06_ESTIMULACION_DE_POZOS.pdf

Estimulaciones
de
Pozos
GUÍA DE DISEÑO PARA
6
Terminación

ESTIMULACIONES DE POZOS
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.
Através de esta guía se presenta una metodología que considera desde el análisis
de los mecanismos de daño, la selección del pozo candidato, hasta el diseño y
ejecución del tratamiento, dependiendo de la caracterización del daño y la
interacción de los fluidos para la remoción del mismo.

ESTIMULACIONES
DE POZOS
CONTENIDO
1. OBJETIVO
2. INTRODUCCIÓN
3. MECANISMOS DE DAÑO
4. SISTEMAS DE FLUIDOS PARA
UNAESTIMULACIÓN MATRICIAL
5. ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN
CARBONATOS
ARENAS
7. METODOLOGÍADE DISEÑO
pro-
puesto.
7.2. Determinación y caracte-
rización del daño.
7.3. Selección del sistema de
fluidos para el tratamien-
to
7.4. Cálculo de parámetros
para la ejecución.
APÉNDICE 1. Nomenclatura.
APÉNDICE 2. Diagrama de Flujo
para la ejecución de un tratamiento
de estimulación
APÉNDICE 3. Determinación de la:
cantidad de caliza que disuelve un ácido,
concentración de un ácido, el Índice de
Productividad.
7.1. Validación del pozo

1. OBJETIVO
2. INTRODUCCIÓN
Proporcionar una guía para diseñar
una estimulación matricial,
considerando la selección del pozo
candidato y la determinación del fluido
de tratamiento en función de la
caracterización del daño y el tipo de
f o r m a c i ó n , a s í c o m o l a s
consideraciones técnicas, además que
indique como calcular los parámetros
que se requieren para su ejecución.
Una estimulación se define como el
proceso mediante el cual se restituye ó
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.
Existe una amplia gama de literatura
técnica de los diferentes tipos de
tratamientos que pueden ejecutarse en
un yacimiento de acuerdo con sus
características. El avance tecnológico a
través de simuladores y equipo de
laboratorio nos permite detectar pozos
candidatos a estimular, diagnosticar su
daño y proponer los diseños mas
adecuados en forma rápida y con mayor
certidumbre.
En México la mayor parte de las
estimulaciones se efectúan en rocas
carbonatadas (calizas) utilizando ácido
clorhídrico (HCL) a diferentes
concentraciones, una menor parte de
las estimulaciones se realizan en
formaciones productoras de areniscas,
donde se ha utilizado Ácido Fluorhídrico
( HF) o más recientemente, a través
Fracturamientos hidráulicos.
En nuestro país, particularmente en los
yacimientos con rocas carbonatadas, la
utilización del ácido clorhídrico es
prácticamente el común denominador
de las estimulaciones, sin embargo, la
experiencia nos ha revelado que no
todos los pozos con problemas de
producción, requieren necesariamente
del uso de ácido clorhídrico. Muchos de
nuestros pozos con problemas de
p r o d u c c i ó n r e q u i e r e n d e
estimulaciones No ácidas ( no
reactivas) debido a la naturaleza del
problema que genera la declinación de
su producción, por lo tanto la selección
de un pozo candidato a estimular y el
diseño de su tratamiento requiere de un
buen análisis de gabinete. La
determinación del tipo de daño, el
análisis nodal y la corroboración del
daño a través de pruebas de laboratorio
son factores importantísimos que
deben considerarse para seleccionar y
diseñar el tratamiento de un pozo
candidato a estimular.

Pagina cinco
3. MECANISMOS DE DAÑO
a)- Daño a la permeabilidad absoluta
b) - Cambios en la Permeabilidad
relativa
3.1Tipos de Daño
Independientemente del origen o la
naturaleza del daño, este afecta el
patrón de flujo natural de los fluidos en
la formación. Los daños que
t r a d i c i o n a l m e n t e c o n o c e m o s ,
presentes en el sistema roca-fluidos, los
podemos agrupar en tres tipos básicos:
En este tipo de daño las partículas y
materiales ocupan parcial o totalmente
el espacio poroso de la formación, ya
sea por:
1) La presencia de finos y arcillas de la
propia formación.
2) Sólidos de los fluidos de perforación o
de terminación.
3) Incrustaciones de depósitos
orgánicos (asfaltenos o parafinas) o,
4) Depósitos complejos de orgánicos
e inorgánicos, entre otros.
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 cambios en la saturación
de fluidos, debido a tratamientos
previos, por un trabajo de reparación,
etc.
El incremento en la viscosidad del fluido
puede ser debido a la formación de
emulsiones, polímeros, etc. y esto
dificulta el flujo de fluidos.
3.2.- Representación del daño
La figura 1 describe las condiciones de
la vecindad del agujero, donde rx y kx
representan la penetración del daño y la
permeabilidad de la zona afectada
respectivamente, kx es diferente a la
permeabilidad de la formación en la
zona virgen, representada con la
permeabilidad k.
Figura 1.- Representación esquemática
de una zona dañada.
c)-Alteración de la viscosidad
Zona de
Permeabilidad
sin alterar
Zona de
Permeabilidad
alterada
h
re
rw
k rx
kx
Zona de
Permeabilidad
sin alterar
Zona de
Permeabilidad
alterada
h
re
rw
k rx
kx

El factor de daño (S) está dado por la
ecuación (1):
(1)
En general el efecto de daño (S) implica
:
S = 0 no existe daño, por lo que kx = k.
S > 0 existe daño, por lo que k > kx
S < 0 el pozo está estimulado k < kx
La mayor parte de la producción de
hidrocarburos se presenta en
formaciones carbonatadas o en
areniscas. Durante la etapa de
perforación y terminación del pozo
diversos factores químicos o mecánicos
pueden alterar su estado original
provocando daños que resultan en una
caída de presión y por consiguiente en
una disminución en la producción de
hidrocarburos. Además, en estas
etapas o durante la vida productiva del
pozo pueden presentarse condiciones
como cambios de mojabilidad,
bloqueos por agua, presencia de
compuestos orgánicos, mezclas
complejas de orgánicos e inorgánicos,
presencia de arcillas y finos o sludge,
entre otras, que provocan la presencia
de cualquiera de los mecanismos de
daños ya mencionados.
El tratamiento para este tipo de
4) SISTEMAS DE FLUIDOS PARA
UNAESTIMULACIÓN MATRICIAL.
formaciones puede clasificarse de
manera general de la siguiente forma
4.1 Base del sistema
En función del elemento básico que la
constituye se pueden clasificar de la
siguiente manera:
Ácido clorhídrico (HCL)
Ácido Fluorhídrico (HF)
Reactivas Ácido Acetico(2HCH CO)
3 3
Ácido Fórmico (2HCOOH)
Solventes Mutuos
NO reactivas
Solventes Aromáticos
La remoción efectiva del daño por
permeabilidad absoluta involucra la
disolución o dispersión/disolución de
material físico el cual provoca la
restricción en la permeabilidad. Si el
material de daño es soluble en ácido, un
fluido base ácido puede ser efectivo en
disolver y remover el material. Tanto las
formaciones carbonatadas como las
areniscas pueden acidificarse, sin
embargo la efectividad de su
t r a t a m i e n t o s i e m p r e e s t a r á
directamente relacionado a como el
tratamiento seleccionado elimina el
daño.
Cuando el daño consiste de parafinas y
asfaltenos, deben usarse solventes
w
x
x r
r
k
k
S ln
1ú
û
ù
ê
ë
é
-
=

