Dispersión Si
U820 Alta concentración de sodio No
U821 Alta concentración de sodio No
2% KCl Alta concentración de Na No
Diesel Alta concentración de sodio No
L066 Inhibidor usado en ScaleMAT No
2.13.5. Preparación del fluido en campo
Si los requerimientos son preparar 1000 gal de fluido, las cantidades de químico
a usar son los enunciados en la siguiente tabla.
244
Tabla 10. Químicos para 1000 galones de fluido onestep
CÓDIGO DEL QUÍMICO
30% V800 + 1% Y001
40% V800 + 1% Y001
50% V800 + 1% Y001
V800 266 gal 362 gal 461 gal
Y001 89 lb 91 lb 93 lb
AGUA FRESCA 736 gal 642 gal 543 gal
Los pasos para preparar 100 gal de fluido onestep (Ejemplo 50%V800+1%Y001)
se detalla en la figura siguiente.
Figura 31. Mezcla de químicos para 1000 galones de fluido onestep
El inhibidor de corrosión A272 tiende a quedarse en la superficie de la mezcla por
lo que es recomendable que la mezcla se encuentre en constante remoción. El pH del
fluido onestep debe estar siempre en un rango de 5 +- 0.3. Si no se cumpliese este
requerimiento se debe agregar M001 para incrementar el pH o H2O para disminuirlo.
1 •Limpiar y enjuagar todas las lineas, equipos y tanques de tal manera que ninguno contenga residuos ni fluidos antiguos.
2 •Transferir 400 gal de agua al tanque de mezcla.
3 •Añadir la cantidad necesaria de A272 (Inhibidor de corrosión ) para las condiciones necesarias.
4 •si se fuese añadir otro aditivo de la serie U.W o F hacerlo ahora.
5 •Lentamente añadir 93 lb de Y001 (Bifluoruro de amonio) en el tanque , mientras se lo remueve. Remover hasta que la mezcla este disuelta.
6 •Transferir 461 gal de V800 al tanque de mezcla.
7 •Añadir el restante de agua y mezclar.
245
2.14. Validación del sistema
2.14.1. Pruebas de compatibilidad
Interacción fluido-crudo, interacción fluido-crudo-agua de formación. Consiste en
evaluar, fuera del medio poroso, las diversas interacciones entre los principales fluidos
del yacimiento como son: interacción fluido-crudo e interacción fluido-crudo-agua de
formación, de acuerdo con las normas ASTM y API.
Las características químicas de compatibilidad que deben presentar el sistema
de aditivos, y la mezcla de este con el crudo son las siguientes (Norma ASTM y API).
- Homogéneos
- Miscibles
- Sistema / crudo
- Homogéneos
- Dispersión de sólidos
- Orgánicos insolubles (asfaltenos)
- Solubilidad de sólidos
- Orgánicos solubles (para finas)
- Rompimiento de emulsiones
- Mojabilidad por agua
2.14.2. Pruebas de emulsión en caso de un tratamiento acido
Estas pruebas se realizan de acuerdo con la norma API RP42. Los parámetros
determinados en estas pruebas según las normas señaladas son:
- La cantidad de acido separada en el menor tiempo posible.
- La calidad de las fase acido/aceite (que sea bien definida).
- Tipo de formación
- Mineralogía
- Temperatura
- Prueba de compatibilidad
- Prueba de emulsión
246
2.14.3. Pruebas en muestras de núcleo
Una prueba de flujo en núcleos cortos provee una estimación de la superficie de
los minerales reactivos presentes en una formación. Esta prueba también proporciona
información sobre la permeabilidad de los núcleos y el efecto de un acido sobre la
permeabilidad a medida que se disuelve el material que bloquea los pozos; pero solas
no brindan suficiente información para determinar un tratamiento acido aplicar, pero si
aportan los datos necesarios para modelar las reacciones.
Los datos de contraflujo y producción obtenidos durante las pruebas, pueden
utilizarse para ajustar el modelo por última vez, disponiendo así del modelo actualizado
para dicho campo y dicho yacimiento a fin de optimizar los futuros tratamientos y con la
ayuda del simulador se puede probar numerosos diseños de tratamientos y los
resultados del simulador indicaran el mejor diseño a utilizar dadas las condiciones de
campo.
2.14.3.1. Equipo formation response tester
El equipo automatizado formation response tester modelo 6100, está diseñado
apropiadamente para realizar simulaciones de tratamientos en muestras de núcleos, de
diámetros de 1”, 1.5” y 2”; y longitud hasta de 1 pie.
El equipo cuenta con un sistema de flujo completamente automatizado,
controlado por una computadora compatible, en rangos de flujo hasta 10 cc/min, una
presión máxima de poro de 5.000 psi y temperatura máxima de 350ºF.
El software está diseñado de tal forma que, permite realizar la prueba tanto
manual como en forma automática, siguiendo una secuencia, creada según los
requerimientos de la prueba; tomando todos los parámetros, tales como presión
diferencial, tasa de flujo y valores de permeabilidad de manera automática y
almacenadas en su disco duro.
247
Figura 32. Equipo Formation Response Tester, cortesía de William Gutiérrez Gerente de Laboratorios de Well Services, SCHLUMBERGER
2.14.4. Simulador virtual Lab
El simulador geoquímico virtual Lab provee una herramienta que ayuda a guiar la
selección en base a los parámetros de la formación y los químicos utilizados en el
tratamiento. El simulador modela las reacciones e indica la magnitud y la localización de
la disolución y la precipitación de las especies minerales.
2.15. Definición de términos básicos
- Acidificación Matricial
Tratamiento en el cual una solución ácida es confinada a los poros y canales de
flujo naturales de la formación, bajo la presión de fractura, para aumentar la
permeabilidad de la formación productora e incrementar la producción hidrocarburos o
la capacidad de inyección de un pozo.
248
- Ácido inorgánico
No compuesto de materia vegetal ni animal. No proviene de crecimiento natural.
Ejemplo ácido fluorhídrico y ácido clorhídrico.
- Ácido orgánico
Compuesto de animal vegetal o animal. Ejemplo: ácido acético, cítrico y fórmico.
- Ácido gastado
Ácido debilitado, que ya ha reaccionado o ha sido usado.
- Agente tensoactivo (surfactante)
Sustancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido o sólido,
concentrándose en su capa superficial. Es útil por sus cualidades limpiadora,
humectante y dispersante.
- Aniónico
Que posee un ion de carga negativa.
- Arcilla
Es un compuesto de los elementos Silicio (Si) y Aluminio (Al) con agua
químicamente combinada. Puesto que el silicio y el aluminio se encuentran
generalmente en combinación con él oxigeno, como óxidos, se les llama Sílice (SiO2) y
Alúmina (Al2O3). La arcilla es conocida en química como un Silicato hidratado de
Alúmina. La arcilla pura es una combinación de una molécula de alúmina, dos
moléculas de sílice y dos de agua: Al2O3, (2) SiO2 y (2) H2O. Esta agua no es la que
249
se añade para hacer plástico el material. La arcilla totalmente seca ha perdido el agua
que le da plasticidad pero tiene aun su agua química.
- Catiónico
Que posee un ión de carga positiva.
- Coiled tubing
Una sarta continúa de tubería de acero flexible, de miles de pies de longitud, que
están enrolladas en un carrete de varios pies de diámetro. El carrete es una parte
integral de la unidad de coiled tubing (tubería flexible), que consiste de varios
accesorios que aseguran que la tubería flexible sea insertada con seguridad y
eficientemente al fondo del pozo desde superficie. La corrida de tubería flexible es más
rápida y menos costosa que una corrida convencional de tubería de producción.
- Core
Muestra de formación sólida cilíndrica tomada para análisis geológico.
- Corrosión
Pérdida de metal debido a reacciones químicas o electroquímicas, lo cual podría
eventualmente destruir una estructura.
- Crudo
Petróleo tal como sale de las formaciones productivas y llega a superficie. A
menudo se dice el petróleo que no ha sido tratado, refinado o purificado.
250
- Darcy
Recibe el nombre de Henri P. G. d’Arcy, ingeniero hidráulico francés), unidad de
permeabilidad porosa igual a la permeabilidad de un medio a través del cual el caudal
de un fluido cuya viscosidad es 1 centipoise y una presión de 1 atmósfera por
centímetro sería 1 centímetro cúbico por segundo por centímetro cuadrado del área
transversal.
- Disolución
La disolución (solución o corrosión) es un proceso físico que consiste en la
disociación de las moléculas en iones gracias a un agente disolvente. Este proceso no
implica ninguna transformación en la composición química del material disuelto. Una
vez disueltos los materiales se precipitan al desaparecer el agente disolvente.
Frecuentemente esta precipitación se hace en el mismo lugar de la disolución.
- Dureza de agua
Una de las aplicaciones más importantes es la determinación de durezas de
aguas. Se denomina dureza de agua a la cantidad de sales de calcio y magnesio
disueltas en una muestra de agua, expresadas en p.p.m. (partes por millón), que
representa: Mg. de CaCO3 por ltr de H20.
- Hidrólisis
Pérdida o disociación de una reacción ácido-base entre una sustancia,
típicamente una sal, y el agua. Esta reacción es importante por el gran número de
contextos en los que el agua actúa como disolvente. También se aplica a algunas
reacciones ácido-base en las que participa el agua y se rompe un enlace covalente. Al
ser disueltos en agua, los iones constituyentes de una sal se combinan con los iones
hidronio u oxonio, H3O+ o bien con los iones hidroxilo, OH-, o ambos. Dichos iones
251
proceden de la disociación o autoprotólisis del agua. Esto produce un desplazamiento
del equilibrio de disociación del agua y como consecuencia se modifica el valor del pH.
- Inhibición
Prevención o retardo de un proceso químico como la corrosión.
- Miscible
Capacidad de ser mezclado.
- No-iónico
Que no tiene carga positiva ni negativa; neutro.
- Oxidación
Es una reacción química muy poderosa donde un compuesto cede electrones, y
por lo tanto aumenta su estado de oxidación. Se debe tener en cuenta que en realidad
una oxidación o una reducción es un proceso por el cual cambia el estado de oxidación
de un compuesto. Este cambio no significa necesariamente un intercambio de
electrones. Suponer esto es un error común implica que todos los compuestos
formados mediante un proceso redox son iónicos, puesto que es en éstos compuestos
donde sí se da un enlace iónico, producto de la transferencia de electrones
- Permeabilidad
Representa la facilidad con la que una roca o formación permite a un fluido de
viscosidad dada atravesarla.
252
- Porcentaje volumen-volumen (% V/V)
Expresa el volumen de soluto por cada cien unidades de volumen de la
disolución. Se suele usar para mezclas líquidas o gaseosas, en las que el volumen es
un parámetro importante a tener en cuenta. Es decir, el porcentaje que representa el
soluto en el volumen total de la disolución. Suele expresarse simplificadamente como
«% v/v».
- Porcentaje peso/volumen
En química, la concentración de una disolución se expresa a menudo como
porcentaje peso/volumen. El porcentaje se calcula a partir del peso de soluto en gramos
(g), dividido por el volumen de la disolución en mililitros (mL):
Una solución al 1%, por tanto, disponen de 1 g de soluto disuelto en un volumen
final de 100 mL de solución. Esto sería equivalente a peso/volumen (p/v) de porcentaje.
Otros tipos de soluciones porcentuales son peso/peso (p/p) y el volumen/volumen (v/v).
El origen de esta notación es el hecho de que 1 mL de agua pesa 1 gramo. Así, por una
solución acuosa, g/v y g/g produciría números idénticos.
- Precipitación
Un precipitado es el sólido que se produce en una disolución por efecto de una
reacción química o bioquímica. Dicha precipitación puede ocurrir cuando una sustancia
insoluble se forma en la disolución debido a una reacción química o a que la disolución
ha sido sobresaturada por algún compuesto, esto es, que no acepta más soluto y que al
no poder ser disuelto, dicho soluto forma el precipitado.
253
- Presión de fondo
Fuerzas ejercidas por los fluidos en una formación y registradas a la profundidad
de dicha zona durante un cierre de pozo. También es llamado presión de reservorio,
presión de formación de pozo o presión estática.
- Presión de tratamiento en superficie (Surface Treating Pressure – STP)
Presión que se lee en el manómetro de superficie cuando se está inyectando
fluido de tratamiento en un pozo.
