ESTIMULACIÓN

Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye o crea un sistema extensivo de canales en la roca productora (aumentar K) de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo o de éste a la formación.

La estimulación de pozos es una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros, ésta consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo.

Es un proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer  en la recuperación de las reservas.

Los objetivos principales de la estimulación son:

Para pozos productores incrementar la producción de hidrocarburos.

Para pozos inyectores aumentar la inyección de fluidos como agua, gas o vapor.

Para procesos de recuperación secundaria y mejorada, optimizar los patrones de flujo.

A través de la estimulación de pozos ha sido posible mejorar la producción de aceite y gas e inclusive, incrementar las reservas recuperables. Importancia de la Estimulación

Incrementar las reservas recuperables. Se aplica para todo tipo de formaciones y profundidades de los pozos petroleros y

de agua, dependiendo de ácido a utilizar y las condiciones presentes. La estimulación debe ser diseñada para evitar que los fluidos inyectados en la

formación puedan dejar residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Una selección inapropiada de un fluido de estimulación o el no tomar en cuenta las condiciones del pozo, puede llegar a daños severos y en ocasiones permanentes (corrosión, precipitación de hierro en la roca, cambios en la mojabilidad de la roca, crear emulsiones.

TIPOS DE DAÑO

1.- Daño a la permeabilidad En este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por:A) La presencia de finos y arcillas de la propia formación.B) Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación.C) Incrustaciones de depósitos orgánicos (asfáltenos o parafinas).D) Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos, entre otros.

2.- cambio a la permeabilidad relativa: Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparación, etc.

Cambios en la saturación.Alteración de la viscosidadEl incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, etc. y esto dificulta el flujo de fluidos.

LA ESTIMULACIÓN COMO MEDIO DE ELIMINAR LOS DAÑOS

SURFACTANTES

Utilizados para romper emulsiones presentes en la formación, para remover lodo y para dispersar arcillas como también para alterar las propiedades humectantes del fluido en la roca.

POR DESCARGA

Técnica utilizada con cualquier tipo de fluidos y unas bolas que permiten inyectar fluido a la formación presurizar y luego descargar limpiando los perforados y/o la zona cercana alrededor del pozo.

ESTIMULACIÓN ÁCIDA

Regular: Utilizada para eliminar daños cercanos a la boca del pozo por lodo (1) o para mejorar la permeabilidad natural de la formación (2) (HCl (2), HF-HCl (1), ácidos orgánicos (acético - cítrico)).

Retardo: Utilizado para eliminar daños de la formación, con creación de nuevos caminos y/o para atravesar daños no removibles dentro de la formación (mezcla de HCl - ácidos orgánicos y otros).

ESTIMULACIÓN DE ARENISCAS

TEORÍA Y PROCEDIMIENTOS.

Los objetivos de este tipo de estimulación son: eliminar el daño de la formación alrededor del pozo, debido principalmente a la invasión de partículas sólidas, y el hinchamiento, dispersión, migración o floculación de arcillas, e incrementar la permeabilidad natural de la formación en la zona vecina al pozo.

En este tipo de estimulación se utiliza comúnmente la mezcla HCEHE, siendo al ácido fluorhídrico el que reacciona con el material silícico. En formaciones con alta temperatura, también pueden utilizarse mezclas HE-ácidos orgánicos.

Dadas las características de reacción del HF, estos tratamientos están limitados a penetraciones del orden de l a 3 pies de la pared del pozo. Además de reaccionar el HF con los compuestos de sílice, también reaccionará con los carbonatos y con la sal muera de la formación. Por presentarse estas reacciones indeseables, este tipo de técnica de acidificación consiste de la inyección de cuando menos tres tipos de fluidos: un fluido de prelavado, el flujo de estimulación y un fluido de desplazamiento.

La técnica de colocación consiste en el bombeo inicial de un fluido de prelavado que tiene como objetivo eliminar de la zona en que entrará en contacto con el HF, el agua de la formación y el material calcáreo. A continuación bombear el ácido fluorhídrico que disolverá el material silícico que daña o compone la roca y finalmente bombear un fluido que desplazará dentro de la formación, fuera de zona crítica (vecindad del pozo) los posibles productos dañados que resulten de las reacciones, Dejando acondicionado el pozo.