Pagina siete
orgánicos como solvente base para
ayudar a disolver el material y así
restaurar la permeabilidad.
Cuando incrustaciones o sólidos
solubles en ácido, son cubiertas con
aceite, el uso de solventes colocados
como precolchón antes de la etapa de
ácido, es útil para limpiar la superficie y
permitir mas directamente la reacción
del ácido. El ácido nunca debe usarse
sólo en un intento para remover
depósitos de asfaltenos o parafinas.
4.2Aditivos:
Existe una gran cantidad de aditivos
utilizados en los tratamientos ácidos,
que facilitan el uso de los sistemas
permitiendo una mayor efectividad,
básicamente estos pueden agruparse
en:
T í p i c a m e n t e s o n m a t e r i a l e s
fuertemente catiónicos, con una fuerte
afinidad con la superficie metálica, para
ser efectivos deben tener la capacidad
de adherirse al interior de la tubería,
formando una delgada cubierta
protectora a medida que el ácido es
bombeado, debido a su fuerte carga
c a t i ó n i c a d e b e s e r u s a d o
cuidadosamente para cumplir su
función, ya que un exceso de este
inhibidor puede influir en la matriz e
inducir un daño a la permeabilidad
relativa, causado por un cambio de
mojabilidad.
a)- Inhibidores de corrosión.-
b)- Surfactantes
c) Solventes mutuos
Los surfactantes son comunes en todos
los tratamientos ácidos y ellos son el
elemento básico en las estimulaciones
no reactivas; las funciones de un
surfactante usado en una acidificación
incluyen: La desemulsión, dispersión,
prevención del sludge, penetración y
reducción de la tensión superficial,
evitar el hinchamiento o dispersión de
arcillas, mojar de agua a la roca, ser
compatible con los fluidos de
tratamiento y de la formación, ser
soluble a los fluidos de tratamiento a
temperatura de yacimiento.
En un tratamiento ácido en arenas,
especialmente, la incompatibilidad de
inhibidores de corrosión y surfactantes
aniónicos puede ser un problema si no
se manejan apropiadamente
Los solventes mutuos o mutuales como
el Etilen Glicol Mono Butil Ether
( EGMBE) o materiales similares, son
otros aditivos frecuentemente utilizados
en los sistemas ácidos, a menudo son
utilizados por su solubilidad tanto en
fluidos base agua o aceite. Los
solventes mutuos se desarrollaron hace
algunos años para facilitar la reacción
del ácido en superficies cubiertas de
aceite debido a su habilidad para
ayudar a disolver mas allá de la cubierta
de aceite; también ayudan a disminuir la
tensión superficial del ácido reactivo lo

que facilita la recuperación del ácido
gastado y la limpieza del pozo. Debido a
sus propiedades, tienden a limitar la
efectividad de los inhibidores de
corrosión y frecuentemente la
concentración de estos últimos debe
ser incrementada en el sistema de
tratamiento cuando se usan solventes
mutuos
Los solventes mutuos para ser
efectivos, deben ser agregados en
concentraciones de aproximadamente
10% del volumen de ácido ( lo que
incrementa el costo del tratamiento) y
su uso debe ser evaluado antes del
tratamiento.
Muchas formaciones contienen
Siderita, hematita y otros minerales
ricos en fierro, además del fierro que
puede ser desprendido de la misma
tubería, por lo tanto los agentes
secuestrantes de fierro son un aditivo
común en los tratamientos ácidos.
La química de los componentes de
incrustaciones de fierro es más
compleja que las de otro tipo, ya que
existen dos formas de fierro en la
formación, ferroso y férrico (éste último
de mayor riesgo, y el primero que se
forma en las estimulaciones); en
solución, la forma ferrosa puede ser
oxidada a férrico en presencia de
oxigeno. La mayoría de las aguas de
formación contienen menos de 100 ppm
d) -Aditivos de control de fierro
d e f i e r r o , q u e p u e d e v e r s e
incrementada substancialmente por
corrosión, o por contacto de magnetita o
de hematita.
Mientras el ácido no esta gastado su PH
es 0 ó cercano a 0, en estas
circunstancias ningún ión fierro
precipitará, sin embargo, a medida que
el ácido se va gastando, su PH tiende a
subir, y arriba de 2 ó más, los problemas
con precipitación de hierro existen y
agravan el problema en el fondo, ( el
ferroso empieza a precipitar en PH de 5
y el férrico empieza a precipitar con PH
de 2.5 y totalmente con PH de 3.5) por lo
anterior es importante contar con los
secuestrantes de fierro adecuados e
inducir el pozo a producción tan rápido
como sea posible.
El cubrir efectivamente el intervalo de
interés es crítico para el éxito de un
tratamiento matricial ya sea en
carbonatos o en areniscas. La
desviación en un tratamiento puede ser
complementada utilizando desviadores
mecánicos como empacadores,
tapones puente, bolas selladoras en los
disparos, sólidos químicos, espuma e
incremento en el ritmo de inyección por
debajo de la presión de fractura.
Es también considerado un aditivo en
tratamientos ácidos. El nitrógeno puede
agregarse al ácido para facilitar la
e) -Agentes divergentes
f) - Gas

Pagina nueve
recuperación del ácido gastado cuando
se acidifican pozos depresionados y por
supuesto cuando se usa espuma
nitrogenada como desviador. Existe
una técnica patentada por J. L. Gidley
( “El futuro de las acidificaciones” JPT
230) que reporta ventajas de usar
Bióxido de carbono ( CO2), como un
precolchón por delante del ácido, en
tratamientos de zonas de aceite.
5.1.- E s t i m u l a c i o n e s r e a c t i v a s
utilizando Ácido Clorhídrico (HCL).
Como se mencionó anteriormente las
estimulaciones matriciales en cualquier
formación pueden ser reactivas o no
reactivas.
Para las formaciones de carbonatos los
tipos de ácido que pueden usarse son:
- Ácido Clorhídrico (HCL)
- Ácidos Orgánicos (Acético y Fórmico)
Este tipo de estimulaciones, ya sea en
formaciones calizas o en dolomitas, nos
da la oportunidad no tan solo de
remover el daño sino de mejorar la
permeabilidad en la vecindad del pozo
debido a la generación de canales por la
disolución de material que genera el
ácido.
La acidificación matricial en carbonatos
puede considerarse como un proceso
CARBONATOS
mucho mas sencillo que una
acidificación en formaciones areniscas,
esto es debido a que la mayoría de los
productos de reacción tanto en calizas
como en dolomitas son solubles en el
ácido gastado.
La Figura 2, muestra la capacidad de
disolución del HCL a varias
concentraciones, en caliza y dolomita.
Basado en gran cantidad de volúmenes
calculados y por la experiencia de
campo, la mayoría de los tratamientos
ácidos matriciales utilizan de 75 a 250
galones de ácido por pie de intervalo
productor.
Lo que mayor concierne a una
estimulación matricial ácida en
carbonatos incluye lo siguiente:
o Efectividad del desviador
o Limite de los agujeros de gusano
y la excesiva perdida de filtrado
o Aplicaciones en baja y alta tem-
peratura
o Concentración del ácido
Figura 2.- Solubilidad del HCL en caliza y
dolomita.
Dolomia
Caliza
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Libras
de
roca
disueltas
por
Cada
1,000
galones
de
HCI
7.5% 15% 20% 25% 28%
Concentración de Ácido clorhídrico
Dolomia
Caliza
Dolomia
Caliza
Dolomia
Caliza
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Libras
de
roca
disueltas
por
Cada
1,000
galones
de
HCI
7.5% 15% 20% 25% 28%
Concentración de Ácido clorhídrico

