Est no react

Alejandra Matiz de la Calle
Catalina Ortiz Maestre
Sebastián Osorio Morales
Diego Ovalles Gamboa
Camila Parra Baquero
Laura Villamizar Gómez

Docente: Gabriel Socorro

1

Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva
2

ESTIMULACIÓN
MATRICIAL

ESTIMULACIÓN POR
FRACTURAMIENTO

3

Se define como el proceso
mediante el cual se
restituye o se crea un
sistema extenso de canales
en la roca productora de
un yacimiento que sirve
para facilitar el flujo de
fluidos de la formación al
pozo, o de éste a la
formación.

4

POZOS PRODUCTORES
•Incrementar la producción de hidrocarburos

POZOS INYECTORES
•La inyección de fluidos como agua, gas o vapor

PROCESOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA
•Optimizar los patrones de flujo

5

ESTIMULACIÓN
MATRICIAL

ESTIMULACIÓN
MATRICIAL REACTIVA

ESTIMULACIÓN
MATRICIAL NO REACTIVA

6

También llamada no ácida, es aquella en la que
los fluidos de tratamiento no reaccionan
químicamente con los materiales o solidos de la
roca. En este caso se utilizan principalmente
soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o
solventes mutuos, con aditivos, principalmente
los surfactantes.
7

BLOQUEO
POR:
AGUA
ACEITE
EMULSIONES
PERDIDA DE
LODO
DEPÓSITOS
ORGÁNICOS

8

Las
características
de la
formación

Las los resultados
condiciones de pruebas
del pozo especificas de
laboratorio

SELECCI
ÓN DEL
El criterio
FLUIDO La
experiencia
económico ÓPTIMO que se tiene
en el área

La La
mineralogía identificación
de la y evaluación
formación del daño
9

SEVERIDAD LOCALIZACIÓN
TIPO DE DAÑO DEL DAÑO DEL DAÑO

10

11

SOLVENTES
INHIBIDORES DEMULSIFICANTES
MUTUALES

ESTABILIZADORES
DIVERGENTES SECUESTRANTES DE HIERRO
DE ARCILLA

ESPUMANTES, REDUCTO
SURFACTANTES RES DE FRICCIÓN

12

13

Son compuestos de moléculas orgánicas caracterizados
por estar formados por dos grupos químicos.

Hidrófilico Polares Afines al Agua
Tipofilico No Polares Afines al Aceite

14

 Estos al mezclarse con Fluidos
acuosos, oleosos, alcoholes o solventes mutuos
pueden causarle un buen o mal desempeño en el
movimiento de hidrocarburos hacia el pozo. Son
usados preferiblemente como medida de
prevención.

15

Usos de los surfactantes en procesos
de perforación y completamiento
Entre los principales usos se tienen:

• En lodos de perforación

• En el cemento

• En los fluidos de terminación
y reparación

• Estimulación de pozos

• Operaciones de producción

• Refinación
16

Debido a que la acción de los surfactantes depende
principalmente de fuerzas electrostáticas, estos se clasifican
de acuerdo a la naturaleza iónica del grupo soluble
agua, de la siguiente forma:

No-ionicos

Anionicos

Cationicos

Anfotericos

17

En solución acuosa no forman Iones, ya que su parte
hidrofílica, esta formado por grupos polares no
ionizados, alcoholes, por lo que no tienen carga.
Esquemáticamente se representa de esta forma:

18

 Son los mas versátiles de todos para la estimulación de pozos.

 En combinación con otros productos pueden proporcionar
características como la alta tolerancia al agua dura y a PH ácidos.

 Generalmente usados como espumantes, inhibidores de
corrosión y para prevenir emulsiones
19

 En solución acuosa se disocian en un anión
anfifilo y un catión el cual generalmente es un
metal o un amonio. Estos son los mas utilizados.
Su grupo hidrofilico tiene carga negativa.

