1. ESTIMULACIÓN
MATRICIAL
REACTIVA.
Astrid Gómez
Carlos Jorigua
Daniel Vargas
Duvan Pinto
Sebastián Cantillo
Viviana 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 Estimulación
No 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
lodo, depósitos (Arcillas), precipitaciones
orgánicos… etc. inorgánicas.. Etc.

7. CLORHIDRICO
INORGANICOS
FLUIRHRIDRICO
FÁMICO
ACIDOS 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 Y
FORMULACIONES 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 HF
La reacción de los iones de Flúor presentes en el Mud Acid con
las 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 CORROSIÓN
Corrosión: Es la destrucción de un material debido a la
reacción química o electroquímica con su medio
ambiente.
¿Qué es un inhibidor de corrosión?
Un inhibidor de corrosión es un producto químico que retarda
la reacción del ácido con los iones hierro del metal, evitando
o 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 o
más productos químicos activos, y agentes
humectantes y agentes solventes.
•Inorgánicos: Pueden ser soluciones de
ácido arsénico.

46. INHIBIDORES ACIDOS
•CL-11.
•CL-14.
•CL-25.
•CL-27.
•CL-30.

47. CL – 11
•Orgánico y inorgánico, acido HF inhibidor
de la corrosión.
•Temperaturas de 140ºF (250oC).
•Usado con acéticos, espumas y ácidos
cítricos.
•Se usa de 1 a 10 Gal / 1000 Gal de acido (1
a 10 L/m3).

48. CL – 14
•Baja temperatura del acido inhibidor de la
corrosión.
•Puede ser HCl o HCL/HF y ácidos orgánicos,
este se mezcla a 170oF (77Oc).
•Compatible con solventes mutuales y
aditivos adicionales.
•Se usa de 1 a 30 Gal / 1000 Gal de acido (1
a 30 L/m3).

49. CL – 25
•Inhibidor de corrosión para todos los metales,
trabaja desde 200 a 350oF (95 a 176oC), 28% de
ácidos de HCL/HF.
•Acero al cromo desde 325oF (150oC), solo
compatible 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 a
20 L/m3).

50. CL - 27
•Inhibidor de corrosión para altas temperaturas.
•Usa HCL o HCL/HF y ácidos orgánicos, se mezcla
a 250oF (120oC).
•Compatible con solventes mutuales y aditivos
adicionales.
•Se usa de 1 a 30 Gal / 1000 Gal de acido (1 a 30
L/m3).

51. CL – 30
•Inhibidor de corrosión para temperaturas altas
de 400oF (205oC), y acero al cromo.
•Usa con acero al cromo por encima de 300oF
(150oC), y por encima de todo el acero desde
350oF (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 20
L/m3).

52. INHIBIDORES INTENSIFICADORES DE
CORROSIÓN
•ALTAS TEMPERATURAS 382oF
•Intensificador por acido inhibidor de corrosión Cl-25 y por
ácidos orgánicos e inorgánicos.
•Se usa con Cl-25 a 275-325oF (135-175oC), por acero al
cromo.
•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 de
corrosión Cl-30 y no por 28% HCL.
•Se usa con Cl-30 a 275-400oF (135-205oC), por
acero al cromo.
•Se debe añadir al acido preparado y no debe
ser filtrado, adicionar ferrotol 300 si HCL es menor al
10 %.
• Se usa de 10 a 15 Gal / 1000 Gal de acido (10 a
15 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 ácidos
con iones de sulfuro.
•Previene precipitaciones de sulfuro de hierro y
sulfuro en las grietas de la tubería.
•Se usa de 3 a 15 Gal / 1000 Gal de acido (3 a 15
L/m3).

57. APLICACIÓN DE LOS INHIBIDORES
El tipo de tratamiento se aplica de acuerdo a las características y
condiciones del sistema y del tipo de inhibidor a ser usado, los
principales tratamientos:
•Tratamiento Batch: Se coloca inhibidor dentro del espacio anular y
se desplaza hacia el fondo bypaseando la producción hacia el
anular.
•Tratamiento continuo: Se mantiene el inhibidor inyectando
continuamente.
•Desplazamiento: Para pozos con packer o con empacaduras, se
adiciona 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 desplazado
hasta la formación y luego se retorna por un periodo de tiempo
protegiendo al sistema.

