Universidad Nacional Experimental

Politécnica de la Fuerza Armada Nacional

Núcleo Anzoátegui – Ambiente Pariaguán

Métodos de Estimulación

Profesor: Bachilleres:

Ing. Rebánales Laura Bruce Mariel C.I. 19.939.029

Higuera Evelin C.I. 24.610.001

Lara María C.I. 22.856.335

Márquez Biannelys C.I. 21.052.133

Pedrique Verónica C.I. 22.856.203

VII Semestre. Sección PG1

Ing. de Petróleo

Pariaguán, Marzo de 2015

Índice

Pág.

Introducción…………………………………………………………………………...3

Marco Teórico………………………………………………………………………...5

1. Acidificación…………………………………………………………………..5

1.1. Tipos de

Acidificación……………………………………………………6

1.2. Diseño de una

acidificación………………………………………………6

1.3. Fluidos de

tratamiento……………………………………………………7

1.4. Aplicaciones en calizas, dolomitas y

areniscas…………………………..7

1.4.1. Acidificación de calizas y dolomitas……………………………...7

1.4.2. Acidificación de areniscas………………………………………...8

1.5. Propiedades de los fluidos de

acidificación………………………………9

1.5.1. Velocidad de reacción……………………………………………..9

1.5.2. Tensión superficial………………………………………………...9

1.5.3. Concentración……………………………………………………10

1.5.4. Viscosidad………………………………………………………..10

1.5.5. Corrosión (no aditiva)……………………………………………10

1.5.6. Presión de fricción……………………………………………….10

2. Fracturas en los yacimientos…………………………………………………11

3. Fracturamiento hidráulico……………………………………………………12

3.1.

Características…………………………………………………………...12

3.2. Aplicaciones del fracturamiento

hidráulico……………………………..13

3.3. Fluido de

fracturación……………………………………………………13

3.4. Propiedades de los fluidos de

fracturamiento……………………………14

Conclusión…………………………………………………………………………...15

Bibliografía…………………………………………………………………………..17

Anexos……………………………………………………………………………….18

Introducción

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, se utilizó ácido clorhídrico (HCL) para tratar los pozos

perforados en una formación de calizas, 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.

La acidificación de los yacimientos de calizas resurgió en el año 1931, con el

descubrimiento de que el arsénico inhibía la acción corrosiva del HCL en los

tubulares del pozo.

Para la gran mayoría de aplicaciones, la acidificación se usa en yacimientos de

areniscas con el objetivo de remover el daño de la formación; en formaciones donde

el contenido de cuarzo es de aproximadamente el 95%, es posible estimular la

formación por disolución de cuarzo.

La acidificación sirve muchas veces como colchón de fracturamiento

hidráulicos, para disolver finos y partículas formadas en el proceso de cañoneo;

rompe las emulsiones en las formaciones que son sensibles a pH bajos o que

están estabilizadas por partículas que el ácido pueda disolver.

Los grandes yacimientos que poseen altas permeabilidades en el mundo se

encuentran en la etapa final de declinación, y debido a esto, los hidrocarburos que

abastecerán a las diferentes economías provendrán de yacimientos con baja

permeabilidad, estos yacimientos poseen formaciones que requieren de tratamientos

de estimulación por fracturamiento hidráulico.

Actualmente el tratamiento de fracturamiento hidráulico es una de las técnicas

de estimulación con mejores resultados, y su éxito se basa en a implementación de

una metodología que utilice modelos geológicos, petrofísicos, de producción y

pruebas de fluido – fluido y fluido – roca, entre otros.

En un fracturamiento con ácido aunque puede usar productos similares, el

objetivo es crear un canal de alta conductividad disolviendo las paredes de la fractura

en una forma no uniforme.

