Este documento proporciona información sobre diferentes tipos de ácidos utilizados en la estimulación matricial reactiva de pozos petroleros, incluyendo ácidos inorgánicos como clorhídrico y fluorhídrico, y ácidos orgánicos como acético y fórmico. También describe mezclas ácidas comunes como mud acid y sus usos, así como consideraciones sobre la selección del ácido apropiado para diferentes formaciones geológicas y condiciones de temperatura.
El documento describe diferentes técnicas de estimulación matricial reactiva. Estas involucran la inyección de soluciones químicas ácidas a bajas presiones para disolver materiales extraños y parte de la roca, removiendo daños y obstrucciones. Los principales ácidos utilizados son clorhídrico, fluorhídrico y acético. También se discuten aditivos como inhibidores de corrosión y surfactantes para controlar la reacción ácida y mejorar la penetración.
Este documento describe la estimulación matricial reactiva, que consiste en la inyección de soluciones químicas a bajos gastos y presiones para remover daños en la formación y mejorar la productividad del pozo. Explica los diferentes tipos de ácidos utilizados como el HCl, HF y ácidos orgánicos, así como aditivos como estabilizadores de hierro, inhibidores de corrosión y surfactantes. Finalmente, detalla los estudios de laboratorio y factores a considerar para seleccionar los fluidos apropiados
Este documento describe brevemente las técnicas de estimulación matricial y estimulación por fracturamiento. Luego, se enfoca en explicar la estimulación matricial no reactiva, incluyendo los tipos de daños que puede remover, la selección del fluido de estimulación, y los fenómenos de superficie como la tensión superficial, mojabilidad y capilaridad. Finalmente, detalla los principales aditivos utilizados como surfactantes, solventes mutuos, alcoholes, estabilizadores de arcilla e inhibidores de precipitados
Este documento trata sobre la estimulación matricial no reactiva de pozos. Brevemente describe los tipos de estimulación de pozos, los fundamentos de la estimulación matricial, y los tipos de aditivos utilizados como surfactantes, solventes mutuos y sus usos en la estimulación de pozos.
Este documento proporciona información sobre diferentes tipos de ácidos utilizados en la estimulación matricial reactiva de pozos petroleros. Describe brevemente ácidos inorgánicos como el clorhídrico y el fluorhídrico, así como ácidos orgánicos como el acético y el fórmico. También menciona mezclas ácidas como el "mud acid" y recomendaciones sobre su uso. El objetivo general es remover daños en las formaciones y mejorar la productividad de los pozos.
1) El documento discute los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación y producción de pozos petroleros, así como los métodos para diagnosticar y tratar estos daños.
2) Algunos daños comunes incluyen la invasión de fluidos, la migración de partículas finas, la precipitación de asfáltenos y parafinas, y el bloqueo de canales por geles y emulsiones.
3) Es importante diagnosticar correctamente el daño mediante pruebas como las pruebas
El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a bajas presiones para remover el daño ocasionado durante la perforación y completación del pozo. Existen dos técnicas principales: la estimulación matricial, que penetra la matriz rocosa de forma radial para remover el daño cercano al pozo, y la fracturación hidráulica, que crea fracturas en la roca a altas presiones para mejorar el flujo desde zonas de baja permeabilidad.
Este documento describe el fracturamiento hidráulico, un proceso utilizado en la industria petrolera para mejorar la extracción de petróleo y gas desde el subsuelo. Se realiza inyectando un fluido a alta presión en un pozo perforado, lo que crea nuevas fracturas en la roca y mejora su permeabilidad. Esto hace que la formación sea más susceptible a la extracción de hidrocarburos. El documento también discute factores como la litología de la roca, la geometría de las fracturas y los datos del pozo que son importantes
El documento describe diferentes técnicas de estimulación matricial reactiva. Estas involucran la inyección de soluciones químicas ácidas a bajas presiones para disolver materiales extraños y parte de la roca, removiendo daños y obstrucciones. Los principales ácidos utilizados son clorhídrico, fluorhídrico y acético. También se discuten aditivos como inhibidores de corrosión y surfactantes para controlar la reacción ácida y mejorar la penetración.
