1. Daño generado
1.1. Disolución de elementos como el cuarzo y el fedelpasto que una vez que se desprenden de la matriz, son más efectivos para taponar los canales porales.
1.2. Precipitación de hidróxido férrico, migración de finos no arcillosos y arcillas
1.3. Bloqueo por agua
1.3.1. El bloqueo por agua genera una disminución en la permeabilidad relativa al petróleo
1.4. Bloqueo por emulsiones
1.4.1. El bloqueo por emulsiones, por su parte,se genera por la invasión del ácido en la formación el cual se mezcla con los fluidos presentes en el yacimiento
2. Se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento mediante el uso de ácidos.
2.1. La estimulación matricial reactiva o acidificación matricial, normalmente se utiliza bajo las tres técnicas siguientes
2.1.1. Tratamientos de limpieza
2.1.1.1. El objetivo básico de los tratamientos de limpieza es eliminar las obstrucciones presentes en el pozo y en las perforaciones, y remover el daño en la vecindad inmediata a la pared del pozo.
2.1.1.2. El fluido de tratamiento con propósitos de limpieza es usualmente el ácido clorhídrico entre el 5 y 15 % en peso, independientemente del tipo de formación.
2.1.2. Estimulación Reactiva en Areniscas
2.1.2.1. Objetivos
2.1.2.1.1. eliminar el daño de la formación alrededor del pozo
2.1.2.1.2. Evitar dispersión, migración o floculación de las arcillas
2.1.2.1.3. Incrementar la permeabilidad natural de la formación en la zona vecina al pozo.
2.1.2.2. En este tipo de estimulación se utiliza comúnmente la mezcla HCl-HF
2.1.3. Estimulación Reactiva en rocas calcáreas
2.1.3.1. Los objetivos de la estimulación son remover o sobrepasar el daño e incrementar la permeabilidad natural de la formación.
2.1.3.2. Normalmente se utiliza HCl al 15%, pudiéndose tener mejores resultados con ácidos de mayor concentración hasta el 28%, siempre y cuando la temperatura permita la inhibición apropiada del ácido.
3. Fluidos Utilizados
3.1. Acidos
3.1.1. Un ácido es una sustancia que, en disolución, incrementa la concentración de iones de hidrógeno.
3.1.1.1. Ácidos Inorgánicos
3.1.1.1.1. Ácido clorhídrico
3.1.1.1.2. Ácido fluorhídrico
3.1.1.2. Acidos organicos
3.1.1.2.1. Las principales virtudes de los ácidos orgánicos son su menor corrosividad y más fácil inhibición a altas temperaturas.
3.2. Aditivos
3.2.1. Los aditivos deben seleccionarse para las condiciones de cada pozo por cuanto a tipo y concentración de los mismos.
3.2.2. Los aditivos representan el mayor costo de la estimulación y por otra parte la ausencia de ellos puede propiciar inseguridad en el manejo de los ácidos, destrucción del equipo del pozo y daños a la formación.
3.2.3. Tipos de aditivos
3.2.3.1. Inhibidores de Corrosión
3.2.3.1.1. Son utilizados para retardar temporalmente el deterioro del metal causado por la acción de los ácidos.
3.2.3.2. Agentes no-emulsificantes
3.2.3.2.1. Se emplean para prevenir estas emulsiones durante la estimulación y al recuperar el ácido gastado
3.2.3.3. Agentes de suspensión
3.2.3.3.1. Se emplean para la remoción finos con el ácido gastado
3.2.3.4. Agentes de mojabilidad
3.2.3.4.1. Se emplean para mojar la formacion por agua
3.2.3.5. Agentes controladores de hierro
3.2.3.5.1. Evitan la precipitacion de hierro
3.2.3.6. Agentes penetrantes
3.2.3.6.1. Se emplean para evitar bloqueos de agua en la formación
3.2.3.6.2. Se emplean para asegurar la remoción de los productos de reacción del acido
3.2.3.7. Aditivos reductores de fricción
3.2.3.7.1. Se emplean para reducir las altas pérdidas de presión por fricción
4. Consideraciones de diseño
4.1. Presion de yacimiento
4.1.1. Presion ejercida por los fluidos del yacimiento
4.2. Presion de fondo fluyente
4.2.1. Se debe tener en cuenta para determinar la presion de bombeo
4.3. Presion de fractura
4.3.1. No debe excederse ya que se fracturaria la formacion
4.4. Presion de operacion
4.4.1. Esta debe ser mayor a la presión de yacimiento y menor a la presión de fractura.
4.5. Tasa de bombeo
4.5.1. Hay que tomar en cuenta, que cuando el ácido llega a la formación se observa un descenso de la presión de inyección por efecto de la eliminación del daño.
4.5.2. Consiste en determinar mediante una prueba de inyectividad, la Tasa o Caudal de Bombeo (Qb) óptimo de operación.
4.6. Etapas de tratamiento
4.6.1. Preflujo
4.6.2. Tratamiento principal
4.6.3. Desplazamiento
4.6.3.1. Consiste en bombear Cloruro de Amonio al 3% + Ácido Clorhidrico al 1%, Diesel o Nitrógeno para desplazar el acido al rango de penetración establecido o diseñado
4.7. Rango de penetracion
4.7.1. Profundidad a la cual se desea llegue el acido