Este documento presenta información sobre la estimulación de pozos. Explica que la estimulación incluye tratamientos para eliminar el daño a la formación y restaurar su capacidad natural de producción. Detalla los procesos que pueden causar daño a la formación, como la perforación, cementación y fracturamiento. Además, describe los métodos para diagnosticar y remover el daño a la formación, incluyendo limpieza del pozo, tratamientos matriciales y fracturamiento.

1. ESTIMULACIÓN
DE POZOS
DIEGO BARRAGÁN NIETO
XANDO GALAN
ANDREA MEDINA GOMEZ
MÓNICA MORENO ROJAS
NICOLAS MOSQUERA
JOSE LUIS RAMIREZ
JUAN JOSE SOTO
PRODUCCIÓN I - UNIVERSIDAD DE
2012
AMÉRICA

2. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

3. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

4. 1. ¿Qué es
Estimulación?
• Serie de tratamientos que tienen como
objeto
Eliminar Restaurar la
capacidad
el daño a
natural de
la producción del
formación pozo

5. 1. ¿Qué es Estimulación?
Antes
Estimar la
producción de
un pozo
El éxito de
Se evalúa
una buena
estimulación
depende de
Después
los estudios Durante
Se
correlaciona

6. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

7. 2. Justificación de la
estimulación.
• Mantenimiento
• Favorecen recuperación de reservas
• Mejoran procesos de inyección
• Sistema mecánico ineficiente
• Obstrucción
• Baja permeabilidad
• Baja porosidad
• Baja presión del yacimiento

8. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

9. 3. Generalidades del
daño.
• El daño a la formación se define como cualquier
restricción al flujo de los fluidos dentro del medio
poroso, este efecto puede ser producido por causas de
diferente naturaleza pero que afectan el pozo de manera
mecánica al intentar producir un estado estático del
yacimiento.

10. 3. Generalidades del
daño.
La estimulación de un pozo afecta al yacimiento de
manera tal que su efecto sea de naturaleza mecánica y no
cinemática, lo que implica que la forma en la que es
afectada la producción de un pozo es mediante el cambio
de una propiedad estática del yacimiento.

11. 3. Metodología de reconocimiento
y ejecución del tratamiento para el
daño
Para la identificación del daño se debe tomar en cuenta:
• Análisis histórico completo de la
perforación, producción, terminación y reparaciones del
pozo. Todo esto se debe conocer porque toda tarea
realizada en el pozo afecta las características de
producción del mismo.
• Análisis de pruebas PVT
• Estudio de eficiencia de producción mediante análisis nodal
del pozo
• Análisis económico de las ganancias de producción al
realizarse el tratamiento
• Predicción de las reacciones químicas que podrían
efectuarse entre los fluidos inyectados y el yacimiento en

12. 3. Generalidades del
daño.
• El efecto mas importante producido por un
daño en la formación es la disminución de la
tasa de producción de petróleo pero no es con
este parámetro con el que se sabe si este
fenómeno se esta presentando en el pozo ya
que la tasa también se ve afectada por
posibles defectos de los sistemas de
levantamiento o del diseño de la tubería, por
lo tanto debe realizarse el análisis mediante el
índice de productividad con respecto a otros
pozos existentes.

13. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

14. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación

15. Procesos que originan daño de
formación

16. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación

17. Procesos que originan daño de
formación
• Prelavado
• Tipo de cemento

18. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación
• Terminación

19. Procesos que originan daño de
formación
• Fluido de Completamiento
• Ubicación del Completamiento

20. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación

21. Procesos que originan daño de
formación
• Tipo de fluido y aditivos
• Volúmenes y concentraciones requeridas.
• Métodos de colocación del tratamiento.

22. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento

23. Procesos que originan daño de
formación
• Presión de inyección.
• Temperatura del yacimiento.
• Propiedades geo-mecánicas.
• Longitud y ancho de fractura.
• Etapas del tratamiento (pre-
flujo, fractura, retorno de fluido)

24. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
• Workover

25. Procesos que originan daño de
formación
• Fluido de Control

26. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
• Workover
• Procesos de Inyección

27. Procesos que originan daño de
formación
• Cambios de mojabilidad
• Solidos suspendidos
• Incompatibilidad de fluidos

28. Procesos que originan daño de
formación
• Perforación
• Cementación
• Terminación
• Acidificación
• Fracturamiento
• Workover
• Procesos de Inyección
• Procesos de Producción

29. Procesos que originan daño de
formación
• Precipitados orgánicos
• Arenamiento
• Colapso de poros Caverna
Con
acumulación

30. Condiciones que afectan el daño a la
formación
• Tipo, morfología y localización de los
minerales

31. Condiciones que afectan el daño a la
formación
Cúbic
o Ditrigonal
Columnar
Pirita
Trigonal
Romboédri
Cuarzo
co
Calcita

