IT Acidificacion Areniscas

8/8/2019 IT Acidificacion Areniscas

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MODULO IT

ACIDIFICACION DE ARENISCAS

Autor: Alberto Blanco Ybez

1.- INTRODUCCION:

En reservorios de areniscas se usa principalmente el cido fluorhdrico para disolver los

silicatos. Los sistemas reactivos no-cidos se usan algunas veces para dispersar finos y permitir

que los mismos sean extrados al retornar el fluido

FIG 05.01

La Fig. 05.01 nos muestra el Arbol de Decisin para disear un tratamiento adecuado para

formaciones de areniscas daados por la presencia de sedimentos y arcillas (Silts; Clays). Los

criterios de seleccin del tratamiento son:

Mineraloga de la formacin

Mecanismo de remocin del dao

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Petrofsica de la formacin

Condiciones del pozo

2.- MINERALOGIA DE LA FORMACION

2.1.- El concepto de sensibilidad:

Un tratamiento matricial exitoso depende de la respuesta favorable de la formacin al

fluido de tratamiento. As, el mismo debe remover el dao y ser completamente compatible con

ambos, la roca y el fluido de formacin.

La sensibilidad de la formacin a un tratamiento dado incluye todas las reacciones

negativas que se puedan generar cuando el fluido tratante contacta la roca. Entre estas reacciones

se cuentan:

Desconsolidacin y colapso de la matrizLiberacin de finos

Formacin de precipitados insolubles.

As, se dice que una formacin es sensible si la reaccin entre los minerales que la

componen y un fluido dado induce dao en la misma.

Este concepto terico -que ha sido explicado por varios autores- es esquemticamente

representado en la Fig. 05.02. La penetracin del cido es descripta como el movimiento de olas

cromatogrficas. Las reacciones dainas pueden ocurrir en ambas zonas, la daada y la no

daada. La precipitacin de algunos compuestos detrimentales no puede ser evitada. Un volumen

suficiente de tratamiento y el sobredesplazamiento empujan los precipitados potenciales bien

profundo dentro de la formacin, as se minimiza su efecto.El cido fluorhdrico (Mud Acid), junto con el dao y otros componentes de la matriz

arenosa, afecta la sensibilidad de la formacin. El Slice, Aluminio, Potasio, Sodio, Magnesio

y/o Calcio pueden precipitarse a una temperatura dada cuando los productos de su reaccin

solubilizados exceden una cierta concentracin, induciendo dao. As, la sensibilidad depende de

la reactividad de la formacin con el cido considerado. Tambin depende de la estructura de la

roca y la distribucin mineralgica, lo que facilitara -o no- que el cido alcance a los minerales

solubles.

En mineralogia, dos factores afectan la reactividad de un mineral dado (Tabla 01):

Composicin qumica

Superficie de contacto

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FIG 05.02


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El conocimiento de la petrografa de la roca es un factor muy importante para determinar

la sensibilidad potencial. La Fig. 05.03 representa esquemticamente los diferentes constituyentes

de una arenisca.

Tpicamente, una arenisca estaformada de un marco de granos de Slice,

Cuarzo, Feldespato, Silex y Mica. Este

marco es la arena originalmente

depositada. Los minerales secundarios,

precipitados en los espacios porales, son

los materiales cementantes de los granos

(Frecuentemente cuarzo secundario o

carbonato) y de las arcillas autgenas.

Esto significa que las arcillas se

han depositado en los espacios poralesmucho despus que la formacin inicial de

la roca. Estas arcillas recientemente

formadas aparecen cubriendo (pegadas a la superficie de los granos) o llenando los poros.

2.2.- Estructura de la roca:

La solubilidad actual de varios minerales componentes de una arenisca depende

fuertemente de su posicin dentro de la estructura de la misma. As, un estudio petrogrfico ayuda

a entender la respuesta de la roca a un tratamiento durante un test de flujo. Es muy importante

tener en cuenta los siguiente puntos:

Solubilidad al HCl: La solubilidad de la roca al cido clorhdrico generalmente se

considera que representa el contenido de carbonatos de la formacin. Esta suposicin

debe ser cuidadosamente verificada durante un estudio petrogrfico porque otros

minerales -como los xidos, sulfitos y cloritas- son parcialmente solubles en HCl. Una

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

concentracin limitada de HF. En este caso, el HF reaccionar con el Carbonato de

Calcio formando un precipitado insoluble de Fluoruro de Calcio. Cuando la solubilidad

al HCl es menor al 20%, un precolchn de HCl evitar el contacto de los carbonatos

con el HF.

