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Fracturamiento Hidráulico
El fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual
la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra
una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación.
Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el
punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un
área adicional de drene. Al fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica
se le conoce como fluido fracturante.
En ciertas ocasiones, la inyección de fluidos a un determinado estrato
puede hacerse con la deliberada intención de fracturarlo, para abrir canales
de flujo de mayor amplitud y penetración alrededor de la periferia y más allá
del hoyo, debido a que la baja permeabilidad natural, más la invasión del
filtrado y partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato,
imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo.
Para estos casos es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso
y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe
aplicarse para fracturar el estrato. Como la inyección debe concentrarse en
determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato
debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y
el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la
inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia
arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture
intervalos no escogidos.
El fluido inyectado a alta presión penetra en el estrato como una cuña que
abre canales de flujo. Sin embargo, al descartar el fluido, durante el flujo
desde el estrato al pozo, puede ser que desaparezcan los canales al
disiparse la presión de ruptura y asentarse el estrato, o quizás se haya
logrado que permanezcan los canales estables y abiertos.
Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en
relación de volumen por volumen, un material sólido y competente,
generalmente arena de determinadas especificaciones con respecto a
tamaño de granos, circularidad, distribución del agregado, resistencia,
densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va
depositándose en los canales como una cuña estable, porosa y permeable,
que impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de
ruptura y, por ende, mantendrá los canales de flujo abiertos.
Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la
conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño
en los pozos. También se utiliza para controlar la producción de arena en
formaciones poco consolidadas y para atenuar la velocidad de deposición de
materiales que dañan la formación (asfáltenos, parafinas y arcillas
migratorias).
El fracturamiento hidráulico es una técnica aplicable en los trabajos de
recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de
esfuerzos en profundidad. Una fractura comienza a propagarse dentro del
lecho rocoso y la presión del fluido decrece como consecuencia del aumento
en el volumen que ocupa el fluido. Eventualmente, la presión ha decrecido
tanto que no puede abrir más la roca, en este punto el sistema entra en un
equilibrio estacionario. La fractura obtenida produce un camino de alta
permeabilidad que conecta el punto de extracción con zonas alejadas del
reservorio.
Durante el período de la terminación del pozo, o durante la vida
productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor
no descarga fácilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo.
Algunas veces esta inconveniencia puede ser sencilla y de fácil corrección,
pero otras veces se puede presentar muy difícil y casi insoluble. Si durante
las tareas de terminación el estrato productor no permite que el petróleo fluya
con facilidad, significa que el daño a la permeabilidad en la periferia del hoyo
debe ser corregido.
Las propiedades de una fractura pueden ser de 5 a 10 mm de ancho y
una longitud de 100 metros o más, dependiendo del diseño, tecnología
empleada y el número de tratamientos. El objetivo del fracturamiento
hidráulico por consiguiente, es aumentar la producción incrementando la
altura efectiva de la formación o comunicar zonas de la formación con mejor
permeabilidad con el pozo.
En el presente trabajo es importante considerar los tipos de
fracturamiento ya que en la re-inyección el considerar realizar un
fracturamiento inducido nos permitirá mejorar la cantidad de volumen a
inyectar y que el área de inyección pueda captar la mayor cantidad posible.
1. Fracturamiento multi-direccional.
1.1. Se produce múltiples fracturas pero como resultado da
fracturas de cortas longitudes.
1.2. Mayor inyección de volúmenes disponibles en zonas más
pequeñas.
2. Micro-fracturas.
2.1. Produce micro fracturas a cabo la escisión de las principales
fracturas.
2.2. Mayor inyección de volúmenes disponibles en zonas más
pequeñas.
2.3. El análisis es menos conservador cuando es comparado con la
teoría de fracturamiento simple.
3. Fracturas simples.
3.1. Uso conservador del análisis de la teoría de inyección.
3.2. Fracturas de longitudes grandes Vs. Volúmenes.
3.3. Análisis realizado usando re-inyección continúa Vs. Lote de
inyección actual.
