ESTIMULACIN DE POZOS DIAGNOSTICO DE TRATAMIENTOS PARA MEJORAR LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS. ESTIMULACIN CIDA. QUMICA NO REACTIVA. INYECCIN DE VAPOR FRACTURAMIENTO HIDRULICO. Profesor: Amrico Perozo Diagnostico de Tratamientos para mejorar la Productividad de los Pozos. Estimulacin de Pozos Por: Linares R, Uzctegui L y Gonzlez I. Generalidades del Dao de Formacin. Tipos de Dao de Formacin. Diagnostico/Mecanismo/Seleccin de tratamiento. Revisin previa de Condiciones Pozo/Yacimiento (Check List). Variables a considerar en la aplicacin del tratamiento. Procedimiento General de Anlisis/Diagnostico. Referencias. Agenda. Control de agua Dilucin Control de emulsiones Inyeccin de vapor Pozos horizontales Fracturamiento Estimulaciones Fracturamiento Fracturamiento Estimulacin cida Cambios de mojabilidad Recaoneo Pozo desviado Que es el Dao de Formacin? Cualquierrestriccinalflujodefluidosquedistorsiona laslneasdeflujodesdeelyacimientohacaelpozo.Disminuyesignificativamentelaproductividaddelpozo y ocasiona una cada de presin adicional en las cercanas del mismo. ])([ )(08,7 S rw re Lnoo PwfPehK q + = | El dao de formacin es definido como una reduccin en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la regin cercana al pozo Dao de formacin en pozos verticales por Hawkins: 1 -|.|

\|((

=rwrdLnKdKSdDonde: K = Permeabilidad (md) Kd = Permeabilidad (damage) rd = Radio del dao rw = Radio del pozo Generalidades. GfdSdg 1 ((

|.|

\|=Donde: Sdg = Factor de dao Generalizado l = (Ks x Kro)/mo (daado) ld = (Ks x Kro)/mo (sin daado) Gf = Factor Geomtrico (Sistema Geomtrico) Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petrleo mo = Viscosidad del Petrleo Dao de formacin considerando varios mecanismos: Generalidades. Factor de dao considerando el sistema geomtrico Generalidades. Interacciones Roca-Fluido Interacciones Fluido-Fluido Fenmenos Interfaciales Inversin de la Mojabilidad Bloqueo por Emulsiones Bloqueo por Agua Precipitados Inorgnicos Precipitados Orgnicos Migracin/Taponamiento por arena Migracin/Taponamiento por finos Baja Permeabilidad (K) Alta Viscosidad () Baja Presin Disminucin en el IP y/o Aceleracin en la Declinacin DaoPseudo-Dao Sistema Mecnico Ineficiente Calidad del Yacimiento Restriccin alrededor del pozo debido a: Precipitados Inorgnicos Precipitados Orgnicos Bloqueo por Emulsiones Bloqueo por Agua Tipos de Dao de Formacin. Pseudo-Dao Inversin de la Mojabilidad Baja Permeabilidad (K) Alta Viscosidad () Baja Presin Migracin/Taponamiento por arena Migracin/Taponamiento por finos Caractersticas del Sistema Roca - Fluido: Tipos de Fluidos. Humectabilidad. Gravedad API. Composicin del agua (Salinidad, Dureza, etc). Anlisis PVT. Permeabilidad. Porosidad. Profundidad. Saturaciones. Presiones. Gradiente de Fractura. Litologia, Mineralogia Espesor. Temperatura. Factor de Dao. Check List. Datos de Pozo: Tipo de Pozo. Intervalos productores/inyectores. Profundidad. Registros disponibles. Configuracin Mecnica. Integridad del Revestidor y del Cemento. Caractersticas del caoneo (Tipo de can, tcnica, densidad, penetracin, fase y dimetro del orificio). Comportamiento Histrico de Produccin/Inyeccin: Tasas. Acumulados. RGP. %AyS. Historia de Trabajos Efectuados. Fracturamiento. Acidificacin. Check List (Cont). Variables a consideraren la aplicacin del Tratamiento. Fracturamiento: Presin de inyeccin. Temperatura del yacimiento. Propiedades geomecnicas. Longitud y ancho de fractura. Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de fluido) Tiposy volmenes de fluidos (agentes apuntalantes y aditivos). Equipos. Consideraciones econmicas. Consideraciones ambientales. Variables a consideraren la aplicacin del Tratamiento. Acidificacin: Presin de inyeccin. Tasa de inyeccin. Etapas del tratamiento (preflujos, tratamiento, sobredesplazamiento). Temperatura del yacimiento. Tipo de fluido y aditivos Volmenesy concentraciones requeridas. Mtodos de colocacin del tratamiento. Equipos. Consideraciones econmicas. Consideraciones ambientales. Revisar Produccin datos de pruebas del Pozo Es la productividad normal? Incrementar la produccin si estimulo? Determine el tipo optimo de tratamiento y disee la estimulacin Prepare la propuesta Ejecute la Estimulacin Evale los resultados Documente los resultados Procedimiento General. Corregir el problema SI SI Es Rentable? SI Compruebe estado mecnico del pozo y disponibilidad de materiales y equipos SI NO NO Documente y busque otro candidato SI Es un problema mecnico? NO Es un problema de superficie? NO Cuantifique, identifique y diagnostique tipo de dao mediante anlisis de registros, datos de producciny de pruebas de presin. NO Referencias. DaoalaFormacin.CentroInternacionalde Educacin y Desarrollo - CIED. g PrevencindelDaodeFormacin.Centro Internacional de Educacin y Desarrollo - CIED. @ Advances in Formation Damage Assesment and Control Strategies.CentroInternacionaldeEducaciny Desarrollo - CIED. j CursoGerencial1999.CentroInternacionalde Educacin y Desarrollo - CIED. TratamientoMecanismo _Geologa del Yacimiento. _Dao de Formacin _Fracturamiento Hidrulico: +Corto. +Mediano. +Largo. _Fracturamiento Acido. _Frack Pack _AnlisisdePruebasde Pozos (Build-Up). _Anlisisconvencionalesde ncleos. _CorrelacionesNcleo-Perfil. _Correlacionesempricas (Timur,Purcell,Swanson, Thomeer, etc.). Diagnstico Baja Permeabilidad (+K). TratamientoMecanismo _Caractersticaspropiasdel crudo. _Formaciones de Emulsiones. _Disminucindelaviscosidad con: +Inyeccin Alternada de Vapor. +InyeccindeVaporasistida por gravedad (SAGD). +InyeccindeVaporcon solventeasistidaporgravedad (VEPEX). _Crudos viscosos. _GravedadAPImenora19 (CrudosPesadosy Extrapesados). _Pozos completados en Formaciones Someras no consolidadas (Mioceno).Diagnstico Alta Viscosidad (|). Baja Presin (+Pe). No aplica ningn tratamiento, solo Proyectos de Recuperacin Adicional TratamientoMecanismo _Bajoaportedefluidosalpozo pordisminucindelreade flujo (Flujo Turbulento). _Caoneo y Recaoneo. _Profundizarelpozoenelcaso de penetracin parcial. _AltosvaloresdelFactorde Dao (S >> 10) de las Pruebas de Pozos. _Anlisis Nodal. _SimulacinNumricade Yacimientos Diagnstico Pseudo - Dao. TratamientoMecanismo _Desprendimientoporcarencia totaloparcialdelmaterial cementante. _Desprendimientoporfuerzas hidrodinmicas(Altas viscosidadesdelcrudoyaltas velocidades de arrastre). _Control de la tasa de produccin (Tasa optima). _EmpaquecongravaaHueco Abierto (OHGP). _EmpaquecongravaaHueco Entubado. _UsoengeneraldeRejillas Ranuradas. _Abrasin severa en los equipos desubsueloysuperficie (Niples,Mangas,Botellas, Reductores,LneasdeFlujoy Separadores). _Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo. _Taponamiento de intervalos caoneados y/o del reductor. _Caracterizacin de tamao de grano mediante anlisis de ncleos. _Pozos completados en Formaciones Someras no consolidadas (Mioceno). Diagnstico Migracin y Taponamiento por Arena. TratamientoMecanismo _Desprendimientopor incompatibilidadentrelos fluidosinvasores(Perforacin, Cementacin,Completacin, RARC e Inyeccin entre otros) ylasarcillasmigrablesdela formacin (Caolinita eIlita). _Desprendimientoporfuerzas hidrodinmicas. _Transporteatravsdelmedio poroso,taponandoelcuellode los poros. _Hinchamiento de las arcillas (Montmorillonita) por reaccin con los fluidos invasores. _Controldelatasade produccin (Tasa optima). _Estabilizadores para arcillas o finos: +Tratamientos custicos (Hidrxido de Potasio). +Tratamientos cidos (HF, mud-acid). +Inhibidores para evitar hinchamiento de la Esmectita (Polimeros). +Otros Aditivos (Inhibidores de corrosin, Estabilizadores de hierro) _Muestraslocalizadasenel pozo(Fondodelhoyo,Niples, Mangas,Botellas)yenlos equiposdesuperficie (Reductores, Separadores). _Altoporcentajedesedimentos en las muestras de los pozos. _Pozoscompletadosenel Eoceno. _Formacionescontamao promedio de grano entre 2 y 40 micrones. _Caracterizacindearcillas medianteanlisisdencleos,muestrasdecanalyregistros GR espectral.Diagnstico Migracin y Taponamiento por Finos. TratamientoMecanismo _ Natural: Salidadelgasensolucin porefecto delacadadepresin,queal contactoconelaguayelCO2 reaccionaproduciendola precipitacindeCarbonatode Calcio (CaCO3). _ Inducido: Incompatibilidadentrelosfluidos utilizadosdurantelasactividadesde Perforacin,Cementacin, Completacin,RARCeInyeccin (agua,vapor)ylosfluidosdela formacin. _ Taponamiento por precipitacin de agentes incrustantes: +Carbonato y Sulfato de calcio. +Sulfato de bario. +Carbonato y Sulfuro de hierro. +Oxido frrico. +Sulfato de Estroncio. _Acido Clorhdrico (Carbonatos/Areniscas). _Acido Fluorhdrico (Areniscas). _Mud - Acid (Areniscas). _Acido Actico. _Acido Frmico (Altas Temperaturas). _Acido Frmico-Clorhdrico (Altas Temperaturas). _Acido Sulfmico y Cloroactico (Bajas Temperaturas). _Acidos Alcohlicos (Yacimientos de Gas). _Muestraslocalizadasenel pozo(Fondodelhoyo,Niples, Mangas, Botellas). _Precipitacin de escamas en los equipos de superficie. _Taponamiento del reductor. _Taponamiento de intervalos caoneados. _Anlisisfsico-qumicodel aguadeformacin(Indicede Stiff). Diagnstico Precipitados Inorgnicos. TratamientoMecanismo _Natural: +Composicin del crudo. +CadasdeTemperaturaenel yacimientoy/opozo (Precipitacin de Parafinas) +CadasdePresinenel yacimientoy/opozo (Precipitacin de Asfaltenos). _Inducido: +Tratamientosinadecuadospor el uso de fluidos incompatibles conlosfluidosdeformacin (ocasionan cambios en el PH y en la tensin interfacial). _Indispensablepruebasde compatibilidad con el fluido de formacin. _Asfaltenos:solventes aromticos (Xileno) _Parafinas:solventes parafnicos(Tolueno);agua calienteconaditivosqumicos comodetergentesdeparafina, dispersantes o inhibidores. _Muestraslocalizadasenel pozo(Fondodelhoyo,Niples, Mangas, Botellas). _Obstruccin en la lnea de flujo y/o en el pozo. _Muestrastomadasconguaya duranteverificacionesde fondo. _Aumentosanormalesenla Relacin Gas - Petrleo (RGP) _Anlisisfsico-qumicodel Hidrocarburo Diagnstico Precipitados Orgnicos. TratamientoMecanismo _Aumentodelatensin interfacialcomoconsecuencia delusodesurfactantesenlos fluidosutilizadosdurantelas actividadesdePerforacin, Cementacin,Completacin, RARC e Inyeccin. _Dispersindelaguaen petrleo o del petrleo en agua poragitacindurantelas operaciones de produccin. _Caractersticaspropiasdel crudo. _Uso de desemulsificantes. _Uso de agentes antiespumantescomosalesdeAluminiode cidosgrasosoalcoholes grasos(evitandoespumas establesporaccindelgasde formacin). _Uso de solventes mutuos. _Inestabilidadenelcortede agua y sedimentos (alto). _Disminucineinestabilidaden los valores de gravedad API. _Anlisis de Laboratorio de las muestras de crudo _Frecuenteenpozosperforados con lodos de emulsin inversa. Diagnstico Bloqueo por Emulsiones. TratamientoMecanismo _Reduccinenlapermeabilidad efectivaalpetrleo,porel incrementodelasaturacinde agua en el medio poroso en las cercanas del pozo. _Uso de surfactantes. _Usodecidosalcohlicos (Pozos de Gas). _Dejaraproduccinelpozo, hastaqueelaguasea producida. _Incremento repentino del corte de agua. _Ausencia total de produccin. Diagnstico Bloqueo por Agua. TratamientoMecanismo _Reduccindelapermeabilidad efectiva al petrleo por cambio delahumectabilidaddela formacin. _Uso de geles. _Agentes Surfactantes. _Pozos con alto corte de agua. _Frecuenteenpozosperforados con lodos de emulsin inversa Diagnstico Inversin de la Mojabilidad. h rw ks k re Matriz Critica (Zona dePermeabilidad Alterada) h rs r ESTIMULACION ACIDA Elaborado por: Alberto Ochoa Alicia Morillo Carlos Montiel Orlando Quintero Yesenia Len Emilio Garca 1.- Aspectos Generales.1.1.- Dao. 1.1.1.- Definicin.1.1.2.- Aplicacin de Acidificin Matricial. 1.2.- Factor Skin (S). 1.2.1.- Impacto del Radio de Drenaje. 1.2.2.- Impacto de la Permeabilidad y el Skin. 1.3.-MejoramientodelaProductividadpor Acidificacin. 1.3.1.- Definicin. 2.- Tipos de cido. 2.1.- Fundamentales: 2.1.1.-cido clorhdrico, HCl2.1.2.-cido fluorhdrico, HF 2.1.3.- cido actico,CH3-COOH 2.1.4.- cido frmico,HCOOH 2.2.- Combinaciones y Formulaciones especiales 2.2.1.- Mud-Acid:Mezcla de HCl y HF 2.2.2.-Mud Acid secuencial 2.2.3.- cido Fluobrico o Clay Acid, HBF42.2.4.-cido Fmico-Fluorhdrico 2.2.5.-cido Sulfmico y Cloroactico 2.2.6.-cido Clorhdrico-cido Frmico Clorhdrico 2.2.7.-cidos Alcohlicos CONTENIDO 3.- Acidificacin en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca. 3.1.-AcidificacindeCarbonatos(Calizasy Dolomitas) 3.2.- Acidificacin de Arenisca. 4.-Aditivos y Sistemas para Acidificacin. 4.1.-Surfactantes. 4.2.-Secuestrantes de Hierro. 4.3.-Inhibidores de Corrosin. 4.4.-AgentesDivergentesyControladoresdePrdida de Filtrado. 4.5.- Reductores de Friccin. 4.6.- Alcoholes. 4.7.- Inhibidores de Arcilla. 4.8.- Agentes para Controlar Bacterias. 4.9.- Remocin de Incrustaciones y Asfaltenos. 4.10.- Remocin de Parafinas. 5.-Tratamientos Acidos. 5.1.-Parmetros Previos a Considerar. 5.2.- Tipos de Tratamientos Generales. 5.3.-ConsideracionessobreFluidosdeFormaciny Caractersticas de las Rocas. 5.4.- Diseo. 5.5.- Parmetros a Monitorear Durante la Operacin. 5.6.- Parmetros Post-Trabajo. Bibliografa. 1.- Aspectos Generales. 1.1.- Dao. 1.1.1.- Definicin:Se define el dao a la formacin comocualquier restriccin al flujo deFluidosenelmedioporoso, causadopor lareduccin dela permeabi- lidad en la vecindaddelpozo,ocasionando un caidade presin adi- cional en elflujo de fluidos, debido a la introduccin de agentes externos (fluidosdeperforaciny terminacin y/o rehabilitacin de pozos) uoperaciones de perforacin. Enla figura 1 se muestra un modelo de pozoreservorio donde se distiguen tres zonas principales: La zona del pozo (vecindad del pozo). La zona alterada, zona daada matriz crtica. El reservorio (zona no daada). 1.1.2.- Aplicacin de Acidificin Matricial:Por incrustaciones inorgnicas debido a la formacin de sales (CaCO3 mas comunes). Causas de las Inscrustaciones Inorgnicas: Presencia de AguaIncrustante en la formacin. ComodeterminarlasInscrustacionesInorgnicas:1)Anlisisdeagua(Ph,Calcio,Alcalinidad,Cloruros, Sulfatos,Bario,entreotros).2)Indicedeestabilidady3)Comportamientodeproduccin(aumento%AySy RGP y Disminucin de la tasa de petrleo). Indice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza inica e influye en la solubilidad del CaCO3. Para determinar parmetros que indican el grado de inscrustacin y/ corrosin del fluido analizado (agua en base al CaCO3). ISD = pH Log(1/Ca) Log(1/Alc) K. K: Constante de fuerza inica y temperatura. Figura 1 h rw ks k re Matriz Critica (Zona de permeabilidad alterada) h rs r ESTIMULACION ACIDA 1.2.- Factor Skin (S). La vecindad del pozo comunmente se denomina matriz crtica debido a que es en esta rea donde ocurre la mayor cada de presin durante la produccin del pozo. Si el flujo a travs de una matriz crtica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales inducidos reduciendo la permeabilidad, el resultado ser una zona de dao definidad por un nmero llamado Skin. ElSkinseempleaparacuantificarcambiosdepermeablidadenlamatriz.Otrostrminosrequeridos paradefinirelSkinson:K,queeslapermeabilidadinalteradadelyacimiento;Ks:permeabilidad alterada de la matriz crtica. En general: Si S = 0 =>Ks = K=>la matriz crtica no presenta dao. Si S > 0 =>Ks < K=>la matriz crtica presenta dao. Si S < 0 =>Ks > K=>la matriz crtica ha sido estimulada. Determinacin del Radio de dao (rs), Permeabilidad Alterada (Ks) y VolumenTerico de Acido (Vt). 1) Con la teora de perfiles se determina el dimetro de invasin (Di), y se asume que rs = Di / 2. 2) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S): Por ejemplo Pressure Buildup Test: S = 1.151 [ (P1hr-Pwf)/m - Log(k/(C.ct.rw^2)) + 3.23] ym = 162.2 qBo/(kh). C: Registros; k: Nucleos y correlaciones (Timur);, Bo: PVT. 3) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k: ks / k = 1 / [S / Ln ( rs/rw) + 1] Ks/k = 0.1 a 0.4Dao AltoKs/k = 0.4 a 0.7 Dao MedioKs/k = 0.7 a 0.95 Dao Moderado/Pequeo k = Permeabilidad de la formacin; ks = Permeabilidad Alterada; rw = Radio de la tubera.