Este documento describe la estimulación matricial reactiva, que consiste en la inyección de soluciones químicas a bajos gastos y presiones para remover daños en la formación y mejorar la productividad del pozo. Explica los diferentes tipos de ácidos utilizados como el HCl, HF y ácidos orgánicos, así como aditivos como estabilizadores de hierro, inhibidores de corrosión y surfactantes. Finalmente, detalla los estudios de laboratorio y factores a considerar para seleccionar los fluidos apropiados
Este documento describe brevemente las técnicas de estimulación matricial y estimulación por fracturamiento. Luego, se enfoca en explicar la estimulación matricial no reactiva, incluyendo los tipos de daños que puede remover, la selección del fluido de estimulación, y los fenómenos de superficie como la tensión superficial, mojabilidad y capilaridad. Finalmente, detalla los principales aditivos utilizados como surfactantes, solventes mutuos, alcoholes, estabilizadores de arcilla e inhibidores de precipitados
Este documento trata sobre la estimulación matricial no reactiva de pozos. Brevemente describe los tipos de estimulación de pozos, los fundamentos de la estimulación matricial, y los tipos de aditivos utilizados como surfactantes, solventes mutuos y sus usos en la estimulación de pozos.
Este documento proporciona información sobre diferentes tipos de ácidos utilizados en la estimulación matricial reactiva de pozos petroleros. Describe brevemente ácidos inorgánicos como el clorhídrico y el fluorhídrico, así como ácidos orgánicos como el acético y el fórmico. También menciona mezclas ácidas como el "mud acid" y recomendaciones sobre su uso. El objetivo general es remover daños en las formaciones y mejorar la productividad de los pozos.
1) El documento discute los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación y producción de pozos petroleros, así como los métodos para diagnosticar y tratar estos daños.
2) Algunos daños comunes incluyen la invasión de fluidos, la migración de partículas finas, la precipitación de asfáltenos y parafinas, y el bloqueo de canales por geles y emulsiones.
3) Es importante diagnosticar correctamente el daño mediante pruebas como las pruebas
El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a bajas presiones para remover el daño ocasionado durante la perforación y completación del pozo. Existen dos técnicas principales: la estimulación matricial, que penetra la matriz rocosa de forma radial para remover el daño cercano al pozo, y la fracturación hidráulica, que crea fracturas en la roca a altas presiones para mejorar el flujo desde zonas de baja permeabilidad.
Este documento describe el fracturamiento hidráulico, un proceso utilizado en la industria petrolera para mejorar la extracción de petróleo y gas desde el subsuelo. Se realiza inyectando un fluido a alta presión en un pozo perforado, lo que crea nuevas fracturas en la roca y mejora su permeabilidad. Esto hace que la formación sea más susceptible a la extracción de hidrocarburos. El documento también discute factores como la litología de la roca, la geometría de las fracturas y los datos del pozo que son importantes
Este documento presenta una introducción general sobre la estimulación y el daño de formación. Explica que la estimulación incluye técnicas para combatir daños en la formación y mejorar la producción mediante la creación de canales. También describe brevemente la historia de la estimulación y los factores que contribuyen al daño de formación, como diferenciales de presión altos e incompatibilidad de fluidos. Finalmente, resalta la importancia de prevenir el daño de formación a través de un mejor entendimiento de los procesos físicos invol
Este documento trata sobre la estimulación de pozos. Define la estimulación como la inyección de fluidos de tratamiento como ácidos a presiones por debajo de la fractura para remover daños en la formación. Explica que la estimulación tiene como objetivo incrementar la producción de pozos o inyección de fluidos. Brevemente describe la historia de la estimulación y los tipos de escamas minerales que pueden formarse.
Compendio de Produccion de Hidrocarburos (Tomo I; Flujo Natural)paola nuñez
Este documento describe el sistema de producción de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Explica el recorrido de los fluidos a través de cuatro componentes: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial. Detalla cómo la capacidad de producción del sistema depende de un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos. Finalmente, presenta una ecuación para el balance de energía entre los componentes y cómo se puede realizar dicho balance
Este documento describe emulsiones inversas, fluidos de perforación basados en aceite que se usan para perforar formaciones sensibles al agua. Explica que son mezclas de agua en aceite estabilizadas con emulsificantes, sales y otros aditivos. También detalla los componentes comunes de estas emulsiones como aceites, emulsificantes, cal, arcillas y sales, así como sus funciones y propiedades clave.
Este documento trata sobre los métodos para controlar la producción de arena en pozos petroleros. Explica que la arena se acumula en el fondo del pozo y reduce la capacidad productiva. Describe varias técnicas como colocar coladores, empacar con grava o consolidar la arena con resinas. También analiza los problemas que causa la arena como daños a equipos, obstrucciones y posibles colapsos en tuberías. Finalmente, revisa los métodos más utilizados como variar la tasa de flujo, completaciones selectivas, consolidación plástica y
El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util
El documento describe los fundamentos y consideraciones clave para el diseño de fracturamientos hidráulicos. Explica los fluidos, materiales de soporte y aditivos empleados, así como los pasos para la optimización del diseño incluyendo la simulación y el análisis económico. El objetivo principal es incrementar la producción de los pozos mediante la creación controlada de fracturas en la formación rocosa.
