41437082 Acido Efectiva Estimulacion Acida en Areniscas

EFECTIVA ESTIMULACION ÁCIDA EN ARENISCAS (SANDSTONE)SANDSTONE 2000

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INTRODUCCION

La tecnología de la estimulación ácida en areniscas ha mejorado significativamente sobre todos los últimos 5 años como resultado de los análisis de campo, investigaciones fundamentales, y aplicaciones de las investigaciones. Teorías antiguas decían que después de una acidificación de areniscas, en el ácido de retorno se encontraría aproximadamente HCl al 10%, aproximadamente 3500 mg/lts de silicio, una pequeña cantidad de aluminio y trazos de sodio. Esas teorías probaron ser inexactas en 1984 cuando muestras de pozos de la costa del Golfo fueron analizadas después de una acidificación. Nuestro análisis reveló que la mayoría del fluido de retorno era no ácido, no había silicio, y si una gran cantidad de aluminio y sodio. Posteriores estudios e investigaciones revelaron un proceso complejo de reacciones basada en la concentración del ácido, temperatura y en las mineralogía de la formación. Basado en esas investigaciones, el sistema ácido Sandstone 2000 fue desarrollado. Aproximadamente el 90% de los pozos tratados con el Sistema Acido Sandstone 2000 han tenido un incremento de producción de 2 a 4 veces. Estas “best Practices” mejores prácticas provee mas información sobre la tecnología de la acidificación de areniscas y como esta puede ayudar a mejorar sus acidificaciones en areniscas.

ANALISIS DE LA FORMACION

Para la ejecución de un exitoso tratamiento de estimulación, los operadores deben conocer la composición de la formación a ser tratada. La mineralogía y la temperatura de la formación a estimular determinará el mas efectivo sistema de acondicionamiento de la formación (preflush), la mezcla del tratamiento HF/HCl, y los volúmenes. La presencia de Feldespato de potasio, Feldespato de sodio, illitas, carbonatos, y zeolitas es una información fundamental dado que estos compuestos pueden formar significativa cantidad de precipitados que bloquearán la matriz, tales como Fluosilicatos de Sodio o Potasio y fluoruro de aluminio, durante el tratamiento HF/HCl. Las arcillas sensibles al agua también requieren especial consideraciones porque ellas pueden hincharse, obstruyendo la matriz de la formación. Los precipitados e hinchamiento pueden ser controlados o eliminado con una efectiva planificación del tratamiento. Las formaciones sensibles al HCl deben ser identificadas antes del tratamiento para que no ocurran severas precipitaciones de los productos de la reacción. Si es posible, debería disponerse de un análisis de difracción de rayos X de la formación a estimular. Para aquellos pozos que no se dispone de corona (testigos), Halliburton dispone de una herramienta de perfilaje (log) Spectral Gamma Ray, con la cual se obtiene un análisis mineralógico que puede ser usado en la planificación del tratamiento.

Acondicionamiento de la formación

El tratamiento de un pozo antes de la acidificación de areniscas puede incrementar la posibilidad de éxito del tratamiento de estimulación. El diseño del acondicionamiento de la formación depende de la presencia de ciertos minerales. El apropiado acondicionamiento de la formación antes del tratamiento con ácido HF es crítico para el éxito de la estimulación. Los diagramas de flujo de las páginas 9 y 10 pueden ayudar para el diseño de un efectivo acondicionamiento de la formación. La Tabla 1 describe

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los problemas que ciertos minerales normalmente pueden causar. La Tabla 2 describe varios sistemas acondicionadores de la formación y cuando ellos deberán ser usados.

Tabla 1 – Mineralogía de la FormaciónMineral ProblemaFeldespato Los feldespatos contiene Sodio y potasio. Su mayor efecto es la precipitación de

fluosilicatos. K-spars causa la mayoría de los problemas de precipitaciónCarbonatos Este consume el HCl y puede causar precipitación de fluosilicatos y aluminio del

ácido gastado.Illitas Las Illitas causan problemas de migración de finos y presentan intercambio iónico.

