ACIDIFICACION DE ARENISCAS1 ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS Acidizing Fundamentals -- Williams B.B., Gidley J.L., Schechter 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 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 la región cercana al borde de pozo, minimizando así el contacto 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 con la calcita (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, y evita la formación de fluoruro de calcio, el cual 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. En el postflujo, los productos químicos usualmente se agregan para mejorar la remoción de fluidos de tratamiento, restaurar la acuohumectabilidad de los sólidos de formación y de los productos de reacción del ácido precipitado, y para prevenir la formación de 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. 2 La misma clase de disminución de permeabilidad puede observarse cuando sólo se inyecta HCl en una arenisca (no habrá precipitados). La continua exposición de los finos al HF activo fue consideraba como causante eventual de su disolución. 3 . En este caso. 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. Luego de una inyección continua de HCl-HF. 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. Por lo tanto. el taponamiento puede ser causado por cualquiera o por ambos mecanismos (desintegración parcial de la matriz y migración de los finos) . la permeabilidad comienza a incrementarse. 1. tal como se muestra en la Fig.ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS MECANISMOS DE ATAQUE DEL ÁCIDO EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN DE HF EN LA RESPUESTA AL HF-HCL HFEstos estudios fueron los primeros en demostrar que la permeabilidad disminuye en el contacto inicial con la mezcla HF-HCl. ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS 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. 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. 4 y 5). Para lograr un aumento de permeabilidad dado también se requieren mayores cantidades de ácido. EFECTO DEL GRADIENTE DE PRESION EN LA RESPUESTA AL HF-HCl HFLa Fig. 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. 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. 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. Debido a que las concentraciones efluentes de ácido no fueron informadas. 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. por lo tanto. la respuesta puede ser diferente en arenas de formación. 4 . este efecto no puede ser verificado. La Fig. 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. Al margen del costo adicional. La corona C. La arenisca Berea. este material exhibe una ligera reducción de la permeabilidad en el contacto inicial con el ácido. 3 ilustra la correspondiente mayor reducción de la permeabilidad en el contacto /inicial con el ácido respecto a otras areniscas. la formación se torna progresivamente más débil hasta que al final se desintegra. sea natural o inducido por el ácido . No debemos olvidar que el ácido está disolviendo el material cementante. son más efectivos para taponar los canales porales. existe una limitación física de la cantidad de ácido que la formación puede tolerar sin quedar inconsolidada. a medida que se inyecta el ácido. muestra la mayor reducción de permeabilidad de las formaciones ensayadas. 5 .ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS EFECTO DE LA COMPOSICION DE LA MATRIZ EN LA RESPUESTA AL HF-HCl HFLa composición mineralógica de la matriz de arenisca posee un efecto sustancial sobre la respuesta de la formación al ácido fluorhídrico. Debido a su bajo contenido de arcilla. Los finos cuarzosos tienen una reacción más lenta con el mud acid respecto a los minerales arcillosos y. una decisión puede ser hacerlo con un mayor volumen de ácido. 1 y 2. que contiene más finos cuarzosos que arcillas. por lo tanto. una vez que se desprenden de la matriz. siendo un material cuarzoso relativamente limpio y que usualmente contiene aproximadamente 6% de arcilla. fue utilizada en los ensayos presentados en las Figs. La Fig. 4. Este efecto está mostrado en la Fig.ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS Farley et al. pero no se produce luego de inyectar 120 gal/pie de 2. 6 . 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.5% HF. demuestra qué sucede con la resistencia a la compresión de una corona a medida que se inyectan mayores volúmenes de ácido. 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. 