3.4. Conservación de las propiedades de la formación.
3.5. Estudio parametrito que produzca resultados fiables.
Objetivos del Fracturamiento Hidráulico
1. Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o gas de yacimientos de
baja y alta permeabilidad (Fracs and Packs).
2. Incremento de la tasa de petróleo y/o gas de pozos que han sido
dañados.
3. Conectar fracturas naturales presentes en la formación.
4. Disminuir el diferencial de presión (drawdown) alrededor del pozo
para minimizar la producción de arena.
5. Disminuir el diferencial de presión (drawdown) alrededor del pozo
para minimizar los problemas con asfáltenos.
6. Incrementar el área de drenaje o la cantidad de formación en contacto
con el pozo.
7. Controlar la producción de escamas.
8. Conectar la producción de intervalos lenticulares.
9. Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
10.Disminuir el numero de pozos necesarios para drenan un área.
11.Retardar el efecto de conificación de agua.
Proceso de Fracturamiento Hidráulico
El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se
produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa
aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal
de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una
gran área de drene de fluidos del yacimiento. El efecto de incremento de
drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se debe a que la
fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales. Para evitar
el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura
cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas
de la fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el cierre
de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación.
Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial,
primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal, con el objeto
de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. Posteriormente
se bombea un colchón de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y
abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén;
luego, se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido cargado con
arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta.
Predicción de la Presión de Fractura
Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores
de presión, gasto, dosificación del apuntalante, dosificación de aditivos y las
condiciones del fluido fracturante (control de calidad). Durante el proceso se
debe monitorear en superficie las presiones siguientes:
1. Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se rompe.
2. Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura,
manteniendo el gasto constante.
3. Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el
bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de fricción,
quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del
pozo.
Además de la presión, también se debe registrar el gasto de operación, el
cual está relacionado con el tiempo de bombeo, representando el volumen
total de fluido, el cual incide directamente en el tamaño de la fractura creada.
Por otra parte, el gasto relacionado con la presión resulta en la potencia
hidráulica necesaria para el bombeo. De aquí la importancia de registrar los
volúmenes de gasto y la presión durante la operación. La presión de fractura
(Pef) es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla más allá
del punto de falla. Puede variar durante la operación. La presión para
extender la fractura se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación.
Pef = Pci + Ph
La presión hidrostática se calcula como:
Ph = 0.4334* ρ * D
La pérdida por fricción (Pfrictp) en la tubería puede ser calculada
mediante un diagrama de Moody, si el fluido es newtoniano. Para fluidos no
newtonianos (geles), el cálculo de la pérdida de carga por fricción es mucho
más complejo. La norma API describe un método de cinco parámetros,
calculados por un viscosímetro. Una vez obtenidas las diferentes presiones y
pérdidas por fricción, se puede obtener la presión de tratamiento en
superficie (Ps) y la potencia hidráulica (PHid). La presión en superficie será:
Ps = Pef + Pfrictp + Pfricp – Ph
La potencia hidráulica (PHid) es:
Phid = Ps * Q / 40.8
Fluidos de Fracturamiento
Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y
para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del
fluido a utilizar, las condiciones de presión y temperatura del pozo,
características de los fluidos de formación y el tipo de roca.
Propiedades
Las propiedades que debe tener:
1. Bajo coeficiente de perdida
2. Alta capacidad de acarreo del apuntalante
3. Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la
fractura
4. Fácil remoción después del tratamiento
5. Compatibilidad con los fluidos de formación
6. Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.
Tipos
En los fracturamientos hidráulicos se utilizan básicamente dos tipos de
fluidos, los base aceite y base agua.
Fluidos Base Aceite
Estos pueden ser aceites crudos o refinados, las ventajas que ofrecen
son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca
fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos
contenidos en ellas. Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una
ventaja que es la económica, ya que este al ser recuperado en la superficie
después del tratamiento, pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que
tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utilizarlo bajo
ciertas condiciones.
