FACULTAD DE INGENIERIA - PROGRAMA DE PETROLEOS

ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA.

Sebastián CastiblancoMaría Camila Medina

Catherine Martínez DíazCarlos Osorio HaydarAura Cristina Sierra

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

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

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.

ESTIMULACION MATRICIAL

qi

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.

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

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

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

TEMA # 4ESTIMULACION 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

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.

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

TEMA # 4

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

ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA

TEMA # 4FENOMENOS 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”

TEMA # 4

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

FENOMENOS DE SUPERFICIE

TEMA # 4

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.

FENOMENOS DE SUPERFICIE

TEMA # 4FENOMENOS DE SUPERFICIE

TEMA # 4

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.

FENOMENOS DE SUPERFICIE

TEMA # 4FENOMENOS DE SUPERFICIE

ADITIVOS

Surfactantes

Solventes mutuales

Alcoholes

Inhibidores de precipitados de sulfato de calcio

Estabilizadores de arcilla

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

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

Función

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

Tabla No 1. Clasificación de los surfactantes

Acción de los surfactantes

Se manifiesta en los fenómenos

Disminución de las fuerzas

retentivas de los fluidos en el medio poroso.

Mojamiento de la roca.

Rompimiento de emulsiones

Tipos

Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el

medio poroso.

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

Mojamiento de la Roca

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

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.

Clasificación

NO IONICOS

• No presentan carga• Mas versatiles• Alta toleracia al agua dura

y pH acidos• Oxido de etileno• Altas temperaturas y sal

causan separación• Alcoholes, fenoles

etoxilados

ANIONICO

• Mojara de agua:• Arena, lutita, arcilla -• Caliza o dolomita pH 9.5• Mojara de aceite caliza

dolomita pH 8• Rompera emulsiones agua

en aceite emulsionara aceite en agua.

• Dispersa arcillas o finos en agua

Clasificación

CATIONICOS

• Mojara de aceite:• Arena, lutita, arcilla -• Caliza o dolomita pH 9.5• Mojara de agua caliza

dolomita pH 8• Rompera emulsiones

aceite en agua emulsionara agua en aceite.

• Dispersa arcillas o finos en aceite

ANFOTEROS

• Moleculas con grupos acidos y basicos

• pH acido base se ioniz mayor actividad superficial

• Uso limitado

• Inhibidores de corrosión

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.

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.

• 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.

- 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.

SOLVENTES MUTUALES

• 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

Aplicaciones

• Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectación.

• Estabiliza las emulsiones

• Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución

• Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE)

• Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE)

• Etheres Glycoles Modificados (MGE)

Solventes mas comunes

Se han usado durante mucho tiemponormalmente en pozos de gas.

• Alcohol metílico • Alcohol isopropílico

• Aplicar el tratamiento en yacimientos con temperaturas menores a 185 F

ALCOHOLES

• 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.

Funciones

• Costo

• Punto de inflamación

• Reacciones adversas

• Incompatibilidad

Desventajas

• 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.

• Productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas

ESTABILIZADORES DE ARCILLA

• Migración• Hidratación• Dispersión

Reducción de Permeabilidad

• 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.

Características

• 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).

Estabilizadores Comunes

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

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.

INHIBIDORES DE PRECIPITACION DE SULFATO DE CALCIO

• Nombre Químico: Etilendiamino Tetraacetato

Tetrasódico

• Fórmula Química : C10H12N2O8Na4

• Polvo cristalino • PH = 11

EDTA

Evaluación del daño

Selección de la solución de tratamiento

Gasto y presión de inyección

Determinación de volumen de

solución de tratamiento

Incremento de productividad

Programa de la estimulación

PROCESO DE ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA -ETAPAS

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.

Selección de la solución de tratamiento

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.

Selección de Surfactantes

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.

Pruebas de mojabilidad

Para los surfactantes solubles o dispersables en aceite.

Para los surfactantes solubles o dispersables en agua

Para soluciones acidas

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.

Selección de la solución de tratamientoInterpretación de Resultados

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.

Requerimientos de los Surfactantes

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

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

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.

Determinación del volumen de solución del tratamiento

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.

Incremento de productividad

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.

Programa de la Estimulación

Ejemplo de Calculo

Solución