Este documento proporciona una guía de diseño para fracturamientos hidráulicos. Explica que el fracturamiento hidráulico consiste en inyectar un fluido viscoso para generar fracturas en una formación y colocar arena para aumentar el flujo. Describe los conceptos físicos como la presión requerida, el comportamiento de la roca y los criterios de falla. El objetivo es proveer los elementos técnicos necesarios para entender y diseñar fracturamientos hidráulicos usando software.
Este documento describe las principales propiedades de los fluidos de perforación, incluyendo densidad, propiedades reológicas (viscosidad y resistencia al gel), viscosidad plástica, punto de cedencia y tixotropía. Explica cómo estas propiedades afectan el rendimiento del fluido de perforación y cómo se miden y controlan para lograr los objetivos de la perforación de manera segura y eficiente.
Este documento presenta información sobre las técnicas de estimulación de pozos petroleros. Explica que la estimulación de pozos incluye la inyección de fluidos como ácidos para remover daños y mejorar la productividad. Luego describe las etapas del proceso de selección de candidatos para la estimulación, que incluyen identificar pozos con baja productividad, seleccionar los fluidos adecuados y evaluar los resultados del tratamiento. Finalmente, analiza las posibles causas de daño a la formación durante la perforación y cementación
Este documento presenta conceptos fundamentales de ingeniería de yacimientos petroleros. Cubre temas como porosidad, saturación, permeabilidad, mojabilidad y cálculos de volúmenes de fluidos en yacimientos. El objetivo del curso es analizar y aplicar estos conceptos para estudiar el comportamiento de fluidos en yacimientos y determinar volúmenes originales de fluidos.
Este documento describe los conceptos clave relacionados con la estimulación de pozos de petróleo y gas. Explica que la estimulación es un proceso para crear canales en la roca productora mediante la inyección de fluidos con el fin de facilitar el flujo de hidrocarburos. También detalla los objetivos y métodos de selección de pozos para la estimulación, así como las causas y tipos de daño de formación que se busca corregir mediante este proceso.
Este documento trata sobre los fluidos de perforación. Explica los objetivos de entender los conceptos básicos de ingeniería de lodos y desarrollar competencias prácticas en el uso de equipos y materiales relacionados con los fluidos de perforación. También define los fluidos de perforación, sus funciones y los componentes del sistema de circulación.
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.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
Emulsión inversa
Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son 100% aceite.
El documento clasifica y describe diferentes tipos de fluidos de perforación. Los fluidos de perforación pueden ser a base de agua, aceite u otras sustancias y se usan para perforar pozos de petróleo. Se dividen en lodos dispersos y no dispersos. Los lodos dispersos son útiles para perforar a grandes profundidades, mientras que los lodos no dispersos se usan para perforar pozos poco profundos. El documento también describe lodos a base de lignosulfonatos, lodos tratados con calcio y lodos de yeso, y sus usos respectivos en la
1) Los fluidos de fracturamiento se utilizan para romper la formación y transportar el agente de sostén a lo largo de la fractura generada. 2) Los fluidos de fractura deben cumplir con ciertos requisitos como ser compatibles con la formación y roca, generar una fractura ancha, transportar el agente de sostén y romperse completamente al finalizar la operación. 3) El diseño de fracturamiento involucra factores como las propiedades de la formación, el fluido, el agente de sostén y la configuración del
Este documento describe dos tipos principales de estimulación de pozos: estimulación matricial y estimulación por fracturamiento. La estimulación matricial incluye métodos no ácidos que usan soluciones para remover daños, y métodos ácidos que disuelven materiales dañinos químicamente. La estimulación por fracturamiento usa inyecciones a alta presión para crear fracturas en la roca. La estimulación de pozos es importante para mejorar la producción de petróleo y gas e incrementar las reservas recuperables.
Este documento describe los fluidos de fractura, su metodología de diseño y selección. Explica los tipos de fluidos como de relleno, con soporte y de limpieza. Detalla las propiedades de los fluidos fracturantes y materiales de soporte como arena y cerámicos. Además, cubre aditivos como activadores de viscosidad, quebradores y controladores de pH. Por último, presenta la metodología de diseño óptimo de fracturas considerando litología, geometría, fluidos, configuración del pozo y simulaciones
El ácido sulfúrico se produce mayoritariamente a partir del azufre elemental, pero además es un subproducto importante de la industria metalúrgica que utiliza como materias primas menas de sulfuros de cobre (piritas y calcopiritas), de zinc (blendas), mercurio (cinabrio), plomo (galenas), etc. y otros complejos.
