DAÑO A LA FORMACIÓN

1.- DAÑO A LA FORMACIÓN. Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el   pozo mismo. Las causas potenciales incluyen: baja permeabilidad estructural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación,  perforaciones de poca penetración o tapadas y restricciones a nivel del pozo. Es importante distinguir entre baja tasa de producción y bajo índice de   productividad. La baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos en el sistema de levantamiento o en el diseño de las tuberías, mientras que el índice de   productividad de un pozo hay que analizarlo comparándolo con los pozos vecinos completados en el mismo yacimiento, o con el que el mismo pozo tenía al principio de su vida productiva. Para alcanzar el índice de productividad hay que medirlo, y si se halla que es anormalmente bajo, se debe distinguir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento y restricciones restricciones al a l flujo en las cercanías del pozo.

a) Efecto del daño a la formación en la productividad de pozos verticales. El área cercana al pozo es crítica debido a que los fluidos fluyen desde el yacimiento a través del área lateral de un cilindro, cuya área va disminuyendo a medida que se acercan al pozo. Si el flujo es constante, la velocidad aumenta al disminuir el área, con lo cual aumentan las caídas de presión por fricción, las cuales son mayores aun si existen restricciones, restricciones, estrangulando estrangu lando el fondo.

b) Efecto del daño a la formación en la productividad de pozos horizontales. Los pozos horizontales o de alta inclinación de mas de 60º se perforan usualmente   para alcanzar objetivos que no pueden perforarse verticalmente por impedimentos en la superficie, para agrupar pozos en plataformas marítimas, para interceptar sistemas de fracturas naturales y para optimizar el drenaje del yacimiento, por lo cual la producción de este es varias veces mayor que la de los pozos verticales. Esto no se cumple cuando los  pozos han sido dañados durante du rante la perforación o la terminación.

Por lo tanto, tomando el alto costo de la perforación horizontal y la dificultad para realizar  tratamientos químicos en este tipo de pozos es mejor prevenir el daño que remediarlo. remediarlo. 2.- METODOS DE DIAGNOSTICO DEL DAÑO A

LA FORMACION

Existen muchos motivos por los cuales un pozo no aporta la producción que se espera de el, o declina su producción con el tiempo. Solamente un análisis cuidadoso puede identificar las causas de este comportamiento. Es importante hacer este estudio, ya que   puede atribuirse la baja productividad de un pozo a daños a la formación, cuando los factores involucrados pueden ser de origen mecánico o natural.

a) Factores principales que reducen la producción. y

Sistema mecánico ineficiente

y

Baja

y

estricción R estricción

permeabilidad del yacimiento alrededor del pozo debida a daños o pseudo daños

Si el sistema mecánico o el de levantamiento están trabajando ineficientemente, se observara alta presión en el fondo del pozo (o alto nivel de fluido en pozos de bombeo). Lo cual, aunado a bajas tasas de producción nos indicara que hay que revisar el diseño del equipo. Si el yacimiento presenta baja permeabilidad y no se detecta la presencia de daño, el  pozo no es candidato a estimulación matricial, sino a fracturamiento. Esta información hay que obtenerla de pruebas de restauración de presión (Build-up), o de declinación (Fall-off). Las pruebas de transición transición de presión son la única fuente de información información confiable que se pueden obtener, al mismo tiempo que los valores de daño y de permeabilidad. Los pseudo daños incluyen situaciones tales como: penetración parcial del pozo en la arena productora, turbulencia, fracturas tapadas, pozos desviados, pozos mal colocados en un área de drenaje, zona compactada alrededor de las perforaciones, cañoneo insuficiente, etc.

b) Cuantificación del daño.

De los análisis de pruebas de restauración de presión podemos encontrar entre muchas otras propiedades un factor de daño total. Este factor de daño esta compuesto del daño verdadero y de los pseudo-daños. Las contribuciones de los pseudo-daños se dan en casos en los que el pozo ha sido cañoneado con poca densidad de las perforaciones, cuando hay separación de gas dentro del yacimiento, si no se ha cañoneado todo el intervalo   productor y cuando el pozo no penetra completamente la zona productora. En muchas ocasiones todo este factor de daño se debe a estas contribuciones y no hay daño que pueda ser eliminado por medio de químicos. 3.- MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACION

Existen varios mecanismos por los cuales puede restringirse el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta el pozo, en primer lugar, aquellos que producen precipitados que alteran los poros y la matriz de la roca, por las interacciones roca/fluidos y fluido/fluido, aquellos que alteran las porosidades interfaciales entre la roca y los fluidos, y las de la superficie de la roca: también existen daños puramente mecánicos y otros de origen  biológicos.

a) Interacciones roca/fluidos Los daños a la formación se definen como toda restricción que afecte a la  productividad o inyectividad del pozo. Esta restricción puede ser causada por desequilibrios químicos y/o físicos en la matriz de la roca o en los fluidos de la formación, que estando en equilibrio durante el tiempo geológico, se ven alterados por la introducción de fluidos extraños durante las operaciones de campo, con lo cual se reduce la permeabilidad. La temperatura, la composición de los fluidos inyectados, la tasa de inyección, el  pH y la mineralogía de la roca son el conjunto de variables que afectan la naturaleza y la extensión de las interacciones fluido/roca.

b) Migración/taponamiento por partículas finas Los fluidos se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los pozos de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su migración, las deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y

fluir a través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo, donde la velocidad del fluido es máxima. Las partículas finas se caracterizan por tener un tamaño promedio de grano que va desde el coloidal hasta 40 micrones. Las partículas coloidales son afectadas por la difusión  browniana y los efectos de la doble capa eléctrica. Las partículas mayores que el tamaño coloidal son afectadas por las fuerzas hidrodinámicas.

