Estimulación matricial reactiva
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Estimulación matricial reactiva Presentation Transcript

  • 1. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA.Astrid GómezCarlos JoriguaDaniel VargasDuvan PintoSebastián CantilloViviana Blanco
  • 2. Daño de Formación Cualquier restricción al flujo de Fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad Caída de presión
  • 3. Skin.. ElSkin se emplea para cuantificar cambios de permeabilidad en la matriz
  • 4. Acidificación Matricial. Inyección de un ácido en los poros de la formación, (bien sea que esta tenga porosidad intergranular, regular ó fracturada) a una presión por debajo de la presión de fracturamiento
  • 5. Objetivos de la Estimulación. Es alcanzar una cierta penetración radial del ácido en la formación. Remover algunos daños en las formaciones agrandar los espacios porales y disolver las particulas que taponean estos espacios. Estimular la productividad natural del pozo.
  • 6. Diferencia del No reactivo al reactivo..Estimulación EstimulaciónNo reactiva Reactiva. Se utilizan soluciones oleosas o acuosas, alcoholes , con aditivos y Ácidos. principalmente los surfactantes. Daños por bloqueos de agua, aceite o Daño por partículas emulsión, perdidas de solidas (Arcillas), lodo, depósitos precipitaciones orgánicos… etc. inorgánicas.. Etc.
  • 7. CLORHIDRICO INORGANICOS FLUIRHRIDRICO FÁMICOACIDOS MEZCLAS CLOROACETICO ACETICO ORGANICOS FROMICO
  • 8. No cualquier ácido.. Que los productos de reacción sean compuestos solubles en agua. Removibles de la formación . Estén disponibles en grandes cantidades. Seguros de manejarse. Tener bajo costo
  • 9. Tipos de ácidos.. Acido Clorhídrico HCL Acido fluorhídrico HF Acido Acético CH3 – COOH Acido Fórmico HCOOH
  • 10. ACIDO CLORHIDRICO (HCL) Se disocia en agua rápidamente dándole condición de acido fuerte. Su amplio uso de es debido a esta propiedad ya que es el acido que permite el mayor volumen de roca calcárea disuelta
  • 11. Pero… Densidad y Viscosidad Alta corrosividad
  • 12. ACIDO CLORHIDRICO (HCL) El acido clorhídrico reacciona con rocas calcáreas compuesta principalmente de calcita y dolomita.
  • 13. ACIDO CLORHIDRICO (HCL)
  • 14. ACIDO FLUORHIRICO (HF) Elacido fluorhídrico es el único acido que permite la disolución de minerales silicios como las arcillas, los feldespatos, el cuarzo. El acido fluorhídrico también reacciona con los minerales calcáreos y con los iones positivos de la propias salmuera de la formación.
  • 15. ACIDO FLUORHIRICO (HF) Reacción química del HF con el cuarzo ( sílice puro).
  • 16. ACIDO FLUORHIRICO (HF) La ecuación que describen la estequiometria simplificada de la reacción del HF con algunos silicatos.
  • 17. Recomendaciones.. Debe usarse un pre flujo de HCL delante del tratamiento de HF para desplazar el agua de la formación Bajo PH No dejar mucho tiempo en el pozo para evitar que el fluoruro de calcio precipite.
  • 18. ACIDO ACETICO (CH3-COOH) Es un acido débil debido a que su ionizacion con en agua es parcial y ocurre lentamente. Reacciona con lo carbonatos lentamente y con el acero por lo que es utilizado como acido retardado y es indicado en la remoción de incrustaciones calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomitas con altas temperaturas
  • 19. ACIDO ACETICO (CH3-COOH) Fácil y seguro de inhibir ( fluido de limpieza) También es empleado como agente secuestrarte de hierro y como controlador de arcillas. Elacido acético se presenta como acido acuoso o como no acuoso ( glacial)
  • 20. ACIDO ACETICO (CH3-COOH) El acido acético glacial : es tanto soluble en agua como en aceite, disueltos en fluidos oleosos se usa para: Remover bloqueos de agua En formaciones altamente sensitivas al agua Para alcanzar penetraciones profundas en formaciones antes de gastarse.
