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ESTIMULACIÓN CON HCl
1.- ANTECEDENTES
La utilización de ácidos para mejorar el desempeño de los pozos, eliminando o sorteando el daño, fue una práctica común durante mucho tiempo; podría decirse, desde que existe la industria petrolera. En el año 1895, Ohio Oil Company utilizó ácido clorhídrico HCl para tratar los pozos perforados en una formación de caliza. La producción de estos pozos se incrementó sustancialmente; pero, desafortunadamente, también lo hizo la corrosión de la tubería de revestimiento. Como resultado, los tratamientos de acidificación para estimular la producción desaparecieron durante aproximadamente 30 años. Un año más tarde, se concedió una patente a Herman Frasch de la Standard Oil Company. Su patente describe el uso de ácido clorhídrico (HCl) en los pozos de piedra caliza, pero no abordó el problema de la corrosión. No fue sino hasta 1928, el uso de ácido volvió a intentar. Esto fue cuando el problema de la acumulación de la salmuera, así como aumento de la producción de salmuera natural, se convirtió en importante. Dr. Herbert Dow, al principio de su carrera, bajó botellas de ácido en pozos de salmuera con el fin de aumentar su producción .Sin embargo, los resultados no fueron satisfactorios, en gran parte debido a la corrosión incurrida y los materiales costosos necesarios para proteger los equipos de metal .Por lo tanto, la Dow Chemical Company inició un proyecto para desarrollar el primer inhibidor de la corrosión ácida. En 1931, el Dr. John Grebe de Dow descubrió que el ácido arsénico actúa como un inhibidor de la corrosión Más tarde, las sales de cobre se utilizan con arsénico para evitar la formación de arseniato de calcio precipitado, y se han encontrado inhibidores de origen orgánicos a ser muy superior. Poco después del descubrimiento del inhibidor de arsénico, que se aplicó en el campo de Dowy Pure Oil Company para tratar con éxito de este último Fox N º6 y en el pozo de Greendale, Michigan, en febrero de1932.Quinientos litros de HCl fueron desviados hacia el pozo, lo que resulta en un 16 barriles al día antes "muerto" y que fluye. Por lo tanto, acidificación renació y Dow formó Grupo Servicios de pozos Dow que pronto se convirtió en Dowell. Tres años más tarde, la pequeña empresa Halliburton Oil Well Co. Cementación en Duncan, Oklahoma, comenzó servicio acidificación comercial. En 1935 los Dres .Grebey Stoesser de Dowell escribió, "acidization Comercial de pozos de petróleo y gas, aunque inexistentes hace cuatro años, ahora se practica sobre todo el mundo. Aproximadamente Aproximadamente 6.000 6.000 pozos pozos de petróleo petróleo y gas han sido tratados por Dowell, Dowell, para dar dar un aumento medio de la producción de 412 por ciento .Sólo en el centro de Michigan, una sexta parte de la producción total de petróleo es el resultado de los tratamientos de ácido, lo que indica un aumento neto de 5.000.000 dólares a las compañías petroleras ”. Página 1 de 10
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Aplicación comercial de HF acidificación de areniscas ocurrió en la costa del Golfo de México en 1940, cuando Dowell introdujo ácido, una mezcla de HCl y HF. La investigación de Dowell indicó que el HCl ayudó a mantener un pH bajo y la disminución de la precipitación de precipitados perjudiciales. Después de este evento, la aplicación de la acidificación de areniscas creció rápidamente. Como la aplicación de acidificación ampliada, se abordaron varios problemas químicos y mecánicos. 1950 y1960, se hizo hincapié en el desarrollo de aditivos para tratar emulsiones, lodos, pasaron regreso ácido y la cobertura de la zona. 1970-La necesidad de una mayor penetración de ácido HF en directo se abordó con varios sistemas, incluyendo fases alternantes de HCl y HF, además de ácido fluorobórico. 1990-Computadoras continuaron evolucionando con los programas más rápidos y fáciles de usar que incorporan la mejora de la producción capacidad de predicción, Se hizo hincapié en todo el proceso de la matriz a través de la ingeniería estimulación de la matriz. Grandes avances se han hecho desde que se realizó el primer tratamiento de acidificación. Como los pozos se vuelven más profundos, con temperaturas más altas y más duras condiciones, junto con las zonas más largos como en los pozos horizontales, la tecnología de matriz se expandirá para satisfacer las necesidades de los operadores. La estimulación matricial seguirá siendo una herramienta útil y económica para mejorar la producción en los años venideros. Año 1895
Acontecimiento Ohio Oil Company, utilizo ácido clorhídrico (HCL) para tratar los pozos perforados en una formación de caliza.