c) Formación de precipitados por reacciones químicas en el medio poroso. Entre los fluidos que se utilizan para la estimulación de pozos se encuentran los ácidos, los cuales, usados en forma adecuada no deben causar daños a la formación. La reacción entre los ácidos y los minerales provoca la disolución de estos, por lo que se  produce la precipitación otras especies químicas al gastarse el acido y aumentar el pH. En contacto con ácidos, la minerologia de muchas areniscas promueve la formación de  precipitados potencialmente dañinos, dependiendo de varios factores: y

Factores químicos: solubilidad de los precipitados en el fluido de postflujo o sobre

desplazamiento y en los fluidos del yacimiento. y

Factor cristalográfico: los precipitados pueden ser cristalinos o amorfos.

d) Interacciones fluido/fluido Las interacciones fluido/fluido pueden traer como consecuencia varios mecanismos de daño como son: bloqueo por emulsiones, así como la precipitación de ciertos compuestos sólidos inorgánicos por incompatibilidad entre los fluidos inyectados y el crudo. La precipitación de sólidos de las salmueras usadas en terminación o reparación de   pozos, y del crudo de la formación puede causar grave daño a la formación cuando estos sólidos tapan los espacios porosos. Los sólidos precipitados pueden ser inorgánicos que  provienen de las salmueras, u orgánicas que provienen del crudo.

y

Precipitación

inorgánica: se han identificado varios tipos de incrustaciones

inorgánicas: carbonato de calcio, sulfato de calcio, (yeso anhidrita), sulfato de bario, carbonato de hierro, sulfuro de hierro, oxido férrico y sulfuro de estroncio. De todos ellos la más frecuente es carbonato de calcio. y

Precipitación

orgánica: las especies orgánicas más comunes que causan daño a la

formación son las parafinas y asfaltenos. Las parafinas son hidrocarburos de cadena larga que precipitan de ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o la composición del crudo cambia por la liberación del gas a medida que declina la presión. La precipitación de   productos orgánicos puede ser también natural o inducida. La natural en el caso de las   parafinas esta asociada a la disminución de la temperatura del crudo, y se da con mas frecuencia en las tuberías que en la formación.

e) Fenómenos interfaciales El daño a la formación puede ser causado por fenómenos diferentes a obstrucciones que disminuyen la permeabilidad de la roca. Hay daños causados por los fluidos, que involucran cambios en la viscosidad aparente de la fase oleica, o en cambio en la  permeabilidad relativa al petróleo. A veces se cree que estos tipos de daño son temporales, ya que los fluidos son móviles y deberían poder sacarse de la vecindad del pozo; sin embargo, en la práctica es muy difícil eliminar este tipo de daño.

f) Bloqueo por emulsiones El bloqueo por emulsión ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio  poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. La conductividad de la formación hacia el pozo puede quedar reducida a cero. Este fenómeno no es frecuente,  pero cuando ocurre, sus consecuencias son desastrosas. El mecanismo de formación de emulsiones en el medio poroso depende no solo de las propiedades del crudo, sino también de la introducción de agentes externos, como por  ejemplo: la reintroducción en el yacimiento en un crudo extraído del mismo. La energía  para la formación de emulsiones la proporciona el esfuerzo de corte producido cuando los fluidos fluyen en el medio poroso.

g) Bloqueo por agua El bloqueo por agua es una reducción de la permeabilidad relativa al petróleo por el incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo. Estos   pueden ocurrir cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de   perforación, terminación o reparación, o por comunicación con una zona productora de agua. Por lo general se eliminan por si solos, pero cuando vienen asociados con otros tipos de daño se impide su eliminación. Se puede identificar por un repentino incremento del porcentaje de agua en la   producción, o una ausencia de producción generalmente después de una reparación de un  pozo donde se ha usado agua o salmuera

h) Inversión de la mojabilidad La acción de surfactantes en los fluidos de perforación así como la precipitación de asfaltenos en el medio poroso, pueden alterar la mojabilidad de la formación hacia el  petróleo, reduciendo así la permeabilidad efectiva de la formación hacia este. Este efecto lo  producen, los filtrados de lodos de emulsión inversa.

i) Daños de tipo mecánico El medio poroso puede ser invadido por partículas solidas durante los procesos de   perforación, reparación o inyección de agua en el pozo. Dependiendo del tamaño de las  partículas este daño será más o menos profundo. También durante el proceso de cañoneo se crea una zona compacta alrededor de las   perforaciones cuya permeabilidad será de 10% de la permeabilidad original de la formación. Otra forma de daño mecánico es el colapso de la formación productora alrededor del pozo, ya sea por altos diferenciales de presión, que crean altas velocidades de flujo y tasas de cizallamiento o por destrucción del material cementante intergranular  durante procesos de acidificación.

 j) Daños de origen biológico Algunos pozos, particularmente aquellos que reciben inyección de agua, son susceptibles al daño causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacterias inyectadas de la formación, especialmente las anaeróbicas, pueden multiplicarse muy rápidamente en el yacimiento, tapando los espacios porosos por ellas mismas, o con   precipitados que resultan de sus procesos biológicos. Incluso, la biomasa de las bacterias muertas puede causar grandes reducciones en la inyección de pozos inyectores de agua.