- Reacondicionamiento
Operaciones de reparación o estimulación de un pozo de producción existente
con el fin de restablecer, prolongar o mejorar la producción de hidrocarburos.
- Solubilidad
Cantidad de una sustancia que se disuelve en otra.
- Solvente mutual
Material soluble en soluciones acuosas y de hidrocarburos.
- Tiempo de cierre
Espacio de tiempo durante el cual las válvulas de los pozos están cerradas
después de un tratamiento de estimulación.
- Titulación
Método para determinar la capacidad reactiva o concentración de una solución
ácida.
254
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
La presente investigación de tipo evaluativa describe la metodología desarrollada
para evaluar la efectividad de agentes quelantes como tratamiento de acidificación en
areniscas a temperaturas elevadas;
Sabino, C. (1974) el diseño es un método especifico, una serie de actividades
sucesivas y organizadas, que deben adaptarse a las particularidades de cada
investigación y que nos indicaran pruebas a efectuar y las técnicas a utilizar para
recolectar y analizar los datos.
El diseño es de fuente mixta, la información se obtiene en un ambiente artificial
creado según especificaciones idóneas para la realización de pruebas experimentales,
cuya estrategia se obtuvo mediante la búsqueda de nuevas técnicas consultadas en
documentos y publicaciones recientes.
Es transeccional contemporáneo en cuanto a su perspectiva temporal, porque la
investigación se enfoca en una única oportunidad, dado el estudio de inyectividad de
agua a realizarse en el pozo VLG-3899 del yacimiento B-Superior VLG-3729 campo
Ceuta-Tomoporo en la cuenca del Lago de Maracaibo, definidas para el proyecto
FRAMOLAC, con la finalidad de estudiar mejoras en la predicción de la explotación del
yacimiento; se aprovecha la ocasión para evaluar la factibilidad de un nuevo sistema de
tratamiento de estimulación ácida.
Aludiendo a la amplitud de los datos, el diseño está centrado en un evento a
saber medido en función de la permeabilidad, diferencial de presión y cantidad de acido
a inyectar.
255
Siendo esta investigación de un nivel integrativo tipo evaluativa, se debe
considerar otros criterios planteados por Hurtado, J. (2008) que atiende al tipo de
control de las variables, en función del número de mediciones realizadas (Antes y
después). Sobre la base de lo anterior se tiene un diseño experimental, donde luego de
realizadas las pruebas se estimaran las variables para evaluar la efectividad del
tratamiento.
3.10. Definición del evento de estudio
En este trabajo de investigación el evento fundamental de estudio es la
efectividad de agentes quelantes como tratamiento de acidificación de areniscas a
temperaturas elevadas.
Los agentes quelantes son una clase de químicos empleados en la estimulación
de pozos en condiciones que impiden el empleo de ácidos minerales. El término
quelación proviene de una palabra griega que significa garra y los agentes quelantes se
utilizan a menudo para ligar, secuestrar o capturar otras moléculas, habitualmente
metales o, en ciertos casos, para disolver la acumulación de incrustaciones. Su nuevo
foco es la estimulación de pozos a temperaturas elevadas.
Los agentes quelantes utilizados habitualmente en los servicios de campos
petroleros son ácidos orgánicos complejos. Estos compuestos no solo ligan los metales,
sino que son agentes de disolución activos en las reacciones de acidificación.
Los tratamientos de estimulación de pozos con agentes quelantes ofrecen
diversas ventajas, incluyendo velocidades de reacción retardadas, tasas de corrosión
bajas y más beneficios para la salud, la seguridad y el medio ambiente. Las pruebas de
laboratorio efectuadas en areniscas de África Occidental con agente quelante HAGA;
así lo confirman; por consiguiente, en esta investigación se quiere demostrar mediante
pruebas en el laboratorio la efectividad de un nuevo sistema el Onestep (Quelante +
Bifluoruro Amonio) como tratamiento de acidificación de pozos el cual consta de una
sola fase, de bajo riesgo de precipitados, menos agresivo para la roca y menos
corrosivo.
3.11. Determinación de los indicios para la medición
256
Definido el evento fundamental de este estudio, los aspectos a tratar se
representan junto con las acciones a realizar en la tabla 11 de operacionalización, cuyo
objetivo es construir el instrumento para la recolección de datos a precisar, durante la
descripción del evento de estudio.
Tabla 11. Operacionalización del evento.
EVENTO
SINERGIAS
INDICIOS
TÉCNICA O
INSTRUMENTO
FUENTE
Agentes quelantes en tratamientos acidificación areniscas a
temperaturas elevadas mediante
pruebas en muestras de
núcleo y tapones de berea de areniscas
Análisis
petrofísicos
- Diámetro (cm)
- Longitud (cm)
- Área (cm²)
- Porosidad (%)
- Permeabilidad al aire (mD)
- Volumen de poro al aire
- Volumen de poro por saturación (cc) con Salmuera 5% NH4Cl
- Revisión y validación de la información de núcleos (análisis convencionales y espéciales de núcleo).
- Tabulación de resultados.
Estudios de laboratorio con
muestras de núcleo del pozo
VLG-3873 y tapones de berea de areniscas
Análisis
petrográficos
- Composición mineralogía.
- Difracción de rayos X.
- Tabulación de resultados.
- Análisis cuantitativo y cualitativo.
Análisis
químicos
- Solubilidad en sistemas ácidos.
- Pruebas de solubilidad en ácidos.
Pruebas
de flujo
- Permeabilidad (antes y después).
- Presión diferencial.
- Volumen de poros inyectados.
- Pruebas de flujo (Equipo Formation response tester modelo 6100).
- Análisis cuantitativo, cualitativo y comparativo.
Análisis
de fluidos
- Filtrado
- Sedimentos
- Humectabilidad de la arena
- Humectabilidad en el tope de la botella
- Claridad de la fase acuosa
- Calidad de la interface
- Humectabilidad al agua (Con lamina de vidrio)
- Pruebas de compatibilidad.
Reacción de los
- Concentraciones de aluminio (Al) y sílice
- Pruebas de disolución de las arcillas con
257
Minerales Si). Onestep.
- Base de datos de las reacciones (Schlumberger)
Efectividad del Onestep
- % Disolución de los Sistemas de tratamientos aplicados
- Cantidad de ácido inyectado
- Presion diferencial (psi)
- Análisis cualitativo y cuantitativo, comparativo.
3.12. Descripción y selección de las unidades de estudio
3.12.1. Población
La población según criterios de inclusión Hurtado, J. (2008) en este trabajo de
investigación, está representada por el núcleo tomado del pozo VLG-3873 formación
MISOA arenas B-4.2 y B-4.7 campo Ceuta, área 8 sur región 1.
3.12.2. Muestra
La selección de las profundidades y corte de las muestras de núcleo fue un
procedimiento desarrollado por personal de PDVSA departamento de estudios
integrados y la nucleoteca en sus instalaciones en La Concepción, cuyos criterios están
basados en la respuesta del registro gamma espectral de superficie y la inspección
física del núcleo; posteriormente las muestras se enviaron al laboratorio de
Schlumberger para dar inicio al proceso de análisis.
El tipo de muestra es probalístico del total de muestras analizadas, tres (3)
pertenece al pozo y tres (3) son núcleos de areniscas de berea, seleccionadas para
realizar las pruebas descritas en este trabajo de investigación, tomando en
consideración la aprobación por parte de PDVSA en apoyo a la investigación.
3.13. Descripción de técnicas e instrumentos a utilizar
258
Hurtado, J. (2008) dice que, una vez definido el evento y sus indicios, así como
las unidades de estudio, es necesario que el investigador seleccione las técnicas y los
instrumentos mediante los cuales se obtendrá la información necesaria para llevar a
cabo la investigación.
Con el uso de técnicas de revisión documental, parte de la información se
obtiene de los informes de análisis de laboratorio. Por otro lado el uso de técnicas de
observación permitirá obtener la información en presencia del evento, específicamente
durante la ejecución de las pruebas, a las cuales PDVSA le sugerirá a la compañía de
servicio la presencia de observadores durante el desarrollo de las mismas. El orden de
las técnicas se desglosa a continuación:
3.13.1. Revisión y validación de la información de núcleos (análisis
convencionales y espéciales de núcleo)
Las propiedades petrofísicas de una formación están influenciadas por diversos
factores entre los cuales se puede mencionar la geometría de los poros, la litología, el
ambiente de depositación y la diagénesis; esto hace que dichas propiedades varíen de
una formación a otra de acuerdo al tipo de roca.
Lo anterior establece que la adecuada caracterización de las propiedades de la
roca es más representativa si se realiza directamente sobre muestras de formación. La
técnica aplicada para esta determinación directa es el análisis de núcleos, que
proporciona información necesaria para la evaluación del yacimiento.
Los análisis de núcleos se dividen en dos grupos: los análisis convencionales
que permiten determinar las características básicas de la formación: porosidad,
permeabilidad, saturación de fluidos y litología, y los análisis especiales complementan
estos datos con pruebas más elaboradas que buscan establecer la interacción entre la
formación y los fluidos durante los procesos de flujo y el consiguiente agotamiento.
Aunque la información obtenida es muy puntual puede ser complementada con otros
métodos de evaluación de formaciones y teniendo criterios adecuados se puede
extrapolar a pozos y formaciones cercanas.
259
3.13.2. Tabulación de datos
La construcción de tablas representativas de las propiedades básicas,
parámetros petrofísicos, entre otros carácteres con sus respectivas medidas; permiten
la depuración y selección de las muestras de interés para este estudio; adicionando la
construcción de gráficos de correlación que demuestran la interrelación de las variables
estudiadas en función de los resultados obtenidos
3.13.3. Difracción de Rayos X
El conocimiento de la petrografía de la roca es esencial para comprender la
respuesta de la misma a diferentes fluidos. La interacción de la roca y un fluido depende
de los minerales que reaccionan con el fluido y de la posición relativa de estos
minerales en el camino que toma el fluido. La difracción de rayos X es usada para
identificar en forma cualitativa y semicuantitativa los minerales que componen las
muestras de núcleo o los tapones de berea.
3.13.4. Análisis de fluidos
El análisis del crudo como del agua de formación coadyuvaran en la
determinación del tipo de daño que probablemente afecte la formación. El contenido de
parafinas y asfáltenos en el crudo permitirá estimar la posibilidad de daño debido a
depósitos orgánicos, asimismo el análisis de la salmuera de la formación podrá usarse
para predecir las tendencias a formar incrustaciones de sales o a causar acciones
corrosivas en las tuberías del pozo.
Tanto para el agua como el crudo de la formación se realizaran pruebas de
laboratorio para determinar la incompatibilidad de esos fluidos con fluidos extraños a la
formación, de esa forma podrán evitarse posibles daños a la formación por invasión de
260
fluidos; también podrán determinarse el daño más probable que presentara una
formación y se seleccionara el fluido apropiado para su remoción.
Del análisis en el laboratorio del comportamiento de los fluidos de la formación
con los fluidos de estimulación, se podrá evitar cualquier daño potencial que pudiera
presentarse, se seleccionará el tipo y concentración de los aditivos requeridos y
asegurar la remoción de los fluidos de estimulación para dejar en condiciones óptimas
la formación.
3.13.5. Pruebas de solubilidad
Las pruebas correspondientes a la solubilidad de la roca, permite, decidir en
primera instancia el tipo de fluido recomendable para una estimulación exitosa. La
solubilidad determinada en el laboratorio diferirá de la solubilidad que muestra la
formación durante una acidificación, la diferencia estará en función de la estructura de
la roca y de la distribución que guarde cada mineral en la misma.
3.13.6. Pruebas de flujo
Este tipo de pruebas permitirá el estudio de los fluidos de estimulación,
determinando los efectos reales de la interacción entre estos y la formación, tales como
la disolución de la roca, la migración e hinchamiento de arcillas y finos, precipitaciones
secundarias, entre otras. Estas pruebas se complementaran con estudios al
microscopio de las condiciones del núcleo antes y después de la prueba.
El efecto que causa cualquier fluido en el núcleo de prueba, será determinado a
través de la medición de permeabilidad, los efectos de la inyección secuencial de
diferentes fluidos de estimulación se evaluaran midiendo las presiones diferenciales y el
gasto a través del núcleo. Se obtendrá una curva de respuesta al acido que definirá la
evolución de la permeabilidad con el volumen de fluido inyectado.
