Este documento describe dos tipos de estimulación de pozos - estimulación matricial y fracturamiento - y se enfoca en la estimulación matricial no reactiva. Explica que este tipo de estimulación tiene como objetivo remover daños en la formación mediante la inyección de fluidos químicos a bajas presiones para restaurar la productividad. También describe los pasos clave en el proceso de estimulación matricial no reactiva, incluyendo la evaluación del daño, selección de fluidos, determinación de parámetros de inye

2. Existen dos tipos de estimulación caracterizados principalmente
por los gastos y las presiones de inyección.
ESTIMULACION
MATRICIAL FRACTURAMIENTO
NO REACTIVA REACTIVA
Fig. 1: Comportamiento de la presión de inyección en la cabeza de pozo,
durante una prueba de admisión a la formación

3. • Permite una penetración del fluido a la matriz en forma
radial, con un consecuente mejor contacto de la zona
dañada cercana a la pared del pozo con el fluido de
estimulación.
• Remover el daño producido por la perforación y la
completación antes de que el pozo produzca de
manera natural.

4.  Dependiendo del tipo de daño y la interacción entre los
fluidos de estimulación y los fluidos presentes en el
yacimiento se conocen dos tipos de estimulación
matricial:
1. Estimulación matricial reactiva
2. “Estimulación matricial no reactiva”

5. “Los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los minerales o sólidos
de la roca”
 Tiene como objetivo restaurar la productividad de pozos a través de la inyección de productos
químicos a tasas y presiones por debajo de los limites de fractura de la
formación, a fin de remover:
Daños por bloqueos de: Daños por:
- Agua - Perdida de lodo
- Aceite - Depósitos orgánicos
- Emulsión
Empleando principalmente soluciones:
 Oleosas o acuosas
 Alcoholes
 Solventes mutuos
 Aditivos
 Surfactantes

7. Incremento Reducción
Sw Kr

8. Pozos de Gas
Fluido Base Aceite
Nueva fase
Reducción Kr
Mayor Daño Condensación
<K Retrograda

9.  La invasión de fluidos de tratamiento al
intermezclarse con los fluidos
contenidos en la formación pueden
generar la formación de emulsiones las
cuales presentan una viscosidad muy
elevada, particularmente emulsiones
agua/aceite.
 Emulsiones estables no generan daño.
“Es mas fácil prevenirlas que removerlas”

10.  Medio poroso  agua  facilita flujo crudo
 Los fluidos que invaden la formación pueden
contener surfactantes (anicónico) o
sustancias las cuales dependiendo el tipo de
mineral que conforman la roca pueden
propiciar el mojamiento de la misma. (<K)
 Cuando la formación en la vecindad del pozo
queda total o parcialmente mojada por
aceite, se produce un daño significante en la
productividad del pozo.

11.  La invasión de fluidos pueden ocasionar emulsiones al
dispersarse un liquido inmiscible en otro (Surfactante-
Finos; Material asfaltico-Salmuera Formación), pueden
causar membranas rígidas en las interfaces
Petróleo/Agua y así lograr el obturamiento de la
formación.
 Generalmente resistentes y en general difíciles de
remover.

12.  La Depositación de sólidos
orgánicos (hidrocarburos de
alto peso molecular) en el
sistema poroso generan
obturamiento de los canales
porosos y por tanto un
consecuente daño en la
formación.
 Depósitos pueden formarse en
la roca, en las perforación y/o
en la tubería de producción.

13.  La perdida considerable de
volumen del lodo u otros fluidos
en las operaciones de perforación
a través de cavernas o fracturas
inducidas propician invasión
considerable de sólidos a la
formación generalmente dificiles
de remover.

14. SURFACTANTES
ALCOHOLES
SOLVENTES MUTUALES
INHIBIDORES PRECIPITADOS
CaSO4
ESTABILIZADORES DE
ARCILLA

15.  Son productos químicos compuestos por un grupo lipofílico y otro
hidrofílico. Estos productos, mezclados con fluidos acuosos,
oleosos, alcoholes, solventes mutuos, pueden afectar
favorablemente o desfavorablemente el flujo de hidrocarburos
hacia el pozo.

17.  Establecer Humectabilidad
 Como agente emulsionante
 Romperán emulsiones de agua en aceite
 Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento
 Como agente anti-sedimento de finos y de sludge
 Agente estabilizador de arcillas
 Retardadores de ácidos
 Agentes detergentes y penetrantes
 Espumantes
 Bactericidas

18.  Aniónicos
 No iónicos
 Catiónicos
 Anfotéricos

19.  Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua
(hidrofílico) tiene carga negativa; y el ion inorgánico es
positivo (Ejemplo: Na+ , K+).
Mas empleados:
- Sulfatos / Sulfonatos
- Fosfatos / Fosfonatos
 Se utilizan en formaciones de calizas y dolomitas, las
cuales tienen una carga superficial positiva y atraen

20.  Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene carga positiva;
y el ion inorgánico es negativo (Ejemplo: Cl-).
Los surfactantes catiónicos mas utilizados son los
compuestos amínicos, como el cloruro de amonio
cuaternario.
 Se utilizan en formaciones de areniscas, las cuales
tienen una carga superficial negativa (sílice) y atraen.

21.  Son surfactantes de moléculas no ionizables
Los surfactantes no iónicos mas utilizados son:
Oxido de polietileno R-O-(CH2 CH2O)XH
Oxido de propileno R-O-(CH2 CH2O)YH
 Se utilizan para la producción de surfactantes
iónicos y como agentes espumantes.