58. DIVERGENTES
•Son aquellos que permiten obtener igual
distribución de los fluidos en el intervalo a ser
tratado.
Pueden clasificarse en:
1. Sólidos.
2. Químicos.

59. APLICACIONES
Dependiendo del tipo de completación que tenga el
pozo, en el cual se va a realizar la estimulación
matricial, cada uno de los tipos de agentes divergentes
tiene 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 de
completación Bolas Selladoras:
•Sólo en perforaciones.

60. MECANICO
Mas puentes, empacadores y otras herramientas
que aíslan las zonas de interés.
ESPUMAS
Estabilizan espumas creando un gradiente de
viscosidad en las zonas más permeables y desvía el
tratamiento al menos a las zonas permeables.
BOLAS SELLADORAS
Físicamente es un bloque de perforación con un
nylon de núcleo de bola.

61. 1. SOLIDOS
Son aquellos que crean restricciones a través de
las zonas mas permeables:
•Acido benzoico.
•Gradiente de roca salada.
•Divergente VI.
•Divergente X.
2. QUIMICOS
Son aquellos químicos que forman precipitaciones
o emulsiones cuando entran en contacto con un
catalizador 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
benzoico
Acido Benzoico Partículas de acido Aceite, agua
orgánico
Divergente 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 de
fluido, depende del tipo de divergente
deseado (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 de
fluido (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 de
fluidos dependiendo del tipo de divergente
deseado (60 a 600 Kg/m3).

66. SAL TRIMIX
•Clasificación de sal de roca para el desvió del
agente.
•Soluble en agua, bien clasificada la sal de roca.
•Los rangos de tamaño van desde 0.002 a 0.25
pulgadas.
•0.5 a 4.0 Lb/gal in secciones perforadas (60 a 480
Kg/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 de
tratamiento de fluidos (30 a 240 Kg/m3).

68. DIVERGENTE VI
•Perlas orgánicas de cera (15 A 60 mm de
diámetro 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 de
tratamiento de fluidos (30 a 240 Kg/m3).

69. DIVERGENTE X
•Agente divergente soluble en aceite, se derrite a
330oF (166oC).
•Soluble en aceite gilsonita.
•Concentraciones normales en intervalos de
perforación de 0.1 a 0.25 Lb/galón (12 a 300 Kg/m3).
•En buenas secciones de hueco abierto, usar 10 a
25 Lbs. por pie de la zona.

70. Surfactantes
 Soncompuestos 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 silicio
cargadas negativamente
 Catiónicos(+),permite que la roca pueda
quedar mojada por petróleo
 Aniónicas, tendera a dejar mojada la
roca por agua

79. Partículas de carbonatos
condiciones 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 industria
SURFACTANTE CARACTER CARACTERISTICAS
Flo-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 cúbico
LT-17 Cationico
Agente penetrante y humectante, utilizando una resina
Baja la tension interfacial
Concentración 1 a 5lt por m cúbico
LT-21 Nonionico
Suspende limos, por agua, por ácidos, por salmueras.
Acido retardante, agente humectante.
Moja por agua areniscas y carbonatos

81. Utilidad en la industria
DESEMULSIFICANTE CARACTER CARACTERISTICAS
Aqua Flow Nonionico
Desemulsificante por agua, salmuera, acido o
petróleo.
Desespumante
Moja por agua areniscas y carbonatos
Consternación 0.5 a 5lt por m cúbico
LT-32 Nonionico
Reduce tensión superficial
Se utiliza para la extracción de daños causados
por la perforación
Dispersante parafínico.
Consternación 1 a 5lt por m cúbico
NE-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 HIERRO
Son materiales específicos
añadidos al tratamiento
de fluidos, los cuales atan
iones de los metales en
una molécula compleja tal
que su presencia no es
perjudicial.