Siendo conveniente para una mejor selección de los fluidos de tratamiento que el
equipo a utilizar permita simular condiciones del pozo, para realizar pruebas de flujo a
alta presión y temperatura, en esta investigación se cuenta con el equipo automatizado
261
formation response tester modelo 6100 propiedad de Slumberger; el cual se menciona a
continuación
3.13.6.1. Equipo automatizado formation response tester modelo 6100
Las pruebas de flujo se realizan en el equipo automatizado formation response
tester modelo 6100, el cual está diseñado apropiadamente para realizar simulaciones
de tratamientos en muestras de núcleos, de diámetros de 1”, 1.5” y 2”; y longitud hasta
de 1 pie (‘).
El equipo cuenta con un sistema de flujo completamente automatizado,
controlado por una computadora compatible, en rangos de flujo hasta 10 cc/min, una
presión máxima de poro de 5.000 psi y temperatura máxima de 350ºf. El software está
diseñado de tal forma que permita realizar las pruebas tanto manual como en forma
automática, siguiendo una secuencia creada según los requerimientos de la prueba
3.14. Descripción del procedimiento (Actividades)
Un estudio completo de laboratorio requiere de núcleos de la formación a
estimular. En este trabajo de investigación se hace uso de núcleos de berea, muestras
de núcleo del pozo VLG-3873, muestras de fluidos provenientes del pozo VLG-3899 e
información del pozo y el yacimiento.
Las diferentes pruebas a las que se someterán las muestras, permitirán obtener
información necesaria para evaluar la efectividad del nuevo tratamiento su interacción
con los fluidos de la formación y el medio.
Entre estos análisis tenemos:
- Evaluación de parámetros petrofísicos a núcleos de berea y muestras de núcleo
del pozo VLG-3873 correspondientes a los siguientes intervalos 15803,6’;
15.860,'6" y 15975,3’.
- Composición mineralógica de los núcleo de berea y muestras de núcleo del pozo
VLG-3873 correspondientes a los siguientes intervalos 15803,6’ y 15975,3’.
262
- Pruebas de flujo en núcleo de berea con los sistemas de tratamiento principal
Onestep, OMA 9:15 y OCA-HT.
- Prueba de flujo en muestras de núcleo del pozo VLG-3873, correspondiente a las
profundidades de 15803’,6”, 15859’,4” y 15.860’,6” con los sistemas de
tratamiento Onestep, OCA-HT y HF 2%.
- Pruebas de compactibilidad con los sistemas.
3.14.1. Caracterización del crudo
1. La muestra se coloca en un embudo de decantación para determinar y separar el
agua libre.
2. De la fase aceite, se toman 20 ml y se colocan en un tubo de centrífuga.
3. Esta muestra se diluye con 20 ml de Xileno y se agrega un Demulsificante, para
disminuir la viscosidad de la emulsión en caso de haberla, y bajar la tensión
interfacial de los fluidos. De esta manera obtener resultados más reales en el
contenido de fase acuosa y aceite.
4. Esta mezcla se coloca en una centrífuga a 3000 rpm durante 30 minutos.
5. Posteriormente se toman las lecturas de los ml de agua y aceite,
respectivamente, para llevarlos a porcentaje.
6. La Gravedad API se determina con Hidrómetro, haciendo la respectiva
corrección por temperatura a 60ºF.
3.14.2. Compatibilidad de emulsión
1. Se preparan las formulaciones de cada sistema con todos los aditivos.
2. Se agregan 1000 ppm de Fe+++ a los sistemas ácidos. La cantidad de FeCl3, se
determina de la siguiente manera:
- Pesos moleculares: Fe = 55.845 g/mol Cl = 35.453 g/mol x 3 = 106,359
1 mol FeCl3 = (55.845 + 106,359) = 162.20 g
1000 mg Fe/l = 1 x 162.20 / 55.845 = 2.9 g/l
263
La cantidad de FeCl3 para generar 1000 ppm Fe en 100 cc de solución, se
determina: 1000 ppm Fe = 2.9 x 0.1 = 0.29 g.
3. Se agregan granos sueltos de arena (grava) en una cantidad equivalente a un
volumen de 20 ml. A ésta se le coloca una solución de cloruro de amonio al 3%
para lograr la humectabilidad de la arena.
4. En una relación de mezcla 50:50 y 75:25 se agrega el crudo del yacimiento y el
sistema a evaluar, y se mezclan vigorosamente durante un (1) minuto.
5. Esta mezcla se coloca en un baño térmico a la temperatura del yacimiento o una
máxima de 180ºF. Cada cierto intervalo de tiempo, se toman lecturas del
porcentaje de fase acuosa separada hasta completar 6 horas de prueba según
requerimiento del cliente.
6. Una vez culminado el tiempo de prueba, la muestra se filtra a través de una malla
de 150μm, para evaluar tanto la rapidez del filtrado, como la tendencia a la
formación de residuos.
7. Adicionalmente, se hacen observaciones cualitativas en relación a:
- Humectabilidad del tope de la botella
- Claridad de la fase acuosa
- Apariencia de la interfase
Los comentarios cualitativos en relación a la mojabilidad del tope de la botella
son:
- Pobre (P): el crudo humedece completamente la parte superior de la botella y la
película de petróleo, no es uniforme.
- Sobresaliente (S): Significa que una película muy fina de crudo recubre el tope,
quizás con vetas de agua en el vidrio humedecido.
- Bueno (B): Significa que la mayor parte del crudo, ha sido desprendido de las
paredes del vidrio y que aún permanece un número reducido de gotas pequeñas
o vetas de crudo.
264
- Excelente (E): índica una cobertura de fase acuosa homogénea perfecta, de las
paredes del vidrio.
La claridad de la fase Acuosa después del rompimiento de la emulsión, se
especifica a continuación:
- Muy turbia (MT), agua oscura, poco o nada de luz pasa a través de ella.
- Turbia (T).
- Ligeramente turbia (LT).
- Clara (C).
También se hacen comentarios, indicando la calidad de la interfase:
- Interfase de flujo rápido (IFR), con movimiento de salpicado libre, cuando el
frasco es inclinado.
- Interfase indistinta (II), que fluye libremente cuando la botella es inclinada.
- Interfase de película rígida (IPR), la interfase no fluye libremente presentando
una película rígida (normalmente acompañada por una emulsión) en la interfase.
- Interfase pobre (IP), con límites confusos. Concentración de precipitados en la
Interfase y ésta no fluye cuando el frasco es inclinado.
8. Por recomendación de PDVSA INTEVEP, se utilizan láminas de vidrio,
previamente limpiadas con alcohol y sumergidas en una solución con cloruro de
amonio al 3% p/v, para luego colocarlas en las diferentes pruebas de
compatibilidades con cada uno de los sistemas, con el objetivo de observar la
humectabilidad en la diferentes secciones de la lámina de vidrio.
La clasificación cualitativa de los resultados obtenidos con este procedimiento es
la siguiente:
- Buena humectabilidad al agua (BHA), rápida dispersión del agua sobre la
superficie, placa limpia.
- Regular humectabilidad al agua (RHA), moderada dispersión del agua, placa
moderadamente limpia.
265
- Pobre humectabilidad al agua (PHA), baja o ninguna dispersión del agua sobre la
superficie placa.
3.14.3. Solubilidad en ácidos
1. Una fracción de la muestra, es triturada y de allí se toman porciones de
aproximadamente 1 g cada una.
2. Las porciones pesadas de la muestra, se colocan en “beakers” separados de
250cc, de vidrio y de polipropileno. Cada muestra se moja con acetona para un
mejor contacto con el ácido.
3. A cada “Beaker” con muestra se agregan 100 cc de HCl al 15% y se colocan en
un baño térmico a la temperatura de 150ºF, por espacio de una hora.
4. Luego de transcurrir una (1) hora, la muestra - que se encuentra en el “Beaker”
de vidrio - se filtra a través de un crisol previamente pesado y se coloca en un
horno a la temperatura de 220ºF, por un lapso de tiempo mínimo de 3 horas.
Recomendable 12 horas.
5. A la otra porción se le extrae cuidadosamente el HCl, y se le agrega RMA, para
luego colocarlas nuevamente en el baño por 1 hora y posteriormente filtrar. Esta
se coloca también en el horno hasta un mínimo de 3 horas a la temperatura de
220ºF. al igual, recomendable 12 horas.
6. Una vez que las muestras están secas, las mismas se colocan en un desecador
hasta alcanzar peso constante.
7. Por diferencias de peso de los crisoles obtenemos el porcentaje de material
soluble, según la siguiente ecuación:
100
P
PPPSol %
M
CrCIM
(3-1)
Donde:
Pm = Peso muestra
Pci = Peso crisol
266
Pcr = Peso crisol más residuo
3.14.4. RXD
Inicialmente la muestra sólida se limpió con solventes para eliminar los residuos
de aceite. Una vez seca, se procedió a determinar la composición mineralógica por
Difracción de Rayos X, de acuerdo al siguiente procedimiento:
La muestra se pulveriza hasta obtener un fino polvo. Esta muestra pulverizada es
examinada en un difractómetro de rayos X (Panalytical Cubixpro), desde 2 a 70 grados.
El generador de rayos X es operado usando un voltaje de 40 Kv y una corriente de 40
mA.
3.14.5. Prueba de flujo
Estas pruebas se realizaron en el equipo automatizado formation tesponse tester
modelo 6100, el cual está diseñado apropiadamente para realizar simulaciones de
tratamientos en muestras de núcleos, de diámetros de 1”, 1.5” y 2”; y longitud hasta de
1’.
El equipo cuenta con un sistema de flujo completamente automatizado,
controlado por una computadora compatible, en rangos de flujo hasta 10 cc/min y una
presión máxima de poro de 6.000 psi.
El software fue diseñado de tal forma que, permite realizar la prueba tanto
manual como en forma automática, siguiendo una secuencia, creada según los
requerimientos de la prueba; tomando todos los parámetros, tales como presión
diferencial, tasa de flujo y valores de permeabilidad de manera automática y
almacenadas en su disco duro.
A continuación se presenta el procedimiento a utilizar en las pruebas de flujo:
267
1. Una vez que el núcleo se encuentre limpio y seco, se pesa para luego saturar
con una salmuera de 5% NH4CL o agua de formación con vacío, en un lapso de
tiempo no menor de 12 horas, con el objeto de invadir con salmuera, todo el
espacio poroso de la muestra.
2. Posteriormente, la muestra se saca de vacío y se pesa. por diferencias en el
peso, se obtiene el volumen de poro por saturación.
3. La muestra se monta en el equipo formation response tester, a las condiciones
de presión y temperatura de trabajo.
4. Una vez alcanzado condiciones, se inyecta salmuera 5% cloruro de amonio o
agua de formación, para asegurar total saturación del espacio poroso con la
misma.
5. Se inyecta crudo del yacimiento en sentido de producción (una de las caras del
tapón) y se mide la permeabilidad al crudo (Koi), en este momento a saturación
de agua irreducible hasta alcanzar valores de ko constantes. la tasa de inyección
varía de 1 a 10cc/min.
6. Una vez determinada la permeabilidad inicial se procede a inyectar el o los
sistemas de tratamiento en sentido de inyección, en esta etapa de la prueba, en
algunos casos se deben tener en cuenta consideraciones especiales con algunos
fluidos que requieren como por ejemplo tiempo de cierre posterior a la inyección.
7. En sentido de producción, se inyecta crudo nuevamente para determinar la
permeabilidad resultante posterior al tratamiento, esto nos permitirá definir el
éxito o no de la prueba y que cambios podrían realizarse en función del resultado
en caso de ser requerido.
3.15. Fases del estudio
El presente trabajo de investigación se desarrollara en tres fases principales, las
cuales son descritas a continuación:
3.15.1. Fase I, adquisición de información
268
Luego de establecer los objetivos y alcances del estudio se procedió a recopilar
toda la información disponible del área de estudio, mediante la revisión de las distintas
fuentes de datos, estudios previos, y su posterior acceso para seleccionar aquellas de
interés para el estudio.
3.15.2. Fase II, estudio de laboratorio
Realizar y analizar:
- Pruebas de compactibilidad de los fluidos.
- Pruebas de solubilidad.
- Pruebas de flujo (Equipo formation response tester modelo 6100).
