Estimulacion matricial no reactiva

1. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA Zamir Villamil Camilo Gasca Cristhian Macias Felipe Estrada Benjamin Moreno Juan Jose Perdomo UNIVERSIDAD DE AMERICA

2. FUNDAMENTOS

3. ESTIMULACION MATRICIAL

4. ESTIMULACION DE POZOS Existen números infinitos de surfactantes y mezclas del mismo para estimular pozos de gas o de petróleo o inyectores de agua. El que se desee utilizar debe ser seleccionado cuidadosamente por medio de pruebas de laboratorio para verificar su comportamiento y garantizar que no se produzcan efectos no deseados

5. TIPOS DE ESTIMULACION

6. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA USOS Utilizada principalmente para remover daños por: Bloqueo por : Bloqueo por Agua Bloqueo por Aceite Bloqueo por Emulsiones Perdida de lodos Depósitos orgánicos

7. SELECCIÓN DEL FLUIDO OPTIMO Las condiciones del pozo El criterio económico La mineralogía de la formación La identificación y avaluación del daño La experiencia que se tiene en el área Los resultados de pruebas especificas del laboratorio Características de la formación

8. ADITIVOS

9. TIPOS DE ADITIVOS Inhibidores Divergentes Espumantes reductores de fricción Surfactantes Secuestrantes de hierro Solventes mutuales Agentes (anti- sludge ) Demulsificantes Estabilizadores de arcilla

10. Surfactantes

11. SURFACTANTES Es una molécula que busca una interface, químicamente tiene afinidad tanto por el agua como por el aceite lo cual promueve su migración hacia la interfase entre: Dos líquidos Liquido y gas Liquido y solido Caracterizados por estar formados por dos grandes grupos: Afín con el agua  Hidrofìlico  Polar Afín con el aceite  Lipofìlico  No polar De uso común en todas las ramas de la industria petrolera.

12. Propiedades de surfactantes Actualmente, la selección de surfactante, en la mayoría de los casos se hace por ensayo y error, debido a la confidencialidad de los fabricantes, y a la falta de conocimiento sobre las propiedades interfaciales de sistemas que involucren crudos y solidos. Tensión superficial : es una atracción que ejercen las moléculas entre si  

13. Son utilizados para estimular pozos productores o pozos inyectores. El surfactante debe ser seleccionado cuidadosamente por medio de pruebas de laboratorio para verificar su comportamiento y garantizar que no se produzcan efectos no deseados. Otras funciones en la estimulación de pozos … Retomar la condición natural de la formación Bajar la tensión interfacial de los fluidos de estimulación Retardar la acción de los ácidos Prevenir la precipitación orgánica “sludge” Como agente espumante Como inhibidores de la corrosión Evitar el hinchamiento o dispersión de arcillas Ser soluble a los fluidos de tratamiento a temperatura de yacimiento Mojar de agua a la roca SURFACTANTES

14. Tipos de surfactantes Los surfactantes se clasifican de acuerdo a su tipo de molécula, mas precisamente, con base en el tipo de disociación de su molécula en solución: No- iónicos Anionicos Catiónicos Anfóteros

15. Anionicos Son surfactantes en donde su grupo soluble en agua tiene una carga negativa, y el ion inorgánico es positivo ( ejemplo: NA+ , K) Se utilizan en formaciones de caliza y dolomitas, ellas tienen una cargar superficial positiva y atraen.

16. Los mas utilizados son: Sulfatos (R ) No emulsificante Sulfatos (R ) Retardadores Fosfatos (R ) Limpiadores Fosfonatos (R )   Anionicos

17. Cationicos Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene carga positiva, y el ion inorgánico es negativo (ejemplo: CL-) Se utilizan en formaciones de areniscas, las cuales tienen una carga superficial negativa ( silice ) y atraen

18. Los mas utilizado son: Compuestos de Amina No emulsificadores, inhibidores de corrosión Cationicos

19. No ionicos Son surfactantes de moléculas no ionizables Se utilizan para la producción de surfactantes iónicos y como agentes espumantes

20. Los mas utilizados son: Polímeros de oxido de etileno R-O- O) No emulsificantes Propileno Espumantes inhibidores de corrosión Agentes penetrantes   No ionicos

21. Anfóteros Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua puede estar cargado positiva o negativamente o no tener carga, dependiendo del PH del sistema Su utilización en la industria petrolera es muy limitada. Esta el sulfonato de amina RNH y fosfato amina RNH Inhibidores de corrosión  

22. Mezclas de surfactantes La mayoría de los surfactantes utilizados en la industria petrolera son mezclas Anionico-anionico Cationico-cationico No iónico- noionico No iónico- anionico No iónico- catiónico Las mezclas de surfactantes catiónicos con anionicos generalmente no son factibles

23. Utilización de los surfactantes en la estimulación El uso de los surfactantes para tratamiento de pozos se ha hecho imprescindible en todo tipo de estimulación. Las principales acciones son: Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso. Mojamiento de la roca: cuando la vecindad del pozo llega a ser mojada por aceite