El documento describe el proceso de flotación de cobre y molibdeno. El objetivo de la flotación colectiva es maximizar la recuperación de cobre y molibdeno, produciendo un concentrado de ley y un relave con bajos contenidos metálicos. Luego, la flotación selectiva de molibdeno consta de varias etapas para concentrar y recuperar el molibdeno, obteniendo un concentrado de molibdeno de 40% y uno de cobre de 26%. El proceso utiliza diferentes reactivos como el sulfihidrato
Este documento presenta una introducción general sobre la estimulación y el daño de formación. Explica que la estimulación incluye técnicas para combatir daños en la formación y mejorar la producción mediante la creación de canales. También describe brevemente la historia de la estimulación y los factores que contribuyen al daño de formación, como diferenciales de presión altos e incompatibilidad de fluidos. Finalmente, resalta la importancia de prevenir el daño de formación a través de un mejor entendimiento de los procesos físicos invol
Este documento trata sobre la estimulación de pozos. Define la estimulación como la inyección de fluidos de tratamiento como ácidos a presiones por debajo de la fractura para remover daños en la formación. Explica que la estimulación tiene como objetivo incrementar la producción de pozos o inyección de fluidos. Brevemente describe la historia de la estimulación y los tipos de escamas minerales que pueden formarse.
Compendio de Produccion de Hidrocarburos (Tomo I; Flujo Natural)paola nuñez
Este documento describe el sistema de producción de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Explica el recorrido de los fluidos a través de cuatro componentes: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial. Detalla cómo la capacidad de producción del sistema depende de un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos. Finalmente, presenta una ecuación para el balance de energía entre los componentes y cómo se puede realizar dicho balance
Este documento describe emulsiones inversas, fluidos de perforación basados en aceite que se usan para perforar formaciones sensibles al agua. Explica que son mezclas de agua en aceite estabilizadas con emulsificantes, sales y otros aditivos. También detalla los componentes comunes de estas emulsiones como aceites, emulsificantes, cal, arcillas y sales, así como sus funciones y propiedades clave.
Este documento trata sobre los métodos para controlar la producción de arena en pozos petroleros. Explica que la arena se acumula en el fondo del pozo y reduce la capacidad productiva. Describe varias técnicas como colocar coladores, empacar con grava o consolidar la arena con resinas. También analiza los problemas que causa la arena como daños a equipos, obstrucciones y posibles colapsos en tuberías. Finalmente, revisa los métodos más utilizados como variar la tasa de flujo, completaciones selectivas, consolidación plástica y
El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util
El documento describe los fundamentos y consideraciones clave para el diseño de fracturamientos hidráulicos. Explica los fluidos, materiales de soporte y aditivos empleados, así como los pasos para la optimización del diseño incluyendo la simulación y el análisis económico. El objetivo principal es incrementar la producción de los pozos mediante la creación controlada de fracturas en la formación rocosa.
Este documento proporciona una guía de diseño para fracturamientos hidráulicos. Explica que el fracturamiento hidráulico consiste en inyectar un fluido viscoso para generar fracturas en una formación y colocar arena para aumentar el flujo. Describe los conceptos físicos como la presión requerida, el comportamiento de la roca y los criterios de falla. El objetivo es proveer los elementos técnicos necesarios para entender y diseñar fracturamientos hidráulicos usando software.
Este documento describe las principales propiedades de los fluidos de perforación, incluyendo densidad, propiedades reológicas (viscosidad y resistencia al gel), viscosidad plástica, punto de cedencia y tixotropía. Explica cómo estas propiedades afectan el rendimiento del fluido de perforación y cómo se miden y controlan para lograr los objetivos de la perforación de manera segura y eficiente.
Este documento presenta información sobre las técnicas de estimulación de pozos petroleros. Explica que la estimulación de pozos incluye la inyección de fluidos como ácidos para remover daños y mejorar la productividad. Luego describe las etapas del proceso de selección de candidatos para la estimulación, que incluyen identificar pozos con baja productividad, seleccionar los fluidos adecuados y evaluar los resultados del tratamiento. Finalmente, analiza las posibles causas de daño a la formación durante la perforación y cementación
Este documento presenta conceptos fundamentales de ingeniería de yacimientos petroleros. Cubre temas como porosidad, saturación, permeabilidad, mojabilidad y cálculos de volúmenes de fluidos en yacimientos. El objetivo del curso es analizar y aplicar estos conceptos para estudiar el comportamiento de fluidos en yacimientos y determinar volúmenes originales de fluidos.