El Ácido Clorhídrico es el ácido mas
utilizado en la estimulación de pozos, y
el más fuerte, al 15% se le conoce como
ácido regular, si comparamos la misma
concentración, es el más corrosivo de
los ácidos, reacciona con la caliza y la
dolomita como se muestra en la parte
inferior de esta página.
5.1.2 Estimulaciones reactivas
utilizando Ácidos Orgánicos.
El Acético y el Fórmico son otros dos
ácidos que llegan a utilizarse, solos o
con el HCL.
Son mucho más débiles que el HCL y
por lo tanto reaccionarán mas
lentamente con la mayoría de los
minerales en el pozo y por lo tanto
permiten una penetración más profunda
y mejores propiedades de grabado en
algunas formaciones.
El Ácido Acético reacciona mas
lentamente que el Fórmico.
Un 10% de solución de ácido acético
disolverá la caliza tanto como un 6% de
solución de HCL.
Un 10% de solución de ácido fórmico
disolverá la caliza tanto como un 8% de
solución de HCL.
La reacción química de estos ácidos
con la caliza es la siguiente:
5.1.3 Factores que afectan la reacción
del ácido con los carbonatos
Existen algunos factores que influyen
en el efecto de reacción del ácido con
las formaciones, entre los más
importantes:
Amayor superficie de roca expuesta por
unidad de volumen de ácido, éste se
gastará más rápido
b).- Presión
a) Relación Volumen- Área de contacto
2
2
2
3
)
(
2 CO
Carbono
de
Bióxido
O
H
Agua
CaCl
Calcio
de
Cloruro
CaCO
Caliza
Calcio
de
Carbonato
HCL
o
Clorhídric
Ácido
+
+
®
+
2
2
2 CO
Carbono
de
Bióxido
O
H
Agua
+
+
2
2
2
)
3
(
4 MgCl
Magnesio
de
Cloruro
CaCl
Calcio
de
Cloruro
CO
CaMg
Magnesio
y
Calcio
de
Carbonato
HCL
o
Clorhídric
Ácido
+
®
+
2
2
2
)
2
3
(
3
3
3
2 CO
Carbono
de
Bióxido
O
H
Agua
CO
CH
Ca
Calcio
de
Acetato
CaCO
Calcio
de
Carbonato
CO
HCH
Acético
Ácido
?
?
?
2
2
2
)
(
3
2 2 CO
Carbono
de
Bióxido
O
H
Agua
HCO
Ca
Calcio
de
Formato
CaCO
Calcio
de
Carbonato
HCOOH
Fórmico
Ácido
?
?
?

Pagina once
Figura 3.- Efecto de la Presión sobre el
tiempo de reacción del HCL- CaCO3.
Arriba de 750 psi la presión tiene un
menor efecto en la reacción del ácido
con rocas calcáreas que la mayoría de
los otros factores, por debajo de ese
valor la reacción se acelera, como se
observa en la Figura 3.
A medida que la temperatura se
incrementa, el ácido reaccionará más
rápido con el material calcáreo.
Mientras más fuerte sea un ácido mas
c) Temperatura
d) Concentración del ácido y productos
de reacción.
Con sólo agregar cloruro de calcio o
Bióxido de Carbono a cualquier ácido
fuerte retardará ligeramente su
reacción.
Un ácido orgánico le toma mas tiempo
gastarse que el HCL porque solo está
parcialmente ionizado.
La composición química de la roca
influirá en la reacción del ácido, las
dolomitas generalmente reaccionan
mas lentamente con el HCL que con las
calizas.
A medida que la viscosidad se
incrementa disminuye el tiempo de
reacción del ácido.
5.2.- Estimulaciones No reactivas en
carbonatos.
En este sistema los fluidos de
t r a t a m i e n t o n o r e a c c i o n a n
químicamente con los materiales de la
roca, estos sistemas se utilizan para la
remoción de daños ocasionados por
bloqueos de agua, aceite o emulsión,
pérdidas de fluido de control, depósitos
orgánicos, daños por tensión interfacial,
por mojabilidad e incrustaciones. Lo
anterior es debido a que el flujo de
f l u i d o s a t r a v é s d e m e d i o s
porosos está gobernado por los
e) Composición de la Roca
f) Viscosidad
5% 1%
4%
2%
3%
Pres
ión
(psi)
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Tiempo de Gastado (min)
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
Ácido Gastado (%)
5% 1%
4%
2%
3%
Pres
ión
(psi)
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Tiempo de Gastado (min)
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
Ácido Gastado (%)

fenómenos de superficie que
representan las fuerzas retentivas de
los fluidos en la roca, la acción de la
estimulación no ácida concierne
principalmente con la alteración de
estas fuerzas retentivas, manifestadas
en los fenómenos de superficie
siguientes:
-Tensión interfacial
- Mojabilidad
- Capilaridad
Los agentes de superficie (surfac-
tantes) son los principales productos
químicos que se utilizan en la
estimulación matricial no reactiva,
debido a su eficiente acción que permite
alterar estos fenómenos de superficie.
La selección de un químico para
cualquier aplicación particular
dependerá de que contaminante
esta taponando o bloqueando la
permeabilidad de la formación. El HCL
no disolverá parafinas, asfaltenos o
grasas de la tubería, los tratamientos de
esos sólidos o agentes bloqueadores
requiere de un solvente orgánico
efectivo ( normalmente un solvente
aromático como tolueno, xileno u
o r t o n i t r o t o l u e n o ) .
Debido a los diferentes sólidos que
taponan o bloquean los poros, se
requieren también diferentes solventes
para su remoción , no hay un solvente
universal para el daño de un pozo.
Los fenómenos de superficie pueden
provocar daños en la permeabilidad
absoluta, cambios en la permeabilidad
relativa y alteraciones en la viscosidad
de los fluidos, y deben ser tratados con
sistemas no reactivos.
En el caso de las emulsiones, estas
generalmente se forman de la mezcla
de fluidos base agua y aceite,
presentando altas viscosidades que
reducen la capacidad de flujo del pozo.
Pueden ser estabilizadas por
s u r f a c t a n t e s , a s í c o m o p o r
solventes mutuos acompañados de
desemulsificantes.
Una formación mojada por aceite
reduce la permeabilidad relativa al
aceite, en este caso se inyectan
solventes mutuos para cambiar la
mojabilidad y luego la inyección de un
surfactante que deje la roca mojada por
agua. El uso de algún surfactante solo
no es exitoso, si antes no se ha
removido la fase aceite que se
encuentra mojando a la roca.
Puede existir un Bloqueo por Agua que
también reduce la Permeabilidad
relativa al aceite, causado por el
incremento en la saturación de agua, se
puede formar en la fase de perforación y
terminación por filtrado del fluido base
agua, lo favorece la presencia de
arcillas hidratables. Es tratado
mediante la reducción de la tensión
superficial entre el agua y aceite o gas,