Estas contienen potasio, lo cual causa precipitación de fluosilicato del ácido gastado

Kaolinata Causa problemas de migración de finos. Estas se dispersan en agua dulce u causan taponamiento

Smectita Presenta intercambio ionico y se hincha en presencia de agua dulceMezclas del Laminas de arcillas

Presentan intercambio ionico y se hinchan en presencia de agua dulce. A menudo contienen potasio, lo cual puede producir la precipitación de fluosilicato del ácido gastado.

Chlorita Presenta intercambio ionico y es inestable en HCLMica Intercambio ionico e inestable en HCl. Contiene potasio, lo cual puede producir la

precipitación de fluosilicato del ácido gastado.Zeolita Intercambio ionico e inestable en H Cl. A menudo contiene sodio, lo cual puede

producir la precipitación de fluosilicato del ácido gastado.

Arcillas

La propiedad de intercambio ionico de las arcillas originalmente se le dio poca importancia. Sin embargo, trabajos reciente han mostrado que el impacto del intercambio ionico puede ser dramático en areniscas con arcillas que tienen significativa capacidad de intercambio ionico cuando es invadida profundamente por una salmuera. Cuando el intercambio ionico ocurre, el cation naturalmente presente en la superficie de las arcillas es reemplazado o intercambiados con el ion de la salmuera que invade. Esta salmuera transformada debería también mantenerse compatible con la formación.

NH4CL ( Cloruro de Amonio)

Recientes investigaciones efectuada en una columna de 3 ft empaquetada con arena y arcillas han demostrado la importancia de la compatibilidad de la salmuera con la formación antes y después de haber efectuado el intercambio ionico. Por ejemplo, cuando un CLAYFIX 3% (NH 4Cl)fluye a través de arcillas sensibles al intercambio ionico, la solución efluente es una salmuera de cloruro de sodio al 3.3%. Esta inicial concentración puede ser suficiente antes del intercambio ionico. Sin embargo, la concentración de sal después del intercambio no es lo suficientemente alta como para prevenir el hinchamiento de las arcillas sensibles al agua ( smectita o mezclas de arcillas). El resultado es pérdida de permeabilidad de matriz. La salmuera mas efectiva para la acidificación de areniscas es el CLAYFIX 5 (cloruro de amonio al 5%) que provee suficiente intercambio ionico y mantiene suficiente

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concentración de sal como para prevenir el hinchamiento de las arcillas antes y después del intercambio ionico.

Tabla 2 – Sistemas de acondicionamiento de la formación Sistemas de fluidos Cuando se usa

Mud Ceanout ( Limpieza de lodo)Mud Flush Remueve lodo base agua que ha sido perdido a la formaciónN-Ver-Sperse Remueve lodo base hidrocarburo

Acondicionamiento del pozoParagon y otros solventes orgánicos

Remueve depósitos de asfaltos, parafina, crudos pesado y grasa de los caños y herramientas.

HCl para pickling Remueve incrustaciones de hierro y previene que entren a la formaciónAcondicionamiento de pozos de petróleo

Acondicionador Gigley CO2

Ayuda a prevenir el problema de emulsión, mejora la penetración del ácido dentro de zonas petrolíferas

Acondicionamiento de MatrizAcondicionador CLAYFIX 5

Ayuda a condicionar las arcillas que presentan un alto intercambio ionico

HCl 5 al 15% Remueve Carbonatos, produce intercambio ionico, remueve el daño por polímero

CLAY-SAFE 5 acondicionador

Remueve Carbonatos, produce intercambio ionico para aquellas mineralogías sensibles al H Cl.

CLAY-SAFE H acondicionador

Ayuda a acondicionar mineralogías sensibles al HCl, remueve daño producido por polímeros ( K-Max, HEC, etc) o altos niveles de Carbonatos

CLAY SAFE F acondicionador

Usado en mineralogías sensibles al HCl, pero requiere incrementar el poder de disolución de carbonatos sin incrementar el volumen.*

CLAY-FIX 5 : ( 5% Cloruro de amonio*con 2 gal/Mgal Pen 88)CLAY-SAFE 5 acondicionador: ( 10% FE-1A, 5% Cloruro de Amonio* y 2 gal/Mgal Pen 88)CLAY-SAFE H acondicionador: ( 10% Ácido Acético, 5 % HCl con 2 gal/Mgal Pen)CLAY SAFE F acondicionador : ( 10 % Fe-1A, 10% ácido Fórmico, 5% Cloruro de Amonio, con .2% Pen 88)*Nota: El inhibidor MSA II y NH4Cl al 5% no son compatibles cuando la concentración del inhibidor MSA Inhibitor es mayor de 1%. Debajo del 1% del MSA, puede requerir agentes de dispersión