Fluidos Base Agua
Este tipo de fluidos es el más utilizado en la actualidad, ya que se obtiene
de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podría
contener sólidos en suspensión que afectarían el comportamiento del fluido
mezclado con sus aditivos.
Aditivos para los Fluidos
Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los fluidos fracturantes
y son la clave para la obtención de las propiedades requeridas para el éxito
del tratamiento, entre los más comunes tenemos:
1. Polímeros: Utilizados para incrementar la viscosidad del fluido y puede
ser del tipo Guar, Hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil
guar (CMHPG), entre los mas comunes.
2. Activadores de viscosidad: Son agentes reticuladores que unen las
cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la
viscosidad del fluido, entre los mas comunes se tienen los boratos,
aluminatos y zirconatos.
3. Controladores de pH: Este aditivo es muy importante ya que es el que
le da la estabilidad al fluido con respecto a la temperatura. Entre los
mas comunes se tiene el fosfato de sodio, acido acético, carbonato de
sodio entre otros.
4. Quebradores: Estos a gentes se utilizan principalmente para seccionar
los enlaces de las cadenas poliméricas al termino del tratamiento y los
mas utilizados son los oxidantes, enzimas y ácidos
5. Surfactantes: Se utilizan básicamente para reducir la tensión
superficial e interfacial y la presión capilar en el espacio poroso.
6. Bactericidas: Utilizados esencialmente para prevenir el ataque de
bacterias a los polímeros.
7. Estabilizadores de arcillas: Utilizados básicamente para la prevención
de migración de arcillas, entre los mas comunes es el cloruro de
potasio.
8. Controladores de pérdida de fluido: Estos a gentes básicamente
controlan la filtración del fluido hacia la formación durante el
tratamiento, el mas común es la arena silica.
9. Reductores de fricción: Este aditivo se emplea para reducir la perdida
de presión por la fricción generada por el efecto del bombeo durante la
operación, tanto el la tubería como en los disparos.
Apuntalantes
Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico el
agente apuntalante o sustentante es el único que permanecerá en la fractura
manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia
de los fluidos de formación hacia el pozo. Estos materiales son diseñados
para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, sin embargo, se debe
seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza
de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podría
triturarlo en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de
ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del
apuntalante, la dureza de la formación y los esfuerzos a que estará sometido.
Propiedades
De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos:
Apuntalantes Elasto - Frágiles
En esta clasificación las deformaciones que sufre el material son casi
nulas con los esfuerzos aplicados sobre el hasta que viene la ruptura,
ejemplo: arenas de sílice.
Apuntalantes Elasto - Plásticos
En esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos
aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación
presenta una primera fase elástica y posteriormente, el comportamiento de la
deformación es plástica.
Tipos
Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los naturales y los
sintéticos.
Apuntalantes Naturales.
Principalmente se encuentran las arenas de sílice y soportan bajos
esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un limite de 4,000 psi.
Apuntalantes Sintéticos.
Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a
cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han
desarrollado apuntalantes para resistir esfuerzos de cierre hasta 4,000 psi.
Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y pre-curable,
según sea la necesidad.
Estimulación de Pozos
Según INTEVEP (1997), “Se conoce como estimulación a una serie de
tratamientos que tienen por objeto eliminar el daño a la formación y restaurar
la capacidad natural de producción del pozo, o según el caso, incrementarla
por encima de su valor natural” (p. 99). Los trabajos de estimulación
pretenden remediar o mejorar la conexión natural del pozo con la formación
para incrementar la capacidad de entrega de los fluidos y así mantener una
tasa de recuperación de los hidrocarburos in situ mayor o igual.