5. la resistencia a la compresión uniaxial disminuye hasta que la arenisca queda finalmente inconsolidada. Esta información demuestra que a medida que el volumen de ácido es inyectado. estudiaron el efecto de las temperaturas y presiones elevadas y la carga de confinamiento en la respuesta a las mezclas HFHCl. tomada de este estudio. 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. Si se imponen esfuerzos de sobrecarga simulados sobre la corona durante la acidificación. ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS Predicción del radio de reacción del ácido Para pronosticar el radio de ataque del ácido. se debe considerar la dinámica de reacción y los cambios en las propiedades de la formación causados por la reacción del ácido. Estas figuras son para temperaturas en un rango de 100 a 250°F y caudales de inyección de 0. La técnica que se aplica para diseñar los tratamientos ácidos de areniscas es la desarrollada por Williams y Whiteley.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. 6 a la 9. 7 . y por lo tanto la cantidad de ácido requerida para un tratamiento. 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. ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS 8 . ya que se reprecipitarán los productos de reacción cerca del wellbore. 9 . inadecuado. El ácido HF no se debe utilizar para quitar sólidos de carbonato de calcio. 3) Uso de ácido inadecuado : Puede estar presente un daño removible por ácido (o se determinó que está presente). cuando se obtenga poca respuesta la causa puede ser alguno de los siguientes factores. Debido a la poca penetración (ver Figs. 2) La formación no se punzó adecuadamente : En un pozo nuevo (o en uno recompletado o reperforado). La reperforación es la única opción viable probable en este caso. un tratamiento con mud acid no producirá mejoras en la productividad. En los reservorios carbonáticos. y si se conduce inapropiadamente puede reducirla. De cualquier manera no cabe esperar una gran estimulación en una formación no dañada. pueden ser dañadas por el uso de una alta concentración de HF. Por ejemplo. por ejemplo. La analcima es muy sensible al ácido. sea arenisca o carbonato. estará presente un valor positivo de skin. pero para quitar el daño se debe utilizar el tipo correcto de ácido. puede haber un importante potencial de estimulación en un reservorio sin daño. estará presente como un "pseudoskin. matricial o naturalmente fracturada. 4) Uso de concentraciones de ácidos inexactos : Las arenas con un contenido alto de arcilla. Las soluciones de una alta concentración del HCl. La fractura hidráulica puede ser utilizada si es posible la entrada de fluido. el ácido clorhídrico no disolverá los sólidos que tapan los poros tal como arcilla y otras finos silícicos.ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS ERRORES COMUNES EN LA APLICACIÓN DE TRATAMIENTOS ACIDOS Aunque la experiencia de campo con los tratamientos ácidos de areniscas ha sido en general buena. Si un pozo de baja productividad no tiene daño alguno. si los punzados están incompletos. y especialmente en aquellos donde se produce por fisuras naturales. Esto es totalmente cierto especialmente en areniscas. 1) Tratamiento de una formación sin daño : El mud acid es capaz sólo de eliminar el daño cerca del borde de pozo. o aún mezclas ácidas que contienen HCl. 6 a la 9) no puede estimular un reservorio. La acidificación no puede resolver el punzado insuficiente. incompleto ni ineficaz. pueden estar dañando demasiado areniscas que contienen niveles altos de clorita y ciertas zeolitas (minerales de aluminosilicato)." no como un skin debido a un daño removible por ácido. Sin embargo. se obtienen muy pocos beneficios. Hay ocasiones donde trabajar por encima de la presión de fractura debe tener sentido. Si para forzar la entrada del fluido se debe usar una presión que exceda la presión máxima. se acepta generalmente que la acidificación de una arenisca debe suceder a caudal matricial (dentro de los espacios porales) para generar la estimulación. Puede haber también ciertas areniscas (en casos raros) en las que es posible el “grabado” ácido. 6) Fracaso en la limpieza de los tanques de ácido o agua : Los fluidos. la presión de inyección debe reducirse por debajo de p. Entre los problemas más comunes están la concentración excesiva de surfactantes potencialmente oleohumectantes. máx. o la mezcla de ciertos aditivos. 9) Dejar el tratamiento demasiado tiempo en el pozo : Dejando cerrado un tratamiento ácido en el pozo. entonces el ácido debe ser mantenido en movimiento y se debe emplear un postflujo limpio. Una acidificación efectiva requiere una invasión uniforme de la formación para remover el daño cerca del borde de pozo. tal como inhibidores de corrosión o estabilizadores de arcilla. Normalmente. Sin embargo. 