32. Condiciones que afectan el daño a la
formación
Cúbic
o
Ortorrómbi
co
Ø= 47,64% Romboédri
co
Ø= 39,54%
Ø= 25,94%

33. Condiciones que afectan el daño a la
formación

34. Condiciones que afectan el daño a la
formación
• Tipo, morfología y localización de los
minerales
• Composición de los fluidos in-situ y
externos
• Condiciones de temperatura y presión
in-situ
• Propiedades de la formación porosa
• Desarrollo del pozo y practicas de

35. 4. Factores que contribuyen al
daño.
a) Invasión de fluidos •Cambio en la
mojabilidad
externos. •Taponamiento de
•Bloqueo por
emulsiones.de poros.
gargantas
b) Invasión de partículas •Incremento en la
•Bloqueo por agua
•Tasas de flujo.
•Hinchamiento de
Presión Capilar.
externas y movilización de •Presión
arcillas y Temperatura
partículas. •en la paredde finos
Migración del pozo.
•Viscosidad.
c) Condiciones de operación. •Densidad.
•Mineralogía.
d) Propiedades de los fluidos
y la matriz porosa.

36. Mecanismos de Daño de
Formación

37. Mecanismos de Daño de
Formación

38. Mecanismos de Daño de
Formación
IN SITU
FINOS:
Pequeñas partículas Se
adheridas a las producen:
paredes de los OPERACIONES QUE
poros SE REALIZAN EN EL
POZO

39. Mecanismos de Daño de
Formación
Menores son difíciles
de despegar
Tamaño promedio: El diámetro de los
Coloidal a 40/100 micrones poros son raramente
mas grandes
Se adhieren con gran tenacidad
Arcillas
(Fuerzas de Van der Vaals) autigénicas
Cuarzo
Las principales partículas finas Sílice Amorfo
son:
Feldespatos
Carbonatos

40. Mecanismos de Daño de
Formación
FLUIR
Y TAPONAR DISMINUIR LA
DESPRENDERSE DISPERSARSE
LLEGAR A LAS PERMEABILIDAD
GARGANTAS

41. Mecanismos de Daño de
Formación
BIOLOGICO:
Producto de la actividad
bacteriana
Pueden tener
FINOS origen:
FISICO
QUIMICO

42. Mecanismos de Daño de
Formación
• Fuerzas Hidrodinámicas • Interacción de los fluidos
inyectados con la roca del
• Se desliza o rota: yacimiento.
• Incompatibilidad:

43. Mecanismos de Daño de
Formación

44. Mecanismos de Daño de
Formación

45. Mecanismos de Daño de
Formación

46. Mecanismos de Daño de
Formación

47. Mecanismos de Daño de
Formación

48. Mecanismos de Daño de
Formación
Reducción de la
Filtración de agua Incremento en la
permeabilidad
hacia la formación. saturación del agua.
relativa del petróleo.

49. Mecanismos de Daño de
Formación

50. Mecanismos de Daño de
Formación
CARBONATO DE CALCIO
PARAFINAS Y
ASFALTENOS

51. Mecanismos de Daño de
Formación

52. Mecanismos de Daño de
Formación

53. Mecanismos de Daño de
Formación

54. Mecanismos de Daño de
Formación

55. Mecanismos de Daño de
Formación

56. Mecanismos de Daño de
Formación
De acuerdo al tamaño de las
•Los altos diferenciales de
presión, El medio partículas en comparación con
que crean altas
poroso también
las gargantas, dependerá el
velocidades de ser invadido por
flujo y altas
puede COLAPSO DE LA
daño
tasas de partículas solidas durante la
cizallamiento. FORMACIÓN
perforación, reparación o
ALREDEDOR DEL
•La destrucción agua.
inyección de del
El proceso de CAÑONEOla
material cementante de también POZO
afecta!
formación por
Si la zona cañoneada queda muy
acidificación.
compacta, disminuye la

57. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

58. 5. Remoción del Daño
 Para la Remoción del Daño existen tres métodos o
estimulación:
 Limpieza del pozo
 Tratamiento Matricial
 Fracturamiento

59. 5. Remoción del daño.
Pozo Candidato a
Estimulación
S≤0 S≥0
Arenas Carbonatos Tratamiento Matricial
Limitaciones Limitaciones
Mecánica Mecánica Arenas Carbonatos
Evaluación Evaluación
Económica Económica
Limitaciones
Mecánica
Tratamiento Matricial MT PF AF
Evaluación
Económica
Referencia: Reservoir Stimulation
¨Page 512

60. DISEÑO PARA LA
ESTIMULACIÓN
Estimulación
Diseño de Estimulación Divergencia
Pruebas de Laboratorio
Principales Consideraciones del Diseño Reglas del Dedo Gordo

