ACIDIFICACION DE ARENISCAS

1

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASAcidizing Fundamentals -- Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S.Normalmente un tratamiento de acidificacin de una formacin de arenisca consistir de la inyeccin secuencial de tres fluidos: un preflujo, una mezcla de cido fluorhdrico-clorhdrico, y un postflujo. Estos fluidos cumplen con distintos propsitos. El preflujo usualmente es cido clorhdrico, en un rango de concentracin de 5 a 10% y que contiene un inhibidor de corrosin y otros aditivos segn los requerimientos. El preflujo desplaza el agua de la regin cercana al borde de pozo, minimizando as el contacto directo entre los iones de sodio y de potasio que estn en el agua de formacin, y los productos de reaccin de fluosilicatos. Normalmente, esto evitar volver a daar la formacin por la precipitacin de fluosilicatos insolubles de sodio o de potasio. El cido tambin reacciona con la calcita (carbonato de calcio) o con otros materiales calcreos que se hallan en la formacin, reduciendo o eliminando la reaccin entre el cido fluorhdrico y la calcita. El preflujo evita el desperdicio del cido fluorhdrico de alto costo, y evita la formacin 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 perforacin o el filtrado de cemento para mejorar la permeabilidad cerca del borde de pozo. El HCl no reaccionar y su funcin es mantener bajo el pH, evitando la precipitacin de los productos de reaccin 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 formacin y los productos de reaccin del cido insoluble. En el postflujo, los productos qumicos usualmente se agregan para mejorar la remocin de fluidos de tratamiento, restaurar la acuohumectabilidad de los slidos de formacin y de los productos de reaccin del cido precipitado, y para prevenir la formacin de emulsiones. Para este propsito, un solvente mutual, el etilen glicol monobutil ter ha resultado eficiente. Cuando se usa gas como postflujo, los aditivos de limpieza se agregan en la etapa HF-HCl del tratamiento.

2

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASMECANISMOS DE ATAQUE DEL CIDOEFECTO DE LA CONCENTRACIN 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. Luego de una inyeccin continua de HCl-HF, la permeabilidad comienza a incrementarse, tal como se muestra en la Fig. 1. Smith et al. llegaron a la conclusin de que la reduccin inicial de la permeabilidad se debi a la desintegracin parcial de la matriz de arenisca y a la migracin corriente abajo de los finos que taponaron los canales de flujo en la corona. La continua exposicin de los finos al HF activo fue consideraba como causante eventual de su disolucin. 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 cido. La misma clase de disminucin de permeabilidad puede observarse cuando slo se inyecta HCl en una arenisca (no habr precipitados). En este caso, el taponamiento puede ser causado por cualquiera o por ambos mecanismos (desintegracin parcial de la matriz y migracin de los finos) .

3

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASLa arenisca de Berea usada en estos ensayos es una arenisca relativamente homognea que contiene menos arcilla (su componente ms reactivo) que muchas de las formaciones de areniscas; por lo tanto, la respuesta puede ser diferente en arenas de formacin. Esta informacin 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 cido puede destruir los materiales consolidantes en la roca y hacer que la permeabilidad disminuya debido a la compactacin (ver Figs. 4 y 5). EFECTO DEL GRADIENTE DE PRESION EN LA RESPUESTA AL HF-HCl HFLa Fig. 2 muestra que a medida que el caudal de cido aumenta a travs de la corona de Berea (el gradiente de presin aumenta), la declinacin inicial de la permeabilidad tambin aumenta. Para lograr un aumento de

permeabilidad dado tambin se requieren mayores cantidades de cido. La mayor declinacin de lapermeabilidad puede ser causada por una mayor cantidad de finos liberados por efecto de fuerzas de arrastre a caudales elevados. Probablemente se requieran mayores

volmenes de cido para obtener un aumento de permeabilidad dado debido a que el HF no ha reaccionado mientras el cido resida en la corona cuando se lo inyect a mayor caudal. Debido a que las concentracionesefluentes de cido no fueron informadas, este efecto no puede ser verificado.

4

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASEFECTO DE LA COMPOSICION DE LA MATRIZ EN LA RESPUESTA AL HF-HCl HFLa composicin mineralgica de la matriz de arenisca posee un efecto sustancial sobre la respuesta de la formacin al cido fluorhdrico. 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 reduccin de la permeabilidad en el contacto inicial con el cido. La Fig. 3 ilustra la correspondiente mayor reduccin de la permeabilidad en el contacto /inicial con el cido respecto a otras areniscas. La corona C, que contiene ms finos cuarzosos que arcillas, muestra la mayor reduccin de permeabilidad de las formaciones ensayadas. Los finos cuarzosos tienen una reaccin ms lenta con el mud acid respecto a los minerales arcillosos y, una vez que se desprenden de la matriz, son ms efectivos para taponar los canales porales. Los resultados del ensayo de la corona C indican que las formaciones que contienen finos cuarzosos requieren ms cido para obtener un aumento determinado de permeabilidad que las formaciones que contienen principalmente minerales arcillosos. En un intento por remover completamente el dao, sea natural o inducido por el cido , una decisin puede ser hacerlo con un mayor volumen de cido.