Este documento describe los conceptos clave relacionados con la estimulación de pozos de petróleo y gas. Explica que la estimulación es un proceso para crear canales en la roca productora mediante la inyección de fluidos con el fin de facilitar el flujo de hidrocarburos. También detalla los objetivos y métodos de selección de pozos para la estimulación, así como las causas y tipos de daño de formación que se busca corregir mediante este proceso.
Este documento trata sobre los fluidos de perforación. Explica los objetivos de entender los conceptos básicos de ingeniería de lodos y desarrollar competencias prácticas en el uso de equipos y materiales relacionados con los fluidos de perforación. También define los fluidos de perforación, sus funciones y los componentes del sistema de circulación.
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.
Cementación forzada o secundaria y tapones de cementaciónRuben Veraa
Cuando con la cementación primaria no se consiguen los objetivos deseados o cuando el cemento o la tubería de revestimiento presentan fallas debido al paso del tiempo, es necesario corregir el problema. Estos procesos de reparación reciben el nombre de cementaciones de reparación.
La técnica de reparación más común es la cementación forzada, un procedimiento en el que se fuerza a la lechada a pasar a través de agujeros o rajaduras de la tubería de revestimiento, con el fin de reparar un trabajo de cementación primaria o un problema en un pozo.
Emulsión inversa
Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son 100% aceite.
El documento clasifica y describe diferentes tipos de fluidos de perforación. Los fluidos de perforación pueden ser a base de agua, aceite u otras sustancias y se usan para perforar pozos de petróleo. Se dividen en lodos dispersos y no dispersos. Los lodos dispersos son útiles para perforar a grandes profundidades, mientras que los lodos no dispersos se usan para perforar pozos poco profundos. El documento también describe lodos a base de lignosulfonatos, lodos tratados con calcio y lodos de yeso, y sus usos respectivos en la
1) Los fluidos de fracturamiento se utilizan para romper la formación y transportar el agente de sostén a lo largo de la fractura generada. 2) Los fluidos de fractura deben cumplir con ciertos requisitos como ser compatibles con la formación y roca, generar una fractura ancha, transportar el agente de sostén y romperse completamente al finalizar la operación. 3) El diseño de fracturamiento involucra factores como las propiedades de la formación, el fluido, el agente de sostén y la configuración del
Este documento describe dos tipos principales de estimulación de pozos: estimulación matricial y estimulación por fracturamiento. La estimulación matricial incluye métodos no ácidos que usan soluciones para remover daños, y métodos ácidos que disuelven materiales dañinos químicamente. La estimulación por fracturamiento usa inyecciones a alta presión para crear fracturas en la roca. La estimulación de pozos es importante para mejorar la producción de petróleo y gas e incrementar las reservas recuperables.
Este documento describe los fluidos de fractura, su metodología de diseño y selección. Explica los tipos de fluidos como de relleno, con soporte y de limpieza. Detalla las propiedades de los fluidos fracturantes y materiales de soporte como arena y cerámicos. Además, cubre aditivos como activadores de viscosidad, quebradores y controladores de pH. Por último, presenta la metodología de diseño óptimo de fracturas considerando litología, geometría, fluidos, configuración del pozo y simulaciones
El ácido sulfúrico se produce mayoritariamente a partir del azufre elemental, pero además es un subproducto importante de la industria metalúrgica que utiliza como materias primas menas de sulfuros de cobre (piritas y calcopiritas), de zinc (blendas), mercurio (cinabrio), plomo (galenas), etc. y otros complejos.
El documento describe el proceso de flotación de cobre y molibdeno. El objetivo de la flotación colectiva es maximizar la recuperación de cobre y molibdeno, produciendo un concentrado de ley y un relave con bajos contenidos metálicos. Luego, la flotación selectiva de molibdeno consta de varias etapas para concentrar y recuperar el molibdeno, obteniendo un concentrado de molibdeno de 40% y uno de cobre de 26%. El proceso utiliza diferentes reactivos como el sulfihidrato
Un emulsionante, emulsificante o emulgente es una sustancia que ayuda en la mezcla de dos sustancias que normalmente son poco miscibles o difíciles de mezclar. De esta manera, al añadir este emulsionante, se consigue formar una emulsión.
El documento describe el proceso cloro-soda, mediante el cual se obtienen tres productos químicos industriales importantes (cloro, hidrógeno y soda cáustica) a partir de la sal común (cloruro de sodio) mediante electrolisis. Explica las propiedades y usos de las materias primas y los productos resultantes, así como aspectos del proceso y equipos involucrados.
Este documento describe las propiedades y aplicaciones de tres ácidos comunes: ácido clorhídrico, ácido sulfúrico y ácido nítrico. Explica que los ácidos son compuestos químicos que producen soluciones con pH menor que 7 cuando se disuelven en agua. Luego resume las definiciones, propiedades físicas y químicas, y usos principales de cada uno de los tres ácidos mencionados.