  • 21. ACIDO ACETICO (CH3-COOH) Elacido acético se utiliza también mezclado con HCL o con HL en la estimulación de pozos de alta temperatura A presiones mayores a 500 psi el acido quedara con una actividad de 40 % y por tanto disolverá aun menor cantidad de roca La baja solubilidad de los productos de reacción hacen que el acido acético no deba emplearse a concentraciones mayores al 10 %
  • 22. ACIDO ACETICO (CH3-COOH) Elacido acético reacciona con las rocas calcáreas de acuerdo con las siguientes estequiometrias.
  • 23. ACIDO FORMICO(HCOOH) Este acido también es un acido orgánico usado en la estimulación de pozos. Es mas fuerte que el acido acético pero un poco mas débil que acido clorhídrico. Se utiliza en también solo o en combinación con el acido clorhídrico o fluorhídrico.
  • 24. ACIDO FORMICO(HCOOH) Suempleo principal es en la acidificación de rocas calcáreas en pozos de alta temperatura con concentración del 10%. Reacción del acido fórmico en la calcita
  • 25. ACIDO FORMICO(HCOOH) Hasta concentraciones del 10 % los productos de reacción son solubles en agua sin embargo a mayor concentración el formato de calcio es una precipitado gelatinosos
  • 26. COMBINACIONES YFORMULACIONES ESPECIALES
  • 27. MUD ACID MEZCLA DE HCL Y HF Mud -acid mezcla de HCL y HF Esta mezcla es casi exclusiva para restauración de la permeabilidad de areniscas. Comúnmente se utiliza 15 % de HCL y se añade suficiente Bifluoruro de amonio para crear una solución con 3 % de HF.
  • 28. MUD ACID MEZCLA DE HCL Y HF El HCL en estas formulaciones tiene tres propósitos:1. para actuar como un convertidor y producir HF a partir de una sal de amonio.2. para disolver el material soluble HCl, y por consiguiente prevenir el desgaste prematuro del HCL.3. Para prevenir la precipitación de fluoruro de calcio o de magnesio.
  • 29. MUD ACID MEZCLA DE HCL Y HF El mud acid disuelve minerales como silicios tales como bentonita. El cloruro de calcio y el cloruro de magnesio, además de las sales de sodio y potasio reaccionan con el HF para formar precipitados insolubles. Debido a que el HF es removido de la solución en la reacción con calizas, no es rentable acidificar formaciones de carbonatos de calcio con mud acid.
  • 30. MUD ACID MEZCLA DE HCL Y HFLa reacción de los iones de Flúor presentes en el Mud Acid conlas calizas y dolomitas. FLORURO DE CALCIO Y MAGNESIO La reacción del contacto parcial del Mud Acid gastado con cloruro de potasio o sodio FLUOSILICATOS GELATINOSOS DE SÓDIO O DE POTASIO
  • 31. MUD ACID SECUENCIAL Consiste en etapas alternas de HCL Y NH4F ( clay- sol- o- fluoruro de amonio) para generar hidrogeno en contando con minerales arcillosos. Procedimiento: Se inyecta HCL a la formación. Se inyecta una solución neutra o ligeramente básica conteniendo ion flúor. Generando acido fluorhídrico el cual reacciona rápidamente disolviendo la arcilla
  • 32. ACIDO FLUOBORICO ( CLAY ACID) Los sistemas de mezclas de 12 % HCL – 3% HF son efectivos solo en la remoción del daño de silicatos en un radio de 1 pie de la vecindad del pozo. De esta manera los finos y arcillas dentro de este radio, posiblemente alterados, aun estén presentes y sean potencialmente migrables durante la producción.
  • 33. ACIDO FLUOBORICO ( CLAY ACID) Además también se a demostrado que los finos pueden migrar es un radio mayor a 5 pies en pozos con altas tasas de agua. Es por esto que se requiere de un acido de acción retarda sobre las areniscas que pueda remover los finos que causan el daño antes que migren y dañen la formación.