Al margen del costo adicional, existe una limitacin fsica de la cantidad de cido que la formacin puede tolerar sin quedar inconsolidada. No debemos olvidar que el cido est disolviendo el material cementante; por lo tanto, a medida que se inyecta el cido, la formacin se torna progresivamente ms dbil hasta que al final se desintegra.

5

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASFarley 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 qu sucede con la resistencia a la compresin de una corona a medida que se inyectan mayores volmenes de cido. Esta informacin demuestra que a medida que el volumen de cido es inyectado, la resistencia a la compresin uniaxial disminuye hasta que la arenisca queda finalmente inconsolidada. Si se imponen esfuerzos de sobrecarga simulados sobre la corona durante la acidificacin, se alcanza pronto un punto en el cual la resistencia a la compresin de la corona es inadecuada para soportar la carga y la corona se recompacta con menor porosidad y permeabilidad. Este efecto est mostrado en la Fig. 5. Obsrvese que el aumento progresivo de la permeabilidad con la salida del cido se invierte una vez que se ha inyectado suficiente cido para remover el material consolidante de la arena.

Esta inversin comienza en las areniscas estudiadas aqu 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.

6

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASPrediccin del radio de reaccin del cido Para pronosticar el radio de ataque del cido, y por lo tanto la cantidad de cido requerida para un tratamiento, se debe considerar la dinmica de reaccin y los cambios en las propiedades de la formacin causados por la reaccin del cido. La tcnica que se aplica para disear los tratamientos cidos de areniscas es la desarrollada por Williams y Whiteley. Esta tcnica une una descripcin matemtica de la reaccin del cido con la informacin tomada del material de la corona bajo estudio. Las curvas de diseo resultantes estn mostradas en las Figs. 6 a la 9. Estas figuras son para temperaturas en un rango de 100 a 250F y caudales de inyeccin de 0,001 a 0,2 bbl/min/pie de la formacin a tratar. Las curvas fueron desarrolladas para 3% HF-12% HCl, pero el efecto de otras concentraciones de cido se puede estimar convirtiendo al volumen equivalente de 3% HF sobre la base de poder disolvente.

7

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS

8

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCASERRORES COMUNES EN LA APLICACIN DE TRATAMIENTOS ACIDOSAunque la experiencia de campo con los tratamientos cidos 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 formacin sin dao : El mud acid es capaz slo de eliminar el dao cerca del borde de pozo. Debido a la poca penetracin (ver Figs. 6 a la 9) no puede estimular un reservorio. Si un pozo de baja productividad no tiene dao alguno, un tratamiento con mud acid no producir mejoras en la productividad, y si se conduce inapropiadamente puede reducirla. Esto es totalmente cierto especialmente en areniscas. En los reservorios carbonticos, y especialmente en aquellos donde se produce por fisuras naturales, puede haber un importante potencial de estimulacin en un reservorio sin dao. De cualquier manera no cabe esperar una gran estimulacin en una formacin no daada, sea arenisca o carbonato, matricial o naturalmente fracturada. 2) La formacin no se punz adecuadamente : En un pozo nuevo (o en uno recompletado o reperforado), si los punzados estn incompletos, estar presente un valor positivo de skin. Sin embargo, estar presente como un "pseudoskin," no como un skin debido a un dao removible por cido. La acidificacin no puede resolver el punzado insuficiente, inadecuado, incompleto ni ineficaz. La reperforacin es la nica opcin viable probable en este caso. La fractura hidrulica puede ser utilizada si es posible la entrada de fluido. 3) Uso de cido inadecuado : Puede estar presente un dao removible por cido (o se determin que est presente), pero para quitar el dao se debe utilizar el tipo correcto de cido. Por ejemplo, el cido clorhdrico no disolver los slidos que tapan los poros tal como arcilla y otras finos silcicos. El cido HF no se debe utilizar para quitar slidos de carbonato de calcio. 4) Uso de concentraciones de cidos inexactos : Las arenas con un contenido alto de arcilla, por ejemplo, pueden ser daadas por el uso de una alta concentracin de HF, ya que se reprecipitarn los productos de reaccin cerca del wellbore. Las soluciones de una alta concentracin del HCl, o an mezclas cidas que contienen HCl, pueden estar daando demasiado areniscas que contienen niveles altos de clorita y ciertas zeolitas (minerales de aluminosilicato). La analcima es muy sensible al cido.

