Estimulacion no reactiva

6,076 views

Published on

Published in: Education
1 Comment
2 Likes
Statistics
Notes
No Downloads
Views
Total views
6,076
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
388
Actions
Shares
0
Downloads
279
Comments
1
Likes
2
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Estimulacion no reactiva

  1. 1. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA. Sebastián Castiblanco María Camila Medina Catherine Martínez Díaz Carlos Osorio Haydar Aura Cristina SierraFACULTAD DE INGENIERIA - PROGRAMA DE PETROLEOS
  2. 2. ESTIMULACION MATRICIALExisten dos técnicas principales de Estimulación de pozos:- Estimulación por Fracturamiento- Estimulación Matricial Su diferencia esta en:- Caudal de inyección- Presión de inyección
  3. 3. ESTUMULACION MATRICIAL- Caudales y presiones de inyección Mayores a la Presión de Fractura de la roca, es característica de la Estimulación por fracturamiento- Caudales y presiones de inyección Menores a la presión de fractura de la roca, es característica de la Estimulación matricial
  4. 4. ESTIMULACION MATRICIALPruebas previas a la estimulaciónAntes de realizar cualquier estimulación se deben realizarpruebas de inyección y admisión de fluidos en el intervaloproductor.Este procedimiento consiste en inyectar a la formación unfluido inerte (Agua tratada o fluido oleoso limpio) acaudales muy bajos y se mide la presión de inyección.
  5. 5. ESTIMULACION MATRICIALProgresivamente se vaincrementando el caudal deinyección por etapas, registrandoen cada una de estas la presión deinyección, hasta registrar uncambio brusco de la pendiente,indicando la llegada a la presión defracturamiento. qi
  6. 6. ESTIMULACION MATRICIALLa estimulación matricial permite una penetración a la matriz de laformación del fluido de estimulación de forma radial-circular y deesta manera se consigue un mejor contacto y mas uniforme delfluido con la zona dañada cercana a la pared del pozo.Objetivo de la Estimulación Matricial:• Remover el daño producido por la perforación y la completación antes de que el pozo comience a producir de manera natural
  7. 7. ESTIMULACION MATRICIALTipos de Estimulación MatricialDependiendo del tipo de daño encontrado y la interacción entre losfluidos de estimulación y los fluidos presentes en el yacimiento sedeben tener en cuenta el tipo de estimulación a usar:• Estimulación matricial reactiva o acida• Estimulación matricial no reactiva o no acida
  8. 8. ESTIMULACION MATRICIALEstimulación Matricial no reactiva:Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamentecon los materiales o solidos de la roca.Se utilizan principalmente soluciones:• Oleosas o acuosas• Alcoholes• Solventes mutuos• Aditivos• Surfactantes
  9. 9. TEMA # 4ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVASe utiliza principalmente para remover daños:• Daños por bloqueo (agua, aceite o emulsiones)• Daños por perdidas de lodo• Daños por depósitos orgánicos• Mojabilidad por aceite
  10. 10. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA Selección del fluido de estimulación El éxito de la estimulación depende principalmente de la selección del fluido de estimulación. El proceso de selección de un fluido es en lo general muy complejo, pues una mala escogencia del fluido de estimulación podría resultar contra indicativo.
  11. 11. ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVAPara la selección del fluido de estimulación se deben teneren cuenta los siguientes parámetros:• Tipo de daño de la formación• Características de la formación• Condiciones del pozo• Mineralogía de la formación• Criterio económico• Compatibilidad con la roca de la formación
  12. 12. TEMA # 4ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVAFENOMENOS DE SUPERFICIEEl flujo de fluidos a través de los medios porosos esta fuertementeafectado por los fenómenos de superficie y los alcances de laestimulación matricial no reactiva dependerá de la alteración deestos fenómenos presentes en la roca, como son:• Tensión superficial e interfacial• Mojabilidad• Capilaridad
  13. 13. TEMA # 4 FENOMENOS DE SUPERFICIETENSIÓN SUPERFICIALEn los diferentes estados de la materia las moléculas presentanfuerzas de atracción mutuas llamadas fuerzas de cohesión, en lainterface entre un liquido y un solido o un liquido y un gas, estasfuerzas son desbalanceadas, creando una energía libre en lassuperficies de contacto, de esta manera la Tensión Superficial sedefine como:“El trabajo por unidad de área que se requiere para vencer laenergía libre en la superficie de un liquido”
  14. 14. TEMA # 4 FENOMENOS DE SUPERFICIE Su valor es especifico para cada liquido y esta depende principalmente de la temperatura y la presión a las cuales se encuentre el liquido.• Tensión superficial: Liquido-Aire• Tensión interfacial: Liquido-Liquido o Liquido-Solido
  15. 15. TEMA # 4 FENOMENOS DE SUPERFICIEMOJABILIDAD“Se define como la tendencia que tiene un liquido a adherirsepreferiblemente a un determinado solido”.Este fenómeno es de gran importancia para el flujo de aceite en unmedio poroso, si la roca se encuentra mojada por agua, lapermeabilidad al aceite es muy superior, por lo tanto es muyimportante que el medio poroso, este o quede mojado por agua.