Los tratamientos de estimulación de pozos comprenden dos técnicas
principales: Fracturamiento ácido y acidificación matricial, salvo en algunos
casos, donde el tratamiento que debe realizarse en un pozo no debe
contener ácido, por lo menos en su fase inicial, así, aquellos pozos que
presenten daño por deposición de asfaltenos o parafinas, se tratarán con
mezclas de solventes aromáticos, surfactantes y solventes mutuos. Si el
daño se puede tratar con ácido o si la formación es soluble, se debe
seleccionar el ácido y los aditivos (surfactantes, inhibido de corrosión) con
base en las propiedades de la roca de formación, propiedades de los fluidos
de formación y temperatura de fondo.
Limpieza Ácida
La tubería que será usada para bombear un tratamiento ácido (tubería de
producción, perforación o flexible) deberá ser limpiada con anterioridad a
cualquier tipo de tratamiento ácido. Los objetivos del lavado ácido
simplemente se enfocan a la limpieza de las tuberías o la cara de la
formación. Este es el más usado para limpiar algunas incrustaciones o
desechos en la cara de la formación.
Figura 10. Limpieza de tubería por medio de ácidos. Tomado de A Comprehensive approach to formation damage diagnosis and corresponding stimulation type and fluid
selection, (p. 9) por X. Hongjie & Holditch, S.A.
Acidificación Matricial
El objetivo global de la acidificación matricial es incrementar la
productividad o inyectividad de un pozo mediante el bombeo de fluidos a
presiones por debajo de la presión de fractura. Pueden obtenerse mejoras
sustanciales en la producción con una acidificación matricial, si los
tratamientos son diseñados de manera apropiada. Particularmente, el
objetivo de la estimulación matricial en areniscas es restaurar la
permeabilidad natural; es decir, obtener una mayor eficiencia de flujo de la
formación en la zona productora removiendo el daño.
En la misma forma, INTEVEP (1997), refiere que:
Una estimulación matricial se lleva a cabo inyectando fluidos en la formación, en régimen de flujo radial, a presiones inferiores a la presión de Fracturamiento de la formación con el objeto de eliminar el daño presente y restaurar la permeabilidad a su valor original. Consiste en estimular el pozo más allá de su capacidad natural de producción, eliminando el daño y parte de la matriz de la roca calcarea. (p. 87).
Daño de Formación
El daño o skin se refiere a cualquier objeto que obstruya el flujo normal de
fluidos del yacimiento hacia la superficie y su magnitud se representa por la
letra S. Este podría aparecer en la formación, las perforaciones, los sistemas
de levantamiento y tuberías del sistema. El daño de formación
específicamente se refiere a las obstrucciones que se presentan en la región
de las cercanías de la cara del pozo, más específicamente en la matriz. La
correcta identificación de una obstrucción al flujo es crítica para poder
diagnosticar el tratamiento adecuado.
El tipo de fluido usado en un tratamiento a menudo depende del daño que
se va a tratar. Por ejemplo, los ácidos pueden ser usados cuando el
problema es un taponamiento y los solventes cuando el problema son los
depósitos orgánicos. En los yacimientos de areniscas, el conocimiento del
tipo de daño que está afectando la formación cobra bastante importancia, ya
que a diferencia de las rocas carbonatadas el daño debe ser removido para
recuperar la permeabilidad original del yacimiento. En las rocas
carbonatadas, la identificación del daño de formación es menos crítico,
debido a que el mismo es sobrepasado al crear nuevos canales de flujo en
forma de agujeros de gusano.
Schlumberguer, refiere que:
No todos los tipos de daño necesitan de un tratamiento para ser removido. Algunos tipos de daño pueden ser removidos con la producción. Otras deficiencias en la producción pueden ser malinterpretadas como daño, cuando en realidad se deben a malos diseños de la mecánica del pozo y pueden ser remediados con cambios operacionales. Aunque los tratamientos de la matriz se enfocan en tratar la matriz de la roca, los químicos también pueden tratar algunos tipos de daño que se presentan en la cara del pozo, en las tuberías o en los empaques de grava. (p. 24)
Origen del Daño de Formación
Durante las diferentes etapas de la vida del pozo se deben inyectar fluidos
para cumplir un propósito específico, los cuales contienen sólidos para
incrementar su peso y controlar la presión del yacimiento. Los poros de las
rocas y las gargantas porosas que están cerca del hoyo son susceptibles a
taponarse por esos sólidos. El daño ocurre cuando el tamaño de esas
partículas de sólidos que se inyectan, no son iguales a la distribución del
tamaño de las partículas de los minerales que forman el yacimiento.