10 . Si el retorno inmediato no es posible. especialmente un ácido HF en una arenisca cerca del wellbore.ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS 5) Uso de agua sucia para mezclar el preflujo o el postflujo : Todos los fluidos deben ser tan limpios como sea posible. por ejemplo. Esto es para que la reprecipitación de los productos ácidos de reacción. apenas para abrir los punzados e iniciar el flujo. así como los tanques de mezclado deben estar limpios y tan libres de sólidos como sea posible. en ciertas formaciones naturalmente fracturadas. El mud acid es incapaz de disolver la formación lo suficiente como para proveer una fractura conductiva. que sucede inevitablemente. 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. cuando un tratamiento fractura la formación con el mud acid. tan pronto como se restablezca la inyectividad. aumenta la ocasión del daño en la formación por la precipitación de productos de reacción del HF. tal como agentes de control de hierro más allá de sus límites de solubilidad. sea suficiente lejos más allá del wellbore de forma que su efecto en la permeabilidad radial sea insignificante. 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. las controlables causas potenciales del fracaso se pueden dirigir y en gran parte hasta pueden ser eliminadas. Aún cuando los tratamientos pueden ocasionalmente resultar exitosos si el daño es extremadamente poco profundo o confinado a los punzados. que son generalmente evitables. o muy dañadas. Precaución: antes de usar un solvente mutual o cualquier otro aditivo. es importante tener presentes y entender las razones comunes para el fracaso del tratamiento ácido. 11) Falta de un preflujo de ácido clorhídrico : El preflujo es necesario para eliminar la mezcla de agua salada y ácido. 14) No usar solvente mutual con tratamiento mud acid : La información de campo demuestra que el uso de un solvente mutual (tal como el etilen glicol monobutil éter) en tratamientos con mud acid frecuentemente aumenta. muy arcillosas. de mud acid por pie de formación. Uno no puede pretender reproducir un procedimiento ácido para un yacimiento entero. aparentemente. será necesario usar un volumen de mud acid sustancialmente mayor.ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS 10) Uso de ácidos que no contengan HF : aun cuando ciertas formaciones de areniscas pueden ser moderadamente estimuladas con ácido clorhídrico solo. Vemos que además del enfoque sistemático al tratamiento ácido. el éxito y la productividad del pozo. aún cuando esto puede parecer tan deseable. la selección del pozo candidato y el diseño del tratamiento ácido. se deben realizar ensayos para asegurar la compatibilidad con los Precaución fluidos de formación y los sólidos en presencia de ácido y de productos de reacción del ácido. 12) Volumen de mud acid inadecuado : Algunos tratamientos se realizan con hasta tan sólo 10 gal. 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. 11 . Siguiendo un enfoque sistemático del diseño del tratamiento ácido. se pueden obtener mejores resultados aún con volúmenes de mud acid de por lo menos 125 gal. El diseño del tratamiento ácido no se puede “hacer de libro”. conjuntamente. Esto puede reducir la velocidad de limpieza y. en algunos reservorios podría reducir para siempre la productividad del pozo. En el caso de formaciones altamente permeables. 13) Uso de diesel en pozos de gas y en inyectores de agua : En algunos casos. Esta mezcla es perjudicial porque permite la formación de sales de fluosilicatos insolubles. la estimulación de formaciones muy dañadas o de formaciones que contienen grandes concentraciones de minerales arcillosos normalmente requerirá una mezcla ácida conteniendo HF. por pie de intervalo punzado. ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS 12 . ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS 13 . ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 14 . 3. Las altas velocidades de reacción.ACIDIFICACION MATRICIAL 1. 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. el ácido fluye preferencialmente hacia las regiones de mayor permeabilidad.Descripción de un tratamiento ácido matricial en carbonatos En un tratamiento ácido matricial de carbonatos. Debido a limitaciones de equipo.Introducción Según vimos. llamados "agujeros de gusano". La reacción del ácido en zonas de alta permeabilidad hace que se formen canales de flujo amplios y de elevada conductividad. la creación de agujeros de gusano está relacionada con la velocidad de la reacción química del ácido con la roca. en los tratamientos ácido convencionales históricos se bombeaba ácido clorhídrico al pozo y se aplicaba presión para forzar el ácido en la formación. 