  • 34. ACIDO FLUOBORICO ( CLAY ACID) El clay acid es un sistema de penetración profunda, sin convertir la región adyacente al pozo en una zona no consolidada. Existen varias formulaciones de clay acid
  • 35. ACIDDOS FORMICO- FLUORHIDRICO Esta mezcla es útil en areniscas, es empleada a veces en casos de alta temperatura debido a que es menos corrosiva que las mezclas de ácidos inorgánicos. HF-HCL
  • 36. ACIDO SULFAMICO Y CLOROACETICO Estosdos ácidos tienen un uso limitado en la estimulación de pozos, debido a su traslado en forma de polvo. Son mas costosos que el HCL comparativamente según el poder disolvente respectivo.
  • 37. ACIDO SULFAMICO Y CLOROACETICO El acido cloroacético es mas fuerte y mas estable que el acido sulfamico y generalmente es preferido al acido sulfamico. Este ultimo se descompone aproximadamente 180°F y no es recomendable en formaciones con temperaturas superiores a 160°F.
  • 38. ACIDOS FORMICOS CLORHIDRICO Son mezclas útiles en carbonatos, generalmente diseñados para combinar el potencial económico disolventes de HCL con la baja corrosividad ( especialmente a elevadas temperaturas) de los ácidos orgánicos Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta temperatura donde los costos de inhibición de la corrosión afectan el costo del tratamiento total.
  • 39. ACIDOS ALCOHOLICOS Son un mezcla de un acido y un alcohol. Los ácidos normalmente empleados son HCL o mud acid . También puede emplearse un acido orgánico con el acido fórmico o el acético. El alcohol por general es isopropil o metil.
  • 40. ACIDOS ALCOHOLICOS Los ácidos alcohólicos pueden aumentar ligeramente la tasa de corrosividad, por lo tanto se recomienda el uso de un inhibidor de corrosión. Aunque no intenta reemplazar el uso de solventes mutuales, por su costo inferior pueden ser usados en tratamientos que requieren de grandes volúmenes.
  • 41. ACIDOS ALCOHOLICOS En yacimientos de alta temperatura y presión la tensión interfacial de las mezclas ácidos/alcohol son bajas. Las principales aplicaciones de los ácidos alcohólicos son en zonas de gas seco y baja permeabilidad donde se pueden obtener las siguientes ventajas:
  • 42. ACIDOS ALCOHOLICOS El alcohol disminuye la tensión superficial y permite una penetración mas profunda del acido a la matriz de la roca. la mezcla de acido con alcohol disminuye la tasa de reacción acido - mineral y provee un efecto retardador .
  • 43. INHIBIDORES DE CORROSIÓNCorrosión: Es la destrucción de un material debido a lareacción química o electroquímica con su medioambiente.¿Qué es un inhibidor de corrosión?Un inhibidor de corrosión es un producto químico que retardala reacción del ácido con los iones hierro del metal, evitandoo retardando el proceso de corrosión.
  • 44. FACTORES QUE AFECTAN LA CORROSIÓN• Temperatura: Disminuye la solubilidad de un gas, a mayor temperatura menor solubilidad.• Tiempo de contacto.• Concentración de ácidos.• Tipo de acido• Tipo de metal.• Inhibidor utilizado para la corrosión.• Gases de ácidos disueltos: Oxigeno, dióxido de carbono, Sulfuro de hidrogeno.
  • 45. CLASIFICACIÓN•Orgánicos: Pueden ser la mezcla de uno omás productos químicos activos, y agenteshumectantes y agentes solventes.•Inorgánicos: Pueden ser soluciones deácido arsénico.
  • 46. INHIBIDORES ACIDOS•CL-11.•CL-14.•CL-25.•CL-27.•CL-30.
  • 47. CL – 11•Orgánico y inorgánico, acido HF inhibidorde la corrosión.•Temperaturas de 140ºF (250oC).•Usado con acéticos, espumas y ácidoscítricos.•Se usa de 1 a 10 Gal / 1000 Gal de acido (1a 10 L/m3).