1896
Se concedió una patente a Herman Frasch de la Standard Oil Company. Dr. Herbert Dow, al principio de su carrera, bajó botellas de ácido en pozos de salmuera con el fin de aumentar su producción.
1928
1931
El Dr. John Grebede Dow descubrió que el ácido arsénico actúa como un inhibidor de la corrosión.
1932
Iinhibidor de arsénico, que se aplicó en el campo de Dowy Pure Oil Company para tratar en el pozo de Greendale, Michigan Los Dres. Grebede y Toesser de Dowell escribieron: "acidización Comercial de pozos de petróleo y gas.
1935
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En 1962 con los servicios de la Compañia Dowell Schlumberger instalo sus laboratorios en Camiri comenzando la limpieza con ácido, estimulaciones y fracturamiento hidráulico. De esta forma se llegó a duplicar la producción del campo Camiri. Que se vio reflejado al año siguiente, en un aumento de la producción nacional. En el año 2007 el campo Los Penocos (LPS), donde la formación Petaca constituye el principal yacimiento de petróleo. Schlumberger recomendó realizar una limpieza del pozo con un tratamiento ácido matricial, efectuado con tubería flexible y nitrógeno. Basado en el análisis de caracterización del daño de la formación, la propuesta incluyó efectuar un tratamiento principal con Clean Sweep, ácido clorhídrico y el ácido OCA. Debido la longitud del intervalo, se requirió el agente divergente Oil SEEKER. Además, se recomendaron fluidos nitrificados para favorecer la limpieza del pozo luego del tratamiento. 2.-OBJETIVOS
El objetivo principal de la estimulación matricial es remover la condición de daño en la formación antes de que el pozo produzca a su potencial natural. Esta técnica es remover el daño ocasionado durante la perforación, cementación y terminación en las perforaciones y en las vecindades del pozo (matriz critica) y eliminar las obstrucciones en el mismo.es decir; es alcanzar una cierta penetración radial del ácido en la formación. Remover algunos daños en las formaciones agrandar los espacios porales y disolver las partículas que taponean estos espacios. Estimular la productividad natural del pozo. Objetivos de la Estimulación con HCl • Incrementar la producción de hidrocarburos (pozos productores). • Aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor (pozos inyectores). • Optimizar los patrones de flujo (procesos de recuperación secundaria y mejorada).
Importancia de la Estimulación: • Incrementar las reservas recuperables. • Se aplica para todo tipo de formaciones y profundidad es de los pozos petroleros y de agua.
El HCl es una solución del cloruro de hidrogeno gaseoso en agua. Tiene una alta capacidad de disociación, razón por la cual es el ácido más utilizado en esta técnica, proporcionando así el mayor volumen de roca calcárea disuelta. El ácido clorhídrico se usa para eliminar la herrumbre, oxidación y los depósitos indeseables de carbonato en pozos de petróleo, para estimular el flujo del petróleo crudo o del gas al pozo. Este uso se conoce como “estimulación”. La acidifica ción generalmente se realiza en formaciones de carbonato o piedra caliza por medio de estimulación. Se inyecta una solución Ácida en la formación, la cual disuelve una porción de la roca y crea una estructura de gran porosidad en la formación, aumentando su permeabilidad efectiva y el flujo de petróleo.
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Ventajas Se disocia rápidamente (ácido fuerte); permitiendo un mayor volumen de roca disuelta. Concentraciones mayores de HCl tendrán una mayor densidad y viscosidad, por lo tanto tendrá mayor capacidad de suspensión de finos insolubles que redundará en una mayor limpieza. HCl puede ser retardado mediante la utilización de emulsiones y microemulsiones para evitar desconsolidación roca El ácido clorhídrico (HCl) se selecciona normalmente para la acidificación de carbonato.