O
H
Agua
AlF
H
ico
Fluoalu
Ácido
SiF
H
Fluosílico
Ácido
O
SiO
Al
Bentonita
HF
co
Fluorhídri
Ácido
2
6
3
6
2
10
4 12
2
min
4
)
(
2
36
?
?
?
?
Pagina trece
con el uso de surfactantes, solventes
mutuos y desemulsificantes, en el caso
de pozos de gas es recomendable el
uso de ácidos alcohólicos.
Los depósitos Orgánicos como
parafinas y asfaltenos 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 (antiasfaltenos, dispersantes
de parafinas).
Los depósitos orgánicos e inorgánicos
dañan la Permeabilidad absoluta,
son componentes orgánicos que
generalmente recubren algún compo-
nente inorgánico como incrus-tación o
finos. Requiere un tratamiento con un
solvente combinado, tal como una
dispersión de solvente de hidrocarburo
(aromático) en ácido y surfactantes (
sistema emulsionado).
Como puede observarse, en las
estimulaciones no reactivas la función
del surfactante es fundamental, por lo
que el éxito de estas depende en gran
medida de su apropiada selección.
Para las formaciones de Areniscas el
tipo de Ácido que puede usarse es:
6.- ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN
ARENAS.
Ácido Fluorhídrico (HF), mezclado con
HCLo con ácidos orgánicos.
Se puede mezclar éste ácido 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 química es :
La reacción entre el HF y una arcilla como la
bentonita, está dada por
El HF reaccionará con minerales
calcáreos como la caliza, sin embargo
producirá precipitados insolubles de
fluoruro de calcio:
O
H
Agua
SiF
H
Fluosílico
Ácido
SiO
Silice
HF
co
Fluorhídri
Ácido
2
2
6
2
2
6
?
?
?
2
2
2
2
3
2 CO
Carbono
de
Bióxido
O
H
Agua
CaF
Calcio
de
Fluoruro
CaCo
Caliza
HF
co
Fluorhídri
Ácido
?
?
?
?

La principal razón para acidificar una
formación de areniscas es remover el
daño causado por la invasión de
partículas sólidas y al hinchamiento,
dispersión, migración o floculación de
finos.
Estos tratamientos están limitados para
daños someros de 1 a 3 pies de la
vecindad del pozo, el HF puede ser
retardado para mejorar la distancia de
penetración del ácido.
Un daño por arcillas puede ser una
mezcla tanto de hinchamiento como
migración de finos, cuando eso ocurre
se debe acidificar la formación con un
sistema que disuelva arcillas finos con
contenido de sílice.
En la mezcla de Ácido Fluorhídrico
(HF) - Ácido Orgánico ( Acético o
Fórmico), se puede utilizar para retardar
la reacción con la arena y las arcillas, y
disminuir el ataque corrosivo, de esta
manera se puede penetrar mas
profundamente la formación y remover
mas daño.
A menores temperaturas son más
severos los productos secundarios de
los productos de la reacción de esta
mezcla de ácidos, por lo que se debe
o
usar en pozos de 200 F de temperatura
ó mayor. La mezcla se debe preparar
con agua dulce, nunca debe usarse
salmuera o agua corriente para
tratamiento con HF ya que estas aguas
contienen sodio o potasio.
Los efectos de la reacción del HF con la
arena se incrementarán a medida que la
temperatura se incremente, por ejemplo
el ritmo de desgaste es 13 veces más
o o
rápido a 300 F que a 75 F.
La mejor selección para remover daño
por arcillas en pozos calientes y
profundos con yacimientos en
areniscas es la de 6% de ácido fórmico y
1.5% de HF.
En la estimulación de areniscas existen
tres etapas básicas de bombeo:
a) Precolchón
b) Fluido de tratamiento
c) Fluido de desplazamiento
siempre se bombea
por delante del HF, proporciona un
barrido entre la mezcla del ácido vivo y
gastado y los fluidos de la formación,
este barrido reduce la posibilidad de
formar fluosilicatos y fluoaluminatos de
potasio. En el caso de usar HCL como
precolchón este removerá el CaCO3 y
evitará su reacción con el HF. Los más
comunes son ( básicamente son los
mismos para el desplazamiento):
Ácido Clorhídrico (HCL)
Cloruro deAmonio ( NH4Cl)
Diesel
Kerosina
Aceite
a) El precolchón

Pagina quince
Estos se seleccionan en función de la
Temperatura y de la composición
mineralógica de la roca. La Figura 4 nos
muestra el comportamiento de los
diferentes precolchones en función de
ambas variables, esta puede ser
utilizada en la selección del precolchón.
Figura 4.- Selección del precolchón en
función de la temperatura y la mineralogía
de la formación.
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.
La Figura 5 nos muestra el
comportamiento de los diferentes
sistemas en función de la Temperatura y
la mineralogía, esta puede ser utilizada
en la selección del fluido de tratamiento.
b) El fluido de tratamiento
Figura 5.- Selección del fluido de
tratamiento en función de la
temperatura y la mineralogía de la
formación.
La figura 6 muestra el comportamiento
de las diferentes concentraciones del
ácido Fluorhídrico con respecto a la
permeabilidad relativa de un núcleo.
Cuando el HF es bombeado a la
formación, la permeabilidad y el gasto
de bombeo a menudo disminuyen o se
incrementa la presión de bombeo. Así,
con 3 y 6% de HF, cuando se remueve el
daño, finalmente la permeabilidad se
incrementará.
El decremento inicial es mayor con
sistemas más fuertes de HF. En
ocasiones como se observa en los
datos de HF al 9% el daño es completo y
el núcleo queda totalmente taponado, lo
mismo ocurre con algunos núcleos
cuando se utiliza HF al 6%; para reducir
esa posibilidad la mayor parte de los
operadores utilizan HF al 3% en la
mayoría de los tratamientos. La
habilidad del HF para remover el daño
en arcillas se genera en una distancia
de 2 pies en la vecindad del pozo, mayor
s e v u e l v e e c o n ó m i c a m e n t e
incosteable.
0
50
100
150
200
250
300
350
Temperatura
de
la
for
mación,
°F
Feld IIIita Caolinita CloritaSmectita Ceolita
Alumino-Silicatos dominante
HCI
HCI/Org
Org/NH4CI
0
50
100
150
200
250
300
350
Temperatura
de
la
for
mación,
°F
Feld IIIita Caolinita CloritaSmectita Ceolita
Alumino-Silicatos dominante
HCI
HCI/Org
Org/NH4CI
0
50
100
150
200
250
300
350
Feld-K IIIit
a Caolinita Cl,Sm,Ce Feld-Na
9/1.0 HCI / HF
13.5/1.5 HCI / HF
Orgánico /HF
Alumino-Silicat os dominante
T
em
pe
ratu
ra
d
e
la
form
ac
ió
n,
°F
0
50
100
150
200
250
300
350
Feld-K IIIit
a Caolinita Cl,Sm,Ce Feld-Na
9/1.0 HCI / HF
13.5/1.5 HCI / HF
Orgánico /HF
Alumino-Silicat os dominante
T
em
pe
ratu
ra
d
e
la
form
ac
ió
n,
°F

Figura 6.- Comportamiento de
diferentes concentraciones de HF - HCL
con respecto a la permeabilidad relativa
de un núcleo.
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
c) El fluido desplazante
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 sistema
y 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.
7.1.- Validación del pozo propuesto
Cuando existe un pozo precandidato a
estimular se requiere un riguroso
proceso para que finalmente se ejecute
y se evalúe el tratamiento, el primer
paso en este proceso consiste en la
validación del pozo precandidato,
existen factores que pueden
enmascarar el que un pozo sea
verdaderamente un candidato a ser
estimulado, por lo que es conveniente
tener en cuenta en este punto dos
consideraciones importantes
a) Validación de las condiciones del
pozo y del yacimiento
b) Identificar presencia de pseudo
daños.
7. METODOLOGIA
Permeabilidad
Relativa
Volumen de acido en el medio poroso
Permeabilidad
Relativa
Volumen de acido en el medio poroso