Contenido de Arcilla: Es importante conocer la cantidad, calidad y composicin de

cada tipo de arcilla presentes en la formacin. No obstante ello, es ms importante

conocer la posicin y distribucin de las mismas en el reservorio ya que estos factores

determinan la respuesta de la roca al tratamiento.

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3.- QUIMICA DE LA ACIDIFICACION EN ARENAS

Las reacciones qumicas bsicas entre la roca y el Mud Acid (HCl HF) se describen a

continuacin:

3.1.- Reacciones con Cuarzo y Slex:

SiO2 + 4 HF SiF4 + 2 H2O (1)

SiF4 + 2 HF SiF62-+ 2 H+ (2)

3.2.- Reacciones con Silicatos (Feldespatos Arcillas):

KAlSi3O8 + (n + 3m) HF + (16 - n -3m) H+

K+ + AlFn(3-n) + 3SiFm(4-m) + 8 H2O (3)

Donde los indices varan entre: n = [0 - 6] y m = [4; 6]

Esta reaccin es general para cualquier AluminoSilicato presente.-

3.3.- Reacciones con Calcita:

CaCO3 + 2 HF CaF2 + H2O + CO2 (4)

3.4.- Formacin de Fluosilicatos:

Las reacciones (1) y (2) nos muestran que se produce el Tetrafluoruro de Slice (SiF4).

Para que ste se estabilice debe existir en pequeas concentraciones en solucin, ya que se

convierte muy rapidamente en in fluosilicato:

SiF4 + 2 F SiF62- (5)

Estos reaccionan con el Calcio, el Potasio y el Sodio para formar compuestos insolubles.

SiF62-+ 2 K+ K2

SiF6 (6)

SiF62-+ 2 Na+ Na2

SiF6 (7)

Estos se forman durante la fase inicial de la disolucin, pues la alta concentracion de HF

intensifica el proceso.-

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3.5.- Precipitacin de Sales de Aluminio:

El Aluminio disuelto puede formar varios complejos con el in fluor. De ellos, el AlF3 y

Al(OH)3 se forman durante la acidificacin de arenas.-

El precipitado de AlF3 se forma si la concentracin de HF es alta, pero la proporcin de

HCl/HF es baja, mientras que el Al(OH)3 se precipita si ambas concentraciones son bajas, es

decir, hacia el final de la reaccin.-

3.6.- Precipitacin de Silica Coloidal:

La precipitacin de Slica coloidal ocurre (H4SiO4) cuando el HF presente est casi

agotado y la solucin contiene una concentracin relativamente alta de SiF4. Este reacciona con

el Aluminio contenido en las arcillas, generando slica amorfa y H4SiO4 que se deposita en la

superficie de los finos y arcillas. Esto ocurre cuando existen Aluminosilicatos en la formacin,como las arcillas.-

3.7.- Otros Precipitados:

El hierro es otra fuente de precipitados. Ello se debe debido a la presencia de iones Frrico

(Fe3+) y Ferroso (Fe2+) provenientes de la formacin y/ la tubera.-

Estos minerales son solubles en HCl y precipitan Hidrxido de Hierro gelatinoso a un pH

> 2,2. Esta precipitacin no es un problema durante la inyeccin de Mud Acis si se usa un

colchn adecuado de HCl con un agente secuestrante por delante, que remueve el hierro soluble.