4.- CAUSAS DEL DAÑO A LA FORMACIÓN DURANTE LAS OPERACIONES Durante todas las operaciones que se llevan a cabo en un pozo, a lo largo de su vida,  pueden ocasionarse daños a las formaciones productoras de hidrocarburos. En esta sección se estudiaran los daños asociados en cada una de esas operaciones.

a) Daños durante la perforación Las causa mas común de daños a la formación en los pozos es el proceso de  perforación de los mismos. El fluido de perforación consta de una fase solida y una liquida, y los daños que causa pueden ser ocasionados por el filtrado de la fase liquida y por  invasión de sólidos en el medio poroso. Los fluidos de perforación están formulados con el objetivo de alcanzar la   profundidad programada en forma rápida, segura y económica, y una de las principales   preocupaciones del perforador es el control de las presiones de las formaciones que se vayan atravesando. El proceso de perforación altera la condición de equilibrio físico químico, de esfuerzos y termodinámicos que existen entre la roca, sus minerales y sus constituyentes y los fluidos que la saturan, durante la pe netración. 

Invasión de los sólidos del lodo: La invasión de los sólidos del lodo disminuye la productividad en dos formas

 principales: y

Taponamiento de las gargantas de los poros por formación de revoque internos.

y

Incremento de la presión capilar al reducir el radio de los poros.

Los sólidos presentes en un fluido de perforación pueden ser: y

Sólidos agregados para cumplir funciones especificas, para impartir el fluido las   propiedades deseadas. Generalmente, su tamaño de partícula es menor de una micra, excepto la barita y los materiales de control de pérdida de circulación el tamaño de la  partícula de la barita varia entre 1 y 74 micras, y los materiales de control de pérdida son de mayor tamaño todavía.

y

Sólidos cortados de las formaciones atravesadas: su tamaño de partícula varía entre 1 y 100 micras y mayores.



Invasión del filtrado de lodo: La filtración de la fase liquida de un fluido de perforación hacia el medio poroso

ocurre en tres etapas: debajo de la mecha de perforación, filtración dinámica durante la circulación del fluido, y filtración estática cuando e l fluido no esta circulando. Los factores que controlan las propiedades filtrantes de un fluido de perforación son: y

Las propiedades físicas y químicas del fluido

y

El sobrebalance de presión aplicado

y

La velocidad anular 

y

La tasa de penetración

y

El diámetro del hoyo

y

El tiempo de circulación y el que el fluido permanece estático

y

Las propiedades de la roca: porosidad, permeabilidad, fracturas naturales

b) Daños durante las operaciones de terminación/reparación Por

invasión

de

fluidos

hacia

el

pozo

durante

operaciones

de

reparación/terminación/empaque con grava, debido, generalmente a los sobre balances de  presión que se utilizan, como medida de seguridad, o por desconocimiento de la verdadera  presión del yacimiento.

Los fluidos usados en este tipo de operaciones son, en general, salmueras de alta concentración de sales (Na, Ca, Li, Mg, Ti), que pueden contener algún polímero para  poder sostener sólidos, inhibidores de corrosión y surfactantes.

c) Daños durante las operaciones de estimulación química matricial La estimulación química matricial es un proceso mediante el cual se trata de restablecerla permeabilidad efectiva al petróleo o gas de una roca, eliminado el daño mediante la inyección de fluidos, reactivos o no, a tasas de inyección y presiones por  debajo de los limites de fractura de la misma. Solamente el daño alrededor del pozo puede ser disminuido durante este proceso, si la formación tiene baja permeabilidad natural, no habrá mejoras en la productividad por  estimulación química.

d) Daños por estimulación matricial acida en areniscas El proceso de estimulación matricial acida en areniscas hay que estudiarlo tomando en cuenta todos los elementos que intervienen, tales como: los ácidos involucrados, los minerales de la formación, las aguas y el crudo que saturan el yacimiento, y los filtrados y sólidos introducidos a la formación por procesos anteriores. La primera consideración que debe haberse hecho antes de diseñar una estimulación de este tipo es un diagnostico correcto del daño presente, y haber determinado que esta es la estimulación adecuada.

e) Daños por estimulación matricial acida en carbonatos Los yacimientos de carbonato que contienen hidrocarburos pueden ser de calizas (CaCO3) o de dolomita (CO3)2CaMg, o de mezclas de ambos. Entre las impurezas más comunes encontradas en estos yacimientos tenemos: pirita (FeS2) y siderita (CO3)3Fe2. La caliza, generalmente contiene sus fluidos

en sus sistemas de fracturas naturales, que

constituyen su porosidad secundaria, con una porosidad primaria baja, que contribuye al sistema de fracturas naturales, mientras que la dolomita posee buena porosidad primaria, y

sus granos se presentan cristalizados. La caliza reacciona muy rápidamente con con HCL, mientras que la dolomita lo hace mas lentamente.

f) Daños por estimulación matricial no reactiva Estimulación matricial no reactiva es aquella que se emplea para remediar daños a la formación causada por fenómenos interfaciales, tales como bloqueos por agua, emulsiones o cambios de mojabilidad. Este tipo de estimulación se realiza generalmente  por medio de mezclas de solventes y surfactantes, los cuales deben ser escogidos con sumo cuidado, mediante pruebas de laboratorio. La utilización indiscriminada de surfactantes puede agravar el daño presente en la formación por fenómenos interfaciales, estabilizando aun más los bloqueos o emulsiones  presentes. Más adelante se explicara el uso adecuado de los surfactantes para este tipo de estimulaciones.

