Est mat no react

1,886 views

Published on

Published in: Education
0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total views
1,886
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
510
Actions
Shares
0
Downloads
105
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Est mat no react

  1. 1. Existen dos tipos de estimulación caracterizados principalmentepor los gastos y las presiones de inyección. ESTIMULACION MATRICIAL FRACTURAMIENTO NO REACTIVA REACTIVA Fig. 1: Comportamiento de la presión de inyección en la cabeza de pozo, durante una prueba de admisión a la formación
  2. 2. • 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 la completación antes de que el pozo produzca de manera natural.
  3. 3.  Dependiendo del tipo de daño y la interacción entre los fluidos de estimulación y los fluidos presentes en el yacimiento se conocen dos tipos de estimulación matricial:1. Estimulación matricial reactiva2. “Estimulación matricial no reactiva”
  4. 4. “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 productos químicos a tasas y presiones por debajo de los limites de fractura de la formación, a fin de remover: Daños por bloqueos de: Daños por: - Agua - Perdida de lodo - Aceite - Depósitos orgánicos - EmulsiónEmpleando principalmente soluciones:  Oleosas o acuosas  Alcoholes  Solventes mutuos  Aditivos  Surfactantes
  5. 5. Incremento Reducción Sw Kr
  6. 6. Pozos de GasFluido Base Aceite Nueva fase Reducción Kr Mayor Daño Condensación <K Retrograda
  7. 7.  La invasión de fluidos de tratamiento al intermezclarse con los fluidos contenidos en la formación pueden generar la formación de emulsiones las cuales presentan una viscosidad muy elevada, particularmente emulsiones agua/aceite. Emulsiones estables no generan daño. “Es mas fácil prevenirlas que removerlas”
  8. 8.  Medio poroso  agua  facilita flujo crudo Los fluidos que invaden la formación pueden contener surfactantes (anicónico) o sustancias las cuales dependiendo el tipo de mineral que conforman la roca pueden propiciar el mojamiento de la misma. (<K) Cuando la formación en la vecindad del pozo queda total o parcialmente mojada por aceite, se produce un daño significante en la productividad del pozo.
  9. 9.  La invasión de fluidos pueden ocasionar emulsiones al dispersarse un liquido inmiscible en otro (Surfactante- Finos; Material asfaltico-Salmuera Formación), pueden causar membranas rígidas en las interfaces Petróleo/Agua y así lograr el obturamiento de la formación. Generalmente resistentes y en general difíciles de remover.
  10. 10.  La Depositación de sólidos orgánicos (hidrocarburos de alto peso molecular) en el sistema poroso generan obturamiento de los canales porosos y por tanto un consecuente daño en la formación. Depósitos pueden formarse en la roca, en las perforación y/o en la tubería de producción.
  11. 11.  La perdida considerable de volumen del lodo u otros fluidos en las operaciones de perforación a través de cavernas o fracturas inducidas propician invasión considerable de sólidos a la formación generalmente dificiles de remover.
  12. 12. SURFACTANTES ALCOHOLES SOLVENTES MUTUALES INHIBIDORES PRECIPITADOS CaSO4 ESTABILIZADORES DE ARCILLA
  13. 13.  Son productos químicos compuestos por un grupo lipofílico y otro hidrofílico. Estos productos, mezclados con fluidos acuosos, oleosos, alcoholes, solventes mutuos, pueden afectar favorablemente o desfavorablemente el flujo de hidrocarburos hacia el pozo.
  14. 14.  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
  15. 15.  Aniónicos No iónicos Catiónicos Anfotéricos
  16. 16.  Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua (hidrofílico) tiene carga negativa; y el ion inorgánico es positivo (Ejemplo: Na+ , K+).Mas empleados: - Sulfatos / Sulfonatos - Fosfatos / Fosfonatos Se utilizan en formaciones de calizas y dolomitas, las cuales tienen una carga superficial positiva y atraen
  17. 17.  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 cuales tienen una carga superficial negativa (sílice) y atraen.
  18. 18.  Son surfactantes de moléculas no ionizablesLos 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.
  19. 19.  Son surfactantes cuyo grupo soluble en agua puede estar cargado 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.