Este documento describe los diferentes tipos de reactivos de flotación utilizados en la industria minera, incluyendo colectores, modificadores y espumantes. Se enfoca en los colectores aniónicos como los xantatos y ditiofosfatos, describiendo sus propiedades químicas, usos comunes y efectos en el proceso de flotación. También menciona algunos productos comerciales específicos como el Aerofloat 15, 25, 31, 33 y 242.
Este documento trata sobre diferentes tipos de colectores aniónicos y catiónicos utilizados en la flotación de minerales. En la sección sobre colectores aniónicos oxidrílicos, describe las propiedades y aplicaciones de los ácidos carboxílicos monobásicos saturados e insaturados. También cubre otros promotores aniónicos como los mercaptanos, ácidos fosfónicos y alcansulfonatos sódicos. Finalmente, menciona brevemente los colectores catiónicos y espumantes.
Presentación de Fluidos utilizados en la estimulación de arenas_Fredi Campues...fredi campues
Este documento describe los fluidos utilizados para la estimulación de areniscas. Explica que la estimulación puede ser reactiva o no reactiva. Para estimulaciones reactivas se usan ácidos como el fluorhídrico o mezclas de ácido fluorhídrico y ácido orgánico para disolver minerales como arcillas. Para estimulaciones no reactivas se usan solventes orgánicos. También describe aditivos comunes como inhibidores de corrosión, surfactantes, solventes mutuos y agentes de control de hierro.
6 neutralización tratamientos de efluenteslili arana
Este documento describe varios métodos para neutralizar vertidos industriales que son demasiado ácidos o alcalinos antes de descargarlos en el medio ambiente. Entre los métodos descritos se incluyen mezclar vertidos para lograr un pH neutro, pasar residuos ácidos a través de lechos de cal, mezclar vertidos ácidos con cal o dolomita, añadir sosa cáustica o carbonato sódico a vertidos ácidos, inyectar gas de combustión en vertidos alcalinos, y añadir ácido sulfúric
Los ácidos carboxílicos son compuestos orgánicos que contienen el grupo funcional carboxilo (-COOH). Se caracterizan por ser ácidos débiles y por presentar puntos de fusión y ebullición relativamente altos debido a la formación de puentes de hidrógeno. Algunos ejemplos importantes son los ácidos grasos como el palmítico y esteárico. Los ácidos carboxílicos tienen diversos usos industriales y se encuentran de forma natural en aceites, grasas y ceras.
Este documento presenta información sobre carbohidratos y realiza tres actividades experimentales relacionadas. Proporciona definiciones y clasificaciones de carbohidratos, así como detalles sobre los reactivos de Fehling y Lugol. Luego describe procedimientos para probar la capacidad reductora de azúcares usando Fehling y para hidrolizar sacarosa con ácido. Los resultados muestran que la glucosa es reductora mientras que el almidón y la sacarosa no lo son, y que la hidrólisis de sacarosa produce azúcares re
Este documento presenta los resultados de un experimento de titulación ácido-base realizado por un estudiante. El estudiante preparó una solución de ácido clorhídrico de concentración desconocida y la tituló con una solución de hidróxido de sodio de 1M. Mediante cálculos, determinó que la concentración del ácido clorhídrico era de 2.40M. El documento también incluye información sobre las propiedades y usos del ácido clorhídrico y el hidróxido de sodio
Las tres oraciones más importantes del documento son:
1) El hidrato de cal es un insumo clave en el proceso de alcalización de jugos de caña que se usa para eliminar impurezas, aunque su calidad y costo han variado considerablemente. 2) Se discuten los parámetros propuestos para definir un estándar de calidad del hidrato de cal, incluyendo un contenido mínimo de 70% de óxido de calcio aprovechable y límites máximos para impurezas. 3) La calidad inferior del hidrato de
Este documento presenta los resultados de una práctica de laboratorio sobre carbohidratos. La práctica incluyó tres actividades: 1) probar azúcares reductores y no reductores con el reactivo de Fehling, 2) hidrolizar la sacarosa con HCl, y 3) probar almidón con Lugol. Los resultados mostraron que la glucosa es un azúcar reductor mientras que la sacarosa y el almidón no lo son. La hidrólisis de la sacarosa produjo un cambio de color positivo con Fehling, indic
El documento describe el proceso de desencalado de pieles. El desencalado sirve para eliminar la cal agregada durante el pelambre de las pieles de tres formas: combinada con la piel, disuelta en los espacios entre fibras, o formando jabones cálcicos. Se utilizan ácidos débiles o sales amoniacales para formar sales solubles de cal que pueden eliminarse con agua. El objetivo es eliminar la cal, deshinchar la piel y ajustar el pH para el curtido.