g) Daños causados durante el fracturamiento hidráulico El proceso de fracturamiento hidráulico consiste en la superposición de un canal de alta conductividad al yacimiento, para incrementar el índice de productividad de un pozo. La creación de este canal o fractura se hace por medio de la inyección de fluidos a tasas y   presiones que excedan los esfuerzos de cohesión de la roca, y la conductividad la  proporciona un agente de relleno o empaque, que se transporta con el mismo fluido dentro de la fractura. Los fluidos usados para fracturamiento, en general no son reactivos. Pueden ser  fluidos newtonianos (agua, petróleo), que se usaron extensivamente en el pasado, o en geles a base de agua con agente gelificantes del tipo goma xantano o derivados de la goma guar  y de la celulosa. Estos fluidos contienen aditivos que cumplen funciones específicas así: y

R ompedores

de gel, para romper las cadenas de polímero después de finalizado el

trabajo. En general, son agentes oxidantes fuertes, como el persulfato de amoniaco. y

Entrecruzadores (Cross-linkers) del gel, como boratos, titanatos o zu rconatos.

y

Bactericidas,

para proteger al gel del at aque bacteriano

y

Controladores de arcillas

y

Gasoil, como controlador de filtrado

y

Harina de sílice como controlador de filtrado

y

Surfactantes no iónicos, para prevenir emulsiones

h) Daños causados durante el proceso de producción Los daños mas frecuentes observados durante la vida productiva de un pozo son: y

Migración y taponamiento por partículas finas en el area critica alrededor del pozo

y

Precipitación de productos inorgánicos (carbonatos, sulfatos), al cambiar las condiciones de presión y temperatura

y

Precipitados orgánicos, parafinas y asfaltenos

y

Producción de arena, debida a altas velocidades de flujo, producidas por altas presiones diferenciales en el radio critico del yacimiento alrededor del pozo. Este efecto puede   producirse también al comenzar a producir agua, ya que esta arrastra el material cementante, en forma de partículas finas, reduciendo la resistencia mecánica de la roca

y

Colapso de los poros por alta presión diferencial, o por agotamiento de la presión del yacimiento, haciendo que actúen los esfuerzos tectónicos

y

Disolución de los granos de arena durante procesos de recuperación térmica, por el alto  pH del vapor, y reprecipitacion de sílice en el medio poroso.

i) Daños causados durante procesos de inyección de gas o agua y

Cambios de mojabilidad debido a la presencia de surfactantes en el agua de inyección normalmente son inhibidores de corrosión

y

R educción

de la inyectividad por taponamiento debido a sólidos suspendidos en el agua

de inyección (arcillas, carbonatos, petróleos, bacterias) y

Taponamiento por productos de corrosión

y

Precipitación inorgánica por incompatibilidad del agua inyectada y el agua de la formación

y

Disolución del material cementante intergranular, con colapso de la formación y taponamiento

y

Iniciación accidental de una fractura , con irrupción prematura de agua en un pozo  productor 

y

Desprendimiento y migración de partículas finas de la formación

y

En pozos inyectores de gas se produce una reducción de la permeabilidad relativa al gas   por presencia de hidrocarburos líquidos en el gas de inyección, que cambian la saturación de fluidos alrededor del pozo. Este fenómeno se observa en todos los pozos inyectores de gas y es un efecto progresivo.

4.- Método de prevención del daño a la formación. Como se ha visto en las secciones anteriores, existen dos tipos generales de daños a la formación: el que se induce de fuentes externas, durante las operación que impliquen invasión de fluidos y/o sólidos al yacimiento, y el que ocurre en forma natural, durante la  producción del pozo. En la presente sección se estudiaran algunos métodos para prevenir la ocurrencia de estos daños.

a) Prevención de los daños inducidos durante la perforación. La causa principal de la invasión de filtrado y solido del fluido de perforación hacia los yacimientos es la presión diferencial o sobre balance de la columna hidrostática del fluido en la contra de la presión del yacimiento. Dadas las consecuencias económicas que tiene el daño inducido durante la perforación, es recomendable tener una base de datos actualizadas del yacimiento, que incluya registros de presión estática, para poder diseñar los fluidos de la perforación a la mínima densidad compatible con los márgenes de seguridad. Si los yacimientos se hallan en un grado de agotamiento avanzado, es recomendable la  perforación con fluidos de muy baja de nsidad, aireados o espuma. Para minimizar la invasión de filtrado, asimismo se recomienda la utilización de lodos que puedan construir un revoque impermeable rápidamente, y que este revoque pueda ser removido por la presión del yacimiento al fluir el pozo. Para esto existen lodos saturados de sal, o con partículas inerte de tamaño controlado, capaces de formar este tipo de revoques.

Es necesaria la caracterización mineralógica de la roca del yacimiento, así como de los fluidos que la saturan, agua y petróleo, para prevenir las reacciones químicas que  podrían ocurrir cuando el filtrado de lodo invada la formación. Asimismo de disponer de núcleos de la formación, se recomienda realizar prueba de flujo a través de los mismos,  para hallar la reducción de la permeabilidad debida a la invasión del filtrado y sólidos del lodo. Asimismo se recomienda hallar la distribución de tamaño de poros en los núcleos disponibles, o en ripios cortados de la misma formación. Durante la perforación del pozo, es de capital importancia el diseño y buen funcionamiento de los equipos de control de sólidos, para eliminar las partículas solidas de tamaño menor que el permisible.

b) Prevención de los daños inducidos durante la cementación. Al no poder cambiarse el carácter químico del filtrado del cemento, la mejor    prevención que se puede practicar para minimizar este daño es mantener al mínimo la  perdida de filtrado de la mezcla de cemento, por medio de los aditivos adecuados para ello.

c) Prevención de los daños inducidos durante la terminación/reparación. Al igual que en el caso anterior, la invasión de filtrado y sólidos de los fluidos usados en estas operaciones se debe a los grandes sobre balances de presión entre la columna de fluido y la presión de los yacimientos. La primera medida de prevención es conocer la presión del yacimiento y trabajar con la mínima densidad compatible con las normas de seguridad. Al que en los fluidos de perforación, es necesario conocer la mineralógica del yacimiento y la composición de los fluidos del mismo, así como la del filtrado del lodo de  perforación que filtro a la formación, para prever las reacciones químicas con precipitados que podrían ocurrir en el medio poroso. Para prevenir la invasión de sólidos, es necesario un control de filtración de los fluidos usados así como que las sales disueltas sean de buena calidad, sin impurezas.