  16. 16. TEMA # 4FENOMENOS DE SUPERFICIE
  17. 17. TEMA # 4 FENOMENOS DE SUPERFICIEPRESION CAPILARPor definición la presión capilar es la diferencia de presión a través de lainterfase entre dos fluidos inmiscibles, los cuales se hayan en equilibriouna vez que han ascendido por medio de un capilar.Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son elresultado del efecto combinado de las tensiones (superficiales einterfaciales) que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en elmedio poroso.
  18. 18. TEMA # 4FENOMENOS DE SUPERFICIE
  19. 19. ADITIVOSSurfactantesSolventes mutualesAlcoholesInhibidores de precipitados de sulfato de calcioEstabilizadores de arcilla
  20. 20. SURFACTANTESDefinición:Un surfactante es una molécula que busca una interface, químicamente unsurfactante tiene afinidad tanto por el agua como el aceite, lo cual promuevesu migración hacia la interface en dos líquidos, entre un liquido y un gas yentre un liquido y un solido; por ellos tienen la habilidad de cambiar lascondiciones existentes hasta el momento.http://www.youtube.com/watch?v=cdKlyofu0Xw&feature=related
  21. 21. FunciónPrevenir, remover, disminuir o gravar los daños de la formación nodebe usarse sin conocer el tipo de daño de la formación y pruebasde laboratorio
  22. 22. ClasificaciónDebido a que la acción de los surfactantes dependeprincipalmente de las fuerzas electrostáticas, estos se clasifican deacuerdo a la naturaleza iónica del grupo soluble en agua.De esta forma se dividen en:• Anicónicos•Catiònicos•No iónicos•Anfotèricos
  23. 23. Tabla No 1. Clasificación de los surfactantes
  24. 24. Acción de los surfactantes Se manifiesta en los fenómenosDisminución de las fuerzas Mojamiento de Rompimiento de Tipos retentivas de la roca. emulsioneslos fluidos en el medio poroso.
  25. 25. retentivas de los fluidos en el Disminución de las fuerzas medio poroso. • La acción bajo tensora de los surfactantes permite reducir las fuerzas capilares responsables del atrapamiento de los fluidos en el medio poroso.
  26. 26. Mojamiento de la Roca • Los surfactantes afectan la mojabilidad de la roca favorablemente o desfavorablemente en función del tipo y características de la roca.
  27. 27. Rompimiento de emulsiones • 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 agente emulsificantes.
  28. 28. Clasificación • No presentan carga • Mojara de agua: • Mas versatiles • Arena, lutita, arcilla - • Alta toleracia al agua dura • Caliza o dolomita pH 9.5NO IONICOS ANIONICO y pH acidos • Mojara de aceite caliza • Oxido de etileno dolomita pH 8 • Altas temperaturas y sal • Rompera emulsiones agua causan separación en aceite emulsionara • Alcoholes, fenoles aceite en agua. etoxilados • Dispersa arcillas o finos en agua
  29. 29. Clasificación • Mojara de aceite: • Moleculas con grupos • Arena, lutita, arcilla - acidos y basicos • Caliza o dolomita pH 9.5CATIONICOS ANFOTEROS • Mojara de agua caliza • pH acido base se ioniz dolomita pH 8 mayor actividad superficial • Rompera emulsiones aceite en agua emulsionara • Uso limitado agua en aceite. • Dispersa arcillas o finos en • Inhibidores de corrosión aceite
  30. 30. Tipos de daños susceptibles de removerse 1. Bloqueo por agua: un bloqueo por agua generalmente puede ser removido inyectando a las formación matricialmente una solución acuosa o acido alcohólico, este ultimo apropiado para pozos con gas en una concentración de 1 a 3% de un surfactante que permita bajar la tensión superficial e interfacial. 2. Bloqueo por emulsión: la cantidad de surfactante requerida para remover el bloqueo por emulsión debe ser usualmente unas 20 o 30 veces mayor que el volumen necesario para prevenir su formación.