M +

20

 Mojaran de agua la arena, la lutita o la
arcilla, cargadas negativamente.

 Mojaran de aceite la caliza o
dolomita, cuando su pH sea menor de
8 (Condición Normal).

 Mojaran de Agua la caliza o
dolomita, si el pH es 9,5 o mayor
debido a que estos sólidos cambian su
carga su carga superficial.

21

 Romperán emulsiones
de agua en aceite

 Emulsionaran el aceite
en agua

 Dispersaran las arcillas
o finos en agua.

22

 En solución acuosa se disocian en un catión anfifilo y
un anión, generalmente de tipo halogenado. En su
mayoría corresponden al grupo amonio cuaternario NH4.
La carga de su grupo soluble en agua es positiva.

X-

23

 Mojaran de aceite la arena, lutita o
arcilla.

 Mojaran de agua la caliza o
dolomia, cuando su Ph sea menor de
8.

 Mojaran de aceite la caliza o
dolomia, si el pH es 9,5 o mayor.

24

 Romperán emulsiones de
aceite en agua.

 Emulsificaran el agua en
aceite.

 Dispersaran las arcillas o
finos en aceite.

25

 Son moléculas orgánicas cuyo grupo hidroflico
puede estar cargado positivamente, negativamente
o sin carga del pH del medio. Tienen muy pocos
usos. Esquemáticamente se representa de esta
forma:

X-

M +
26

Las mezclas de surfactantes mas importantes son:

ANIONICO- CATIONICO-
ANIONICO CATIONICO

NO IONICO-NO NO IONICO-
IONICO ANIONICO

NO IONICO- CATIONICO

27

El uso de los surfactantes para tratamiento de pozos se
ha hecho imprescindible en todo tipo de estimulación
matricial. La acción de los surfactantes se manifiesta
principalmente en los siguientes fenómenos.

Disminución de las fuerzas retentivas
de los fluidos en el medio poroso

Majamiento de la Roca
Rompimiento de Emulsiones.

28

En formaciones de baja permeabilidad y de
pequeños poros es mas notable el efecto de la
acción bajotensora de los surfactantes permite
reducir las fuerzas capilares responsables del
atrapamiento de los fluidos del medio poroso
, donde las fuerzas retentivas del yacimiento no
permitan que fluya con la energía disponible.

29

30

 Los surfactantes actúan en las emulsiones
reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite
romper la rigidez de la película o neutralizando el
efecto de los agentes emulsificantes.

31

32

Los daños a de formación que pueden ser tratados con surfactantes son
los siguientes:
Formación
Bloqueo por
mojada por
. agua
crudo

Bloqueo por Bloqueo por
emulsiones membranas
viscosas interfaciales

Restricción

33

Este tipo de daño puede reducir
la permeabilidad al crudo entre • Surfactantes presentes en
15% y 85%, debido al Incremento filtrados de lodos y fluidos de
del espesor de la película que reparación de estimulación.
cubre al medio
poroso, reduciéndose así la • Inhibidores de corrosión y
cantidad de crudo que se pudiera bactericidas que generalmente son
producir y el tamaño del camino surfactantes catiónicos.
de flujo.
• Surfactantes presentes en lodos
Las fuentes que promueven la invertidos.
mojabilidad por crudo son:
Un surfactante seleccionado según la causa que afecto la
mojabilidad de la formación, retorna a su condición original
de mojada por agua

34

Cuando grandes volúmenes de agua se pierden en una formación, el
retorno a la productividad original del petróleo o del gas puede ser
lento, especialmente en yacimientos de baja presión o agotados, debido al
cambio en la permeabilidad relativa que puede persistir meses o por años.

El bloqueo por agua se puede prevenir, adicionando a los fluidos a ser
inyectados entre 0,2% y o,5% de un surfactante que reduzca la tensión
superficial o interfacial. En cambio, para remover un bloqueo de agua se
requieren concentraciones mayores del surfactante entre 1% y 3%, el cual
puede estar disuelto en agua o en aceite.