Si se conoce el tamaño de los poros se conocerá el tamaño de las particular que  pueden taparlos así: y

Partículas que

y

Partículas

invaden: son las que tienen menos de 1/5 del tamaño del poro.

que quedan atrapadas: las que tienen entre 1/6 y ½ del tamaño del poro.

Formara un revoque interno, muy dañino. y

Particular

que no pasan: su tamaño es mayor que ½ del diámetro del poro y formará

un revoque externo.

Recomendaciones para la filtración de fluidos de trabajo. 2

-  No exceder de ½ galón por minutos por cada pie de superficie del filtro. -

Usar filtros en serie.

-

Eliminar todos los sólidos mayores que el diámetro pro medio de la garganta del poro.

-   No dejar más de 10 PPM. De sólidos mayor que 1/6 del diámetro promedio de la garganta del poro. -

Colocar un filtro de tierra diatomácea seguido de un filtro de denominación absoluta.

Recomendaciones adicionales. -Limpiar los transportes, tanques y mangueras con que se vayan a manejar los fluidos. - Usar las sales libres de material insoluble. - Comprobar la compatibilidad de los fluidos de trabajo con los que haya en la formación  para evitar precipitados. - Utilizar tubería de trabajo limpias. - Aplicar grasa a las conexiones de la tubería solo en dos primeros hilos de roscas del PIN.

d) Prevención de los daños inducidos durante la estimulación acida. Para evitar agravar el daño presente en la formación, este debe ser correctamente diagnosticado, para permitir el diseño de la estimulación adecuada. Así mismo deben conocerse las composiciones de los fluidos que saturan el yacimiento, naturales o de invasión y la composición mineralógica del mismo.

Tomando en cuenta la probabilidad de que el acido sea incompatible con el crudo de la formación el tratamiento debe ir precedido por un volumen de una mezcla de solventes aromáticos y surfactante, suficientes para limpiar el volumen que se vaya a tratar y que evite el contacto entre el acido y el crudo. Esta mezcla ha de tener la mínima tensión interfacial posible, para facilitar su expulsión del medio poroso y ha de contener solventes muruales para asegurar la mojabilidad de la formación al agua. El volumen de HCI que se vaya a usar como preflujo antes de un tratamiento de HF ha diseñarse por los menos igual al volumen de ácidos que contenga HF para que este último no sobre pase el área en que haya actuado el HCI, y no encuentre carbonato con los cuales pueda formar precipitados.

e) Prevención de los daños inducidos durante el fracturamiento. El agua utilizada para preparar el fluido de fracturamiento debe ser filtrada y almacenada en tanques perfectamente limpios. Debe agregarse al agua un aditivo para controlar las arcillas de la formación, comúnmente KCI, y un surfactante para disminuir la tensión interfacial del filtrado de este fluido a la formación y facilitar su recuperación. Es muy importante agregar los aditivos necesarios para asegurar la ruptura completa del gel después de finalizado el fracturamiento. Así se asegura que no quede restos de gel en las caras de la fractura ni en el agente de soporte.

f) Prevención de los daños a la formación durante procesos de inyección de fluidos. Antes de comenzar la inyección de agua en un yacimiento, deben hacerse pruebas de compatibilidad de la misma con los fluidos del mismo, para prevenir precipitados orgánicos e inorgánicos. Asimismo, deben determinarse la distribución del tamaño de poros de la formación, mediante núcleos, para determinar el nivel necesario de filtración del agua. Debe analizarse la dureza del agua (carbonatos, bicarbonatos y surfactantes), para determinar el nivel de tratamiento para evitar incrustaciones en las tuberías o en la formación.

Debe hacerse un análisis del tipo y cantidad de bacterias presentes en el agua, para determinar el nivel de tratamiento con bactericidas. Por último, debe tratarse el agua con un captador de oxigeno, para evitar la corrosión de la tubería. Si se va a convertir un pozo productor de crudo a pozo inyector de agua. Es recomendable realizar una caracterización del crudo del yacimiento, para determinar su contenido de parafinas y asfáltenos, y de acuerdo a los resultados realizar un tratamiento que reduzca al mínimo la saturación residual del petróleo en el área critica alrededor del  pozo. Por medio de soluciones de solventes /surfactantes de muy baja tensión en interfacial. De este modo se evita el contacto directo del agua con el crudo, y posible precipitado por  choques térmicos. Si el pozo que va a recibir la inyección de agua ha sido productor, hay la posibilidad de que haya sufrido migración de partículas finas hacia el área, y estas estén bloqueando la   permeabilidad a la inyección. En este caso sería recomendable realizar una estimulación química de eliminación de partículas finas.

g) Prevención de los daños a la formación durante el proceso de la producción. Los daños que se generan en forma natural durante la vida productiva de un pozo  pueden ser demorados, pero no evitados por completo. Así, lo depósitos orgánicos pueden controlarse en algún grado de las siguientes maneras: y

y

y

Puede lograrse que las parafinas se depositen fuera del pozo mediante la colocación de aislantes térmicos en el espacio anular del mismo, para conservar la temperatura del crudo hacia la superficie. Siendo los asfáltenos más sensibles a la declinación de presión, cualquier método que  per mita tener una alta presión de fondo fluyente, disminuyendo las caídas de presión en la zona cercana al pozo, retrasaría la precipitación de los mismo. Asimismo la inyección continua de dispersantes de asfáltenos en el fondo del pozo, por medio mecánicos evitaría esta ocurrencia. La producción de arena asociada con altas tasas de producción puede reducirse disminuyendo la tasa de producción del pozo, o por medio de fracturamiento hidráulico.