1) Los ácidos minerales más comunes son el ácido sulfúrico, nítrico y clorhídrico, los cuales causan lesiones destructivas en la piel y mucosas. 2) El ácido sulfúrico es un líquido incoloro e inodoro que es extremadamente corrosivo e irritante para los tejidos humanos. 3) La exposición aguda o crónica al ácido sulfúrico puede causar quemaduras graves, perforación gástrica, bronquitis, conjuntivitis y otros daños graves a la salud.
El documento describe las propiedades y efectos tóxicos del ácido sulfúrico, uno de los ácidos minerales más comunes. El ácido sulfúrico es extremadamente corrosivo y puede causar quemaduras graves al entrar en contacto con la piel, ojos y vías respiratorias. La ingestión de pequeñas cantidades puede ser fatal y causar perforación del estómago. También se detallan métodos para identificar el ácido sulfúrico y separarlo de otros ácidos minerales.
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
Este documento trata sobre aldehídos, cetonas, ceras, grasas y aceites, y solventes orgánicos. Describe las propiedades y aplicaciones de estos compuestos, incluyendo sus usos como saborizantes, perfumes, lubricantes, jabones y detergentes. También menciona métodos para prepararlos y modificar sus propiedades físicas, como la hidrogenación para endurecer grasas líquidas.
Este documento describe los métodos para corregir suelos alcalinos, incluyendo el uso de enmiendas como yeso, azufre y ácido sulfúrico. Explica que el objetivo es reemplazar los carbonatos alcalinos por sales lavables para mejorar la estructura del suelo y su productividad. También discute factores como la velocidad de reacción de los diferentes correctores y los métodos de aplicación para lograr una corrección efectiva.
El documento proporciona información sobre el diseño de un sistema de bombeo electrosumergible (BES). Explica el procedimiento de diseño que incluye estimar la capacidad de producción del pozo, determinar la profundidad de asentamiento de la bomba, seleccionar la bomba apropiada y calcular la carga dinámica total del sistema.
El documento describe el sistema de bombeo electrosumergible (BES), el cual usa energía eléctrica para bombear fluidos desde el fondo de un pozo hasta la superficie. El sistema BES consta de un motor eléctrico ubicado en el fondo del pozo que acciona una bomba, la cual impulsa el fluido a través de un cable de potencia que transmite la energía eléctrica desde la superficie hasta el motor.
El documento describe el bombeo mecánico, el método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo. Consiste en una bomba de subsuelo accionada por una unidad de superficie a través de una sarta de varillas. La unidad de superficie transmite el movimiento del motor a la bomba mediante el movimiento reciprocante de las varillas. El sistema incluye el equipo de superficie, motor, varillas y bomba de subsuelo. El bombeo mecánico es adecuado para la producción de crudos pesados y
El documento describe el funcionamiento de las bombas hidráulicas de tipo jet. Estas bombas utilizan el principio de Venturi para bombear fluidos mediante la transferencia de energía entre un fluido motriz y los fluidos producidos, sin partes móviles. La bomba consiste en una boquilla, garganta y difusor que modifican la velocidad y presión del fluido motriz para impulsar los fluidos de producción a la superficie. Las bombas jet tienen ventajas sobre las bombas de pistón para aplicaciones como pozos profundos, horizontales
El documento presenta la resolución de tres ejercicios relacionados con el levantamiento artificial por gas en pozos petroleros. El primer ejercicio calcula la tasa de gas que pasa a través de un orificio. El segundo calcula la temperatura dinámica en una válvula. El tercer y más extenso ejercicio presenta el procedimiento completo para diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas continuo con válvulas operadas por presión de gas, incluyendo el espaciamiento de mandriles y la selección y calibración de
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
El taller trata sobre la producción de un pozo. Se proporciona información sobre los revestidores superficial e intermedio del pozo, así como sobre el liner de producción. Se lista el equipo disponible para completar el pozo, incluyendo camisas, empacadores, tubería, sellos y más. El objetivo es realizar un diagrama mecánico del pozo y nombrar el tipo de completamiento.
El grupo debe completar un pozo de 3 zonas de producción a diferentes profundidades y presiones, usando equipos como camisas, empacadores hidráulicos, tubería, y uniones. Se provee una lista detallada de los equipos disponibles con sus especificaciones. Se pide diseñar el diagrama mecánico del completamiento y nombrarlo.
