TRABAJO ELECTIVA IV

1. ESTIMULACIÓN DE POZOS
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITECNICO
SANTIAGO MARIÑO
SEDE CIUDAD OJEDA.
Colmenares Alfredo 9.053.447

2. ESTIMULACIÓN DE POZOS
RESEÑA HISTÓRICA
La estimulación es una de las técnicas más antiguas conocida en la industria de hidrocarburos en a procesos de mejorar la
producción. Este tipo de técnicas se empleo a comienzos del siglo XX cuyos avances comenzaron en EEUU. El origen de los
hidrocarburos siempre ha estado ligado a factores geológicos, químicos y biológicos. Aunque en siglos pasados se creía que el
petróleo tenía un origen inorgánico, o sea magmático y este migró hasta la superficie desde lo profundo de la corteza terrestre. En la
actualidad existe demasiada evidencia que demuestra que el petróleo es de origen orgánico, y que es un proceso que se forma
prácticamente en la superficie.
Los hidrocarburos se forman por la transformación térmica de la materia orgánica que contienen algunas rocas (roca madre). Esta
materia orgánica comienza a transformarse (generación) en petróleo o gas al estar sometida a altas temperatura y presiones.
Después de ser expulsados de la roca madre, el petróleo y/o gas deben fluir (migración) hacia una roca porosa y permeable (roca
almacén) con una configuración geométrica (trampa) que permita su acumulación, y que a su vez este recubierta por una roca
impermeable (roca sello) que impida su escape hacia la superficie.
OBJETIVO DE LA ESTIMULACIÓN
La estimulación de pozos se define como la inyección de fluidos de tratamiento ácidos en su mayoría, 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 la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. La
estimulación es una técnica o procedimiento tan importante, que no existe pozo en el mundo donde no se haya aplicado uno o más
de estos métodos.
El objetivo de la estimulación varía dependiendo del pozo o proceso que se vaya a realizar:
Pozos productores: Incrementar la producción de hidrocarburos.
Pozos inyectores: aumentar la inyección de fluidos como agua, gas y vapor.
Recuperación segundaria y mejorada: optimizar los patrones de flujo.

3. ESTIMULACIÓN DE POZOS
ESTIMULACIÓN REACTIVA Y NO REACTIVA:
El objetivo de la estimulación de los yacimientos es tratar de forma efectiva todas las zonas productivas potenciales, reduciendo el
daño a la formación y mejorando la productividad de los pozos. Los procedimientos de estimulación matricial son caracterizados por
gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permite una penetración del fluido a la matriz en forma
radial. El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento, por lo
que se involucran diversos factores, como por ejemplo, la localización y tipo de daño, la compatibilidad del fluido de tratamiento con
el sistema roca fluido de la formación. Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación con la formación, el tratamiento
se divide en dos grandes grupos:
•Estimulación matricial ácida o reactiva o Ácido Clorhídrico o Ácido Fluorhídrico o Ácido Acético o Ácido Fórmico
•Estimulación matricial no ácida o no reactiva o Solventes mutuos o Solventes aromáticos. Ambos grupos incluyen estimulaciones
de limpieza y estimulaciones matriciales.
•Estimulación de Limpieza. Permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover el daño. Estimulación matricial.
También llamada acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación; esto se logra
cuando el ácido disuelve parte del material carbonatado agrandando los poros comunicados de la roca y creando un complejo
sistema de canales conocidos como agujeros de gusanos.
La estimulación de la matriz resulta aun más compleja cuando existen intervalos múltiples con permeabilidades sustancialmente
diferentes, en esta situación el ácido se canaliza a las zonas de más alta permeabilidad generalmente hacia vúgulos, cavernas y
fracturas. La estimulación no uniforme puede generar grandes caídas de presión, provocando una conificación temprana e
indeseable de agua, lo que aumenta los costos de separación en superficie y por otro lado, la disminución de la presión provoca
que en los yacimientos de aceite se entre rápidamente a la producción en dos fases, si el gas liberado se canaliza hacia el pozo.