Según los estudios realizados se ha concluido que generalmente la
invasión de sólidos llega a pocos pies de profundidad alrededor del
yacimiento pero si este es muy permeable y/o altamente fracturado se puede
presentar una invasión más profunda. La mayoría de los problemas de Daño
de Formación se deben a las interacciones fluido-fluido y roca-fluido. Cuando
se inyecta un filtrado liquido-acuoso en un pozo, el filtrado invade las
cercanías del pozo, pudiéndose incrementar la saturación de agua (Sw), este
incremento de (Sw) puede inducir a una reducción de la permeabilidad
relativa al petróleo (Kro) y una alteración de la capilaridad de la región
invadida.
En tal sentido, Contreras (2001), indica que “cuando el pozo es puesto a
producir de nuevo, la tasa de producción de crudo se reducirá y comenzará a
producirse agua y la relación Agua/Petróleo (RAP) aumentará.
Adicionalmente el filtrado inyectado puede movilizar los finos y traer
problemas de migración” (p. 2). Si el yacimiento contiene arcillas hinchables
y el fluido inyectado es muy diferente químicamente a los de la formación
estas pueden reaccionar con el filtrado, hincharse y taponear la formación. Si
contiene arcillas no hinchables como la Caolinita, ésta se puede dispersar
junto con otros granos finos, migrar y también taponar la formación (Ver
Figura 4).
Figura 4. Bloqueo de los espacios porosos.
Cuando se inyecta un fluido con muchas diferencias químicas a los fluidos
del yacimiento, estos pueden reaccionar y formar compuestos inorgánicos
que taponan los poros de la formación tales como, Carbonato de Calcio
(CaCo3), Sulfato de Bario (Ba2SO4), Sulfato de Estroncio (SrSO4), y Siderita
(FeCO3). Además, si los procesos de acidificación,
fracturamiento/completación (densidad del lodo de perforación y el caudal de
flujo) no son optimizados con respecto a la litología, pueden dañar la
formación. Aquí radica la importancia de la correcta selección del fluido para
una Acidificación Matricial para evitar daños indeseados en la formación.
Daños Durante las Operaciones de Estimulación Química Matricial
La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar
que los fluidos de tratamiento inyectados en la formación dejen residuos por
causa de precipitaciones secundarias o incompatibles con los fluidos de la
formación. Los fluidos ácidos utilizados en la estimulación son la mayor
fuente de daño, y su mala selección puede generar daños severos o en el
peor de los casos irreparables. Estos fluidos llevan consigo productos
químicos (ácidos y aditivos) que pueden producir cambios en la mojabilidad,
formación de emulsiones, incrustaciones, migración de finos o
desconsolidación de la roca.
Daños por Estimulación Matricial Ácida en Areniscas
El tratamiento ácido propiamente dicho comienza con la inyección de
ácido clorhídrico (HCl), a manera de preflujo para eliminar los carbonatos de
la formación. Las formaciones de arenisca contienen minerales de hierro,
tales como carbonatos, sulfuros (pirita), y arcillas (clorita). Todos ellos,
excepto la clorita contienen hierro en estado de oxidación +2 (ferroso), y la
clorita contiene hierro + 3 (férrico). Al inyectar el HCl, la clorita puede formar
un precipitado en forma de carbonato ferroso cristalino, que tapará los poros.