Marco Teórico

1. Acidificación.

La acidificación de estratos petrolíferos constituye una de las aplicaciones más

tradicionales empleadas por la industria petrolera, es un método de estimulación de

pozos de petróleo y gas que se basa fundamentalmente en las propiedades de diversos

ácidos que atacan y limpian la formación petrolífera, el primer propósito de un

tratamiento ácido es disolver la roca, de este modo agranda los canales existentes y

abre nuevos canales en la formación por las reacciones químicas que se realizan entre

el ácido y los elementos constitutivos de la matriz de la zona productora.

Las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (Ca CO3), como la

caliza, el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15 %, ha sido un buen disolvente

que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor. La reacción química ocurre

según la siguiente expresión: 2 HCl+CaCO3→ CaC l2+ H 2O+C O2.

Después de la reacción, se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de

carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el ácido.

La cantidad de ácido requerido está en función del volumen de roca que se

propone tratar, para calcular ese volumen se recurre a ensayos de laboratorio,

utilizando ripio o núcleos del estrato, así como también otros datos petrofísicos y

experiencias de acidificaciones anteriores en el área o sitio de operaciones.

En las formaciones petrolíferas pueden producirse daños importantes, tanto

superficiales como profundos, que afectan la producción. Por medio de ataque con

ácidos adecuados a las características físicas y químicas de la formación puede

restituirse la permeabilidad original o incrementarla, mejorando con ello el flujo de

fluidos en la zona critica del pozo. Rocas de yacimiento de piedra caliza o dolomita,

que contienen minerales solubles en ácidos, frecuentemente requieren un tratamiento

con ácidos hidroclóricos.

El ácido clorhídrico es la solución ácida más usada porque es el más

económico y efectivo producto químico disponible para mejorar la permeabilidad de

la mayoría de las formaciones.

1.1. Tipos de Acidificación.

Existen tres tipos de acidificación:

El lavado ácido, que tiene como propósito remover los depósitos  de las

paredes del pozo o para abrir los intervalos perforados obturados,

generalmente tapados con escalas.

La estimulación matricial, que no es más que la inyección de un ácido a la

formación a una presión menor a la presión de fractura en forma radial.

La fractura ácida, que consiste en inyectar ácido a una presión lo

suficientemente alta para producir una fractura hidráulica dentro de la

formación. Con este tipo de acidificación, se obtienen canales de flujo de alta

conductividad que con un buen agente de sostén puede permanecer por un

largo período de tiempo después de haber aplicado el tratamiento.

1.2. Diseño de una acidificación.

Los pasos básicos para el diseño de una acidificación son básicamente los

siguientes:

Seleccionar el ácido, evaluando la severidad del daño, su localización, radio

de penetración del daño y si un ácido puede remover el mencionado daño.

Diseñar el tratamiento más adecuado de acuerdo a: el tipo de ácido que puede

remover el daño de la formación y su compatibilidad con la formación y los

fluidos contenidos en ella, caudal máximo de operación.

Control de calidad.

Monitoreo del tratamiento.

Evaluación de resultados.

1.3. Fluidos de tratamiento.

Los fluidos utilizados en un tratamiento, tienen mucho que ver con la

solubilidad del yacimiento. Como regla general, formaciones con menos del 10% de

solubilidad no son estimuladas con ácido clorhídrico (HCl). Sin embargo, el HCl

puede ser aplicado a cualquier tipo de formación para eliminar el daño. Si la sección

soluble de una formación está constituida de arena consolidada, la acidificación

puede ser menos efectiva que cuando estratos de dolomitas o calizas están presentes.

Esto es especialmente cierto cuando la formación de dolomitas y calizas es de bajo

promedio de solubilidad.

Formaciones de dolomitas y calizas tienen un alto grado de reacción con HCl

y un moderado grado de reacción con ácido fórmico y acético. La reacción de estos

ácidos con formaciones de areniscas, es limitada a la cantidad de material calcáreo

presente en la formación.

Pero, el ácido fluorhídrico (HF) reacciona con areniscas, sedimentos, arcillas

y la mayoría de los fluidos de perforación, y ha sido encontrado muy eficiente en la

estimulación de yacimientos de areniscas.

