1. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS I
Integrantes:
• Diego Forero
• Edgar David Martínez
• Lina Ulloa
• Daniela Casadiego

2. ¿QUE ES ESTIMULACION?
 Proceso o técnica mediante
la cual se crea un sistema
extensivo de canales en la roca
productora de un yacimiento
mediante la inyección de
fluidos, por debajo y/o hasta
la presión de fractura.
 Esto con la finalidad de
facilitar el flujo de fluidos de
la formación al pozo cuando se
presenta una invasión de los
fluidos a esta durante las
diferentes etapas de la vida
del pozo.

3. JUSTIFICACION DE LA
ESTIMULACION
Una estimulación se lleva
a cabo con el propósito
Se lleva a cabo
primordial de aumentar
donde ha
la producción de
ocurrido un daño
petróleo o gas, o en su
en la formación.
defecto para mejorar la
inyección en los pozos
para tales fines.

4. OBJETIVO DE LA ESTIMULACIÓN
El objetivo de la estimulación varia
dependiendo del pozo o proceso que se vaya
a realizar.
Pozos Pozos Recuperación
productores inyectores segundaria y mejorada
Aumenta la
Incrementa la
inyección de Optimiza los
producción de
fluidos como patrones de flujo
hidrocarburos.
agua, gas y vapor.

5. ¿COMO SELECCIONAR UN POZO PARA APLICARLE
ESTIMULACION?
• Uno de los patrones de selección principales para un pozo al
que se le aplicara estimulación es que este cuente con una
baja productividad. Es decir que no sean capaces de producir
lo que se esperaría que produzcan.
 Se debe tener en cuenta cuáles son las posibles causas de esta
baja producción en el pozo. Ya que se pueden presentar
problemas mecánicos los cuales requieren de un tipo diferente
de tratamiento al de la estimulación.
Uno de los problemas posibles a encontrar esta relacionado con el
completamiento, ya que en esta operación se puede presentar :
 Un mal funcionamiento de sistema de levantamiento.
 Daños en tubería.
 Incorrectos diámetros de tubería de producción.

6. Generalidades De Daño De
Formación
Puede ser definido como cualquier proceso que lleva a la reducción
de la tasa de producción o inyección de un pozo, en general se
presenta en la vecindad o borde del pozo, y se clasifica como
somero, medio o de gran profundidad.
El daño de formación también puede definirse como la reducción
del flujo natural de los fluidos de la formación hacia el pozo debido
a la disminución de la permeabilidad original de la formación. Este
daño puede ocurrir de manera natural o puede ser provocado
artificialmente.

7. Daño de formación “S”
 El daño de formación es un factor adimensional, cuyo
valor cuantifica el nivel de daño producido en la
formación. Se calcula mediante la siguiente
expresión:
Donde:
 S: daño de formación
 K: permeabilidad de la formación
 h: profundidad del pozo
 Ps: presión estática del reservorio
 q: caudal de producción
 β: factor volumétrico del petróleo
 µ= Viscosidad del petróleo

8.  También puede obtenerse a partir de la
siguiente expresión:
Donde:
 K: Permeabilidad media de la formación
productiva
 Ks :Permeabilidad media de la zona
afectada por el daño (skin)
 rs : Radio desde el centro del pozo al
borde externo del skin
 rw: Radio del pozo

9. S>0
• Pozo dañado. En este caso, existen
restricciones adicionales al flujo hacia
el pozo.
S=0
• Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen
restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo
está produciendo con un diámetro igual al
real.
• Pozo estimulado. El pozo estará produciendo
S<0
más de lo esperado, este valor puede tener
que ver con alguna estimulación provocada
por fracturación hidráulica o estimulación
ácida.

10. Origen Del Daño De Formación
• Las formaciones pueden ser dañadas en
la etapa de perforación del pozo
debido al lodo de perforación, que
tiende a filtrarse en las zonas de
mayor porosidad y permeabilidad,
originando gruesos revoques, la
Perforación migración de finos del lodo como la
bentonita taponan los espacios porales
reduciendo la permeabilidad. Los tipos
de invasión que ocasionan serios daños
al yacimiento son:
• •Invasión de sólidos de perforación.
• •Invasión de fluidos de perforación.

12. Origen Del Daño De Formación
• Debido a la composición química de las
lechadas de cemento y a las presiones
de inyección de las mismas se pueden
producir serios daños a las formaciones
productoras intervenidas en estas
operaciones, ya que estas por ser
Cementación porosas y permeables permiten la
filtración de ciertos productos químicos
de la lechada de cemento que pueden
influir en la composición de las aguas
de formación, provocando
precipitaciones que van taponando los
poros hacia el interior de la formación
reduciendo su permeabilidad.

