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1 Alejandra Matiz de la Calle Catalina Ortiz Maestre Sebastián Osorio Morales Diego Ovalles Gamboa Camila Parra Baquero Laura Villamizar Gómez Docente:

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1 1 Alejandra Matiz de la Calle Catalina Ortiz Maestre Sebastián Osorio Morales Diego Ovalles Gamboa Camila Parra Baquero Laura Villamizar Gómez Docente: Gabriel Socorro

2 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 2

3 ESTIMULACIÓN MATRICIAL ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO 3

4 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

5 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 5 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

6 6 ESTIMULACIÓN MATRICIAL ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

7 7 Universidad de America – 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.

8 BLOQUEO POR: AGUA ACEITE EMULSIONES PERDIDA DE LODO DEPÓSITOS ORGÁNICOS 8 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

9 SELECCI ÓN DEL FLUIDO ÓPTIMO Las características de la formación los resultados de pruebas especificas de laboratorio La experiencia que se tiene en el área La identificación y evaluación del daño La mineralogía de la formación El criterio económico Las condiciones del pozo Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 9

10 LOCALIZACIÓN DEL DAÑO SEVERIDAD DEL DAÑO TIPO DE DAÑO 10 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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12 INHIBIDORESDIVERGENTESSURFACTANTES ESPUMANTES, REDUCTORES DE FRICCIÓN SECUESTRANTES DE HIERRO SOLVENTES MUTUALES DEMULSIFICANTES ESTABILIZADORES DE ARCILLA 12 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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14 Son compuestos de moléculas orgánicas caracterizados por estar formados por dos grupos químicos. 14 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva Hidrófilico Polares Afines al Agua Tipofilico No Polares Afines al Aceite

15 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. 15 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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 16

17 Debido 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-ionicos Anionicos Cationicos Anfotericos 17 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

18 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: 18 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

19 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 19 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

20 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: 20 M+M+ Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

21 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. 21 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

22 Romperán emulsiones de agua en aceite Emulsionaran el aceite en agua Dispersaran las arcillas o finos en agua. 22 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

23 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: 23 X-X- Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

24 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. 24 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

25 Romperán emulsiones de aceite en agua. Emulsificaran el agua en aceite. Dispersaran las arcillas o finos en aceite. 25 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

26 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: 26 X-X- M+M+ Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

27 Las mezclas de surfactantes mas importantes son: 27 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva ANIONICO- ANIONICO CATIONICO- CATIONICO NO IONICO-NO IONICO NO IONICO- ANIONICO NO IONICO- CATIONICO

28 El 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. 28 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

29 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. 29 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

30 30 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

31 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. 31 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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33 . Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 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

34 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 34 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

35 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 35 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.

36 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 36 El volumen mínimo de tratamiento debe ser igual al volumen de fluido dañante presente en la formación

37 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 37

38 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 38

39 39 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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41 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 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. 41

42 RAZONES PARA USAR SOLVENTES MUTUALES Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva - Reduce la saturación de agua cerca de la cara de la formación. - Mantiene la formación aquo-humectada. -Deja aquo-humectados los finos de formación Insolubles. - Reduce la absorción de surfactantes e inhibidores en la formación. 42

43 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 43

44 PET®- 200 Solvente Mutuo 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. PET®-200 se suministra en canecas x 55 galones. PET® es una marca registrada de Petrocaribe Ingeniería Ltda. Revisión: Marzo 19, Esta Ficha Técnica reemplaza cualquier edición anterior. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 44

45 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 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 45

46 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 46

47 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 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 47

48 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 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 48

49 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 49

50 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 50 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 51 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 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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. 52 CARACTERISTICAS DE UN ESTABILIZADOR DE ARCILLAS Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

53 53 NEUTRALIZACION IONICA SALMUERASCATIONES 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

54 54 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. Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

55 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)

56 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. 56 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

57 57 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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59 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. 59 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

60 Formula condensada: CaSO 4 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 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

61 Sal Tetrasódica Formula: C 10 H 12 N 2 O 8 Na 4 Grupo químico: Compuesto orgánico, agente acomplejante Cristal blanco, sin olor. Soluble en agua Ph Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva

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63 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. La acción de la estimulación matricial no reactiva concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas retentivas: tensión superficial e interracial. mojabilidad. capilaridad.

64 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 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. 64 Evaluación de daño Selección de la solución de tratamiento Gasto y presión de inyección 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. 65 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 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. 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 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: 66 Ejemplo

67 -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 -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 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 67 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 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. 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. Importante: -Un surfactante limpio + sistema de mezclado + manejo adecuado. -limpiar tubería de producción, la pared del pozo y la perforación para eliminar óxidos.

69 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 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. 69

70 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 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. 70

71 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 5.Incremento de productividad: De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad esperado 71

72 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 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. 72

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: 73

74 Universidad de America – Estimulación Matricial No Reactiva 74


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