VI ESCUELA DE VERANO Recobro y Productividad: La Agenda para Afrontar la Curva de Declinación de Hidrocarburos en Colombia Medellín, Mayo 2017 Metodología de Elección y Modelo de Diseño de Tratamientos Ácidos para Remediar Daño de Formación por Finos en Areniscas. Diana Coral Rodríguez Estudiante de Maestría Ingeniería Química Tutor: M.Sc. Marco Ruiz Serna Grupo de Investigación Yacimientos de Hidrocarburos

Contenido INTRODUCCIÓN 1- Contextualización 2- Consideraciones 3- Metodología de Selección de Tratamientos 4- Modelo de Interacción roca-ácido 5- Conclusiones 6- Bibliografía

INTRODUCCIÓN La mayoría de actividades para colocar en marcha un pozo productor generan daño por finos. Se considera que es el daño de formación más severo y común en campos productores de petróleo (1-4). Se estima que solo 3 de cada 10 operaciones de estimulación son exitosas (8).

1- Contextualización (1/2) Mineral Principales problemas en yacimientos Caolinita Se rompe, migra y se concentra en las gargantas de poro causando bloqueo severo y pérdida de permeabilidad. Clorita Sensitiva a ácidos y agua oxigenada. Precipita Fe(OH)3 gelatinoso el cual no pasa a través de las gargantas de poro, lo reviste. Illita Tapona gargantas de poro con otros finos que migran. La lixiviación de iones de potasio la cambia a una arcilla expandible. Esmectita Sensitivo al agua, 100% expandible. Causa pérdida de microporosidad y permeabilidad. Finos no Arcillosos Se rompe y genera puentes a través de los poros disminuyendo porosidad. Figura 1. Campos colombianos que presentan daño de formación por finos.

1- Contextualización (2/2) Objetivo: Desarrollar una metodología de elección y un modelo del comportamiento esperado de tratamientos remediales del daño de formación por flujo de finos mediante la elaboración de una herramienta computacional.

2- Consideraciones Generales Remediación en arenisca convencional productora de petróleo. Finos es el daño principal daño de formación. La acidificación no genera desconsolidación. Remediación con acidificación matricial. La mineralogía constante y representativa de la matriz y los canales de flujo.

3- Metodología de Selección de Tratamientos

3- Metodología de Selección (1/5) Primera Etapa Lavado de tubería Desplazamiento de solventes Desplazamiento salmuera Preflujo ácido Ácido principal Overflush Desviador n... Etapa Desplzamiento salmuera Deplazamiento final Figura 2. Proceso de estimulación en n etapas. A partir de (2)

3- Metodología de Selección (2/5) Tratamientos de acidificación: Convencionales Retardados Orgánicos Buffer Quelantes Aditivos HCl, HF SHF, SGMA, Fluobórico Fórmico, Acético, Cítrico Ácido orgánico + sal de amonio EDTA, HEDTA, NTA Estabilizadores de arcillas y finos

3- Metodología de Selección (4/5) Inicio Datos de entrada Elección de Tratamiento No Cumple condiciones específicas Si Recomendar tratamiento Evaluación de respuesta Reajuste datos de entrada Datos de Entrada Mineralogía T c , T y , H 2 S, IIC, k, Qc, Qp Emulsiones Humectabilidad Composición agua Evaluación de Respuesta: Score A1: cuantifica la confianza de respuesta de la metodología. Score A2: Mide la confianza en función de la información de entrada disponible. Score A3: : Califica el tratamiento. Condiciones 10% Ácido Acético + 5% NH4Cl(2) Ty [°F] >225°F <300°F Se puede usar Mins hierro [%] >5% No necesita control Zeolitas >2% Ver Diagrama 7 Arcillas

3- Metodología de Selección (5/5) 5. Principal Treatment - 10% Acetic Acid + 0.5% HF + Corrosion Inhibitor - 0.2%-3% Iodized Salt - 0.5%-5% Formic Acid Score A1: 80% Score A2: 60% Score A3: 58% 5. Principal Treatment - 3%-9% Formic Acid + 0.5% HF + 5% NH4Cl + Fines Stabilizer - Magnesium Oxide, Iron Oxide "Do not use Ethanol" Score A1: 80% Score A2: 55% Score A3: 50% En función de costos se podría tomar la decisión definitiva