FLUIDO DE PRELAVADO

VHCL = 23.5 φ h (pies) * (rx2-rw2)/BVHCL =GalonesRx, rw = pulgadasB = factor de disoluciónEn la mayoría de este tipo de estimulaciones se utiliza como fluido HCL, entre el 5 y 15% dependiendo el contenido de carbonatos y un volumen entre 50 y 100 gal/pie.

FLUIDO DE ESTIMULACIÓN

Se utiliza la mezcla HF-HCL, a concentraciones de 3% y 12% en volumen utilizado, de este fluido esta entre 125 y 200 gal/pie. Removerá el daño por arcillas, para completar esto, el sistema ácido deberá contener iones de fluoruro. Los surfactantes en un fluido de tratamiento para un yacimiento de areniscas deben ser de tipo no iónico - aniónico y/o aniónico.

FLUIDO DE DESPLAZAMIENTO

El volumen a usar para este fluido debe estar entre 50 gal/pie y 1,5 veces el volumen del fluido de estimulación. Los fluidos utilizados son: cloruro de amonio, HCL entre 5% y 10%, en pozos de gas se usa nitrógeno, solventes con concentración en volumen de 2 y 50%

Se utiliza para desplazar el HF, asegura que la mayoría del HF reaccione en la formación y contribuirá a los resultados del tratamiento.El cloruro de amonio es el más común y es una de las pocas sales que no precipitará con el HF o con el HF gastado, el diesel se utiliza también en pozos de aceite.Ya que el HF reacciona muy rápidamente, no se recomienda un largo período de cierre, debe empezar a regresarse los fluidos tan pronto como con formaciones de baja permeabilidad.Una vez que se han bombeado los fluidos hacia la formación, cumpliendo con las etapas del tratamiento finalmente se bombea un fluido desplazador compatible con el sistemay cuyo volumen será igual al volumen de las tuberías hasta la base del intervalo a disparar. En el caso de la estimulación matricial en areniscas, la apertura del pozo debe ser lo más rápido posible.

ESTIMULACION MATRICIAL REACTIVA.

La estimulación matricial reactiva o ACIDIFICACIÓN MATRICIAL, consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a caudales y presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca. El objetivo principal de esta técnica es remover el daño ocasionado en las perforaciones y en la vecindad del pozo y eliminar obstrucciones en el mismo. En formaciones de alta productividad se emplea para estimular la productividad natural del pozo.

En el caso de la estimulación matricial no reactiva los surfactantes son los productos activos, en la estimulación matricial reactiva los ácidos constituyen el elemento básico.

ÁCIDOS

Los ácidos son sustancias que se ionizan en el agua. Los iones hidrógenos son los elementos activos que reaccionan con los minerales disolviéndolos. Entre más completa y rápida sea la disociación en agua mayor poder de disolución tendrá el ácido y este será en un ácido fuerte. Para la estimulación se requiere un ácido, que los compuestos sean solubles en agua y removibles en la formación, además deben ser controlables en sus efectos dañinos, ser seguros en su manejo, encontrarse en grandes cantidades y tener bajo costo.

ÁCIDO CLORHÍDRICO

Es al ácido más utilizado en la estimulación de pozos, es una solución de gas cloruro de hidrógeno en agua. Este gas se disocia en agua rápida y completamente, hasta un limite de 43% en peso a condiciones estándar. Su amplio uso es debido a la propiedad de disolver mayor cantidad de roca calcárea. La principal desventaja es que puede causar corrosión severa. Esta acción severa del ácido restringe su aplicabilidad a altas temperaturas (300ºF).

El ácido clorhídrico se emplea en la mayoría de los tratamientos de estimulación y de acuerdo al uso y tratamiento, varía entre 1 y 35%.

Se emplea en acidificación de areniscas, si bien, no disolverá las arenas o las arcillas si lo hará con cualquier carbonato presente en la formación y también deshidratara, parcialmente las arcillas expandidas por agua hasta en un 80%.

El daño, la permeabilidad de la formación puede darse debido al lodo de perforación, a filtrados, a depósitos secundarios como parafinas, asfáltenos y formaciones de finos. El daño se encuentra a pocas pulgadas del hueco del pozo considerando adecuado un barril de fluido de tratamiento por pie de formación manteniendo controlada la velocidad y la presión para que no se fracture.

ACIDIFICACION INTERSTICIAL.

Se trata a velocidad y presión suficientemente bajas para que no hayan fracturas permitiendo el tratamiento de la permeabilidad natural ya sea de fracturas intergranulares, con drusas o naturales.

