Existen dos tipos de estimulación caracterizados principalmente por los gastos y las presiones de inyección.

ESTIMULACION

MATRICIAL

NO REACTIVA REACTIVA

FRACTURAMIENTO

Fig. 1: Comportamiento de la presión de inyección en la cabeza de pozo, durante una prueba de admisión a la formación

• Permite una penetración del fluido a la matriz en formaradial, con un consecuente mejor contacto de la zonadañada cercana a la pared del pozo con el fluido deestimulación.

• Remover el daño producido por la perforación y lacompletación antes de que el pozo produzca demanera natural.

Dependiendo del tipo de daño y la interacción entre losfluidos de estimulación y los fluidos presentes en elyacimiento se conocen dos tipos de estimulaciónmatricial:

1. Estimulación matricial reactiva

2. “Estimulación matricial no reactiva”

“Los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los minerales o sólidos de la roca”

Tiene como objetivo restaurar la productividad de pozos a través de la inyección de productosquímicos a tasas y presiones por debajo de los limites de fractura de laformación, a fin de remover:

Daños por bloqueos de: Daños por:- Agua - Perdida de lodo- Aceite - Depósitos orgánicos- Emulsión

Empleando principalmente soluciones: Oleosas o acuosas Alcoholes Solventes mutuos Aditivos Surfactantes

Incremento

Sw

Reducción

Kr

Pozos de Gas

Fluido Base Aceite

Nueva fase

Reducción Kr

Mayor Daño <K

Condensación Retrograda

La invasión de fluidos de tratamiento alintermezclarse con los fluidoscontenidos en la formación puedengenerar la formación de emulsiones lascuales presentan una viscosidad muyelevada, particularmente emulsionesagua/aceite.

Emulsiones estables no generan daño.

“Es mas fácil prevenirlas que removerlas”

Medio poroso agua facilita flujo crudo

Los fluidos que invaden la formación puedencontener surfactantes (anicónico) osustancias las cuales dependiendo el tipo demineral que conforman la roca puedenpropiciar el mojamiento de la misma. (<K)

Cuando la formación en la vecindad del pozoqueda total o parcialmente mojada poraceite, se produce un daño significante en laproductividad del pozo.

La invasión de fluidos pueden ocasionar emulsiones aldispersarse un liquido inmiscible en otro (Surfactante-Finos; Material asfaltico-Salmuera Formación), puedencausar membranas rígidas en las interfacesPetróleo/Agua y así lograr el obturamiento de laformación.

Generalmente resistentes y en general difíciles de remover.

La Depositación de sólidosorgánicos (hidrocarburos dealto peso molecular) en elsistema poroso generanobturamiento de los canalesporosos y por tanto unconsecuente daño en laformación.

Depósitos pueden formarse enla roca, en las perforación y/oen la tubería de producción.

La perdida considerable devolumen del lodo u otros fluidosen las operaciones de perforacióna través de cavernas o fracturasinducidas propician invasiónconsiderable de sólidos a laformación generalmente dificilesde remover.

SURFACTANTES

ALCOHOLES

SOLVENTES MUTUALES

INHIBIDORES PRECIPITADOS CaSO4

ESTABILIZADORES DE ARCILLA

Son productos químicos compuestos por un grupo lipofílico y otrohidrofílico. Estos productos, mezclados con fluidos acuosos,oleosos, alcoholes, solventes mutuos, pueden afectarfavorablemente o desfavorablemente el flujo de hidrocarburoshacia el pozo.

Establecer Humectabilidad Como agente emulsionante Romperán emulsiones de agua en aceite Acelerar la recuperación de fluidos de tratamiento Como agente anti-sedimento de finos y de sludge Agente estabilizador de arcillas Retardadores de ácidos Agentes detergentes y penetrantes Espumantes Bactericidas

Aniónicos

No iónicos

Catiónicos

Anfotéricos

Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua(hidrofílico) tiene carga negativa; y el ion inorgánico espositivo (Ejemplo: Na+ , K+).

Mas empleados:- Sulfatos / Sulfonatos- Fosfatos / Fosfonatos

Se utilizan en formaciones de calizas y dolomitas, lascuales tienen una carga superficial positiva y atraen

Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene carga positiva;y el ion inorgánico es negativo (Ejemplo: Cl-).

Los surfactantes catiónicos mas utilizados son los compuestos amínicos, como el cloruro de amonio cuaternario.

Se utilizan en formaciones de areniscas, las cualestienen una carga superficial negativa (sílice) y atraen.

Son surfactantes de moléculas no ionizables

Los surfactantes no iónicos mas utilizados son:

Oxido de polietileno R-O-(CH2 CH2O)XHOxido de propileno R-O-(CH2 CH2O)YH

Se utilizan para la producción de surfactantes iónicos y como agentes espumantes.

Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua puede estarcargado positiva o negativamente o no tener carga,dependiendo del pH del sistema.

SULFONATO AMINO R-NH-(CH2)YSO3HFOSFATO AMINO R-NH-(CH2)YOPO3H

Su utilización en la industria petrolera es muy limitada;algunos se emplean como inhibidores de corrosión.