1.4. Aplicaciones en calizas, dolomitas y areniscas.

1.4.1. Acidificación de calizas y dolomitas.

Cuando acidificamos cualquiera de estas formaciones, el ácido penetra en la

matriz de la formación a través de poros o fracturas naturales, o inducidas de la roca;

el tipo de acidificación depende generalmente del régimen de bombeo y el número y

tamaño de las fracturas. Las siguientes dos formas de penetración del ácido,

constituyen los dos métodos básicos de acidificación de calizas y dolomitas:

Acidificación de la matriz y acidificación a través de fracturas naturales, como en

estos métodos la profundidad de penetración es necesariamente limitada, un tercer

método de fractura ácida, es considerado.

La acidificación de la matriz es la estimulación resultante de la acidificación

de una formación que permanece sin fracturas durante el tratamiento es causado por

un incremento en la permeabilidad de la matriz o la formación. Mientras el ácido

penetra la roca matriz, ensancha los espacios porosos, continuando este procesó hasta

que el ácido pierde su efecto. En formaciones no fracturadas la matriz solo puede ser

acidificada cuando la presión de tratamiento permanece menor que la presión de

ruptura de la roca.

La acidificación a través de fracturas naturales, en la mayoría de las

formaciones de calizas y dolomitas producen a través de una red de fracturas,

normalmente un intervalo aceptará ácido a través de los espacios porosos, la solución

del ácido reacciona con las paredes del canal de flujo, incrementando el ancho y la

conductividad de la fractura. La velocidad del ácido en una formación fracturada es

determinada primeramente por su régimen de inyección; luego la penetración más

profunda puede ser obtenida de un régimen de presión de bombeo que sea

ligeramente inferior a la presión requerida para crear fracturas adicionales, cualquier

presión superior a la óptima va a ensanchar las fracturas existentes y abrirá nuevas,

disminuyendo la velocidad de fluido.

La fractura ácida es método de acidificar calizas y dolomitas es bombear la

solución de tratamiento a altos regímenes de presión para fracturar hidráulicamente la

formación, para ubicar el ácido activo a mayor profundidad.

1.4.2. Acidificación de areniscas.

La mayoría de las formaciones de areniscas están compuestas de partículas de

cuarzo (SiO2) ligadas entre sí por varias clases de materiales cementantes,

principalmente carbonatos, sílice y arcilla. La cantidad de reacción con el ácido

clorhídrico, fórmico y acético, se limita a la cantidad de material calcáreo presente en

la formación. Sin embargo, el SiO2 y la arcilla, juntamente con el material calcáreo,

van a reaccionar con el ácido fluorhídrico (HF) aun cuando el régimen de reacción es

bajo comparado con el ácido clorhídrico (HC1) en calizas.

1.5. Propiedades de los fluidos de acidificación.

1.5.1. Velocidad de reacción.

La velocidad de reacción entre un ácido y una formación soluble depende de

la temperatura, presión, tipo y concentración de ácido y la clase de formación con la

que reacciona. Altas velocidades de reacción pueden ser empleadas para eliminar

daños del borde del pozo, pero una reacción más lenta es preferible para fracturas

ácidas. La velocidad de reacción significa el tiempo que debe transcurrir para que la

reacción se haya completado.

Generalmente se considera completa la reacción cuando se consumido el 90%

del ácido, ello se debe por una parte a que la reacción progresa muy lentamente

cuando la concentración llegó a un valor muy bajo y por otra, porque es deseable que,

la solución se mantenga ácida (PH bajo), porque así mantiene a los productos de

reacción en solución evitando la precipitación de los mismos en la formación, lo que

significaría dañarla.

La temperatura y la presión son factores que afectan la velocidad de reacción,

la velocidad aumenta con la temperatura y disminuye con la presión (excepto con el

HF, en que la velocidad de reacción aumenta con la presión).