Se prefiere el surfactante disuelto en aceite para retornar las
permeabilidades relativas de los fluidos originales

35

Las emulsiones viscosas presentes en la boca del pozo pueden reducir
drásticamente la productividad de petróleo o de gas, o la inyectividad del
agua en pozos inyectores.

En ambos casos, el problema es más severo cuando aumenta el porcentaje
de agua producida o del agua inyectada, ya que aún con curdos livianos, la
viscosidad crece exponencialmente con el contenido de agua en la emulsión
W/O.

Un surfactante apropiado puede romper la emulsión en la formación, lo
cual se logra porque al adsorberse en la superficie de las gotas, disminuye
la tensión interfacial y las gotas coalescen.

El volumen mínimo de tratamiento debe ser igual al
volumen de fluido dañante presente en la formación

36

Los materiales que forman películas, incluyendo
surfactantes, al adsorberse en la interface
petróleo/agua pueden causar taponamiento. Los
finos, las arcillas, los asfaltenos y algunos
surfactantes, así como un aumento de la
salinidad, incrementan la dureza de las películas.

El caso de surfactantes disueltos en un solvente
apropiado remueve estas películas.

37

Los valores altos de tensión en la boca del
pozo, reducen el flujo de petróleo y de gas, por lo que
la adicción de surfactantes para reducir dichas
tensiones en los fluidos de completación, reparación
y estimulación, debe ser función de una sección
rugosa.

38

39

40

El solvente 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.

41

RAZONES PARA USAR SOLVENTES
MUTUALES
- Reduce la saturación de agua cerca de la cara
de la formación.

- Mantiene la formación aquo-humectada.

-Deja aquo-humectados los finos de formación
Insolubles.

- Reduce la absorción de surfactantes e
inhibidores en la formación.
42

Los principales usos de los solventes mutuales son:

1. Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en
solución, ayudando a prevenir la adsorción de esos materiales dentro de la
formación.

2. Estabiliza las emulsiones.

3. Previene los finos insolubles provenientes de la oleo humectación.

4. Proporciona acuo humectación a la formación, manteniendo por lo tanto la
mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo.

5. Solubiliza una porción de agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo
por lo tanto la cantidad de saturación de agua irreducible.

6. Reducción de saturación de agua en la cercanía a la cara del pozo, por
disminución de la tensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua.
43

PET®- 200
Solvente Mutuo
PROPIEDADES FISICAS
Gravedad específica: 0.90 0.01
Color: Líquido transparente.
Flash Point (Copa Cerrada): 144 ºF
Solubilidad: En agua e hidrocarburos.
Carga en solución: No iónico.
Humectabilidad: Moja las arenas por agua.
DOSIFICACION
Las concentraciones más recomendadas de PET®-200 oscilan entre el
4% y el
10%. Lo anterior no es substituto de las pruebas de laboratorio.
PET®-200 se suministra en canecas x 55 galones.
PET® es una marca registrada de Petrocaribe Ingeniería Ltda.
Revisión: Marzo 19, 2009. Esta Ficha Técnica reemplaza cualquier
edición anterior.
44

•Pozo productor de crudo con daño por migración de finos

•Pozo productor de crudo con daño por deposición orgánica

•Pozo productor de gas con daño por deposición orgánica

•Pozo productor de crudo con daño por emulsiones

•Pozo productor de crudo con daño por taponamiento de
empaque

45

46

El alcohol metílico y el iso-propílico se
han usado durante mucho tiempo en
pozos de gas especialmente para
eliminar bloqueos de agua.
La mejora se debe a la rapidez con que
pueden recuperarse los
líquidos, debido a la reducción en la
tensión superficial. Por encima de
185F, los alcoholes reaccionan con el
gas formando cloruros orgánicos que
son dañinos para los catalizadores de
las refinerías. Por esta razón, el uso del
alcohol debe restringirse a la Alcohol metílico
estimulación de pozos de gas por
debajo de esta temperatura.