Son comúnmente empleados en tratamientos ácidos para remover bloqueos por agua,mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del ácido, y disminuir elcontenido de agua en el tratamiento en formaciones sensibles al agua.

Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas capilares dentro delyacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la fase líquida.

Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos de tratamientostambién aumentan la velocidad de vaporización de la porción del agua, permitiendo unades-saturación más rápida del agua en el yacimiento gasífero.

Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje dealcohol agregado.

Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, seutiliza alcohol en el tratamiento en una porción o en toda el agua de disolución.

Alcoholes mas Empleados:

Metílico: 30% ó más por volumen Isopropílico: Máximo 20% por volumen

Concentración efectiva: Se requiere concentraciones iguales o mayores al 20%para lograr su efectividad.

Costo: Las grandes concentraciones de alcohol hacen costoso el tratamiento.

Punto de Inflamación: Su bajo punto de inflamación tanto en el isopropanol como en el metanol, presentan riesgos de fuego.

Corrosividad: Las mezclas alcohol-ácido, aumentan la corrosividad, por lo que se hace necesario utilizar una elevada concentración de inhibidor, que aquellas mezclas que no contienen alcohol.

Reacciones Adversas: En aquellas formaciones salinas que presentan altas concentraciones de sólidos disueltos puede precipitar sal en presencia de los alcoholes.

Incompatibilidad: Con algunos crudos tanto el metanol como el isopropanol son incompatibles, por lo cual deben ser realizadas pruebas de compatibilidad antes de llevar a cabo el tratamiento.

Uso con HCL: En aquellos pozos con temperaturas mayores de 200 ºF, quesean tratados con HCL, es posible la no deseada formación de cloruro de metilo.

Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como en agua.

Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar eléxito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la película deaceite del material a disolver y deja además la formación mojada poragua.

Los más comunes son:Etilen Glycol Mono butil Ether (EGMBE) -Dietilen Glycol MonobutilEther (DEGMBE)-Etheres Glycoles Modificados (MGE)

Sustancia química que interfiere en una reacción química como laprecipitación.

Sustancia que protegen contra el ataque de sustancias agresivas

El comportamiento de los inhibidores puede ser contraproducente yaque puede variar según concentraciones o circunstancias

Cuando en la formación están presentes aguas con alto contenido desulfatos, es necesario evitar el contacto del agua con HCl ya queproducirá cloruro de calcio.

Se puede usar EDTA tetra sódica en el HCl, acido fosfórico opoliacrilaros.

Productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas

Es un mineral común que se presenta en lasformaciones con contenido de hidrocarburos.

Durante la depositación del material constituyentede la roca en forma primaria, en relación aparámetros físicos de transporte.

Durante el proceso de compactación y desarrollode la formación con características de un posiblereservorio.

Conseguir un aumento de la permeabilidad

A través de:

Hidratación

Dispersión

Migración

• Bajo y uniforme peso molecular.

• No mojante a la arena.

• Fuerte afinidad a las arcillas.

• Moléculas del estabilizador con carga catódicaadecuada para neutralizar las cargas aniónicas dela arcilla.

Las aminas policuaternarias (PQA) o poliaminas(PA).

Son consideradas muy efectivas y deben

* inyectarse con el pre-flujo antes de la inyeccióndel HF (Al(HO)3), porque éste lo destruye.

La concentración efectiva recomendada es de 0.1al 2% (0.1 al 0.4% es la mas correcta).

1.• Evaluación del Daño

2.• Selección de la Solución del Tratamiento

3. • Gasto y Presión de Inyección

4.• Volumen

5.• Incremento de la Productividad

6.• Programa de la Estimulación

Revision cuidadosa de las operaciones previas a lasituación actual del pozo.

Análisis del comportamiento de producción

Pruebas de laboratorio

Cuantificación del daño

¿Se puede remediar con una estimulación matricial noreactiva ?

Indicación adecuada

Fluidos del tratamiento y aditivos (surfactantesadecuados).

Acorde a situaciones de laboratorio y discusión previa.

Presentación de guía general de los fluidosseleccionados.

Longitud del intervalo a tratar

Penetración de la zona dañada

Rangos:

(2 a 5) ft no mayor a 50 ftMayor a 50 ft; entonces estimulacion selectivaIntervalo >50ft por etapas, separadas con bolas

selladoras o agentes desviadores.

Es la estimación de la productividad esperada:

Especificación de todas las acciones que se tomaran: antes,durante y despues.

Incluye:

Volumenes

Gastos

Presiones

Tiempos

Tipos de fluidos

Antecedentes del pozo

Estado mecanico

Daño severo con datos correspondientes.

De acuerdo al daño se decidio una estimulación matricial noreactiva.

Ya se tienen decididos los fluidos y aditivos de acuerdo a laprueba de laboratorio.

Para determinar la presión, ya se hizo prueba deiyectividad.

Cuando los resultados no son confiables se tiene queesperar resultados de la prueba de admision.