Sensibilidad del HCl y Clasificación de Inestabilidad de las Arcillas ( Clay Instability Ratings)

Algunas formaciones son “Sensibles al H Cl”, esto quiere decir que el mineral de la formación se descompone cuando es contactado por el H CL. Durante este proceso, iones metálicos tales como Fe, Al, Ca, y Mg son liberados del mineral, dejando una masa insoluble de Silica Gel que puede ser extremadamente dañina. Entre los minerales sensibles al HCl se incluyen las Zeolitas y Chloritas. Sin embargo, las investigaciones han mostrado que todas las arcillas tienen una temperatura arriba de la cual ellas son inestables. Una clasificación de inestabilidad para las arcillas a varias temperaturas han sido determinada para controlar este problema. Por ejemplo, si una formación contiene 5 al 10% de

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Illita con una BHST de 225ºF, esta es considerada sensible al HCL. La figura 1 muestra las curvas de clasificación de inestabilidad de las arcillas mas comunes.

Cuando los minerales de la formación tiene un Rating de Inestabilidad de 0 a 25, use preflush de HCl y fluido HCl/HF. A rating de inestabilidad de 75 a 100, usar solamente un sistema basado en un ácido orgánico. Este consiste en ácido base orgánico, acondicionador CLAY-SAFE seguido por un sistema Orgánico/HF, el denominado “Volcanic Acid System” Si el rating de inestabilidad es de 25 a 75, Use el acondicionador CLAY-SAFE. La etapa HF puede ser un fluido base HCL o el “ Volcanic Acid System”. Una recomendación muy exitosa ha sido el uso del CLAY SAFE seguido por un apropiado sistema HCl/HF. El HCl solo puede ser muy dañino en estos tipos de formación, pero el HCl en presencia de HF no lo es. El HF previene la masiva deposición de Silica , minimizando el efecto de las arcillas sensibles al HCl. Si el Rating de Inestabilidad excede a 50, use el “ Volcanic Acid Systems”. Existen muchos casos en que los fluidos base HCl trabajaron bien, y otros donde los sistemas de ácido orgánicos proveyeron excelente resultados. El histórico comportamiento de los tratamientos en un área determinada y la experiencia del personal puede ayudar a la elección del fluido apropiado.

Acido Acético

No obstante la sensibilidad de las arcillas al HCL, ellas son estables en ácido acético y bastante estables en ácido fórmico. Infortunadamente, ambos de esos ácidos son similares al agua dulce en presencia de arcillas sensibles al agua. Sustituyendo el CLAYFIX por ácido acético (MSA) no es una buena alternativa, dado que el MSA no produce intercambio ionico con las arcillas o previene el hinchamiento. El MSA no es un sustituto equivalente del HCL porque este no disuelve las incrustaciones de hierro y es lento para disolver los Carbonatos. Sin embargo, el uso del CLAY-SAFE debería proveer suficiente intercambio ionico para ayudar a 1) Prevenir las precipitaciones en los

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procesos HCl/HF, 2) Controlar la hidratación ( hinchamiento) de las arcillas, y 3) estabilizar las arcillas para la acidificación de las areniscas.

Minerales con Cation intercabiables (CEM)

Si los minerales con intercambio catiónico (stilbite, bentonita, zeolitas, smectita, mezclas de láminas de arcillas, y chlorita) excede el 15%, use CLAYFIX 5 a la cabeza del preflujo conteniendo acondicionador CLAY SAFE. Esta combinación de preflujos proveerá suficiente intercambio ionico como para prevenir el hinchamiento de las arcillas.