  20. 20.  Son comúnmente empleados en tratamientos ácidos para remover bloqueos por agua, mejorar la recuperación de fluidos, retardar la reactividad del ácido, y disminuir el contenido de agua en el tratamiento en formaciones sensibles al agua. Remoción de Bloqueos por Agua: El Alcohol reduce las fuerzas capilares dentro del yacimiento, permitiendo una más fácil remoción de la fase líquida. Recuperación rápida del fluido: Los alcoholes usados en los fluidos de tratamientos también aumentan la velocidad de vaporización de la porción del agua, permitiendo una des-saturación más rápida del agua en el yacimiento gasífero. Reactividad del Ácido: Es proporcionalmente reducida mediante el tipo y porcentaje de alcohol agregado. Contenido de Agua: En aquellas formaciones que contienen arcillas sensibles al agua, se utiliza 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
  21. 21.  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.
  22. 22.  Son Materiales específicos que son solubles tanto en petróleo como en agua. Los solventes mutuos pueden usarse como aditivos para mejorar el éxito de un tratamiento matricial, ya que disuelven la película de aceite del material a disolver y deja además la formación mojada por agua. Los más comunes son: Etilen Glycol Mono butil Ether (EGMBE) -Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE)-Etheres Glycoles Modificados (MGE)
  23. 23.  Sustancia química que interfiere en una reacción química como la precipitación. Sustancia que protegen contra el ataque de sustancias agresivas El comportamiento de los inhibidores puede ser contraproducente ya que puede variar según concentraciones o circunstancias Cuando en la formación están presentes aguas con alto contenido de sulfatos, es necesario evitar el contacto del agua con HCl ya que producirá cloruro de calcio. Se puede usar EDTA tetra sódica en el HCl, acido fosfórico o poliacrilaros.
  24. 24.  Productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas
  25. 25.  Es un mineral común que se presenta en las formaciones con contenido de hidrocarburos.
  26. 26.  Durante la depositación del material constituyente de la roca en forma primaria, en relación a parámetros físicos de transporte. Durante el proceso de compactación y desarrollo de la formación con características de un posible reservorio.
  27. 27.  Conseguir un aumento de la permeabilidadA través de: Hidratación Dispersión Migración
  28. 28. • Bajo y uniforme peso molecular.• No mojante a la arena.• Fuerte afinidad a las arcillas.• Moléculas del estabilizador con carga catódica adecuada para neutralizar las cargas aniónicas de la arcilla.
  29. 29.  Las aminas policuaternarias (PQA) o poliaminas (PA). Son consideradas muy efectivas y deben * inyectarse con el pre-flujo antes de la inyección del HF (Al(HO)3), porque éste lo destruye. La concentración efectiva recomendada es de 0.1 al 2% (0.1 al 0.4% es la mas correcta).
  30. 30. • Evaluación del Daño1. • Selección de la Solución del Tratamiento2.3. • Gasto y Presión de Inyección • Volumen4. • Incremento de la Productividad5. • Programa de la Estimulación6.
  31. 31.  Revision cuidadosa de las operaciones previas a la situación actual del pozo. Análisis del comportamiento de producción Pruebas de laboratorio Cuantificación del daño ¿Se puede remediar con una estimulación matricial no reactiva ?
  32. 32.  Indicación adecuada Fluidos del tratamiento y aditivos (surfactantes adecuados). Acorde a situaciones de laboratorio y discusión previa. Presentación de guía general de los fluidos seleccionados.
  33. 33.  Longitud del intervalo a tratar Penetración de la zona dañadaRangos: (2 a 5) ft no mayor a 50 ft Mayor a 50 ft; entonces estimulacion selectiva Intervalo >50ft  por etapas, separadas con bolas selladoras o agentes desviadores.
  34. 34.  Es la estimación de la productividad esperada:
  35. 35.  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
  36. 36.  Daño severo con datos correspondientes. De acuerdo al daño se decidio una estimulación matricial no reactiva. Ya se tienen decididos los fluidos y aditivos de acuerdo a la prueba de laboratorio. Para determinar la presión, ya se hizo prueba de iyectividad. Cuando los resultados no son confiables se tiene que esperar resultados de la prueba de admision.

×