El hierro remanente es acomplejado por el in fluor una vez disuelto. Esto aumenta el pH al culel Hidrxido de Hierro comienza a precipitarse. El in ferroso no es problema, ya que sus

compuestos comienzan a precipitarse a un pH > 7,7.-

4.- METODOLOGIA DE LA SELECCION DEL TRATAMIENTO EN ARENAS

La seleccin del fludo se basa en una regla simple:

"El fludo debe remover eficientemente el dao y restaurar la permeabilidad"

Esta metodologa investiga los posibles daos por precipitados. La formacin de dichos

precipitados es intensificada por la mineraloga de la roca. Su potencial de dao depende de

varios factores:

Factor Qumico: Los precipitados son solubles en el

sobredesplazamiento?

Y en los Fludos de formacin?

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Factor Cristalogrfico: Son amorfos cristalinos?

Factor Morfolgico: Producen finos migratorios?Cubren partculas no disueltas?

Factor de Concentracin: Es tan alta como para taponar los poros?

Factor de reservorio: El potencial de dao es relativo tambin a la

permeabilidad, tamao y configuracin poral, etc.

5.- ACIDOS USADOS PARA EVITAR DAO POR PRECIPITACIN

5.1.- MUD ACID (HCl-HF)

Existen varias frmulas de cidos propuestos por varios investigadores. Todos ellos se

basaron en experiencias anteriores. as por ejemplo, McLeod propuso una Gua para usar acidos

para Tratamientos Matriciales en arenas. Esta recomienda ciertas frmulas para evitar retardar

la precipitacin .-

GUIA PARA MUD ACID

(McLeod)Tabla Nro 01

Solubilidad al HCl > 20% Use HCl solamente

Alta Perm. (k > 100 mD)

Cuarzo Alto (80%) - Arc. baja ( 20%) MUD ACID (13.5 - 1.5) -1-

Arcilla Alta (> 10%) HALF STRENGTH MUD

ACID (6.5 - 1) -2-

Arcilla FerroClorita Alta LOW STRENGTH MUD

ACID (3 - 0.5)

Baja Perm. (k < 10 mD)

Arcilla Baja (< 5%) HALF STRENGTH MUDACID (6 - 1.5) -3-

Clorita Alta LOW STRENGTH MUD

ACRID (3 - 0.5) -4-

-1- Colchn de HCl 15% -3- Colchn de HCl 7.5% Acido

actico 10%

-2- Colchn de HCl 5% +

Secuestrante

-4- Colchn con Acido actico 5%

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Disminuyendo la proporcin de HCl/HF del Mus Acid es un medio para evitar retardar

la precipitacin, ya que el HCl incrementa el poder reactivo del HF; un bajo contenido de HF

reduce la precipitacin de silica amorfa (Si(OH)4).-

5.1.- CLAY ACID

Este es un sistema desarrollado para arenas que emplea Acido Fluobrico (HBF4). En el

mismo el HF se genera a travs de la hidrlisis del HBF4 :

HBF4 + H2O HBF3OH + HF (8)

En un momento dado solo hay una pequea cantidad de HF disponible. Este es consumido

por reaccin con las arcillas seguida de la hidrlisis del HBF4 para liberar ms HF. As, este

sistema constituye un "Sistema Retardado". La cintica de la reaccin vara con la temperatura,

pero siempre con las mismas caractersticas. As las probabilidades de formar precipitados de

fluosilicatos silica disminuye en gran medida.-

El Sistema

Fluobrico posee la

habilidad de inhibir la

migracin de finos. Ello

ocurre pues tiene lugar

una disolucin parcial delAl y Si presentes, lo cul

unido al Boro crea una

especie de ltex que

"suelda" el fino a la

formacin,

desensibilizando la

misma.-

Las Fig. 03 A y B

lo demuestran. Las

mismas nos muestran un ensayo de flujo realizado sobre un mismo ncleo de una formacinsensible que contiene potasio con dos sistemas diferentes: Mud Acid (12-3) y Clay Acid (8 %

HBF4).-

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Cuando el sistema Mud Acid (RMA) ataca el ncleo, se produce una reaccin con la Illita

presente, precipitndose fluorosilicato de potasio, que taponan los espacios porales, como puede

observarse en la fotografa SEM del las Fig. 05.07 a y b.-

Este precipitado puede migrar y afectar seriamente la permeabilidad de la formacin.-

6.- OTROS CRITERIOS PARA LA SELECCION DEL TRATAMIENTO

6.1.- Permeabilidad

La permeabilidad de la formacin influencia la seleccin del fludo de tratamiento en dos

modos:

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Tipo y extensin del dao: Una formacin muy permeable puede daarse facilmente

por penetracin de slidos. El mismo puede ser muy profundo. Las formaciones de baja

permeabilidad raramente se daan en el wellbore, pero puede ser muy sensible a la

invasin de fludos extraos debido al minsculo tamao de sus poros, quefrecuentemente contienen arcillas de gran reactividad con esos fludos.-

Cantidad de dao causado: Una formacin de baja permeabilidad es ms sensible a los

daos por precipitados que una de alta permeabilidad. Lo mismo se aplica a daos por

bloqueo de agua.-

6.2.- Fludo producido

En algunos el tipo de fludo producido condiciona el de tratamiento. Esto se aplica a pozos

de gas, donde es preferible minimizar el uso de fludos en base agua. Los agentes reductores de la

tensin superficial (Surfactantes, alcohol) y/ gases (Espumas) son recomendados en estos casos.-

En otros casos la incompatibilidad entre el fludo de formacin y el tratamiento hace

necesaria el uso de frmulas especficas.-

6.3.- Condiciones Fsicas del pozo

La temperatura (BHST) de la formacin es un importante factor a tener en cuenta porque

influencia la eficiencia del inhibidor de corrosin y la velocidad de reaccin.-

La presin del reservorio es un importante factor a tener en cuenta para la limpieza del

pozo despus del tratamiento. La presin del reservorio siempre debe exceder la de capilaridadpara que el retorno (Flowback) sea eficiente. Para ayudar en la limpieza se usan tensioactivos y

fludos energizados espumas.-

6.4.- Mecanismo de remocin del dao

La reaccin entre arena y cido puede ser clasificada de la siguiente manera:

Acidos que solo disuelven los daos y los finos (Sistema Mud Acid)

Acidos que disuelven y/ dispersan el dao y los finos (Sistema MSR)

Acidos que disuelven el dao y estabilizan la formacin (Sistema Clay Acid)

Para poder disear un buen sistema de tratamiento se debe conocer el tipo de dao que

tiene el pozo. Los parmetros para determinarlo son:

Tipo de Arcillas

Permeabilidad y tipo de porosidad de la arenisca

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7.- ORGANIZACION DEL ARBOL DE DECISIN (Fig. 05.01)

7.1.- Migracin de Finos

Corresponde a la zona superior izquierda del Arbol de Decisin. La migracin ocurre

cuando la velocidad del fludo producido es suficientemente alta como para arrastrar las

partculas, permitiendo que las mismas fluyan a travs del wellbore, hasta que se taponan en

alguna garganta de la porosidad dentro o fuera del wellbore.-

Luego de la remocin del dao, los finos no disueltos remanentes necesitan ser

estabilizados en el lugar usando un sistema Clay Acid. Este mtodo es recomendado para aquellos

pozos que registran una rpida declinacin de produccin despus de un tratamiento con Mud

Acid.-

Tambin puede usarse para pozos con una fractura hidrulica inducida cuya produccin

declina por invasin de finos dentro del canal empacado (En aquellas fracturas que no registran

empotramiento del apuntalante).-

7.2.- Formaciones fracturadas naturalmente

Corresponde a la seccin inferior izquierda. En estos casos el dao se localiza en las

fisuras naturales en la fractura inducida con un alto grado de empotramiento. Este ltimo ocurre

cuando el apuntalante utilizado se hunde en la formacin dando como resultado una disminucin

del ancho efectivo de la fractura. Esto se debe a un incremento en la Presin de Cierre pordepletacin de la formacin a la presencia de una formacin blanda. En estos casos el sistema

Clay Acid no es efectivo.-

Una arena fisurada naturalmente es -generalmente- dura, compacta, de baja permeabilidad

y porosidad. En estos casos la productividad se origina del sistema fisurado y es all donde se

localiza el dao. El mismo puede deberse a invasin por lodos de perforacin que deja residuos

slidos dentro de la fisura. La presencia de sedimentos y arcillas requiere de un tratamiento cuyo

mecanismo se basa en la suspensin del dao. Para ello se recomiendan los sistemas sinergticos

como el MSR.

