est no react

1

ESTIMULACIÓN MATRICIAL

NO REACTIVAAlejandra Matiz de la Calle

Catalina Ortiz MaestreSebastián Osorio Morales

Diego Ovalles GamboaCamila Parra Baquero

Laura Villamizar Gómez

Docente: Gabriel Socorro

2

Fundamentos

Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

3

TIPOS DE ESTIMULACIÓN


ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO

4


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


5

OBJETIVOS

POZOS PRODUCTORES• Incrementar la producción de hidrocarburos

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

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


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TIPOS DE ESTIMULACIÓN


ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA

ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

7

LA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA


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

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COMUNMENTE PARA REMOVER DAÑOS POR:

BLOQUEO POR:AGUA

ACEITE EMULSIONES PERDIDA DE

LODO DEPÓSITOS ORGÁNICOS


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SELECCIÓN DEL FLUIDO ÓPTIMO

Las característic

as de la formación

los resultados de pruebas especificas

de laboratorio

La experiencia que se tiene en el área

La identificació

n y evaluación del daño

La mineralogía

de la formación

El criterio económico

Las condiciones

del pozo


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FACTORES IMPORTANTES A CONSIDERAR

LOCALIZACIÓN DEL DAÑO

SEVERIDAD DEL DAÑOTIPO DE DAÑO


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Tipos de Aditivos


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ADITIVOS

INHIBIDORES

DIVERGENTES

SURFACTANTESESPUMANTES,

REDUCTORES DE FRICCIÓN

SECUESTRANTES DE HIERRO

SOLVENTES MUTUALES

DEMULSIFICANTES

ESTABILIZADORES DE ARCILLA


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Surfactantes


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¿Que son?

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


Hidrófilico Polares Afines al AguaTipofilico No Polares Afines al Aceite

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


16

Usos de los surfactantes en procesos de perforación y completamiento

Entre los principales usos se tienen:

• En lodos de perforación

• En el cemento

• En los fluidos de terminación y reparación

• Estimulación de pozos

• Operaciones de producción

• Refinación Universidad de America – Estimulación Matricial No

Reactiva

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

No-ionicosAnionicosCationicosAnfotericos


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Surfactantes No-iónicos

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


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

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

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


20

Surfactantes Anionicos

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

M+


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

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

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


22

Romperán emulsiones de agua en aceite

Emulsionaran el aceite en agua

Dispersaran las arcillas o finos en agua.


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Surfactantes Catiónicos

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

X-


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Mojaran de aceite la arena, lutita o arcilla.

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

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


25

Romperán emulsiones de aceite en agua.

Emulsificaran el agua en aceite.

Dispersaran las arcillas

o finos en aceite.


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Surfactantes Anfotericos

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

X-

M+


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Las mezclas de surfactantes mas importantes son:


ANIONICO-ANIONICO CATIONICO-CATIONICO

NO IONICO-NO IONICO NO IONICO- ANIONICO

NO IONICO- CATIONICO

MEZCLAS DE SURFACTANTES

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Utilización de los Surfactantes en la

estimulación matricial no reactivaEl uso de los surfactantes para tratamiento de

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

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

Majamiento de la Roca

Rompimiento de Emulsiones. Universidad de America – Estimulación Matricial No

Reactiva

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

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


30Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

MOJAMIENTO DE LA ROCA

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


ROMPIMIENTO DE EMULSIONES


Guía general para la estimulación matricial y el fluido de tratamiento

para la remoción de daño.

33

.


Los daños a de formación que pueden ser tratados con surfactantes son los siguientes:

Formación mojada

por crudo

Bloqueo por agua

Bloqueo por

emulsiones viscosas

Bloqueo por

membranas

interfaciales

Restricción

Daños de formación tratados con surfactantes

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• Surfactantes presentes en filtrados de lodos y fluidos de reparación de estimulación. • Inhibidores de corrosión y bactericidas que generalmente son surfactantes catiónicos.

• Surfactantes presentes en lodos invertidos.


Este tipo de daño puede reducir la permeabilidad al crudo entre 15% y 85%, debido al Incremento del espesor de la película que cubre al medio poroso, reduciéndose así la cantidad de crudo que se pudiera producir y el tamaño del camino de flujo.