9

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS5) 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 cido o agua : Los fluidos, as como los tanques de mezclado deben estar limpios y tan libres de slidos 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 ms comunes estn la concentracin excesiva de surfactantes potencialmente oleohumectantes, tal como inhibidores de corrosin o estabilizadores de arcilla, o la mezcla de ciertos aditivos, tal como agentes de control de hierro ms all de sus lmites de solubilidad. 8) Bombeo de un sistema cido por encima de la presin de fractura : A veces el cido debe ser bombeado por encima de la presin de fractura, apenas para abrir los punzados e iniciar el flujo. Sin embargo, se acepta generalmente que la acidificacin de una arenisca debe suceder a caudal matricial (dentro de los espacios porales) para generar la estimulacin. Una acidificacin efectiva requiere una invasin uniforme de la formacin para remover el dao cerca del borde de pozo. Normalmente, cuando un tratamiento fractura la formacin con el mud acid, se obtienen muy pocos beneficios. El mud acid es incapaz de disolver la formacin lo suficiente como para

proveer una fractura conductiva.Si para forzar la entrada del fluido se debe usar una presin que exceda la presin mxima, la presin de inyeccin debe reducirse por debajo de p. mx. tan pronto como se restablezca la inyectividad. Hay ocasiones donde trabajar por encima de la presin de fractura debe tener sentido; por ejemplo, en ciertas formaciones naturalmente fracturadas. Puede haber tambin ciertas areniscas (en casos raros) en las que es posible el grabado cido. 9) Dejar el tratamiento demasiado tiempo en el pozo : Dejando cerrado un tratamiento cido en el pozo, especialmente un cido HF en una arenisca cerca del wellbore, aumenta la ocasin del dao en la formacin por la precipitacin de productos de reaccin del HF. Si el retorno inmediato no es posible, entonces el cido debe ser mantenido en movimiento y se debe emplear un postflujo limpio. Esto es para que la reprecipitacin de los productos cidos de reaccin, que sucede inevitablemente, sea suficiente lejos ms all del wellbore de forma que su efecto en la permeabilidad radial sea insignificante.

10

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS10) Uso de cidos que no contengan HF : aun cuando ciertas formaciones de areniscas pueden ser moderadamente estimuladas con cido clorhdrico solo, la estimulacin de formaciones muy daadas o de formaciones que contienen grandes concentraciones de minerales arcillosos normalmente requerir una mezcla cida conteniendo HF. 11) Falta de un preflujo de cido clorhdrico : El preflujo es necesario para eliminar la mezcla de agua salada y cido. Esta mezcla es perjudicial porque permite la formacin de sales de fluosilicatos insolubles. 12) Volumen de mud acid inadecuado : Algunos tratamientos se realizan con hasta tan slo 10 gal. de mud acid por pie de formacin. An cuando los tratamientos pueden ocasionalmente resultar exitosos si el dao es extremadamente poco profundo o confinado a los punzados, se pueden obtener mejores resultados an con volmenes 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 daadas, ser 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 inyeccin 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 podra reducir para siempre la productividad del pozo. 14) No usar solvente mutual con tratamiento mud acid : La informacin de campo demuestra que el uso de un solvente mutual (tal como el etilen glicol monobutil ter) en tratamientos con mud acid frecuentemente aumenta, conjuntamente, el xito y la productividad del pozo. Precaucin: antes de usar un solvente mutual o cualquier otro aditivo, se deben realizar ensayos para asegurar la compatibilidad con los Precaucin fluidos de formacin y los slidos en presencia de cido y de productos de reaccin del cido. Vemos que adems del enfoque sistemtico al tratamiento cido, la seleccin del pozo candidato y el diseo del tratamiento cido, es importante tener presentes y entender las razones comunes para el fracaso del tratamiento cido, que son generalmente evitables. El diseo del tratamiento cido no se puede hacer de libro. Uno no puede pretender reproducir un procedimiento cido para un yacimiento entero, an cuando esto puede parecer tan deseable. Siguiendo un enfoque sistemtico del diseo del tratamiento cido, las controlables causas potenciales del fracaso se pueden dirigir y en gran parte hasta pueden ser eliminadas.