6.- ESTIMULACIÓN DE POZOS.

Se conoce como estimulación a una serie de tratamientos que tienen por objeto eliminar el daño a la formación y restaurar la capacidad natural de producción del pozo, o según sea el caso, incrementarla por encima de su valor natural. Consiste en eliminar el daño a la permeabilidad en las cercanías del pozo para restaurar su capacidad natural de  producción. La estimulación matricial consiste en estimular el pozo mas allá de su capacidad natural de producción, eliminando el daño y parte de la matriz de roca calcárea. Se lleva a cabo inyectando fluidos en la formación, reactivos o no, en régimen de flujo radial, a  presiones inferiores a la presión de fracturamiento de la formación. En el fracturamiento ácido, los fluidos se inyectan a presiones por encima de la   presión de fracturamiento de la formación, con el objeto de crear canales de alta  permeabilidad por medio de la disolución química de parte de la matriz. Un fracturamiento hidráulico es la superposición de una estructura de muy alta conductividad en el yacimiento, de modo que exista un gran contraste entre la  permeabilidad de este y la de la fractura, y el aporte de fluidos sea desde el yacimiento a la fractura y de esta al pozo.

Estimulaciones matriciales reactivas. Los tipos principales de acido más frecuentemente usado s en tratamientos son: y

Acido clorhídrico (HCL)

y

Acido fluorhídrico (HF)

y

Acido acético (CH3- COOH)

y

Acido fórmico (HCOOH)

a) Combinaciones y formulaciones especiales. 

MUD ACID.

R ecibe

este nombre por haber sido usado durante muchos años para disolver el

daño causado por los lodos de perforación, pero en yacimientos de mayor potencial de   producción que los tenemos actualmente. Consiste en mezclar ácido clorhídrico y ácido fluorhídrico en diversas proporciones. Este tipo de acido reacciona rápidamente con los minerales arcillosos, más lentamente con los feldespáticos y lentamente con el cuarzo debido a la diferencia de áreas superficiales entre estos. 

ACIDO FLUOBÓRICO (HBF4) Surge de la necesidad de generar lentamente el HF a condiciones de yacimiento,

dada la rápida reacción del HF puro con las arcillas, lo cual hace que tenga poca  penetración antes de gastarse. Tiene la pro piedad de estabilizar partículas finas. 

MUD ACID SECUENCIAL. Consiste en etapas alternadas de HCL y NH4F (Fluoruro de amonio) con el objeto

de generar hidrogeno en contacto con materiales arcillosos. 

ÁCIDOS ALCOHÓLICOS.

Se utilizan para tratar pozos productores o inyectores de gas, debido a su baja tensión superficial, que hace que puedan recuperarse sin formar bloqueos en la formación. Se componen hasta el 66% en volumen de metanol o isopropanol, y el resto de ácido clorhídrico. No se recomienda el uso de metanol por encima de los 200°F



MUD ACID RETARDADO CON CLORURO DE AMONIO (ALCL3). Se usa en casos de excesivo contenido de arcillas, pero presenta riesgos de

 precipitación de fluoruro de amonio en las tuberías. 

MUD ACID ORGÁNICO.

Se hace reemplazando el 12% de HCL por 9% de acido fórmico. Es un ácido de acción retardada, que se usa para la disolución de arcillas a altas temperaturas. 

ÁCIDOS DISPERSOS.

Tanto el HCL como el mud acid pueden dispersarse en las mezclas de hidrocarburos aromáticos. Esto se hace con el objetivo de remover depósitos orgánicos que recubran los minerales e impidan el contacto del acido con ellos. Además tienen el objeto de retardar el contacto acido/roca, pudiendo la emulsión penetrar más profundamente antes de gastarse el acido.

b) Tratamientos reactivos no ácidos. En algunos casos el tratamiento que debe realizarse en un pozo no debe contener  acido, por lo menos en su fase inicial, así, aquellos pozos que presenten daños por  deposición de asfáltenos o parafinas, se trataran con mezclas de solventes aromáticos, surfactantes y solventes mutuos, que en algunos casos podrán contar con acido acético anhídrido, para reducir en agua presente en los alrededores del pozo. Un tratamiento especial a los pozos inyectores de agua que presentan un taponamiento por bacterias sulfatorreductoras, este consiste en inyectar al pozo una solución concentrada de hipoclorito de sodio con hidróxido de sodio. Algunas formaciones muy sensibles al HCL pueden tratarse con soluciones acuosas no acidas de cloruro de amonio y estabilizadores de arcilla. Los bloques de agua pueden tratarse con mezclas de solventes y surfactantes para reducir al mínimo la tensión interfacial.

c) Modificaciones del acido por medio de aditivos. Un aditivo es cualquier material agregado a un acido para modificar su comportamiento o ajustarlo a las condiciones del yacimiento.