  • 48. CL – 14•Baja temperatura del acido inhibidor de lacorrosión.•Puede ser HCl o HCL/HF y ácidos orgánicos,este se mezcla a 170oF (77Oc).•Compatible con solventes mutuales yaditivos adicionales.•Se usa de 1 a 30 Gal / 1000 Gal de acido (1a 30 L/m3).
  • 49. CL – 25•Inhibidor de corrosión para todos losmetales, trabaja desde 200 a 350oF (95 a176oC), 28% de ácidos de HCL/HF.•Acero al cromo desde 325oF (150oC), solocompatible con solventes mutuales.•Intensificador requerido en altas temperaturas,no compatible con NE-32.•Se usa de 1 a 20 Gal / 1000 Gal de acido (1 a20 L/m3).
  • 50. CL - 27•Inhibidor de corrosión para altas temperaturas.•Usa HCL o HCL/HF y ácidos orgánicos, se mezclaa 250oF (120oC).•Compatible con solventes mutuales y aditivosadicionales.•Se usa de 1 a 30 Gal / 1000 Gal de acido (1 a 30L/m3).
  • 51. CL – 30•Inhibidor de corrosión para temperaturas altasde 400oF (205oC), y acero al cromo.•Usa con acero al cromo por encima de 300oF(150oC), y por encima de todo el acero desde350oF (175oC).•No contiene contaminantes prioritarios EPA.•Usado con altas temperaturas desde 400 grados.•Se usa de 5 a 20 Gal / 1000 Gal de acido (5 a 20L/m3).
  • 52. INHIBIDORES INTENSIFICADORES DE CORROSIÓN•ALTAS TEMPERATURAS 382oF•Intensificador por acido inhibidor de corrosión Cl-25 y porácidos orgánicos e inorgánicos.•Se usa con Cl-25 a 275-325oF (135-175oC), por acero alcromo.•Se debe añadir al acido preparado y no debe ser filtrado.• Se usa de 2 a 50 Gal / 1000 Gal de acido (2 a 50 L/m3).
  • 53. •ALTAS TEMPERATURAS 400oF•Intensificador solo por acido inhibidor decorrosión Cl-30 y no por 28% HCL.•Se usa con Cl-30 a 275-400oF (135-205oC), poracero al cromo.•Se debe añadir al acido preparado y no debeser filtrado, adicionar ferrotol 300 si HCL es menor al10 %.• Se usa de 10 a 15 Gal / 1000 Gal de acido (10 a15 L/m3).
  • 54. •ALTAS TEMPERATURAS I •Intensificador sólido por acido inhibidor de corrosión Cl-25 y I-22, por HCL y HF. •Es efectivo desde 350oF (175oC), por acero al cromo, no contiene contaminantes prioritarios EPA. •Se debe añadir con mezcla de agua o ácido preparado y no se debe filtrar. •Se usa de 5 a 100 Lb / 1000 Gal de acido (0.6 a 12 Kg/m3).
  • 55. •ALTAS TEMPERATURAS O •Intensificador liquido por acido inhibidor de corrosión Cl-25 y I-22, se da mejor en acero al carbón. •Es efectivo desde 350oF (175oC), se usa con ácidos inorgánicos, bueno para filtrar. •Se debe añadir con mezcla de agua o ácidos menos efectiva por acero al cromo. •Se usa de 5 a 100 Gal / 1000 Gal de acido (5 a 100 L/m3).
  • 56. •HS- 2•Hidrogeno complejo de sulfuro.•Complejo estable en espumas en pozos ácidoscon iones de sulfuro.•Previene precipitaciones de sulfuro de hierro ysulfuro en las grietas de la tubería.•Se usa de 3 a 15 Gal / 1000 Gal de acido (3 a 15L/m3).
