Acidificacion De Areniscas

ACIDIFICACION DE ARENISCAS

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ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS

Acidizi Acidizing ng Fundame Fundamental ntals s -- Williams Williams B.B., Gidley Gidley J.L., Schechte Schechterr R.S.

Normalmente un tratamiento de acidificación de una formación de arenisca consistirá de la inyección secuencial de tres fluidos: un preflujo, una mezcla de ácido ácido fluorhídrico-clorhídrico, y un postflujo. Estos fluidos cumplen con distintos propósitos.  El preflujo usualmente es ácido clorhídrico, en un rango de concentración de 5 a 10% y que contiene un inhibidor de corrosión y otros aditivos según los requerimientos. El preflujo desplaza el agua de de la región cercana al borde de pozo, minimizando así el contacto directo directo entre los iones de sodio y de potasio que están en el agua de formación, y los productos de reacción de fluosilicatos. Normalmente, esto evitará volver a dañar la formación por la precipitación de fluosilicatos insolubles de sodio o de potasio. El ácido también reacciona reacciona con la calcita (carbonato (carbonato de calcio) o con otros materiales calcáreos que se hallan en la formación, reduciendo o eliminando la reacción entre el ácido fluorhídrico y la calcita. El preflujo evita el desperdicio del ácido fluorhídrico de alto costo, costo, y evita la formación de fluoruro de calcio, el cual puede puede precipitar de la mezcla de HF-HCl gastada.  La mezcla HF-HCl (usualmente 3% HF y 12% HCl) es inyectada luego. El HF reacciona con las arcillas, la arena, el lodo de

perforación o el filtrado de cemento para mejorar la permeabilidad cerca del borde de pozo. El HCl no reaccionará y su función es mantener bajo el pH, evitando la precipitación de los productos de reacción del HF.

 El postflujo se requiere para aislar el HF reactivo del agua que se use para lavar el tubing y para restaurar la acuohumectabilidad

de la formación y los productos de reacción del ácido insoluble. insolu ble. En el postflujo, los productos químicos usualmente se agregan para mejorar la remoción de fluidos de tratamiento tratamiento,, restaurar la acuohumectabilidad acuohumectabi lidad de los sólidos de formación y de los productos de reacción del ácido precipitado, precipitado, y para prevenir la formación de emulsiones. emulsiones. Para este propósito, un solvente mutual, el etilen glicol monobutil éter ha resultado eficiente. Cuando se usa gas como postflujo, los aditivos de limpieza se agregan en la etapa HF-HCl del tratamiento.

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MECANISMOS DE ATAQUE DEL ÁCIDO EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN DE HF EN LA LA RESPUESTA AL HFHF-HCL Estos estudios fueron los primeros en demostrar que la permeabilidad disminuye en el contacto inicial con la mezcla HF-HCl. Luego de una inyección continua de HCl-HF, la permeabilidad comienza a incrementarse, tal como se muestra en la Fig. 1. Smith et al. llegaron a la conclusión de que la reducción inicial de la permeabilidad se debió a la desintegración parcial de la matriz de arenisca y a la migración corriente abajo de los finos que taponaron los canales de flujo en la corona. La continua exposición de los finos al HF activo fue consideraba como causante eventual de su disolución. Por lo tanto, el aumento posterior de la permeabilidad fue considerado como resultado de la limpieza de los canales de flujo que estaban taponados por finos y por el agrandamiento de otros canales porales por efecto del ácido. La misma clase de disminución de permeabilidad puede observarse cuando sólo se inyecta HCl en una arenisca (no habrá precipitados). En este caso, el taponamiento puede ser causado por cualquiera o por ambos mecanismos (desintegración parcial de la matriz y migración de los finos) .