4. Modelo de Interacción Roca-Ácido

4. Modelo de Interacción Roca-Ácido (1/4) Consideraciones: Una sola fase de flujo Interacción química entre ácido y minerales No hay fenómenos de sorción, dispersión o difusión Tasa global de consumo ácido y mineral controlada por velocidad de reacción No hay transporte de fase sólida Densidad constante de ácido y roca No se consideran efectos gravitacionales Se pueden aplicar leyes de conservación de masa

4. Modelo de Interacción Roca-Ácido (2/4) 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎=𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎+𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛+𝑓𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝜐 1 𝐻𝐹+𝑀1⟶ 𝜐 5 𝐻 2 𝑆𝑖 𝐹 6 +𝐴𝑙 𝐹 3 𝜐 2 𝐻𝐹+M2⟶ 𝜐 6 𝐻 2 𝑆𝑖 𝐹 6 +𝐴𝑙 𝐹 3 𝜐 3 𝐻𝐹+𝑀3⟶ 𝜐 7 𝐻 2 𝑆𝑖 𝐹 6 +𝐴𝑙 𝐹 3 𝜐 4 𝐻 2 𝑆𝑖 𝐹 6 +𝑀1⟶ 𝜐 8 𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙3+𝐴𝑙 𝐹 3 Balance ácido: Balance ácido: Balance mineral: 𝜕(𝜙 𝐶 𝑖 𝜕𝑡 + 𝜕(𝑢 𝐶 𝑖 𝜕𝑥 =− 𝑅 𝑖 𝜕(𝜙 𝐶 𝑖 𝜕𝑡 + 𝑟 𝑤 𝑟 𝜕 𝑢 𝑟 𝐶 𝑖 𝜕𝑟 =− 𝑅 𝑖 𝜕(𝜙 𝐶 𝑗 𝜕𝑡 =− 𝑅 𝑗 Coordenadas lineales Coordenadas radiales (5-7)

4. Modelo de Interacción Roca-Ácido (3/4)

4. Modelo de Interacción Roca-Ácido (4/4) Mineralogía L, 𝛟, r, CHF, CHCl, Qi, T Curvas de cambio de concentración Modelo en coordenadas radiales Número de Damkohler Capacidad Ácida Figura 3. Porosidad vs Tiempo

5. Conclusiones Se debe realizar control de finos arcillosos y no arcillosos para garantizar el éxito y la perdurabilidad de la remediación. La metodología de Selección de ácidos presenta una estructura de compatibilidad entre etapas, ácidos y aditivos que reduce la probabilidad de un escenario no exitoso. El modelo de interacción de cuatro parámetros permite simular el daño de formación por finos al incluir reacciones rápidas con HF. Recomendaciones: Se podría mejorar la herramienta adquiriendo experiencia de campo y el seguimiento del histórico de producción de los pozos estimulados antes y después del proceso.

6. Referencias 1. Civan F. Reservoir Formation Damage. 1st ed. Houston, Texas: Gulf Publishing Company; 2000. 740 p. Kalfayan L. Production enhancement with acid stimulation. 2nd ed. Quinn T, editor. Economides MJ, Nolte KG. Reservoir Stimulation. 3rd ed. Kapitan E, editor. Sugar Land, Texas: John Wiley & Sons Ltd; 2000. Tiab D, Donaldson EC. Fluid – rock interactions. In: ELSEVIER, editor. Petrophysics:theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. 4th ed. Kidlington, Oxford: Gulf Professional; 2012. p. 715–801. Al-Shaalan T, Nasr-El-Din H. Mathematical Modeling of Sandstone Stimulation: A Critical Review of Available Models. Corros 2000. 2000;(00443):1–27. Li C. Fine Scale Sandstone Acidizing Coreflood Simulation. 2004;138. Available from: https://repositories.lib.utexas.edu/bitstream/handle/2152/1235/lic42152.pdf 41. Bryant SL. An Improved Model of Mud Acid/Sandstone Chemistry. SPE 22855. Proc SPE Annu Tech Conf Exhib. 1991;385–95. Restrepo A. Escuela de Verano Semestre I 2016. In: Universidad Nacional de Colombia, editor. Retos tecnológicos para la productividad de yacimientos en momentos de crisis. Medellín, Colombia; 2016.