El uso de aditivos permite proteger el pozo y evitar daños producidos durante la estimulación acida. La primera necesidad que nació con el uso de ácidos para tratar los pozos fue la de desarrollar inhibidores de corrosión para proteger las tuberías del contacto con el acido. Otras propiedades que deben mantenerse son: la humectabilidad de la formación al agua, prevenir la formación de emulsiones, controlar precipitados, prevenir bloqueos por  agua y estabilizar arcillas.

d) Tipos principales de aditivos. Hay muchos tipos de aditivos disponibles para ácidos, pero realmente solo son necesarios tres: y

Inhibidor de corrosión

y

Surfactante

y

Estabilizador de hierro. Cualquier otro aditivo que se use es opcional y no debe aplicarse a menos que las

condiciones del pozo o del yacimiento indiquen su necesidad, y debe comprobarse su compatibilidad con los fluidos de la formación. y

INHIBIDORES DE CORROSIÓN. Por su propiedad de adsorción en las superficies solidas, un inhibidor de corrosión

es un agente tensoactivo de propósito único, el cual es proteger la tubería más que modificar el comportamiento del acido. Estos no eliminan la corrosión sino que reducen la velocidad de reacción del ácido con el acero. Todos los inhibidores son catiónicos y dejan las superficies mojables al   petróleo. Este es el mecanismo mediante el cual se adsorben y recubren la superficie del metal con una película mojable al petróleo para proteger al acero de la exposición al acido. y

AGENTES ACOMPLEJANTES Y ESTABILIZADORES DE HIERRO.

Durante el bombeo de ácidos en un pozo, se disuelve cierta cantidad de hierro por la acción del acido en las líneas de superficie, tuberías del pozo, equipo de fondo y minerales de hierro que pueda contener la formación. La precipitación de hidróxido férrico o de otros compuestos secundarios que contengan hierro pueden bloquear los canales de permeabilidad de la formación, incluso durante la ejecución del trabajo de acidificación, dañando en forma permanente la  permeabilidad que se había querido restaurar. Esta precipitación ocurre al gastarse el acido, aumentando su pH. Los agentes estabilizadores o acomplejantes de hierro constituyen un grupo de aditivos para prevenir la precipitación de hidróxido férrico de las soluciones de acido clorhídrico gastado. Pueden clasificarse en dos grupos: agentes reductores y los agentes acomplejantes.

Estimulaciones matriciales no reactivas. La mayor parte de los sistemas químicos que se utilizan en este tipo de estimulaciones contienen surfactantes.

a) Surfactantes. Los surfactantes son sustancias químicas de uso común en todas las ramas de la industria petrolera. El uso de los surfactantes es muy común debido a las propiedades que ellos les confieren a las soluciones, cuando son mezclados con estas. Entre los principales usos tenemos: 

Lodos de perforación: Entre los diferentes componentes que constituyen el lodo de perforación se

encuentran los surfactantes para estabilizar emulsiones t anto W/O y mantener los sólidos en suspensión garantizando que sean mojados por la fase continua del lodo. En lodos base agua los lignosurfactantes son los principales agentes dispersantes. En los lodos O/W los agentes emulsionantes más utilizados son los alquil fenoles etoxilados y los sulfonatos de petróleo. En los lodos base aceite (emulsiones W/O) los

surfactantes más utilizados son las sales iones divalentes como el calcio y el magnesio. En lodos aireados se utilizan el alcohol ester sulfato, alcohol etoxi-sulfato y alquil fenoles etoxilados. 

Cementos: Los cementos son dispersiones solido-líquidas susceptibles de fraguar en un tiempo

más o menos corto. Contienen lignosulfatos de calcio y sulfonatos de naftaleno como agentes dispersantes. En pozos profundos y calientes se reduce la velocidad del fraguado mediante la adición de agentes retardadores. Frente a formaciones muy permeables, la perdida de filtrado del cemento se hace muy rápida, dejando la mezcla sin el agua necesaria para el proceso de fraguado. Para evitar la formación de burbujas de aire que puede dejar el cemento permeable y con poca resistencia después del fraguado se usan agentes antiespumantes. 

Fluidos de terminación/reparación: Los fluidos de terminación y reparación se van a filtrar hacia el medio poroso, y se

debe garantizar que cumplan las siguientes funciones: y

Mínima tensión interfacial, para que se reduzca la presión capilar y el fluido sea fácilmente recuperable.

y

Evitar la formación de emulsiones con los fluidos del yacimiento

y

Garantizar que la roca este mojada preferiblemente por agua.



Estimulación de pozos: Los surfactantes en la estimulación de pozos se utilizan generalmente para retomar 

la condición natural de la formación a mojada por agua, para bajar la tensión interfacial de los fluidos de estimulación, para retardar la acción de los ácidos, como desemulsificantes, dispersantes de las partículas finas, preventores de precipitación orgánica, agentes espumantes e inhibidores de corrosión.



Operaciones de producción: En estado natural, el crudo y el agua de la formación se encuentran como dos fases

separadas. Durante la producción, la mezcla crudo/agua se somete a diversos esfuerzos que suministran agitación y cizallamiento, obteniéndose una dispersión de una fase a otra, generalmente gotas de agua dispersas en la fase aceite. Por lo tanto, las emulsiones se formaran en todos los puntos donde se genere turbulencia, restricciones en la tubería, en el medio poroso o en los túneles de cañoneo. Uno de los métodos de prevención de la formación de emulsiones consiste en inyectar en el fondo del pozo surfactantes hidrofílicos para producir emulsiones O/W de  baja viscosidad y fáciles de romper. 