Carbonatos

Formaciones de areniscas que contienen mas del 5% de carbonatos son propensas a la precipitación en su matriz de complejos fluorinados de Aluminio cuando el HF fluye a través de carbonatos. La solución de este problema requiere, 1) Remoción profunda del Carbonato con un preflush de HCl o 2) el uso de un aditivo que prevenga la precipitación. Por ejemplo, 50 gal/ft de HCl al 15% como preflush en una arenisca que contenga solamente el 5% de calcita removerá la calcita en un radio de alrededor de 2 ft del wellbore. Debido a que 150 gal/ft de HF gastado debería penetrar alrededor de 5 ft del wellbore para una porosidad de la roca del 20%, varios ft de matriz de formación estaría entonces sujeta a la precipitación y taponamiento. Para remover este carbonato a una distancia de 5 ft, 300 gal/ft de HCl al 15% como preflush debería ser requerido.Test de laboratorio y estudios del campo han revelado que la adición del ALCHEK en los tratamientos de acidificación puede ayudar a prevenir la precipitación de los fluoruros de Aluminio a medida que el ácido HF gastado fluye a través del carbonato. La prevención de la precipitación asegura que la formación retiene completamente la permeabilidad mejorando el potencial de la estimulación de una arenisca.

Volumen del acondicionar de matriz ( Preflush)

Para proveer un adecuado intercambio ionico, remover los carbonatos, y optimizar la acidificación de areniscas, el volumen del acondicionador de matriz debería ser igual o mayor que el volumen del ácido usado para el tratamiento de una arenisca.Muchas formaciones contienen mas del 20 a 40% de arcillas con ion intercambiable. Para esos campos, el volumen necesario de preflush debería ser lo suficiente como para producir un completo intercambio ionico antes que el ácido HF gastado fluya a través de las arcillas. Formaciones que contienen menos del 30% de arcillas con intercambio ionico debería ser acondicionado con alrededor de 100 gal/ft de HCl, 100 gal/ft de CLAYFIX 5, o una combinación de 50/50 de ambos. Campos que contienen mas del 30% de arcillas con intercambio ionico debería ser tratado con alrededor de 150 gal/ft del acondicionador de matriz.

Acondicionador Gidley´s CO2

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El preflush de Dióxido de Carbono es exitoso en prevenir terminal desorden después del tratamiento ácido y ha mejorado la respuesta del tratamiento HF. Un estudio efectuado por una compañía operadora ha revelado que las partículas mojadas con petróleo ( oil wet) ( Sílica coloidal y finos) estabilizan una emulsión. Esas partículas fueron precipitados de la reacción del HF con la formación en presencia de hidrocarburo, tales como petróleo crudo y xileno. La solución está en el Acondicionador Gidley CO2 , un exclusivo proceso de Halliburton que remueve los hidrocarburos del área en las inmediaciones del pozo. Los volúmenes del dióxido de carbono usado en los tratamiento son de 100 a 200 gal/ft de CO2

bajo condiciones de miscibilidad para desplazar el hidrocarburo de la matriz de la formación lejos del área cercana al pozo.. El desplazamiento del Hidrocarburo permite mejorar la invasión del HF en la matriz y previene la formación de emulsión. El CO2 puede también ser usado a través de etapas de ácido para proveer un mejoramiento en la energía de limpieza.Algunos petróleos forma fácilmente precipitados de asfáltenos y otros crudos tienen mínima miscibilidad con el CO2 bajo condicione de reservorio. Ambas de esas condiciones pueden ser a lo menos parcialmente eliminadas con un preflush de xileno a la cabeza del acondicionador Gidley.

Información adicional

Las salmueras que permanecen compatibles antes y después del intercambio ionico son NH4Cl al 5%, KCl al 7%, CaCl2 al 5%, y NaCl al 6%. Estas salmueras son suficientes para completar el intercambio ionico en una profunda invasión de matriz y prevenir el hinchamiento de las arcillas. Ellas deberían ser consideradas en una variedad de operaciones incluyendo el gravel-packing, tratamientos de acidificación de areniscas, ahogado (killing) de pozo, punzados (cañoneos) y cualquier otra operación donde se espera una profunda invasión de matriz. Prácticas como matar el pozo con agua de mar podría ser la fuente de un profundo daño de matriz.

Tratamiento

La correcta relación de HCl/ HF en la mezcla ácida es seleccionada en base a la mineralogía de la formación objeto del tratamiento. El diagrama de flujo en las últimas páginas fue diseñado para ayudarlo a determinar la mejor mezcla de ácido para sus necesidades. La tabla 3 describe los Sistemas ácidos disponibles.