11

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS

12

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS

13

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS

14

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS A- ACIDIFICACION MATRICIAL1- IntroduccinSegn vimos, en los tratamientos cido convencionales histricos se bombeaba cido clorhdrico al pozo y se aplicaba presin para forzar el cido en la formacin. Debido a limitaciones de equipo, esos tratamientos se efectuaban a presiones inferiores a la presin de fractura de la formacin. Cuando se dispuso de equipos para bombeo a alta presin, la presin de tratamiento se aument hasta un punto en el cual actualmente la mayora de los tratamiento cidos de carbonatos se realizan por sobre la presin de fractura de la formacin.

2- Descripcin de un tratamiento cido matricial en carbonatosEn un tratamiento cido matricial de carbonatos, el cido usado (usualmente clorhdrico) se inyecta a una presin (y caudal) lo suficientemente baja como para evitar fracturar la formacin. El objetivo de este tratamiento es lograr una penetracin cida ms o menos radial en la formacin para aumentar la permeabilidad aparente de la formacin cerca del pozo. El tratamiento habitualmente involucra la inyeccin de cido seguida de un postflujo de agua o de hidrocarburo para limpiar todo el cido de las caeras.

3- Mecanismo de ataque del cidoCuando se bombea cido en un carbonato (caliza o dolomita) a presiones inferiores a la presin de fractura, el cido fluye preferencialmente hacia las regiones de mayor permeabilidad. La reaccin del cido en zonas de alta permeabilidad hace que se formen canales de flujo amplios y de elevada conductividad, llamados "agujeros de gusano". Segn se discuti anteriormente, la creacin de agujeros de gusano est relacionada con la velocidad de la reaccin qumica del cido con la roca. Las altas velocidades de reaccin, segn lo observado entre todas las concentraciones de HCl y carbonatos, tienden a favorecer la formacin de estos canales de flujo.

15

ACIDIFICACION DE CARBONATICASEn la Fig. 1 se muestra la formacin de agujeros de gusano para una corona lineal, y en la Fig. 2 para un sistema radial. Las fotografas de la Fig. 1 muestran el extremo de una corona de caliza en la cual se inyect 1% HCl. Al contacto inicial con el cido, se formaron varios canales, con el correr del tiempo, la cantidad de poros que se agrandaban disminuy hasta que slo unos pocos aceptaban cido. En este ejemplo, el poro grande mostrado en el ngulo inferior izquierdo de las fotografas prcticamente acept todo el cido y se form un agujero de gusano extendindose en toda la longitud de la corona. Los cidos normalmente usados en los tratamientos son altamente reactivos a las condiciones de reservorio y tienden a formar un nmero limitado de agujeros de gusano. Esta conclusin se basa en experimentos de laboratorio y en la teora de acidificacin matricial. Ni la teora ni los estudios experimentales pueden pronosticar el nmero, el tamao o el largo de los agujeros de gusano, an cuando se pueda demostrar la formacin de estos canales. Si la velocidad de reaccin del cido es alta, tericamente se puede pronosticar que slo se formarn unos pocos agujeros de gusano. Una baja velocidad de reaccin favorece la formacin de varios agujeros de gusano de dimetro reducido. Los experimentos realizados por la Imperial Oil Ltm. de Canad confirman esta teora. En dichos experimentos, se inyect cido en un modelo cilndrico preparado con roca carbontica. Se tomaron fotografas con rayos-X para determinar los cambios producidos por el cido. Todos los ensayos se efectuaron a temperatura ambiente y con presin atmosfrica en el extremo de la corona. En la Fig. 2 se muestran los resultados de estos experimentos. La fotografa izquierda (caracterstica de una rpida reaccin) muestra el desarrollo de un agujero de gusano. La fotografa derecha, donde la caliza fue revestida previamente con un surfactante antes de la inyeccin de cido, muestra el desarrollo de muchos agujeros de gusano con la consiguiente ramificacin. El caso de un agujero de gusano es el ms representativo de las condiciones de tratamiento comnmente encontradas.

16

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS

17

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS

18

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS4- Prediccin del radio de reaccinLa longitud del agujero de gusano normalmente es controlada por la cantidad de prdida de fluido desde el agujero de gusano a la matriz de la formacin. Los estudios descriptos por Nierode y Williams muestran que la longitud mxima de un agujero de gusano est 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 prdida de fluido desde el agujero de gusano a la formacin (tericamente, es posible una longitud de 10 a 100 pies). En las Tablas 1 y 2 se representa el rango terico de longitudes de agujero de gusano calculadas, asumiendo que no hay prdida de fluido desde el agujero y tambin asumiendo que las prdidas de fluido son controladas por la viscosidad del cido gastado. La cantidad de prdida de fluido desde un agujero de gusano frecuentemente puede reducirse con algn aditivo, incrementando as la longitud del agujero. El tipo de aditivo y su concentracin deben seleccionarse con mucho cuidado. Si se usa alta concentracin del aditivo se puede taponar la formacin y obstaculizar la terminacin del tratamiento. Si se usa muy poco aditivo, se perder efectividad. Una de las maneras de evaluar los aditivos es la de hacer el ensayo de prdida de fluido descrito anteriormente. Normalmente, los aditivos ms efectivos son slidos o polmeros hidratables en cido, como los usados en fractura cida, tambin los aditivos para control de prdida de fluido. Sin embargo, los cidos emulsionados, debido a su alta viscosidad, frecuentemente darn mejores resultados que el cido clorhdrico solo. Los cidos qumicamente retardados normalmente no son mejores que el clorhdrico solo, ya que no pueden controlar la prdida 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 concentracin de un aditivo soluble en petrleo. La informacin de la Tabla 3 muestra la velocidad de crecimiento con la concentracin del aditivo. A 200F y a un diferencial de presin de 500 psi (a travs de una corona de 12 pulg), la mxima velocidad de crecimiento se observ con una concentracin de 15 lb de aditivo/1000 galones de cido. A una concentracin de 50 lb/1000 galones, el aditivo no aceler la velocidad de crecimiento, y a 100 lb/1000 gal restringi realmente la velocidad de crecimiento.

19

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS

20

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS

5- Acidos utilizados en los tratamientos matricialesDebido a que la longitud del agujero de gusano normalmente est limitada por la prdida de fluido y no por la velocidad de reaccin del cido, los cidos orgnicos, el cido clorhdrico, las mezclas de cidos y los cidos qumicamente retardados proveernlongitudes apreciables del agujero de gusano como as tambin buenas relaciones de estimulacin. Se prefiere un cido emulsionado y viscoso o un cido clorhdrico con aditivos para prdida de fluido ya que ambos permiten cierto control sobre la velocidad de prdida de fluido a la formacin; en las formaciones de baja permeabilidad, no obstante, normalmente no es conveniente usar estos cidos debido a su baja inyectividad. En estas formaciones, se prefiere normalmente 28% HCl. Si el cido clorhdrico no puede ser efectivamente inhibido para limitar la corrosin a temperatura de formacin, se recomienda el cido frmico, aunque se puede usar tambin el cido actico.

21

ACIDIFICACION DE CARBONATICAS B- SISTEMAS USADOS PARA LA FRACTURACIN DE ROCAS CARBONTICASLos tratamientos inyectados a caudales por encima de la presin de fractura se denominan Fractura cida. Esta se puede aplicar tanto a formaciones carbonticas daadas o no. La fractura cida 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 cido para crear un canal conductivo de flujo. Hay dos modos de generar una fractura de paredes grabadas: Fluido viscoso (colchn cido) : aqu la fractura se suele crear o iniciar usando un colchn base agua muy viscoso, luego el cido con menor viscosidad se inyecta en la fractura creada, propagndose rpidamente a travs del colchn viscoso de forma heterognea, penetrando profundamente y grabando la formacin de forma irregular Fluido de fractura viscoso : usa fluidos muy viscosos como cidos gelificados, emulsionados, espumados, qumicamente retardados, para, al mismo tiempo, crear la fractura y grabar diferencialmente las caras de la misma. Estos sistemas se suelen utilizar en carbonatos heterogneos como los dolomticos o calizas impuras. ELEGIR ENTRE FRACTURA CIDA Y FRACTURA EMPAQUETADA Estas son alternativas de tratamientos para la estimulacin de formaciones carbonticas leve o severamente daadas. Los procesos son fundamentalmente similares. Con fracturas cidas, se genera un grabado no uniforme (o diferencial) en las caras de la fractura que crea una conductividad ms duradera. Histricamente, la eleccin se haca basada en la lgica individual o colectiva. La respuesta de la produccin es el mejor criterio de seleccin, teniendo presente, por supuesto, el costo. El tratamiento de fractura cido carece del grado ms alto de prediccin que se asoci con la fractura hidrulica usando fluidos noreactivos. Sin embargo, el conocimiento de las condiciones de la formacin puede proporcionar la gua para seleccionar el tipo y el tamao del mtodo de tratamiento de estimulacin.

22

ACIDIFICACION DE CARBONATICASLos factores que deberan considerarse en una fractura cida empaquetada son : La solubilidad al HCl es baja (< 65-75%) La formacin de carbonato es homognea (slo piedras calizas) La reactividad cida es baja (Dolomitas de baja temperatura;