Pagina diecisiete
a).- Validación de las condiciones del
pozo y del yacimiento
El ingeniero de diseño deberá
considerar como parte de su propuesta
del sistema de tratamiento, el revisar y
analizar la declinación de la producción
o en su caso la producción por debajo
de lo esperado en un pozo, atendiendo
los siguientes puntos:
?
Historia de presiones
?
Cambios de estranguladores
?
Comportamiento de producción
de agua
?
Comportamiento de la relación
aceite-agua
?
Comportamiento de la relación
gas - aceite
?
Historia de intervenciones
?
Comportamiento del sistema
artificial de producción ( si lo
tiene)
?
Revisión de conexiones y
s i s t e m a s u p e r f i c i a l d e
producción
?
Verificación de la influencia de
pozos vecinos inyectores
?
Registros Geofísicos ( situación
estructural)
?
Comparación de la producción
con pozos cercanos
?
Comparación de la reserva del
yacimiento con la producción
acumulada del pozo
b) Identificar presencia de pseudo
daños.
Las condiciones que limitan el
potencial de producción de un pozo y
que no pueden ser corregidas
m e d i a n t e u n t r a t a m i e n t o d e
estimulación, son conocidas como
pseudo daños, y podemos señalar los
siguientes:
?
Baja densidad de disparos
?
Baja penetración de disparos
?
Fase inadecuada de disparos
?
Formación de incrustaciones en
el pozo
?
Producción por debajo del punto
de burbuja (bloqueo por gas)
?
Producción de arena
?
Tuberías colapsadas
?
Problemas por obstrucciones
mecánicas
?
Mala cementación
?
Diseños inadecuados de
terminación (aparejo, sistema
artificial, estrangulador
inadecuado, etc.)
7.2 Determinación y caracterización del
daño.
Es el principal parámetro que se debe
obtener para definir la factibilidad de
r e a l i z a r u n t r a t a m i e n t o , l a
determinación y caracterización del
daño requiere de un análisis integral, se
determina a través de pruebas de
variación de presión, puede

confirmarse con análisis nodal y es
caracterizado a través de pruebas de
laboratorio.
(Pruebas de Incremento o Decremento)
son la mejor herramienta para
determinar el daño a la formación y la
permeabilidad de la formación.
y las pruebas de
laboratorio servirán como una
herramienta de ajuste que corrobore el
valor de daño determinado y permita
ajustar también otros parámetros del
yacimiento.
El análisis nodal permite crear un
modelo que simula el comportamiento
de producción de pozo y evalúa un sin
número de parámetros, entre otros
podemos obtener:
?
Determinar presencia de
daño
?
Obtener pronósticos de
producción
?
Determinar caídas de
presión
?
E v a l u a r p r o d u c c i ó n
simulando diferentes
cambios en el sistema
?
Determinar diámetro
optimo de tuberías de
producción
?
Ajustar correlaciones de
flujo
a) Las pruebas de Variación de Presión
b) El análisis nodal
c) Las Pruebas de laboratorio
c2)-Análisis Mineralógico
es el paso
siguiente en la caracterización del tipo
de daño presente, para lo cual se
requerirá de la toma de muestras, las
cuales deberán ser guardadas en
recipientes de plástico (aceite) y
analizadas en un período menor de una
semana. Las de agua se colocan en
recipientes de plástico o de vidrio,
nunca en recipientes metálicos; su
análisis deberá efectuarse el mismo
día.
Las pruebas que se deben realizar son:
c1)-Análisis Composicional
Define el tipo de daño; parafinas,
asfaltenos, emulsión, sólidos u otros.
Los parámetros que determina son:
Agua y sedimentos por centrifu-
gación
Determinación de la gravedad
API
Porcentaje de emulsión
Porcentaje de parafinas, asfalte-
nos y resinas asfálticas.
Con difracción de rayos X y/o
fluorescencia de rayos X para
determinar la composición mineralógica
de la roca.
c3)-Análisis de agua
Determina el problema potencial de

Pagina diecinueve
formación de incrustaciones.
++
La alta concentración de cationes (Ca ,
++ +++ -2 -2
Mg , Fe , etc.), aniones (HCO , CO3 )
y en ocasiones gases (CO y H S) puede
2 2
generar la tendencia a formar
incrustaciones.
7.3.- Selección del sistema de fluidos
para el tratamiento
Cada pozo es un caso especial, para
seleccionar el mejor fluido de
tratamiento, es esencial conocer el
material específico y/o el fenómeno que
esta dañando la formación alrededor
del pozo.
El tipo de tratamiento (reactivo y/o no
reactivo) depende de varios factores
que se han venido comentando a lo
largo de esta guía, deberemos tener en
cuenta algunos factores importantes,
recordemos que antes del tratamiento
el aparejo debe estar libre de materiales
que dañen la formación, de igual
manera en rocas carbonatadas la
matriz crítica de penetración es de 3 a 6
pies y en areniscas de 1 a 3 pies,
asimismo se deberá tener presente que
la presión de bombeo del tratamiento
debe ser mayor de la presión de
formación pero menor al gradiente de
fractura ya que de lo contrario
provocaría el fracturamiento de la roca
dejándose de cumplir el objetivo, que es
la inyección el fluido en la matriz de la
formación. En cuerpos de espesores
considerables es necesario el uso de
divergentes, también es importante
recordar que en pozos depresionados
el uso de nitrógeno resulta conveniente.
Las características del daño y no el
origen del mismo, determinan el fluido
de tratamiento.
Muchos autores han desarrollado
diferentes estrategias para seleccionar
los fluidos que remueven el daño, lo que
será función de múltiples factores,
independientemente de ello, en las
secciones anteriores se ha venido
explicando los principales tipos de
tratamiento y su interrelación con el tipo
de formación y de daño presente, como
resumen de ello, debemos recordar que
existen reglas que deben cumplirse
para prevenir problemas en la ejecución
de un tratamiento, entre ellas debemos
destacar las siguientes:
a) El uso del HF en rocas carbonatadas
no debe permitirse.
b) El HCL no reacciona con sílice o
minerales arcillosos.
c) Los tratamientos de acidificación
matricial en formaciones areniscas
generalmente son a partir de mezclas
HF-HCL.
d) Para mejorar la penetración del ácido
en yacimientos con altas temperaturas
que requieren control de migración de
finos se han desarrollado otros

sistemas de ácidos tales como sistema
de HF-HCL generado in situ, sistemas
HF-HCL- alcohol y sistemas de ácido
HF- ácidos orgánicos.
e) Los daños causados por depósitos
de parafinas y asfaltenos deben ser
tratados a partir de mezclas de
solventes, dispersantes y surfactantes.
De igual manera existen reglas básicas
para la selección de aditivos químicos,
entre las que debemos señalar:
a) Los aditivos típicos de un tratamiento
de acidificación matricial son agentes
desviadores, secuestrantes de fierro,
solventes mutuos, surfactantes e
inhibidores de corrosión.
b) Los solventes mutuos pueden usarse
como aditivos para mejorar el éxito de
un tratamiento matricial, ya que
disuelven la película de aceite del
material a disolver y deja además la
formación mojada por agua.
c) Los solventes mutuos tienen una
gran solubilidad tanto en sistemas base
aceite como base agua.
Cualquier selección de tratamiento
debe derivar de la naturaleza del daño y
de su problema específico, por lo que
deberá también utilizarse cualquier
información que esté disponible, la
Tabla 1 es una guía, mas que una regla
para la selección de un tratamiento
ácido en algunas de las situaciones que
se señalan:
Tabla 1.- Fluidos usados en tratamientos
matriciales
Antes de considerar un tratamiento,
deberán hacerse los análisis pre-
tratamiento en laboratorio para definir
su factibilidad.
Si se determina daño debido a
compuestos orgánicos, como
parafinas o asfaltenos, un tratamiento
orgánico con solventes será el indicado;
si el daño puede removerse con ácido,
deberá hacerse una estimulación para
eliminar los efectos del daño.
Nunca se debe bombear solventes o
ácido al pozo hasta que haya sido
Tipo de Fluido Fluido Específico Daño que el fluido puede remover Observaciones
HCL
Incrustaciones, taponamiento
por sólidos, bloqueo por agua
Usado en carbonatos y arenas con 20%
o mas de calcita, o como precolchón
para un tratamiento ácido con HF
Ácido Acético
Lo mismo que el HCL y en altas
temperaturas
Ácidos Ácido Fórmico
Lo mismo que el HCL y en altas
temperaturas
HF
Arcillas, Incrustaciones,
taponamiento por sólidos,
bloqueo por agua
Arenas ( con HCL o ácido orgánico).
Usado para limpieza de daño por lodo
de perforción.
HF generado in situ.
Arcillas, Incrustaciones,
taponamiento por sólidos,
bloqueo por agua
Posible penetración profunda, Solo en
areniscas
Solvente mutuo
Bloqueo por agua, emulsión,
cambio de mojabilidad.
Usado con otros aditivos como
surfactantes para mejorar la
permeabilidad relativa al hidrocarburo
Solventes Solvente aromático
Asfaltenos,parafinas, sludge,
taponamiento por lubricantes
Usado con un agente de suspensión o
con un antiasfalteno, con dispersantes
de sludge
EDTA Incrustaciones de Sulfatos
Agua Agua caliente Parafinas Usado con agentes de suspensión