Tabla 3 – Sistemas Acidos para AreniscasNombre del fluido VentajasSandstone Competion Acid TM

Esta formulación ácida es el fluido a elegir cuando la mineralogía es desconocida. Este ofrece un máximo poder de disolución con la mínima precipitación secundaria y previene la precipitación de aluminio.

Fines Control TM Acid Esta formulación es un sistema retardado que remueve daños profundos causados por la migración e hinchamiento de arcillas. Este también ayuda a prevenir la migración de finos.

K-Spar TM Acid Este ácido es compatible con formaciones de alto contenido de feldespatos e illitas, Este también ayuda a prevenir la migración de finos.

Volcanic TM Acid Este sistema de ácido orgánico es compatible con los minerales sensibles al HCl. Este también puede ser usados en aplicaciones a altas temperaturas.

Silica Scale TM Acid Este ácido es usado con alta concentración de HF para remover incrustaciones de silica en pozos geotermales.

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Reacciones del HF

Las 3 etapas de la reacción del HF en la matriz de la formación es la que afecta la elección del sistema ácido y son descripta a continuación

Etapa primaria ( o primera reacción)

La primera reacción del HF remueve el daño de la matriz y mejora la permeabilidad. El ácido vivo HF reacciona con la arena, feldespatos, y arcillas. Los productos de esta reacción son primariamente fluoruro silicio con algo de fluoruro de aluminio. EL ácido HF durante esta etapa provee el mayor poder de disolución mientras solamente una pequeña cantidad de HCl es consumida. Esta primera etapa es la que remueve el daño.

Etapa Secundaria ( segunda reacción)

Durante la reacción secundaria, los fluoruro de silicio reaccionan con las arcillas y feldespatos. La reacción libera una gran cantidad de aluminio dentro de la solución, consume una gran cantidad de HCl, y forma precipitados de silicio. Solamente el fluoruro de aluminio esta presente al final de esta secundaria reacción; los fluoruros de silicio han desaparecido. La parte crítica de esta reacción es controlar la precipitación del silicio.

Investigaciones han descubierto que la precipitación del silicio como silica gel no es un significativo problema en ensayos de flujo conducido a temperaturas menores de los 250ºF. La precipitación de la silica gel no es un problema si el fluido está en fluencia. Si al HF vivo se le da reposo, pueden producir daños severos y permanentes a la permeabilidad de la matriz por la precipitación de silica gel. Si la temperatura es superior a los 100 ºF, esta precipitación no puede ser evitada.La precipitación del silicio como fluoruro de silice puede ser muy dañina. Esta precipitación puede ser prevenida con el mejoramiento del diseño de fluido. En un caso en Indonesia, fue usado el Silica Scale Acid en una formación con predominio de feldespato de potasio a 200ºF. Basado en investigaciones previas, este precipitado debería ocurrir. Un Cloruro de amonio fue usado como overflush, y se produjo un incremento en la presión de tratamiento. Cuando se usó el HCl como overflush , la presión del tratamiento disminuyó. Con el cloruro de amonio como overflush incrementó la presión del tratamiento en respuesta de que el HF no fue largamente activo, y los precipitados de fluosilicatos taparon la matriz de la formación. No hubo incremento de presión con el HCl como over flush porque el HCl redisuelve el precipitado. La reacción de disolución del precipitado continúa hasta que los fluoruros de silicio son eliminado, por consiguiente previene el incremento de presión.Basados en esas observaciones, un incremento de presión cuando se usa el cloruro de amonio como overflush indica una potencial incompatibilidad entre el ácido y la mineralogía de la formación. El éxito de la acidificación de una arenisca depende de cuan efectivamente la mezcla del ácido usado previene la precipitación del fluoruro de sílicio.

Etapa terciaria ( tercera reacción)

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Durante la reacción terciaria, el fluoruro de aluminio reaccionan con las arcillas o carbonatos hasta que todo el ácido remanente es consumido. Resultando una solución que contiene ácido gastado y complejos de fluoruro de aluminio. Si una fuente de salmuera es disponible para levantar el pH y mezclada con el Aluminio, el aluminio precipitará con pequeñas cantidades de silica gel para formar incrustaciones de silicato de aluminio. La adición del ácido acético del 3 al 5 % y ALCHEK en el tratamiento pueden reducir considerablemente o eliminar la precipitación de silicato de aluminio en el pozo, solamente el ALCHEK puede prevenir efectivamente las incrustaciones de silicato de aluminio profundamente en la matriz.