3.15.3. Fase III, análisis de resultados
Interpretar y comparar los resultados obtenidos en la aplicación del nuevo
tratamiento o sistema a base de agente quelante versus los actuales tratamientos ya
aplicados en el campo, en cuanto a la permeabilidad, presión diferencial y la cantidad
de ácido a inyectar. Determinar el mejor tratamiento de acidificación.
3.16. Viabilidad de la investigación
La realización del estudio tiene lugar bajo la aprobación de PDVSA Explotación y
Producción Distrito Tierra U.P. Moporo Tierra. La realización de las pruebas de flujo en
medios porosos requeridas en esta investigación, fueron posibles gracias al estudio de
inyectividad de agua a realizarse en el pozo VLG-3899 yacimiento B-Superior VLG-
3729 campo Ceuta-Tomoporo en la cuenca de Maracaibo, definidas para el proyecto
FRAMOLAC; considerando que los sistemas de tratamiento propuestos serán
evaluados con el fin de ser aplicados en pozos del área.
269
3.17. Cronograma de actividades
Tabla 12. Cronograma de actividades
270
3.18. Otros logros del proyecto
Los conocimientos obtenidos de las pruebas especiales garantizaran que las
operaciones de acidificación de la matriz en pozos del campo, avancen para responder
a las condiciones difíciles que se presentan a medida que se perforen nuevos pozos.
CAPÍTULO IV
ESTUDIO DE LABORATORIO
El diseño adecuado de las formulaciones ácidas es un paso fundamental en el
desarrollo de un tratamiento de estimulación. Para asegurar esto se realizan análisis,
pruebas de interacción roca-fluido y fluido-fluido con las formulaciones a evaluar, así
como con los fluidos y rocas del pozo a tratar.
En esta investigación se desarrolla un estudio completo de laboratorio el cual
contempla varios análisis: análisis de los fluidos, análisis petrofísico, análisis
petrográfico, análisis químico y pruebas de flujo, considerando los criterios de
evaluación establecido por representantes del laboratorio de Schlumberger.
4.1. Análisis de fluidos
Esta parte del estudio se inicia con la evaluación de los sistemas de tratamiento
Onestep, OCA-HT y OMA mediante pruebas de compatibilidad a una temperatura de
180ºF con el propósito de verificar que estos fluidos no provoquen una reacción
indeseable con el crudo proveniente del pozo VLG-3899 cuya características se
presentan en la tabla 13, con agua preparada a partir de los datos fisicoquímicos de un
agua proveniente de un pozo del mismo yacimiento y granos sueltos de la arena
271
representativa; que ocasionen emulsiones estables ó precipitaciones de sólidos que
pueda taponar el medio poroso y disminuir por consiguiente la producción del pozo.
4.1.1. Caracterización básica del crudo proveniente del pozo VLG-3899
Tabla 13. Caracterización básica del crudo proveniente del pozo VLG-3899
POZO CONTENIDO DE AGUA (%) CRUDO (%) SOLIDOS ºAPI
Libre Emulsionada
VLG-3899 0 3 97% 0 23
4.1.2. Pruebas de compatibilidades de emulsión con los tratamiento principales
SOLVENTE, ORGÁNICO ,OMA, OCA Y ONESTEP
Tabla 14. Compatibilidades de emulsión con solvente y orgánico 13/9.
PORCENTAJE SEPARADO A VARIOS INTERVALOS DE TIEMPO
SISTEMA SOLVENTE ORGÁNICO
Crudo/Sistema 50:50 75:25 50:50 75:25
Tiempo de rompimiento % % % %
2 (min.) 0 0 0 0
4 0 0 20 0
6 0 0 50 0
8 0 0 70 0
10 0 0 100 0
15 0 0 100 0
30 0 0 100 40
60 0 0 100 80
120 0 0 100 100
360 (6 hrs.) 0 0 100 100
Filtrado Bueno Bueno Bueno Bueno
Sedimentos No No No No
Humectabilidad de la arena Agua Agua Agua Agua
272
Humectabilidad en el tope de la botella E E E E
Claridad de la fase acuosa N/A N/A LT LT
Calidad de la interface N/A N/A IFR IFR
Humectabilidad al agua (Con lamina
de vidrio)
BHA RHA BHA RHA
BHA: Buena humectabilidad al agua/ RHA: Regular humectabilidad al agua/ E:
Excelente/ LT: Ligeramente turbia/ IFR: Interfase de flujo rápido
Tabla 15. Compatibilidades de emulsión con los tratamientos OCA- HT, OMA 9:1,5 y
ONESTEP
PORCENTAJE SEPARADO A VARIOS INTERVALOS DE TIEMPO
SISTEMA OCA-HT OMA 9:1,5 ONESTEP
Crudo/Sistema 50:50 75:25 50:50 75:25 50:50 75:25
Tiempo de rompimiento % % % % % %
2 (min.) 100 100 100 0 100 100
4 100 100 100 0 100 100
6 100 100 100 0 100 100
8 100 100 100 20 100 100
10 100 100 100 50 100 100
15 100 100 100 100 100 100
30 100 100 100 100 100 100
60 100 100 100 100 100 100
120 100 100 100 100 100 100
360 (6 hrs.) 100 100 100 100 100 100
Filtrado Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Bueno
Sedimentos No No No No No No
Humectabilidad de la arena Agua Agua Agua Agua Agua Agua
Humectabilidad en el tope de la botella E E E E E E
Claridad de la fase acuosa LT LT LT LT LT LT
273
Calidad de la interface IFR IFR IFR IFR IFR IFR
Humectabilidad al agua (Con lamina de vidrio)
BHA RHA BHA RHA BHA BHA
BHA: Buena humectabilidad al agua/ RHA: Regular humectabilidad al agua/ E: Excelente/ LT: Ligeramente turbia/ IFR: Interfase de flujo rápido
De los resultados obtenidos podemos observar que en ambas formulaciones o
sistemas de tratamiento obtuvieron una estabilidad de la emulsión mayor de 6 horas.
El sistema de tratamiento ONESTEP, no genero problemas de compatibilidad alguna
con el crudo proveniente del pozo VLG-3899, así como los otros dos (2) sistemas OCA
y OMA 9:1.5. En la figura 33 y 34 se grafican los resultados obtenidos.
Figura 33. Resultados de la prueba de compatibilidad, mostrando los
% de separación a varios intervalos de tiempo crudo/preflujo 50:50 y 75:25
274
Figura 34. Resultados de la prueba de compatibilidad, mostrando los
% de separación a varios intervalos de tiempo crudo/ácido 75:25
Como podemos notar con el sistema de tratamiento ONESTEP se evidenció una
rápida separación de fases ácido-crudo de un 100% a los 2 minutos, al igual que con el
OCA-HT manteniendo su estabilidad durante todo el ensayo; por otro lado el sistema de
tratamiento OMA evidencia una separación inicial a los 8 minutos del 20%, a los 10
minutos del 50% y a los 15 minutos del 100%.
En esta misma prueba se determino la tendencia del sistema a precipitar
asfáltenos, de lo cual podemos decir del sistema crudo/ácido nada quedó atrapado en
la malla 100 µm; esto significa que no hay tendencia a precipitar asfáltenos. (Ver en el
anexo las figuras 62, 63, 64, 65 y 66), las fotografías de los ensayos muestran los
resultados obtenidos en las pruebas.
4.1.3. Formulaciones de los sistemas de tratamiento ONESTEP, OCA-HT y OMA
Para atenuar los efectos que los sistemas ácidos puedan tener durante el
desarrollo de los trabajos de estimulación, en las formulaciones ácidas se emplean
inhibidores de corrosión, tensoactivos, agentes estabilizadores de hierro y otros
275
aditivos, cuyo acondicionamiento de los aditivos tiene como objetivo evitar que el
sistema de tratamiento a emplear ocasione daño a la formación; por consiguiente, de
los análisis de fluido realizados queda comprobado los tratamientos principales de cada
sistema como los aditivos necesarios para cada tratamiento en cuestión, identificados
en las tablas 16, 17 y 18.
Tabla 16. Formulación del sistema evaluado para tratamiento con el sistema Onestep
SISTEMAS
COMPOSICIÓN
ADITIVO CONCENTRACIÓN
Onestep
Y001 1% p/v V800 50% p/v
Agua Inhibidor de corrosión (A272) Bifluoruro de amonio (Y001) Surfactante no iónico (W054)
Solvente Mutual (U067)
EDTA diamónico (V800)
(Quelante)
5 gpt 93 ppt (1% p/v) 5 gpt 50 gpt 476 gpt (50% p/v)
p/v: % peso/volumen, gpt: partición, v/v: % volumen-volumen
Tabla 17. Formulación del sistema evaluado para tratamiento con el sistema OCA-HT
SISTEMAS
COMPOSICIÓN
ADITIVO CONCENTRACIÓN
Solvente
PI30 B209
Éteres de glicol (U066) Surfactante no iónico (W054)
60 % v/v 29 % v/v 10 % v/v 1 % v/v
Pre-flujo y post-flujo Orgánico 13/9
Agua Salmuera (J285)
Inhibidor de corrosión A272 Acido Eritórbico (L058) Ácidos acético (L400) Ácido Fórmico L036
Éteres de glicol (U066) Surfactante no iónico (W054)
U101
250 ppt (3%p/v) 12 gpt 25 ppt 130 gpt 90 gpt 50 gpt 5 gpt 5 gpt
OCA-HT
OCA-HT Inhibidor de corrosión A272
Acido Eritórbico (L058) Éteres de glicol (U066)
Surfactante no iónico (W054) U101
865 gpt 15 gpt (5%p/v) 25 ppt 100 gpt 15 gpt 5 gpt
Tabla 18. Formulación del sistema evaluado para tratamiento con el sistema OMA 9:1.5
276
SISTEMAS
COMPOSICIÓN
ADITIVO CONCENTRACIÓN
Solvente
PI30 B209
Éteres de glicol (U066) Surfactante no iónico (W054)
60 % v/v 29 % v/v 10 % v/v 1 % v/v
Pre-flujo y post-flujo Orgánico 13/9
Agua Salmuera (J285)
Inhibidor de corrosión A272 Acido Eritórbico (L058) Ácidos acético (L400) Ácido Fórmico L036
Éteres de glicol (U066) Surfactante no iónico (W054)
250 ppt (3%p/v) 12 gpt 25 ppt 130 gpt 90 gpt 50 gpt 5 gpt
OMA 9:1.5 (Fórmico / HF)
Agua Salmuera (J285)
Inhibidor de corrosión A272 Acido Eritórbico (L058)
Bifluoruro de amonio (Y001) H028
Ácido Fórmico L036 Éteres de glicol (U066)
Surfactante no iónico (W054) U101
428 ppt (5%p/v) 20 gpt 30 ppt 180.2 ppt 40.13 gpt 90 gpt 100 gpt 15 gpt 5 gpt
4.2. Análisis petrofísico
Dentro de la caracterización petrofísica de un yacimiento, los parámetros
necesarios para llevar a cabo dicha evaluación se encuentran la porosidad, la
permeabilidad, la saturación de fluidos, el volumen de arcillosidad, el espesor del
yacimiento y su área, la mineralogía de la formación, la movilidad del petróleo y la
distribución del tamaño de los granos. Adicionalmente, se tiene que considerar la
geometría, la temperatura, presión y litología del yacimiento, como caracteristicas más
importantes en la evaluación, completación y producción del yacimiento.
Para la identificación de los parámetros petrofísicos básicos de las arenas B-4.2
y B-4.7 se revisaron los resultados generados del análisis convencional y especial al
núcleo tomado del pozo VLG-3873, campo Ceuta área 8 región 1, con la finalidad de
partir de bases sólidas a fin de evitar o minimizar problemas de producción.