47

Es conveniente indicar que los
alcoholes son anfifilos con menor
poder de disminuir la tensión
superficial que los surfactantes en sí.
Se utilizan como cosurfactantes;
reducen la CMC (Concentración
micelar crítica), ya que la inserción
de las moléculas de alcohol
permiten reducir las fuerzas
repulsivas entre los grupos
hidrofílicos de las moléculas
vecinas de
Alcohol iso-propilico surfactante, disminuyendo la
energía de formación de las micelas.

Por esta razón, tampoco puede generalizarse el uso de alcoholes en los
proceso de estimulación. Debe preferirse un surfactante ante el alcohol o una
combinación adecuadamente diseñada de ambos.

48

49

Hinchamiento de arcillas que recogen
agua dentro de su estructura
cristalina y se alargan en tamaño y
taponan el espacio poroso.

Movilización, migración y
depositación de arcillas, que
ocasionan taponamiento en los
espacios porosos.

50

 Utilizados básicamente para la prevención de
migración e hinchamiento de arcillas.

 Se utilizan para insensibilizar las arcillas al
agua fresca mediante diferentes mecanismos.

NEUTRALIZACION FUSION DE BARRERAS
IONICA PARTICULAS ORGANICAS

51

CARACTERISTICAS DE UN ESTABILIZADOR DE ARCILLAS

1. Debe tener bajo peso molecular para prevenir taponamientos
de canales porosos.

2. Debe tener una fase no mojante en las superficies de las
areniscas para reducir la saturación de agua.

3. Debe tener una fuerte afinidad a las superficies sílices
(arcillas) para resistir el lavado por flujo de hidrocarburos y
salmueras.

4. Debe tener una carga catiónica adecuada para neutralizar
eficientemente las cargas aniónica de la superficie de la
arcilla.

52

NEUTRALIZACION IONICA
SALMUERAS CATIONES POLIMEROS AMINO-
POLIVALENTES CUATERNARIOS
INORGANICOS
• Se logra mediante creación •Arcillas que tienen cargas •Crean una película que es
de ambiente iónico. negativas. absorbida por la superficie
de la arcilla.
•Disminuye la tendencia al •Son atraídas por el catión
hinchamiento y migración Oxi- Cloruro de Zirconio •Varias partículas de arcilla
de arcillas. son encadenadas.
•Las cargas quedan anuladas
•Mantiene floculadas las •Se usan en formación
arcillas. •La estabilización de arcillas acuosa neutras o básicas.
es permanente.
•USO DE SALMUERAS DE:
•- Cloruro de Amonio
•- Cloruro de Potasio

53

BARRERA ORGANICA FUSION DE PARTICULAS
• Se previene defloculación de arcillas •Se usa el sistema Clay Acid
por intercambio eléctrico con
surfactantes catiónicos. •Estos aditivos solo proveen control
de las arcillas.
• Estos aditivos proveen al absorción
de agua.

•Este tratamiento debe continuarse El sistema Clay Acid también controla
con un surfactante que no remueva la los finos.
película protectora de las arcillas y
que deje formación mojable al agua.

•Disminuye la permeabilidad de la
roca por entrampamiento de agua.

54

• El Ion calcio es usado para mantener la estabilidad
Cationes de la arcilla pero no es recomendable debido a que
puede reaccionar con formaciones de alta
Inorgánicos salinidad y aditivos químicos
(IC) • Catión cesio (Cs+) es efectivo a bajas
concentraciones, pero es muy raro y costoso.

Polímeros
Inorgánicos • Estabilizadores permanentes de arcilla
• Los CIP mas usados son el hidroxilo de
Catiónicos aluminio y circonio oxicloruro.
(CIP)

Polímeros • Son usados para una estabilización efectiva y
permanente de arcillas, y el control de finos y
Orgánicos arena.
Catiónicos • También son aplicables en tratamientos de
acidificación y fracturamiento.
(COP) • Limitado a bajas concentraciones.