  • 57. APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORESEl tipo de tratamiento se aplica de acuerdo a las características ycondiciones del sistema y del tipo de inhibidor a ser usado, losprincipales tratamientos:•Tratamiento Batch: Se coloca inhibidor dentro del espacio anular yse desplaza hacia el fondo bypaseando la producción hacia elanular.•Tratamiento continuo: Se mantiene el inhibidor inyectandocontinuamente.•Desplazamiento: Para pozos con packer o con empacaduras, seadiciona la mezcla de inhibidor con fluido y se agrega por el tubo.Luego se retorna a producción después de un tiempo.•Tratamiento Squeeze: Mezcla de inhibidor y fluido es desplazadohasta la formación y luego se retorna por un periodo de tiempoprotegiendo al sistema.
  • 58. DIVERGENTES•Son aquellos que permiten obtener igualdistribución de los fluidos en el intervalo a sertratado.Pueden clasificarse en:1. Sólidos.2. Químicos.
  • 59. APLICACIONESDependiendo del tipo de completación que tenga elpozo, en el cual se va a realizar la estimulaciónmatricial, cada uno de los tipos de agentes divergentestiene su aplicación específica: Espuma:Sólidos: •Para cualquier tipo de•En perforaciones. completación.•Camisas de rejillas.•Empaques con grava.•Hoyo Abierto. Métodos Mecánicos: •En perforaciones.Geles y Fluidos Viscosos: •Camisas de rejillas.•Para cualquier tipo decompletación Bolas Selladoras: •Sólo en perforaciones.
  • 60. MECANICOMas puentes, empacadores y otras herramientasque aíslan las zonas de interés.ESPUMASEstabilizan espumas creando un gradiente deviscosidad en las zonas más permeables y desvía eltratamiento al menos a las zonas permeables.BOLAS SELLADORASFísicamente es un bloque de perforación con unnylon de núcleo de bola.
  • 61. 1. SOLIDOSSon aquellos que crean restricciones a través delas zonas mas permeables:•Acido benzoico.•Gradiente de roca salada.•Divergente VI.•Divergente X.2. QUIMICOSSon aquellos químicos que forman precipitacioneso emulsiones cuando entran en contacto con uncatalizador externo, entre ellos encontramos:•Divergente III.
  • 62. PRODUCTO DESCRIPCIÓN SOLUBLE EN FLC-2 Aceite soluble en aceite, destilados partículas de resina Divergente III Solución de acido aceite, agua benzoicoAcido Benzoico Partículas de acido Aceite, agua orgánicoDivergente VI Sólidos de cera Aceite Sal de roca Sal Agua, Ácidos débiles.
  • 63. ACIDO BENZOICO•Material solido.•Viene en tres tamaños:Excelente escamasRegular escamasPolvo.•Soluble en aceite y agua.•Usado entre 1 a 2 ppg de tratamiento defluido, depende del tipo de divergentedeseado (120 a 240 Kg/m3).
  • 64. NAFTALENO (Bolas de naftalina)•Material solido.•Posee solubilidad pausada en aceite.•Usada desde 0.5 a 2 ppg de tratamiento defluido (60 a 240 Kg/m3).
  • 65. SAL DE ROCA•Material solido•Soluble en agua•Usado a partir de 0.5 a 5 ppg de tratamiento defluidos dependiendo del tipo de divergentedeseado (60 a 600 Kg/m3).
  • 66. SAL TRIMIX•Clasificación de sal de roca para el desvió delagente.•Soluble en agua, bien clasificada la sal de roca.•Los rangos de tamaño van desde 0.002 a 0.25pulgadas.•0.5 a 4.0 Lb/gal in secciones perforadas (60 a 480Kg/m3).
  • 67. DIVERGENTE V•Perlas orgánicas de cera.•Soluble en aceite.•Punto de fusión de 152 oF (67oC).•Rango de concentraciones de 0.25 a 2 ppg detratamiento de fluidos (30 a 240 Kg/m3).
  • 68. DIVERGENTE VI•Perlas orgánicas de cera (15 A 60 mm dediámetro o de 0.055 a 0.25 pulgadas de diámetro).•Soluble en aceite.•Punto de fusión de 152 oF (67oC).•Rango de concentraciones de 0.25 a 2 ppg detratamiento de fluidos (30 a 240 Kg/m3).
  • 69. DIVERGENTE X•Agente divergente soluble en aceite, se derrite a330oF (166oC).•Soluble en aceite gilsonita.•Concentraciones normales en intervalos deperforación de 0.1 a 0.25 Lb/galón (12 a 300 Kg/m3).•En buenas secciones de hueco abierto, usar 10 a25 Lbs. por pie de la zona.
  • 70. Surfactantes Son compuestos de moléculas orgánicas, caracterizados por estar formados por dos grupos químicos, los hidrofílico y tipofílico
  • 71. Clases de surfactantes Aniónicos Catiónicos Noionicos Anfotericos
  • 72. Usos Establecer mojabilidad adecuada Bajar la tensión superficial e interfacial Romper o prevenir problemas por emulsión Romper o prevenir bloqueos de agua Ayuda a suspender sólidos Ayuda a controlar bacterias
  • 73. Mezclas de surfactantes Aniónico-Aniónico Catiónico- Catiónico Nonionico- Aniónico Nonionico- Catiónico
  • 74. Surfactantes Aniónicos Son moléculas orgánicas cuyo grupo es soluble en agua, están cargados negativamente. Cambia pH menor 8. Romperá emulsiones de agua en aceite. Sulfatos Sulfonatos Fosfatos Fosfonatos
  • 75. Surfactantes Catiónicos Son moléculas orgánicas cuyo grupo es soluble en agua y están cargados positivamente. la mayoría de los catiónicos son compuestos de amina tales como: cloruro de amonio cuaternario.
  • 76. Surfactantes Nonionicos Son moléculas orgánicas que no se ionizan y por lo tanto permanecen sin carga. alta tolerancia agua dura y al pH acido. La mayoría de estos surfactantes contienen grupos solubles en agua. Que son polímeros de óxido de etileno u óxido de propileno. Oxido de polietileno Oxido de polipropileno
  • 77. Surfactantes Anfotericos Son moléculas orgánicas cuyo grupo es soluble en agua, puede ser ya sea cargado positivamente, cargado negativamente, o no cargadas. Depende del pH del sistema Se utilizan como inhibidores de corrosion
  • 78. Partículas de siliciocargadas negativamente Catiónicos(+),permite que la roca pueda quedar mojada por petróleo Aniónicas, tendera a dejar mojada la roca por agua
  • 79. Partículas de carbonatoscondiciones naturales pH menor 8+ Anionicas,permite que la roca pueda quedar mojada por petróleo Cationicos, tendera a dejar mojada la roca por agua
  • 80. Utilidad en la industriaSURFACTANTE CARACTER CARACTERISTICASFlo-bank Nonionico Para fracturas y acidificar matrix . Se usa en pozos de gas Mejora la eficiencia del recobro por agua.Imflo-100 Cationico- aniónico Fluidos de fracturamiento base agua Desemulsificante baja la tensión superficial Surfactante mejora la recuperación por agua. Moja por agua areniscas y carbonatos Consternación 0.5 a 5lt por m cúbicoLT-17 Cationico Agente penetrante y humectante, utilizando una resina Baja la tension interfacial Concentración 1 a 5lt por m cúbicoLT-21 Nonionico Suspende limos, por agua, por ácidos, por salmueras. Acido retardante, agente humectante. Moja por agua areniscas y carbonatos
  • 81. Utilidad en la industriaDESEMULSIFICANTE CARACTER CARACTERISTICASAqua Flow Nonionico Desemulsificante por agua, salmuera, acido o petróleo. Desespumante Moja por agua areniscas y carbonatos Consternación 0.5 a 5lt por m cúbicoLT-32 Nonionico Reduce tensión superficial Se utiliza para la extracción de daños causados por la perforación Dispersante parafínico. Consternación 1 a 5lt por m cúbicoNE-13 Nonionico Ayuda a prevenir sedimentos por petróleo. Desemulsificante por acido o por petróleo. Recomendable para usar en formaciones de carbonatos.
  • 82. SOLVENTES MUTUALES Elsolvente mutual es un material que es soluble tanto al hidrocarburo como a soluciones acuosas. Esta propiedad ayuda a solubilizar en una solución acuosa una solución de hidrocarburos o viceversa.
  • 83. Los usos más frecuentes de los solventes mutuales son: En soluciones ácidas o en preflujos o postflujos de gasoil Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del pozo, por disminución de la tensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua. Solubilizauna porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo por lo tanto la cantidad de saturación de agua irreducible.
  • 84.  Proporciona acuohumectación a la formación, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo. Previenede finos insolubles provenientes de la oleo humectación. Estabiliza las emulsiones Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudando aprevenir la adsorción de esos materiales dentro de la formación
  • 85.  Razones para usar solventes mutuales:1. Reduce la saturación de agua cerca de la cara de la formación.2. Mantiene la formación aquo-humectada.3. Deja aquo humectados los finos de formación insolubles.4. Reduce la absorción de surfactantes e inhibidores en la formación.
  • 86. SECUESTRANTES DE HIERROSon materiales específicosañadidos al tratamientode fluidos, los cuales ataniones de los metales enuna molécula compleja talque su presencia no esperjudicial.
  • 87. SECUESTRANTES DE HIERROConsideraciones:*Durante el proceso de estimulación matricial, ciertacantidad de hierro será disuelta debido a la acción delacido sobre las superficies de las tuberías.*La precipitación del hierro disuelto en un tratamiento acidosolo será un problema cuando ésta ocurra en el medioporoso, puesto que dañara la permeabilidad de la roca.*Para mantener el hierro en solución se deben usar agentesreductores o estabilizadores, que transforman el ion férrico aferroso.
  • 88. SECUESTRANTES DE HIERROMétodos de control:1.Agentes Quelantes o secuestrantes:Son productos químicos que forman una solución complejaen agua, estables con lo iones férrico y ferroso. Estosproductos son :•Acido cítrico•EDTA•Tetra Sodio EDTA•Di sodio EDTA•Tri sodio NTA•Acido nitrilo acético
  • 89. SECUESTRANTES DE HIERRO2. Agentes de reducción :Su función es convertir el ion férrico en una soluciónde ion ferroso y mantener este estado de oxidación.Estos productos son:•Eritorbate de Sodio•Acido eritorbático•Mezclas de productos químicos
  • 90. SECUESTRANTES DE HIERRO3. Agentes de control de pH :Estos materiales actúan como amortiguadores ocontroladores para mantener un pH bajo y retardarla precipitación de los componentes insolubles dehierro. Estos productos son:•Acido acético•Pirofosfato acido de sodio
  • 91. PROCESO DE ESTIMULACIÓN Un nuevo proceso de estimulación ácida de la matriz depende de gran medida del programa de computación que se haya utilizado. Las reacciones, los minerales, los análisis del yacimiento, terminación del pozos, temperatura de formación, porosidad, permeabilidad, evidencias de daños a pozos e historia de producción.
  • 92. PROCESO DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA.
  • 93. Conocer lasIdentificar Propiedades Fluidos Sistema de Disposición de Ejecución Daño de la Propuestos Recuperación. los fluidos PROCESO GENERAL formación
  • 94. Identificación de DañosAl observar una tasa de declinación mas pronunciada a laestimada, se debe realizar un estudio exhaustivo de lascausas de esta anomalía. Migración de finos. Deposición orgánica. Deposición inorgánica. Deposición Mixta. Cabios en la mojabilidad Bloqueo por agua. Emulsiones Sub-productos de reacción (ej. hidróxido de hierro)
  • 95. Información de pozos cercanos. Descartar unPruebas de entrampamient o o bloqueo porlaboratorio Primeros Indicios agua. Análisis PVT.
  • 96. Pruebas de LaboratorioMuestra significativa del fluido de producción.
  • 97. Pruebas de LaboratorioCortes de Agua (Alto %BS&W) Se descartan posibles problemas por emulsiones indeseadas. También es útil para descartar que el problema sea por entrampamiento o bloqueo por agua
  • 98. Pruebas de Laboratorio Análisis de Núcleos Se observan los posibles problemas que presenta la formación y al mismo tiempo se realizan las pruebas de compatibilidad de los fluido propuestos en los tratamientos.