Para la realización de las pruebas dentro del medio poroso, se hace uso de
núcleos de berea y muestras de núcleo del pozo VLG-3873, cuyas características
petrofísicas se identifican en la siguiente:
277
4.2.1. Características petrofísicas de los núcleo de berea y muestras de núcleo tomado
del pozo VLG-3873
Tabla 19. Datos petrofísicos de las muestras
DATOS PETROFISICOS DE LAS MUESTRAS
MUESTRA Berea 1 Berea 2 Berea 3 15.803,’6’’ 15.860,'6" 15.975,’3’’
Diámetro (cm) 3,769 3,763 3,766 3,791 3,80 3,794
Longitud (cm) 4,626 4,618 4,427 5,998 3,993 6,598
Área (cm²) 11,835 11,816 11,825 11,904 11,932 11,913
Porosidad (%) 23,57 23,8 23,69 16 12,93 15,7
Permeabilidad al aire (mD)
1434,8 1470,15 1440,5 177,2 250,6 991,8
Volumen de poro al aire
12,8 12,89 12,2 10,8 5,9 11,7
Volumen de poro por saturación (cc) con Salmuera 5% NH4Cl
12,3 12,3 12 10,3 3 -
Las muestras de núcleo de berea se diferencian por ser de muy alta
permeabilidad 1435 a 1470mD, mientras que las de núcleos de la formación están entre
177 a 992 mD, la porosidad promedio en los núcleos de berea es de 24% y en las
muestras de formación de 15%.
4.3. Análisis petrográfico
La primera consideración respecto de los tratamientos de acidificación de la
matriz en cualquier pozo particular sea de alta temperatura o no es la litología de la
formación así como su composición mineralógica, para ello se realiza análisis de
difracción de rayos X a núcleo de berea y en muestras de núcleo tomadas del pozo
VLG-3873.
4.3.1. Composición mineralógica por difracción de rayos X
278
El análisis se le realizó a (1) un núcleo de berea y a (3) tres muestras de núcleo
del pozo VLG-3873, correspondientes a los intervalos 15803’,6, 15.860,’6’’ y 15975’,3
formación Misoa arena B - 2 y B - 4; con la finalidad de determinar y discriminar los
contenidos arcillosos de la matriz.
Tabla 20. Composición mineralógica por difracción de rayos X de núcleo de berea y de
muestras de núcleo del pozo VLG-3873 intervalos 15.803,’6’’, 15.860,’6’’ y 15.975,’3’’
COMPOSICIÓN MINERALÓGICA POR DIFRACCIÓN DE RAYOS X
MUESTRA FORMULA Berea 1 15.803,’6’’ 15.860,’6’’ 15.975,’3’’
Cuarzo SiO2 84 92 94 97
Caolinita Al2Si2O5(OH)4 4 6 4 -
Saponita 1 1 1 3
Microclina 5 - - -
Feldespato (Albita) NaAlSi3O8 1 1 1 -
Ankerita (Carbonatos) Ca(Mg,Fe)(CO3)2 5 - - -
Total 100 100 100 100
En los difractogramas figuras 35, 36 y 37 cuyos resultados se presentan en la
tabla 21 se muestran las fases detectadas, el cuarzo es la fase mayoritaria en cuanto a
cantidad por el número de reflexiones que aparecen la proporción de caolinita ocupa el
segundo lugar, mientras que la arcilla saponita ocupa el tercer lugar en proporción.
279
Figura 35. Difracción de rayos X núcleo de areniscas de berea
Figura 36. Difracción de rayos X muestra de núcleo del pozo VLG-3873 a 15.803,’6’’
Figura 37. Difracción de rayos X muestra de núcleo del pozo VLG-3873 a 15.975,’3’’
280
Figura 38. Resultados del XRD
El grafico de barra figura 38, representa los valores asentados en la tabla 20, en
el interpretamos las cuatro muestras analizadas: el cuarzo como componente
dominante en todo su intervalo que varían de 84 a 97% del volumen total de la roca,
siendo el núcleo de berea el que presento el valor más bajo, congruente con el mayor
contenido de feldespato albita y microclima; minerales de carbonato fueron de Ankerita.
281
Figura 39. Análisis cuantitativo de la composición mineralógica del total de muestras analizadas
Figura 40. Análisis cuantitativo de la proporción de minerales de arcilla del total de muestras analizadas
Los diagramas de torta representan cuantitativamente la composición
mineralógica del total de las muestras analizadas, notándose que solo el 5%
corresponde a los minerales de arcillas presentes en las muestras, de ese porcentaje la
caolinita duplica en contenido a la saponita.
De la composición mineralógica de las muestras obtenida por difracción de rayos
X queda demostrado que el volumen de arcilla que se hinchan, tal como la saponita del
grupo de la esmectita, es bajo para ocasionar daño en la formación; por el contrario al
alto volumen de arcillas migratorias como la caolinita se le podría atribuir la causa
principal de daño.
4.4. Análisis químico
4.4.1. Solubilidad en sistemas ácidos
Pruebas de solubilidad en acido se llevaron a cabo en dos (2) muestras de la
formación y una (1) en núcleo de berea. El tratamiento principal de cualquier sistema
282
ácido va a depender de la solubilidad que tenga este con los minerales presentes en la
formación. Generalmente las concentraciones a usar en formaciones con
permeabilidades > 100 mD, contenido de cuarzo > 80% y de arcillas ≤ 5% es de:
12%HCl - 3%HF.
Tabla 21. Solubilidad en sistemas ácidos
SOLUBILIDAD EN SISTEMAS ACIDOS
MUESTRA Berea 15.803,’6’’ 15.975,’3’’
HCL AL 15% 6,3 1,8 0,2
RMA (12% HCL + 3% HF) 14 8,5 8,6
% Solubilidad total (HCL+ RMA) 20,3 10,3 8,8
La solubilidad de la roca al ácido clorhídrico generalmente se considera que
representa el contenido de carbonatos de la formación, como podemos notar de la tabla
anterior deducimos que la aproximación al contenido de carbonatos presentes en las
muestras está acorde con los resultados obtenidos del análisis de difracción de rayos X,
cuya solubilidad al HCl es menor del 10%; como regla general las formaciones con
menos del 10% de solubilidad no son estimuladas con ácido clorhídrico.
También es conveniente señalar que por lo general la solubilidad determinada en
el laboratorio diferirá de la solubilidad que muestra la formación durante una
acidificación, las diferencias serán en función de la estructura de la roca y de la
distribución que guarde cada mineral en la misma.
4.5. Pruebas de flujo
Una vez optimizados los fluidos, definidos los parámetros petrofísicos y
caracterizada la mineralogía de las muestras se procedió a realizar pruebas de flujo en
núcleos con los sistema de tratamiento Onestep, OMA, OCA-HT y HF 2%, las cuales se
283
realizaron en el equipo formation response tester modelo 6100, el cual permitió simular
las condiciones del pozo. Ver fotografías figuras 67 y 68. Este equipo sofisticado que
permite realizar las pruebas de flujo a altas presión y temperatura, simulando
condiciones del yacimiento, desplazamiento de fluidos y condiciones de inyección -
producción.
El efecto que causa cualquier sistema de tratamiento en las muestras de núcleo
de prueba, se determina a través de la medición de permeabilidad, mientras que los
efectos de la inyección secuencial de los fluidos o etapas de los sistemas de tratamiento
se evaluaron midiendo las presiones diferenciales y el gasto a través del núcleo y
aplicando la ecuación de Darcy para obtener la permeabilidad.
El orden de las pruebas realizadas sigue a continuación, seguida de otras con
fines referenciales y comparativos:
4.5.1. Pruebas de flujo con el sistema Onestep en núcleo de berea y en muestras de
núcleo del pozo VLG-3873 correspondiente a la profundidad de 15860'6".
- Procedimiento
1. Se satura núcleo con agua de formación preparada en el laboratorio según
composición suministrada por PDVSA.
2. Se inyecta crudo en los sentidos de producción – inyección. Producción a fin de
determinar la permeabilidad inicial (Koi). La permeabilidad en el núcleo de berea
estabiliza en aproximadamente 39 mD y en muestras de núcleo del pozo VLG-
3873 correspondiente a la profundidad de 15860'6" estabiliza en
aproximadamente 27 mD.
3. Se inyecta el sistema OneSTEP.
4. Finalmente se inyecta crudo en sentido de producción para determinar la
permeabilidad final (Kof) y por consiguiente evaluar la efectividad del tratamiento.
Ver figuras 42 y 43.
284
Núcleo de berea antes del tratamiento Núcleo de berea después del tratamiento
Figura 41. Tratamiento con sistema Onestep en núcleo de berea
Figura 42. Prueba de flujo en núcleo de berea # 3 @ 310ºF tratamiento Onestep
150
Figura 43. Prueba de flujo en muestra de núcleo del pozo VLG-3873 correspondiente a una profundidad de 15860'6"
@ 310ºF tratamiento Onestep
4.5.2. Pruebas de flujo con sistema OMA 9:1.5 en núcleo de berea
- Procedimiento
1. Se satura núcleo con agua de formación preparada en el laboratorio según
composición suministrada por PDVSA.
2. Se inyecta crudo en dirección de producción –inyección. Producción a fin de
determinar la permeabilidad inicial (Koi). Se estabiliza la permeabilidad en
aproximadamente 37 mD.
3. Se realiza inyección del sistema solvente.
4. Se da tiempo de cierre de tres (3) horas.
5. Se inyecta un preflujo de ácido orgánico 13/9.
6. Se realiza la inyección del sistema principal de tratamiento OMA 9:1.5 (Fórmico /
HF).
7. Se realiza la inyección del postflujo, siendo en este caso un acido orgánico 13/9.
8. Finalmente se inyecta crudo en sentido de producción para determinar la
permeabilidad final (Kof) y por consiguiente evaluar la efectividad del tratamiento.
Ver figuras 45.
Núcleo antes del tratamiento Núcleo después del tratamiento
Figura 44. Tratamiento con sistema OMA 9:1,5 en núcleo de berea
Figura 45. Prueba de flujo en núcleo de berea # 2 @ 310ºF tratamiento OMA HT.
4.5.3. Pruebas de flujo con sistema OCA-HT en núcleo de berea y en muestras de
núcleo del Pozo VLG-3873 correspondiente a una profundidad de 15803’6”.
- Procedimiento
1. Se satura núcleo con agua de formación preparada en el laboratorio según
composición suministrada por PDVSA.
2. Se inyecta crudo en dirección de producción – Inyección. Producción a fin de
determinar la permeabilidad inicial (Koi). La Permeabilidad estabiliza en
aproximadamente 43 mD en núcleo de berea y en muestras de núcleo del pozo
VLG-3873 correspondiente a una profundidad de 15803’6” estabiliza en
aproximadamente 13 mD.
3. Se da tiempo de cierre de tres (3) horas.
4. Se inyecta el preflujo de ácido orgánico 13/9.
5. Se realiza la inyección del sistema principal de tratamiento OCA-HT.
6. Se realiza la inyección del postflujo, siendo en este caso un Acido Orgánico 13/9.
7. Finalmente se inyecta crudo en sentido de producción para determinar la
permeabilidad final (Kof) y por consiguiente evaluar la efectividad del tratamiento.
Ver figuras 48 y 49.
Núcleo antes del tratamiento Núcleo después del tratamiento
Figura 46. Tratamiento con sistema OCA-HT en núcleo de berea
154
Núcleo antes del tratamiento Núcleo después del tratamiento
Figura 47. Tratamiento con sistema OCA-HT en núcleo del pozo VLG-3873
4.5.4. Pruebas de flujo con sistema HF 2% en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
correspondiente a una profundidad de 15859’4’’.
- Procedimiento
1. Se satura núcleo con agua de formación preparada en el laboratorio según
composición suministrada por PDVSA.
2. Se inyecta crudo en dirección de producción –inyección. Producción a fin de
determinar la permeabilidad inicial (Koi). La Permeabilidad estabiliza en
aproximadamente 51 mD.
3. Se inyecta sistema solvente.
4. Se inyecta el preflujo de ácido orgánico 6/5.
5. Se realiza la inyección del sistema principal de tratamiento HF al 2.
6. Se realiza la inyección del postflujo, siendo en este caso un acido orgánico 5/3.
7. Finalmente se inyecta crudo en sentido de producción para determinar la
permeabilidad final (Kof) y por consiguiente evaluar la efectividad del tratamiento.
Ver figura 50.
Figura 48. Prueba de flujo en núcleo de berea # 1 @ 310ºF tratamiento OCA-HT
156
Figura 49. Prueba de flujo en núcleo del pozo VLG-3873, profundidad 15.803,’6’’ @ 310ºF tratamiento OCA-HT
157
Figura 50. Prueba de flujo en núcleo del pozo VLG-3873, profundidad 15.859,’4’’ @ 310ºF tratamiento HF 2%
4.6. Reacción de disolución de las arcillas o/y minerales presentes en las muestras
Las rocas, al estar formadas por minerales, son sensibles al ataque de los
agentes químico. Hay minerales solubles en agua, otros en ácidos débiles, otros en
ácidos fuertes, otros tienen tendencia a incorporar agua a su estructura, algunos se ven
afectados por la luz o por el calor, entre otros. Sin embargo, en lo que se refiere a sus
efectos, son en su mayor parte de tres tipos: disolución, hidrólisis y oxidación, sin
olvidar otros que pueden ser localmente importantes, como la descomposición térmica.