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Relación HCl/HF

La relación del HCl/HF depende del mineral predominante en la formación y la temperatura. Fueron conducidos ensayos con feldespato de sodio, feldespato de potasio, y formaciones con predominio de illitas para determinar la mejor mezcla de ácido para prevenir la precipitación de fluosilicatos de sodio y potasio a varias temperaturas. Los resultados se observan en las tablas 4 a 6.La relación optima de HCl/HF es de 9:1; mínima relación es de 6:1. Investigaciones y resultados de campo han demostrado que el tratamiento con Fines Control Acid (HF retardado) provee excelente compatibilidad con los minerales de la formación.

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Tabla 4 – Aplicación para el Feldespato de sodio

Temp. ºF Mezcla HF> 175 Sandstone completion acid< 175 K – Sapr Acid

Tabla 5- Aplicación para el feldespato de Potasio

Temp.ºF Mezcla HF> 250ºF Sandstone completion acid> 200 K- Spar Acid

Tabla 6- Aplicación para la IllitaTemp. ºF Mezcla de HF

> 200 Sandstone completion acid> 125 K- Sapr Acid

Volumen de ácido

¿Cuales son la reglas para la elección del menor volumen de HF? A pesar de que un HF al 1.5% tiene la mitad del poder de disolución que el 3% de HF, la duplicación del volumen del 1.5%HF no producirá los mismos resultados, porque a concentraciones menores reacciona mucho mas lentamente con la arena. Esta mas lenta reacción permite que el HF use mas de su poder de disolución en las fuentes de daño como arcillas y feldespatos que en la arena. La tabla 7 muestra las diferentes concentraciones de HF y los volúmenes que darán iguales resultados.

Tabla 7 – Guias de Volumen de Ácido HFHF conc. % Volumne gal/ft

3 1001.5 1501 200

Retardado HF 200

Acido Orgánico / HF

Los ácidos Acético/HF y fórmico/HF a menudo son usados para remover el daño e incrementar la producción en pozos donde la formación no pueden tolerar los fluidos de tratamiento base HCl. Sin embargo, estos fluidos pueden producir precipitaciones secundarias severas de los productos de la

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reacción del HF y no son recomendados. Un nuevo sistema ácido orgánico/HF puede reemplazar el uso de Acético/HF y fórmico/HF en formaciones sensibles al HCl. Un ácido orgánico tal como el ALCHEK, es mezclado con el HF para prevenir la precipitación secundaria con minerales sensibles al HCl, tales como chlorita, zeolitas y arcillas.

El Volcanic Acid, es el nuevo sistema ácido orgánico/HF de Halliburton, y es también adecuado para usarlo en formaciones de alta temperatura y ayuda a prevenir el barro inducido por el HCl. Este incorpora el Cloruro de amonio para prevenir el hinchamiento de las arcillas sensibles al agua y agente penetrante para mejorar el contacto del ácido con el daño. El Volcanic Acid II es basado en el ALCHEK como ácido orgánico.

Evitando problemas

ALCHEK

Si en la formación hay presencia de carbonatos, la incorporación de ALCHEK en la mezcla del tratamiento HCL/HF previene exitosamente o reduce la formación de precipitados de aluminio. El silicato- aluminio es una incrustación amorfa conteniendo ambos aluminio y silicio. Esta incrustación se forma cuando el HF gastado ha perdido todo el ácido, el fluoruro de silicio ha reaccionado completamente para dar lugar a una gran cantidad de aluminio dentro de la solución, y una salmuera es disponible para levantar el pH. El ALCHEK es mas efectivo que el ácido acético para prevenir las incrustaciones de aluminio y la precipitación de aluminio en la formación. ALCHEK es usado en el tratamiento Sandstone Completion Acid, Volcanic Acid II, y en otros sistemas ácidos donde la formación contiene 5 % o mas de carbonato.