4) El volumen terico de cido se puede estimar como:Vt =t (rs^2 rw^2) h Ce (1 Swi Shr) 1.2.3.- Poder Disolvente del Acido. Es el volumen de roca disuelto por unidad de cido reaccionado. | = (Peso Molecular de la Roca x Su coeficiente estequiomtrico)/(Peso Molecular del cido x Su coeficiente estequiomtrico) Donde | = masa de roca disuelta por unidad de masa de cido reaccionado Se selecciona de acuerdo en funcin de la Litologa. Tiempo de Reaccin del Acido (Acido Activo). Permite la comparacin directa de los costos entre cidos. h 1.3.- Mejoramiento de la Productividad por Acidificacin. 1.3.1.- Definicin. LaacidificacinMatricialestadefinidacomolainyeccindeuncidoenlosporosdelaformacin, (bienseaqueestatengaporosidadintergranular,regularfracturada)aunapresinpordebajodela presin de fracturamiento. Un tratamiento de acidificacin sera efectivo principalmente donde exista una restriccin del flujo en la proximidad del pozo, comunmente llamada Dao. El objetivo de un tratamiento de acidificacin matricial es alcanzar una cierta penetracin radial del cido en la formacin. La estimulacin se completa con la remocin del dao en la cercanadel pozo al agrandar los espacios porales y disolver las particulas que taponean estos espacios. La acidificacin matricial es comunmente de mayor utilidad donde existen limitaciones por zonas de contactoagua-petrleocontactogas-petrleoparaminimizarprevenirlaproduccindeaguagas. Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturacin. Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificacin matricial incrementa la produccin de petroleo sin incrementar el porcentaje de agua y/ gas producido. Untratamientomatricialproveemuypocaestimulacinenunpozosindao.Serequeriragrandes volmenesdecidoparaabarcarelespacioporaldelaformacinhastaelrequeridoparageneraruna estimualcin apreciable. Laestimulacinfrecuentedeloscarbonatospuedeprovocarlaformacindecavernasenlarocay establecer una comunicacin con zonas de agua. Laestimulacinfrecuentedeareniscaocarbonatospuedetambindisolverelrellenoenlasfracturas cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicacin con el agua. rw rs re K Ks Parailustrarelmejoramientodelaproductividaddebidoalaremocindeldaoenlacercanaalpozo, considrense el sistema radial indicado en la figura. En este sistema, una zona de permeabilidad reducida, Ks,seextiendedesdeelradiodelpozo,rw,aunradiors,fueradelcuallaformacintieneunapermeabilidad constante K hasta el radio de drenaje, re. Figura 2. Lacadadepresinabrupta causadaporundaoenlaformacin puedeprovocarqueelaguainvadael intervalo productor de otra zona. Laproduccindeaguasepuede reducirestimulandoelintervalo productor,yreduciendoeldiferenciade presin en las perforaciones. Figura 3. h rw ks k re Matriz Critica (Zona de permeabilidad alterada) h rs r 2.- Tipos de cido. 2.1.- Fundamentales: 2.1.1.-cido clorhdrico, HCl:Esuncidoinorgnicousadoampliamenteenformacionescarbonceas.Seempleaensolucinde 15% (por peso) de gas.La reaccin qumica est representada por la siguiente ecuacin:

2HCl + CaCO3 = CaCl2+H2O+CO2 Concentraciones Mximas de grado comercial de HCl son de aproximadamente 36% por peso. Adicionalmentealasconcentracionessuperioresa15%puedenemplearseconcentraciones inferiores en donde el poderdedisolucindelcidonoeselnicofactor a considerar.ComercialmenteestecidoseencuentradisponibleconelnombredeSuperXAcid,RegularAcido NE Acid, que adems incluye un inhibidor de corrosin mezclado en una solucin con una concentracin de 20 % por peso o ms. Lasmismaspropiedadescorrosivasquehacenqueelcidoseatilcomofluidodeestimulacinlo convierten en una amenaza para el metal de las bombas, vlvulas y tubera del pozo. Esta corrosividad es especialmente significativa y costosa de controlara temperaturasporencimade 250 F. Laproteccincontraelefectocorrosivodelcidoesprovistaporlaadicindeuninhibidorde corrosin, seleccionado en funcin de las condiciones del pozo. El uso frecuente de HCl resulta de su costo moderado. Una de las ventajas de este cido es su poder disolventederocaporunidaddecostoenconcentracionesmenores.ConcentracionesmayoresdeHCl tendrnunamayordensidadyviscosidad,porlotantotendrmayorcapacidaddesuspensindefinos insolubles que redundar en una mayor limpieza. Ventajas Desventajas