La disolución es un proceso físico que consiste en la disociación de las
moléculas en iones gracias a un agente disolvente. Este proceso no implica ninguna
transformación en la composición química del material disuelto. Una vez disueltos los
materiales se precipitan al desaparecer el agente disolvente. Frecuentemente esta
precipitación se hace en el mismo lugar de la disolución.
La eficacia de la disolución depende de la naturaleza de la roca, sobre todo de su
permeabilidad. Las rocas sedimentarias son más sensibles a la disolución y las aguas
alcalinas atacan muy eficazmente las rocas silíceas.
Tras la disolución aparecen residuos insolubles, residuos de disolución, como la
arena y la arcilla de descalcificación o arcillas con sílice. Los elementos disueltos
también pueden precipitar tras una migración, estas acumulaciones pueden ser
notablemente potentes y forman costras.
Generalmente no se desea disolver la sílice, ya que la sílice normalmente no
participa en la reducción de permeabilidad. Dado que la cantidad de sílice en una
formación de arenisca es normalmente muchas veces mayor que la cantidad de arcilla
en una formación de arenisca.
Siendo este el caso, donde la composición mineralógica de las muestras en
estudio presenta al cuarzo como componente dominante en todo su intervalo, con
porcentajes que varían de 84 a 97% del volumen total de la roca; se empleo un
procedimiento practico de interpretación de resultados de los análisis de las muestras
de fluido a fin de determinar la concentración de aluminio y silicio, que los laboratorios
de Schlumberger determinaron mediante la realización de pruebas con reactores
discontinuos frente a una amplia gama de temperaturas para crear una extensiva base
de datos patentados.
169
La base de datos compuesta por la cinética de las reacciones reduce la cantidad
de formulaciones de fluidos que es necesario probar. No obstante, habitualmente se
recomienda realizar una prueba de flujo en núcleos para determinar la superficie de los
minerales reactivos presentes en la formación representada por el núcleo.
Luego de realizada las pruebas de flujo en muestras de núcleo del pozo VLG-
3873 con el sistema de tratamiento onestep, se recolectó el efluente en forma regular
en tubos plásticos de 10 ml y se tomó nota de la presencia de cualquier fino en la
muestra. Después del filtrado y la disolución con acido nítrico, para evitar la ulterior
precipitación, se analizaron las muestras de fluido a fin de determinar la concentración
de aluminio y silicona. (Ver en el anexo la figura 69)
4.6.1. Resultados de la disolución de las arcillas con los sistema de tratamiento
Onestep y OCA
Los resultados de la disolución de las arcillas con el sistema de tratamiento
Onestep (50% EDTA diamónico + 1% bifloruro de amonio, pH 5,5 @ 85°C) se presenta
en la tabla 22, junto con los datos obtenidos de las pruebas con reactores discontinuos
empleando el sistema de tratamiento (OCA+ 5% Inhibidor de corrosión @ 85°C), según
base de datos Schlumberger. Podemos notar que las concentraciones de aluminio (Al) y
silicio (Si) obtenidas en el laboratorio son relativamente más bajas que las pruebas con
el reactor, a pesar de que la relación solido – liquido es la misma en ambos casos.
Tabla 22. Resultados de las pruebas de disolución de las arcillas con el sistema de
tratamiento Onestep en el laboratorio y el sistema de tratamiento OCA (Reactor)
Nº
MUEST
TIEMPO
(min)
PESO MUEST
g
RESID g
DATOS EN EL LABORATORIO
DATOS REACTOR
PESO FLUIDO
g
Temp
ºC AL OneSTEP
ppm
SI OneSTEP
ppm
AL OCA ppm
SI OCA ppm
21 15 3,73 8,05 1490 356 9550 727 618 88
22 30 4,79 6,13 3700 348 13400 870 605,16 93
23 60 5,64 7,45 5760 238 12900 364 592,92 86
24 120 6,54 8,81 10100 316 13200 259 578,47 82
25 240 8,61 5,50 9530 273 14400 209 566,43 83
170
p.p.m. = partes por millón = mg/l, mg/kg, ml/l.
Las concentraciones de las soluciones de salida de Al y Si respecto al tiempo se
graficaron en la figura 51. En ella se observa que:
De los resultados obtenidos de las pruebas en el laboratorio la tendencia a la
liberación de AI inicia a los 15 minutos y muestra un progresivo aumento en las 2
primeras horas, hasta tratar de estabilizarse disminuyendo un poco a las 4 horas;
mientras que el Si presenta baja composición a los primeros 15 minutos tendiente a
disminuir a los 60 minutos, mostrando un leve aumento por debajo del valor inicial a las
2 horas, para luego disminuir un poco pasado las 4 horas.
En los resultados obtenidos de las pruebas con el reactor, según base de datos
Schlumberger, la tendencia de liberación se da rápidamente para el Al y el Si iniciando
a los 15 minutos y con altas concentraciones, seguido de un aumento a los 30 minutos,
descendiendo un poco para el Al a los 60 minutos para luego aumentar mientras que
para él Si se muestra un rápido descenso hasta estabilizarse siguiendo los patrones de
referencia. Para el aluminio se observa que existen concentraciones iníciales altas
siendo la de referencia relativamente más alta que la obtenida con el sistema de
tratamiento Onestep.
Figura 51. Fluido onestep disuelve arcillas en el laboratorio
171
En ambos casos la tendencia a la liberación de AI es mayor que la de Si
presentando mayor solubilidad en el medio y en general las concentraciones de Al y Si
están por debajo de las tomadas de la base de datos de Schlumberger; a pesar de esto
no existe precipitación en el medio.
4.6.2. Velocidades de las reacciones obtenidas con los sistemas de tratamiento
Onestep y OCA
Todas las reacciones en la estimulación de pozos entre ácidos y minerales
contenidos en la formación, son cambios químicos que se producen con diferentes
velocidades, tal velocidad de reacción según Islas, C. (1991) se define como la canti-
dad de moles de moléculas que reaccionan con respecto al tiempo.
Para determinar la velocidad de reacción, es suficiente conocer como varia con el
tiempo la cantidad de una de las sustancias participantes en la reacción. En la tabla 23
se muestran las velocidad de reacción del Al y Si en el laboratorio versus las obtenida
de la base de datos.
Tabla 23. Velocidad de reacción definida en mol/kg con respecto al tiempo
DATOS EN EL LABORATORIO DATOS REACTOR
Nº
MUESTRA
TIEMPO
(min)
ONESTEP OCA-HT
AL
mol/kg
SI
mol/kg
AL
mol/kg
SI
mol/kg
21 15 0,055 0,013 0,353704 0,025964 22 30 0,137 0,012 0,496296 0,031071 23 60 0,213 0,009 0,477778 0,013 24 120 0,374 0,011 0,488889 0,00925 25 240 0,353 0,010 0,533333 0,007464
172
Figura 52. Velocidad de disolución con respecto al tiempo entre el fluido onestep y muestras de areniscas en el laboratorio
En la figura 52 se muestra gráficamente las velocidades de reacción en (mol/Kg)
con las líneas de tendencia o regresión logarítmica para las concentraciones de
aluminio y silicio versus el tiempo en minutos. En ella se nota la tendencia del
comportamiento, representado por las líneas de regresión mostrado aumento
progresivo en la concentración del Al, mientras que el del silicio no es tan significativo el
aumento pero se comporta tal la tendencia.
En conclusión la tendencia a la liberación de AI es mayor, presentando mayor
solubilidad en el medio, aumentando bruscamente y manteniéndose con el tiempo,
mientras que el Si poco precipita pero igualmente se mantiene con el tiempo; para
ambos caso es indicativo que no existe precipitación corroborando que ambos sistemas
ácidos no desconsolidan las muestras de núcleo ni forman precipitados, lo que indica la
compatibilidad de estos sistemas de tratamiento con la mineralogía de la formación en
estudio; que además proporcionó el mejoramiento de la permeabilidad.
173
4.6.3. Definición de las reacciones de estudios experimentales realizados
Estudios recientes sobre la estimulación de la matriz han hecho mucho hincapié
en la importancia de las reacciones secundarias y terciarias para la determinación del
éxito de los tratamientos de acidificación de la matriz.
Para los aluminosilicatos sensibles a los ácidos, estas reacciones son
especialmente importantes porque se producen a escalas de tiempo mucho más corto
que para los minerales sensibles no ácidos. La presencia de aluminosilicatos sensibles
a los ácidos puede llegar a dominar las consideraciones de diseño de tratamiento, a
pesar de que pueden estar presentes en pequeñas cantidades en comparación con
otros aluminosilicatos.
Con los años, muchos sistemas de acidificación diferentes se han desarrollado
para aplicaciones específicas. En general, las tres principales son las siguientes:
- Retardar las reacciones ácido / mineral para la penetración del ácido más
profundo.
- Hacer que el ácido sea menos agresivos para las completaciones mecánicas.
- Evitar reacciones indeseables que podrían resultar en daño de la formación
Tradicionalmente, el sistema a base de ácido fluorhídrico (HF) se ha utilizado
para disolver los aluminosilicatos, en formaciones de arenisca. Estas formulaciones,
normalmente se conoce como Mud acid generalmente está compuesto de ácido
clorhídrico HCl y fluorhídrico HF en varias concentraciones; mas sin embargo por otro
lado las investigaciones desarrolladas sugieren el reemplazo del HCl por un ácido
orgánico tal como ácido acético o fórmico.
Esta clase de ácidos orgánicos actúa quelatando los iones de aluminio-3+ (Al3+),
manteniendo el sílice en la solución e impidiendo de ese modo la precipitación de gel de
sílice. Además, el acido mantiene un valor de pH bajo para impedir la posible
precipitación de hidróxido de aluminio (Al(OH)3). Un ácido orgánico le toma más tiempo
gastarse que el HCL porque solo está parcialmente ionizado.
174
4.6.4. Reacciones durante la acidificación de areniscas con el sistema de tratamiento
HF para eliminar el daño producto de la presencia de caolinita
Los productos de la reacción del mud acid con aluminosilicatos son
predominantemente Al, Si, Mg y iones complejos. La solubilidad de estos es en gran
parte controlada por las concentraciones y la relación de iones de amonio e iones de
flúor en solución y el pH. Como el objetivo principal de los tratamientos de acidificación
de areniscas es eliminar o reducir el daño de formación, las principales reacciones que
se dan durante la acidificación de areniscas con el sistema de tratamiento HF, para
eliminar el daño producto de la presencia de caolinita son:
- Reacción primaria
aq
Haq
OHaq
SiFaq
AlFOHOSiAlaq
HF s 42
1826
42
41044
32 8
(4-1)
- Reacción secundaria
s
OHSiOaq
Alaq
OHaq
AlFaq
HFsOHOSiAlaq
OHaq
SiF2
2*2
631102
36810442162
62
(4-2)
- Reacción de lixiviación del aluminio secundaria
s
OHSiOaq
OHaq
AlaqOHOSiAlaq
H2
2*2
42
2348104412
(4-3)
- Reacción del HF al sílice amorfo
175
aqOH
aqSiFH
sOHSiO
aqHF
24
6222*
26
(4-4)
En este caso la disolución inicial del silicio, en forma de 26SiF reacciona con la
arcilla para formar sílice amorfo y el aluminio fluoruros que pueden precipitar. La
precipitación del sílice (Ecuaciones 4-1 y 4-2) es considerada por muchos autores la
razón principal que los tratamientos de acidificación en formaciones de areniscas no
eliminen el daño previsto, especialmente a temperaturas > 150ºF o en presencia de
arcillas sensibles al acido.
En ausencia de un agente quelante, los iones de aluminio estarán presentes en
la solución de sales de fluoruro de aluminio o precipitan, por ejemplo NH4, AlF4, como
si hay suficiente amonio. Gibbsite (Al(OH)3) también puede precipitar.