Las fuentes que promueven la mojabilidad por crudo son:

Un surfactante seleccionado según la causa que afecto la mojabilidad de la formación, retorna a su condición original de mojada por agua

Formación mojada por crudo

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

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


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

Bloqueo por agua

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

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

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


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

Bloqueo por emulsiones viscosas

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

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


Bloqueo por membranas o películas interfaciales

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


Altas presiones superficiales e interfaciales

39

Surfactantes mas utilizados en la estimulación de pozos


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Solventes Mutuales



El solvente mutual es un material que es soluble tanto al hidrocarburo como a soluciones acuosas.

Esta propiedad ayuda a solubilizar en una solución acuosa una solución de hidrocarburos o viceversa.

SOLVENTES

MUTUALES

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RAZONES PARA USAR SOLVENTES MUTUALES


- Reduce la saturación de agua cerca de la cara de la formación.

- Mantiene la formación aquo-humectada.

-Deja aquo-humectados los finos de formaciónInsolubles.

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

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Los principales usos de los solventes mutuales son:

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

2. Estabiliza las emulsiones.

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

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

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

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


APLICACIONES

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PET®- 200Solvente Mutuo

PROPIEDADES FISICASGravedad específica: 0.90 ± 0.01Color: Líquido transparente.Flash Point (Copa Cerrada): 144 ºFSolubilidad: En agua e hidrocarburos.Carga en solución: No iónico.Humectabilidad: Moja las arenas por agua.

DOSIFICACIONLas concentraciones más recomendadas de PET®-200 oscilan entre el 4% y el10%. Lo anterior no es substituto de las pruebas de laboratorio.

PET®-200 se suministra en canecas x 55 galones.PET® es una marca registrada de Petrocaribe Ingeniería Ltda.Revisión: Marzo 19, 2009. Esta Ficha Técnica reemplaza cualquier edición anterior.


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•Pozo productor de crudo con daño por migración de finos

•Pozo productor de crudo con daño por deposición orgánica

•Pozo productor de gas con daño por deposición orgánica

•Pozo productor de crudo con daño por emulsiones

•Pozo productor de crudo con daño por taponamiento de empaque


EJEMPLOS

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Alcoholes


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El alcohol metílico y el iso-propílico se han usado durante mucho tiempo en pozos de gas especialmente para eliminar bloqueos de agua.

La mejora se debe a la rapidez con que pueden recuperarse los líquidos, debido a la reducción en la tensión superficial. Por encima de 185F, los alcoholes reaccionan con el gas formando cloruros orgánicos que son dañinos para los catalizadores de las refinerías. Por esta razón, el uso del alcohol debe restringirse a la estimulación de pozos de gas por debajo de esta temperatura.

Alcohol metílico


Alcoholes

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

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

Alcohol iso-propilico


49

Estabilizadores de Arcilla



Problemas Ocasionados Por las Arcillas en el Yacimiento

Hinchamiento de arcillas que recogen agua dentro de su

estructura cristalina y se alargan en tamaño y taponan el espacio

poroso.

Movilización, migración y depositación de arcillas, que

ocasionan taponamiento en los espacios porosos.

51

¿Para Que se Usan los Estabilizadores de Arcilla?

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

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

NEUTRALIZACION IONICA

FUSION DE PARTICULAS

BARRERAS ORGANICAS


52

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

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

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

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

CARACTERISTICAS DE UN ESTABILIZADOR DE ARCILLAS


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MECANISMOS DE ACCIÓN Y ADITIVOS USADOS

NEUTRALIZACION IONICA

SALMUERAS CATIONES POLIVALENTES INORGANICOS

POLIMEROS AMINO-CUATERNARIOS

• Se logra mediante creación de ambiente iónico.

•Disminuye la tendencia al hinchamiento y migración de arcillas.

•Mantiene floculadas las arcillas.

•USO DE SALMUERAS DE: •- Cloruro de Amonio•- Cloruro de Potasio

•Arcillas que tienen cargas negativas.

•Son atraídas por el catión Oxi- Cloruro de Zirconio

•Las cargas quedan anuladas

•La estabilización de arcillas es permanente.

•Crean una película que es absorbida por la superficie de la arcilla.

•Varias partículas de arcilla son encadenadas.

•Se usan en formación acuosa neutras o básicas.


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MECANISMOS DE ACCIÓN Y ADITIVOS USADOS

BARRERA ORGANICA FUSION DE PARTICULAS

• Se previene defloculación de arcillas por intercambio eléctrico con surfactantes catiónicos.

• Estos aditivos proveen al absorción de agua.