55

 Son de bajo peso molecular.

 Menor daño de permeabilidad debido a su
menor tamaño comparado con el de los poros.

 Los polímeros previenen la migración de
finos y el bloqueo de las partículas de arcilla.

56

57

58

 Cuando en la formación estén presentes aguas con alto
contenido de sulfatos, (más de 25 ppm) es necesario
evitar el contacto de esas aguas con el HCl ya que este
producirá Cloruro de Calcio en su reacción y el calcio
será tomado por el sulfato de calcio que precipitará.

 Puede usarse EDTA tetrasódica en el HCl, Acido
Fosfórico o poliacrilaros. Sin embargo la adición de
EDTA es lo mas efectivo ya que tiene preferencia para
reaccionar con el calcio antes que el sulfato y sus
compuestos no precipitan.
59

 Formula condensada: CaSO4
 Apariencia: Sólido
blanco, grisoso.
 También conocido como Yeso
 Densidad relativa: 2.32 g/L
 Soluble: En agua 25 °C
En ácidos
 pH: entre 2 y 10

60

 Sal Tetrasódica
 Formula:
C10H12N2O8Na4
 Grupo químico:
Compuesto
orgánico, agente
acomplejante
 Cristal blanco, sin olor.
 Soluble en agua
 Ph 10.3
61

62

Definición:
En esta estimulación los fluidos de
tratamiento no reaccionan químicamente
con los materiales o solidos de la roca. se
utilizan principalmente :

• soluciones oleosas o acuosas
• alcoholes o solventes mutuos
• aditivos, principalmente los
surfactantes.

La acción de la estimulación matricial no
reactiva concierne principalmente con la
alteración de estas fuerzas retentivas:

• tensión superficial e interracial.
• mojabilidad.
• capilaridad.

63

PLANEACIÓN Y DISEÑO

Selección de Gasto y
Evaluación la solución presión Incremento de Programa de
volumen
de daño de de productividad estimulación
tratamiento inyección

1. Evaluación de daño:
En caso de que el daño determinado sea susceptible de
removerse a través de estimulación matricial no reactiva, se
selecciona la solución de tratamiento. En caso de no tener una
identificación confiable del tipo de daño la estimulación matricial
no reactiva no deberá aplicarse.

64

2. Selección y solución de tratamiento.
Si la estimulación matricial esta indicada, los fluidos de tratamiento y sus
aditivos (surfactantes) deberán seleccionarse de acuerdo a los procedimientos
de laboratorio.

Selección de surfactantes de acuerdo a la prueba de laboratorio:

• Los surfactantes alteran en forma favorable o desfavorable el flujo de los fluidos
en el medio poroso.

• Es mas difícil remover un daño que prevenirlo; por esto es importante escoger
el surfactante indicado por medio de pruebas de laboratorio descritas en el API
RP 42.

• las pruebas se deben realizar con base en los fluidos y los núcleos de las
formaciones.

• Si en la prueba la muestra sufre daño, ocurrirá en la formación así que hay que
elegir un surfactante que prevenga dicho daño.

65

Ejemplo
Para ilustrar los procedimientos de laboratorio considérese agua salada de formación como
fluido para controlar un pozo productor de aceite:

Procedimiento para determinar la
tendencia a formar emulsiones:
•Agitador de alta velocidad, vaso de precipitados alto 400 ml,
probeta de 100 ml, cronometro, jeringa 1 ml.
•Muestra del agua a usar y del aceite producido en el yacimiento
(aceite limpio), muestra de surfactantes a estudiar, finos de la
formación.
•25 ml de agua salada en el vaso de 400 ml + 2.5 gm finos de la
formación.
•Añada 75 ml de aceite, agite la solución, vacíe la emulsión en la
probeta, y registre volumen de agua liberada a 10 minutos y 1
hora.
•Si a los 10 minutos no ha obtenido 90% de agua limpia y a los
30 minutos el 100% del agua, debe usar un surfactante en el
fluido de control empleado para prevenir el daño.