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La arenisca de Berea usada en estos ensayos es una arenisca relativamente homogénea que contiene menos arcilla (su componente más reactivo) que muchas de las formaciones de areniscas; por lo tanto, la respuesta puede ser diferente en arenas de formación. Esta información indica que se debe inyectar de 50 a 100 VP de 3% HF-12% HCl para lograr un aumento importante de la permeabilidad. Es importante tener en cuenta que este volumen de ácido puede destruir los materiales consolidantes en la roca y hacer que la permeabilidad disminuya debido a la compactación (ver Figs. 4 y 5). EFECTO DEL GRADIENTE DE PRESION EN LA RESPUESTA AL HFHF-HCl La Fig. 2 muestra que a medida que el caudal de ácido aumenta a través de la corona de Berea (el gradiente de presión aumenta), la declinación inicial de la permeabilidad también aumenta. Para lograr un aumento de permeabilidad dado también se requieren mayores cantidades de ácido . La mayor declinación de la

permeabilidad puede ser causada por una mayor cantidad de finos liberados por efecto de fuerzas de arrastre a caudales elevados. Probablemente se requieran mayores volúmenes de ácido para obtener un aumento de permeabilidad dado debido a que el HF no ha reaccionado mientras el ácido residía en la corona cuando se lo inyectó a mayor caudal . Debido a que las concentraciones

efluentes de ácido no fueron informadas, este efecto no puede ser verificado.

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EFECTO DE LA COMPOSICION DE LA MATRIZ EN LA RESPUESTA AL HFHF-HCl La composición mineralógica de la matriz de arenisca posee un efecto sustancial sobre la respuesta de la formación al ácido fluorhídrico. La arenisca Berea, siendo un material cuarzoso relativamente limpio y que usualmente contiene aproximadamente 6% de arcilla, fue utilizada en los ensayos presentados en las Figs. 1 y 2. Debido a su bajo contenido de arcilla, este material exhibe una ligera reducción de la permeabilidad en el contacto inicial con el ácido. La Fig. 3 ilustra la correspondiente mayor reducción de la permeabilidad en el contacto /inicial con el ácido respecto a otras areniscas. La corona C, que contiene más finos cuarzosos que arcillas, muestra la mayor reducción de permeabilidad de las formaciones ensayadas. Los finos cuarzosos tienen una reacción más lenta con el mud acid respecto a los minerales arcillosos y, una vez que se desprenden de la matriz, son más efectivos para taponar los canales porales. Los resultados del ensayo de la corona C indican que las formaciones que contienen finos cuarzosos requieren más ácido para obtener un aumento determinado de permeabilidad que las formaciones que contienen principalmente minerales arcillosos. En un intento por remover completamente el daño, sea natural o inducido por el ácido , una decisión puede ser hacerlo con un mayor volumen de ácido.

Al margen del costo adicional, existe una limitación física de la cantidad de ácido que la formación puede tolerar sin quedar inconsolidada. No debemos olvidar que el ácido está disolviendo el material cementante; por lo tanto, a medida que se inyecta el ácido, la formación se torna progresivamente más débil hasta que al final se desintegra.

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Farley et al. estudiaron el efecto de las temperaturas y presiones elevadas y la carga de confinamiento en la respuesta a las mezclas HFHCl. La Fig. 4, tomada de este estudio, demuestra qué sucede con la resistencia a la compresión de una corona a medida que se inyectan mayores volúmenes de ácido. Esta información demuestra que a medida que el volumen de ácido es inyectado, la resistencia a la compresión uniaxial disminuye hasta que la arenisca queda finalmente inconsolidada. Si se imponen esfuerzos de sobrecarga simulados sobre la corona durante la acidificación, se alcanza pronto un punto en el cual la resistencia a la compresión de la corona es inadecuada para soportar la carga y la corona se recompacta con menor porosidad y permeabilidad. Este efecto está mostrado en la Fig. 5. Obsérvese que el aumento progresivo de la permeabilidad con la salida del ácido se invierte una vez que se ha inyectado suficiente ácido para remover el material consolidante de la arena.

Esta inversión comienza en las areniscas estudiadas aquí luego de inyectar aproximadamente 18 gal/pie de 8% HF o 40 a 60 gal/pie de 5% HF , pero no se produce luego de inyectar 120 gal/pie de 2,5% HF .