4. ESTIMULACIÓN DE POZOS
PRECIPITACIÓN Y DEPOSITACIÓN DE ESCAMAS MINERALES
La inyección de un álcali en el yacimiento puede causar incompatibilidad de la solución alcalina con los iones divalentes presentes
en el agua de formación. La precipitación y depositación de escamas puede ser influenciada por caídas de presión, temperatura,
gases disueltos, flujos viscosos, flujos de régimen turbulentos, sitios de nucleación y tipos de metales, cualquier condición que
altere el equilibrio de la solución. A continuación se nombran cada una de las escamas que se pueden presentar en la industria del
petróleo:
TIPO DE ESCAMAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA
Carbonato de calcio o calcita (𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪). ϖ Sulfato de calcio o yeso (𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪). ϖ Sulfato de bario o barita (𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪). ϖ Sulfato de
estroncio o celestita (𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪). ϖ Carbonatos/Sulfatos de hierro o siderita (𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪 o 𝑪𝑪𝑪𝑪𝑪). ϖ Cloruros de sodio o halita
(𝑪𝑪𝑪𝑪). ϖ Escamas de Sílice. Las escamas minerales comienzan a formarse cuando se perturba el estado de equilibrio de
cualquier fluido natural de tal forma que se exceda el límite de solubilidad de uno o más de sus componentes. La solubilidad de los
minerales es dependiente de la temperatura, presión, pH y composición.
PRUEBAS E INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN
Es el proceso en el cual se somete el pozo a un impulso el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es
decir un cambio de presión. La respuesta del yacimiento está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de
daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros. Basados en el entendimiento de la física de
yacimientos, se desarrollo un modelo matemático que relaciona los parámetros de yacimiento con la respuesta del pozo. En
consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los parámetros
del modelo son iguales a los parámetros del yacimiento. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el
comportamiento dinámico del yacimiento.
Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las
características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de pruebas
de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de
reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas.
La interpretación de pruebas de presiones en yacimientos con heterogeneidades y fallas puede ser una tarea muy compleja.
Utilizando el análisis de atributos sísmicos e integrando lo a la interpretación de estas pruebas para limitarlas, se puede llegar a una
mejor comprensión de las heterogeneidades y límites del yacimiento. La interpretación de las pruebas de presión transiente es
realizada numéricamente, guiada por una interpretación inicial de las barras de meandro y los sistemas de canales a través de
análisis de atributos sísmicos. El análisis de la derivada de la presión en una prueba build up muestra claramente la conectividad a

5. ESTIMULACIÓN DE POZOS
ROCAS RELACIONADAS A LOS YACIMIENTOS PETROLERIFEROS.
•Rocas sedimentarias.
•Rocas reservorio.
•Rocas sello.
•ROCAS GENERADORAS DE HIDROCARBUROS:
Las rocas sedimentarias
Se derivan de las rocas ígneas y de las metamórficas por medio de la acción desintegradora de varios agentes como el viento, el
agua, los cambios de temperatura, organismos, las corrientes de agua, las olas, y por acción de sustancias químicas disueltas en el
agua. Las rocas sedimentarias se encuentran representadas por ejemplo por gravas, conglomerados, arena, arenisca, arcilla, lutita,
caliza, dolomita, yeso, anhidrita y sal gema.
La generación de petróleo y la migración primaria del mismo, se efectúan en la roca generadora. La determinación de una roca
generadora está basada en:
1. Su contenido de materia orgánica.
2. El tipo de materia orgánica. El análisis óptico permite definir cualitativa y cuantitativamente cuatro tipos de materia orgánica:
Algáceo Herbáceo Leñoso Carbonoso La predominancia de la materia orgánica de los tipos algáceos y/o herbáceos, permite
considerar a la roca como generadora de hidrocarburos líquidos; asimismo los tipos leñosos y carbonosos dan lugar a
hidrocarburos gaseosos. Si el residuo palinológico contiene materia mixta, entonces podemos considerar a la roca como
generadora de de petróleo y gas
•ROCAS ALMACENADORAS: Es aquella roca que sea capaz de almacenar a los hidrocarburos. Generalmente tienen una
extensión geográfica mayor que la de los yacimientos, debido a que estos están restringidos a la trampa. La mayor parte de las
acumulaciones de petróleo en el mundo se encuentran en rocas almacenadoras clásticas o s o detríticas, incluyendo las areniscas
y rocas carbonatadas. Para que un cuerpo o estrato pueda considerarse como almacenadora debe de ser: poroso. permeable.
mostrar cierta continuidad lateral o vertical.
•Roca Sello: Son aquellas que por su escasa permeabilidad impiden el paso del petróleo, sirviendo como cierre a su migración o
desplazamiento; las mejores rocas sello son las rocas evaporíticas, pero las más abundantes son las lutitas. La característica
principal de la roca sello será la de constituir una barrera a la migración de los hidrocarburos y de esa manera permitir su
acumulación en una trampa. Para que una roca sea considerada desde el punto de vista práctico, como impermeable, esta no debe
poseer fracturas interconectadas. Debido a que los yacimientos petroleros aparecen normalmente tectonizados en mayor o menor

