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

1. ESTIMULACION MATRICIAL NO
REACTIVA.
Sebastián Castiblanco
María Camila Medina
Catherine Martínez Díaz
Carlos Osorio Haydar
Aura Cristina Sierra
FACULTAD DE INGENIERIA - PROGRAMA DE PETROLEOS

2. ESTIMULACION MATRICIAL
Existen dos técnicas principales de Estimulación de pozos:
- Estimulación por Fracturamiento
- Estimulación Matricial
Su diferencia esta en:
- Caudal de inyección
- Presión de inyección

3. ESTUMULACION MATRICIAL
- Caudales y presiones de inyección Mayores a la Presión de
Fractura de la roca, es característica de la Estimulación por
fracturamiento
- Caudales y presiones de inyección Menores a la presión de
fractura de la roca, es característica de la Estimulación matricial

4. ESTIMULACION MATRICIAL
Pruebas previas a la estimulación
Antes de realizar cualquier estimulación se deben realizar
pruebas de inyección y admisión de fluidos en el intervalo
productor.
Este procedimiento consiste en inyectar a la formación un
fluido inerte (Agua tratada o fluido oleoso limpio) a
caudales muy bajos y se mide la presión de inyección.

5. ESTIMULACION MATRICIAL
Progresivamente se va
incrementando el caudal de
inyección por etapas, registrando
en cada una de estas la presión de
inyección, hasta registrar un
cambio brusco de la pendiente,
indicando la llegada a la presión de
fracturamiento.
qi

6. ESTIMULACION MATRICIAL
La estimulación matricial permite una penetración a la matriz de la
formación del fluido de estimulación de forma radial-circular y de
esta manera se consigue un mejor contacto y mas uniforme del
fluido con la zona dañada cercana a la pared del pozo.
Objetivo de la Estimulación Matricial:
• Remover el daño producido por la perforación y la completación
antes de que el pozo comience a producir de manera natural

7. ESTIMULACION MATRICIAL
Tipos de Estimulación Matricial
Dependiendo del tipo de daño encontrado y la interacción entre los
fluidos de estimulación y los fluidos presentes en el yacimiento se
deben tener en cuenta el tipo de estimulación a usar:
• Estimulación matricial reactiva o acida
• Estimulación matricial no reactiva o no acida

8. ESTIMULACION MATRICIAL
Estimulación Matricial no reactiva:
Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente
con los materiales o solidos de la roca.
Se utilizan principalmente soluciones:
• Oleosas o acuosas
• Alcoholes
• Solventes mutuos
• Aditivos
• Surfactantes

9. TEMA # 4
ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
Se utiliza principalmente para remover daños:
• Daños por bloqueo (agua, aceite o emulsiones)
• Daños por perdidas de lodo
• Daños por depósitos orgánicos
• Mojabilidad por aceite

10. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
Selección del fluido de estimulación
El éxito de la estimulación depende principalmente de la
selección del fluido de estimulación.
El proceso de selección de un fluido es en lo general muy
complejo, pues una mala escogencia del fluido de
estimulación podría resultar contra indicativo.

11. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
Para la selección del fluido de estimulación se deben tener
en cuenta los siguientes parámetros:
• Tipo de daño de la formación
• Características de la formación
• Condiciones del pozo
• Mineralogía de la formación
• Criterio económico
• Compatibilidad con la roca de la formación

12. TEMA # 4
ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
FENOMENOS DE SUPERFICIE
El flujo de fluidos a través de los medios porosos esta fuertemente
afectado por los fenómenos de superficie y los alcances de la
estimulación matricial no reactiva dependerá de la alteración de
estos fenómenos presentes en la roca, como son:
• Tensión superficial e interfacial
• Mojabilidad
• Capilaridad

13. TEMA # 4
FENOMENOS DE SUPERFICIE
TENSIÓN SUPERFICIAL
En los diferentes estados de la materia las moléculas presentan
fuerzas de atracción mutuas llamadas fuerzas de cohesión, en la
interface entre un liquido y un solido o un liquido y un gas, estas
fuerzas son desbalanceadas, creando una energía libre en las
superficies de contacto, de esta manera la Tensión Superficial se
define como:
“El trabajo por unidad de área que se requiere para vencer la
energía libre en la superficie de un liquido”

14. TEMA # 4
FENOMENOS DE SUPERFICIE
Su valor es especifico
para cada liquido y esta
depende principalmente
de la temperatura y la
presión a las cuales se
encuentre el liquido.
• Tensión superficial:
Liquido-Aire
• Tensión interfacial:
Liquido-Liquido o
Liquido-Solido

15. TEMA # 4
FENOMENOS DE SUPERFICIE
MOJABILIDAD
“Se define como la tendencia que tiene un liquido a adherirse
preferiblemente a un determinado solido”.
Este fenómeno es de gran importancia para el flujo de aceite en un
medio poroso, si la roca se encuentra mojada por agua, la
permeabilidad al aceite es muy superior, por lo tanto es muy
importante que el medio poroso, este o quede mojado por agua.