Pagina veintiuno
definida la causa del daño y el mejor
tratamiento químico para removerlo.
En resumen la selección del sistema de
fluido estará en función de los
siguientes factores.
En las secciones 4, 5 y 6 se habló
ampliamente de la selección del
sistema de fluidos en función de los tres
primeros factores (tipo de formación,
mineralogía y temperatura).
Con respecto a los dos últimos factores,
las normas API - RP 42, ASTM D287,
D4007,
entre otras, regulan las pruebas de
laboratorio.
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
a) Pruebas de compatibilidad.-
ASTM yAPI.
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 yAPI):
Sistemas (mezclas de aditivos)
?
Homogéneos
?
Miscibles
Sistema / crudo
?
Mezclable
?
Homogéneos
Dispersión de sólidos
?
le
in olub s
Organicos s
(Asfaltenos)
?
Solubilidad de sólidos
orgánicos solubles
(para-finas)
?
Rompimiento de emul-
siones
?
Mojabilidad por agua
(acción del co-solvente)
Estas pruebas se
realizan de acuerdo con la norma API-
RP42. 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-)
b)- Pruebas de emulsión (en caso de un
tratamiento ácido).-
Tipo de formación
Mineralogía
Temperatura
Prueba de compatibilidad
Prueba de Emulsión
Tipo de formación
Mineralogía
Temperatura
Prueba de compatibilidad
Prueba de Emulsión

?
En esta misma prueba se
determina la tendencia del
sistema a precipitar asfaltenos o
lodo asfáltico (los cuales son
pasados a través de una malla
100).
Esto significa que del sistema
crudo/ácido nada debe quedar
atrapado en la malla.
7.4 Cálculo de Parámetros para la
ejecución.
En los siguientes párrafos se presenta
una guía general para el diseño de una
acidificación matricial en areniscas.
1.- Selección de los fluidos de
estimulación (pruebas de laboratorio)
2.- Presión y gasto máximos de
inyección.
De prueba de inyectividad, en caso de
no contar con los resultados de la
misma, se puede estimar como sigue:
2.1 Cálculo de la presión de fractura
( 2)
La presión de fractura también
puede ser calculada siguiendo el
Diseño de tratamiento ácido en
areniscas
procedimiento de presentado en la guía
de Determinación de gradientes de
fractura.
2.2 Presión máxima de inyección en
superficie
(3)
2.3 Gasto máximo de inyección, menor
de
(4)
3.- Volumen y concentración del fluido
de prelavado ( precolchón). V ( gal).
1
(5)
(6)
Si Vp < VHCL, V1 = VHCL
Si Vp > VHCL, V1 = VP
Como método alterno se puede obtener
V1 con la siguiente regla:
Para 0% de Carbonatos: 5% de HCL, 50
gal/pie
Para 20% de Carbonatos: 15% de HCL,
100 gal/pie
( ) )
(
/
)
( pie
D
pie
psi
Gf
psi
Pf =
(
)(
) (
)
pie
D
gal
lb
psi
Pf
psi
Ps *
*
052
.
0
max ÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
-
= r
(
)
(
) (
)
( )
(
)
( )
( )
pie
pie
rw
re
Ln
cp
f
psi
Pws
Pf
pie
h
mD
k
X
qi
/
/
10
917
.
4
max
6
m
-
<
( )
2
2
5
.
23 rw
rx
h
Vp -
=
f
(
)
( )
b
f 2
2
1
5
.
23 rw
rx
X
V HCL
HCL
-
-
=

100oF
150oF
200oF
250oF
300oF
FACTOR DE CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE SILICATOS (Cs)
0.2 0.4 0 .6 0.8 1.0
CO
NT
ENIDO
DE
S
ILICATOS
(
%
EN
P
ESO)
30
20
10
100oF
150oF
200oF
250oF
300oF
FACTOR DE CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE SILICATOS (Cs)
0.2 0.4 0 .6 0.8 1.0
CO
NT
ENIDO
DE
S
ILICATOS
(
%
EN
P
ESO)
30
20
10
Pagina veintitres
3.1Tiempo de inyección del prelavado.
(7)
3.2 Volumen del sistema ácido HF - HCL
( o HF - Orgánico), V2 (gal)
a) Penetración en arena limpia, Pa(pg)
Con temperatura de formación y figura 7
se obtiene Pa
Figura 7.- Penetración del ácido HF en
arena limpia
b) Corrección de Pa por gasto, Pa (pg)
Con qi max / hf y figura 8 se obtiene el
factor de corrección Cq.
(8)
Figura 8.- Efecto del gasto de inyección en
la penetración del ácido HF
c) Corrección de por contenido de
silicatos, Paqs (pg) con concentración de
silicatos y la figura 9 se obtiene el factor
Cs .
(9)
Figura 9.- Efecto del contenido de silicatos
Paq
(
) (
)
()
BPM
máx
q
gal
V
t
1
1
1
23805
.
0
min =
10 20 30 40
400
300
200
100
PENETRACIÓN DEL ACIDO
TEMPER
ATUR
A
D
E
LA
FOR
MAC
IÓN
(
O
F)
ACETICO - HF
HCL - HF
FÓRMICO - HF
10 20 30 40
400
300
200
100
PENETRACIÓN DEL ACIDO
TEMPER
ATUR
A
D
E
LA
FOR
MAC
IÓN
(
O
F)
ACETICO - HF
HCL - HF
FÓRMICO - HF
a
q
aq P
c
P *
=
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
0.1
.01
.001
FACTOR DE CORRECCION POR GASTO DE INYECCIÓN ( Cq)
GASTO
DE
INY
ECC
IÓN
UNITARIO
REAL
(
Bl/pie)
0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
0.1
.01
.001
FACTOR DE CORRECCION POR GASTO DE INYECCIÓN ( Cq)
GASTO
DE
INY
ECC
IÓN
UNITARIO
REAL
(
Bl/pie)
s
aq
aqs C
P
P *
=