•Este tratamiento debe continuarse con un surfactante que no remueva la película protectora de las arcillas y que deje formación mojable al agua.

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

•Se usa el sistema Clay Acid

•Estos aditivos solo proveen control de las arcillas.

El sistema Clay Acid también controla los finos.


55

• El Ion calcio es usado para mantener la estabilidad de la arcilla pero no es recomendable debido a que puede reaccionar con formaciones de alta salinidad y aditivos químicos

• Catión cesio (Cs+) es efectivo a bajas concentraciones, pero es muy raro y costoso.

Cationes Inorgánicos

(IC)

• Estabilizadores permanentes de arcilla• Los CIP mas usados son el hidroxilo de

aluminio y circonio oxicloruro.

Polímeros Inorgánicos Catiónicos

(CIP)

• Son usados para una estabilización efectiva y permanente de arcillas, y el control de finos y arena.

• También son aplicables en tratamientos de acidificación y fracturamiento.

• Limitado a bajas concentraciones.

Polímeros Orgánicos Catiónicos

(COP)

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Oligomeros

Son de bajo peso molecular.

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

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


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Inhibidores de precipitación de sulfato de calcio


59

INHIBIDORES DE PRECIPITACION DE SULFATO DE CALCIO

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

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

Reactiva

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SULFATO DE CALCIO

Formula condensada: CaSO4

Apariencia: Sólido blanco, grisoso.

También conocido como Yeso

Densidad relativa: 2.32 g/L

Soluble: En agua 25 °C En ácidos

pH: entre 2 y 10Universidad de America – Estimulación Matricial No

Reactiva

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EDTA

Sal Tetrasódica Formula:

C10H12N2O8Na4

Grupo químico: Compuesto orgánico, agente acomplejante

Cristal blanco, sin olor.

Soluble en agua Ph 10.3Universidad de America – Estimulación Matricial No

Reactiva

62

Proceso de Estimulación No reactiva


63

Definición:

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

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

surfactantes.

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

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


1. Evaluación de daño:

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

Evaluación de daño

Selección de la

solución de

tratamiento

Gasto y presión

de inyecció

n

volumen

Incremento de

productividad

Programa de

estimulación

PLANEACIÓN Y DISEÑO

65

Selección de surfactantes de acuerdo a la prueba de laboratorio:

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

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

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

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

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

66

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

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

Ejemplo

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

Interpretación de resultados:-Las arcillas u otros granos o mojado se dispersan rápidamente en fase acuosa, pero se aglomeran en fase acuosa.

-las partículas mojadas de aceite se aglomeran en fase acuosa.

-cuando se usa un aceite crudo de color obscuro, las arenas mojadas de aceite deben parecerse al color del aceite.Requerimientos de los surfactantes para estimulaciones matriciales no reactivas

Procedimiento de selección de surfactantes para prevenir la formación de emulsión:

Si es debido usar un surfactante, entonces hay que realizar pruebas para determinar cual es el indicado. Las pruebas son semejantes pero difieren en: se agregan a una proporción del volumen inicial del 0.1 ó 0.2% del agua o aceite antes de agitar.

68

Debe en lo general:

-Reducir la tensión superficial o interfacial.-Prevenir la formación de emulsiones o romper las formadas.-Mojar de agua a la roca del yacimiento, considerando la salinidad y el pH del agua utilizada.-No dispersar, encoger o hinchar la arcilla de la formación.-Mantener la actividad de superficie a las condiciones de yacimiento.-Ser soluble en el fluido base de transporte a la temperatura de yacimiento.-Ser compatible con los fluidos de yacimiento.

Importante:-Un surfactante limpio + sistema de mezclado + manejo adecuado.

-limpiar tubería de producción, la pared del pozo y la perforación para eliminar óxidos.


3. Gasto y presión de inyección:

Gastos de inyección a presiones inferiores a la presión de fractura, caracterizan la estimulación matricial.

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

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


4.Volumen:

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

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

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


5.Incremento de productividad:

De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad esperado


6.Programa de estimulación:Es importante observar que realizada la

estimulación matricial no reactiva,

el pozo debe cerrarse por lo

menos 24 horas para permitir que el

surfactante alcance las interfases y actúe

según la respuesta esperada.

En este programa deben incluirse los volúmenes,

gastos, presiones, tiempos, tipos de

fluido y los antecedentes necesarios del

pozo, incluyendo su estado mecánico.

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.

73

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

Datos:

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

Estado mecánico:

est no react

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