Este documento presenta dos ejercicios relacionados con la producción de hidrocarburos. El primer ejercicio pide calcular tasas de producción de petróleo y gas considerando factores como presión, permeabilidad y gravedad específica. El segundo ejercicio solicita determinar tasas máximas, curvas de afluencia y puntos de operación para un yacimiento, considerando parámetros como presión de fondo, eficiencia de flujo y separación de fases.
Este resumen proporciona la información clave del documento en 3 oraciones:
El documento describe diferentes métodos para controlar la producción de arena en pozos, incluyendo el uso de grava como empaque. Explica que cerrar o estrangular el pozo no es beneficioso para controlar la arena, aunque puede reducir la producción. También cubre ecuaciones como la de Gilbert para calcular el flujo crítico a través de un reductor y la correlación de Fetkovich para determinar la productividad de un pozo.
El documento describe el proceso de fracturamiento hidráulico, el cual consiste en bombear fluidos a alta presión en un pozo para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de petróleo o gas. El fracturamiento hidráulico se utiliza para desviar el flujo, extender las rutas de flujo e incrementar la productividad. La orientación de las fracturas depende de factores como la profundidad, esfuerzos locales y comportamiento de la roca.
Este documento describe el funcionamiento del bombeo hidráulico tipo pistón. Consiste en transmitir energía al fondo del pozo mediante un fluido presurizado que acciona una bomba subsuperficial. La bomba eleva el fluido del pozo a través de una tubería. El documento explica los componentes, características y proceso de este sistema de bombeo artificial.
El documento describe el funcionamiento del bombeo hidráulico tipo jet, el cual funciona mediante la transferencia de energía entre un fluido motriz y los fluidos producidos utilizando el efecto Venturi. Consiste en una boquilla que reduce el área de flujo para aumentar la velocidad y disminuir la presión, una garganta y un difusor. Presenta ventajas para producciones medianas y altas con alta presencia de arenas, gases y fluidos abrasivos.
Este documento describe varias nuevas tecnologías de levantamiento artificial de petróleo, incluyendo el sistema BORS, bombas twin-screw, bombeo hidráulico con bombas jet y coiled tubing dual, levantamiento por gas con válvulas nova y de alta presión, y sistemas combinados de levantamiento. El documento explica el funcionamiento, parámetros, ventajas y desventajas de cada tecnología.
Este documento describe el funcionamiento de las bombas de cavidad progresiva (PCP). Explica que estas bombas constan de un rotor metálico helicoidal que gira dentro de un estator fijo moldeado en forma de doble hélice. Mientras el rotor gira, se forman cavidades de flujo que se desplazan axialmente bombeando el fluido. También analiza los componentes, instalación, ventajas y desventajas de este tipo de bombas.
El documento describe varias técnicas y componentes clave del proceso de cañoneo de pozos. El cañoneo se utiliza para establecer comunicación entre el yacimiento y el interior del pozo, efectuar trabajos de cementación e inyección, y evaluar intervalos productores. Existen diferentes tipos de cañones como de bala, chorro e hidráulico, así como varias técnicas como cañoneo con tubería, a través del revestidor o con slickline. El proceso implica el uso de explosivos, cargas y geometría de
El bombeo mecánico es un método para extraer petróleo que implica una bomba ubicada en el fondo del pozo impulsada por una unidad de superficie a través de una sarta de varillas. La bomba funciona mediante un ciclo reciprocante que succiona el petróleo hacia arriba a través de las válvulas. Es el método de extracción más antiguo y se usa comúnmente en pozos profundos y de crudos pesados.
Este documento describe el sistema de levantamiento artificial conocido como plunger lift. Este sistema utiliza pistones que se mueven arriba y abajo dentro del tubo de producción para impulsar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Se usa comúnmente en pozos de gas con baja producción.
Ejercicio 1: Determinar la presión de calibración en superficie para 5 mandriles de un pozo de gas con profundidades y presiones dadas.
Ejercicio 2: Determinar el número de mandriles y caudales de inyección requeridos para instalar gas lift en un pozo con datos técnicos provistos, considerando que el último mandril es el operador.
El documento presenta dos ejercicios relacionados con la producción de petróleo. El primer ejercicio pide determinar el caudal de un pozo dado parámetros del yacimiento como la permeabilidad, presiones y temperatura. El segundo ejercicio pide determinar la producción máxima, caudales para diferentes presiones de bombeo y el punto de operación de un yacimiento subsaturado dado parámetros similares.
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 (Arcillas),
lodo, depósitos precipitaciones
orgánicos… etc. inorgánicas.. Etc.
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
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
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.
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
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.
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
Son compuestos de moléculas
orgánicas, caracterizados por estar
formados por dos grupos químicos,
los hidrofílico y tipofílico
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
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.
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.
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.