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.
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.
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
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.
30.
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.
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
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
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