- Precipitación del Al
s
AlFNHOSiAlaq
Faq
Alaq
NH44444
434
(4-5)
Un delicado equilibrio debe darse para mantener Al, Si, Mg y complejos de iones
en solución. Por ejemplo, una sal común de fluoruro de aluminio es AlF2+ y un fluoruro
de silicio en solución como H2SiF6 es tres veces la cantidad de fluoruro de aluminio
necesario para mantener en solución y en general manteniendo la mayor parte de
aluminio posible en solución. También mantendrá la mayoría de silicio en solución. Por
lo tanto en ausencia de un agente quelante el aluminio se lleva a cabo en la solución
por el flúor hasta el momento en que se precipita en forma de NH4AlF4, momento en
que el silicio precipita en vista de que no hay suficiente fluoruro para evitar que el
H2SiF6 este en la solución.
4.6.5. Reacciones durante la acidificación de areniscas con agente quelante
176
En presencia de un agente quelante, el aluminio se mantiene en solución por el
agente quelante y el silicio por el fluoruro, lo que permite mucho mas fluoruro disponible
para estabilizar el silicio en la solución.
- Reacción primaria de quelantes
aq
AlEDTAHaq
NHOSiAlAlaq
EDTANH 3024
2444
3
24
(4-6)
- Reacción secundaria de quelantes
2aq
AlEDTAFaq
Faq
AlEDTA
(4-7)
Un quelante como el EDTA también es capaz de quelatar el calcio y magnesio
suficiente para evitar la precipitación del calcio o fluoruro de magnesio. Esto significa
que el uso de un líquido basado en EDTA permite considerar el uso de un único fluido
para el tratamiento de formaciones de areniscas de manera similar a la de los
carbonatos.
4.6.6. Único fluido quelante EDTA (DAE) diamonio desarrollado específicamente para
la acidificación de areniscas alta temperaturas
177
Agentes quelantes como ácido etilendiaminotetraacetico (EDTA) y ácido
hidrocyetilendiaminotetraacetico (HEDTA) han demostrado ser eficaz en la estimulación
de areniscas alta temperaturas Husen (2002), Frenier (2004), Ali (2008); sin embargo la
capacidad de disolución de estos fluidos con respecto a las arcillas (aluminosilicatos) es
mucho menor que un ácido convencional Mud acid. Los fluidos en estos casos se
seleccionan para proporcionar una adecuada penetración del ácido en la matriz de la
formación y minimizar el riesgo de precipitación producto de la velocidad de las
reacciones a altas temperaturas o por corrosión.
El mejoramiento de la permeabilidad de la matriz después del tratamiento es a
menudo atribuido a la disolución de la calcita en lugar de las arcillas Husen (2002). La
solubilidad de la formación en el HCL al 15% y el fluido de tratamiento quelante son
similar, sin embargo, las posteriores pruebas demostraron que es posible aumentar la
capacidad de disolución de la arcilla, con el uso de EDTA (DAE) diamonio incluso a
bajas concentraciones de ácido HF. Esto con mayor frecuencia se da mediante la
adición de bifluoruro de amonio, que luego se disocia (Ecuación 4-8).
aq
NHaq
HFaq
Haq
HFNH4
224
(4-8)
La concentración de HF se puede ajustar para optimizar la velocidad y la
capacidad de disolución total del sistema de fluido en función de la formación
mineralógica y temperatura. Mientras tanto la velocidad de disolución puede reducir sin
disminuir la disolución final (Capacidad del fluido por la adición de ácido bórico H3BO3).
El ácido bórico reacciona con el acido HF para formar ácido fluobórico (HBF4) que poco
a poco se hidroliza a la liberación del acido HF. El ácido fluobórico también proporciona
un medio sumamente eficaz para la estabilización de la arcilla y el control de la
migración de finos, Thomas y Crove (1978, 1981).
178
CAPÍTULO V
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
Una vez empleado los sistemas de tratamiento en el medio poroso, se realiza el
análisis e interpretación de los gráficos obtenidos con el equipo RFT, para la
comparación de los mismos en pro de la determinación de la efectividad de los sistemas
de tratamiento a objeto de la investigación. La efectividad de los tratamientos se evalúa
mediante la medición de la permeabilidad recuperada, cantidad de ácido a inyectar y
presión diferencial; acotando que los sistemas de tratamiento se bombearon en la
dirección de inyección y la medición se realiza en la dirección de producción.
5.1. Resultados de los sistemas de tratamientos en muestras de nucleo con el equipo
RFT
5.1.1. Resultados de la prueba de flujo con el sistema de tratamiento onestep
La permeabilidad obtenida de la prueba de flujo en núcleo de berea @ 310ºF con
el tratamiento onestep mostró un incremento significativo dado que subió de 39mD a
61mD, lo cual representa un incremento positivo de aproximadamente el 56%. En este
caso particular la restauración de permeabilidad requirió de aproximadamente 35
volúmenes porales, este efecto pudiera ser atribuido principalmente a la interacción
fluido – roca y mojabilidad.
El onestep contiene dentro de su formulación un surfactante no iónico (W054) y
un solvente mutual (U067 a una concentración del 5% v/v) cuya función principal es
remover la fase orgánica de la superficie de los minerales para lograr un mejor efecto
de disolución de dichos componentes con el sistema onestep, así como también el de
mantener la roca humectada al agua.
Según Schlumberger se presume en este caso que la interacción entre el
sistema onestep y la roca no fue del todo efectiva debido a una remoción de la fase
orgánica menos efectiva y por una posible alteración en la mojabilidad de la roca al
179
agua, disminuyendo por consiguiente su capacidad de disolución de las arcillas y a su
vez prolongando el retorno de permeabilidad en la prueba.
La recomendación para este caso especifico (núcleo de berea, mineralogía,
temperatura) es incrementar la concentración de solvente mutual (U067 a un 10% v/v)
dentro del onestep para asegurar que la roca no contenga restos de crudo durante el
tratamiento, de esta manera optimizamos el contacto directo del fluido con el medio,
incrementando su capacidad de disolución y a su vez mantenemos la roca humectada
al agua durante todo el tratamiento.
De la prueba de flujo en muestras de núcleo de la formación, correspondiente a
una profundidad de 15.860,'6", la permeabilidad mostró un mejoramiento significativo
dado que subió de 27mD a 36mD, lo que representa un incremento positivo de 33% y
para este caso (muestra de núcleo del pozo VLG-3873) la restauración de
permeabilidad requirió de aproximadamente 20 volúmenes porales, lo relativo de un
proceso normal.
5.1.2. Resultados de la prueba de flujo con el sistema de tratamiento OMA 9:1,5
La permeabilidad en núcleo de berea mostró un incremento significativo dado
que subió de 37mD a 62 mD, lo cual representa un incremento positivo de
aproximadamente el 68%.
La sensibilidad de la roca de formación ante un tratamiento dado, incluye todas
las reacciones negativas que se pueden generar cuanto el fluido tratante contacta la
roca, por lo tanto es muy importante destacar en este caso, el hecho de que aunque se
obtuvo un ganancial significativo en cuanto al incremento de la permeabilidad; pero al
momento de bajar el núcleo del equipo se pudo observar que la integridad del mismo se
vio afectada por desconsolidación, con un evidente desprendimiento de partículas.
En la figura 45 se puede observar que durante la inyección del postflujo hubo
bastante inestabilidad del diferencial de presión durante toda la inyección del sistema, lo
cual es indicativo de que estaba presentando un problema en la roca. A manera de
interpretar este resultado, nos basamos en la siguiente definición: El principal problema
asociado con el uso de mezclas HCL+HF está causado por la desconsolidación de la
180
matriz y la pobre penetración atribuido a incompatibilidades y reprecipitación de
productos de la reacción (Rae, P. 2003 y Kumes, N. 2000)
Por otro lado tenemos que, los minerales del grupo de las esmectita incluyen
arcillas dioctaédricas tales como la montmorillonita, beidellita, y natronita, y
trioctaédricas como la hectorita (rica en Li), la saponita (rica en Mg), y la sauconita (rica
en Zn); siendo la saponita de notable interés, puesto que se determino su concentración
en las muestras de núcleo utilizadas para las pruebas de flujo.
El problema de las arcillas esmectíticas radica en que a temperaturas por encima
de 200ºC la estructura colapsa, eliminando la zona de adsorción, de forma que si
queremos depurar soluciones a temperaturas por encima de 200ºC no tendremos el
espacio interlaminar donde acomodar los cationes o moléculas que nos interesa
eliminar de la solución.
5.1.3. Resultados de la prueba de flujo con el sistema de tratamiento OCA-HT
La permeabilidad obtenida de la prueba de flujo en núcleo de berea mostró un
incremento significativo dado que subió de 43mD a 73mD, lo cual representa un
incremento positivo de aproximadamente el 70%. Cabe destacar en este caso que
aunque la permeabilidad se observa estable, no se pudo inyectar una mayor cantidad
de crudo para hacer la evaluación más objetiva, por problemas de flujo eléctrico en el
equipo lo cual se supone altero las condiciones originales de la prueba.
En el caso de la prueba de flujo en muestra de núcleo del pozo VLG-3873
correspondiente a la profundidad de 15.803,'6", la permeabilidad mostró un incremento
significativo dado que subió de 13mD a 28 mD, esto representa un incremento positivo
de aproximadamente el 115%.
En general el sistema OCA HT mostró un poder de disolución alto en ambos
núcleos, sin presentar problemas de desconsolidación.
181
5.1.4. Resultado de la prueba de flujo con el sistema de tratamiento HF 2%
La permeabilidad en muestra de núcleo del pozo VLG-3873 correspondiente a
una profundidad de 15.859,'4", mostró un mejoramiento puesto que subió de 51mD a
57mD, lo que representa un incremento del 11%. Este sistema no causo
desconsolidación de la arena.
5.2. Medición de la efectividad de los sistemas de tratamientos
5.2.1. Variable de control - permeabilidad obtenida de las pruebas de flujo
Para llevar a cabo la evaluación de la efectividad de los sistemas de tratamiento
de manera cuantitativa, se elaboran las siguientes tablas y gráficos representativos de
los resultados de la permeabilidad obtenida de las pruebas de flujo.
Cabe destacar que con la realización de estas pruebas, se ha evaluado la
capacidad de disolución de cada uno de los sistemas, resaltando el sistema Onestep y
OCA-HT (tecnología Schlumberger), de interés en esta investigación; por su
composición basada en el uso de agentes quelantes como tratamiento principal de
acidificación de pozos en areniscas a elevadas temperaturas.
Tabla 24. Relacion de la permeabilidad inicial/final obtenida de las pruebas de flujo en
núcleo de berea y en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
SISTEMAS DE TRATAMIENTO
PERMEABIILIDAD (mD)OBTENIDA EN
NÚCLEO DE BEREA NÚCLEO DEL POZO VLG-
3873
K mD (Inicial)
K mD (Final)
% K mD (Inicial)
K mD (Final)
%
OMA 37 62 68 - - -
OCA 43 73 70 13 28 115
OneStep 39 61 56 27 36 33
HF 2% - - - 51 57 12
Figura 53. Relacion K (Inicial/ final) obtenida de la aplicación
de los sistemas de tratamiento en núcleo de berea Figura 54. Porcentaje de disolucion de los sistemas de
tratamiento aplicados en núcleo de berea
Figura 55. Relacion K (Inicial/ final) obtenida de la aplicación
de los sistemas de tratamiento en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
Figura 56. Porcentaje de disolucion de los sistemas de tratamiento aplicados en muestras de núcleo del
pozo VLG-3873
173
De las figuras 53, 54, 55 y 56 se puede decir que: todos los sistemas de
tratamiento ácidos evaluados incrementan la permeabilidad en los núcleos después de
su aplicación, notándose con mayor porcentaje de disolución el sistema de tratamiento
OCA-HT, con un 36% en núcleos de berea y un 72% en muestras de núcleo del pozo
VLG-3873.
5.2.2. Variable de control - cantidad de ácido inyectado
La acidificación convencional de las areniscas usualmente con HF es un proceso
complejo que involucra diversos equipos y muchos pasos secuenciales. Pueden
utilizarse hasta seis tanques de ácido y dos tanques de salmuera, y pueden llevarse a
cabo cinco etapas con 25 pasos, dependiendo del tipo de técnica de divergencia. En el
tratamiento convencional, el colchón de prelavado de salmuera remueve y diluye los
componentes incompatibles con el ácido. De un modo similar, los colchones de
prelavado de HCI remueven las calcitas con anterioridad al tratamiento principal con
HF. Por el contrario, el tratamiento Onestep utiliza habitualmente solo dos tanques de
almacenamiento de ácido y un tanque de salmuera, y requiere muchos menos pasos.