De igual forma puede formarse un precipitado amorfo de hidróxido férrico,
que tapará el medio poroso.
En la formación, hay fuentes potenciales de sodio, potasio y calcio, bien
sea porque son constituyentes de los minerales presentes, o porque han sido
introducidos en los filtrados de los fluidos de perforación, terminación y
reparación. El ácido fluorhídrico (HF) es otro fluido utilizado para estimular
areniscas, y al ser inyectado puede entrar en contacto con un mineral silíceo
formando ácido fluosilícico. Este ácido al hacer contacto con sodio o potasio,
y al gastarse el HF, precipitará compuestos irreversibles que taponan
efectivamente el medio poroso.
En los minerales donde hay aluminio, este tiene mayor afinidad por el
flúor que el silicio, por lo que el HF se gastará reaccionando con el aluminio,
dejando que precipite también la sílica gel. Dependiendo de las condiciones
de pH, temperatura y presión, también puede precipitar fluoruro de aluminio.
Otros tipos de daño que pueden generarse por la acidificación con HF son:
1. Debilitamiento y desconsolidación de la matriz de la roca, con
producción de arena.
2. Alteración de la mojabilidad de la roca por causa de los inhibidores de
corrosión
3. Reacciones adversas entre el sistema compuesto por la roca, el agua
de formación y el crudo del yacimiento y los aditivos del ácido.
Daños por Estimulación Matricial Ácida en Carbonatos
INTEVEP (1997), postula que al acidificar los carbonatos, el daño a la
formación se elimina con disolución de la matriz de la roca. Algunos daños
que pueden causarse en carbonatos por acidificación son:
1. Desprendimiento de partículas de dolomita, que taponarán los canales
de flujo.
2. Deposición de precipitados secundarios que producirán taponamiento,
así cuando se usan altas concentraciones de HCl para acidificar
dolomitas, puede precipitar taquihidrita amorfa.
3. Al acidificar con ácidos gelificados o emulsificados, pueden crearse
bloqueos por gel o por emulsión en la vecindad del pozo.
4. El contacto del ácido con el crudo puede precipitar asfaltenos, debido
a incompatibilidad o choque térmico.
Daños por Estimulación Matricial no Reactiva
Este tipo de estimulación se realiza generalmente por medio de mezclas
de solventes y surfactantes, los cuales deben ser escogidos con sumo
cuidado, mediante pruebas de laboratorio. La utilización indiscriminada de
surfactantes puede agravar el daño presente en la formación por fenómenos
interfaciales, estabilizando aun más los bloqueos o emulsiones presentes.
Daños Causados Durante el Fracturamiento Hidráulico
Los daños que se pueden causar a la matriz de la roca como
consecuencia del Fracturamiento hidráulico son:
1. Daño capilar por invasión del filtrado del fluido de fractura a través de
las caras de la misma, cambiando la saturación de fluidos y
reduciendo la permeabilidad relativa al petróleo. Ocurre en
yacimientos de baja permeabilidad y/o de baja presión.
2. Bloqueo por gel viscoso en las caras de la fractura, si el gel no ha roto
apropiadamente.
3. Bloqueo por emulsiones si el filtrado hace contacto con el crudo de la
formación.
4. Precipitación de asfáltenos en el mismo caso anterior.
5. Taponamiento de la matriz de la roca por partículas sólidas en el fluido
de fractura.
Sistemas Ácidos
Los diferentes sistemas ácidos fueron diseñados como necesidad de
crear un mayor éxito en la aplicación de una acidificación matricial en
areniscas, esto se refleja en una mayor capacidad de penetración del
ácido vivo que disuelva las restricciones que tiene el sistema de flujo que
permita que el crudo se desplace hasta la cara de la formación. A
continuación se muestran los principales sistemas ácidos usados en
areniscas.