2.1.2.-cido fluorhdrico, HF: Esuncidoinorgnicousadoenformacionesdeareniscas.Sepresentaenformalquida,bienseaen formaanhdridaoensolucinacuosa.Atacaalsliceylossilicatos,ciertosmaterialescomoelhierro fundido y varios materiales orgnicos. En la estimulacin de pozos, el HF es comnmente usado en combinacin con el HCl. Las mezclas de losdoscidospuedenserpreparadasdiluyendomezclasdeloscidosconcentradosconagua,o agregando sales de fluor al cido HCl. ElHFesmuyefectivoentratamientosderemocindedaosportaponamientodelaformacin causado por lodos de perforacin (excepto barita), arcillas y otros silicatos. Lamayoradelasformacionesdeareniscasestncompuestasdepartculasdecuarzo(SiO2)ligadas conjuntamente por varias clases de materiales cementantes, principalmente carbonatos, slice y arcillas. ApesardequelasreaccionesqumicasentreelHFylosmineralespresentesenlasareniscasson complejas y pueden en algunos casos resultar en precipitacin de los productos de reaccin, esto puede ser evitado en su mayora. Algunos productos comerciales que contienen HF se presentan a continuacin: PRODUCTOUSO HF Acid 25%Se emplea para preparar soluciones ms diluidas de HF. HF Acid 20%Se emplea para preparar soluciones ms diluidas de HF. h h Factores Bsicos de Control Relativos a la Reaccin del cido: TemperaturaElrgimendereaccinseduplicaaproximadamentepor cada 50F de incremento de temperatura. Concentracin del cidoLavelocidaddereaccintambinaumentaamedidaquela concentracinseduplica.UnasolucindeHFal4% reaccionadosvecesmsrpido,porejemplo,queuna solucin al 2 %.Composicin qumica de la roca de formacin y Relacin Volumen de la Roca 1- El rgimen de reaccin tambin se incrementa con presin apesardelhechodequelamayoradelasreaccionesque producenungas(talescomolasreaccionesdeHFconlos silicatos)sonretardadasporlapresin.Porejemplola formacindecidofluosilcico(H2SiF6),apartirdelgas producido,tetrafluorurodesilicio(SiF4),incrementala velocidad del HF bajo presin. 2-Lacantidadrelativadearcillaareniscaymateriales calcreosafectaelrgimendereaccin.Porejemplo,elHF reacciona a mayor velocidad con el material calcreo que con la arcilla. Velocidad de Reaccin del cido Fluorhdrico. Productos de Reaccin del cido Fluorhdrico Las reacciones consecutivas del cido fluorhdrico en arenas limpias sern: SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O, SiF4 + 2HF = SiF6H2, luego el cido fluosilcico reacciona con iones disponibles.2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2 La reaccin del HF con carbonato de calcio La reaccin del HF con arcillas o feldespatos Hidrxido de Aluminio o fluoruro de Aluminio La reaccin del HF con iones de potasio y sodio del agua de formacin Hexafluosilicatos de sodio o potasio Na2SiF6 o K2SiF6 Recomendaciones para Tratamientos concido Fluorhdrico Debe usarse un preflujo de HCl delante del tratamiento de HF para desplazar el agua de la formacin.Manteniendo un bajo pH y no dejando mucho tiempo el cido en el pozo, se puede evitar que el fluoruro de calcio precipite. Esconveniente disearunsobredesplazamientodetrs del cido fluorhdrico para alejarlosproductos de reaccin a ms de 3 pies de radio de distancia del pozo, donde el rea de flujo ya no es crtica y puede permitirse su deposicin. h h Mtodos para evitar precipitados en acidificacin con HF CaCo3CaF2Preflujo de HCl CaMg(CO3)2CaF2y MgF2Preflujo de HCl Cuarzo y/o salmueras de NaNaSi2F6Preflujo de HCl y NH4Cl Salmueras de KKSi2F6Igual al anterior Salmueras de CaCaF2Igual al anterior Arcillas limpias, caolinita o montmorillonita Si(OH)412H2OSobredesplazar y llevar lejos Feldespatos potsicos (Ortaclasa) KSi2F6Bajar HF al 1,5 % Feldespatos (Abita)Na2SiF6Bajar HF al 1,5 % Arcillas sucias a) Ilita b) CloritaK2SiF6yMgF2 Si(OH)412H2O Comenzar con HF al 1%, subir gradualmente al 3% y sobredesplazar Fe(OH)3Estabilizadores de hierro MineralPrecipitadoPrevencin

2.1.3.- cido actico,CH3-COOH Es un cido orgnico que es accesible en solucin de cido actico de 10% por peso en agua. Adicional a su uso como fluido de perforacin o como fluido de baja corrosin en presencia de metales que se corroen fcilmente, el cido actico es generalmente usado en mezclas con HCl en cidos hbridos. Comparando el costo por unidad de poder de disolucin, el cido actico es ms costoso que el cido frmico o el clorhdrico, por ello su uso es ms limitado. 2.1.4.- cido frmico,HCOOH De los cidos orgnicos empleados en acidificacin , el cido frmico tiene el peso molecular ms bajo y correspondientemente el costo por volumen ms bajo por roca disuelta. Es sustancialmente ms fuerte que el cido actico, sin embargo es ms dbilque el HCl. Como el cido actico reacciona a una concentracin de equilibrio en presencia de sus productos de reaccin. Desventaja Ventajas 2.2.- Combinaciones y formulaciones especiales: 2.2.1.- Mud-Acid:Mezcla de HCl y HF Esta mezcla es casi exclusiva para restauracin de la permeabilidad de areniscas. Comnmenteseutiliza15%deHClyseaadesuficientebifluorurodeamonioparacrearuna solucin con 3 % de HF. El HCl en estas formulaciones tiene tres (3) propsitos: Para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio. Para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro del HF. Para prevenir la precipitacin de fluoruro de calcio o de magnesio. ElcidoHFesnormalmenteusadoencombinacinconelcidoHClenmezclasquevaranen concentraciones de : 6% HCl % de HF28% HCl 9% de HF15% HCl 3 o 4 % de HF ElMudAciddisuelvetodoslosmineralesquesonsolublesenHClal15%,ascomomineralessilicios tales como bentonita. El cloruro de calcio y el cloruro de magnesio, adems de las sales de sodio y potasio reaccionan con el HF para formar precipitados insolubles. DebidoaqueelHFesremovidodelasolucinenlareaccinconcalizas,noesrentableacidificar formaciones de carbonato de calcio con Mud Acid Productos de Reaccin del Mud Acid: Productos h Fluoruro de calcio o de magnesio La reaccin de los iones de Fluor presentes en el Mud Acid con las calizas y dolomitasLa reaccin del contacto parcial del Mud Acid gastado con cloruro de potasio o sodio Fluosilicatos gelatinosos de sodio o de potasio 2.2.2.-Mud Acid secuencial:Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-Sol o fluoruro de amonio), para generar hidrgeno en contacto con minerales arcillosos. 2.2.3.-cido Fluobrico: (Clay Acid): Los sistemas de mezclas de 12 % HCl 3 % HF son efectivos slo en la remocin del dao de silicatos en un radio de 1 pie (0,3 m) de la vecindad del pozo. Deestamanera,losfinosy arcillasdentrodeesteradio,posiblementealterados,aunestnpresentesy seanpotencialmentemigrablesdurantelaproduccin.Adicionalmentesehademostradoquelosfinos pueden migrar desde un radio mayor a 5 pies (1,5 m) en pozos con altas tasas de agua. Es por esto que se requiere de un cido de accin retardada sobre las areniscas que pueda remover los finosquecausaneldaoantesquemigrenydaenlaformacin.ElClayAcidesunsistemade acidificacin que no se gasta rpidamente sobre el material de la formacin, y por lo tanto alcanza una penetracin profunda, sin convertir la regin adyacente al pozo en una zona no consolidada. Existen varias formulaciones de Clay Acid: PRODUCTOUSO Clay Acid HBF4 Solvente usado para restaurar la permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato y para estabilizar formaciones de arcillas. Clay Acid LT HBF4 Solventeusadoenpozosdebajatemperaturapararestaurarla permeabilidad en areniscas sucias o cementadas con carbonato. 2.2.4.-cido Frmico-Fluorhdrico: Esta mezcla es til en areniscas, es empleada a veces en casos de alta temperatura debido a que es menos corrosiva que las mezclas de cidos inorgnicos HF-HCl. 2.2.5.-cido Sulfmico y Cloroactico: Estosdoscidostienenunusolimitadoenlaestimulacindepozos,debidoasutrasladoenformade polvo. Ambos, son ms costosos que el HCl comparativamente segn el poder disolvente respectivo. El cido cloroactico es ms fuerte y ms estable que el cido sulfmico y generalmente es preferido al cidosulfmico.Esteltimosedescomponeaaproximadamente180Fynoesrecomendableen formaciones con temperaturas superiores a 160F. 2.2.6.-cido Clorhdrico-cido Frmico Clorhdrico: Sonmezclastilesencarbonatos,generalmentediseadasparacombinarelpotencialeconmico disolventedeHClconlabajacorrosividad(especialmenteaelevadastemperaturas)deloscidos orgnicos. Su aplicacin es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura donde los costos de inhibicin de la corrosin afectan el costo del tratamiento total. 2.2.7.-cidos Alcohlicos (Para Yacimientos de Gas Seco): Son una mezcla de un cido y un alcohol. Los cidos normalmente empleados son HCl o Mud Acid (HCl + HF). Tambin puede emplearse un cido orgnico como el cido frmico o el actico. El alcohol por lo general es isopropil o metil.

La principal aplicacin de los cidos alcohlicos es en zonas de gas seco y baja permeabilidaddonde se pueden obtener las siguientes ventajas: El alcohol disminuye la tensin superficial y permite unapenetracinmsprofundadelcidoalamatriz de la roca. Lareduccindelatensininterfacialdealcoholen solucionesdeagua/alcoholseobservaenlafigura adjunta. La mezcla de cido con alcohol disminuye la tasa de reaccincido-mineralyproveeunefecto retardador.

Los cidos alcohlicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosin, por lo tanto se recomienda el uso de un inhibidor de corrosin. Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados en tratamientos que requieren de grandes volmenes. Enyacimientosdealtatemperaturaypresin,latensininterfacialdelasmezclascido/alcoholson bajas. Los pozos de petrleo tambin pueden ser estimulados por mezclas de cido y alcohol.

La disminucin de la tensin superficial producida porelalcoholfacilitalalimpiezadelaformaciny aumentalapresindevapordelamezcla.Esto mejora la permeabilidad del gas por reduccin de la saturacin de agua. Loscidosalcohlicossonempleadosgeneralmente para remover bloqueo por agua. El alcohol es soluble tantoencidocomoenaguaylapenetracindel alcohol voltil de baja tensin superficial en el bloque de agua contribuir con su remocin.Lareduccindelatensininterfacialdealcoholen solucionesdecido/alcoholseobservaenlafigura adjunta. 3.- Acidificacin en Formaciones de Calizas, Dolomitas y Arenisca. La acidificacin de Formaciones se pueden dividir en dos grandes grupos, dependiendo de la litologia y mineralogia de la formacin: Areniscas y Carbonatos 3.1.- Acidificacin de Carbonatos (Calizas y Dolomitas) VelocidaddeReaccin:LarocareaccionamuyrapidamenteconHCLyAcidosOrganicos.Lareaccintotal estagobernadaporladifusindelacidohacialaroca,causandolaformacindegrandescanalesdeflujos conductivos, llamados Agujeros de Gusanos: La longitud de los agujeros est limitado por la perdida de filtrado del acido y no por lavelocidad de reaccin. Mayor penetracin se obtiene empleando acidos mas viscosos (acidos emulsificados,gelificados o espumado)

Porosidad y Permeabilidad: La mayoria presenta porosidad primaria (intergranular) muy reducida, peroes frecuente que presenten porosidad secundaria importante (fisuras, oquedas, otras) originando un sistema de alta permeabilidad secundaria donde la invasin del acido que penetra es considerable. Carbonatos con elevada permeab.Pueden habersufridoinvasindesolidos requiriendo granpenetracin de acidos. Se recomienda acidos viscosos. Carbonatos con permeab.media/baja No permite la inyeccin de un caudal aceptable de acido viscosos. Se recomienda acidoscorrrientes.