22.  Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua puede estar
cargado positiva o negativamente o no tener carga,
dependiendo del pH del sistema.
SULFONATO AMINO R-NH-(CH2)YSO3H
FOSFATO AMINO R-NH-(CH2)YOPO3H
 Su utilización en la industria petrolera es muy limitada;
algunos se emplean como inhibidores de corrosión.

24.  Son comúnmente empleados en tratamientos ácidos para remover bloqueos por agua,
mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del ácido, y disminuir el
contenido de agua en el tratamiento en formaciones sensibles al agua.
 Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas capilares dentro del
yacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la fase líquida.
 Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos de tratamientos
también aumentan la velocidad de vaporización de la porción del agua, permitiendo una
des-saturación más rápida del agua en el yacimiento gasífero.
 Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje de
alcohol agregado.
 Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, se
utiliza alcohol en el tratamiento en una porción o en toda el agua de disolución.
Alcoholes mas Empleados:
 Metílico: 30% ó más por volumen
 Isopropílico: Máximo 20% por volumen

25.  Concentración efectiva: Se requiere concentraciones iguales o mayores al 20%para lograr su
efectividad.
 Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento.
 Punto de Inflamación: Su bajo punto de inflamación tanto en el isopropanol como en el
metanol, presentan riesgos de fuego.
 Corrosividad: Las mezclas alcohol-ácido, aumentan la corrosividad, por lo que se hace
necesario utilizar una elevada concentración de inhibidor, que aquellas mezclas que no
contienen alcohol.
 Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan altas concentraciones de
sólidos disueltos puede precipitar sal en presencia de los alcoholes.
 Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto el metanol como el isopropanol son incompatibles,
por lo cual deben ser realizadas pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo el
tratamiento.
 Uso con HCL: En aquellos pozos con temperaturas mayores de 200 ºF, quesean tratados con
HCL, es posible la no deseada formación de cloruro de metilo.

26.  Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como
en agua.
Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar el
éxito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la película de
aceite del material a disolver y deja además la formación mojada por
agua.
Los más comunes son:
Etilen Glycol Mono butil Ether (EGMBE) -Dietilen Glycol Monobutil
Ether (DEGMBE)-Etheres Glycoles Modificados (MGE)

27.  Sustancia química que interfiere en una reacción química como la
precipitación.
 Sustancia que protegen contra el ataque de sustancias agresivas
 El comportamiento de los inhibidores puede ser contraproducente ya
que puede variar según concentraciones o circunstancias
 Cuando en la formación están presentes aguas con alto contenido de
sulfatos, es necesario evitar el contacto del agua con HCl ya que
producirá cloruro de calcio.
 Se puede usar EDTA tetra sódica en el HCl, acido fosfórico o
poliacrilaros.

28.  Productos cuya función fundamental es evitar las principales
causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas

29.  Es un mineral común que se presenta en las
formaciones con contenido de hidrocarburos.

30.  Durante la depositación del material constituyente
de la roca en forma primaria, en relación a
parámetros físicos de transporte.
 Durante el proceso de compactación y desarrollo
de la formación con características de un posible
reservorio.

37.  Conseguir un aumento de la permeabilidad
A través de:
 Hidratación
 Dispersión
 Migración

39. • Bajo y uniforme peso molecular.
• No mojante a la arena.
• Fuerte afinidad a las arcillas.
• Moléculas del estabilizador con carga catódica
adecuada para neutralizar las cargas aniónicas de
la arcilla.

40.  Las aminas policuaternarias (PQA) o poliaminas
(PA).
 Son consideradas muy efectivas y deben
* inyectarse con el pre-flujo antes de la inyección
del HF (Al(HO)3), porque éste lo destruye.
 La concentración efectiva recomendada es de 0.1
al 2% (0.1 al 0.4% es la mas correcta).

41. • Evaluación del Daño
1.
• Selección de la Solución del Tratamiento
2.
3. • Gasto y Presión de Inyección
• Volumen
4.
• Incremento de la Productividad
5.
• Programa de la Estimulación
6.

42.  Revision cuidadosa de las operaciones previas a la
situación actual del pozo.
 Análisis del comportamiento de producción
 Pruebas de laboratorio
 Cuantificación del daño
 ¿Se puede remediar con una estimulación matricial no
reactiva ?

43.  Indicación adecuada
 Fluidos del tratamiento y aditivos (surfactantes
adecuados).
 Acorde a situaciones de laboratorio y discusión
previa.
 Presentación de guía general de los fluidos
seleccionados.

45.  Longitud del intervalo a tratar
 Penetración de la zona dañada
Rangos:
 (2 a 5) ft no mayor a 50 ft
 Mayor a 50 ft; entonces estimulacion selectiva
 Intervalo >50ft  por etapas, separadas con bolas
selladoras o agentes desviadores.

46.  Es la estimación de la productividad esperada:

47.  Especificación de todas las acciones que se tomaran: antes,
durante y despues.
Incluye:
 Volumenes
 Gastos
 Presiones
 Tiempos
 Tipos de fluidos
 Antecedentes del pozo
 Estado mecanico

49.  Daño severo con datos correspondientes.
 De acuerdo al daño se decidio una estimulación matricial no
reactiva.
 Ya se tienen decididos los fluidos y aditivos de acuerdo a la
prueba de laboratorio.
 Para determinar la presión, ya se hizo prueba de
iyectividad.
 Cuando los resultados no son confiables se tiene que
esperar resultados de la prueba de admision.