1. UNIVERSIDAD DE AMERICA
ESTIMULACION
MATRICIAL NO
Zamir Villamil
REACTIVA Camilo Gasca
Cristhian Macias
Felipe Estrada
Benjamin Moreno
Juan Jose Perdomo

2. FUNDAMENTOS

3. ESTIMULACION MATRICIAL

4. ESTIMULACION DE POZOS
 Existennúmeros infinitos de surfactantes y
mezclas del mismo para estimular pozos
de gas o de petróleo o inyectores de
agua. El que se desee utilizar debe ser
seleccionado cuidadosamente por
medio de pruebas de laboratorio para
verificar su comportamiento y garantizar
que no se produzcan efectos no
deseados

5. TIPOS DE ESTIMULACION
ESTIMULACION DE POZOS
ESTIMULACION ESTIMULACION POR
MATRICIAL FRACTURAMIENTO
ESTIMULACION ESTIMULACION
MATRICIAL REACTIVA MATRICIAL NO REACTIVA

6. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
USOS
Utilizada principalmente para remover daños
por:
Bloqueo por:
• Bloqueo por Agua
• Bloqueo por Aceite
• Bloqueo por Emulsiones
• Perdida de lodos
• Depósitos orgánicos

7. SELECCIÓN DEL FLUIDO OPTIMO
 Las condiciones del pozo
 El criterio económico
 La mineralogía de la formación
 La identificación y avaluación del daño
 La experiencia que se tiene en el área
 Los resultados de pruebas especificas del
laboratorio
 Características de la formación

8. ADITIVOS

9. TIPOS DE ADITIVOS
Surfactantes
Divergentes
Demulsificantes Secuestrantes de Solventes
hierro mutuales
Espumantes
Estabilizadores
reductores de Agentes (anti-
de arcilla
fricción sludge)

10. Surfactantes

11. SURFACTANTES
Es una molécula que busca una interface, químicamente tiene
afinidad tanto por el agua como por el aceite lo cual
promueve su migración hacia la interfase entre:
 Dos líquidos
 Liquido y gas
 Liquido y solido
Caracterizados por estar formados por dos grandes grupos:
• Afín con el agua  Hidrofìlico  Polar
• Afín con el aceite  Lipofìlico  No polar
De uso común en todas las ramas de la industria petrolera.

12. Propiedades de surfactantes


13. SURFACTANTES
 Son utilizados para estimular pozos productores o pozos inyectores.
 El surfactante debe ser seleccionado cuidadosamente por medio de pruebas de
laboratorio para verificar su comportamiento y garantizar que no se produzcan
efectos no deseados.
Otras funciones en la estimulación de pozos …
 Retomar la condición natural de la formación
 Bajar la tensión interfacial de los fluidos de estimulación
 Retardar la acción de los ácidos
 Prevenir la precipitación orgánica “sludge”
 Como agente espumante
 Como inhibidores de la corrosión
 Evitar el hinchamiento o dispersión de arcillas
 Ser soluble a los fluidos de tratamiento a temperatura de yacimiento
 Mojar de agua a la roca

14. Tipos de surfactantes
Los surfactantes se clasifican de acuerdo a
su tipo de molécula, mas
precisamente, con base en el tipo de
disociación de su molécula en solución:
 No- iónicos Anionicos
 Catiónicos Anfóteros

15. Anionicos
Son surfactantes en donde su grupo soluble
en agua tiene una carga negativa, y el ion
inorgánico es positivo ( ejemplo: NA+ , K)
Se utilizan en formaciones de caliza y
dolomitas, ellas tienen una cargar
superficial positiva y atraen.