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. el ácido usado (usualmente clorhídrico) se inyecta a una presión (y caudal) lo suficientemente baja como para evitar fracturar la formación. tienden a favorecer la formación de estos canales de flujo.Mecanismo de ataque del ácido Cuando se bombea ácido en un carbonato (caliza o dolomita) a presiones inferiores a la presión de fractura. 15 . 2. Cuando se dispuso de equipos para bombeo a alta presión. según lo observado entre todas las concentraciones de HCl y carbonatos.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS A. Según se discutió anteriormente. 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. esos tratamientos se efectuaban a presiones inferiores a la presión de fractura de la formación. donde la caliza fue revestida previamente con un surfactante antes de la inyección de ácido. 1 se muestra la formación de agujeros de gusano para una corona lineal. 16 . Las fotografías de la Fig. Todos los ensayos se efectuaron a temperatura ambiente y con presión atmosférica en el extremo de la corona. teóricamente se puede pronosticar que sólo se formarán unos pocos agujeros de gusano. En dichos experimentos. muestra el desarrollo de muchos agujeros de gusano con la consiguiente ramificación. La fotografía izquierda (característica de una rápida reacción) muestra el desarrollo de un agujero de gusano. de Canadá confirman esta teoría. se inyectó ácido en un modelo cilíndrico preparado con roca carbonática. La fotografía derecha. Al contacto inicial con el ácido. con el correr del tiempo. y en la Fig. se formaron varios canales. El caso de un agujero de gusano es el más representativo de las condiciones de tratamiento comúnmente encontradas. 1 muestran el extremo de una corona de caliza en la cual se inyectó 1% HCl. el tamaño o el largo de los agujeros de gusano. Si la velocidad de reacción del ácido es alta. Una baja velocidad de reacción favorece la formación de varios agujeros de gusano de diámetro reducido. aún cuando se pueda demostrar la formación de estos canales. Ni la teoría ni los estudios experimentales pueden pronosticar el número. 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. Se tomaron fotografías con rayos-X para determinar los cambios producidos por el ácido.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS En la Fig. Los experimentos realizados por la Imperial Oil Ltm. la cantidad de poros que se agrandaban disminuyó hasta que sólo unos pocos aceptaban ácido. 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. 2 para un sistema radial. En este ejemplo. En la Fig. Esta conclusión se basa en experimentos de laboratorio y en la teoría de acidificación matricial. 2 se muestran los resultados de estos experimentos. ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 17 . ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 18 . A 200°F y a un diferencial de presión de 500 psi (a través de una corona de 12 pulg). el aditivo no aceleró la velocidad de crecimiento. Normalmente. 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. 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. En las Tablas 1 y 2 se representa el rango teórico de longitudes de agujero de gusano calculadas.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.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 4. se perderá efectividad. Una de las maneras de evaluar los aditivos es la de hacer el ensayo de pérdida de fluido descrito anteriormente. debido a su alta viscosidad. es posible una longitud de 10 a 100 pies). y a 100 lb/1000 gal restringió realmente la velocidad de crecimiento. 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. Si se usa alta concentración del aditivo se puede taponar la formación y obstaculizar la terminación del tratamiento. los ácidos emulsionados. 19 . La cantidad de pérdida de fluido desde un agujero de gusano frecuentemente puede reducirse con algún aditivo. 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. incrementando así la longitud del agujero. Sin embargo. 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. Si se usa muy poco aditivo. como los usados en fractura ácida. también los aditivos para control de pérdida de fluido. La información de la Tabla 3 muestra la velocidad de crecimiento con la concentración del aditivo. El tipo de aditivo y su concentración deben seleccionarse con mucho cuidado. los aditivos más efectivos son sólidos o polímeros hidratables en ácido. frecuentemente darán mejores resultados que el ácido clorhídrico solo. A una concentración de 50 lb/1000 galones. la máxima velocidad de crecimiento se observó con una concentración de 15 lb de aditivo/1000 galones de ácido. ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 20 . 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. las mezclas de ácidos y los ácidos químicamente retardados proveerán longitudes apreciables del agujero de gusano como así también buenas relaciones de estimulación. 21 . el ácido clorhídrico. Si el ácido clorhídrico no puede ser efectivamente inhibido para limitar la corrosión a temperatura de formación. aunque se puede usar también el ácido acético. normalmente no es conveniente usar estos ácidos debido a su baja inyectividad. en las formaciones de baja permeabilidad. se recomienda el ácido fórmico. se prefiere normalmente 28% HCl. no obstante. los ácidos orgánicos.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.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 5. En estas formaciones. para. 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. la elección se hacía basada en la lógica individual o colectiva. La fractura ácida se caracteriza en que la fractura es iniciada y propagada por un adecuado fluido de fractura. químicamente retardados. La respuesta de la producción es el mejor criterio de selección. espumados. El tratamiento de fractura ácido carece del grado más alto de predicción que se asoció con la fractura hidráulica usando fluidos noreactivos. al mismo tiempo. Con fracturas ácidas. Los procesos son fundamentalmente similares. Estos sistemas se suelen utilizar en carbonatos heterogéneos como los dolomíticos o calizas impuras. Esta se puede aplicar tanto a formaciones carbonáticas dañadas o no. crear la fractura y grabar diferencialmente las caras de la misma. ELEGIR ENTRE FRACTURA ÁCIDA Y FRACTURA EMPAQUETADA Estas son alternativas de tratamientos para la estimulación de formaciones carbonáticas leve o severamente dañadas. Las caras de la fractura son rayadas o grabadas con ácido para crear un canal conductivo de flujo. el costo. penetrando profundamente y grabando la formación de forma irregular Fluido de fractura viscoso : usa fluidos muy viscosos como ácidos gelificados. Sin embargo. 22 . luego el ácido con menor viscosidad se inyecta en la fractura creada. Históricamente. emulsionados. se genera un grabado no uniforme (o diferencial) en las caras de la fractura que crea una conductividad más duradera. por supuesto.SISTEMAS USADOS PARA LA FRACTURACIÓN DE ROCAS CARBONÁTICAS Los tratamientos inyectados a caudales por encima de la presión de fractura se denominan Fractura Ácida.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS B. teniendo presente. propagándose rápidamente a través del colchón viscoso de forma heterogénea. 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. especialmente en pozos más profundos. la fractura ácida se debe considerar probablemente primero y excluida antes de elegir una fractura empaquetada. <150 °F) La roca es débil y/o tiene una presión muy alta del cierre. 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. la fractura ácida es el diseño más conservador de tratamiento porque no se bombea agente de sostén. Por lo tanto. 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. 23 . pero existe daño de formación El pozo no aceptará mecánicamente agente de sostén En general. que podría llevar a complicaciones para sostener la fractura La formación es heterogénea. No hay el riesgo de un prematuro screen-out. 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. resultando en una pobre retención de las fracturas grabadas por el ácido La permeabilidad es muy baja. También. que puede dejar la cañería repleta de agente de sostén.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS 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. es bombeado en la fractura creada un ácido de viscosidad más baja (HCl o una mezcla HCl-orgánico). Esto se utiliza para crear la geometría de fractura deseada (es decir. y el ancho). Luego. El ácido "se canaliza" a través del colchón más viscoso debido al contraste de viscosidades y la consecuente diferencia en la movilidad. Si la diferencia de la viscosidad es por lo menos de 50 cps ocurrirá un buen fingering viscoso viscoso. normalmente base agua. hay dos métodos generales para las fracturas ácidas o procedimientos del tratamiento: tratamiento FINGERING VISCOSO El fingering viscoso. la longitud. 24 . no reactivo. la altura. Un diseño de tratamiento viscoso básico se puede ver en la Tabla siguiente. croslinqueado. o el método del colchón ácido.