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Desventajas El HCl es altamente corrosivo pudiendo ocasionar daño severo a las tuberías del pozo y al equipo de acero. El HCl no es efectivo para disolver la mayor parte de los componentes de las rocas silíceas. El HCl a temperaturas superiores a 93°C (200°F) conduce a velocidades de reacción que son muy rápidas. Haciendo que el ácido se consuma rápidamente reduciendo su efectividad y pueden causar otros problemas. Los tratamientos de matrices habituales a menudo requieren baja velocidad de inyección, en consecuencia no puede utilizarse ácido clorhídrico puro por que la rápida neutralización o consumo del ácido limita severamente su penetración a la formación.
Se reacciona fácilmente con los minerales de carbonato, y está disponible en grandes cantidades a un precio relativamente bajo.
Los tratamientos del HCl con agentes quelantes ofrecen una velocidad de reacción retardada, tasas de corrosión bajas, extiende a temperaturas de 250 a 350°F y más beneficios para la salud, la seguridad y medio ambiente .
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3.-NOMBRE ESPECIFICO
El ácido clorhídrico, código va de acuerdo a las concentraciones. Y va junto a MSR “Mud a nd Silt Remover” MSR100, MSR15; varia con la concentración. El HCL se utiliza en todos los pozos. De tratamientos ácidos. A veces va como Fluido o tratamiento principal, o como preflujo, para esperar luego por otro sistema que será el tratamiento primario. El tratamiento principal va a depender de la solubilidad que tenga este con los minerales presentes. Generalmente las concentraciones a usar (esto no se debe usar como una receta de cocina) son las siguientes: Formaciones con permeabilidades > 100 mD Cuarzo > 80%, Arcillas < 5% ==> 12% HCl - 3% HF Arcilla < 8%, Feldespato < 10% ==> 7.5% HCl - 1.5% HF Feldespato > 15% ==> 13.5% HCl - 1.5% HF Arcillas > 10% ==> 6.5% HCl - 1% HF Feldespato > 15%, Arcillas > 10% ==> 9% HCl - 1% HF Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF Formaciones con permeabilidades 20 - 100 mD Arcilla > 5% ==> 6% HCl - 1.5% HF Arcilla < 7% ==> 9% HCl - 1% HF Feldespato > 10% ==> 12% HCl - 1.5% HF Feldespeto > 10%, Arcilla > 10% ==> 9% HCl - 1% HF Presencia de hierro, Clorita > 8% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF Permeabilidades < al 20 mD Sol. HCl < 10%, Arcillas < 5% ==> 5% HCl - 1.5% HF Arcillas > 8% ==> 3% HCl - 0.5% HF Clorita > 5% ==> 10% CH3COOH - 0.5% HF Feldespato > 10% ==> 9% HCl - 1% HF
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4.-MECANISMO Un mínimo de tratamiento consta de:
Una etapa de pre-limpieza (preflush) con un fluido que no daña, o sea no reactivo para establecer una velocidad de inyección. Una etapa del fluido de tratamiento principal y una etapa de sobre desplazamiento para limpiar el fluido de tratamiento principal de la tubería y desplazar en la corta área de pozo. En la mayoría de los tratamientos, existen otras etapas que auxiliares se incluyen para mejorar la eficacia del tratamiento.
Se selecciona el fluido de tratamiento principal para disolverse o dispersarse el daño principal en formaciones de arenisca y para permitir que los productos solubles o sólidos fluyan fuera del pozo. En el caso de las formaciones de carbonato, el objetivo es evitar el daño con ácido o disolver el daño con disolventes. . En carbonatos, HCl o ácidos orgánicos (fórmico o acético) se utilizan para grabar trayectorias conductoras entre el pozo y la formación. En areniscas, mezclas de HCl y HF se utilizan para eliminar el lodo de perforación, formación de finos, finos generados durante la perforación y la perforación residuo. Los principales productos químicos de tratamiento se dividen en las siguientes categorías:
Disolventes, para eliminar depósitos orgánicos (tales como parafina). Oxidantes, para eliminar daño a partir de polímeros. Removedores de escala, para eliminar sulfato o escamas de óxido. Ácidos para eliminar incrustaciones de carbonato y óxido, romper residuos de polímeros o estimular formaciones de carbonato.