Se debe considerar la acidificación intersticial siempre que haya daño presente o cuando se esté cerca de una zona de agua o con una capa gasífera y la fracturación pudiera resultar en una mayor producción de agua o en una producción de agua o en una proporción excesiva de petróleo y gas.

Un barril por pie llegara a aproximadamente 3 pies desde la cara de la arena en una formación promedio y dos barriles por pie, llegaran a 3 o 5 pies dependiendo de la porosidad. Los resultados varían de acuerdo al daño pero pueden aumentar la capacidad de producción en un 350% si el pozo está parcialmente tapado y se le devuelve la permeabilidad en un radio de 5 pies.

ACIDIFICACION DE FRACTURA

La mayor parte de las formaciones de caliza y dolomita tienen bajas permeabilidades, la inyección de ácido en estas formaciones resulta en un tratamiento ácido de tipo fractura. El éxito del tratamiento de acidificación de fractura depende de la habilidad para crear una fractura conductora que tenga la extensión vertical y lineal adecuada.

Para lograr una buena extensión de fractura, y una adecuada capacidad de flujo, se debe utilizar el ácido con una baja perdida de fluido y que produzca una buena capacidad de flujo, de manera que los fluidos producidos tengan un camino de paso desde la formación hasta la cara del pozo.

CORROSIÓN

Debido a su alta concentración iónica el ácido clorhídrico es muy corrosivo. Existen básicamente dos tipos de inhibidores que se usan con el ácido clorhídrico, orgánico e inorgánico.

Inhibidores orgánicos

La mayoría están hechos de compuestos orgánicos como los alcoholes acetilénicos mezclados con otros materiales los cuales son capaces de adsorberse en a la superficie del metal. Esto produce una película que actúa como barrera entre el ácido y la superficie del metal.

Inhibidores inorgánicos

Se componen de sal inorgánica de arsénico como la arsenita de sodio. Funcionan mayormente que los orgánicos, aunque los mecanismos químicos involucrados difieren de cierto modo.

ESTIMULACION MATRICIAL EN ARENAS

Con el uso de surfactantes, solventes mutuos y desmulsificantes, en el caso de pozos de gas es recomendable el uso de ácidos alcohólicos.

Los depósitos Orgánicos como parafinas y asfáltenos dañan la Permeabilidad absoluta, sus orígenes son numerosos y complejos, su principal mecanismo es el cambio en la temperatura y presión en el pozo y las cercanías, pueden removerse con solventes aromáticos (Xileno y Tolueno) y aditivos (anti asfáltenos, dispersantes de parafinas).

Se puede mezclar ácido fluorhídrico con HCL o con ácidos orgánicos para disolver minerales arcillosos, feldespatos y arenas, debido a que los minerales arcillosos y los feldespatos tienen mayor área de contacto, la mayoría del HF se gastará más rápido en estos materiales que en el cuarzo o en las arenas.

Es el único ácido que reaccionará con arena y otros minerales silicios como la arcilla, La reacción entre el HF y una arcilla como la bentonita, El HF reaccionará con minerales calcáreos como la caliza, sin embargo producirá precipitados insolubles de fluoruro de calcio:

PRUEBAS DE COMPATIBILIDAD

A fin de poder verificar la compatibilidad de fluidos de tratamiento con los fluidos producidos es necesario probar diferentes sistemas que identifiquen el óptimo, de acuerdo con las normas ASTM y API.

Las características químicas de compatibilidad que deben presentar el sistema de aditivos, y la mezcla de este con el crudo son las siguientes (Norma ASTM y API):

Sistemas (mezclas de aditivos) Homogéneos Miscibles Sistema / crudo Mezclable Homogéneos Dispersión  de  sólidos Orgánicos  insolubles (Asfáltenos) Solubilidad de sólidos Orgánicos solubles   (para-finas) Rompimiento de emulsiones Mojabilidad por agua (acción del co-solvente) Pruebas de emulsión (en caso de un tratamiento ácido)

Estas pruebas se realizan de acuerdo con la norma APIRP42.Los parámetros determinados en estas pruebas según las normas señaladas son:

La cantidad de ácido separada  En el menor tiempo posible La calidad de las fases ácido/aceite (que sea bien definida - BD-) Tipo de formación Mineralogía Temperatura Prueba de compatibilidad Prueba de Emulsión