Temperatura:La temperatura de la formacin incrementa la velocidad de reaccin sobre los carbonatos: Tform < 200FEmplear HCL 28% 200F < Tform < 250FEmplear concentracion de HCL al 15% y mezcla de HCL+Acido Organico 250F < Tform < 350FEmplear Acidos Organicos Tform >350FTratamientos No Acidos. Mineralogia: La reaccin superficial con Dolomitas es mas lenta que con Calizas. Por ejemplo, la misma cantidad y concentracin de HCL disolvera mayor cantidad de Caliza que Dolomita. Para Calizas 2HCL+CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2 15%1843 lb2050 lb40 gal6620 pc 1000 gal Para Dolomitas 2HCL +CaMg (CO3)2 CaCl2 +MgCl2 + 2H2O+CO2 15%1700 lb 1040 lb 875 lb40 gal 6620 pc 1000 gal La presencia de Silicatos solubles en Acido.Los Carbonatos impuros (con cuarzo, feldespatos, arcillas, etc) liberan los silicatos como finos que se pueden acumular y taponar los nuevos canales de flujos creados por el acido. Recomendacin. Emplear Acidos Viscosos o Acidos que incorporan agentes de suspensin de finos. Bajo gradiente de Presin de Yacimiento. Se recomienda la incorporacin de gases N2 CO2, para energizar los acidos que aceleran la recuperacin del fluido y la limpieza del pozo 3.2.- Acidificacin de Arenisca. VelocidaddeReaccin:LosacidosHFyHCLreaccionanmuchomslentamenteconlosprincipales minerales presentes en las areniscas. Los granos de cuarzo de las areniscas son insolubles en acido, mientras quelosmineralesquecementanlosgranosyformanlamatrizdelarocasonatacadoscondistinta velocidad.

PorosidadyPermeabilidad:Todasellasexhibenporosidadypermeabilidadprimariaimportanteyes excepcional la existencia de porosidades y permeabilidades secundarias significativas. Losparticulassolidasresponsabledeltaponamientodelasgargantasinterpolaressuelendisolverseenel acido, es decir los acidos matriciales de areniscas remueven el dao segn los siguientes mecanismos: El acido disuelve los solidos que taponan la permeabilidad. El acido disuelve algunos de los componentes de la matriz y el cemento intergranular. Agranda los espacios porales y libera los solidos que taponan la permeabilidad. Pozosconpermeabilidadesmuybajasnosonmuybuenoscandidatosparaacidificacin.Unabuena acidificacin debe permitir la inyeccin matricial de un caudal minimo de BPM luego que el acido haya removidoeldao(S=0).Cuandoestonoes factiblesedeberecurriralaFracturamientoHidraulicocomo metodo de estimulacin. Temperatura. La temperatura de la formacin incrementa la velocidad de reaccin sobre las areniscas.

Tform < 200FEmplear HCL al 12 % y HF al 3% (areniscas con bajo contenido de feldespatosy arcillas)200F < Tform < 300FEmplear HCL al 10% y HF al 0.5%.300F < Tform < 350FEmplear Acidos OrganicosTform>350F Tratamientos reactivosNo Acidos Mineralogia: Los acidos HF y HCL presenta diversas reacciones segn las caracteristicas de la matriza de la roca: Minerales arcillososreacciona ms rapidamente. Feldespaticos reacciona maslentamente Cuarzoreacciona lentamente Las areniscas al reaccionar con HCL y HF forman Hexafluosilicatos, estos precipitan y son dainos en grandes cantidades 3.2.1.- Optimizacin de la concentracin de HCL y HF de Estudios de Nucleos.

Laseleccindelsistemaacidodebeserverificadoenlaboratorio,medianteensayosdeflujo,comosedescribea continuacin: 1.- Pasar por pequeos nucleos de formacin la secuencia de fluidos que se ha seleccionado, se presenta la variacin depermeabilidad observadaenfuncindelvolumende fluido inyectado, obteniendose una curva de respuesta acida. 2.- Curvas de Respuesta Acida (ARC) permiten verificar la compatibilidad del sistema acido on la formacin. Los fenomenos de sincompatibilidad sonindicadosporreduccindela Permeabilidad, liberacin de finos, disgregacin de la muestra de formacin, etc. 3.-Elexamenconmicroscopiaelectronicadebarrido(SEM)antesydespuesdeltratamientoconAcido,permite profundizar en las causas de comportamiento particulares. LIMITACIONES DE ENSAYOS DE RESPUESTA ACIDA No simula dao de formacin existente. Notomaencuentareaccionesquecompitenentresi(acido-dao/acido-mineralesdeformacin/acido-fluidosde formacin). No simula la geometria real (caoneo) . Modelo de flujo radial.

Otros Procedimientos de Ensayos con Nucleos.

1.- Ensayo de Inmersin: sensibilidad al petroleo y al agua 2.- Ensayo de Hinchamiento de Arcillas. 3.- Difraccn de rayos X: Mineralogia Global y Analisis de Arcillas de 2 micrones. 4.- Microscopio de Barrido: microtextura y mineralogia. 5.- Microscopio polarizado: mineralogia de los minerales de grano grueso (mejor metodo para estudiar relaciones entre granos, poros y cemento). 3.2.2. Precipitacin de la Reaccin de los Productos. Esimportanteverificarlamutuacompatibilidaddetodosloscomponemtesdelainyeccin,previniendolaproduccinde precipitados o cualquier fenomeno adverso: O PrecipitadosdeFlousilicatos.AlestarencontactolamezclaHCL-HFconelaguadeformacin(estacontinieneiones sodio y potasio que reaccionan con HF). OGeles Hidratados de Silice y Alumina.El Carbonato de Calcio reacciona con el acido fluosilico o el acido fluoaluminicon (resultantes del gasto del HF). TambiensihayfeldespatospotasicososodicosinclusosenunabajaconcentracindeHFprovocariadeposicinde flousilicatos. O Slice Hidratada. Al reaccionar el HF con las areniscas con alto porcentaje de arcillas (>5%).

OCompuestos Ferricos.Ocurre al gastarse el acido aumentando el PH por encima de 2,2 para el in ferrico y por encima de 6,2 para el in ferroso, impidiendo que precipite en un mayor rango de incremento de PH. Arcillas con alto contenido de iones hierro: Clorita Hematita SideritaPirita OMigracin de Finos. Cuando la arcilla presente es Kaolinita al emplear HCL-HF, este no mantiene en suspensin los finos insaludables,ademasdeserunacidofuerte.(Paraevitarestosedebeemplearagentereguladoracidodebilyagentede dispersin y suspensin de finos). O ColapsodelaRocaAcidificada.LaareniscaaltenersolubilidadenHCLmayoral20%puedeserquelosgranosesten cementados con carbonatos y ocurra una desconsolidacin de la roca. O BloqueosporEmulsiones.Mezclarpetroleoyaguafrecuentementeformaemulsiones,estaspuedentenerelevada viscosidad. Una de las causas es el filtrado de bajo PH de una acidificacin.Adicionalmente estas pueden ser estabilizadas por surfactantes o finos. O Bloqueo por Agua. Formado por la invasin de filtrado con base agua (durante la acidificacin), ocasionando un incremento enlasaturacindeaguaenlacercanadelhoyo,disminuyendolapermeabilidadrelativaalpetroleo.Estodebidoaun incremento en la tensin superficial. O Oxido de Hierro. El acido reacciona con los oxidos dehierro localizados enla tuberay se gasta.Estodebilitaelacidoy ademas introduce los precipitados de la formacin. Slugdes (Thick Mud). LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS. 1.SOLUBILIDAD EN HCL < 20 % 1.1. Alta permeabilidad (mayor de 100 md) 1.1.1 Temperatura < 200 F MINERALOGIA Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 % Feldespato > 20%, Arcilla < 5 % Arcillas > 5 % Clorita > 5% PREFLUJO HCL 15% HCL 15% HCL 15% secuestrado HCL 15% secuestrado TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL HCL 12% - HF 3% HCL 13.5% - HF1.5% HCL 6.5%-HF 1% HCL 3% -HF 0.5% 1.1.2 Temperatura > 200 F Reducir concentraciones de acidos indicadas para T 200 F usar HCL 10% - HF 2% 1.2 Baja permeabilidad (menor de 10 md) MINERALOGIA Cuarzo > 80 %, Arcilla < 5 % Feldespato > 20%, Arcilla < 5 % Arcillas > 5 % Clorita > 5% PREFLUJO HCL 7.5%Acetico10% HCL 7.5%Acetico10% HCL 5% sec.Acetico5 % Acetico 5% TRATAMIENTO (mezcla HF-HCL HCL 6% - HF 1.5% HCL 6% - HF1.0% HCL 4.0%-HF 0.5% HCL 3% -HF 0.5% NOTA: Potencial severo de migracin de finos usar como mezcla HCL-HF. Para baja permeabilidad reducir la concentracin a la mitad. Finos en formaciones de alta permeabilidad, engravados o fisuras: Usar preflujo y mezcla de HCL-HF o incluir agente de suspensin deFinos. Concentracin de acidos segn lineamientos de alta permeabilidad. LINEAMIENTOS PARA ACIDIFICACION DE ARENISCAS. 2.SOLUBILIDAD EN HCL > 20 % NOTAS GENERALES Muy alta temperatura (T>300F) Sustituir HCL por acidos organicos. Utilizar tratamientos reactivo No-acido. Pozos de Gas, condesados o muy baja permeabilidad. Incluir alcohol y/o surfactantes en los fluidos de tratamiento. Pozos de Gas: Metanol 30% y pozos de condesado o petroleo: Isopropanol 20% Para rangos de permeabilidades entre 10 md y 100 md, se recomienda emplear concentraciones de acidos intermedias No usar HF. Usar solamente HCL o Acido Organico. Para seleccionar la concentracin o tipo de acido, utlizar los lineamientos indicados para preflujos del caso de solubilidad en HCL < 20% Granos cementados por Carbonatos: limitar volumenes, HCL diluido (5%), acidos organicos. NOTA: Necesidad de secuestrar hierro:Evitar el uso de citrico a concentracion > 14 lb/1000 gal. En lo posible usar otros secuestradores. ACIDO 4.- ADITIVOS Y SISTEMAS PARA ACIDIFICACIN. 4.1.- SURFACTANTES. 4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIN 4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PRDIDA DE FILTRADO. 4.5.- AGENTES DIVERGENTES 4.6.- REDUCTORES DE FRICCIN. 4.7.- ALCOHOLES. 4.8.- SOLVENTES MUTUALES. 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS. 4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS. 4.11.- REMOCIN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS. 4.12.- REMOCIN DE PARAFINAS. 4.1.- SURFACTANTES. Definicin.- Son compuestos qumicos orgnicos que actan en la interfase o en la superficie del medio, y tienen la habilidad de alterarlas condiciones existentes hastaese momento.Estas son gobernadas por la tensin superficial o interfacial yexisten como elresultado de las valencias residuales de Van Der Waals y las Fuerzas Electrostticas cuyo equilibrio es incompleto en la superficie de lquido, y en la interfase entre dos lquidos no miscibles entre un lquido y unslido. Qumicamente un surfactante es un anftero; es decir, tiene afinidad tanto por elpetrleo como por elagua. Clasificacin.- Solubilidad Solubles al agua (hidroflicos) Solubles al petrleo (lipoflicos) Por su Naturaleza Inica Catinicos Aninicos No Ionicos Anfotricos 4.1.- SURFACTANTES.- (Cont..) Usos.- Su aplicacin en la industria y en especial en la Estimulacin de Pozos es muy amplia.As podemos establecer como algunas de sus aplicaciones las siguientes: EstablecerHumectabilidad Como agente emulsionante Romper o prevenir bloqueos por emulsin y por agua Acelerar la recuperacin de fluidos de tratamiento Como agente antisedimento de finos y de sludge Agente estabilizadorde arcillas Retardadores de cidos Agentes detergentes y penetrantes Espumantes Bactericidas 4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- Definicin.- Son Materiales especficos aadidos al tratamiento de fluidos los cuales atan los iones de los metales en una molcula compleja tal que su presencia no es perjudicial. Fuentes de Hierro.- Durante elproceso de estimulacin matricial, cierta cantidad de hierroser disuelta debidoa la accin delcido sobre las superficies de las tuberas de bombeo, revestidores, tuberas de produccin, equipos de fondo de pozo, yminerales de hierro que contengan las distintas formaciones con las cuales l tratamiento cido entra en contacto. La precipitacin delhierrodisuelto en un tratamiento cido slo representar un problema cuando sta ocurra en elmedio poroso, puesto que daar la permeabilidad de la roca.El (Fe(OH)3)precipita cuando elphdeltratamiento est en elrango de2.2 a 3.5, ocurriendo su precipitacin total cuando sehaya alcanzado un ph de 3.5, en eltratamiento. La precipitacin delin ferroso slo ocurrira cuando el ph deltratamiento alcance elvalor de 7.2, por lo cual este tipo de precipitacin no se considera peligrosa, a menos que se den las condiciones para la ocurrenciade unaoxidacin desde elinicio deltratamiento hasta elmomentode gastarse todo elcido. Para mantener en solucin elhierro disuelto durante elproceso de acidificacin, se usan productos estabilizadores que actan como formadores de compuestos solubles, o como agentes reductores, que transforman elin frrico a ferroso.