13. Origen Del Daño De Formación
• Debido a que las formaciones
productoras son porosas, permeables y
además no consolidadas, en la
operación de cañoneo se pueden
producir serios daños en la formación,
debido a que si se realizan los disparos
Cañoneo cuando la presión hidrostática es
mayor que la presión del yacimiento
(Sobrebalance), se puede reducir la
permeabilidad de la roca por el
taponamiento de los poros con finos
triturados de la misma formación, por
residuos del cañoneo y contaminantes
del fluido utilizado durante el cañoneo.

14. Origen Del Daño De Formación
• Durante la producción de un pozo, se
generan daños a la formación, debido a
que la arena productora es débil y sus
granos se desintegran por el flujo de los
fluidos hacia el pozo, provocando
Producción migración de finos, los que se mueven a
través de los poros del yacimiento y van
taponando los espacios porales, reduciendo
así la capacidad de aporte de fluidos
hacia el pozo, ocasionada por la reducción
de permeabilidad.

15. Origen Del Daño De Formación
• Cuando se repara o se reacondiciona
un pozo puede dañarse la formación
productora debido al uso inadecuado
de aguas de matado, si este fluido no
esta acondicionado, puede contener
partículas en suspensión, las cuales
pueden ocasionar taponamiento en la
comunicación de los poros de la roca
reservorio. Además, los residuos de
Reacondicionamiento productos químicos anteriores, pueden
cambiar la mojabilidad.
• En operaciones con cable también se
liberan partículas taponantes de óxido
de hierro de la tubería y el bombeo
de aguas frías precipita indeseadas
parafinas y/o asfaltenos, que con el
tiempo producirán taponamientos en el
yacimiento.

16. Origen Del Daño De Formación
• El uso inadecuado de productos
químicos como demulsificantes,
antiparafínicos, antiescala, tienen
también su nivel de daño a la
formación, estos productos pueden
Tratamiento afectar la mojabilidad que tiene
originalmente la roca cambiándola de
Químico mojabilidad al agua a óleo humectarla,
dando como resultado el incremento de
la producción de agua, debido a que el
fluido humectante de la roca es ahora
el petróleo y la fase que fluye con
mayor saturación es el agua.

17. Origen del daño de formación
• La selección y diseño de la estimulación
debe tener en cuenta que los fluidos o
procesos no afecten la formación o causen
posteriores precipitaciones de sólidos
dentro de la formación.
• Para un eficiente tratamiento de
acidificación se debe conocer la
mineralogía de la formación y el tipo de
daño que la afecta, pues si se inyectan
Estimulación los ácidos de tratamiento sin conocer
estos parámetros, pueden provocarse
daños más severos a la formación
intervenida. El uso inadecuado de los
ácidos para el tratamiento también puede
crear precipitaciones indeseadas de
algunos minerales dentro de la matriz
provocando un daño más severo y a veces
irreversible

18. FACTORES QUE
CONTRIBUYEN AL DAÑO
DE FORMACION

20. Daños causados por
migración de finos
 Causan un
taponamiento
severo y una
disminución en la
permeabilidad del
medio poroso en la
región cercana al
pozo.

21. Precipitación inorgánica
 Causado por incompatibilidad de
fluidos, producción de agua o cambios
rápidos en temperatura o presión.
 Carbonato de calcio.
 Sulfato de calcio.
 Sulfato de bario.
 Carbonato de hierro.
 Oxido férrico .
 sulfato de estroncio.

22. Precipitación orgánica
 Partículas ya presentes en el crudo y se
precipitarán bajo cambios rápidos de
temperatura o presión.
 Asfáltenos
 Parafinas
 Ceras

23. Bloqueo por emulsiones
Emulsiones de
Perforación alta viscosidad
Cementación Ocupa el espacio
Emulsiones Interacción de fluidos Formación Problemas
Completamiento poroso
Estimulación Obstrucción de
reacondicionamiento hidrocarburo

24. Bloqueo por agua
Invasión de agua
Aumenta la saturación “local” de agua
Disminuye la permeabilidad relativa “local” al
hidrocarburo
Obstruye el paso de los hidrocarburos

25. Alteración de mojabilidad
La pérdida de
tensioactivos en los
fluidos de perforación y
terminación, inhibidores
de la corrosión y
dispersantes en los fluidos
de estimulación, el uso de
resinas para el control de
arena puede provocar
cambios en la mojabilidad
de la región cercana al
pozo.