Sistemas Ácidos Convencionales
Los sistemas ácidos convencionales se caracterizan por tener un
rango de acción reducido, es decir, no logran penetrar en la formación un
poco más de un pie cuando el ácido ya se ha gastado; pero estos a su
vez tienen un efecto positivo cuando su formulación es correcta. Aunque
estas formulaciones han sido fruto de la observación en la actualidad
existen publicaciones como las de Mcleod y Kalfayan que han recopilado
información durante el transcurso de los años y han generado guías para
la selección de fluidos de acidificación con sistemas convencionales.
Estos sistemas constan de una mezcla de ácido clorhídrico (HCl) y ácido
fluorhídrico (HF) a concentraciones que van desde 0.5% HF: 6%HCl a 3%
HF: 12%HCl, según la mineralogía presente en la formación de interés.
También además del ácido principal se plantea el uso de un preflujo ácido
que reducirá la posibilidad de generar daño por la inyección de HF en la
formación por el contacto con ciertos minerales como los carbonatos y
feldespatos.
Ácido Clorhídrico (HCl)
El ácido clorhídrico reacciona con rocas calcáreas compuestas
principalmente de minerales como la calcita y la dolomita, dando como
resultado productos de reacción solubles en agua (reacción efervescente o
burbujas); a menudo estos se encuentran en las bombas y algunas tuberías
tanto de superficie como de fondo de pozo. Su principal desventaja es su alta
corrosividad, muy significativa y costosa de controlar en temperaturas por
encima de los 250°F, porque ataca los recubrimientos metálicos de aluminio
o cromo fácilmente. Normalmente la aplicación, a causa de la temperatura de
la formación o los materiales a ser protegidos, indicará la necesidad de usar
un ácido menos corrosivo que el clorhídrico.
Según BJ Services (2000), El ácido clorhídrico tiene muchas ventajas en
su aplicación en un tratamiento, algunas de estas son:
1. Disponibilidad y bajo costo.
2. Fácilmente de inhibir para prevenir el ataque por corrosión en las
tuberías.
3. La tensión superficial se puede controlar para ayudar en:
4. Penetración.
4.1. Propiedades de mojabilidad.
4.2. Reducir la fricción.
5. Puede ser emulsificado para lograr bajas tasas de reacción.
6. Exhibe propiedades desemulsificantes que favorecen una eliminación
rápida del daño.
7. Junto con los aditivos minimiza o elimina los productos de reacción
insolubles.
Ácido Fluorhídrico (HF)
En la estimulación de pozos, el ácido fluorhídrico es comúnmente usado
en combinación con el ácido clorhídrico, esta mezcla de dos ácidos pueden
ser preparadas diluyendo mezclas de los ácidos concentrados con agua o
agregando sales de flúor al ácido clorhídrico, liberando ácido fluorhídrico que
va a reaccionar con las partículas de cuarzo (SiO2) soportadas por varias
clases de materiales cementantes principalmente carbonatos, sílice, y
arcillas; este régimen de reacción es bajo comparado con el ácido clorhídrico
en calizas. Las concentraciones de ácido fluorhídrico aplicadas en la
industria tiene un rango de 1.5% a 6.0%. “En general el ácido fluorhídrico se
utiliza para” (Silva, 1991, p. 37):
1. Ser bombeado en la mezcla HCl:HF.
2. Asegurar que el contacto con los iones de sal sea prevenido.
3. Eliminar los finos insolubles en ácido clorhídrico.
Y conlleva a serios inconvenientes, los cuales se pueden concretar en los
que:
1. Genera productos de reacción que son de baja solubilidad y en
algunos casos su precipitación es inevitable. Dada esta situación siempre
será conveniente limitar la cantidad de precipitados y tratar que estos
queden lo más lejos de la cara del pozo.
2. El ácido fluorhídrico disuelve gran parte de los minerales silicios
principalmente aquellos que funcionan como material cementante,
dejando sueltos gran cantidad de finos; los cuales son causa de una
rápida disminución de la producción del pozo después de realizar la
estimulación ácida.