Agua limpia

El uso de agua limpia, en lugar de agua de mar o agua con cloruro de potasio, asegurará que el cloruro de amonio esté en su máximo potencial para efectuar el intercambio ionico con la formación en lugar del sodio o potasio del agua contaminada. Si se usa agua contaminada, la concentración del cloruro de amonio puede ser insuficiente para prevenir el taponamiento de matriz por la precipitación de los fluosilicatos o hinchamiento de arcilla.

Compatibilidad de las salmueras

Recientes estudios efectuados por Halliburton han revelado que salmuera de completación pesadas son incompatibles con la mayoría de las aguas de formación. En la mayoría de los casos, la combinación de salmueras pesadas y agua de formación resulta en precipitación de sal. En caso de formaciones en la cual ha habido pérdida de salmuera pesada hacia su matriz debería usarce un alto volumen de acondicionador CLAYFIX 5 como preflush. El CLAYFIX 5 disolverá la sal e incrementa la efectividad del tratamiento ácido. La falla en el uso del CLAYFIX 5 permitirá que la sal precipite en la matriz cuando el preflujo H Cl se contacta con la salmuera pesada. Perdida de lodo base agua

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Aquellos pozos que han tenido significativa pérdida de lodo a través del intervalo productor requiere especial atención. Si el lodo perdido es uno bentonítico base agua normal, usar Mud Flush para dispersar el lodo y recuperarlo. Cada etapa debería ser alrededor de la mitad del volumen de lodo perdido y debería ser bombeado y retornado a la superficie. Por ejemplo, si la zona tomó 100 bbls de lodo, un tratamiento de 2 etapas de Mud Flush debería efectuarse. Continuar bombeando subsecuentes etapas hasta que el retorno es prácticamente limpio.

Perdida de lodo base hidrocarburo

Cada intervalo de producción que ha sido perforado con lodo base hidrocarburo debería ser tratado con N-Ver-Sperse para remover los sólidos mojados por hidrocarburo (oil wet) y remover el filtrado del lodo. Los sólidos del lodo mojado por petróleo no será fácilmente atacado por el ácido HF porque el hidrocarburo los rodea. El filtrado puede causar severos problemas de emulsión. Si algo de lodo que ha sido perdido, se contacta con el ácido causará una sustancia semipermanente similar a la manteca de maní. Un caso reciente envolvió a un pozo con 2 insatisfactorios tratamientos de HF. Un tratamiento con N-Ver-Sperse para remover el lodo provocó un incremento de la velocidad de producción.

Pozos con incrustaciones

Para un tratamiento de HF exitoso, una limpieza química o mecánica del pozo debería hacerse antes del tratamiento. Limpiando el pozo (wellbore) asegura que el ácido del tratamiento reaccionará con la formación en lugar que con el contenido del wellbore. La limpieza previa también previene que las incrustaciones sean inyectadas dentro de la formación.

Inhibidores de corrosión

Usar el manual “Halliburton Chemical Stimulation” para la elección del correcto inhibidor para su locación. El inhibidor y las químicas usadas deberían ser compatibles para lograr la máxima efectividad.

Otras referencias de Estimulación Acida en Areniscas

1. Gdanski, R,D “ Cl3 Al Retards HF Acid for More Efficient Stimulations,” Oil & Gas ( Oct. 1985) 111-115

2. Gdanske, R,D and Peavy, M,A.:” Well Returns Analysis Causes Re- Evaluation of HCl theories,” SPE 14825

3. Almond, S,W., Brady, J,L and Underdown, D.R: RETURN Fluid Analysis from the Sadlerochit Formatio, Prudhoe Bay, Alaska: Field Study- Part I – SPE 18223

4. Shuchart,C.E. and Ali,S.A: “ Identificaction of Aluminum Scale with the Aid of Synthetical Produced Basic Aluminum Fluoride Complexes” SPEP & F ( Nov. 1993) pag. 191-196

5. Gdanski, R.D: “ Fluosilicate Solubilities Impact HF Acid Compositions” SPE 174046. Shuchart, C.E and Buster, D.C:” Determination of Chemistry of HF Acidizing with the Use of

NMR Spectroscopy” SPE 289757. Shuchart, C.E.: “ HF Acidizing Returns Analysis Provide Undertanding HF reactions” SPE 300998. Gdanski, R.D.” Fractional Pore Volume Acidizing Flow Experiments” SPE 30100

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