24. La permeabilidad disminuye entre un 15 y 85% 3. Rompimiento de emulsiones: Los surfactantes actúan disminuyendo la tensión interfacial , lo cual permite romper la rigidez de la película, o neutralizando el efecto de los agentes emulsificantes Utilización de los surfactantes en la estimulación

25. Daños de formación tratados con surfactantes El uso de surfactantes puede prevenir, remover, disminuir o agravar los daños de la formación, por eso debe conocerse o tenerse en cuenta: El tipo de daño Pruebas de laboratorio previas La remoción del daño con surfactantes es costoso y difícil, es por esto que es mas efectivo usarlos para prevenir el daño que de otra forma podría ocurrir durante casi todas las fases de operación del pozo. En caso de que un surfactante haya hecho daño a la formación en cualquier operación, la remoción del mismo puede ser posible con surfactantes mas poderosos que revierten la acción de los primeros.

26. Los daños de formación que pueden ser tratados con surfactantes son : Bloqueo por agua. Bloqueo de aceite. Bloqueo por emulsión. Mojamiento por aceite. Películas interfaciales . Depósitos orgánicos Pérdidas de lodo. Daños de formación tratados con surfactantes

27. Bloqueo por Agua Causado por incremento de la saturación de agua en la vecindad del pozo, con la consecuente reducción de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. El problema es mayor cuando se pierden grandes cantidades de agua. Puede producirse durante la producción del pozo por canalización o conificación del agua de formación en el intervalo productor.

28. Bloqueo de aceite Este bloqueo causa mayor daño en formaciones de baja permeabilidad y puede presentarse también en los casos de condensación retrógrada. En pozos de gas la invasión de fluidos base aceite causará que una nueva fase invada la formación.

29. Bloqueo por emulsión La formación de emulsiones en el medio poroso causan en lo general altas viscosidades, particularmente las emulsiones agua en aceite. Esto reduce drásticamente la productividad de los pozos y en lo general es relativamente más fácil prevenirlas que removerlas.

30. Mojamiento por aceite Cuando la formación en la vecindad del pozo queda total o parcialmente mojada por aceite, se produce un daño significante a la productividad del pozo. Además el mojamiento puede resultar en mayor tendencia al bloqueo por agua o emulsión.

31. Películas o membranas interfaciales Los materiales que forman películas, incluyendo surfactantes, al adsorberse en la interfaz W/O pueden causar taponamiento. Para remover este tipo de daño, es necesario utilizar solventes con alta concentración de surfactantes que permiten disminuir la consistencia de las películas rígidas formadas en las interfaces agua-aceite.

32. Depósitos orgánicos Algunos aceites crudos tienen tendencia a ocasionar depósitos orgánicos formados por hidrocarburos de alto peso molecular. Estos depósitos pueden formarse en la roca, en las perforaciones y/o en la tubería de producción. Este daño es removido al resolubilizarlos con solventes aromáticos y un surfactante dispersor.

33. Pérdidas de lodo Este daño ocasionado por grandes volúmenes de lodo perdidos durante las operaciones de perforación, en lo general es un problema difícil de eliminar. La solución mas indicada consiste en la inyección de soluciones acuosas u oleosas de surfactantes que pueden reducir la viscosidad del lodo y dispersar los sólidos.

34. Usos de los surfactantes Lodos de perforación. Cementación. Fluidos de terminación y reparación. Estimulación de pozos. Operaciones de producción. Refinación.

35. SOLVENTES MUTUALES

36. Solventes mutuales El solvente mutual es un material soluble tanto al hidrocarburo como a soluciones acuosas. Esta propiedad permite solubizar en una solución acuosa una solución de hidrocarburos o viceversa.

37. Usos de los solventes mutuales Reduce la saturación de agua en la cara de la formación. Mantiene la formación acuo-humectada. Deja acuo -humectados los finos de formación insolubles. Reduce la absorción de los surfactantes e inhibidores en la formación.

38. A plicaciones Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución, ayudándolo a prevenir la adsorción de estos materiales dentro de la formación. Estabiliza las emulsiones. Previene los finos insolubles provenientes de la oleo humectación.

39. aplicaciones Proporciona acuo humectación a la formación, manteniendo por lo tanto la mejor permeabilidad relativa para la producción de crudo. Solubiliza una porción de agua dentro de la fase de hidrocarburo, reduciendo la cantidad de saturación de agua irreducible. Reducción de la saturación de agua en la cercanía del pozo, por disminución de la tensión superficial del agua, previniendo bloqueos por agua.

40. PET®-200 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. PRESENTACION 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.

41. Ejemplos y recomendaciones generales Es recomendable usar solventes en las siguientes circunstancias: 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.