d) Volumen de sistema de ácido, V2
Radio de penetración rxp (pg)
(10)
Radio efectivo del factor de
penetración, ra (pg)
(11)
Con ra y figura 10 se obtiene el volumen
unitario de ácido, Va
(12)
Figura 10.- Volumen unitario del
fluido de estimulación HF.
3.3 Tiempo de inyección del sistema
ácido.
(13
3.4 Volumen de desplazamiento, V3
(gal)
Para un radio de penetración mínima de
4 pies
(14)
(15)
El volumen V3 debe estar entre 50
gal/pie y 1.5 veces el volumen V2, en
caso contrario deberá tomarse el límite
más cercano como V3.
3.5 Tiempo de inyección del volumen de
desplazamiento, t3 (min)
(16)
3.6 Volumen de sobre- desplazamiento,
Vs (gal)
Vs = Volumen de las tuberías
hasta la base del intervalo a estimular
4.- Incremento de Productividad
esperado
aqs
w
xp P
r
r +
=
2
2
w
xp
a r
r
r -
=
f
h
Va
V *
2 =
RADIO EFECTIVO DEL FACTOR DE PENETRACIÓN
( rx
2 –rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
( rxp
2–rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
( rx
2 –rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
( rxp
2–rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
( rx
2 –rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
( rx
2 –rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
( rxp
2–rw
2 )
10 15 20 25 30 40 50 70 100 150 200 400 600
VOL
UMEN
D
EL
F
LUI
DO
D
E
ESTIMUL
ACI
ÓN
(
g
al/pi
e)
1000
800
600
400
300
200
150
100
80
60
50
40
30
20
15
10
máx
qi
V
t 2
2
*
023805
.
0
=
w
r
r +
=
4
3
(
) (
)
()
(
)
2
2
2
3
3 5
.
23 pie
r
r
pie
h
gal
V w
f -
=
f
(
)
()
BPM
qi
gal
V
t
max
*
023805
.
0 3
3 =

Pagina veinticinco
(17)
1.- Seleccionar el fluido de tratamiento a
través de pruebas de laboratorio
2.- Determinar la presión y gastos
máximos de inyección en forma similar
al procedimiento indicado para
areniscas.
3.- Determinar el volumen del fluido de
estimulación.
Se considera siempre un intervalo
menor o igual a 50 pies. En caso de
excederse, se dividirá el volumen total
de acuerdo con el procedimiento
indicado para el caso de areniscas
Para daño somero considere rx = 5 pie
+ rw
Para daño profundo asumir rx = 10 pie +
rw
(18)
Diseño de tratamiento ácido matricial en
rocas calcáreas:
Por experiencia de campo, este
volumen debe estar entre 50 y 200
gal/pie, en caso de estar el valor
calculado fuera de estos límites, deberá
tomarse el límite correspondiente.
4.- Estimar el resultado de la
estimulación ( incremento de
productividad esperado)
5.- Programa de la estimulación. En el
caso de la estimulación matricial en
rocas calcáreas, la inducción deberá
realizarse inmediatamente después de
terminada la operación
Ácido clorhídrico
Ácido Fluorhídrico
Condiciones que limitan el
potencial de producción de
un pozo y que no pueden
ser corregidas mediante un
tratamiento de estimulación
Mezcla altamente viscosa
de aceite,agua,sedimentos
y residuos
Potencial Hidrógeno de una
Sustancia
Grados Farenheit de Tem-
Peratura
Iones de Hidrógeno
APENDICE 1.- Nomenclatura
(
)
(
)
(
) (
)
rx
re
k
ks
rw
rx
rw
re
k
ks
Jo
Jd
ln
ln
ln
÷
ø
ö
ç
è
æ
+
=
(
) (
)
()
(
)
2
2
2
5
.
23 pie
r
r
pie
h
gal
Vf w
x
f -
=
f
=
Pseudodaño
=
HCL
=
HF
=
Sludge
=
F
o
=
+
H
=
PH

Carbonato de Calcio ( Caliza )
Iones de Calcio
Agua
Bióxido de Carbono
Cloruro de Calcio
Carbonato doble de Calcio y
Magnesio
Ácido Acético
Acetato de Calcio
Ácido Fórmico
Formato de Calcio
Fluoruro de Calcio (precipitado
insoluble)
Bióxido de Sílice
Ácido Fluosílico
Bentonita
Ácido Fluoalumínico
Libras / pulgada cuadrada
American Petroleum Institute
American Society Technical
Mecanical
Volumen de ácido fuerte (gal)
Volumen de ácido débil (gal)
Densidad ( lb/gal)
Peso específico ácido fuerte
Peso específico ácidodebil
Peso específico del agua
Concentración del acido débil
Concentración del acido fuerte
Indice de productividad de un
pozo dañado
Indice de productividad de un
pozo no dañado
Permeabilidad reducida por daño
(mD)
permeabilidad de la formación
(mD)
radiodedrene(m)
radiodelpozo(m)
radiodedaño(radiodezona
alterada)
Presióndefractura(psi)
Gradientedefractura(psi/pie)
Peso específico del ácido dilu-
ido
Profundidad del intervalo de
interés(pies)
Gastomáximodeinyección
(bls/min)
Volumendelfluidodeprelavado
(precolchón)(gal)
Volumensistemaácido(gal
-pie)
Volumen de desplazamiento
(Gal)
Porosidad
Poder de disolución del ácido
Tiempo de inyección del pre-
lavado
Penetración en arena limpia
(Pg)
Corrección de Pa por gasto
Factor de corrección obtenido
con qimax y la figura 7
Corrección de Pa por gasto y
por contenido de silicatos
Factor de corrección obtenido
con concentración de silicatos
y la figura 8
Volumen del sistema ácido(li
-tros)
Peso delsistemaácido(kg/l)
Densidaddelsistemaácido(
kg/l)
=
Jd
=
af
%
=
ad
%
=
w
r
=
ad
r
=
af
r
=
r
=
Vad
=
2
3 )
(CO
CaMg
=
3
3
2 CO
HCH
=
H
HCO2
2
()
=
2
2
HCO
Ca
( )
=
10
4
2 O
SiO
Al
=
6
3
2 AlF
H
=
Vaf
=
ASTM
=
API
=
psi
=
6
2SiF
H
=
3
CaCO
=
+
Ca
=
O
H2
=
2
CO
=
2
CaCl
=
2
CaF
=
2
SiO
()
=
2
2
HCO
Ca
=
Jo
=
Wsa
=
Paq
=
Pa
=
b
=
f
=
3
V
=
2
V
=
=
1
V
Vp
=
max
qi
=
D
=
c
=
Gf
=
Pf
=
w
r
=
e
r
=
k
=
ks
=
C
=
Paqs
=
Cs
=
Vsa
=
sa
g
=
1
t
=
x
r