4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..) Mtodos de Control de Hierro.- Agentes Quelantes oSecuestrantes.- Son productos qumicos que forman una solucin compleja en agua , estable con los iones frrico y ferroso.Estos productos son: cido Ctrico EDTA (cido Tetra-ActicoDi-amino Etileno) Tetra Sodio EDTA (Tetra Sodio cido Tetra-Actico Di-amino Etileno) Di-Sodio EDTA (Di- Sodio cido Tetra-Actico Di-amino Etileno) Tri-Sodio NTA (Tri-Sodio Acido Actico- Nitrilo) NTA (Acido Nitrilo Actico) Agentes de Reduccin.- Su funcin es convertir elin frrico en una solucin de in ferroso y mantener este estadode oxidacin.Estos productos son: Eritorbate de Sodio (NaC6H7O6H2O) cido Eritorbtico (C6H8O6) Mezclas de productos qumicos

4.2.- SECUESTRANTES DE HIERRO.- (Cont..) Mtodos de Control de Hierro.- Agentes de Control de ph.- Estos materiales actan como agentes amortiguadores o controladores para mantener un ph bajo y retardar la precipitacin de los componentes insolubles de hierro.Estos productos son: cido Actico y Actico Anhdrido Pirofosfato cido de Sodio Removedores de Sulfitos.- Son productosqumicos los cuales forman componentes estables con los iones sulfitos.4.3.- INHIBIDORES DE CORROSIN.- Definicin.- Uninhibidordecorrosinesunproductoqumicoqueretardalareaccindelcidoconlos iones hierro delmetal, evitando o retardando elproceso de corrosin. Clasificacin.- Orgnicos: Pueden ser la mezcla de uno o ms productos qumicos activos, y agentes humectantesyagentessolventes. Inorgnicos: Pueden ser soluciones de cido arsnico. Efectos de los productos qumicos en la accin delinhibidor.- _El in sulfito (SO3 =) en cido concentrado interfiere con elinhibidor. _Los surfactantes en la formulacin cida pueden arruinar o mejorar elinhibidor. _Tendenciasemulsificantesodesemulsificantes si contienensurfactantes. _Interferencia con la accin de la formulacin cida. 4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PRDIDA DE FILTRADO.- Definicin.- Son aquellos que minimizan laprdida de fluidos hacia la formacin productora . Aplicaciones.- Los agentes de controlde prdida de filtradotienen su aplicacin en los siguientes casos: Formaciones con Mltiples permeabilidades, en las cuales los fluidos siguen elcamino de menor resistencia. Fornaciones con Bajas permeabilidades, en las cuales se requieren altas presiones de inyeccin. Dao de permeabilidad, en todos los casos se requiere eluso de agentes de control de prdida de filtradoparaprotegerlaformacinproductoradegeneracindecompuestossecundarios producidos durante eltratamiento que pueden daar la permeabilidad. 4.4.- AGENTES DE CONTROL DE PRDIDA DE FILTRADO.-(Cont..) Los aditivos de control de filtrado a menudo estn compuestos de dos agentes: uno inerte, que son partculas slidas las cuales puentean en la superficie de la fractura o fisura de la formacin y un material gelatinoso que tapona los poros en elmaterial granular slido. Tipo de Fluido Aditivo Slido Aditivo GelatinosoColchn Acuoso Slica FluorCarbonato de CalcioPolmero OrgnicoSlidos inertes revestidoscon material tipo guarGuarCelulosaPoliacrilamidaColchn Hidrocarburo Slidos inertes revestidoscon sulfonato orgnicoAcido Slidos hinchables al cidoResna orgnicaSlica FluorPolmeros orgnicosGuarKarayaCelulosaPoliacrilamidaPolivinilalcohol4.5.- AGENTES DIVERGENTES.- Definicin.- Son aquellos que permiten obtener igual distribucin de los fluidos en el intervalo a ser tratado. Clasificacin.- Slidos: _ Resinas solubles en aceite _ Hojuelas de cido Benzoico _ Precipitados : a) De Benzoato de Amonio b) De Resina _ Carbonato de Calcio - Geles y Fluidos Viscosos: _ Hidroxietilcelulosa (HEC) _ Polmeros XC _ Carboximetil Hidroxietil Celulosa (CMHEC) _ Carboximetil High Plug Gel (CMHPG) Espuma: _ A base de Nitrgeno _ A base de Dixido de Carbono - Mtodos Mecnicos: _ Herramienta de copa de lavado _ Tapones puentes _ Empacaduras - Bolas Selladoras: 4.5.- AGENTES DIVERGENTES.- (Cont..) Aplicaciones.- Dependiendodeltipodecompletacinquetengaelpozo,enelcualsevaarealizarla estimulacin matricial, cada uno de los tipos de agentes divergentes tiene su aplicacin especfica. A saber: Slidos: _ En perforaciones _ Camisas de rejillas (Slotted liners) _ Empaques con grava (Gravel Packs) _ Hoyo Abierto Geles y Fluidos Viscosos: _ Para cualquier tipo de completacin Espuma: _ Para cualquier tipo de completacin - Mtodos Mecnicos: _ En perforaciones _ Camisas de rejillas - Bolas Selladoras: _ Slo en perforaciones 4.6.- REDUCTORES DE FRICCIN.- Definicin.- Son polmeros de cadenas largas, naturales o sintticos, utilizados para suprimir la turbulencia y reducir la presin por friccin en los fluidos que fluyen a travs de la tubera. Lo anterior es particularmente til, para reducir la potencia requeridao incrementar la tasa de tratamiento Consideraciones Generales.- No todos los polmeros son efectivos en las soluciones cidas. En algunas oportunidades, el cido puede romper estos polmeros, dejando,sin embargo, algunas propiedades de reduccin de friccin. Eventualmente, pueden suspender los finos insolubles y los sedimentos (sludge). 4.6.- REDUCTORES DE FRICCIN.- (Cont..) Tipo de Fluido Clasificacin Genrica delos AditivosColchn Base Agua Diferentes tipos de GuarPoliacrilamidaCelulosaSlidos inertes revestidoscon material tipo guarColchn Base Aceite Poli-isobutilenoAcidos grasosPolmeros orgnicosentrecruzadosAcido GuarGoma KarayaPoliacrilamidaCelulosaEn la tabla siguiente se muestra una clasificacin general de los diferentes tipos de fluidos 4.7.- ALCOHOLES.- Generalidades.- Son comnmente utilizados en tratamientos cidos para remover bloqueos por agua,mejorar la recuperacin de fluidos, retardar la reactividad del cido, y disminuir elcontenido de agua en eltratamiento en formaciones sensibles al agua.Sin embargo, su efectividad es limitada. Remocin de Bloqueos por Agua: ElAlcohol reduce las fuerzas capilares dentro delyacimiento, permitiendo una ms fcil remocin de la fase lquida. Recuperacin rpida delfluido: Los alcoholes usados en los fluidos de tratamientos tambin aumentan la velocidad de vaporizacin de la porcin delagua, permitiendo una desaturacin ms rpida delagua en el yacimiento gasfero. Reactividad delcido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje de alcohol agregado. Contenido de Agua: Enaquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, se utiliza alcohol en e.tratamiento en una porcin o en toda elagua de disolucin. Tipos de Alcoholes.- Metlico: 30% ms por volumen Isoproplico: Mximo 20% por volmen 4.7.- ALCOHOLES.- (Cont..) Desventajas en su uso.- Concentracin efectiva: Se requiere concentraciones iguales o mayores al 20% para lograr su efectividad. Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento. Punto de Inflamacin: Su bajo punto de inflamacin tanto en elisopropanol como en elmetanol, presentan riesgos de fuego.Corrosividad: Las mezclas alcohol-cido, aumentan la corrosividad, por lo que se hace necesario utilizar una elevada concentracin de inhibidor, que aquellas mezclas que no contienen alcohol. Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan altas concentraciones de slidosdisueltos puedeprecipitar sal en presencia de los alcoholes. Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto elmetanol como elisopropanol son incompatibles, por lo cual deben ser realizadas pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo eltratamiento. Uso con HCL: En aquellos pozos con temperaturas mayores de 200 F, que sean tratados con HCL, es posible lanodeseada formacin de cloruro de metilo. 4.8.- SOLVENTES MUTUALES.- Definicin.- Son Materiales especficos que son solubles tanto en petrleo como en agua. Aplicaciones.- Los usos ms frecuentes de los solventes mutuales son: En soluciones cidas o en preflujos o postflujos de gasoil En concentraciones tpicas de 10% (V/V); pero su rango de uso oscila de 2 a 50% (V/V) Reduccin de la saturacin de agua en la cercana de lacara delpozo, por disminucin de la tensin superficial delagua, previniendo bloqueos por agua. Solubiliza una porcin delagua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo por lo tanto la cantidad de saturacin de agua irreducible. Proporciona acuohumectacin a la formacin, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidad relativapara la produccin de crudo. Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectacin. Estabiliza las emulsiones Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solucin, ayudando a prevenir la adsorcin de esos materiales dentro de la formacin. Tipos de Solventes Mutuales.- Los ms comunes son: Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE) Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE) Etheres Glycoles Modificados (MGE) 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- Definicin.- Lasformacionessensiblesalaguasecaracterizanporreducirsupermeabilidadcuando contactanconfluidosextraosalaformacin.Estareduccindepermeabilidadabsoluta, resultadeltaponamientodeloscanalesdeporosporpartculasinducidasopropiasdela formacin. Unmineralarcillosooarcillapuededefinirsecomo,cualquiernmerodeminerales aluminosilicatohidratablesconestructuradelajasdecristal,formadosporlahumectacin hidratacin de otros silicatos; tambien se consideran arcillas cualquier mineral de tamao menor de 1/256 mm. Losinhibidoresdearcillassonproductoscuyafuncinfundamentalesevitarlasprincipales causas de reduccin de permeabilidad asociadas con arcillas, las cuales son: la migracin, la hidratacin y la dispersin Migracin de Arcillas.- Elefecto de fluidos acuosos en las arcillas depende principalmente de los siguientes factores: La estructura qumica de las arcillas Ladiferenciaentrelacomposicindelosfluidosnaturalesdelaformacinylosfluidos inyectados Elarreglo de las arcillas en la matriz o en los poros La manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la formacin La cantidad de arcillas presentes. 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Hidratacin de las Arcillas.- Elhinchamiento de las arcillas con el agua se debe a la hidratacin de los cationes presentes en las mismas.Elvolmen de hinchamiento depende de uno de los dos factores siguientes: Elcatin adsorbido en la arcilla La cantidad de sal en elfluido que contacta la arcilla Existen dos tipos de mecanismos de hinchamiento que pueden ocurrir debido a la interaccin de las arcillas y la invasin delfiltrado: Hinchamiento Cristalino Ocurre debido a la adsorcin de capas de agua en la superficie de las partculas de arcillas, y puede ocasionar que elvolmen de las arcillas se incremente ms deldobleHinchamiento Osmtico Debido a que la concentracin de cationes es mayor entre las capas de arcillas que en elcuerpo mismo de las arcillas.La Montmorillonita es la nica arcilla que se hincha por adsorcin de agua. La Caolinita, Clorita e Ilita pueden ser clasificadas como arcillas no hinchables Dispersinde las Arcillas.