La formulación de fluidos para la estimulación ácido matriz incluye la selección del ácido principal y la identificación de la necesidad de preflushes y overflushes. Selección del fluido depende del tipo de daño, litología, mineralogía y tipo de bien. Los pozos de petróleo son más difíciles de tratar que los pozos de gas debido a la emulsión de potencial, drenaje de lodos y los problemas de humectabilidad. Para eliminar daño, el fluido de tratamiento debe estar en contacto íntimo con el daño. Esto requiere una formación humedecida con agua y el desplazamiento de aceite de las gargantas de poros. Por lo tanto, preflushes utilizados en pozos de petróleo pueden incluir un disolvente o cloruro de amonio orgánico con agentes tensioactivos y /o un disolvente mutuo para eliminar los hidrocarburos pesados de la zona de pozo y asegurar un ambiente húmedo-agua. La formulación de ácido principal se basa en el tipo de formación de ser estimulado. Formulación pautas se basan en estudios de química de la reacción ácido-minerales. La cinética de carbonatos
El HCl se utiliza para la acidificación de carbonato, ya que fácilmente disuelve calcita y dolomita. Para la calcita: Página 6 de 10
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CaCO3 + 2HCl
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CaCl2 + H2O + CO2
Para la dolomita: CaMg(CO3)2 + 4HCl
CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2
Esta reacción sólido-líquido tiene lugar en la superficie de la roca. En exceso de HCl, que es completa e irreversible. Tabla 17-1 enumera las cantidades de diferentes subproductos de la reacción de HCl al 15% con calcita. El cloruro de calcio (CaCl2) y cloruro de magnesio (MgCl2) son altamente solubles en ácido gastado y no presentan ningún riesgo de re precipitación.
Normalmente, daño de la formación no se disuelve sino más bien atraviesa la formación para producir nuevos canales de flujo (agujeros de gusano) y / o una superficie de grabado al agua fuerte en las fisuras, lo que resulta en una caída de presión reducida (efecto de disminución de la DAÑO). El patrón de agujero de gusano (wormholing) se crea debido a que el ácido altamente reactivo entra en las gargantas de poros más grandes, oquedades y / o fisuras y esencialmente les agranda. El número de agujeros de gusano es una función de la distribución de tamaño de poro. La Reacción de ácido con reservorios de carbonato es gobernada por tres mecanismos: Disolución compacta y de flujo radial. Cada modo se produce bajo ciertas condiciones. Por ejemplo, en tasas bajas de inyección, disolución compacta se produce cuando la cara de formación se disuelve para agrandar el agujero del pozo. Si la velocidad de flujo se incrementa a donde el número de Peclet (una función de la tasa de inyección, la concentración de ácido y la velocidad de difusión) es de aproximadamente 1, a continuación, se inicia el wormholing. Si la tasa se incrementa significativamente, de flujo radial domina en una manera similar a areniscas. Wormholing probablemente ocurre en la mayoría de los tratamientos, debido a la naturaleza heterogénea de los carbonatos, es decir, normalmente hay poros ladrón que inicia wormholing En los casos en que la temperatura sea superior a 400 ° F [205 º C] (donde inhibidores de la corrosión son ineficaces en HCl), se utilizan ácidos orgánicos (acético o ácido fórmico). Página 7 de 10
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La reacción de HCl con calcita es la difusión limitada (es decir, en serie limitada de transporte). La etapa limitante en la reacción de disolución es la difusión de ácido (ion hidronio, H3O +) a la superficie de la calcita. Una vez que los contactos + H3O en la superficie de la calcita, la reacción se produce muy rápido. La reacción de HCl con dolomita es de difusión limitada a temperaturas mayores de 150 ° C [65 ° C] y limitada por la velocidad de reacción en la superficie (es decir, la difusión no es la etapa más lenta) por debajo de esta temperatura. Por lo tanto, debido a la cinética de difusión limitada de HCl en calcita, agujeros de gusano pueden normalmente ser formados fácilmente a través de la zona dañada (2 a 3 pies radialmente). La cinética de areniscas