La simplicidad de este tratamiento es el resultado del uso de un agente quelante
en lugar de HF. El agente quelante elimina los problemas asociados con las reacciones
secundarias y terciarias que podrían producir precipitación con una reducción de las
etapas de fluidos y una logística simplificada; entre otras ventajas otorga una baja tasa
de corrosión y un menor riesgo en materia de salud, seguridad y medio ambiente.
En la tabla 25, denotamos el volumen de poro inyectado en núcleo de berea y en
muestras de núcleo del pozo VLG-3873, por sistema de tratamiento y de manera grafica
representadas en las figuras siguientes el número de etapas de fluidos llevadas a cabo
por sistema de tratamiento.
174
Tabla 25. Volumen de poro inyectado en núcleo de berea y en muestras
de núcleo del pozo VLG-3873
SISTEMAS DE TRATAMIENTO
ETAPAS
VOLUMEN DE PORO INYECTADO
NÚCLEOS DE BEREA NUCLEO DEL POZO VLG-
3873
OMA OCA Onestep HF 2%
OMA OCA Onestep HF 2%
Solvente 40 30 - - 60 75 46
Pre- flujo 50 40 - - 74 87 60
Tratamiento principal
60 60 53 - - 95 78 98
Post- flujo 67 64 - - 98 105
Figura 57. Volúmenes de poros inyectados en núcleo de berea
175
Figura 58. Volúmenes de poros inyectados en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
De la figura 58 podemos decir que los sistemas de tratamiento 2% HF y el OCA-
HT en muestras de núcleo del pozo VLG-3873, requirieron del mayor volumen de
tratamiento según sea la etapa o tren de flujo empleado; aparte de que el sistema de
tratamiento 2%HF requirió de 6 etapas, repitiendo con dos de solvente en la etapa
inicial y dos de preflujo. Seguido en orden de menor volumen de tratamiento el OMA y
por último el onestep, sistema no considerado convencional, pues no depende del
posicionamiento de un tren de fluidos para obtener una estimulación efectiva de la roca.
A pesar de que no existe una estructura o patrón de disolución de las areniscas,
relacionadas con la eficiencia de la operación de acidificación, como complemento se
construye la figura 59 en representación grafica del volumen poral acido inyectado para
la inundación completa de una de las muestras de núcleo del pozo VLG-3873 a la
profundidad de 15860'6" @310ºF versus la tasa de flujo. En ella se puede visualizar
como a determinadas condiciones dadas (tasa de flujo constante), se desarrollan
longitudes sustanciales que evidencian la eficiencia del ácido o sistema de tratamiento
Onestep.
176
Figura 59. Volumen poral requerido para la inundación completa en Núcleo (PVBT) del pozo VLG-3873, Profundidad: 15860'6" @310ºF versus tasa de flujo
5.2.3. Variable de control - presión diferencial (psi)
Siendo la presión uno de los factores básicos de control relativos a la reacción
del acido en la matriz, que sorprendentemente incrementa el régimen de reacción, a
pesar del hecho de que la mayoría de las reacciones que producen un gas, tales como
las reacciones del HF en silicatos son retardadas por la presión. Se cree que la
formación de ácido fluosilícico (H2SiF6) a partir del gas producido, tetrafluoruro de
silicio (SiF4), contribuye a la reacción total en la formación, lo que puede explicar el
incremento de la velocidad de la reacción del ácido HF bajo presión.
A manera de referencia en la tabla 26 se clasifican los valores del diferencial de
presión antes y después de la estimulación tanto en núcleo de berea con en muestras
de núcleo del pozo VLG-3873, como variable de control de la efectividad de las
reacciones acidas obtenidas en las muestras de núcleo, frente a los sistema de
tratamiento empleado.
177
Tabla 26. Presion diferencial en núcleo de berea y en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
SISTEMAS DE TRATAMIENTO
PRESION DIFERENCIAL (psi)
NÚCLEO DE BEREA NÚCLEO DEL POZO VLG-
3873
ΔP (psi)
ANTES
ΔP (psi)
DESPUES %
ΔP (psi)
ANTES
ΔP (psi)
DESPUES %
OMA 3 1,5 50 - - -
OCA 2,5 1,5 40 20 9 55
OneStep 2,5 1,5 40 7 5 29
HF 2% - - - 1,8 2,3 ?
Figura 60. Presión diferencial (psi) obtenida en núcleo de berea
178
Figura 61. Presión diferencial (psi) obtenida en muestras de núcleo del pozo VLG-3873
En las figuras 60 y 61, podemos observar como la presión diferencial disminuye
luego de la aplicación de los sistemas de tratamiento, destacando que en los núcleos de
berea la disminución de la presión fue relativamente similar o igual entre los distintos
sistemas posterior a su aplicación con un 50% de disminución, mientras que en las
muestras de núcleo del pozo VLG-3873 se tiene que solo en los sistemas Onestep y
OCA evidencian una disminución de la presión luego de la aplicación del tratamiento,
con un 30 a 55%; en cambio el sistema 2% HF no ocurre la disminución de la presión, si
no que se evidencia un incremento en respuesta de que el tratamiento no fue
largamente activo y los precipitados de fluosilicatos taparon la matriz del núcleo .
Basados en esta observación, un incremento de presión cuando se usa el
sistema 2% HF indica una potencial incompatibilidad entre el ácido y la mineralogía de
la formación a esa temperatura (310ºF). De esta medición cuantitativa se puede decir
que es representativa de la efectividad de estos tratamientos y su capacidad de
remover partículas de la matriz.
179
5.3. Matriz integral de evaluación
La siguiente matriz integral de evaluación mostrada en la tabla 27, se construye
para representar el logro de la realización de las pruebas documentadas en este trabajo
de investigación, de lo cual obtuvimos lo siguiente:
Tabla 27. Matriz integral de evaluación de los sistemas de tratamiento
OMA 9:1.5 OCA HT 2% HF ONESTEP
1 Capacidad de disolución de elementos restrictivos dentro de la matriz de la roca
+ ++ +/- +
2 Cero desconsolidación de la matriz de la roca
- ++ + +
3 Eficiencia en el posicionamiento de los fluidos dentro de las arenas objetivo
+/- +/- - +
4 Simplicidad operacional +/- +/- - +
180
CONCLUSIONES
- Los tres sistemas de tratamiento acido (OMA 9:1.5, OCA HT y ONESTEP),
utilizados en las pruebas de núcleo, no generan problemas de compatibilidad
alguno, con el crudo provenientemente del pozo VLG-3899.
- La aplicación de los tres sistemas de tratamiento acido no ocasiono problemas
de formación de emulsiones entre la formulación ácida, la roca y el crudo
proveniente del pozo VLG-3899, indicativo que no causan daño a la formación.
- Se identifico que: las muestras de núcleo de berea son de alta permeabilidad, de
1435 a 1470 mD, y con porosidad promedio de 24%, mientras que, las muestras de
núcleo del pozo VLG-3873 están entre 177 a 992 mD, y porosidades promedio de
15%.
- Se corroboro que, la causa principal de daño de formación es debido a la
presencia de arcillas migratorias como la caolinita; característico del área en
estudio.
- El sistema de tratamiento ONESTEP (50% EDTA diamónico + 1% bifloruro de
amonio, pH 5,5 @ 85°C) no es considerado un sistema convencional, pues, no
depende del posicionamiento de un tren de fluidos.
- El sistema OMA 9:1.5 mostró en el núcleo de berea el mayor poder de
disolución, sin embargo, se observó desconsolidación de la cara del mismo,
indicativo que bajo estas condiciones especificas (Mineralogía, temperatura,
concentración de ácidos) es un sistema muy agresivo para el núcleo de berea
utilizado en la prueba.
- El sistema de tratamiento OMA 9:1,5 produjo la desconsolidación y colapso en la
muestra de núcleo de berea # 2, referido al contenido de arcilla (Esmectita de
tipo Saponita), estas colapsa la estructura a temperaturas por encima de 200ºC.
- Todos los sistemas de tratamiento ácidos, evaluados, incrementan la
permeabilidad en los núcleos después de la aplicación, se notan con mayor
porcentaje de disolución el sistema de tratamiento OCA-HT, con un 36% en
núcleos de berea, y un 72% en muestras de núcleo del pozo VLG-3873, sin
presentar problemas de desconsolidación.
181
- La disolución de la caolinita con el sistema de tratamiento ONESTEP no produjo
precipitación, quedando demostrado que esta clase de ácidos orgánicos presente en
los sistemas de tratamiento actúan quelatando los iones de aluminio-3+(Al3+),
manteniendo el sílice en solución e impidiendo de ese modo, la precipitación de gel
de sílice, y aun valor de pH bajo; impidiendo así la precipitación de hidróxido de
aluminio (Al(OH)3).
- A pesar de que no existe una estructura o patrón de disolución de las areniscas
relacionadas con la eficiencia de la operación de acidificación, se visualizó como
a determinadas condiciones dadas (tasa de flujo constante), se desarrollaron
longitudes sustanciales que evidencian la eficiencia del sistema de tratamiento
ONESTEP.
- El nivel de incertidumbre actual en cuanto a la información se refiere, para
evaluar la efectividad de los sistemas de tratamiento con agentes quelantes es
muy alto. Por consiguiente el presente trabajo nos permite entender que lo
realizado hasta este punto no ha sido errado, todo lo contrario, abre
oportunidades para nuevas investigaciones
182
RECOMENDACIONES
- Continuar optimizando la formulación propuesta en aras de su aplicación en el
campo, mediante la realización de un protocolo de pruebas basado en
actividades reales en la estimulación del pozo VLG-3873 del campo Ceuta
Bloque VII ubicado en la parte central de la costa oriental de la cuenca del Lago
de Maracaibo.
- Realizar prueba de flujo, aplicando tiempo de cierre, esto permitirá evaluar el
comportamiento de los sistemas con largos periodos de exposición,
principalmente, por el efecto que puedan causar las reacciones secundarias del
sistema reactivo, positiva o negativamente, siendo esto uno de los principales
parámetros a evaluar a fin de determinar qué sistema puede ser la mejor opción
de tratamiento.
- Incrementar la concentración de solvente mutual (U067 a un 10% v/v) dentro del
ONESTEP con el fin de asegurar que la roca no contenga restos de crudo
durante el tratamiento para este caso especifico (Núcleo de berea, mineralogía,
temperatura), a manera de, optimizar el contacto directo del fluido con el medio,
aumentar su capacidad de disolución y a su vez, mantiene la roca humectada al
agua durante todo el tratamiento.
- Utilizar en formaciones de areniscas nuevos sistemas con base no-ácida, que es
menos agresivo y cumple los criterios de no causar daños y precipitados a la
formación.
183
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187
ANEXOS
Solvente 50:50 / 75:25 Solvente 50:50 / 75:25
Solvente 50:50 / 75:25
Lámina de vidrio
Solvente 50:50 / 75:25
Malla 150 µm
188
Figura 62. Solvente 75:25 / 50:50
Orgánico 75:25 / 50:50 Orgánico 75:25 / 50:50
189
Orgánico 75:25 / 50:50
Lámina de vidrio
Orgánico 75:25 / 50:50.
Malla 150 µm
Figura 63. Orgánico75:25 / 50:50
OMA 75:25 / 50:50 OMA 75:25 / 50:50
Lámina de vidrio
190
OMA HT 75:25 / 50:50
Malla 150 µm
Figura 64. OMA 75:25 / 50:50
OCA HT 75:25 / 50:50 OCA HT 75:25 / 50:50
191
OCA HT 75:25 / 50:50
Lámina de vidrio
OCA HT 75:25 / 50:50.
Malla 150 µm
Figura 65. OCA HT75:25 / 50:50
192
Onestep 50:50 / 75:25 Onestep 50:50 / 75:25
Lámina de vidrio
Onestep 50:50 Onestep 75:25
Figura 66. Onestep 75:25 / 50:50
193
Figura 67. Realización de las pruebas de flujo en el equipo
formation response tester modelo 6100
194
Figura 68. Montaje de las pruebas de flujo en el equipo formation response tester modelo 6100
Figura 69. Fluido OneSTEP disuelve arcillas
195