- Puede incrementar eldao de formacin y es causada por: Surfactantes no inicos especficos cidos u otros fluidos de bajo ph 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Tipos de Arcillas.- Las arcillas ms comunes encontradas en formaciones de areniscas son: Montmorillonita(Al2-x,Mgx)Si4O10(OH)2Na.H2O IlitaKAl2(AlSi3O10)(OH)2 CaolinitaAlSi4O10(OH)8 Clorita(Fe,Mg)5Al(AlSi3O10)(OH)8 Mezclas de capas de arcillasCombinaciones de los anteriores Estabilizadores de Arcillas.- Los ms utilizados ycomunes son: Salmuera Sintetizada Iones de Hidrxido de Aluminio Polmeros Orgnicos Cloruro de Potasio Cloruro deAmonio Hidrxido de Potasio Remocin de las partculas de arcillas bloqueadoras.- Los ms utilizados ycomunes son: cido Clorhdrico cido Fluorhdrico con solventes mutuales 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Estructura tetrahdrica de Arcilla 4.9.- INHIBIDORES DE ARCILLAS.- (Cont..) Estructura Octohdrica de ArcillaAl, Fe, MgHidroxilosUnidadOctahedrica SencillaCapa de EstructuraOctohdricare4.10.- AGENTES PARA CONTROLAR BACTERIAS.- Definicin.- Son productos qumicos utilizados para controlar eldesarrollo, eliminare inhibir elcrecimientode microorganismos o bacterias.Usualmente se les conoce como bactericidas o biocidas. Se entiende por bacterias microorganismos unicelulares deltipo de los esquizomicetos; o sea, esquizofitas sin clorofila, los cuales aparecen en la naturaleza. Problemas que causan las bacterias.- Taponamiento en los pozos inyectores Reduccin delin sulfato (H2S ==> Corrosin ==> FeS ==> Insoluble, Taponamiento) Formacin de limo Formacin de hierro Usos.- Directamente en eltratamiento cido Antes de la Acidificacin 4.11.- REMOCIN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.- Generalidades.- Principalmente se originan por los cambios de presin y temperatura que tienenlugardurante la produccin o inyeccin de fluidos al pozo.Se forman en la tubera de produccin,cabezal de pozo, lineas de flujo y en la cara delpozo (wellbore),con la consecuente reduccin de la produccin o prdida de eficiencia de los equipos de produccin. Otros causas de la formacin de incrustaciones y asfaltenos son la evaporacin, mezclas de fluidos compatibles entre s, sobresaturacin de materiales disueltos en elagua y productos secundarios provenientes de la corrosin o actividad bacterial. Incrustaciones.- Son depsitos resultantes de la precipitacin de materiales existentes en los fluidos base agua, siendo las ms comunes: Carbonato de calcio Sulfato de calcio Sulfatos de bario y estroncio Silicatos Cloruro de sodio Sales xidos de hierro Primero debe identificarse la incrustacin y luego su origen, para proceder a aplicar elmtodo de remocin idneo. 4.11.- REMOCIN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.- (Cont..) Mtodos de Remocin.- Bsicamente los podemos dividir en dos grandes bloques: Mtodos Mecnicos Recaoneo de Tubera Reperforacin o ensanchamiento Bombeo de pldoras para lneas de flujo Mtodos Qumicos Incrustaciones solubles en agua Incrustaciones solubles en cido Incrustaciones insolubles en cido Prevencin de las Incrustaciones.- Existen mtodos que permiten preveniro disminuir en eltiempo la formacin de incrustaciones: No mezclar fluidos incompatibles Filtrar los fluidos de Inyeccin o completacin de slidos Utilizar inhibidores tales como, Poliacrilatos, Polifosfatos inorgnicos, Fosfonatos, EDTA y Esteres fosfatos orgnicos. 4.11.- REMOCIN DE INCRUSTACIONES Y ASFALTENOS.- Asfaltenos.- Son depsitos orgnicos que provienen de la perturbacin delequilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitmenes, en elcual se encuentran tambin los maltenos y resinas. Mecanismos de Deposicin.- Los Asfaltenos se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas: Reduccin de presin Reduccin de temperatura Tratamientos cidos Presencia de superficies metlicas por las cuales los asfaltenos sienten afinidad Usos de solventes parafnicos Mtodos de Remocin.- Para remover los asfaltenos se utilizan los siguientes tratamientos: Solventes Aromticos, talescomo tolueno,xileno o mezclas de ellos Productos qumicos que ayudan a mejorar la actividad de los solventes Mezclas de solventes aromticos con solventes parafnicos 4.12.- REMOCIN DE PARAFINAS.- Definicin.- Son los hidrocarburos ms simples y abundantes.Ejemplos de ellos son: la gasolina, elkerosene, elaceite mineral.Se depositan en forma de ceras parafnicas. Mecanismos de Deposicin.- Las Parafinas se depositan debido a una de las siguientes razones o combinaciones de ellas: Reduccin de presin, presentandose Evaporacin de los componentes ms voltilesReduccin de temperatura Precipitacin irreversible en elcrudo Disminucin de la Solubilidad en elcrudo Mtodos de Remocin.- Pueden clasificarse en cuatro grandes grupos: Mtodos Mecnicos Mtodos Trmicos Bombeos de solventes parafnicos calientes Bombeo de Nitrgeno Bombeo de Aislantes Trmicos (GEL-INT TM) Bombeo de Solventes Parafnicos (gasoil, kerosene) Aromticos (xileno, tolueno, mezclas de ellos) Mtodos Qumicos Dispersantes Detergentes ACIDO 5.- TRATAMIENTOS CIDOS. 5.1.- PARMETROS PREVIOS A CONSIDERAR 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES 5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIN Y CARACTERSTICAS DE LAS ROCAS 5.4.- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEO 5.5.-GRFICAS DE COMPORTAMIENTO DE UNA OPERACIN 5.6.- PARMETROSPOS - TRABAJO 5.1.- PARMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIN 1.-Trabj. No.Informacin de ReferenciaCa. Oper. Rep. Oper. Ca. de Servicio Rep. ServicioFecha Fech. est. del Trabajo:Informacin del OperadorRequerido por: Telfonos Fax EmailPozo Campo Yacimiento EstadoTipo de PozoNuevo Viejo Petrleo Gas Prod. de AguaInyector DisposicinDatos del PozoDiam. Rev. (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado RoscaLiner (OD) (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Tope Liner (pies) GradoTubing (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado RoscaEmpacadura TipoProf. de Asent. (pies)Tubera de Rejilla /Tamao Grava (si no?) Tamao de GravaTubing (plg) Peso (#/pies) Profund. (pies) Grado RoscaCaoneo (caonesy tipo) Tamao (plg) Densidad (tpp) Intervalos (pies)DATOS DE DOCUMENTACIN, IDENTIFICACIN DEL POZO Y DE CONFIGURACIN MECNICA 5.1.- PARMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. DATOS DE FORMACIN Y MECANISMO DE TRATAMIENTO Tratamiento VaTubera Revestidor c/emp. Anular Tubera/Anular Coiled TubingBranden HeadDatos de FormacinFormacin Descripcin de la Formacin:Permeabilidad (md) Porosidad (%)Presin de Poro (psi)Modulo de Young Rel. de PoissonAltura Arena (pies) Altura Neta (pies) BHST (oF)Espaciamiento de pozos (acres) Grad. de Frac. (psi) ISIP (psi)Fluido en hoyo ISIP (lpg)BHFrac.P (psi) Radio de Penetracin (pies) BHFlowimgP (psi)Diseo de Estimulacin Solicitado5.1.- PARMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. DATOS DE FLUIDOS E HISTORIA DE PRODUCCIN DEL POZO Datos de Fluidos y ProduccinTipo de Fluidode Perforacin Tipo de Fluido de CompletacinWOR (%) GOR (%) Grav. API Compresibilidad Viscosidad (cp)Parafinas (%) Asfaltenos (%) Incrustaciones Sedimentos (%)Gravedad GasContactoWO/GO (pies)Prod. Inicial Crudo (MSTB/D) Gas (MSCF/D) Agua (MSTB/D) Presin (psi) BHFlowimgP (psi)FechaProd. ActualCrudo (MSTB/D) Gas (MSCF/D) Agua (MSTB/D) Presin (psi) BHFlowimgP (psi)FechaObservaciones Adicionales5.1.- PARMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. INFORMACIN Y MUESTRASREQUERIDASPARA EL DISEO HOJA DE DATOS DE ESTIMULACIN 2.-Informacin del Pozo RequeridaRegistros Resistividad GRIdentificacin de Fracturas SnicoCBL/CET Lodo EsfuerzosDatosDST/ Anlisis de Presiones TransitoriasAnlisis de NcleosCurva de Historia de ProduccinEsquemas del pozoHistoria del Pozo Registro Cronolgico del PozoMuestras RequeridasCrudoAgua Emulsin EscamasRocas /FormacinAgua de TratamientoSludge / SedimentosTratamiento de Estimulacin previo para el Pozo/ En Campo5.1.- PARMETROS PREVIOS A CONSIDERAR. ANLISIS Y ENSAYOS REQUERIDOS Anlisis y Ensayos RequeridosAgua de Formacin Qumico Escamas Romper EmulsinCrudo de Formacin Gravedad API Parafinas AsfaltenosPotencial de formacin de Sludge con cidoCompatibilidad de HidrocarburosEscamas /Slidos Solubilidad al Solvente/ Al cidoDispersabilidadIdentificacin MineralAgua de Tratamiento Qumico BacteriaPruebas de Gel / CrosslinkerPrevencin de EmulsinTratamiento cidoTitulacin / Concentracin HidrmetroPrevencin de Emulsin cido Vivocido GastadoObservaciones AdicionalesTiempo de Ruptura del Gel(hrs) 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.Los tratamientos cidos pueden ser aplicados por una de las siguientes tcnicas: a.-Lavado o Remojob.- Acidificacin Matricialc.- Fracturamiento cido TIPO DE POZOTIPO DE DAOTRATAMIENTO PRODUCTOR DE CRUDOMIGRACIN DE FINOSACIDIFICACIN MATRICIAL PRODUCTOR DE CRUDODEPOSICIN ORGNICALAVADO CON SOLVENTES YDETERGENTES INYECTORINYECCIN DE FLUIDOSACIDIFICACIN MATRICIAL A LA MATRIZ INYECTOR DE VAPORDEPOSICIN ORGNICA LAVADO CON SOLVENTES YE INORGNICADETERGENTES; Y ACID. MATRIC. GASFERODEPSICIN ORGNICALAVADO CON SOLVENTESY DETERGENTES; Y ALCOHOLES PRODUCTOR DE CRUDOEMULSIONESLAVADO CON SOLVENTESY DETERGENTES PRODUCTOR DE CRUDOTAPONAMIENTO DELAVADO CIDO CON EMPAQUEEMPAQUE

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES..- Datos ConsideradosLa siguiente data ha sido utilizada en para la concepcin de los tratamientos antes mencionados: PARMETROVALORES MINERALOGA Profundidad5000 piesCuarzo< = 80% BHST170 FFeldespatos< = 20% Tubera2-7/8 plgArcillas< = 5% Revestidor 7 plgClorita< = 2% Perforaciones12 pies Porosidad25 % Permeabilidad> 100 md Presin Aprox. 2200 psi

5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 3.- Pozo Inyectorcon Dao por Inyeccin de Fluidosa la Matriz / Tratamiento.- PREFLUJO: 500 galsde Cloruro de Amonio PRETRATAMIENTO:100 gals / pies perforado 15%HCL+0.3%InhibidordeCorrosin+75#/1000gals Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No inico + 10% Solvente Mutual + 10#/1000 gal de Bactericida TRATAMIENTO:50 gals / pie perforado 12%HCL:3%HF+0.5%InhibidordeCorrosin+50#/1000galsSecuestrantede Hierro + 5% Solvente Mutual. POSTFLUJO:50 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual NOTA 1:Sobredesplazar el tratamiento dentro de la formacin con un volmen de 420 gals (10 bbls) NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizar con Coiled Tubing.En caso de ser a travs de la tubera de completacin(BrandenHead)contuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Este tratamiento de limpieza, llamado Pickle, puede estar diseado de la forma siguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de Amonio5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...)

Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Migracin de Finos / Justificacin Tcnica.- Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento cido para remover los compuestos orgnicos, que pueden estar bloqueandolasgargantasdelosporosinterconectadosdelaformacinorecubriendoalaroca.Estoresultarenla remocindeldaopordepsicinorgnica,ypermitirelcontactodelcidoconlosmaterialesinorgnicosaser disueltosporl,conunamayorefectividadyeficienciadelmismo.Tambinpermitirlimitarelcontactocido- petrleo, previniendo problemas de emulsin. Usarunacombinacinenelsolventedelpreflujo,dexilenoconkerosene.EstodebidoaqueelXilenoesun excelenteremovedordelosasfaltenosyesefectivoconlasparafinas;elKeroseneesunexcelentesolventede parafinas y no tiene efectos sobre los asfaltenos.El control del costo en el preflujo se tiene de utilizar la combinacin de un producto costoso (xileno) y uno muyeconmico (kerosene). Usarun3%cidocticoGlacialtantoenelTratamientocidoHCL:HFcomoenelpostflujo.Estoayudara mantenercontroldelphenlacaradelpozo,yayudaraevitarlaprecipitacindelosproductosresultantesdela reaccin con el cido, hasta que sean sacados fuera del pozo. Utilizarentodaslasfasesdeltratamientounsolventemutual,elcualasegurarlacompatibilidaddelosfluidosy mantendr la formacin acuohumedecida. Utilizar un estabilizador de arcillas en el postflujo, para mantener libre de obstrucciones las gargantas de los poros. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 1.- Pozo Productor de Crudo con Dao porMigracin de Finos / Tratamiento.- PREFLUJO: 500 gals (50% Xileno + 50% Kerosene) + 10% (500 gals) Solvente Mutual PRETRATAMIENTO:50 gals / pies perforado 15%HCL+(0.3%-0.5%)InhibidordeCorrosin+50#/1000gals Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No inico + 10% Solvente Mutual TRATAMIENTO:100 gals / pie perforado7.5% HCL: 1.5% HF + (0.3% - 0.5%) de Inhibidor de Corrosin + 50#/1000 galsSecuestrante de Hierro + 3% cido Actico Glacial + 10% Solvente Mutual. POSTFLUJO:125 gals / pie perforado8%ClorurodeAmonio+1%EstabilizadordeArcillas+3%cidoActicoGlacial+10% Solvente Mutual NOTA 1: NoSobredesplazar NOTA 2: Se asume que el tratamiento se realizar con Coiled Tubing.En caso de ser a travs de la tubera de completacin(BrandenHead)contuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Este tratamiento de limpieza, llamado Pickle, puede estar diseado de la forma siguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de Amonio5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Deposicin Orgnica / Justificacin Tcnica.- UsarunpreflujodesolventedelantedeltratamientocidoporrazonesanlogasalasexpuestasenelCaso 1(anterior) Es importante entender que, para este caso particular, debera tenerse suficiente volmen de tratamiento con solvente con el objeto de: Contactar y disolver todos los depsitos orgnicos Mantener los compuestos orgnicos disueltos en suspensin hasta el contraflujo Usar una combinacin en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones anlogas a las del Caso 1) Losasfaltenossonlosdepsitosorgnicosmsdifcilesdedisolver;siendoelToluenoelSolventeAromtico ms efectivo en la remosin de los mismos.Sin embargo, el Tolueno es muy costoso y peligroso, por lo cual se recomienda utilizar slo una pequea cantidad de volmen. Utilizarunsolventemutual,elcualprevienelosproblemasdeemulsinymantienelosgranosdelaroca acuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 2.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Deposicin Orgnica / Tratamiento.- TRATAMIENTO: 25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno +10% (VT) Solvente Mutual Nota 1: No Sobredesplazar Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizar con Coiled Tubing.En caso de ser a travs de la tubera de completacin(BrandenHead)contuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Este tratamiento de limpieza, llamado Pickle, puede estar diseado de la formasiguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de AmonioEste preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil para prevenir la segregacin de fluidos durante la etapa de remojo Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con: 150 gals de Solucin al 3% de Cloruro de Amonio 150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC Vs (gals)de Solucin al 3% de Cloruro de Amonio Donde Vs, es un volmen suficiente para sacar el tratamiento fuera delanular y mantener 10 bbls de solucin de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 4 a 6 horas5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 4.- Pozo Inyector de Vaporcon Dao por Deposicin Orgnica e Inorgnica / Justificacin Tcnica.- La accin de inyeccin de vapor dentro de hoyo puede crear dos tipos de mecanismos de dao: Depsitos orgnicos, resultante de la precipitacin de parafinas y asfaltenos Depsitos orgnicos, resultante de la disolucin de la formacin Ambas acciones son el resultado directo del proceso de inyeccin de vapor, por lo que se recomienda preparar el tratamiento para ambos tipos de daos, cuando se planifica un tratamiento de estimulacin. El proceso de Inyeccin de Vapor es un proceso cclico, por lo cual el dao que el crea, es deposicin en capas. Los materiales orgnicos sern depositados intercalados con materiales inorgnicos, por lo que esta deposicin deldaoencapasunassobrelasotras,serelprimeragenteprotectoroencubridordeestosmecanismosde daos, si no se diseare un tratamiento apropiado. De lo anterior, se deduce que el tratamiento ms idneo es un Tratamiento por Etapas, con aditivos especiales pararemoverrecubrimientosorgnicosdelosmaterialesinorgnicos,demaneraqueambosmaterialessean completamente removidos. Utilizarun altovolmendecidoFluorhdricomoderadamentefuertepararemoverel daopordeposicin de materiales inorgnicos, sin exponer la matriz de la formacin ya dbil, a destruccin adicional. UsarcidoActicoGlacialal3%,entodosloscidosypostflujosparacontrolarelph,conelobjetode retardar la precipitacin de la reaccin provenientes del cido con los productos, en la cara del pozo. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 3.- Pozo Inyectorcon Dao por Inyeccin de Fluidosa la Matriz / Justificacin Tcnica.- La siguiente recomendacin considera que el pozo siempre ha sido Pozo Inyector. UsarHCLdebidoaquemuchosdelosmaterialesinorgnicosquecreandaoenlospozosinyectores,son solubles en cido Clorhdrico, por ejemplo, Carbonato de Calcio, Carbonato de Hierro, xido de Hierro, etc. UtilizarunaltovolmendecidoClorhdrico,porquelasescalasescamasseformanusualmentemuy profundodentrodelaformacin,porloqueesdificilalcanzarla.Tambinserecomiendautilizaruna concentracin fuerte o elevada de cido. Utilizar un pequeovolmen de HCL:HF de elevada concentracin, para remover cualquier obstruccin por partculas de arcillas.La elevada concentracin de cido reaccionar ms rpidamente, permitiendo el uso de menores volmenes y altas tasas, mientras permanece el tratamiento ctivo haciendo su trabajo de remocin de dao por arcillas presentes. Utilizar un elevado volmen de aditivo para control de hierro, con el objeto de absorver tanto como sea posible iones hierro del sistema. Muchos depsitos que estn asociados con la inyeccin de pozos, son ricos en hierro yse hacenecesario secuestrarlo con el objeto de prevenir precipitacin de hierro cerca de la cara del pozo. Usarunbactericidapararemovercualquierdaoporbacteria,locualescomunenpozosdeinyecciny causan severo taponamiento. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 4.- Pozo Inyector de Vaporcon Dao por Deposicin Orgnica e Inorgnica / Justificacin Tcnica.- (Cont..) Mantener la tasa de bombeo recomendada en la secuencia adecuada para permitir el adecuado contacto, entre losfluidosdeltratamientoylosmaterialesaserremovidos,yparaprevenirellavadodelosmaterialesaser removidos de la cercana de la cara del pozo antes de ser disueltos. Usar una combinacin en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones anlogas a las del Caso 1) Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones anlogas al Caso 2. Utilizarentodaslasfasesdeltratamientounsolventemutual,elcualasegurarlacompatibilidaddelos fluidos y mantendr la formacin acuohumedecida. Filtrar todos los fluidos que pueden estar en contacto con la formacin, hasta 2 micrones absolutos. Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y tambin utilizar una herramienta de lavado (Wash Tool)en el Coil.Con lo anterior se persigue: Aislar los fluidos del tratamiento de los fluidos del pozo, previniendo la contaminacin del tratamiento antes de penetrar a las perforaciones La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando al solvente en la remosin de los depsitos orgnicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosin. Remover todos los depsitos orgnicos para que el cido pueda remover los inorgnicos.5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 4.- Pozo Inyector de Vaporcon Dao por Deposicin Orgnica e Inorgnica / Justificacin Tcnica.- (Cont..) Nota2:Encasoderealizarseeltratamientoatravsdelatuberadecompletacin(BrandenHead)con tuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Estetratamientodelimpieza,llamado Pickle, puede estar diseado de la forma siguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de Amonio 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 4.- Pozo Inyector de Vaporcon Dao por Deposicin Orgnica e Inorgnica / Tratamiento.- ETAPA No. 1.- 1.A.- 40 gals /pies perforado500 galsde Solvente (49% de Xileno + 49% Kerosene) + 2% Tolueno + 10% Solvente Mutual 1.B.-25 gals / pies perforado 300galsde10%HCL+(0.3%-0.5%)InhibidordeCorrosin+50#/1000gals Secuestrante deHierro+0.5%SurfactanteNoinico+10%SolventeMutual+3% cido Actico Glacial 1.C.-60 gals / pies perforado 750 gals (7.5% HCL: 1.5% HF) + (0.3%- 0.5%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000 gals SecuestrantedeHierro+10%SolventeMutual+3%cidoActico Glacial. 1.D.-125 gals / pie perforado1500galsdeSolucindeClorurodeAmonioal8%+10%SolventeMutual+3% cido Actico Glacial. ETAPA No. 2.-Igual a ETAPA No. 1 Nota1:ConelCoiledTubingeneltopedelasperforaciones,desplazarhastaellasconaguafiltrada.No Sobredesplazar 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 5.- Pozo Productor de Gascon Dao por Deposicin Orgnica / JustificacinTcnica.- Los pozos productores de Gas estn asociados con altas cadas de presin, en las perforaciones yen la garganta de los poros.LosAsfaltenossonsensiblesaloscambiosdepresin,porloquelaformacindeasfaltenospuedeestar asociada con este tipo de cambios de presin.Por lo anterior, se deduce que los Asfaltenos son elprimer mecanismo de dao en pozos productores de gas, siendo las Parafinas el segundo mecanismo de dao. Porloanteriorsesugiereelusodeunacombinacinenelsolventedelpreflujo,dexilenoconkerosene(razones anlogas a las del Caso 1) Usar Tolueno en todos los preflujos iniciales, por las razones anlogas al Caso 2. El tratamiento con Solvente puede crear una saturacin de aceite (petrleo) cerca de la cara del pozo haciendo que el pozo tenga flujo preferencial depetrleo y bloquear el flujo de gas.Por lo anterior, es recomendable que seguido al tratamiento o preflujo de solvente, se bombee unFluido que permitaretornar la saturacin de gas cerca de la cara del pozo y mantener, por lo tanto, la produccin de gas.ElFluido, a ser usado en este tipo de Tratamiento es Agua con Cloruro de Amonio, conteniendo Metanol ySurfactantes que permitan asegurar la limpieza del hoyo. Por lo anterior, se deduce la necesidad de bombear un volmen de Fluido (Tratamiento) mayor que el Preflujo, para asegurarse el adecuado desplazamiento delSolvente de Preflujo yse regrese la saturacin al gas en la cara del pozo, que tena al principio. Usar Metanol en el Tratamiento, para secar la Formacin yregresar la saturacin de gas inicial. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 5.- Pozo Productor de Gascon Dao por Deposicin Orgnica / JustificacinTcnica.