Refinación: A las gasolinas, al gasoil y a los combustibles tipo jet se le agregan surfactantes

como dispersantes para evitar depósitos en los sistemas de inyección, válvulas o agujas. En aceites lubricantes se utilizan para retardar la deposición del carbón, al adsorberse sobre la superficie de las partes del motor. Los aceites de cortes son aceites lubricantes llamados solubles para fines de enfriamiento y lubricación de instrumentos de corte. Además se utilizan para fundir los asfaltos, facilitando su manejo como alternativa al calentamiento o la disolución.

b) Daños de formación tratados con surfactantes. Los daños de formación tratados con surfactantes son los siguientes: 

Formación mojada por crudo: Este tipo de daño puede reducir la permeabilidad al crudo entre 15% y 85% debido

al incremento del espesor de la película que cubre al medio poroso, reduciéndose así la cantidad de crudo que se pudiera producir y el tamaño del camino de flujo. Las fuentes que promueven la mojabilidad por crudo son: y

Surfactantes presentes en filtrados de lodos y fluidos de reparación de estimulación

y

Inhibidores de corrosión y bactericidas que ge neralmente son surfactantes catiónicos.

y

Surfactantes presentes en los lodos invertidos.



Bloqueo por agua: Cuando grandes volúmenes de agua se pierden en una formación, el retorno a la

 productividad original del petróleo o del gas puede ser lento, especialmente en yacimientos de baja presión o agotados, debido al cambio en la permeabilidad relativa que puede  persistir por meses, e incluso años. El bloqueo por agua se puede prevenir, adicionando a los fluidos a ser inyectados un surfactante que reduzca la tensión superficial o interfacial. En cambio, para remover   bloqueos de agua se requieren concentraciones mayores de surfactantes el cual puede estar  disuelto en agua o aceite. Se prefiere el surfactante disuelto en aceite para retornar rápidamente las  permeabilidades relativas de los fluidos a las originales. 

Bloqueo por emulsiones viscosas: Las emulsiones viscosas presentes en la boca del pozo pueden reducir drásticamente

la productividad del petróleo o de gas, o la inyectividad del agua en pozos inyectores. En ambos casos el problema es más severo cuando aumenta el porcentaje de agua   producida o del agua inyectada, ya que aun con crudos livianos, la viscosidad crece exponencialmente con el contenido de agua en la emulsión W/O En este caso, un surfactante apropiado puede romper la emulsión en la formación, lo cual se logra porque al adsorberse en la superficie de las gotas, disminuye la tensión interfacial y las gotas coalescen. Las concentraciones de surfactantes pueden estar disueltas en agua o en aceite. Se requieren altas concentraciones, debido al alto valor del área interfacial existente, ya que generalmente, estas emulsiones están estabilizadas por finos



Bloqueo por membranas o películas interfaciales. Los materiales que forman películas, incluyendo surfactantes, al adsorberse en la

interfase, petróleo/agua pueden causar taponamiento. Los finos, las arcillas, los asfaltenos y algunos surfactantes, así como un aumento de salinidad, incrementan la dureza de las  películas. El caso de surfactantes disueltos en un solvente apropiado remueve esas películas. 

Altas tensiones superficiales e interfaciales. Los valores altos de tensión en la boca del pozo, reducen el flujo de petróleo y gas,

  por lo que la adición de surfactantes para reducir dichas tensiones en los fluidos de completación, reparación y estimulación, deben ser función de una selección rigurosa.

Otros aditivos de uso común en tratamientos de estimulación.



Solventes mutuos. Un solvente mutuo es soluble tanto en agua como en petróleo, lo que les permite

actuar como un vehículo excelente para conducir los surfactantes a solubilizarse en la fase de interés. También ayudan a mantener la formación mojada por agua, ya que mantienen los surfactantes catiónicos en solución, pero transportan los surfactantes aniónicos hacia la formación. Además, reducen la saturación residual de agua (acido gastado), ya que disminuye la tensión interfacial entre este acido y las paredes de los poros. Su principal inconveniente cuando se agregan a un acido es que mantienen en solución al inhibidor de corrosión y le impiden adsorberse sobre la superficie de la tubería. 

Alcoholes. El alcohol metílico y el isopropílico se han usado en la acidificación de pozos de

gas, especialmente para eliminar bloqueos po r agua.

La mejora se debe a la rapidez con que pueden recuperarse los líquidos, debido a la reducción de la tensión superficial.

R educen

la presión de vapor del ácido gastado y

apresuran su vaporización a condiciones de fondo, reduciéndola saturación residual de agua alrededor del pozo e incrementando así la permeabilidad relativa al gas. 

Estabilizadores de arcilla. Se han desarrollado aminas policuaternarias que estabilizan arcillas después de un

tratamiento HF y deben colocarse solo en el sobredesplazamiento y nunca a concentraciones mayores de 20 gal/1000gal. No debe mezclarse en el Hf porque este lo destruye. 

Agentes desviadores de ácido. El objetivo de estos aditivos es asegurar que el acido se distribuya en todo el

intervalo a ser tratado. 

Inhibidores de precipitación de sulfato de calcio. Cuando en la formación estén presentes aguas con alto contenido de sulfatos (más

de 25ppm) es necesario evitar el contacto de estas aguas con el HCL, ya que este producirá cloruro de calcio en su reacción y el calcio será tomado por el sulfato de calcio que  precipitara. 

Agentes gelificantes. La viscosidad de un ácido puede aumentarse por la adición de polímeros solubles

que pueden entrecruzarse por medio de ligandos metálicos. El ácido gelificado se usa para desviar y distribuir el flujo de inyección y para aplicaciones de fracturamiento acido.