Pagina veintisiete
Volumen unitario sistema
ácido (gal)
Radio de penetración del ácido
(Pg)
Viscosidad del fluido
Radio efectivo de penetración
(Pg)
Espesor del intervalo productor
(pies).
tiempo de inyección del ácido
sistema (min)
Volumen de desplazamiento
(gal)
Tiempo de inyección del volu
-men de
desplazamiento (min)
Volumen de sobre-desplaza-
miento (gal), volumen de la
tubería hasta la base de los
Disparos.
Diagrama de flujo para
la ejecución de un tratamiento de
estimulación
APÉNDICE 2.-
APENDICE 3
Cálculo de la cantidad de caliza que
disuelve un ácido
1.- Estimar la cantidad de caliza disuelta
por 1000 litros de solución de HCL al
15% en peso.
Recordando la reacción química del
HCLcon Caliza, es:
Por otra parte los pesos moleculares de
los elementos químicos de estos
compuestos se presentan en la tabla 2:
Se observa que 73 kg/mol-kg de HCL
reaccionarán con 100 kg/mol-kg de
CaCO3 para producir 111 kg/mol-kg de
CaCl2, 44 kg/mol-kg de CO2 y 18
kg/mol-kg de H2O.
Así, para nuestro ejemplo, se procede
de la siguiente manera:
Vsa = 1000 litros de HCL
Monitorear
comportamiento del
pozo
Evaluar
tratamiento
Fin
3
Es Rentable?
Revisar
condiciones del
pozo y C.S.C.
Pozo en
condiciones ?
Coordinar
logística
Acondicionar
No
Ejecutar
operación
Si
No
3
2
Fin
Si
Monitorear
comportamiento del
pozo
Evaluar
tratamiento
Fin
3
Es Rentable?
Revisar
condiciones del
pozo y C.S.C.
Pozo en
condiciones ?
Coordinar
logística
Acondicionar
No
Ejecutar
operación
Si
No
3
Fin
Si
Pozo
candidato
1
Pruebas de
laboratorio
Definir tipo de daño
y/o pseudodaño
Definir diseño y
tipo de tratamiento
Evaluar rentabilidad
del tratamiento
2
Revisar comportamiento
de producción en
reporte mensual
Inicio
Existen
anomalías?
Analizar condiciones del
sistema de producción
Existen
pseudodaños
Determinar “S” con análisis
nodal y/o C.V.P. y pruebas
de laboratorio
Tiene daño
No
Corregir
Se restauro
la producción
Si
Fin
Si
No
No
No
Si
1
Pozo
candidato
1
Pruebas de
laboratorio
Definir tipo de daño
y/o pseudodaño
Definir diseño y
tipo de tratamiento
Evaluar rentabilidad
del tratamiento
2
Revisar comportamiento
de producción en
reporte mensual
Inicio
Existen
anomalías?
Analizar condiciones del
sistema de producción
Existen
pseudodaños
Determinar “S” con análisis
nodal y/o C.V.P. y pruebas
de laboratorio
Tiene daño
No
Corregir
Se restauro
la producción
Si
Fin
Si
No
No
No
Si
Si
2
2
2
3
)
(
2
CO
Carbono
de
Bióxido
O
H
Agua
CaCl
Calcio
de
Cloruro
CaCO
Caliza
Calcio
de
Carbonato
HCL
o
Clorhídric
Ácido
+
+
®
+
H = 1.00797 Ca = 40.08 C =12.01115 H2 = 2*(1.00797) C = 12.01115
Cl = 35.453 C =12.01115 Cl2 = (35.5)2 O = 15.9994 O2= 2(15.994)
O3 = 3(15.999)
_________ ___________ ___________ ____________ ____________
2HCL=2(36.5) CaCO
3=100 CaCl2 =111 H2O = 18 CO2 = 44
=73
H = 1.00797 Ca = 40.08 C =12.01115 H2 = 2*(1.00797) C = 12.01115
Cl = 35.453 C =12.01115 Cl2 = (35.5)2 O = 15.9994 O2= 2(15.994)
O3 = 3(15.999)
_________ ___________ ___________ ____________ ____________
2HCL=2(36.5) CaCO 3=100 CaCl2 =111 H2O = 18 CO2 = 44
=73
TABLA 2
=
hf
=
xp
r
=
3
V
=
Va
=
a
r
=
2
t
=
3
t
=
Vs

?
sa = 1.075 kg/l ( densidad del HCL al
15%)
Por definición:
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
? (19)
Por lo tanto:
Wsa = ?
sa * Vsa =1.075 Vsa = 1.075 *
1000 = 1075 kg (HCL+ H2O)
Wa = 0.15 Wsa kg (HCL+H2O) =
0.15*1075 =161.25 kg (HCL)
X = 161.25 * 100/73 = 220.9 Kg ( CaCO3)
Así, 1000 litros de HCL al 15%
disolverán 220 kg de CaCO3,
produciéndose:
=245.2kg(CaCl )
2
=97.2 kg (CO2)
=39.8 kg (H2O)
Si el peso específico del CaCO3 es de
2.83 kg / litro, el volumen disuelto de
CaCO3 será:
78 litros de CaCO3
Cálculo de concentración de un ácido
1.- Cual será el requerimiento de ácido y
de agua para preparar 500 galones de
ácido clorhídrico al 7.5 %, si se tiene un
ácido (HCL) de 1.18 gr/cc al 35%.
Se debe utilizar la siguiente ecuación
Sustituyendo:
Vaf = (500*7.5*1.04) / (35 * 1.18)
Vaf = 3900 / 41.3
Vaf 94 gal de ácido fuerte de 1.18 gr/cc
Volumen de agua = 500 - 94 = 406
galones de agua
HCLal 7.5% ?
w = 1.037
HCLal 15% ?
w = 1.075
HCLal 28% ?
w = 1.142
HCLal 35% ?
w = 1.179
APENDICE 3.-
APENDICE 3.-
( )
( )
O
H
HCL
V
O
H
HCL
W
sa
2
2
+
+
=
c
)
3
(
)
(
25
.
161
)
3
(
100
)
(
73
CaCO
Kg
X
HCL
Kg
CaCO
Kg
HCL
Kg
=
)
(
)
(
25
.
161
)
(
111
)
(
73
2
2 ClCa
Kg
X
HCL
Kg
ClCa
Kg
HCL
Kg
=
)
(
)
(
25
.
161
)
(
100
)
(
73
2
2 O
H
Kg
X
HCL
Kg
O
H
Kg
HCL
Kg
=
)
(
)
(
25
.
161
)
(
44
)
(
73
2
2 CO
Kg
X
HCL
Kg
CO
Kg
HCL
Kg
=
( )
=
=
litro
kg
CaCO
kg
CaCO
V
/
83
.
2
9
.
220
)
( 3
3
( )
( )
af
af
ad
ad
Vad
Vaf r
r *
%
/
*
%
*
=

Pagina veintinueve
Cálculo del índice a productividad
Esta dada por la ecuación (17)
Jo es el índice de productividad de una
formación no dañada y Jd es el índice
de productividad del pozo dañado con la
misma presión fluyendo del pozo.
Por otra parte el daño de una formación
está dado por la ecuación (1)
Supongamos un pozo que tiene un
radio de 0.1 m y que se encuentra
dañado. El factor de daño (S) es 15,
determinado por una prueba de
incremento y con base en el
conocimiento del mecanismo de daño
que lo causó, se estima que el radio de
daño es de 0.4 m ¿ Que incremento en
la productividad se esperaría al remover
el daño si la formación tiene una
permeabilidad de 10 mD y su radio de
drene (re) es de 200 m.
Sustituyendo y despejando de la
ecuación (1)
Entonces: sustituyendo en (2.8)
Así, la productividad de un pozo dañado
puede ser incrementada por un factor
de 3 si el daño es removido y restaurada
la permeabilidad original
(
)
(
)
(
) (
)
r x
re
k
k s
r w
r x
r w
re
k
k s
J o
J d
ln
ln
ln
÷
ø
ö
ç
è
æ
+
=
w
x
x r
r
k
k
S ln
1ú
û
ù
ê
ë
é
-
=
md
0.85
ks
ó
1
.
0
4
.
0
ln
1
10
15 =
Þ
÷
ø
ö
ç
è
æ
-
=
ks
(
)
(
) ()
2.96
Jo
ó
4
.
0
200
ln
10
85
.
0
1
.
0
4
.
0
ln
1
.
0
200
ln
10
85
.
0
=
Þ
÷
ø
ö
ç
è
æ
+
÷
ø
ö
ç
è
æ
=
Jo
Jd

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