-(Cont...) Usar Solvente Mutual del tipo de los Surfactantes Fluorocarbonado No Inico en el Fluido Tratamiento, para bajar la tensin superficial del mismo, y asegurarse que el gas puede empujar al fluido, desde la garganta de los poros, y lograr una efectiva limpieza despus del tratamiento. Nota 1: Se recomienda utilizar Coiled Tubing para este trabajo, y tambin utilizar una herramienta de lavado (Wash Tool)en el Coil.Con lo anterior se persigue: Aislar los fluidos del tratamiento, cada uno del otro y de los fluidos del pozo, previniendo la contaminacin del tratamiento antes de penetrar a las perforaciones, logrando el adecuado tiempo de remojo. La herramienta de lavado, mejora la velocidad del fluido para alcanzar las perforaciones, ayudando al solvente en la remosin de los depsitos orgnicos, ya que la turbulencia mejora la capacidad de remosin. Remover todos los depsitos orgnicos para que el cido pueda remover los inorgnicos. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont..) Caso 5.- Pozo Productor de Gascon Dao por Deposicin Orgnica / Tratamiento.- PREFLUJO: 75 gals /pies perforado900 galsde Solvente 98% de Xileno +2% Tolueno + 10% (Vprefl.)Solvente Mutual PRETRATAMIENTO: 3 bbls (126 gals) 156 gals de 3% Cloruro de Amonio TRATAMIENTO100 gals/pie perforado 1200galsdeClorurodeAmonioal3%+20%HidrxidodeMetanol+0.2% Surfactanteno inico especfico+ 10 % Solvente Mutual. Nota 1: NoSobredesplazar el tratamiento dentro de la formacinNota 2: Se asume que el tratamiento se realizar con Coiled Tubing.En caso de ser a travs de la tubera de completacin(BrandenHead)contuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Este tratamiento de limpieza, llamado Pickle, puede estar diseado de la forma siguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de Amonio5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Emulsiones / Tratamiento.- PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno +10% (VT) Solvente Mutual TRATAMIENTO:25 a 75 gals / pies perforado 85% Surfactante + 10% Solvente Mutual + 5% Anti-Sludge Nota 1: No Sobredesplazar Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizar con Coiled Tubing.En caso de ser a travs de la tubera de completacin(BrandenHead)contuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Este tratamiento de limpieza, llamado Pickle, puede estar diseado de la formasiguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de AmonioEste preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con: 150 gals de Solucin al 3% de Cloruro de Amonio 150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC Vs (gals)de Solucin al 3% de Cloruro de Amonio Donde Vs, es un volmen suficiente para sacar el tratamiento fuera delanular y mantener 10 bbls de solucin de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing Nota 4: Permitir el remojo de la zona a tratar por un tiempo de 2 a 3 horas Nota 5: La naturaleza inica del surfactante depender del tipo de roca predominante de la formacin5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 6.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Emulsiones / Justificacin Tcnica.- Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento para remover los compuestos orgnicos, que pueden estar bloqueando las gargantas de los poros interconectados de la formacin o recubriendo a la roca.Esto resultar en la remocin del dao por depsicin orgnica (razones anlogas a las expuestas en el Caso 1) Usar una combinacin en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones anlogas al Caso 1).Usar un pequeoporcentajedeTolueno(2%),yaqueeselSolventeAromticomsefectivoenlaremosindelos depsitos orgnicos (razones anlogas al Caso 2) Utilizarunsolventemutual,elcualprevienelosproblemasdeemulsinymantienelosgranosdelaroca acuohumedecidos luego que el solvente los ha limpiado. Las causas probables de la formacin de las emulsiones son: Crudosconcontenidosdequmicosnaturalesqueactancomoestabilizadoresdelasemulsiones formadas conel cido o con el cido gastado durante el tratamiento. Tratamientos de estimulacin (cidas y fracturamientos) Tasas de Produccin elevada Inyeccin en la formacin de fluidos incompatibles con los fluidos naturales de la formacin 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Taponamiento de Empaque / Justificacin Tcnica.- Usar un preflujo de solvente delante del tratamiento cido para remover los compuestos orgnicos, que pueden estarbloqueandolasgargantasdelosporosinterconectadosdelaformacinorecubriendoalaroca,ylas porosidadesinterconectadasdelempaque.Estoresultarenlaremocindeldaopordepsicinorgnica (razones anlogas a las expuestas en el Caso 1) Usar una combinacin en el solvente del preflujo, de xileno con kerosene (razones anlogas al Caso 1).Usar un pequeoporcentajedeTolueno(2%),yaqueeselSolventeAromticomsefectivoenlaremosindelos depsitos orgnicos (razones anlogas al Caso 2) Utilizar un solvente mutual, el cual previene los problemas de emulsiny mantiene los granos de la roca ydel empaque, acuohumedecidos, luego que el solvente los ha limpiado. Las causas probables del taponamiento de los poros interconectados en el empaque con grava, son: Elevada densidad del gel de acarreo de la gravabombeada. Bombear la grava del empaque a traves de la tubera de perforacin sucia, pues partculas de hierro y otroscontaminantesentrarnenlazonadelempaquedaandolaporosidadinterconectadatantodel empaque como de la formacin misma. Arcillas de formacin, cuando esta es lavada (las perforaciones) luego del empaque. 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.- PREFLUJO: 25 a 75 gals / pies perforado 49% Xileno + 49% Kerosene + 2% Tolueno +10% (VT) Solvente Mutual PRETRATAMIENTO: 100 gals / pies perforado 7.5% HCL + 0.3% Inhibidor de Corrosin + 75#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 0.5% Surfactante No inico + 10% Solvente Mutual TRATAMIENTO:100 gals / pie perforadoHBF4 + 0.5% Inhibidor de Corrosin + 50#/1000 gals Secuestrante de Hierro + 5% Solvente Mutual. POSTFLUJO:50 gals / pie perforado 8% Cloruro de Amonio + 5 % Solvente Mutual Nota 1: No Sobredesplazar Nota 2: Se asume que el tratamiento se realizar con Coiled Tubing.En caso de ser a travs de la tubera de completacin(BrandenHead)contuberayempacadura,debernlimpiarsepreviamentelasmismas.Este tratamiento de limpieza, llamado Pickle, puede estar diseado de la formasiguiente: 250 gals de50% Xileno + 50% Kerosene 250 gals de 15% HCL +(0.2% - 0.4%) Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000gals de Secuestrante de Hierro + 25 #/1000 gals de HEC250 gals de 3% Cloruro de AmonioEste preflujo de limpieza debe ser sacado fuera del pozo, y desplazar con gasoil o agua filtrada 5.2.- TIPOS DE TRATAMIENTOS GENERALES.- (Cont...) Caso 7.- Pozo Productor de Crudo con Dao por Taponamiento de Empaque / Tratamiento.-(Cont...) Nota 3: En caso de utilizar Coiled Tubing, realizar la limpieza (Pickle) del mismo con: 150 gals de Solucin al 3% de Cloruro de Amonio 150 gals de 15% HCL + (0.2 % - 0.4%) de Inhibidor de Corrosin + 50 #/1000 gals de Secuestrante de Hierro + 25#/1000 gals de HEC Vs (gals)de Solucin al 3% de Cloruro de Amonio Donde Vs, es un volmen suficiente para sacar el tratamiento fuera delanular y mantener 10 bbls de solucin de Cloruro de Amonio dentro del Coiled Tubing 5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIN Y CARACTERSTICAS DE LASROCAS.- CONSIDERACIONES GENERALES.- Algunaspreguntasquedebenformularse,comoaspectosbsicosatenerenconsideracinsobreFluidosde Formacin y Caractersticas de las Rocas, son: Son sensibles las arcillas presentes? Qu volmen y clase de arcillas? Cual es el tipo de sensibilidad de Arcilla: Hinchamiento, Migracin, Entrampamiento de Agua? Estn presentes partculas minerales de hierro y en cual volmen? Existen Feldespatos presentes y en cual volmen? Cul es la solubilidad en HCL? Es la formacin consolidada o no consolidada? Cual es la composicin de la matriz o material cementante? Es la formacin susceptible de produccin de arena? Cual es la Porosidad? Cual es la Saturacin del Agua? Existe un contacto distinto al Contacto Agua-Petrleo? Cual es la gravedad API del Crudo? Cual es la viscosidad del crudo en condiciones de fondo de pozo? Cual es el contenido de Parafinas y Asfaltenos? Tiene el crudo tendencias emulsificantes naturales? Cual es el ph de laSalmuera de la Formacin? Tiene el agua de formacin tendencia a la formacin de escamas? Temperatura de fondo de pozo esttica (BHST)? Presin de fondo de yacimiento (BHP)? Presin de fractura de fondo (BHFP)? 5.3.- CONSIDERACIONES SOBRE FLUIDOS DE FORMACIN Y CARACTERSTICAS DE LASROCAS.- (Cont..) En la ejecucin de los tratamientos cidos, es imprescindible tener una idea clara de las caractersticas mineralgicas de la formacin a tratar.Algunas interrogantes que deben resolverse antes de llevar a cabo el tratamiento son: Solubilidad en HCL? Cuando sea mayor que el 18%, usar solamente HCL.No usar cido Fluorhdrico (HCL:HF) CuandolasolubilidadenHCLesmayoral10%ymenordel18%,empleareneltratamientoun volmen de HCL igual a la mitad del volmen de HCL:HF (cido Flourhdrico) a utilizar Cuando el contenido total de arcillas de la formacin es menor del 5%, usar 12%HCL: 3% HF Contenido de Hierro? Cuando hay presencia de minerales de hierro, tales como: Hematita, Siderita, Pirita, etc., usar aditivos para control de hierro en un volmen determinado de pruebas de ncleo o de retorno de cido gastado. Lapresenciadepartculasmineralesdehierro,ocasionarprecipitacindeasfaltenos.Elusode aditivos anti-sludge o preflujos de solventes ser necesario, dependiendo de la severidad del potencial de sedimentos (sludging). Si hay cloritas presentes, incrementar la concentracin de aditivos secuestrantes de hierro en el preflujo de HCL. Si hay Ilitas presentes y la permeabilidad es menor de 120 md, reducir la tensin de superficie al menos en 30 Dinas/cm^2, mediante la dosificacin de solventes mutuales o surfactantes. Contenido de Feldespatos? Menor del 20%, usar 12% HCL: 3% HF Mayor del 20%, usar 7.5% HCL: 1.5% HF Formacin? Silaformacinessusceptibledeserinestable(tendenciaalanoconsolidacin),usarunabaja concentracin de HCL:HF5.4.- ASPECTOSA CONSIDERAR EN EL DISEO.- La siguiente informacin debera ser considerada en la seleccin del tratamiento del pozo: Tipo de Formacin y Composicin Mineral de la Formacin Condicin de la Formacin: Consolidada o No Consolidada Tipo y Cantidad de Dao Tiempo de contacto disponible para el tratamiento qumico Limitaciones fsicas del equipo del pozo Presin yTemperatura de Fondo de Pozo Contaminantes posibles tales como agua, lodo, filtrado del cemento ybacterias Migracin de Finos Compatibilidad de los aditivos del tratamiento, entre s y con la formacin Precipitacin de hierro Prevencin de Emulsiones Agentes anti-sludge Factor de Diseo de Permeabilidad Factor de Diseo de Porosidad Factor de Diseo de Solubilidad del Yacimiento Factor de Diseo de Caudal de Inyeccin Esquema de Tratamiento Propuesto 5.4.- ASPECTOSA CONSIDERAR EN EL DISEO.- (Cont..) FACTORES DE DISEO DE PERMEABILIDAD.- PERMEABILIDAD PROMEDIO SIN DAO, K (md)RANGO DE HCL NORMAL (gal/pies)RANGO DE HCL:HF NORMAL (gal/pies)COMENTARIO50 50-100 100-200 b>50 Acido Frmico100 - -Comentariosa.- El volmen debera ser seleccionado basado en pruebas de ncleosb.- El volmen puede exceder100 galones por pies si fuera necesario , sin permitir excesiva formacin de finosc.-El volmenpuede ser modificado si los resultados de campo lo indicand.-Use cido para lavar perforaciones, solamente5.4.- ASPECTOSA CONSIDERAR EN EL DISEO.- (Cont..) VOLMEN DE TRATAMIENTO RECOMENDADO DE HCL:HF EN GALONES POR PIE^2 DEZONA PRODUCTORA GALONES POR PIE DE INTERVALO TRATADO RADIO DE TRATAMIENTO (PIES) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 9000123456720 galones por pie^2 15 galonespor pie^2 10 galo