Arenas con carbonatos menores al 20%: El sistema MSR -basado en el sistemaMud Acid- depende de la mineraloga.-

Arenas con carbonatos mayores al 20%: Se usan sistemas MRS basados en

HCl, excepto a BHST > 302 oF, donde el fluido base es no-reactivo.-

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7.3.- Areniscas calcreas de alta permeabilidad

Sector inferior central. Estas formaciones poseen una solubilidad mayor al 20% y dao en

la matriz por sedimentos y arcillas. Si la BHST > 300oF, se recomienda el uso de solucionesreactivas no-cidas (NARS) con agentes dispersantes o floculantes. Si la BHST < 300 oF

entonces se recomienda un sistema Clay Acid.-

7.4.- Daos por slidos provenientes del wellbore

Sector inferior derecho. Son formaciones daadas en la matriz durante las operaciones de

perforacin y/ completacin. Generalmente se usa el sistema Mud Acid. Se debe usar una

concentracin baja de HF si la formacin es de baja permeabilidad. En el caso de pozos gasferos

se debe usar alcohol como fludo base y no agua para evitar cada de produccin por cambio de

mojabilidad. El alcohol incrementa la presin de vapor y disminuye la tensin superficial. Si la

formacin tiene minerales potsicos (Feldespato, ilita), entonces se debe usar un sistema ClayAcid.-

7.5.- Otros aditivos

Este Arbol de Seleccin no incluye un sealamiento de los aditivos pues los mismos no

han sido diseados para la remocin del dao, pero s son considerados como una parte integral

del diseo del tratamiento.-

Los precipitados de Hierro estan sealados como problemas. La clorita contiene algo de

hierro en su composicin, pero su solubilidad es muy baja en HCl. La mayora de los problemas

con el Hierro viene de la tubera, por ello es importante limpiar la tubera antes de un tratameintode estimulacin (Servicio TubeClean).-

8.- COLCHONES Y SOBREDESPLAZAMIENTOS:

Los colchones (Preflush) y sobredesplazameintos (Overflush) deben ser utilizados para

incrementar la eficiencia del tratamiento y no deben faltar en ningn diseo. Ellos deben aplicarse

usando las siguientes reglas:

8.1.- Colchon (Preflush)

Usualmente se usa HCl, el cul cumple las siguientes funciones:

Desplaza la salmuera del wellbore cuando no se usa un espaciador de Cloruro de

Amonio, con el fin de evitar el contacto directo entre el sistema Mud Acid y cualquier

salmuera que contenga Potasio, Sodio o Calcio.-

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Disuelve una gran cantidad de carbonatos para minimizar la precipitacin de Fluoruro

de Calcio. El cido actico puede reemplazar al HCl. Acta como un espaciador de pH

bajo y un agente acomplejante que ayuda a minimizar la tendencia de los compuestos

de hierro a precipitarse en el HCl gastado.-

Otros aditivos, como el Xileno -con o sin HCl- pueden ser usados para remover asfaltenos

y parafinas; mientras que los Solventes Mutuales (U066, A-Sols, etc) pueden ser usados si son

compatibles con el crudo de formacin. Estos son normalmente combinados con HCl Cloruro

de Amonio. Tambin se usan surfactantes, estabilizadores de arcilla y agentes acomplejantes.-

8.2.- Sobredesplazamiento (Overflush)

Su rol principal es desplazar el tratamiento ms all de los 4 pies radiales desde el

wellbore. Los productos precipitados del cido gastado daarn menos si se depositan en esta

zona lejana.-

Los fludos recomendables como sobredesplazamiento son:

Pozos Petrolferos: Cloruro de Amonio

HCl al 5 - 7.5%

Diesel Oil

Pozos Gasferos: Cloruro de Amonio

HCl al 5 - 7.5%

En todos los casos se recomienda agregar solventes mutuales y surfactantes para dejar laformacin mojable al agua y facilitar la limpieza del tratamiento. En pozos de baja presin

depletados los fludos enegizados espumados con Nitrgeno son muy efectivos.-

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