42. Alcoholes El alcohol metílico y el isopropilico. Reducción en la tensión superficial (explicada a continuación). Temperatura de referencia: 185 °F. Concentración normal comúnmente usada de alcoholes en acido para estimulación: 20-25% V/V. Debe preferirse un surfactante ante el alcohol o una combinación adecuadamente diseñada de ambos.

43. Fenómenos de superficie Flujo de fluidos a través de medios porosos. Fuerzas retentivas de los fluidos en la roca. Estimulación matricial no reactiva : la alteración de estas fuerzas retentivas. Tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.

44. Tensión superficial Fuerza de cohesión: combinación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. Fuerzas son de diferente magnitud dependiendo del estado de la materia. Resultante en la interfase, energía libre de superficie. Trabajo por unidad de área. Representación esquemática de las fuerzas intermoleculares

45. Mojabilidad Interfase líquido-sólido ,fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa una fuerza de adhesión por lo que el líquido es atraído al solido. A: Fuerzas de adhesión son más grandes que las de cohesión y el ángulo es menor de 90°. B: Fuerzas de cohesión son más dominantes produciéndose un ángulo en la interfase mayor a 90°.

46. Mojabilidad La figura 2 muestra la mojabilidad en un sólido en presencia de dos líquidos (agua y aceite). Los ángulos de contacto en las interfases son empleados para estudiar las condiciones de mojabilidad

47. Capilaridad Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua se elevara en el tubo como se muestra en la figura III, en este caso se define como presión capilar la diferencia de presiones en la interfase.

48. Agregados de  silicatos de aluminio hidratados, procedentes de la descomposición de minerales de aluminio. Surge de la descomposición de rocas que contienen feldespato, originada en un proceso natural que dura decenas de miles de años .   Estabilizadores de arcilla Propósito: Prevenir la reducción de permeabilidad relacionado con problemas en las arcillas . Causas: 1. Hidratación 2 . Dispersión 3 . Migración Balance iónico Arcilla

49. Ph es cercano a 4 no hay mayor cambio en las arcillas pero si Ph ya asciende a 7-8 se empiezan a hinchar, empiezan a absorber mucha agua. Aminas policuaternarias: prevención. Acido Fluorhídrico (HF) : Tratamiento del problema. Remover, no para prevenir Inhibidores precipitación Sulfato de Calcio Prevención de reacciones químicas indeseadas Prevenir ataques, proteger, de sustancias agresivas Concentraciones de los inhibidores es clave Precipitaciones: 1. Reacciones químicas 2. Cambios de presión y temperatura. EDTA, HCL : Remoción precipitaciones.

50. Fluidos base Son: oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuos y soluciones micelares.  Se puede utilizar aceite crudo limpio y filtrado, pero no debe contener materiales tales como inhibidores de corrosión, agentes deshidratantes y otros productos químicos extraños o sólidos en suspensión. Para los tratamientos de estimulación ,usando agua como el fluido acarreador se debe utilizar agua limpia con 2% de KCL o agua salada limpia , con 2 o 3 % de un surfactante soluble o dispersable en agua. En general los alcoholes o los solventes mutuos se utilizan al 10% mezclados con fluidos acuosos u oleosos, según este indicado. En lo general en la estimulación matricial no reactiva es recomendable el empleo de surfactantes a concentraciones del 2 a 5% en volumen .  

51. Proceso de la estimulación matricial no reactiva

52. Proceso de la estimulación matricial no reactiva Evaluación del daño: Si es susceptible para removerse por este método, se procede a seleccionar la solución de tratamiento. Si no es posible identificarse el daño, no deberá aplicarse la estimulación. Selección de la solución de tratamiento: si la estimulación matricial no reactiva esta indicada, los surfactantes deberán seleccionarse de acuerdo con los procedimientos de laboratorio y las características expuestas en la siguiente tabla:

53. Gasto y presión de inyección: Se obtienen a través de la prueba de inyectividad. Y si no se dispone de esta prueba, se hace a través del paso 1 (evaluación del daño). volumen de solución de tratamiento: Depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la zona dañada. Se recomiendo en lo general una penetración de 2 a 5 pies y que el intervalo tratado no exceda los 50 pies. En caso de que exceda los 50 pies deberán usarse técnicas de estimulación selectiva por etapas. Proceso de la estimulación matricial no reactiva

54. Incremento de productividad: De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad esperado con la siguiente ecuación: Donde: J x : índice de productividad J o : índice de productividad de un pozo sin alteración r e : Radio de drenaje r w : Radio del pozo r x : radio zona alterada k x : permeabilidad zona alrededor del pozo K : permeabilidad zona virgen Proceso de la estimulación matricial no reactiva

55. Programa de la estimulación: consiste en especificar todas las acciones que se tomaran, desde la planeación previa de la estimulación, antes, durante y después de la misma. En este programa deben incluirse los volúmenes, gastos, presiones, tiempos, tipos de fluido y los antecedentes necesarios del pozo, incluyendo su estado mecánico. Proceso de la estimulación matricial no reactiva