Mezclas de ácidos barro de HF y HCl se utilizan para la acidificación de la piedra arenisca. A diferencia de acidificación carbonato, los agujeros de gusano no se crean en las areniscas. En una piedra arenisca típica, 80% del flujo radial puede ser a través de 20% de los poros (los poros más grandes). Se elimina el daño de los poros más grandes, dando como resultado una reducción de efecto del daño, pero posiblemente no se da la restauración de la permeabilidad natural de la formación. Las formulaciones de ácido de lodo convencionales (12% de HCl-HF 3% y 6% de HCl-HF 1%) utilizados en la matriz de acidificación disuelven poco de cuarzo. La intención de acidificación matriz de arenisca es disolver las arcillas y otros materiales dañinos, dejando la matriz de arenisca sin interrupciones .Aunque HCl acelera la reacción de HF con minerales silíceos (limo y arcilla), la reacción es mucho más lenta en comparación con la de HCl reaccionar con calcita. En la acidificación de arenisca, un pre-limpieza con HCl (o ácido orgánico) se utiliza por delante del ácido principal. Acidificación de la matriz es un tratamiento cerca del pozo, con todo el ácido reacciona dentro de aproximadamente 1 pie del pozo en formaciones de arenisca y en unos escasos centímetros quizás tanto como 10 pies en el agujero del pozo en carbonatos. Estequiometria de la reacción ácido-mineral
La cantidad de ácido requerida para disolver una cantidad dada de mineral se determina por la estequiometria de la reacción química, que describe el número de moles de cada especie que intervienen en la reacción. Por ejemplo, la simple reacción entre HCl y calcita (CaCO3) se puede escribir como 2HCl + CaCO3
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CaCl2 + CO2 + H2O
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En la Tabla 16-1. Dependiendo de la composición de la solución de ácido, el valor real puede ser sustancialmente menor. Volúmenes de ácido
Los resultados enumerados en la Tabla 17-4 indican que en condiciones óptimas (es decir, la tasa de casi crítico), se obtiene avance cuando menos de 1% del total del núcleo se ha disuelto. Esto indica que el diseño de los volúmenes de líquido de 5% a 10% de disolución de roca sobre el área estimulada debe proporcionar un diseño conservador. Para una geometría radial, el volumen de ácido necesario para un aumento de la porosidad dada varía con el cuadrado del radio de tratamiento, suponiendo disolución homogénea. La Figura 17-3 muestra el volumen de HCl requiere para aumentar la porosidad de 10% para diferentes valores de la radio de tratamiento. Por ejemplo, se requiere 50 gal / pie de HCl al 15% para aumentar la porosidad de 10% hasta 2 metros de la boca del pozo.
Generalmente el procedimiento operacional en un trabajo de acidificación es el siguiente: a) Pickling: consiste en inyectar agentes de control de hierro tanto en la tubería de producción, casing y coiled tubing, para evitar posible contaminación del tratamiento principal. b) Desplazamiento del crudo (solvente) 10-75 gal/pie c) Desplazamiento del agua de formación 12-25 gal/pie d) Preflujo de ácido acético para limpieza 25-100 gal/pie e) Preflujo de HCl con el objetivo de evitar reacciones secundarias 25-200 gal/pie f) Tratamiento principal (HCl-HF, ácido orgánico, HF de acuerdo al tipo de formación) 25-200 gal/pie g) Overflush (que debe ser el mismo ácido para mantener el equilibrio del sistema. h) Desplazamiento. Página 9 de 10
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5.- CONCLUSIONES
Es al ácido más utilizado en la estimulación de pozos, es una solución de gas cloruro de hidrógeno en agua. Este gas se disocia en agua rápida y completamente, hasta un límite de 43% en peso a condiciones estándar. Su amplio uso es debido a la propiedad de disolver mayor cantidad de roca calcárea. La principal desventaja es que puede causar corrosión severa. Esta acción severa del ácido restringe su aplicabilidad a altas temperaturas (300ºF). El ácido clorhídrico se emplea en la mayoría de los tratamientos de estimulación y de acuerdo al uso y tratamiento, varía entre 1 y 35%. Se emplea en acidificación de areniscas, si bien, no disolverá las arenas o las arcillas si lo hará con cualquier carbonato presente en la formación y también deshidratara, parcialmente las arcillas expandidas por agua hasta en un 80%. El daño, la permeabilidad de la formación puede darse debido al lodo de perforación, a filtrados, a depósitos secundarios como escamaciones, parafinas, asfaltenos y formaciones de finos. El daño se encuentra a pocas pulgadas del hueco del pozo considerando adecuado un barril de fluido de tratamiento por pie de formación manteniendo controlada la velocidad y la presión para que no se fracture.
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