1. ESTIMULACION MATRICIAL
REACTIVA
Camilo Gómez
Ana María Hernández
Marcos Serna
Shadya Taleb

2. ESTIMULACIÓN MATRICIAL
La estimulación matricial, se caracteriza principalmente por
gastos y presiones de inyección menores a la presión de
fractura.
El objetivo mas importante de la estimulación matricial es
remover la condición de daño de la formación.
Para lograr el éxito en una estimulación matricial, es necesario
seleccionar apropiadamente el fluido de tratamiento.

3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA
La estimulación matricial reactiva o acida consiste en la
inyección a la formación de soluciones químicas a gastos y
presiones inferiores a la presión de ruptura de la roca.
Estas soluciones reaccionan químicamente disolviendo
materiales extraños a la formación y parte de la propia roca.

4. El objetivo principal en esta técnica es remover el daño
ocasionado en las perforaciones y en la vecindad del pozo y
eliminar obstrucciones en el mismo.
También, en formaciones de alta productividad, la
acidificación matricial se usa para estimular la productividad
natural del pozo.

5. Así como en el caso de la estimulación matricial no reactiva, los
surfactantes son los productos activos, en la estimulación
matricial reactiva los ácidos constituyen el elemento básico.

6. ÁCIDOS
Son sustancias que se ionizan en iones de
hidrogeno y un anión, cuando están en
solución en el agua.
Los iones hidrogeno son elementos activos
que reaccionan con minerales,
disolviéndolos.

7. TIPOS DE ÁCIDOS
 Acido clorhídrico, HCl
 Acido fluorhídrico, HF
 Acido acético, CH3-COOH
 Acido fórmico, HCOOH

8. ACIDO CLORHÍDRICO, HCL
Es un acido inorgánico usado ampliamente en formaciones
ceas. Se emplea en solución de 15% (por peso) de gas.
La reacción química representada por la siguiente
ecuación:
Las concentraciones máximas de grado comercial de HCl son de
aproximadamente 36% por peso.

9. Comercialmente este cido se encuentra disponible con el
nombre de Super X Acid, Regular Acid o NE Acid, que s
incluye un inhibidor de n mezclado en una n
con una n de 20 % por peso o s.

10. ACIDO FLUORHÍDRICO, HF
Es un cido nico usado en formaciones de areniscas. Se
presenta en forma quida, bien sea en forma drida o en
n acuosa. Ataca al lice y los silicatos, y materiales como
el hierro fundido y varios materiales nicos.
En la n de pozos, es nmente usado en
n con el HCl. Las mezclas de los dos cidos pueden
ser preparadas diluyendo mezclas de los cidos concentrados con
agua, o agregando sales de fluor al cido HCl.

11. El HF es muy efectivo en tratamientos de n de os
por taponamiento de la n causado por lodos de
n (excepto barita), arcillas y otros silicatos.
La a de las formaciones de areniscas n compuestas
de culas de cuarzo (SiO2) ligadas conjuntamente por
varias clases de materiales cementantes, principalmente
carbonatos, lice y arcillas.

12. CIDO ACÉTICO, CH3-COOH
Es un acido débil debido a que su ionización con el agua es
parcial y ocurre lentamente.
Se considera un agente secuestrante de hierro y controlador
de arcillas.
Es útil para remover bloqueos de agua.
Es soluble en agua y en aceite.

13. ACIDO FÓRMICO, HCOOH
De los ácidos orgánicos empleados en
acidificación , el ácido fórmico tiene el peso
molecular más bajo y correspondientemente el
costo por volumen más bajo por roca disuelta.
Es sustancialmente más fuerte que el ácido
acético, sin embargo es más débil que el HCl.