  • 99. Propiedades de la Formación Análisis PetrofísicosEs necesario conocer:• Porosidad• Espesor neto productivo• Sellos.• Resultados de los análisis PVT.• Estado mecánico del pozo
  • 100. Fluidos PropuestosLos fluidos que se utilizan en un proceso de estimulaciónácida, varían dependiendo del tipo de formación, deldaño que presente la formación y de las políticas tantode la empresa operadora como la empresa deServicios. Preflujo Postflujo Fluido de Tratamien Pickle to recuperac HCl HCl ión
  • 101. Fluidos Propuestos Pickle y Fluido de Desplazamiento• Fluido de limpieza de tubería.• varía de que tan contaminada se encuentre nuestra tubería con la cual vamos a realizar la limpieza.• Se recupera con fluido de desplazamiento
  • 102. TIPO DE POZO TIPO DE DAÑO ORIGINADO POR TIPO TRATAMIENTO INCRUSTACIONES DEPRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICION INORGANICA CARBONATOS DE CALCIO Y LAVADO ÁCIDO CLORHIDRICO SILICATOSPRODUCTOR DE CRUDO ARCILLAS HINCHAMINETO DE ARCILLAS ACIDO FLUORHIDRICO PRODUCCIÓN DE ARENA ACIDIFICACION MATRICIALPRODUCTOR DE CRUDO MIGRACION DE FINOS DRACKDOWN ARENA RESINADA LAVADO CON SOLVENTES Y PRECIPITACIÓN DEPRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICION ORGANICA DETERGENTES- FORMICO ASFALTENOS, PARAFINAS ACETICO BLOQUE DEL ESPACIO LAVADO CON SOLVENTES Y Fluidos PropuestosPRODUCTOR DE CRUDO EMULSIONES POROSO POR PARTE DE LA DETERGENTES EMULSION GELES SILICATO DE SODIO +PRODUCTOR DE CRUDO ALTOS CORTES DE AGUA TAPONAMIENTO POR AGUA Tratamientos Generales CALCIO SURFACTANTES EN EL LODO INVERSION DE LA SURFACTANTE ADECUADO PARAPRODUCTOR DE CRUDO O PRECIPITACION DE MOJABILIDAD LA FORMACION ASFALTENOS NaCl EN SALMUERA, PRECIPITACION DE FINOS CARBONATOS, SILICATOS YPRODUCTOR DE CRUDO ESCAMAS POR REACCIONES ENTRE BaSO4 EN HCl Y FORMICO FLUIDOS ACETICO MULTIPLICACION DE SOLVENTE ORGANICO XILENO-PRODUCTOR DE CRUDO DAÑO BIOLOGICO BACTERIAS ANAEROBICAS EN VARSOL EL ESPACIO POROSO INYECCION DE FLUIDOS A INCRUSTACIONES DE ACIDIFICACION MATRICIAL ACIDO INYECTOR LA MATRIZ CARBONATOS Y SILICATOS HCl
  • 103. Ejecución • Cerrar válvula del cabezal Tubería de de pozo.Completamiento • Instalar la línea de retornos y la unidad de bombeo en el espacio anular. • Realizar pruebas de integridad. • Preparan e inyectan fluidos atreves de el Tubing. • Pickle, pre tratamiento, Tratamiento, remojo, post tratamiento. • Inducen el pozo a producción. • Recuperar fluidos peligrosos para la formación.
  • 104. Ejecución • Cerrar válvula del cabezal deCoiled Tubing pozo. • Instalar la línea de retornos y la unidad de bombeo en el espacio anular (Coiled Tubing- Tubing) • Realizar pruebas de integridad. • Preparan e inyectan fluidos atreves dl Coiled Tubing. • Pickle, pre tratamiento, Tratamiento, rem ojo, post tratamiento. • Inducen el pozo a producción. • Recuperar fluidos peligrosos para la formación.
  • 105. Metodo Convencional N2 $ Ph < Py