16. Anionicos

17. Cationicos
Son surfactantes cuyo grupo soluble en
agua tiene carga positiva, y el ion
inorgánico es negativo (ejemplo: CL-)
Se utilizan en formaciones de areniscas, las
cuales tienen una carga superficial
negativa (silice) y atraen

18. Cationicos
Los mas utilizado son:
 Compuestos de Amina
No emulsificadores, inhibidores de corrosión

19. No ionicos
Son surfactantes de moléculas no ionizables
Se utilizan para la producción de
surfactantes iónicos y como agentes
espumantes

20. No ionicos


21. Anfóteros


22. Mezclas de surfactantes
La mayoría de los surfactantes utilizados en la
industria petrolera son mezclas
 Anionico-anionico
 Cationico-cationico
 No iónico- noionico
 No iónico- anionico
 No iónico- catiónico
Las mezclas de surfactantes catiónicos con
anionicos generalmente no son factibles

23. Utilización de los surfactantes
en la estimulación
El uso de los surfactantes para tratamiento
de pozos se ha hecho imprescindible en
todo tipo de estimulación. Las principales
acciones son:
1. Disminución de las fuerzas retentivas de
los fluidos en el medio poroso.
2. Mojamiento de la roca:
cuando la vecindad del pozo
llega a ser mojada por aceite

24. Utilización de los surfactantes
en la estimulación
La permeabilidad disminuye entre un 15 y 85%
3. Rompimiento de emulsiones:
Los surfactantes actúan disminuyendo la tensión
interfacial, lo cual permite romper la rigidez de la
película, o neutralizando el efecto de los agentes
emulsificantes

25. Daños de formación tratados
con surfactantes
 El uso de surfactantes puede
prevenir, remover, disminuir o agravar los daños de
la formación, por eso debe conocerse o tenerse en
cuenta:
• El tipo de daño
• Pruebas de laboratorio previas
 La remoción del daño con surfactantes es costoso y
difícil, es por esto que es mas efectivo usarlos para
prevenir el daño que de otra forma podría ocurrir
durante casi todas las fases de operación del pozo.
 En caso de que un surfactante haya hecho daño a
la formación en cualquier operación, la remoción
del mismo puede ser posible con surfactantes mas
poderosos que revierten la acción de los primeros.

26. Daños de formación tratados
con surfactantes
Los daños de formación que pueden ser
tratados con surfactantes son :
 Bloqueo por agua.
 Bloqueo de aceite.
 Bloqueo por emulsión.
 Mojamiento por aceite.
 Películas interfaciales.
 Depósitos orgánicos
 Pérdidas de lodo.

27. Bloqueo por Agua
 Causado por incremento de la saturación
de agua en la vecindad del pozo, con la
consecuente reducción de la
permeabilidad relativa a los hidrocarburos.
El problema es mayor cuando se pierden
grandes cantidades de agua. Puede
producirse durante la producción del pozo
por canalización o conificación del agua
de formación en el intervalo productor.

28. Bloqueo de aceite
 Estebloqueo causa mayor daño en
formaciones de baja permeabilidad y
puede presentarse también en los casos
de condensación retrógrada. En pozos
de gas la invasión de fluidos base aceite
causará que una nueva fase invada la
formación.

29. Bloqueo por emulsión
La formación de emulsiones en el medio
poroso causan en lo general altas
viscosidades, particularmente las
emulsiones agua en aceite.
Esto reduce drásticamente la
productividad de los pozos y en lo general
es relativamente más fácil prevenirlas que
removerlas.

30. Mojamiento por aceite
 Cuando la formación en la vecindad del
pozo queda total o parcialmente mojada
por aceite, se produce un daño
significante a la productividad del pozo.
Además el mojamiento puede resultar en
mayor tendencia al bloqueo por agua o
emulsión.

31. Películas o membranas
interfaciales
 Los materiales que forman
películas, incluyendo surfactantes, al
adsorberse en la interfaz W/O pueden causar
taponamiento. Para remover este tipo de
daño, es necesario utilizar solventes con alta
concentración de surfactantes que permiten
disminuir la consistencia de las películas
rígidas formadas en las interfaces agua-
aceite.

32. Depósitos orgánicos
 Algunos aceites crudos tienen tendencia a
ocasionar depósitos orgánicos formados
por hidrocarburos de alto peso molecular.
Estos depósitos pueden formarse en la
roca, en las perforaciones y/o en la tubería
de producción. Este daño es removido al
resolubilizarlos con solventes aromáticos y
un surfactante dispersor.

33. Pérdidas de lodo
 Este daño ocasionado por grandes
volúmenes de lodo perdidos durante las
operaciones de perforación, en lo general es
un problema difícil de eliminar. La solución
mas indicada consiste en la inyección de
soluciones acuosas u oleosas de surfactantes
que pueden reducir la viscosidad del lodo y
dispersar los sólidos.

34. Usos de los surfactantes
 Lodos de perforación.
 Cementación.
 Fluidos de terminación y reparación.
 Estimulación de pozos.
 Operaciones de producción.
 Refinación.

35. SOLVENTES
MUTUALES

36. Solventes mutuales
 El solvente mutual es un  Esta propiedad permite
material soluble tanto al solubizar en una solución
hidrocarburo como a acuosa una solución de
soluciones acuosas. hidrocarburos o
viceversa.

37. Usos de los solventes mutuales
 Reduce la saturación de
agua en la cara de la
formación.
 Mantiene la formación
acuo-humectada.
 Deja acuo-humectados los
finos de formación
insolubles.
 Reduce la absorción de los
surfactantes e inhibidores en
la formación.

38. Aplicaciones
 Mantiene las
concentraciones
necesarias de los
surfactantes e inhibidores
en solución, ayudándolo
a prevenir la adsorción
de estos materiales
dentro de la formación.
 Estabiliza las emulsiones.
 Previene los finos
insolubles provenientes
de la oleo humectación.

39. aplicaciones
 Proporciona acuo humectación a la
formación, manteniendo por lo tanto la
mejor permeabilidad relativa para la
producción de crudo.
 Solubiliza una porción de agua dentro de la
fase de hidrocarburo, reduciendo la
cantidad de saturación de agua irreducible.
 Reducción de la saturación de agua en la
cercanía del pozo, por disminución de la
tensión superficial del agua, previniendo
bloqueos por agua.

40. PET®-200
PROPIEDADES FISICAS
Gravedad específica: 0.90 ± 0.01
Color: Líquido transparente.
Flash Point (Copa Cerrada): 144 ºF
Solubilidad: En agua e hidrocarburos.
Carga en solución: No iónico.
Humectabilidad: Moja las arenas por agua.
DOSIFICACION
Las concentraciones más recomendadas de PET®-200 oscilan
entre el 4% y el 10%. Lo anterior no es substituto de las pruebas
de laboratorio.
PRESENTACION
PET®-200 se suministra en canecas x 55 galones.
PET® es una marca registrada de Petrocaribe Ingeniería Ltda.
Revisión: Marzo 19, 2009. Esta Ficha Técnica reemplaza cualquier
edición anterior.

41. Ejemplos y recomendaciones
generales
 Es recomendable usar solventes en las siguientes
circunstancias:
1. Pozo productor de crudo con daño por
migración de finos.
2. Pozo productor de crudo con daño por
deposición orgánica.
3. Pozo productor de gas con daño por deposición
orgánica.
4. Pozo productor de crudo con daño por
emulsiones.
5. Pozo productor de crudo con daño por
taponamiento de empaque.

42. Alcoholes
 Elalcohol metílico y el isopropilico.
 Reducción en la tensión superficial
(explicada a continuación).
 Temperatura de referencia: 185 °F.
 Concentración normal comúnmente
usada de alcoholes en acido para
estimulación: 20-25% V/V.
 Debe preferirse un surfactante ante el
alcohol o una combinación
adecuadamente diseñada de ambos.

43. Fenómenos de superficie
 Flujo de fluidos a través de medios porosos.
 Fuerzas retentivas de los fluidos en la roca.
 Estimulación matricial no reactiva : la
alteración de estas fuerzas retentivas.
 Tensión superficial e interfacial, mojabilidad y
capilaridad.

44. Tensión superficial
 Fuerza de cohesión: combinación de fuerzas
electrostáticas y de Van der Walls.
 Fuerzas son de diferente magnitud
dependiendo del estado de la materia.
 Resultante en la interfase, energía libre de
superficie.
 Trabajo por unidad de área.
Representación esquemática
de las fuerzas
intermoleculares

45. Mojabilidad
 Interfase líquido-sólido ,fuerzas intermoleculares en
desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad.
 El sólido causa una fuerza de adhesión por lo que el
líquido es atraído al solido.
A: Fuerzas de adhesión son más grandes que las de
cohesión y el ángulo es menor de 90°.
B: Fuerzas de cohesión son más dominantes
produciéndose un ángulo en la interfase mayor a 90°.