61. PREFLUJOS
Salmuera de preflujo desplaza salmueras que contienen
Ácido Fluorhídrico o combinaciones remueve el daño
cationes incompatibles lejos del pozo
de los alumino-silicatos
Referencia: Aplicaciones Convencionales de
Estimulación

62. EFICIENCIA DE LA
ESTIMULACIÓN
PUNTO ÓPTIMO
Referencia: Aplicaciones Convencionales de
Estimulación

63. IMPACTO DE LA TASA DE
BOMBEO Y TEMPERATURA
Tasa Temperatura
Incrementa Incrementa

64. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

65. 6. Diagnóstico del
daño.
• Indicadores iníciales del daño de formación:
 Pozo presenta IPR menor que el esperado.
 Tasa anormal de declinación.
• Importancia del análisis:
 Determinar si efectivamente es daño.
 Identificar las causas.
 Determinar el tipo de remoción del daño.

66. 6. Diagnóstico del
daño.
Métodos de identificación de daño de formación:
a) Pruebas de Producción DRILL STEM TEST
(DST).
• Indicación del daño cuando hay restauración rápida de la presión
durante periodo de cierre.
• Se presenta gran diferencia entre la presión de flujo inicial y final en
poco tiempo.
b) Registros de Resistividad.
• Registros Dual Induction y Laterolog permiten tener idea del grado
de invasión de los fluidos.
• Junto con registro Caliper se puede conocer espesor del cake

67. 6. Diagnóstico del
daño.
c) Histórico de Producción.
1000
900
800
Producción (BOPD)
Reparación
700
600
500
400
300
200
100
0
70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98
Año

68. 6. Diagnóstico del
daño.
d) Estimulación previas.
1000
900
Cambio de
800
Pendient
700
e
Producción (BOPD)
600
500
400
300
200
100
0
70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98
Año

69. 6. Diagnóstico del
daño.
e) Comparación con pozos
vecinos.
POZO POZO
PHI * H BOPD BWPD
UA-1 UA-1
2 30 0
Pozo UA-2 UA-2
4 30 5
Dañado
UA-3 UA-3
3 50 10
UA-4 UA-4
0.5 10 0

70. 6. Diagnóstico del
daño.
f) Análisis Nodal.

71. 6. Diagnóstico del
daño.
Métodos de cuantificación de daño de formación:
a) Índice de productividad.
b) Pruebas de presión (Método de Horner).
c) Método de curvas tipo: Gringarten.

72. 6. Diagnóstico del
daño.
Métodos de cuantificación de daño de formación:
Se analizan los valores que puede tomar el skin:
• S>0 Pozo Dañado.
• S=0 Pozo sin Daño.
• S<0 Pozo Estimulado.

73. 6. Diagnóstico del
daño.
a) Índice de Productividad.

74. 6. Diagnóstico del
daño.
a) Índice de Productividad.
rw
r skin
K K skin

75. 6. Diagnóstico del
daño.
b) Método de Horner.
DRAW DOWN BUILD UP TEST

76. 6. Diagnóstico del
daño.
b) Método de Horner.

77. 6. Diagnóstico del
daño.
b) Método de Horner.
El daño total viene dado por:
P hora
1 Pwf k
s log 3.23
m * * Ct * rw 2
Ahora bien,
Las contribuciones de los pseudo-daños se determinan:
0.00707( Pe Pwf )
qo
o Bo ln( re / rw ) 0,75 s Dq
( P Pwf )
e Aq Bq2

78. 6. Diagnóstico del
daño.
b) Método de Horner.
oBo ln( re / rw) 0.75 s
A
0.00707kh
o Bo Dq
B
0.00707 kh
Pe Pwf
El método consiste en graficar vs q o de la siguiente
manera: qo

79. 6. Diagnóstico del
daño.
b) Método de Horner.
1000
900
A´, Pwf 0
800
700 B pendiente
600
Pe Pwf
500
qo 400
300 A int ercepto
200
100
0
qo

80. 6. Diagnóstico del
daño.
b) Método de Horner.
Determinación de los pseudo-daños:
Si A > 0,05 Indicación de daño.
Si A´/A < 2,0 No efecto de turburlencia en
Si A < 0,05 y A´/A > 2,0 pozo.
Si A > 0,05 y A´/A < 2,0 Efecto de turbulencia.
Presencia de daño de
formación.

81. 6. Diagnóstico del
daño.
c) Método de Gringarten.
• Grafica (pi-pwf) vs t o (pws-pwf) vs ∆te en escala log-
log.
• Se superpone el grafico con la data del pozo sobre la
familia de curvas tipo y se desplaza la curva hasta que
se encuentre una curva S
tipo que mejor se ajuste a los
datos de la prueba. Se registra el valor de CDe² para
esa curva tipo.