26. Daños de origen biologico
 Algunos pozos que reciben inyección
de agua, son susceptibles al daño
causado por bacterias en la zona
cercana al pozo.
 Las bacterias especialmente las
anaerobias, pueden multiplicarse muy
rápido en el yacimiento tapando los
espacios porosos con ellas mismas o
con precipitados que resultan de
procesos biológicos.

27. Daño de formación inducida
por perforación
 Invasión de sólidos
 Invasión de filtrados

28. Invasión de sólidos
 Las partículas de sólidos se depositan en
los espacios porosos de la formación e
impiden el paso de los hidrocarburos.
Si el diámetro de
la partícula es
Si el tamaño de la
mayor de 1/3 del Si las partículas
partícula esta
diámetro de los son menores de
entre 1/3 y 1/10
poros estas 1/10 habrá
se dice que se
formaran un invasión
formara un
revoque externo profunda.
revoque interno.
sobre la cara de la
formación.

29. Daños producidos por la
cementación
Dependiendo de la composición especifica del cemento y
su pH, el filtrado puede ser sobresaturado con
carbonato de calcio y sulfato de calcio. Como el filtrado
de cemento invade la formación y reacciona con dichos
minerales, se produce un rápido cambio de PH, lo cual
provoca un taponamiento por los minerales de formación.
Este rápido cambio en el pH puede resultar en la
formación de precipitados inorgánicos como carbonato
de calcio y sulfato de calcio.

30. Daño durante el cañoneo
El efecto del
disparo sobre la
matriz de la roca
reduce la
permeabilidad, co
mo también el
colapso por los
esfuerzos.

31. Daños durante el fractura miento
hidráulico
Puede existir daño por invasión de filtrado
en la fractura, reducción de permeabilidad,
bloqueo por geles y emulsiones ,
precipitaciones asfáltenos y taponamiento
por partículas solidas.

32. REMOCION DE DAÑO DE
FORMACION

33.  Como detectar un daño de
formación:
1. Revisión de operaciones
previas a la actual del pozo.
2. Análisis de comportamiento
de producción.
3. Pruebas de laboratorio.
4. Cuantificación del daño.

34. Para la remoción del daño
de formación existen 3
métodos:
1. Limpieza del pozo
2. Tratamiento matricial
3. Fracturamiento

35. Pozo Candidato a Estimulación
S≤0 S≥0
Arenas Carbonatos Tratamiento Matricial
Limitaciones Mecánica Limitaciones Mecánica
Arenas Carbonatos
Evaluación Económica Evaluación Económica
Limitaciones Mecánica
Tratamiento Matricial
MT PF AF
Evaluación Económica

36.  PREFLUJOS
 Preflujos de salmuera que remueven el daño.

37.  EFICIENCIA DE LA ESTIMULACION
PUNTO ÓPTIMO
Da= 2*pi*L*k/qc

38. DIAGNOSTICO
DEL DAÑO DE
FORMACION

39.  INDICADORES INICIALES DEL DAÑO
DE FORMACION:
 Pozo presenta IPR menor que el esperado.
 Tasa anormal de declinación.
o IMPORTANCIA DEL ANALISIS:
 Determinar si efectivamente hay daño.
 Identificar las causas.
 Determinar el tipo de remoción del daño.

40. METODOS DE
IDENTIFICACION DE
DAÑO DE FORMACION:
1. Pruebas de Producción DRILL
STEM TEST (DST).
2. Registros de resistividad. Dual
induction, Laterolong y Caliper.

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

42.  4. Estimulaciones previas.
1000
900
800
Cambio de
Pendiente
700
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

43.  5. Comparación de pozos vecinos.
POZO PHI*H BOPD BWPD
UA-1 2 30 0
Pozo
dañado. UA-2 4 30 5
UA-3 3 50 10
UA-4 0.5 10 0

44.  6. Análisis Nodal

45. 7. REGISTROS DE PRODUCCIÓN
El objetivo principal de los registros de producción es el análisis del
sistema de movimiento de los fluidos, definiendo sistema como el
tipo de régimen de flujo en el pozo.
El Registro de Producción es un método que mide y registra el flujo
de fluidos, o el efecto del flujo de fluidos, al colocar los instrumentos
de medición a varias profundidades en una producción o inyección
de pozo.