3. El ácido fluorhídrico disuelve parte de la estructura sólida de la roca y
la debilita, originando un mayor problema si no se controla el uso del
ácido; esto puede generar un colapso de la formación de la cara del pozo.
Sistemas Ácidos no Convencionales
Dada la baja penetración obtenida con los ácidos convencionales, surge
la necesidad de crear sistemas de alta penetración o de efecto retardado
para tratar daños de formación que se encuentren muy profundos en el
yacimiento y que los ácidos convencionales no son capaces de remover.
Aquí se explicarán algunos de ellos.
Self Generation Mud Acid
Silva (1991), lo define como:
El self generation mud acid o lodo ácido autogenerado es un sistema desarrollado por la Shell Oil Company, el cual utiliza un éster y una solución de bifluoruro. Inicialmente el contenido de la mezcla es muy bajo, sin embargo con el tiempo el éster se hidroliza lentamente para producir un ácido fórmico y un metanol. El ácido fórmico reacciona con la sal de fluoruro para producir ácido HF. Esta reacción es lenta a 100ºF, sin embargo es extremadamente rápida a 200ºF, por lo tanto su propiedad retardada se ve limitada (p. 48).
Lodo Ácido Secuencial
Este es un proceso desarrollado y planteado por Halliburton, el cual
aprovecha las propiedades de intercambio iónico que ofrecen las arcillas
para generar el ácido fluorhídrico in-situ en la cara de la arcilla. Este es un
proceso secuencial en el cual se inyecta una solución de HCl débil
(normalmente al 5%) seguido de una solución de fluoruro de amonio. El ión
de hidrogeno (H+) del HCl es atraído por los sitios catiónicos del cristal de
arcilla y el ión de flúor (F-) proveniente de la solución de fluoruro de amonio
llega a la arcilla, este se combina con el ión (H+) para formar el HF sobre la
arcilla.
Este ácido formado ataca la arcilla y la disuelve parcialmente dejando
nuevas caras expuestas. Simultáneamente, algunos iones de flúor será
atraídos por los sitios aniónicos en la arcilla y la etapa de HCl al 5% aportara
iones de hidrógeno para combinarse y formar HF. Este proceso se deberá
repetir de 5 a 6 veces alternando estas soluciones de HCl 5% - NH4F para
lograr una buena penetración del ácido. Algunas ventajas de este sistema
son:
1. Alta penetración, dependiendo de las veces que se repita el proceso
secuencial HCl 5% - NH4F.
2. No tiene limitante de temperatura.
3. No desconsolida la formación; ataca preferiblemente las arcillas sin
alterar la arena o feldespatos, ya que estos no representan intercambio
iónico considerable.
4. Menor corrosivo que el HF regular.
5. No requiere tiempo de cierre.
6. Los costos y volúmenes de aditivos son comparables con los de un
tratamiento con HF regular.
7. Requiere la presencia de arcillas con alta capacidad de intercambio
iónico en la formación.
Lodo Ácido Orgánico
El lodo ácido orgánico se creó como una alternativa para las
formaciones que tenían alto grado de incompatibilidad con el HCl o
cuando las altas temperaturas no son recomendables para el uso de HCl.
Por lo general se usa una mezcla de HF con algún ácido orgánico, bien
sea ácido acético o fórmico.
Ácido Fluoborico (HBF4)
El ácido fluoborico surge de la necesidad de generar lentamente el HF
a condiciones de yacimiento, dada la rápida reacción del HF puro con las
arcillas, lo cual hace que tenga poca penetración antes de gastarse. Tiene
la propiedad de estabilizar partículas finas. Esta formulación genera HF
por hidrólisis a medida que el mismo se consume en su reacción con las
arcillas. En algunos casos puede usarse como una etapa de tratamiento
después de inyectar lodo ácido convencional para lograr una mayor
penetración.
http://todoproductividad.blogspot.com/2008/10/calculadores-de-mecanica-de-
fluidos.html