14. COMBINACIONES Y
FORMULACIONES

15. 1. MUD ACID: MEZCLA HCL Y HF
 Mezcla exlusiva para restaurar la permeabilidad de las areniscas
 Disuelve todos los minerales que son solubles en HCl, asi como
minerales silicios.
 Propositos HCl:
1) Actuar como convertidor y producir HF a partir de una
sal de amonio
2) Disolver el material soluble HCl, y prevenir el
desgaste prematuro de HF
3) Prevenir precipitacion de Fluoruro de Calcio o de
Magnesio

16. 2. MUD ACID SECUENCIAL
 Consiste en etapas alternas de HCl y NH4F (Fluoruro de
amonio) para generar hidrogeno en contacto con minerales
arcillosos

17. 3. ACIDO FLUOBORICO (CLAY ACID)
 El Clay acid es un sistema de acidificacion que no se gasta
rapidamente sobre el material de la formacion, y por eso no
alcanza una penetracion profunda, sin convertir la region
adyacente del pozo en una zona no consolidada.

18. 4. ACIDO FORMICO - FLUORHIDRICO
 Mezcla util en areniscas
 Empleada en altas temperaturas debido a que es menos
corrosivo que las mezclas de acidos inorganicos HF - HCl

19. 5. ACIDO SULFAMICO Y CLOROACETICO
 Su uso es limitado en la estimulacion de pozos debido a su
traslado en forma de polvo. Ademas es mas costoso que el
HCl
 El acido cloroacetico es mas fuerte y estable que el acido
sulfamico. El acido sulfamico se descompone a temperaturas
aproximadas a 180°F y no es recomendable a Temperaturas
superiores a 160°F

20. 6. ACIDO CLORHIDRICO – ACIDO FORMICO
CLORHIDRICO
 Mezclas utiles en carbonatos, generalmente diseañadas para
combinar el potencial economico disolvente de HCl con la
baja corrosividad de los acidos organicos
 Su aplicación es casi exclusiva en formaciones de alta
temperatura

21. 7. ACIDOS ALCOHOLICOS ( PARA
YACIMIENTOS DE GAS SECO)
 Son una mezcla de un acido (HCL o mud acid) y un alcohol
(isopropil o metil).
 Principal aplicación en zonas de gas seco y baja
permeabilidad, donde el metal disminuye la tension
superficial y permite una penetracion mas profunda de acido
a la matriz de la roca

22.  La mezcla de acido con alcohol diminuye la tasa de reaccion
acido-mineral y provee un efecto retardador.
 La disminucion de la tension superficial facilita la limpieza
de la formacion y aumenta la presion de vapor de la mezcla
 Son generalmente usados para remover los bloqueos por
agua

23. TIPOS DE ADITIVOS

24. INHIBIDORES DE CORROSION
 Un inhibidor es un producto quimico que retarda la reaccion
del acido con los iones hierro del metal, evitando o
retardando la corrosion.

25. FACTORES QUE AFECTAN LA CORROSION
 Temperatura
 Tiempo de contacto
 Concentracion de acidos
 Tipo de acido
 Tipo de metal
 Inhibidor utilizado para la corrosion
 Gases de acidos disueltos: oxigeno, dioxido de carbono,
sulfuro de hidrogeno

26. DIVERGENTES
•Son aquellos que permiten obtener igual distribución de
los fluidos en el intervalo a ser tratado.
Se clasifican en:
1. Solidos: Son aquellos que crean restricciones a
través de las zonas mas permeables:
2. Quimicos: Son aquellos químicos que forman
precipitaciones o emulsiones cuando entran en
contacto con un catalizador externo

27. 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.

28. SURFACTANTES
 Son compuestos químicos orgánicos que afectan la tensión
super ficial o inter-facial de sustancias polares y no polares.
Constan de una parte hidrófila y otra lipófila.
 Se clasifica :
 Por su Solubilidad :
 •Solubles al agua (hidrofílicos)
 •Solubles al petróleo (lipofílicos)
 Por su Naturaleza Iónica :
 •Catiónicos
 •Aniónicos
 •No Ionicos
 •Anfotéricos

29. Principales funciones de surfactantes
Los surfactantes son comunes en todos los tratamientos
ácidos y ellos son el elemento básico en las
estimulaciones no reactivas; las funciones de un
surfactante usado en una acidificación incluyen: La des-
emulsión, dispersión, prevención del sludge (finos),
penetración y reducción de la tensión superficial, evitar el
hinchamiento o dispersión de arcillas, mojar de agua a la
roca, ser compatible con los fluidos de tratamiento y de la
formación, ser soluble a los fluidos de tratamiento a
temperatura de yacimiento.