46. 8. Pruebas y análisis de núcleos
Se realizan pruebas en núcleos extraídos del yacimiento con el fin de
reproducir los fenómenos que han ocurrido en el yacimiento,
permitiendo determinar la existencia del daño, los mecanismos que lo
provocan y las posibles soluciones al mismo. Las técnicas empleadas
son:
•Análisis petrográfico
•Análisis mineralógico
•Pruebas de flujo a través de los núcleos
•Análisis químico de los fluidos
•Compatibilidad de los fluidos

47. 8. Pruebas y análisis de núcleos
Análisis de rayos x
Mediante el Angulo de difracción de los rayos, pueden identificarse los minerales
que componen la muestra, siendo una técnica útil para diferenciar tipos de arcilla.
Microscopia electrónica
Prueba útil para reconocer tipos de arcilla y observar su localización en los poros.
En esta prueba se recubre la muestra ultra delgada de grafito y luego se observa en
el microscopio electrónico de barrido, equipado detector de retrodispersado y de
rayos x.
Microscopia óptica de secciones fina
Permite el reconocimiento de la evolución diagenetica de la formación
Análisis de tamizado
Esta prueba muestra grandes cantidades de material, muy fino en las formaciones
con alto contenido de arcilla
Curvas de respuesta al acido
Muestra una curva de flujo de fluidos a través de un núcleo, para determinar el
incremento de la permeabilidad al paso de de cada fluido

48. 9. Lista de indicadores de daño
En casos donde la información disponible de los pozos sea escasa
existe una serie de indicación que indican un daño a la formación:
•La formación contiene arcillas hinchables o susceptibles de migración
•El pozo produce pequeñas cantidades de agua a intervalos irregulares
•El hoyo ha sido ampliado, pero la producción es baja
•Declinación brusca de la producción
•Buena presión de fondo pero poca producción

49. 9. Lista de indicadores de daño
•Declinación de la producción después de una cementación
forzada
•Producción de lodo o sólidos de lodo
•Perdida de lodo o agua hacia la formación

50. TIPOS
DE
ESTIMULACIONES

51. TIPOS DE ESTIMULACIÓN
 Estimulación matricial.
a) Estimulación matricial no ácida.
b) Estimulación matricial ácida.
 Estimulación de fracturamiento hidráulico.
a) Fracturamiento ácido.
b) Fracturamiento con apuntalante.

52. ESTIMULACIÓN
MATRICIAL
 Se caracteriza por las tasas y presiones de
inyección por debajo de la presión de
fractura. Esto permitirá una penetración del
fluido a la matriz en forma radial para la
remoción del daño en las inmediaciones del
pozo.

53. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
NO ÁCIDA
 Los fluidos de
tratamiento no
reaccionan Soluciones
químicamente con los oleosas u
acuosas
materiales de la roca,
utilizándose para la
remoción de daños
Alcoholes
ocasionados por
bloqueos de agua,
aceite o emulsión,
pérdidas de fluido de Solventes
control o depósitos mutuos
orgánicos.

54. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
NO ÁCIDA
 Las fuerzas que retiene los fluidos en la roca
están representados por fenómenos de
superficie los cuales gobiernan el flujo de
fluidos atreves del medio poroso.
 La acción de la estimulación no ácida concierne
principalmente con la alteración de estas
fuerzas, manifestadas en los fenómenos de
tensión superficial e interfacial, mojabilidad y
capilaridad.

55. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
ÁCIDA
Los fluidos de
tratamiento reaccionan
químicamente
disolviendo materiales Ácidos
Ácidos
que dañan la formación y
a los sólidos contenidos Ácidos
en la roca. Utilizándose
para la remoción del
daño por partículas de Los fluidos a utilizar
sólidos (arcillas),
precipitaciones
inorgánicas.

56. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
ÁCIDA
HFI
• El ácido Clorhídrico • Remueve las
genera reacción incrustaciones
• Este acido es el único calcareas y en las
ácida con que permite la estimulaciones de
dolomitas y calizas disolución de calizas y dolomitas a
minerales silicos altas temperaturas
como las arcillas,
HCL feldespatos, cuarzo
CH3-COOH

57. ESTIMULACIÓN DE
FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
 Es el proceso en el cual la presión de un fluido
es aplicado a la roca del yacimiento hasta que
ocurra una falla o fractura.
 Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente
en:
En formaciones de baja permeabilidad.
Permitir que los fluidos producidos o
inyectados atraviesen un daño profundo.

58. ESTIMULACIÓN DE
FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO CON
ÁCIDO APUNTALANTE
 El ácido fluye a lo largo de  Cuando se hace una fractura
la fractura de una manera es necesario utilizar un
no uniforme disolviendo la componente que impida que
roca en la cara de la misma, la fractura se cierre
la longitud de fractura completamente una vez
depende del volumen de terminado el bombeo, y que
ácido, del ritmo de reacción garantice una conductividad
al canal recién creado. Este
de este y de las pérdidas de
material es lo que llamamos
filtrado en la formación. "agente de sostén", "agente
apuntalante" o proppant.