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS Como se mencionó previamente. Este fenómeno se llama fingering viscoso. es uno en el cual la formación es primero fracturada hidráulicamente con un gel de alta viscosidad. en un amplio rango de temperaturas. Estos sistemas se utilizan para crear las fracturas y grabar diferencialmente las caras de la fractura. La goma xántica es un excelente agente gelificante hasta 15% de HCl. Acido viscoso. El propósito de la etapa ácida es propagar simultáneamente la fractura y diferencialmente grabar sus paredes. se deben bombear alternamente ácido y agua gelificada. puede ser muy efectivo aumentar el Post flujo para aumentar el largo de la fractura grabada. El propósito es desplazar el ácido del pozo y empujarlo hacia adelante. emulsionado.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS FRACTURA ACIDA VISCOSA La fractura ácida viscosa usa sistemas tales como ácido gelificado. El diseño básico del tratamiento de una fractura ácida viscosa incluye : • • • Pre flujo Acido viscoso Post flujo Pre flujo. ácido espumado o los ácidos químicamente retardados. Las versiones más complejas del método de fractura ácida viscosa incluye etapas alternadas y alternar los ácidos. emulsionada o un ácido espumado. Post flujo. El único problema es que la xántica no se degrada apreciablemente a temperaturas debajo de 200 °F. es un paso muy importante en el diseño del tratamiento y es bastante beneficioso un caudal elevado. Es típicamente un fluido base agua levemente gelificado. 25 . Se degrada muy rápidamente (quizás demasiado rápidamente) cuando la concentración de HCl es mayor que 15%. Con la técnica de etapas alternadas. La etapa ácida es típicamente gelificada. Se utiliza para iniciar una fractura y disminuir la temperatura. La mayoría de los ácidos se gelifican utilizando una poliacrilamida. Es posible una combinación de las tres. con lo cual aumenta la distancia de penetración. Cuando se utiliza un ácido viscoso. También se pueden croslinquear para alcanzar una mayor viscosidad y estabilidad del gel. La mayoría de los tratamientos de fractura ácida se llevan a cabo con ácido gelificado. La formación tiene una solubilidad relativamente baja en HCl. Sin embargo. Con el CFA. 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. La en de de técnica de CFA es también aplicable como un procedimiento separado de tratamiento en las formaciones naturalmente fracturadas y fracturas previamente creadas. Estas condiciones incluyen lo siguiente: a. como en un yeso.ACIDIFICACION DE CARBONATICAS CIERRE DE FRACTURA ACIDA Otro método para mejorar la conductividad final en el wellbore es la técnica del cierre de la fractura ácida. resultando en una buena capacidad de flujo bajo condiciones severas de cierre. la conductividad se pierde. El CFA se ha utilizado muy exitosamente luego de tratamientos fingering viscosos y de tratamientos convencionales de fracturas ácidas viscosas. o porque ha existido un excesivo leak-off del ácido que ha ablandado la cara de la fractura. es importante hacer notar que los métodos de fractura ácida previamente discutidos tienen éxito bajo la mayoría de las condiciones. Cuando la solubilidad es muy baja. b. una buena práctica es incluir una etapa de tratamiento matricial final siguiente a la fractura ácida. por debajo de la presión de fractura después que se ha creado la fractura grabada y que ha sido permitido el cierre. pero los canales de flujo grabados se aplastan en el cierre. los finos insolubles en el ácido se HCl quedan en la cara de fractura. pero la cara de la fractura se disuelve uniformemente. inclusive en fracturas empaquetadas. llevando al final al máximo la inyección. un volumen relativamente pequeño de ácido se inyecta a caudales bajos. c. Las ranuras formadas tienden a quedarse abiertas. La formación es grabada en una manera desigual. Cuando la fractura se cierra. con lo cual restringen la reacción ácida adicional necesaria para crear la conductividad permanente. de forma que no ocurre el grabado diferencial. En tales casos. La formación es altamente soluble en el sistema ácido utilizado. Primero. Esto es o porque la desigual formación es muy blanda. Los ácidos más comúnmente utilizados como fluidos tratamientos en el CFA son el HCl al 15% y las mezclas HCl/orgánicos. Haciendo esto. En el CFA se bombea simplemente una etapa ácida final en condiciones matriciales para establecer una fractura abierta en el wellbore. se forman cerca del wellbore anchas ranuras o canales a lo largo de las caras o de las paredes de la fractura. 26 . Esto se llama cierre de la fractura ácida (CFA).