31. Surfactantes y estimulación acida
En la acidificación, se inyecta una solución ácida (HCl, HF)
extremadamente corrosiva para los metales, pero capaz de disolver
la roca almacén (carbonato, sílica). Se usan alquil piridinios como
inhibidores de corrosión, alquil fenoles etoxilados como
humectantes y alquil amonios etoxilados como dispersantes de
par tículas finas.
A menudo, par ticularmente en presencia de carbonatos, se desea
retardar la acidificación, para que el fluido ácido pueda penetrar a
cier ta distancia del pozo antes de reaccionar con la roca.

32. Acidificación retardada
Uno de los métodos de retardación consiste en emulsionar la
fase acuosa ácida en kerosén en forma W/O. Para tales
emulsiones se usan sulfonatos de petróleo o sales de ácidos
carboxílicos. Siendo el kerosén la fase continua, el contacto
ácido-roca no se produce inmediatamente y la emulsión puede
penetrar a varios metros del pozo antes de que se consuma
todo el ácido

33. Otro método de retardación consiste en inyecta nitrógeno
con la solución ácida, la cual contiene agentes
espumantes como alquil éster sulfatos, surfactantes
etoxilados y a veces surfactantes fluorocarbonados. La
espuma formada juega dos papeles. De una parte reduce
el contacto entre el ácido y la roca y por lo tanto reduce
la velocidad de ataque.
Por otra parte tienen tendencia en llenar las fracturas y
taponarlas , lo que obliga al ácido a penetrar en la zonas
de baja permeabilidad

34. Estos dos últimos métodos deben emplearse con cierto cuidado
para evitar el taponamiento del pozo con emulsiones o
espumas, lo que puede luego tener un efecto desfavorable
sobre la producción. Después de la acidificación se pone el
pozo en producción para eliminar el residuo de ácido y las
partículas finas producidas por la desagregación de la roca. Es
en esta etapa que se requieren agentes dispersantes.

35. Solventes mutuos
Los solventes mutuos o mutuales como el Etilen Glicol
Mono Butil Ether o materiales similares, son otros aditivos
frecuentemente utilizados en los sistemas ácidos, a
menudo son utilizados por su solubilidad tanto en fluidos
base agua o aceite. Los solventes mutuos se desarrollaron
hace algunos años para facilitar la reacción del ácido en
superficies cubiertas de aceite debido a su habilidad para
ayudar a disolver mas allá de la cubierta de aceite;
también ayudan a disminuir la tensión superficial del
ácido reactivo lo que facilita la recuperación del ácido
gastado y la limpieza del pozo. Los solventes mutuos para
ser efectivos, deben ser agregados en concentraciones de
aproximadamente 10% del volumen de ácido, su uso debe
ser evaluado antes del tratamiento.

36. Agentes acomplejantes y estabilizadores de hierro
Durante el proceso de estimulación matricial, cierta cantidad
de hierro será disuelta debido a la acción del ácido sobre las
super ficies de las tuberías de bombeo, revestidores, tuberías
de producción, equipos de fondo de pozo, y minerales de hierro
que contengan las distintas formaciones con las cuales él
tratamiento ácido entra en contacto. La precipitación del hierro
disuelto en un tratamiento ácido sólo representará un
problema cuando ésta ocurra en el medio poroso, puesto que
dañará la permeabilidad de la roca. El (Fe(OH)3) precipita
cuando el ph del tratamiento está en el rango de 2.2 a 3.5,
ocurriendo su precipitación total cuando se haya alcanzado un
ph de 3.5, en el tratamiento.
Para mantener en solución el hierro disuelto durante el proceso
de acidificación, se usan productos estabilizadores que actúan
como formadores de compuestos solubles, o como agentes
reductores, que transforman el ión férrico a ferroso.