82. 6. Diagnóstico del
daño.
c) Método de Gringarten.

83. 6. Diagnóstico del
daño.
c) Método de Gringarten.
• A partir del valor obtenido se puede dar un diagnostico del pozo:
• Además puede obtenerse el efecto skin a partir de la relación:

84. 6. Diagnóstico del
daño.
Análisis
Pruebas de
Registros de químicos de
flujo a través
pozos los fluidos de
de núcleos
perforación

85. 6. Diagnóstico del
daño.
Pruebas a través
ilita Caolinita de núcleos
Análisis
mineralógico
Clorita Montmorillonita
Análisis
petrolífero

86. ESTIMULACIÓN DE
POZOS
1. ¿Qué es Estimulación?
2. Justificación de una estimulación.
3. Generalidades del daño de
formación.
4. Factores que contribuyen al daño.
5. Remoción del daño.
6. Diagnóstico del daño.

87. 7. Tipos de Estimulación.
• Estimulación Matricial Reactiva
• Estimulación Matricial No Reactiva
• Estimulación Mediante Fracturamiento

88. Estimulación Matricial
Reactiva
Consiste en la inyección a la formación de
soluciones químicas a gastos y presiones inferiores
a la presión de ruptura de la roca. Estas soluciones
reaccionan químicamente disolviendo materiales
extraños a la formación y parte de la propia roca.

89. Estimulación Matricial
Reactiva
Objetivo
• El objetivo principal de esta técnica es remover el
daño ocasionado en la perforaciones y en la
vecindad del pozo y eliminar obstrucciones del
mismo.
• Adicionalmente en formaciones de alta
productividad la acidificación matricial no solo se
emplea para remover el daño, sino también para
estimular la productividad natural del pozo.

90. Estimulación Matricial
Reactiva
• Cuando es llevada a cabo exitosamente la
acidificación matricial incrementa la producción
de petróleo sin incrementar el porcentaje de agua
y/ó gas producido.
• Al igual que en la estimulación matricial no
reactiva, los surfactantes son los productos
activos. En la estimulación matricial reactiva los
ácidos constituyen el elemento básico.

91. Estimulación Matricial
Reactiva
Principales Ácidos Usados:
• Acido Clorhídrico, HCL: Usado en formaciones
carbonáceas.
• Acido Fluorhídrico, HF: Usado en formaciones de
areniscas, es el único acido que permite la disolución de
minerales silicios.

92. Estimulación Matricial
Reactiva
Principales Ácidos Usados:
• Acido Acético, CH3 – COOH: Adicional a su uso
como fluido de perforación o como fluido de baja
corrosión en presencia de metales que se corroen
fácilmente, el ácido acético es generalmente usado
en mezclas con HCl en ácidos híbridos.
• Acido Fórmico, HCOOH: Es más fuerte que el acido
acético pero más débil que el HCL, es menos fácil de
inhibir que el ácido acético y puede usarse bien
inhibido hasta temperaturas de 350°F.

93. Estimulación Matricial
Reactiva
Principales Aditivos
Usados:
• Inhibidor de corrosión
• Estabilizador de hierro
• Surfactantes

94. Estimulación Matricial No
Reactiva
• Fluidos de tratamiento no reaccionan
químicamente con los materiales o sólidos de la
roca.
• En soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o
solventes mutuos, con aditivos, principalmente
los surfactantes.
• Para remover daños por bloqueos de
agua, aceite o emulsión; daños por perdida de
lodo, por depósitos orgánicos.

95. Estimulación Mediante
Fracturamiento
El fracturamiento es una técnica de estimulación que
consiste en la inyección sostenida de un fluido a una
presión tal que provoque la ruptura de la roca del
yacimiento con el objeto de crear nuevos canales o
conectar canales de flujo existentes y de esa forma
aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su
productividad.
Aplicación
El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales
de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar
la productividad.

96. Estimulación Mediante
Fracturamiento
El fracturamiento es una técnica de estimulación que
consiste en la inyección sostenida de un fluido a una
presión tal que provoque la ruptura de la roca del
yacimiento con el objeto de crear nuevos canales o
conectar canales de flujo existentes y de esa forma
aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su
productividad.
Aplicación
El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales
de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar
la productividad.

97. Estimulación Mediante
Fracturamiento
Objetivos
• Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
• Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo.
• Conectar sistemas de fracturas naturales.
• Disminuir la caída de presión en la matriz.

98. Estimulación Mediante
Fracturamiento
Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan
los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura.
Características:
• Viscosidad.
• Compatibilidad con la formación y sus fluidos.
• Eficiencia.
• Control de pérdidas del fluido.
• Fácil remoción post fractura.
• Económicos y prácticos.
• Base Acuosa o Aceite.