1.5.2. Tensión superficial.

Es importante en la estimulación de pozos petrolíferos debido a su influencia

en la formación y rotura de las emulsiones petróleo-agua, en la remoción de bloqueo

de agua, en la penetración del ácido en materiales porosos tales como incrustaciones,

en la dispersión y suspensión de fluidos y en la resistencia de recuperación del ácido

gastado.

1.5.3. Concentración.

La concentración del ácido usado en la estimulación de pozos varía del 3% al

28% (por peso en agua), dependiendo del ácido a usar y de factores tales como;

tiempo de reacción, corrosión de cañerías, solubilidad de la formación, efecto de los

productos de reacción, mecanismo de mordedura de la formación, características

emulsionantes, entre otros.

1.5.4. Viscosidad.

En ácidos newtonianos de baja viscosidad se usan para acidificar la matriz,

mientras que las soluciones de tratamientos viscosos no newtonianos son usadas

frecuentemente para acidificar fracturas naturales y en fracturas ácidas.

1.5.5. Corrosión (no aditiva).

La velocidad de corrosión del ácido clorhídrico no inhibido hacia los metales

es determinada mayormente por la temperatura, la concentración del ácido y la

composición del metal que contacta. Incrementando la concentración o la temperatura

aumenta abruptamente la velocidad de corrosión. Solo unos pocos metales

comerciales son resistentes a la acción del ácido clorhídrico (HCl) no inhibido.

El proceso de corrosión es electrolítico y se produce según una secuencia de

etapas, la acción del inhibidor consiste en interrumpir esa secuencia, lo cual

disminuye la intensidad de la corrosión.

1.5.6. Presión de fricción.

Puede ser definida como la presión por el flujo del agua u otros fluidos como

resultado de la fricción entre el fluido en movimiento y las paredes del conducto, la

presión de fricción de un ácido base agua, como su viscosidad, es muy similar a la del

agua.

2. Fracturas en los yacimientos.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada

con la producción, incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos;

estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su

producción declina rápidamente.

Las fracturas naturales pueden ayudar a transformar las rocas con una

permeabilidad de matriz baja, en un yacimiento productivo, pero también pueden

complicar la recuperación de los hidrocarburos en los yacimientos de alta

permeabilidad.

Las zonas naturalmente fracturadas son importantes y se le busca con atención

en las rocas de yacimiento debido al drenaje y al aumento considerable de la

permeabilidad que se prevén en dichas zonas. Aunque las fracturas pueden tener un

efecto significativo en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen poco

efecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras características petrofísicas de la

roca.

Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a

partir de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen

naturalmente; las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que

las fracturas de tracción corresponden a grietas.

Fracturar es partir la roca o formación que está sometida a tensión, antes de

que eso ocurra, la formación o roca sometida a tensión inicialmente se estirará hasta

cierto punto, proporcionalmente a la fuerza aplicada, este es el punto en el cual la

formación cede. Otros materiales elásticos, como el acero, se deforman plásticamente

al ceder hasta este punto, y se siguen estirando; pero como la roca es quebradiza o

frágil no seguirá estirándose, sino que se romperá; cuando se efectúa el proceso de

fracturación, la presión hidráulica aplicada en la formación a determinada

profundidad del pozo crea fuerzas de tensión alrededor del hueco.

Cuando estas fuerzas llegan a ser suficientemente fuertes, parten la formación

y empiezan a formar fracturas que son extendidas por el fluido al entrar en la

formación.

3. Fracturamiento hidráulico.

El fracturamiento hidráulico de un pozo consiste en la inyección de un fluido

a presión denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la

roca que se quiere fracturar, expuesta en la cara del pozo, para lograr la falla de la

misma, es decir, hasta fracturar o hacer fallar la formación. Este proceso consiste en

una mezcla de químicos especiales para obtener un fluido apropiado y así poder

bombear la mezcla del fluido dentro de la zona a altas tasas y presiones para acuñar y

extender la fractura.

Las fracturas se extienden o se propagan a medida que se continúa bombeando

el fluido de tratamiento, la fractura producida proveerá canales de alta conductividad

desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, se podría considerar que después de

fracturar un pozo, se origina un cambio de patrón de flujo radial o lineal.

La operación de fracturamiento hidráulico se realiza en un pozo por una o más

de las tres razones siguientes:

Desviar el flujo para evitar el daño en las vecindades del pozo y retornar a su

productividad normal.

Extender una ruta de conducto en la formación y así incrementar la

productividad a sus máximos niveles.

Alterar el flujo de fluidos en la formación.

3.1. Características.

Es la conductividad adimensional, función que incluye el ancho, la

permeabilidad y la longitud de la fractura, además de la permeabilidad de la

matriz de la formación.

En los yacimientos permeables poco consolidados el método de

fracturamiento se utiliza en conjunto con los tratamientos con empaque con

gravas para reducir la caída de presión y las velocidades de flujos en las

adyacencias de pozo de producción.

En yacimiento de baja permeabilidad es sin duda el tipo de yacimiento más

comúnmente estimulado por fracturamiento hidráulico.

La estimulación por fractura miento hidráulico es un proceso muy costoso

pero puede aportar enormes ganancias si se realiza correctamente.

Para comprender la propagación de la fractura hidráulica se necesitan

mediciones precisas del crecimiento, la geometría y la orientación de la

fracturas.

3.2. Aplicaciones del fracturamiento hidráulico.

Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la

conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los

pozos. También se utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco

consolidadas y para atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la

formación (asfáltenos, parafinas y arcillas migratorias).

3.3. Fluido de fracturación.

Existe un sin número de fluidos fracturantes, normalmente son clasificados en tres

tipos por la base de fluido utilizado, son los siguientes:

Fluidos base petróleo (petróleo de la formación, petróleo refinado o base

kerosene).

Fluidos base agua (agua dulce, salmuera o ácido generalmente clorhídrico

inhibido en concentraciones del 5 al 15%).

Fluidos base ácido (fluidos emulsionados o dispersantes, generalmente

emulsiones tipo ácido en petróleo).

La selección de la base más conveniente dependerá de la naturaleza química

de la roca a ser tratada (caliza, arenisca, etc.), sus características físicas (temperatura,

presión, humectabilidad, saturación de fluido, etc.) y la naturaleza del fluido del

yacimiento (gas, petróleo o agua salada). Los fluidos de base ácida son generalmente

usados en la fracturación de formaciones de calizas y dolomitas.

Para seleccionar un fluido apropiado de fracturación es necesario tener idea de

las propiedades de los varios fluidos posibles en combinación y cómo modificarlos si

es necesario mejorar el efecto deseado. Además, el fluido de fractura debe poseer las

siguientes condiciones:

No causar daños permanentes a la permeabilidad de la matriz.

No formar emulsiones estables con los fluidos del pozo

Ser fácilmente recuperable luego que la operación de fracturación haya sido

terminada.

Debe cumplir con los límites aceptables de fluidez, punto de ebullición y

contenido de sólidos.

Fácil de obtener, económico, relativamente fácil de bombear y no peligroso de

manipular.

3.4. Propiedades de los fluidos de fracturamiento.

Los fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la

formación y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada. Para

estos deben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades.

Ser compatible con los fluidos del pozo y compatible con la roca.

Ser estable a la temperatura del fondo del pozo.

Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el

agente de sostén penetre hasta la longitud deseada.

El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo

que dura la operación.

Conclusión

Un tratamiento matricial de acidificación exitoso, depende de la respuesta

favorable de la formación al fluido de tratamiento. Así, el mismo debe remover el

daño y ser completamente compatible con ambos, la roca y el fluido de formación. La

sensibilidad de la formación a un tratamiento dado incluye todas las reacciones

negativas que se puedan generar cuando el fluido tratante contacta la roca; se dice que

una formación es sensible si la reacción entre los minerales que la componen y un

fluido dado induce daño en la misma.

La solubilidad actual de varios minerales componentes de una arenisca

depende fuertemente de su posición dentro de la estructura de la misma, es muy

importante tener en cuenta la solubilidad de la roca al ácido clorhídrico generalmente

se considera que representa el contenido de carbonatos de la formación.

Una arenisca cuya solubilidad en HCl sea mayor al 20% debe ser tratada con

una concentración limitada de HF. En este caso, el HF reaccionará con el carbonato

de calcio formando un precipitado insoluble de fluoruro de calcio.

Los tratamientos de estimulación acida en rocas carbonatadas implican una

reacción del ácido clorhídrico con los minerales calcita y dolomita, produciendo

cloruro de calcio, dióxido de carbono y agua, en el caso de la calcita, y una mezcla de

cloruro de magnesio y cloruro de calcio, en el caso de la dolomía. Al introducir acido

vivo, se disuelve más carbonato de calcio, creando pequeños canales conductores,

denominados agujeros de gusanos, que con el tiempo forman una compleja red de alta

permeabilidad.

El fracturamiento hidráulico es la técnica que consiste en generar en la roca

reservorio una fractura, mediantes la inyección a alta presión de un fluido viscoso o

fluido fracturante, este fluido hace que se introduzca por los poros y canales, de

forma tal, que los canales se separen aumentando entre si el espacio disponible y

manteniendo abiertos estos canales con un agente apuntalante, arena natural o

sintética, una vez que se haya liberado la presión de inyección. La fractura apuntalada

se comporta como en canal de alta conductividad entre el reservorio y el pozo,

mejorando significativamente su capacidad productiva.

El momento de fracturar es un factor muy importante para obtener el total

beneficio de este tratamiento, fracturar mientras el pozo produce es antieconómico;

hasta tanto el pozo no decline su producción por debajo de valores aceptables, la

fractura no ayudara a recuperar la inversión. Por otra parte, cuanto más tiempo se

espere para fracturar después de que un pozo ha declinado su producción, mayor será

el tiempo no rentable. Fracturar en el momento que comienza el declive,

generalmente resulta en una mayor producción de hidrocarburos antes de llegar a su

limita económico.

Bibliografía

Garaicochea, Francisco P. Apuntes de estimulaciones de pozos, universidad

nacional autónoma de México – facultad de ingeniería. 1995.

Economides, J. Michael; Nolte, Kenneth G. Reservoir Stimulation. Third

editión. Houston, Texas. 1989.

Edelberto Hernández, Trejos. Fracturamiento hidráulico acido. Universidad

industrial de Santsnder. Facultad de ciencias fisicoquímicas, escuela de ingenieros de

petróleos. 1993.

Gadiyar, Bala, et al. Optimizacion de los tratamientos de fracturamiento y

empaque. En: Oilfield Review, Vol. 16, Nº 3. 2004.

Nind, T. E. W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos

petroleros. Mexico: Limusa. 1987.

Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A,

Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD

Saxena K: (Evaluacion de yacimientos carbonatados), Oilfield Review 12, no. 4.

2001.

Fredd CN y Fogler HS; (Optimum Conditions for Wormhole Formation in

Carbonate Porous Media: Influence of Transport and Reaction), articulo de la SPE

56995, SPE Journal 4, no. 3. 1999.

Anexos

Ejemplo del efecto de acidificación en el pozo.

Acidificación en la formación.

Ácido clorhídrico (HCl).

Ácido fluorhídrico (HF)

Fractura en la formación (Falla inversa).

Fracturas en el yacimiento.

Detección de fracturas.

Fracturamiento Hidráulico.

Fracturamiento Hidráulico.

Equipos de Fracturamiento Hidráulico.

Agente de sostén.