6. ESTIMULACIÓN DE POZOS
TIPO DE
FLUIDOS
FLUIDO
ESPECIFICO
DAÑO QUE EL FLUIDO PUEDE
REMOVER OBSERVACIONES
ACIDOS HCL
Incrustaciones, taponamientos por
sólidos, bloqueo por agua
Usado en carbonatos y arenas con 20% o más de calcita o como
precolchón para un tratamiento con ácido fluorhídrico
ACIDO
ACETICO
Incrustaciones, taponamientos por
sólidos, bloqueo por agua Lo mismo que el HCl y en altas temperaturas.
Ácido Fórmico
Incrustaciones, taponamientos por
sólidos, bloqueo por agua Lo mismo que el HCl y en altas temperaturas.
Ácido
fluorhídrico
Arcillas, incrustaciones, taponamiento
por sólidos y bloqueos por agua
Arenas (con HCl o ácidos orgánicos) usado para limpieza de
daño por lodo de perforación.
HF generado en
sitio
Arcillas, incrustaciones, taponamiento
por sólidos y bloqueos por agua Posible penetración profunda, solo areniscas.
SOLVENTES
SOLVENTE
MUTUO
Bloqueo por agua, emulsiones, cambio
de mojabilidad.
Usado con otros aditivos como surfactantes para mejorar la
permeabilidad relativa al hidrocarburo
SOLVENTE
AROMATICO
Asfaltenos, parafinas, taponamiento
por lubricantes. Usado con un agente de suspensión o con un antiasfalteno.
EDTA Incrustaciones de Sulfatos *****
AGUA
AGUA
CALIENTE PARAFINAS Usado con agentes de suspensión

7. ESTIMULACIÓN DE POZOS
PERMEABILIDAD:
La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se
muevan a través de la red de poros interconectados. Silos poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad; por
consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva, aunque no
necesariamente con la porosidad absoluta.
Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo
suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza
y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un
alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En
consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, la
permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y
fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un
ejemplo de esto lo constituyen las calizas. Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad,
es decir, el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado
de litificación (cementación y consolidación).Por otro lado la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de
acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si el fluido reacciona con las arcillas. Se
considera que un flujo de gas no reacciona con las arcillas excepto, tal vez, por un poco de agua que pueda ser removida. Sin
embargo, las propiedades fisicoquímicas del agua salada o salobre que fluye a través de un medio poroso controlan el estado físico
de las arcillas por consiguiente no afectan a las arcillas cuando entran en contacto con ellas. La aguas dulces son causa de que
cierta arcillas se hinchen resultando una obstrucción parcial o total de las aberturas de los poros. La unidad de permeabilidad es el
Darcy en honor a Henry Darcy, un ingeniero hidráulico francés que fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de
fluidos a través de medios porosos. En 1856 Darcy publicó su trabajo, en el cual se describían estudios experimentales de flujo de
agua a través de filtros de arena no consolidada, los cuales tenían como objetivo procesar los requerimientos diarios de agua
potable del pueblo de Dijon (Francia).Al Darcy se lo puede definir de la siguiente manera: Se dice que un reservorio tiene la
permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase de un centipoise de viscosidad y que llena totalmente el medio
poroso, fluye a través de él con una velocidad de un centímetro por segundo (cm/s) y sometido a un gradiente de presión de una
atmósfera por centímetro (atm/cm) .
el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en
centésimas de Darcy, es decir, milidarcys (0,001darcy).
CALCULO DE LA PERMEABILIDAD:.

8. ESTIMULACIÓN DEPOZOS
TEMPERATURA
Yacimientos de gas seco:
•La temperatura de yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
•Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir, que al disminuir la presión no se
condensa gas.
•Sólo se puede extraer liquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de 0ºF).
•No presenta condensación retrograda.
Yacimientos de gas húmedo:
•La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica
.
•Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie se cae en la región bifásica.
•El liquido producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60º.
•En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios.
•La relación gas petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MPC/BN).

9. ESTIMULACIÓN DE POZOS
•La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura
cricondentérmica.
•Los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones iniciales
de yacimiento.
•Al disminuir la presión a temperatura constante entramos en la zona de condensación retrograda.
•La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se entre en la
región bifásica y origina en superficie un condensado de incoloro a amarillo, con ºAPI entre 40 y
60 y una relación gas petróleo de 5000 a 100000 (PCN/BN).
Yacimientos de petróleo de alta volatilidad:
•La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura
crítica.
•A condiciones iniciales, los hidrocarburos se encuentran en estado líquido cerca del punto
crítico.
•El equilibrio de fase tiene poca estabilidad.
•Se presenta un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo
de la presión de burbuja.
•El liquido que se produce en este tipo de yacimientos es de color amarillo oscuro a negro,
con ºAPI mayor a los 40º, la relación gas-petróleo se ubica entre 2000 y 5000 (PCN/BN) y el
factor volumétrico de formación del petróleo (Bo) es mayor a 1.5 (BY/BN).
Yacimientos de gas condensado:
•Se puede definir como un gas con liquido disuelto

10. ESTIMULACIÓN DE POZOS
Yacimientos de petróleo negro:
•La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura crítica.
•El porcentaje de C7 es mayor al 40%.
•El liquido que produce este tipo de yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la relación
gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN).