Estimulacion matricial no reactiva
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ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA Zamir Villamil Camilo Gasca Cristhian Macias Felipe Estrada Benjamin Moreno Juan Jose Perdomo UNIVERSIDAD DE AMERICA
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ESTIMULACION
MATRICIAL NO
REACTIVAZamir Villamil
Camilo Gasca
Cristhian Macias
Felipe Estrada
Benjamin Moreno
Juan Jose Perdomo
UNIVERSIDAD DE AMERICA
FUNDAMENTOS
ESTIMULACION MATRICIAL
ESTIMULACION DE POZOS
Existen números infinitos de surfactantes y
mezclas del mismo para estimular pozos
de gas o de petróleo o inyectores de
agua. El que se desee utilizar debe ser
seleccionado cuidadosamente por
medio de pruebas de laboratorio para
verificar su comportamiento y garantizar
que no se produzcan efectos no
deseados
TIPOS DE ESTIMULACION
ESTIMULACION DE POZOS
ESTIMULACION MATRICIAL
ESTIMULACION MATRICIAL REACTIVA
ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
ESTIMULACION POR FRACTURAMIENTO
ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA
USOS
Utilizada principalmente para remover daños
por:
Bloqueo por:
• Bloqueo por Agua
• Bloqueo por Aceite
• Bloqueo por Emulsiones
• Perdida de lodos
• Depósitos orgánicos
SELECCIÓN DEL FLUIDO OPTIMO
Las condiciones del pozo
El criterio económico
La mineralogía de la formación
La identificación y avaluación del daño
La experiencia que se tiene en el área
Los resultados de pruebas especificas del
laboratorio
Características de la formación
ADITIVOS
TIPOS DE ADITIVOS
Divergentes
Espumantes
reductores de
fricción
Surfactantes
Secuestrantes de
hierro
Solventes
mutuales
Agentes (anti-
sludge)
Demulsificantes
Estabilizadores
de arcilla
Surfactantes
SURFACTANTES
Es una molécula que busca una interface, químicamente tiene
afinidad tanto por el agua como por el aceite lo cual
promueve su migración hacia la interfase entre:
Dos líquidos
Liquido y gas
Liquido y solido
Caracterizados por estar formados por dos grandes grupos:
• Afín con el agua Hidrofìlico Polar
• Afín con el aceite Lipofìlico No polar
De uso común en todas las ramas de la industria petrolera.
Propiedades de surfactantes
Son utilizados para estimular pozos productores o pozos inyectores.
El surfactante debe ser seleccionado cuidadosamente por medio de pruebas delaboratorio para verificar su comportamiento y garantizar que no se produzcan
efectos no deseados.
Otras funciones en la estimulación de pozos …
Retomar la condición natural de la formación
Bajar la tensión interfacial de los fluidos de estimulación
Retardar la acción de los ácidos
Prevenir la precipitación orgánica “sludge”
Como agente espumante
Como inhibidores de la corrosión
Evitar el hinchamiento o dispersión de arcillas
Ser soluble a los fluidos de tratamiento a temperatura de yacimiento
Mojar de agua a la roca
SURFACTANTES
Tipos de surfactantes
Los surfactantes se clasifican de acuerdo a
su tipo de molécula, mas
precisamente, con base en el tipo de
disociación de su molécula en solución:
No- iónicos Anionicos
Catiónicos Anfóteros
Anionicos
Son surfactantes en donde su grupo soluble
en agua tiene una carga negativa, y el ion
inorgánico es positivo ( ejemplo: NA+ , K)
Se utilizan en formaciones de caliza y
dolomitas, ellas tienen una cargar
superficial positiva y atraen.
Anionicos
Cationicos
Son surfactantes cuyo grupo soluble en
agua tiene carga positiva, y el ion
inorgánico es negativo (ejemplo: CL-)
Se utilizan en formaciones de areniscas, las
cuales tienen una carga superficial
negativa (silice) y atraen
Los mas utilizado son:
Compuestos de Amina
No emulsificadores, inhibidores de corrosión
Cationicos
No ionicos
Son surfactantes de moléculas no ionizables
Se utilizan para la producción de
surfactantes iónicos y como agentes
espumantes
No ionicos
Anfóteros
Mezclas de surfactantes
La mayoría de los surfactantes utilizados en laindustria petrolera son mezclas
Anionico-anionico
Cationico-cationico
No iónico- noionico
No iónico- anionico
No iónico- catiónico
Las mezclas de surfactantes catiónicos con anionicos generalmente no son factibles
Utilización de los surfactantes
en la estimulación
El uso de los surfactantes para tratamiento de pozos se ha hecho imprescindible en todo tipo de estimulación. Las principales acciones son:
1. Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso.
2. Mojamiento de la roca:
cuando la vecindad del pozo
llega a ser mojada por aceite
La permeabilidad disminuye entre un 15 y 85%
3. Rompimiento de emulsiones:
Los surfactantes actúan disminuyendo la tensióninterfacial, lo cual permite romper la rigidez de lapelícula, o neutralizando el efecto de los agentesemulsificantes
Utilización de los surfactantes
en la estimulación
Daños de formación tratados
con surfactantes
El uso de surfactantes puedeprevenir, remover, disminuir o agravar los daños dela formación, por eso debe conocerse o tenerse encuenta:
• El tipo de daño
• Pruebas de laboratorio previas
La remoción del daño con surfactantes es costoso ydifícil, es por esto que es mas efectivo usarlos paraprevenir el daño que de otra forma podría ocurrirdurante casi todas las fases de operación del pozo.
En caso de que un surfactante haya hecho daño ala formación en cualquier operación, la remocióndel mismo puede ser posible con surfactantes maspoderosos que revierten la acción de los primeros.
Los daños de formación que pueden ser tratados con surfactantes son :
Bloqueo por agua.
Bloqueo de aceite.
Bloqueo por emulsión.
Mojamiento por aceite.
Películas interfaciales.
Depósitos orgánicos
Pérdidas de lodo.
Daños de formación tratados con surfactantes
Bloqueo por Agua
Causado por incremento de la saturación
de agua en la vecindad del pozo, con la
consecuente reducción de la
permeabilidad relativa a los hidrocarburos.
El problema es mayor cuando se pierden
grandes cantidades de agua. Puede
producirse durante la producción del pozo
por canalización o conificación del agua
de formación en el intervalo productor.
Bloqueo de aceite
Este bloqueo causa mayor daño en
formaciones de baja permeabilidad y
puede presentarse también en los casos
de condensación retrógrada. En pozos
de gas la invasión de fluidos base aceite
causará que una nueva fase invada la
formación.
Bloqueo por emulsión
La formación de emulsiones en el medio
poroso causan en lo general altas
viscosidades, particularmente las
emulsiones agua en aceite.
Esto reduce drásticamente la
productividad de los pozos y en lo general
es relativamente más fácil prevenirlas que
removerlas.
Mojamiento por aceite
Cuando la formación en la vecindad del
pozo queda total o parcialmente mojada
por aceite, se produce un daño
significante a la productividad del pozo.
Además el mojamiento puede resultar en
mayor tendencia al bloqueo por agua o
emulsión.
Películas o membranas
interfaciales
Los materiales que forman
películas, incluyendo surfactantes, al
adsorberse en la interfaz W/O pueden causar
taponamiento. Para remover este tipo de
daño, es necesario utilizar solventes con alta
concentración de surfactantes que permiten
disminuir la consistencia de las películas
rígidas formadas en las interfaces agua-
aceite.
Depósitos orgánicos
Algunos aceites crudos tienen tendencia a
ocasionar depósitos orgánicos formados
por hidrocarburos de alto peso molecular.
Estos depósitos pueden formarse en la
roca, en las perforaciones y/o en la tubería
de producción. Este daño es removido al
resolubilizarlos con solventes aromáticos y
un surfactante dispersor.
Pérdidas de lodo
Este daño ocasionado por grandes
volúmenes de lodo perdidos durante las
operaciones de perforación, en lo general es
un problema difícil de eliminar. La solución
mas indicada consiste en la inyección de
soluciones acuosas u oleosas de surfactantes
que pueden reducir la viscosidad del lodo y
dispersar los sólidos.
Usos de los surfactantes
Lodos de perforación.
Cementación.
Fluidos de terminación y reparación.
Estimulación de pozos.
Operaciones de producción.
Refinación.
SOLVENTES
MUTUALES
Solventes mutuales
El solvente mutual es un material soluble tanto al hidrocarburo como a soluciones acuosas.
Esta propiedad permite solubizar en una solución acuosa una solución de hidrocarburos o viceversa.
Usos de los solventes mutuales
Reduce la saturación de
agua en la cara de la
formación.
Mantiene la formación
acuo-humectada.
Deja acuo-humectados los
finos de formación
insolubles.
Reduce la absorción de los
surfactantes e inhibidores en
la formación.
Aplicaciones
Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudándolo a prevenir la adsorción de estos materiales dentro de la formación.
Estabiliza las emulsiones.
Previene los finos insolubles provenientes de la oleo humectación.
aplicaciones
Proporciona acuo humectación a laformación, manteniendo por lo tanto lamejor permeabilidad relativa para laproducción de crudo.
Solubiliza una porción de agua dentro de lafase de hidrocarburo, reduciendo lacantidad de saturación de agua irreducible.
Reducción de la saturación de agua en lacercanía del pozo, por disminución de latensión superficial del agua, previniendobloqueos por agua.
PET®-200
PROPIEDADES FISICAS
Gravedad específica: 0.90 ± 0.01
Color: Líquido transparente.
Flash Point (Copa Cerrada): 144 ºF
Solubilidad: En agua e hidrocarburos.
Carga en solución: No iónico.
Humectabilidad: Moja las arenas por agua.
DOSIFICACION
Las concentraciones más recomendadas de PET®-200 oscilan
entre el 4% y el 10%. Lo anterior no es substituto de las pruebas
de laboratorio.
PRESENTACION
PET®-200 se suministra en canecas x 55 galones.
PET® es una marca registrada de Petrocaribe Ingeniería Ltda.
Revisión: Marzo 19, 2009. Esta Ficha Técnica reemplaza cualquier
edición anterior.
Ejemplos y recomendaciones
generales
Es recomendable usar solventes en las siguientes circunstancias:
1. Pozo productor de crudo con daño por migración de finos.
2. Pozo productor de crudo con daño por deposición orgánica.
3. Pozo productor de gas con daño por deposición orgánica.
4. Pozo productor de crudo con daño por emulsiones.
5. Pozo productor de crudo con daño por taponamiento de empaque.
Alcoholes
El alcohol metílico y el isopropilico.
Reducción en la tensión superficial(explicada a continuación).
Temperatura de referencia: 185 °F.
Concentración normal comúnmenteusada de alcoholes en acido paraestimulación: 20-25% V/V.
Debe preferirse un surfactante ante elalcohol o una combinaciónadecuadamente diseñada de ambos.
Fenómenos de superficie
Flujo de fluidos a través de medios porosos.
Fuerzas retentivas de los fluidos en la roca.
Estimulación matricial no reactiva : la alteración de estas fuerzas retentivas.
Tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.
Tensión superficial
Fuerza de cohesión: combinación de fuerzas
electrostáticas y de Van der Walls.
Fuerzas son de diferente magnitud
dependiendo del estado de la materia.
Resultante en la interfase, energía libre de
superficie.
Trabajo por unidad de área.
Representación esquemática
de las fuerzas
intermoleculares
Mojabilidad
Interfase líquido-sólido ,fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad.
El sólido causa una fuerza de adhesión por lo que el líquido es atraído al solido.
A: Fuerzas de adhesión son más grandes que las de cohesión y el ángulo es menor de 90°.
B: Fuerzas de cohesión son más dominantes produciéndose un ángulo en la interfase mayor a 90°.
Mojabilidad
La figura 2 muestra la
mojabilidad en un
sólido en presencia de
dos líquidos (agua y
aceite). Los ángulos de
contacto en las
interfases son
empleados para
estudiar las condiciones
de mojabilidad
Capilaridad
Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el
agua se elevara en el tubo como se muestra en la
figura III, en este caso se define como presión capilar
la diferencia de presiones en la interfase.
Agregadosde silicatos de aluminio hidratados, procedentes de ladescomposición de minerales de aluminio.
Surge de la descomposición de rocas quecontienen feldespato, originada en un proceso naturalque dura decenas de miles de años.
Estabilizadores de arcilla
Propósito: Prevenir la reducción de permeabilidad relacionado con problemas en las arcillas.
Causas: 1. Hidratación
2. Dispersión
3. Migración
Balance iónico
Arcilla
Ph es cercano a 4 no hay mayor cambio en las arcillas pero si Ph ya asciende a 7-8 se empiezan a hinchar, empiezan a absorber mucha agua.
Aminas policuaternarias: prevención.
Acido Fluorhídrico (HF) : Tratamiento del problema. Remover, no para prevenir
Inhibidores precipitación Sulfato de Calcio
Prevención de reacciones químicas indeseadas
Prevenir ataques, proteger, de sustancias agresivas
Concentraciones de los inhibidores es clave
Precipitaciones: 1. Reacciones químicas 2. Cambios de presión y temperatura.
EDTA, HCL : Remoción precipitaciones.
Fluidos base
Son: oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuos y soluciones
micelares.
Se puede utilizar aceite crudo limpio y filtrado, pero no debe
contener materiales tales como inhibidores de
corrosión, agentes deshidratantes y otros productos químicos
extraños o sólidos en suspensión.
Para los tratamientos de estimulación ,usando agua como el
fluido acarreador se debe utilizar agua limpia con 2% de KCL o
agua salada limpia , con 2 o 3 % de un surfactante soluble o
dispersable en agua.
En general los alcoholes o los solventes mutuos se utilizan al 10%
mezclados con fluidos acuosos u oleosos, según este indicado.
En lo general en la estimulación matricial no reactiva es
recomendable el empleo de surfactantes a concentraciones
del 2 a 5% en volumen .
Proceso de la
estimulación
matricial no
reactiva
Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
1. Evaluación del daño:
Si es susceptible para removerse por este método, se procede a seleccionar la solución de tratamiento.
Si no es posible identificarse el daño, no deberá aplicarse la estimulación.
2. Selección de la solución de tratamiento:
si la estimulación matricial no reactiva esta indicada, los surfactantes deberán seleccionarse de acuerdo con los procedimientos de laboratorio y las características expuestas en la siguiente tabla:
3. Gasto y presión de inyección:
Se obtienen a través de la prueba de inyectividad. Y si no se dispone de esta prueba, se hace a través del paso 1 (evaluación del daño).
4. volumen de solución de tratamiento:
Depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la zona dañada.
Se recomiendo en lo general una penetración de 2 a 5 pies y que el intervalo tratado no exceda los 50 pies.
En caso de que exceda los 50 pies deberán usarse técnicas de estimulación selectiva por etapas.
Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
5. Incremento de productividad:
De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad esperado con la siguiente ecuación:
Donde:
Jx : índice de productividad
Jo : índice de productividad de un pozo sin alteración
re : Radio de drenaje
rw : Radio del pozo
rx: radio zona alterada
kx: permeabilidad zona alrededor del pozo
K: permeabilidad zona virgen
Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
6. Programa de la estimulación:
consiste en especificar todas las acciones que
se tomaran, desde la planeación previa de la
estimulación, antes, durante y después de la
misma.
En este programa deben incluirse los
volúmenes, gastos, presiones, tiempos, tipos de
fluido y los antecedentes necesarios del
pozo, incluyendo su estado mecánico.
Proceso de la estimulación
matricial no reactiva