16. TEMA # 4
FENOMENOS DE SUPERFICIE

17. TEMA # 4
FENOMENOS DE SUPERFICIE
PRESION CAPILAR
Por definición la presión capilar es la diferencia de presión a través de la
interfase entre dos fluidos inmiscibles, los cuales se hayan en equilibrio
una vez que han ascendido por medio de un capilar.
Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son el
resultado del efecto combinado de las tensiones (superficiales e
interfaciales) que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en el
medio poroso.

18. TEMA # 4
FENOMENOS DE SUPERFICIE

19. ADITIVOS
Surfactantes
Solventes mutuales
Alcoholes
Inhibidores de precipitados de sulfato de calcio
Estabilizadores de arcilla

20. SURFACTANTES
Definición:
Un surfactante es una molécula que busca una interface, químicamente un
surfactante tiene afinidad tanto por el agua como el aceite, lo cual promueve
su migración hacia la interface en dos líquidos, entre un liquido y un gas y
entre un liquido y un solido; por ellos tienen la habilidad de cambiar las
condiciones existentes hasta el momento.
http://www.youtube.com/watch?v=cdKlyofu0Xw&feature=related

21. Función
Prevenir, remover, disminuir o gravar los daños de la formación no
debe usarse sin conocer el tipo de daño de la formación y pruebas
de laboratorio

22. Clasificación
Debido a que la acción de los surfactantes depende
principalmente de las fuerzas electrostáticas, estos se clasifican de
acuerdo a la naturaleza iónica del grupo soluble en agua.
De esta forma se dividen en:
• Anicónicos
•Catiònicos
•No iónicos
•Anfotèricos

23. Tabla No 1. Clasificación de los surfactantes

24. Acción de los surfactantes
Se manifiesta en los
fenómenos
Disminución de
las fuerzas
Mojamiento de Rompimiento de Tipos
retentivas de
la roca. emulsiones
los fluidos en el
medio poroso.

25. retentivas de los fluidos en el
Disminución de las fuerzas
medio poroso.
• La acción bajo tensora de los surfactantes permite
reducir las fuerzas capilares responsables del
atrapamiento de los fluidos en el medio poroso.

26. Mojamiento de la Roca
• Los surfactantes afectan la mojabilidad de la roca
favorablemente o desfavorablemente en función del
tipo y características de la roca.

27. Rompimiento de emulsiones
• 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 agente
emulsificantes.

28. Clasificación
• No presentan carga • Mojara de agua:
• Mas versatiles • Arena, lutita, arcilla -
• Alta toleracia al agua dura • Caliza o dolomita pH 9.5
NO IONICOS
ANIONICO
y pH acidos • Mojara de aceite caliza
• Oxido de etileno dolomita pH 8
• Altas temperaturas y sal • Rompera emulsiones agua
causan separación en aceite emulsionara
• Alcoholes, fenoles aceite en agua.
etoxilados • Dispersa arcillas o finos en
agua

29. Clasificación
• Mojara de aceite: • Moleculas con grupos
• Arena, lutita, arcilla - acidos y basicos
• Caliza o dolomita pH 9.5
CATIONICOS
ANFOTEROS
• Mojara de agua caliza • pH acido base se ioniz
dolomita pH 8 mayor actividad superficial
• Rompera emulsiones
aceite en agua emulsionara • Uso limitado
agua en aceite.
• Dispersa arcillas o finos en • Inhibidores de corrosión
aceite

30. Tipos de daños susceptibles de
removerse
1. Bloqueo por agua: un bloqueo por agua generalmente puede ser
removido inyectando a las formación matricialmente una solución
acuosa o acido alcohólico, este ultimo apropiado para pozos con gas
en una concentración de 1 a 3% de un surfactante que permita bajar
la tensión superficial e interfacial.
2. Bloqueo por emulsión: la cantidad de surfactante requerida para
remover el bloqueo por emulsión debe ser usualmente unas 20 o 30
veces mayor que el volumen necesario para prevenir su formación.

31. 3. Bloqueo de aceite: la inyección matricial de soluciones acuosas con
solventes mutuos o alcoholes, de surfactante de 1 a 3% en volumen
disminuirá fuerzas retentivas del aceite que bloquea la formación,
permitiendo la rápida disminución de la saturación de la fase oleosa.
4. Mojamiento por aceite: la remoción efectiva será siempre costosa e
implica la inyección de solvente mutuos para remover la fase mojante
de aceite, seguida de una solución acuosa de un surfactante con
fuertes propiedades mojantes por agua.

32. • 5. Películas o membranas interfaciales: se utiliza solvente con alta
concentración de surfactante que permite disminuir la consistencia de
las películas rígidas formadas en las interfases agua-aceite.
• 6. Depósitos orgánicos: este daño es removido al resolubilizarlos con
solventes aromáticos y un surfactante dispersor. También es
recomendable la adición de pequeñas cantidades de alcoholes o
solventes mutuos.
• 7. Perdidas de lodo: la solución mas indicada consiste en la inyección
de soluciones acuosas u oleosas de surfactante y otros químicos que
pueden reducir la viscosidad del lodo y dispersar los sólidos.

33. SOLVENTES MUTUALES
- Productos que tienen una solubilidad apreciable tanto en
agua como en aceite.
-Reducen la tensión interfacial y actúan como solventes para
solubilizar aceite en agua.
-Son capaces de remover materiales oleosos que mojan la
superficie de los poros.

34. Aplicaciones
• Reducción de la saturación de agua en la cercanía
de la cara del pozo
• Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de
hidrocarburo
• Proporciona acuohumectación a la formación

35. • Previene de finos insolubles
provenientes de la oleohumectación.
• Estabiliza las emulsiones
• Mantiene las concentraciones
necesarias de los surfactantes e
inhibidores en solución

36. Solventes mas comunes
• Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE)
• Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE)
• Etheres Glycoles Modificados (MGE)

37. ALCOHOLES
Se han usado durante mucho tiempo
normalmente en pozos de gas.
• Alcohol metílico
• Alcohol isopropílico
• Aplicar el tratamiento en yacimientos con
temperaturas menores a 185 F

38. Funciones
• Remover bloqueos por agua
• Recuperación de fluidos
• Contenido de agua: en aquellas formaciones que
contienen arcillas sensibles al agua se utiliza alcohol en
el tratamiento en una porción o en toda el agua de
disolución.

39. Desventajas
• Costo
• Punto de inflamación
• Reacciones adversas
• Incompatibilidad

40. • Es conveniente indicar que los alcoholes son anfifilos
con menor poder de disminución de la tensión
superficial que los surfactantes en donde su
efectividad se ve limitada.

41. ESTABILIZADORES DE ARCILLA
• Productos cuya función
fundamental es evitar las
principales causas de
reducción de permeabilidad
asociadas con arcillas

42. Reducción de Permeabilidad
• Migración
• Hidratación
• Dispersión

43. Características
• Bajo y uniforme peso molecular.
• No mojante a la arena.
• Fuerte afinidad a las arcillas.
• Moléculas del estabilizador con carga catódica adecuada para
neutralizar las cargas aniónicas de la arcilla.

44. Estabilizadores Comunes
• Las aminas policuaternarias (PQA) o poliaminas (PA).
• Son consideradas muy efectivas y deben
inyectarse con el preflujo antes de la inyección del HF, porque éste lo
destruye.
• La concentración efectiva recomendada es de 0.1 al 2% (0.1 al 0.4% es
la mas correcta).

45. INHIBIDORES DE PRECIPITACION
DE SULFATO DE CALCIO
Inhibidor:
• Sustancia química que interfiere en una reacción química como la
precipitación.
• Sustancia que protegen contra el ataque de sustancias agresivas
• El comportamiento de los inhibidores puede ser contraproducente ya
que puede variar según concentraciones o circunstancias

46. INHIBIDORES DE PRECIPITACION
DE SULFATO DE CALCIO
• Cuando en la formación están presentes aguas con alto contenido de
sulfatos, es necesario evitar el contacto del agua con HCl ya que
producirá cloruro de calcio.
• Se puede usar EDTA tetra sódica en el HCl, acido fosfórico o
poliacrilaros.

47. EDTA
• Nombre Químico:
Etilendiamino Tetraacetato
Tetrasódico
• Fórmula Química :
C10H12N2O8Na4
• Polvo cristalino
• PH = 11

48. PROCESO DE ESTIMULACION MATRICIAL
NO REACTIVA -ETAPAS
Determinación
Selección de la Gasto y Programa de
Evaluación del de volumen de Incremento de
solución de presión de la
daño solución de productividad
tratamiento inyección estimulación
tratamiento

49. Evaluación del Daño
Se evalúa el daño con el fin de determinar que
tipo de estimulación se debe efectuar. Si el daño
es susceptible de removerse a través de una
estimulación matricial no reactiva, se selecciona
la solución de tratamiento por la cual se va a
realizar el proceso de remoción.
NOTA:
En caso de que el tipo de daño no se logre identificar
plenamente, la estimulación matricial no reactiva no
deberá aplicarse, solo quedando indicada la
estimulación matricial reactiva. Ya que existe una
gran posibilidad de utilizar fluidos de estimulación
contraindicados, corriéndose el riesgo de agravar los
daños a remover.

50. Selección de la solución de
tratamiento
Selección de Surfactantes
La selección de surfactantes adecuados permite tanto prevenir como
remover determinados tipos de daños de las formaciones.
Para su selección deben efectuarse pruebas de laboratorio similares a las
descritas en la norma API RP-42.
Es recomendable que los fluidos y productos químicos utilizados en las
operaciones, se sometan a pruebas de compatibilidad con los fluidos de la
formación, y de ser posible con núcleos representativos.

51. Se deben seleccionar a través de pruebas
de laboratorio surfactantes que permitan
prevenir el daño. Entre las pruebas para la
selección de los surfactantes están:
Determinar la tendencia a formar
emulsiones.
 Selección de surfactantes para
prevenir la formación de emulsión.
 Selección de surfactantes para
remover la emulsión.

52. Pruebas de mojabilidad
 Para los surfactantes solubles o
dispersables en aceite.
 Para los surfactantes solubles o
dispersables en agua
 Para soluciones acidas

53. Selección de la solución Resultados
Interpretación de de tratamiento
 Las arcillas u otros finos mojados
fuertemente de agua se dispersan
rápidamente en la fase acuosa, pero
se aglutinan en la fase oleosa
 Las partículas mojadas de aceite, se
aglutinan en la fase acuosa.
 Si el crudo es de color obscuro, las
arenas mojadas de aceite deben
aproximarse al color del crudo
 Si el crudo tiende a formar
espontáneamente una emulsión al
contacto con las soluciones acuosas
de surfactantes, la arena puede tener
la misma apariencia que si estuviera
mojada de aceite.

54. Requerimientos de los Surfactantes
Un surfactante utilizado para prevenir o remover daños debe
en lo general:
 Reducir la tensión superficial e interfacial.
 Prevenir la formación de emulsiones o romper las
previamente formadas.
 Mojar de agua a la roca del yacimiento (considerando
salinidad y pH del agua utilizada).
 No hinchar, encoger, o dispersar a las arcillas de la
formación.
 Mantener la actividad de superficie a las condiciones de
yacimiento.
 Ser compatibles con los fluidos de la formación.

55. Guía general para seleccionar la estimulación
matricial y el fluido de tratamiento para la
remoción del daño

56. Gasto y presión de inyección
Los procedimientos de estimulación
matricial son caracterizados por gastos y
presiones debajo de los valores apreciados
en la grafica en el punto A, es decir, debajo
de la presión de fractura.
Esto permitirá una penetración del fluido a
la matriz de forma radial circular, con un
consecuente mejor contacto de la zona
dañada cercana a la pared del pozo con el
fluido de estimulación.
Comportamiento de la presión de
inyección en la cabeza del pozo,
durante una prueba de admisión a
la formación

57. Determinación del volumen de
solución del tratamiento
La determinación del volumen de solución
del tratamiento depende de la longitud del
intervalo a tratar y de la penetración de la
zona dañada.
Se recomienda:
• Penetración de 2 a 5 ft y que el
intervalo tratado no exceda de 50 ft
• Si se tiene un intervalo mayor a 50 ft se
deberá usar técnicas de estimulación
selectiva.

58. Incremento de productividad
De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad
esperado.
El incremento en la productividad obedece a la siguiente
ecuación, la cual está en función de las relaciones entre el radio
de drenaje ,el radio del pozo y el radio de penetración; así como
también la relación entre la permeabilidad de la formación y la
permeabilidad de la zona de penetración.

59. Programa de la Estimulación
Este programa consiste en:
Especificar todas las acciones que se tomaran, desde la planeación
previa de la estimulación antes, durante y después de la misma.
Se deben incluir los volúmenes, gastos, presiones de inyección;
tiempos y tipos de fluidos; así como también los antecedentes
históricos del comportamiento del pozo y su configuración o estado
mecánico.
Es de vital importancia que transcurrida la estimulación matricial no
reactiva el pozo debe estar cerrado 24 horas para permitir que el
surfactante alcance las interfaces y actué según la respuesta
esperada.

60. Ejemplo de Calculo

61. Solución