66

-Procedimiento de selección de surfactantes para remover una emulsión
-Pruebas de mojabilidad
-Procedimiento para surfactantes solubles o dispersantes en aceite
-Procedimiento para surfactantes solubles o dispensables en agua
-Procedimiento para soluciones acidas

Interpretación de
resultados: Procedimiento de selección de
-Las arcillas u otros granos o mojado se surfactantes para prevenir la
dispersan rápidamente en fase acuosa, formación de emulsión:
pero se aglomeran en fase acuosa.
Si es debido usar un surfactante, entonces hay
-las partículas mojadas de aceite se que realizar pruebas para determinar cual es el
aglomeran en fase acuosa. indicado. Las pruebas son semejantes pero
difieren en: se agregan a una proporción del
-cuando se usa un aceite crudo de color volumen inicial del 0.1 ó 0.2% del agua o aceite
obscuro, las arenas mojadas de aceite antes de agitar.
deben parecerse al color del aceite.
Requerimientos de los surfactantes para
estimulaciones matriciales no reactivas
67

Debe en lo general: Importante:
-Un surfactante limpio + sistema
de mezclado + manejo
-Reducir la tensión superficial o interfacial. adecuado.
-Prevenir la formación de emulsiones o
romper las formadas. -limpiar tubería de producción,
-Mojar de agua a la roca del yacimiento, la pared del pozo y la
considerando la salinidad y el pH del agua perforación para eliminar óxidos.
utilizada.
-No dispersar, encoger o hinchar la arcilla
de la formación.
-Mantener la actividad de superficie a las
condiciones de yacimiento.
-Ser soluble en el fluido base de transporte
a la temperatura de yacimiento.
-Ser compatible con los fluidos de
yacimiento.

68

3. Gasto y presión de inyección:
Gastos de inyección a presiones inferiores a la presión de fractura,
caracterizan la estimulación matricial.

Se realizan pruebas de
admisión o inyección en el
intervalo productor,
definiendo a través de las
mismas el comportamiento
de la presión al incrementar
el gasto de inyección.

La figura a continuación nos
muestra el comportamiento
típico de la presión durante
una prueba de inyectividad.

69

4.Volumen:
La determinación del volumen de solución de tratamiento depende de la
longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la zona dañada.

Se recomienda general una penetración de 2 a 5 ft y asegurarse que el
intervalo tratado no exceda de 50 ft.

En caso de que se tenga un intervalo mayor a 50 ft deberán usarse técnicas
de estimulación selectiva, haciendo la estimulación por etapas, separadas
por bolas selladoras o agentes desviadores.

70

5.Incremento de productividad:
De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad
esperado

71

6.Programa de estimulación:
Es importante
En este programa observar que
Este programa deben incluirse realizada la
consiste en los volúmenes, estimulación
especificar todas gastos, presiones, matricial no reactiva,
las acciones que se tiempos, tipos de el pozo debe
tomaran desde la fluido y los cerrarse por lo
planeación previa antecedentes menos 24 horas para
de la estimulación, necesarios del permitir que el
antes, durante y pozo, incluyendo surfactante alcance
después de la su estado las interfases y actúe
misma. mecánico. según la respuesta
esperada.

72

En caso de que no se disponga de la misma, se puede estimar según
procedimiento indicado.

Ejemplo de calculo: Estado mecánico:
Pozo que presenta daño severo. Se ha decidido
aplicar la estimulación matricial no reactiva para su
remoción. Por prueba de laboratorio se selecciono
el fluido de estimulación y aditivos. Para
determinar Presión y Gasto de inyección se
recomienda prueba de inyectividad.

Datos:

73

74

Est no react

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