37. Metodos de control de hierro:
A gentes Secuestrantes : Son productos químicos que forman una
solución compleja en agua , estable con los iones férrico y ferroso.
 Ácido Cìtrico
 EDTA (Ácido Tetra - Acètico Di -amino Etileno)
 Tetra Sodio EDTA (Tetra Sodio Ácido Tetra - Acético Di -amino Etileno)
 Di-Sodio EDTA (Di - Sodio Ácido Tetra - Acético Di -amino Etileno)
 Tri-Sodio NTA (Tri -Sodio Acido Acético - Nitrilo)
 NTA (Acido Nitrilo Acético)
A gentes de Reducción : Su función es conver tir el ión férrico en una
solución de ión ferroso y mantener este estado de oxidación. Estos
productos son:
 Eritorbate de Sodio (NaC6H7O6H2O)
 Ácido Eritorbático (C6H8O6)
 Mezclas de productos químicos

38. Agentes de Control de ph.- Estos materiales actúan como agentes
amortiguadores o controladores para mantener un ph bajo y
retardar la precipitación de los componentes insolubles de
hierro. Estos productos son:
 Ácido Acético y Acético Anhídrido
 Pirofosfato Ácido de Sodio
Removedores de Sulfitos.- Son productos químicos los cuales
forman componentes estables con los iones sulfitos.

39. PROCESO DE
ESTIMULACION
MATRICIAL REACTIVA

40. PROCESO DE ESTIMULACION MATRICIAL
REACTIVA
 Identificar daño
 Conocer las propiedades de la formación
 Fluidos propuestos
 Ejecución
 Sistemas de recuperación
 Disposición de fluidos

41. IDENTIFICACIÓN DE DAÑOS
 Daño por bloqueo de agua
 Daño por bloqueo de aceite
 Daño por bloqueo de emulsiones
 Daño por cambios de mojabilidad
 Daño por invasión de sólidos

42. INDICIOS
 Pruebas de laboratorio
 Información de pozos cercanos
 Descartar un entrampamiento o bloqueo por agua
 Análisis PV T

43. PRUEBAS DE LABORATORIO
 Muestra del fluido de producción

44. CORTES DE AGUA (ALTO % BS&W)
 Con esta prueba se descartan problemas por emulsiones
indeseadas.
 Es muy útil para descartar problemas por entrampamiento o
bloqueo por agua.

45. ANÁLISIS DE NÚCLEOS
 Análisis petrográficos
 Análisis petrofísicos
 Análisis químicos
 Pruebas de flujo

46. PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN
 Se necesita conocer:
 Porosidad
 Permeabilidad
 Resultados de análisis PV T
 Estado mecánico del pozo

47. FLUIDOS PROPUESTOS
 Varían dependiendo del tipo de formación, del tipo de daño de
la formación, etc.
 Posible encontrar:
 Pickle

48. TRATAMIENTO PICKLE
 Fluido de limpieza de tubería
 Proporcional a la contaminación de la tubería

50. EJECUCIÓN DE TUBERÍA DE
COMPLETAMIENTO
 Cerrar válvulas de cabezal de
pozo
 Instalar la línea de retorno y
la unidad de bombeo en el
espacio anular
 Realizar pruebas
 Preparar e inyectar fluidos a
través del tubing
 Aplicar tratamiento pickle
 Inducir el pozo a producción
 Recuperar fluidos peligrosos
para la formación

51. EJECUCIÓN DEL COILED TUBING
 Cerrar válvulas del cabezal del pozo
 Instalar líneas de retorno y unidad de
bombeo en el espacio anular
 Realizar pruebas
 Aplicar tratamiento pickle
 Inducir el pozo a producción
 Recuperar fluidos peligrosos para la
formación