46. Mojabilidad
 La figura 2 muestra la
mojabilidad en un
sólido en presencia de
dos líquidos (agua y
aceite). Los ángulos de
contacto en las
interfases son
empleados para
estudiar las condiciones
de mojabilidad

47. Capilaridad
 Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el
agua se elevara en el tubo como se muestra en la
figura III, en este caso se define como presión capilar
la diferencia de presiones en la interfase.

48. Arcilla
Agregados
de silicatos de aluminio hidratados, procedentes de la
descomposición de minerales de aluminio.
Surge de la descomposición de rocas que
contienen feldespato, originada en un proceso natural
que dura decenas de miles de años.
Estabilizadores de arcilla
 Propósito: Prevenir la reducción de permeabilidad
relacionado con problemas en las arcillas.
 Causas: 1. Hidratación
2. Dispersión
3. Migración
 Balance iónico

49.  Ph es cercano a 4 no hay mayor cambio en las
arcillas pero si Ph ya asciende a 7-8 se empiezan a
hinchar, empiezan a absorber mucha agua.
 Aminas policuaternarias: prevención.
 Acido Fluorhídrico (HF) : Tratamiento del
problema. Remover, no para prevenir
Inhibidores precipitación Sulfato de Calcio
 Prevención de reacciones químicas indeseadas
 Prevenir ataques, proteger, de sustancias
agresivas
 Concentraciones de los inhibidores es clave
 Precipitaciones: 1. Reacciones químicas 2.
Cambios de presión y temperatura.
 EDTA, HCL : Remoción precipitaciones.

50. Fluidos base
 Son: oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuos y soluciones
micelares.
 Se puede utilizar aceite crudo limpio y filtrado, pero no debe
contener materiales tales como inhibidores de
corrosión, agentes deshidratantes y otros productos químicos
extraños o sólidos en suspensión.
 Para los tratamientos de estimulación ,usando agua como el
fluido acarreador se debe utilizar agua limpia con 2% de KCL o
agua salada limpia , con 2 o 3 % de un surfactante soluble o
dispersable en agua.
 En general los alcoholes o los solventes mutuos se utilizan al 10%
mezclados con fluidos acuosos u oleosos, según este indicado.
 En lo general en la estimulación matricial no reactiva es
recomendable el empleo de surfactantes a concentraciones
del 2 a 5% en volumen .

51. Proceso de la
estimulación
matricial no
reactiva

52. Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
1. Evaluación del daño:
 Si es susceptible para removerse por este método, se
procede a seleccionar la solución de tratamiento.
 Si no es posible identificarse el daño, no deberá
aplicarse la estimulación.
2. Selección de la solución de tratamiento:
si la estimulación matricial no reactiva esta
indicada, los surfactantes deberán seleccionarse
de acuerdo con los procedimientos de laboratorio
y las características expuestas en la siguiente tabla:

54. Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
3. Gasto y presión de inyección:
Se obtienen a través de la prueba de inyectividad. Y si no
se dispone de esta prueba, se hace a través del paso 1
(evaluación del daño).
4. volumen de solución de tratamiento:
 Depende de la longitud del intervalo a tratar y de la
penetración de la zona dañada.
 Se recomiendo en lo general una penetración de 2 a
5 pies y que el intervalo tratado no exceda los 50 pies.
 En caso de que exceda los 50 pies deberán usarse
técnicas de estimulación selectiva por etapas.

55. Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
5. Incremento de productividad:
De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad
esperado con la siguiente ecuación:
Donde:
Jx : índice de productividad
Jo : índice de productividad de un pozo sin alteración
re : Radio de drenaje
rw : Radio del pozo
rx: radio zona alterada
kx: permeabilidad zona alrededor del pozo
K: permeabilidad zona virgen

56. Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
6. Programa de la estimulación:
 consiste en especificar todas las acciones que
se tomaran, desde la planeación previa de la
estimulación, antes, durante y después de la
misma.
 En este programa deben incluirse los
volúmenes, gastos, presiones, tiempos, tipos de
fluido y los antecedentes necesarios del
pozo, incluyendo su estado mecánico.