87. SECUESTRANTES DE HIERRO
Consideraciones:
*Durante el proceso de estimulación matricial, cierta
cantidad de hierro será disuelta debido a la acción del
acido sobre las superficies de las tuberías.
*La precipitación del hierro disuelto en un tratamiento acido
solo será un problema cuando ésta ocurra en el medio
poroso, puesto que dañara la permeabilidad de la roca.
*Para mantener el hierro en solución se deben usar agentes
reductores o estabilizadores, que transforman el ion férrico a
ferroso.

88. SECUESTRANTES DE HIERRO
Métodos de control:
1.Agentes Quelantes o secuestrantes:
Son productos químicos que forman una solución compleja
en agua, estables con lo iones férrico y ferroso. Estos
productos son :
•Acido cítrico
•EDTA
•Tetra Sodio EDTA
•Di sodio EDTA
•Tri sodio NTA
•Acido nitrilo acético

89. SECUESTRANTES DE HIERRO
2. Agentes de reducción :
Su función es convertir el ion férrico en una solución
de ion ferroso y mantener este estado de oxidación.
Estos productos son:
•Eritorbate de Sodio
•Acido eritorbático
•Mezclas de productos químicos

90. SECUESTRANTES DE HIERRO
3. Agentes de control de pH :
Estos materiales actúan como amortiguadores o
controladores para mantener un pH bajo y retardar
la precipitación de los componentes insolubles de
hierro. 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.

93. PROCESO DE ESTIMULACIÓN
MATRICIAL REACTIVA.

94. Conocer las
Identificar Propiedades Fluidos Sistema de Disposición de
Ejecución
Daño de la Propuestos Recuperación. los fluidos
PROCESO GENERAL
formación

95. Identificación de Daños
Al observar una tasa de declinación mas pronunciada a la
estimada, se debe realizar un estudio exhaustivo de las
causas 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)

96. Información
de pozos
cercanos.
Descartar un
Pruebas de entrampamient
o o bloqueo por
laboratorio
Primeros Indicios agua.
Análisis
PVT.

97. Pruebas de Laboratorio
Muestra significativa del fluido de producción.

98. Pruebas de Laboratorio
Cortes 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

99. 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.

100. Propiedades de la Formación
Análisis Petrofísicos
Es necesario conocer:
• Porosidad
• Espesor neto productivo
• Sellos.
• Resultados de los análisis PVT.
• Estado mecánico del pozo

101. Fluidos Propuestos
Los fluidos que se utilizan en un proceso de estimulación
ácida, varían dependiendo del tipo de formación, del
daño que presente la formación y de las políticas tanto
de la empresa operadora como la empresa de
Servicios.
Preflujo Postflujo Fluido de
Tratamien
Pickle to
recuperac
HCl HCl ión

102. 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

103. TIPO DE POZO TIPO DE DAÑO ORIGINADO POR TIPO TRATAMIENTO
INCRUSTACIONES DE
PRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICION INORGANICA CARBONATOS DE CALCIO Y LAVADO ÁCIDO CLORHIDRICO
SILICATOS
PRODUCTOR DE CRUDO ARCILLAS HINCHAMINETO DE ARCILLAS ACIDO FLUORHIDRICO
PRODUCCIÓN DE ARENA ACIDIFICACION MATRICIAL
PRODUCTOR DE CRUDO MIGRACION DE FINOS
DRACKDOWN ARENA RESINADA
LAVADO CON SOLVENTES Y
PRECIPITACIÓN DE
PRODUCTOR DE CRUDO DEPOSICION ORGANICA DETERGENTES- FORMICO
ASFALTENOS, PARAFINAS
ACETICO
BLOQUE DEL ESPACIO
LAVADO CON SOLVENTES Y
Fluidos Propuestos
PRODUCTOR 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 PARA
PRODUCTOR DE CRUDO O PRECIPITACION DE
MOJABILIDAD LA FORMACION
ASFALTENOS
NaCl EN SALMUERA,
PRECIPITACION DE FINOS
CARBONATOS, SILICATOS Y
PRODUCTOR 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

104. 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.

105. Ejecución
• Cerrar válvula del cabezal de
Coiled 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.

106. Metodo Convencional N2 $
Ph < Py