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Predicción del radio de reacción del ácido Para pronosticar el radio de ataque del ácido, y por lo tanto la cantidad de ácido requerida para un tratamiento, se debe considerar la dinámica de reacción y los cambios en las propiedades de la formación causados por la reacción del ácido. La técnica que se aplica para diseñar los tratamientos ácidos de areniscas es la desarrollada por Williams y Whiteley. Esta técnica une una descripción matemática de la reacción del ácido con la información tomada del material de la corona bajo estudio. Las curvas de diseño resultantes están mostradas en las Figs. 6 a la 9. Estas figuras son para temperaturas en un rango de 100 a 250°F y caudales de inyección de 0,001 a 0,2 bbl/min/pie de la formación a tratar. Las curvas fueron desarrolladas para 3% HF-12% HCl, pero el efecto de otras concentraciones de ácido se puede estimar convirtiendo al volumen equivalente de 3% HF sobre la base de poder disolvente.

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ERRORES COMUNES EN LA APLICACIÓN DE TRATAMIENTOS ACIDOS Aunque la experiencia de campo con los tratamientos ácidos de areniscas ha sido en general buena, cuando se obtenga poca respuesta la causa puede ser alguno de los siguientes factores. 1) Tratamiento de una formación sin daño : El mud acid es capaz sólo de eliminar el daño cerca del borde de pozo. Debido a la poca penetración (ver Figs. 6 a la 9) no puede estimular un reservorio. Si un pozo de baja productividad no tiene daño alguno, un tratamiento con mud acid no producirá mejoras en la productividad, y si se conduce inapropiadamente puede reducirla. Esto es totalmente cierto especialmente en areniscas. En los reservorios carbonáticos, y especialmente en aquellos donde se produce por fisuras naturales, puede haber un importante potencial de estimulación en un reservorio sin daño. De cualquier manera no cabe esperar una gran estimulación en una formación no dañada, sea arenisca o carbonato, matricial o naturalmente fracturada. 2) La formación no se punzó adecuadamente : En un pozo nuevo (o en uno recompletado o reperforado), si los punzados están incompletos, estará presente un valor positivo de skin. Sin embargo, estará presente como un "pseudoskin," no como un skin debido a un daño removible por ácido. La acidificación no puede resolver el punzado insuficiente, inadecuado, incompleto ni ineficaz. La reperforación es la única opción viable probable en este caso. La fractura hidráulica puede ser utilizada si es posible la entrada de fluido. 3) Uso de ácido inadecuado : Puede estar presente un daño removible por ácido (o se determinó que está presente), pero para quitar el daño se debe utilizar el tipo correcto de ácido. Por ejemplo, el ácido clorhídrico no disolverá los sólidos que tapan los poros tal como arcilla y otras finos silícicos. El ácido HF no se debe utilizar para quitar sólidos de carbonato de calcio. 4) Uso de concentraciones de ácidos inexactos : Las arenas con un contenido alto de arcilla, por ejemplo, pueden ser dañadas por el uso de una alta concentración de HF, ya que se reprecipitarán los productos de reacción cerca del wellbore. Las soluciones de una alta concentración del HCl, o aún mezclas ácidas que contienen HCl, pueden estar dañando demasiado areniscas que contienen niveles altos de clorita y ciertas zeolitas (minerales de aluminosilicato). La analcima es muy sensible al ácido.

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5) Uso de agua sucia para mezclar el preflujo o el postflujo : Todos los fluidos deben ser tan limpios como sea posible. 6) Fracaso en la limpieza de los tanques de ácido o agua : Los fluidos, así como los tanques de mezclado deben estar limpios y tan libres de sólidos como sea posible. 7) Uso excesivo de aditivos o mal uso de ellos : El uso excesivo de aditivos o mezclar aditivos que no son compatibles con otros puede arruinar absolutamente un tratamiento. Entre los problemas más comunes están la concentración excesiva de surfactantes potencialmente oleohumectantes, tal como inhibidores de corrosión o estabilizadores de arcilla, o la mezcla de ciertos aditivos, tal como agentes de control de hierro más allá de sus límites de solubilidad. 8) Bombeo de un sistema ácido por encima de la presión de fractura : A veces el ácido debe ser bombeado por encima de la presión de fractura, apenas para abrir los punzados e iniciar el flujo. Sin embargo, se acepta generalmente que la acidificación de una arenisca debe suceder a caudal matricial (dentro de los espacios porales) para generar la estimulación. Una acidificación efectiva requiere una invasión uniforme de la formación para remover el daño cerca del borde de pozo. Normalmente, cuando un tratamiento fractura la formación con el mud acid, se obtienen muy pocos beneficios. El mud acid es incapaz de disolver la formación lo suficiente como para proveer una fractura conductiva.

Si para forzar la entrada del fluido se debe usar una presión que exceda la presión máxima, la presión de inyección debe reducirse por debajo de p. máx. tan pronto como se restablezca la inyectividad. Hay ocasiones donde trabajar por encima de la presión de fractura debe tener sentido; por ejemplo, en ciertas formaciones naturalmente fracturadas. Puede haber también ciertas areniscas (en casos raros) en las que es posible el “grabado” ácido. 9) Dejar el tratamiento demasiado tiempo en el pozo : Dejando cerrado un tratamiento ácido en el pozo, especialmente un ácido HF en una arenisca cerca del wellbore, aumenta la ocasión del daño en la formación por la precipitación de productos de reacción del HF. Si el retorno inmediato no es posible, entonces el ácido debe ser mantenido en movimiento y se debe emplear un postflujo limpio. Esto es para que la reprecipitación de los productos ácidos de reacción, que sucede inevitablemente, sea suficiente lejos más allá del wellbore de forma que su efecto en la permeabilidad radial sea insignificante.

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10) Uso de ácidos que no contengan HF : aun cuando ciertas formaciones de areniscas pueden ser moderadamente estimuladas con ácido clorhídrico solo, la estimulación de formaciones muy dañadas o de formaciones que contienen grandes concentraciones de minerales arcillosos normalmente requerirá una mezcla ácida conteniendo HF. 11) Falta de un preflujo de ácido clorhídrico : El preflujo es necesario para eliminar la mezcla de agua salada y ácido. Esta mezcla es perjudicial porque permite la formación de sales de fluosilicatos insolubles. acid inadecuado inadecuado : Algunos tratamientos se realizan con hasta tan sólo 10 gal. de mud acid por pie de formación. 12) Volumen de mud de mud acid Aún cuando los tratamientos pueden ocasionalmente resultar exitosos si el daño es extremadamente poco profundo o confinado a los punzados, se pueden obtener mejores resultados aún con volúmenes de mud acid de por lo menos 125 gal. por pie de intervalo punzado. En el caso de formaciones altamente permeables, muy arcillosas, o muy dañadas, será necesario usar un volumen de mud acid sustancialmente mayor.

13) Uso de diesel en pozos de gas y en inyectores de agua : En algunos casos, la inyección de diesel (como postflujo) en un pozo de gas o en un pozo inyector de agua reduce la permeabilidad relativa al gas o al agua. Esto puede reducir la velocidad de limpieza y, aparentemente, en algunos reservorios podría reducir para siempre la productividad del pozo. acid : La información de campo demuestra que el uso de un solvente mutual (tal como 14) No usar solvente mutual con tratamiento mud tratamiento mud acid el etilen glicol monobutil éter) en tratamientos con mud acid frecuentemente aumenta, conjuntamente, el éxito y la productividad del pozo. Precaución: Precaución antes de usar un solvente mutual o cualquier otro aditivo, se deben realizar ensayos para asegurar la compatibilidad con los fluidos de formación y los sólidos en presencia de ácido y de productos de reacción del ácido.

Vemos que además del enfoque sistemático al tratamiento ácido, la selección del pozo candidato y el diseño del tratamiento ácido, es importante tener presentes y entender las razones comunes para el fracaso del tratamiento ácido, que son generalmente evitables. El diseño del tratamiento ácido no se puede “hacer de libro”. Uno no puede pretender reproducir un procedimiento ácido para un yacimiento entero, aún cuando esto puede parecer tan deseable. Siguiendo un enfoque sistemático del diseño del tratamiento ácido, las controlables causas potenciales del fracaso se pueden dirigir y en gran parte hasta pueden ser eli minadas.

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ACIDIFICACION DE CARBONATICAS

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A- ACIDIFICACION MATRICIAL 1- Introducción Según vimos, en los tratamientos ácido convencionales históricos se bombeaba ácido clorhídrico al pozo y se aplicaba presión para forzar el ácido en la formación. Debido a limitaciones de equipo, esos tratamientos se efectuaban a presiones inferiores a la presión de fractura de la formación. Cuando se dispuso de equipos para bombeo a alta presión, la presión de tratamiento se aumentó hasta un punto en el cual actualmente la mayoría de los tratamiento ácidos de carbonatos se realizan por sobre la presión de fractura de la formación.

2- Descripción de un tratamiento ácido matricial en carbonatos En un tratamiento ácido matricial de carbonatos, el ácido usado (usualmente clorhídrico) se inyecta a una presión (y caudal) lo suficientemente baja como para evitar fracturar la formación. El objetivo de este tratamiento es lograr una penetración ácida más o menos radial en la formación para aumentar la permeabilidad aparente de la formación cerca del pozo. El tratamiento habitualmente involucra la inyección de ácido seguida de un postflujo de agua o de hidrocarburo para limpiar todo el ácido de las cañerías.

3- Mecanismo de ataque del ácido Cuando se bombea ácido en un carbonato (caliza o dolomita) a presiones inferiores a la presión de fractura, el ácido fluye preferencialmente hacia las regiones de mayor permeabilidad. La reacción del ácido en zonas de alta permeabilidad hace que se formen canales de flujo amplios y de elevada conductividad, llamados "agujeros de gusano". Según se discutió anteriormente, la creación de agujeros de gusano está relacionada con la velocidad de la reacción química del ácido con la roca. Las altas velocidades de reacción, según lo observado entre todas las concentraciones de HCl y carbonatos, tienden a favorecer la formación de estos canales de flujo.

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En la Fig. 1 se muestra la formación de agujeros de gusano para una corona lineal, y en la Fig. 2 para un sistema radial. Las fotografías de la Fig. 1 muestran el extremo de una corona de caliza en la cual se inyectó 1% HCl. Al contacto inicial con el ácido, se formaron varios canales, con el correr del tiempo, la cantidad de poros que se agrandaban disminuyó hasta que sólo unos pocos aceptaban ácido. En este ejemplo, el poro grande mostrado en el ángulo inferior izquierdo de las fotografías prácticamente aceptó todo el ácido y se formó un agujero de gusano extendiéndose en toda la longitud de la corona. Los ácidos normalmente usados en los tratamientos son altamente reactivos a las condiciones de reservorio y tienden a formar un número limitado de agujeros de gusano. Esta conclusión se basa en experimentos de laboratorio y en la teoría de acidificación matricial. Ni la teoría ni los estudios experimentales pueden pronosticar el número, el tamaño o el largo de los agujeros de gusano, aún cuando se pueda demostrar la formación de estos canales. Si la velocidad de reacción del ácido es alta, teóricamente se puede pronosticar que sólo se formarán unos pocos agujeros de gusano. Una baja velocidad de reacción favorece la formación de varios agujeros de gusano de diámetro reducido. Los experimentos realizados por la Imperial Oil Ltm. de Canadá confirman esta teoría. En dichos experimentos, se inyectó ácido en un modelo cilíndrico preparado con roca carbonática. Se tomaron fotografías con rayos-X para determinar los cambios producidos por el ácido. Todos los ensayos se efectuaron a temperatura ambiente y con presión atmosférica en el extremo de la corona. En la Fig. 2 se muestran los resultados de estos experimentos. La fotografía izquierda (característica de una rápida reacción) muestra el desarrollo de un agujero de gusano. La fotografía derecha, donde la caliza fue revestida previamente con un surfactante antes de la inyección de ácido, muestra el desarrollo de muchos agujeros de gusano con la consiguiente ramificación. El caso de un agujero de gusano es el más representativo de las condiciones de tratamiento comúnmente encontradas.

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4- Predicción del radio de reacción La longitud del agujero de gusano normalmente es controlada por la cantidad de pérdida de fluido desde el agujero de gusano a la matriz de la formación . Los estudios descriptos por Nierode y Williams muestran que la longitud máxima de un agujero de gusano está en un rango que va desde unas pocas pulgadas a unos pocos pies. La longitud del agujero de gusano puede aumentar sustancialmente si se reduce la cantidad de pérdida de fluido desde el agujero de gusano a la formación (teóricamente, es posible una longitud de 10 a 100 pies). En las Tablas 1 y 2 se representa el rango teórico de longitudes de agujero de gusano calculadas, asumiendo que no hay pérdida de fluido desde el agujero y también asumiendo que las pérdidas de fluido son controladas por la viscosidad del ácido gastado. La cantidad de pérdida de fluido desde un agujero de gusano frecuentemente puede reducirse con algún aditivo, incrementando así la longitud del agujero. El tipo de aditivo y su concentración deben seleccionarse con mucho cuidado. Si se usa alta concentración del aditivo se puede taponar la formación y obstaculizar la terminación del tratamiento. Si se usa muy poco aditivo, se perderá efectividad. Una de las maneras de evaluar los aditivos es la de hacer el ensayo de pérdida de fluido descrito anteriormente. Normalmente, los aditivos más efectivos son sólidos o polímeros hidratables en ácido, como los usados en fractura ácida, también los aditivos para control de pérdida de fluido. Sin embargo, los ácidos emulsionados, debido a su alta viscosidad, frecuentemente darán mejores resultados que el ácido clorhídrico solo. Los ácidos químicamente retardados normalmente no son mejores que el clorhídrico solo, ya que no pueden controlar la pérdida de fluido en el agujero de gusano. Nierode y Kruk reportaron datos de laboratorio relacionando la velocidad de crecimiento de un agujero de gusano (en pies/min) con la concentración de un aditivo soluble en petróleo. La información de la Tabla 3 muestra la velocidad de crecimiento con la concentración del aditivo. A 200°F y a un diferencial de presión de 500 psi (a través de una corona de 12 pulg), la máxima velocidad de crecimiento se observó con una concentración de 15 lb de aditivo/1000 galones de ácido. A una concentración de 50 lb/1000 galones, el aditivo no aceleró la velocidad de crecimiento, y a 100 lb/1000 gal restringió realmente la velocidad de crecimiento.

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5- Acidos utilizados en los tratamientos matriciales Debido a que la longitud del agujero de gusano normalmente está limitada por la pérdida de fluido y no por la velocidad de reacción del ácido , los ácidos orgánicos, el ácido clorhídrico, las mezclas de ácidos y los ácidos químicamente retardados proveerán

longitudes apreciables del agujero de gusano como así también buenas relaciones de estimulación. Se prefiere un ácido emulsionado y viscoso o un ácido clorhídrico con aditivos para pérdida de fluido ya que ambos permiten cierto control sobre la velocidad de pérdida de fluido a la formación; en las formaciones de baja permeabilidad, no obstante, normalmente no es conveniente usar estos ácidos debido a su baja inyectividad. En estas formaciones, se prefiere normalmente 28% HCl. Si el ácido clorhídrico no puede ser efectivamente inhibido para limitar la corrosión a temperatura de formación, se recomienda el ácido fórmico, aunque se puede usar también el ácido acético.

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B- SISTEMAS USADOS PARA LA FRACTURACIÓN DE ROCAS CARBONÁTICAS Los tratamientos inyectados a caudales por encima de la presión de fractura se denominan Fractura Ácida. Esta se puede aplicar tanto a formaciones carbonáticas dañadas o no. La fractura ácida se caracteriza en que la fractura es iniciada y propagada por un adecuado fluido de fractura. Las caras de la fractura son rayadas o grabadas con ácido para crear un canal conductivo de flujo. Hay dos modos de generar una fractura de paredes “grabadas”:  Fluido viscoso (colchón ácido) : aquí la fractura se suele crear o iniciar usando un colchón base agua muy viscoso, luego el ácido con menor viscosidad se inyecta en la fractura creada, propagándose rápidamente a través del colchón viscoso de forma heterogénea, penetrando profundamente y grabando la formación de forma irregular  Fluido de fractura viscoso : usa fluidos muy viscosos como ácidos gelificados, emulsionados, espumados, químicamente retardados, para, al mismo tiempo, crear la fractura y grabar diferencialmente las caras de la misma. Estos sistemas se suelen utilizar en carbonatos heterogéneos como los dolomíticos o calizas impuras. ELEGIR ENTRE FRACTURA ÁCIDA Y FRACTURA EMPAQUETADA Estas son alternativas de tratamientos para la estimulación de formaciones carbonáticas leve o severamente dañadas. Los procesos son fundamentalmente similares. Con fracturas ácidas, se genera un grabado no uniforme (o diferencial) en las caras de la fractura que crea una conductividad más duradera. Históricamente, la elección se hacía basada en la lógica individual o colectiva. La respuesta de la producción es el mejor criterio de selección, teniendo presente, por supuesto, el costo. El tratamiento de fractura ácido carece del grado más alto de predicción que se asoció con la fractura hidráulica usando fluidos noreactivos. Sin embargo, el conocimiento de las condiciones de la formación puede proporcionar la guía para seleccionar el tipo y el tamaño del método de tratamiento de estimulación.

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Los factores que deberían considerarse en una fractura ácida empaquetada son :  La solubilidad al HCl es baja (< 65-75%)  La formación de carbonato es homogénea (sólo piedras calizas)  La reactividad ácida es baja (Dolomitas de baja temperatura; <150 °F)  La roca es débil y/o tiene una presión muy alta del cierre, resultando en una pobre retención de las fracturas grabadas por el ácido  La permeabilidad es muy baja, requiriendo larga longitud de fractura Los factores que deberían considerarse para llevar a cabo una fractura ácida son :  La formación carbonática está predominantemente fracturada naturalmente, que podría llevar a complicaciones para sostener la fractura  La formación es heterogénea, con porosidad y permeabilidad muy variables que son conducentes a un grado más alto de grabado diferencial de las paredes de fractura  La permeabilidad de la formación es buena, pero existe daño de formación  El pozo no aceptará mecánicamente agente de sostén En general, la fractura ácida es el diseño más conservador de tratamiento porque no se bombea agente de sostén. No hay el riesgo de un prematuro screen-out, que puede dejar la cañería repleta de agente de sostén. También, no hay el riesgo de las consecuencias del flowback del agente de sostén. La fractura ácida es también bastante frecuentemente menos costosa que la fractura empaquetada, especialmente en pozos más profundos. Por lo tanto, la fractura ácida se debe considerar probablemente primero y excluida antes de elegir una fractura empaquetada.

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Como se mencionó previamente, hay dos métodos generales para las fracturas ácidas o procedimientos del tratamiento: tratamiento

FINGERING VISCOSO El fingering viscoso, o el método del colchón ácido, es uno en el cual la formación es primero fracturada hidráulicamente con un gel de alta viscosidad, croslinqueado, no reactivo, normalmente base agua. Esto se utiliza para crear la geometría de fractura deseada (es decir, la longitud, la altura, y el ancho). Luego, es bombeado en la fractura creada un ácido de viscosidad más baja (HCl o una mezcla HCl-orgánico). El ácido "se canaliza" a través del colchón más viscoso debido al contraste de viscosidades y la consecuente diferencia en la movilidad. Este fenómeno se llama fingering viscoso. viscoso Si la diferencia de la viscosidad es por lo menos de 50 cps ocurrirá un buen fingering viscoso. Un diseño de tratamiento viscoso básico se puede ver en la Tabla siguiente.

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FRACTURA ACIDA VISCOSA La fractura ácida viscosa usa sistemas tales como ácido gelificado, emulsionado, ácido espumado o los ácidos químicamente retardados. Estos sistemas se utilizan para crear las fracturas y grabar diferencialmente las caras de la fractura. El diseño básico del tratamiento de una fractura ácida viscosa incluye : • Pre flujo • Acido viscoso • Post flujo Pre flujo. Se utiliza para iniciar una fractura y disminuir la temperatura. Es típicamente un fluido base agua levemente gelificado. Acido viscoso. El propósito de la etapa ácida es propagar simultáneamente la fractura y diferencialmente grabar sus paredes. La etapa ácida es típicamente gelificada, emulsionada o un ácido espumado. Es posible una combinación de las tres. La mayoría de los tratamientos de fractura ácida se llevan a cabo con ácido gelificado. La goma xántica es un excelente agente gelificante hasta 15% de HCl. El único problema es que la xántica no se degrada apreciablemente a temperaturas debajo de 200 °F. Se degrada muy rápidamente (quizás demasiado rápidamente) cuando la concentración de HCl es mayor que 15%. La mayoría de los ácidos se gelifican utilizando una poliacrilamida, en un amplio rango de temperaturas. También se pueden croslinquear para alcanzar una mayor viscosidad y estabilidad del gel. Post flujo. El propósito es desplazar el ácido del pozo y empujarlo hacia adelante, con lo cual aumenta la distancia de penetración. Cuando se utiliza un ácido viscoso, puede ser muy efectivo aumentar el Post flujo para aumentar el largo de la fractura grabada, es un paso muy importante en el diseño del tratamiento y es bastante beneficioso un caudal elevado. Las versiones más complejas del método de fractura ácida viscosa incluye etapas alternadas y alternar los ácidos. Con la técnica de etapas alternadas, se deben bombear alternamente ácido y agua gelificada.

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CIERRE DE FRACTURA ACIDA Otro método para mejorar la conductividad final en el wellbore es la técnica del cierre de la fractura ácida. Primero, es importante hacer notar que los métodos de fractura ácida previamente discutidos tienen éxito bajo la mayoría de las condiciones. Sin embargo, hay condiciones de la formación donde la necesidad de obtener un grabado conductivo en las caras de la fractura ácida no se desarrolla suficientemente bien. Estas condiciones incluyen lo siguiente: a. La formación es altamente soluble en el sistema ácido utilizado, pero la cara de la fractura se disuelve uniformemente, de forma que no ocurre el grabado diferencial. Cuando la fractura se cierra, la conductividad se pierde. b. La formación es grabada en una manera desigual, desigual pero los canales de flujo grabados se aplastan en el cierre. Esto es o porque la formación es muy blanda, como en un yeso, o porque ha existido un excesivo leak-off del ácido que ha ablandado la cara de la fractura. c. La formación tiene una solubilidad relativamente baja en HCl. HCl Cuando la solubilidad es muy baja, los finos insolubles en el ácido se quedan en la cara de fractura, con lo cual restringen la reacción ácida adicional necesaria para crear la conductividad permanente. En tales casos, una buena práctica es incluir una etapa de tratamiento matricial final siguiente a la fractura ácida. Esto se llama cierre de la fractura ácida (CFA). En el CFA se bombea simplemente una etapa ácida final en condiciones matriciales para establecer una fractura abierta en el wellbore, llevando al final al máximo la inyección. Con el CFA, un volumen relativamente pequeño de ácido se inyecta a caudales bajos, por debajo de la presión de fractura después que se ha creado la fractura grabada y que ha sido permitido el cierre. Haciendo esto, se forman cerca del wellbore anchas ranuras o canales a lo largo de las caras o de las paredes de la fractura. Las ranuras formadas tienden a quedarse abiertas, resultando en una buena capacidad de flujo bajo condiciones severas de cierre. La técnica de CFA es también aplicable como un procedimiento separado de tratamiento en las formaciones naturalmente fracturadas y en fracturas previamente creadas, inclusive en fracturas empaquetadas. El CFA se ha utilizado muy exitosamente luego de tratamientos de fingering viscosos y de tratamientos convencionales de fracturas ácidas viscosas. Los ácidos más comúnmente utilizados como fluidos de tratamientos en el CFA son el HCl al 15% y las mezclas HCl/orgánicos.

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Acidificacion De Areniscas

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