  31. 31. 3. Bloqueo de aceite: la inyección matricial de soluciones acuosas consolventes mutuos o alcoholes, de surfactante de 1 a 3% en volumendisminuirá fuerzas retentivas del aceite que bloquea la formación,permitiendo la rápida disminución de la saturación de la fase oleosa.4. Mojamiento por aceite: la remoción efectiva será siempre costosa eimplica la inyección de solvente mutuos para remover la fase mojantede aceite, seguida de una solución acuosa de un surfactante confuertes propiedades mojantes por agua.
  32. 32. • 5. Películas o membranas interfaciales: se utiliza solvente con alta concentración de surfactante que permite disminuir la consistencia de las películas rígidas formadas en las interfases agua-aceite.• 6. Depósitos orgánicos: este daño es removido al resolubilizarlos con solventes aromáticos y un surfactante dispersor. También es recomendable la adición de pequeñas cantidades de alcoholes o solventes mutuos.• 7. Perdidas de lodo: la solución mas indicada consiste en la inyección de soluciones acuosas u oleosas de surfactante y otros químicos que pueden reducir la viscosidad del lodo y dispersar los sólidos.
  33. 33. SOLVENTES MUTUALES- Productos que tienen una solubilidad apreciable tanto enagua como en aceite.-Reducen la tensión interfacial y actúan como solventes parasolubilizar aceite en agua.-Son capaces de remover materiales oleosos que mojan lasuperficie de los poros.
  34. 34. Aplicaciones• Reducción de la saturación de agua en la cercanía de la cara del pozo• Solubiliza una porción del agua dentro de la fase de hidrocarburo• Proporciona acuohumectación a la formación
  35. 35. • Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectación.• Estabiliza las emulsiones• Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución
  36. 36. Solventes mas comunes• Etilen Glycol Monobutil Ether (EGMBE)• Dietilen Glycol Monobutil Ether (DEGMBE)• Etheres Glycoles Modificados (MGE)
  37. 37. ALCOHOLESSe han usado durante mucho tiemponormalmente en pozos de gas.• Alcohol metílico• Alcohol isopropílico• Aplicar el tratamiento en yacimientos con temperaturas menores a 185 F
  38. 38. Funciones• Remover bloqueos por agua• Recuperación de fluidos• Contenido de agua: en aquellas formaciones quecontienen arcillas sensibles al agua se utiliza alcohol enel tratamiento en una porción o en toda el agua dedisolución.
  39. 39. Desventajas• Costo• Punto de inflamación• Reacciones adversas• Incompatibilidad
  40. 40. • Es conveniente indicar que los alcoholes son anfifilos con menor poder de disminución de la tensión superficial que los surfactantes en donde su efectividad se ve limitada.
  41. 41. ESTABILIZADORES DE ARCILLA • Productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas
  42. 42. Reducción de Permeabilidad• Migración• Hidratación• Dispersión
  43. 43. Características• 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.
  44. 44. Estabilizadores Comunes• Las aminas policuaternarias (PQA) o poliaminas (PA).• Son consideradas muy efectivas y deben inyectarse con el preflujo antes de la inyección del HF, porque éste lo destruye.• La concentración efectiva recomendada es de 0.1 al 2% (0.1 al 0.4% es la mas correcta).
  45. 45. INHIBIDORES DE PRECIPITACION DE SULFATO DE CALCIO Inhibidor: • 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
  46. 46. INHIBIDORES DE PRECIPITACION DE SULFATO DE CALCIO • 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.
  47. 47. EDTA• Nombre Químico: Etilendiamino Tetraacetato Tetrasódico• Fórmula Química : C10H12N2O8Na4• Polvo cristalino• PH = 11
  48. 48. PROCESO DE ESTIMULACION MATRICIAL NO REACTIVA -ETAPAS Determinación Selección de la Gasto y Programa de Evaluación del de volumen de Incremento de solución de presión de la daño solución de productividad tratamiento inyección estimulación tratamiento
  49. 49. Evaluación del DañoSe evalúa el daño con el fin de determinar quetipo de estimulación se debe efectuar. Si el dañoes susceptible de removerse a través de unaestimulación matricial no reactiva, se seleccionala solución de tratamiento por la cual se va arealizar el proceso de remoción.NOTA:En caso de que el tipo de daño no se logre identificarplenamente, la estimulación matricial no reactiva nodeberá aplicarse, solo quedando indicada laestimulación matricial reactiva. Ya que existe unagran posibilidad de utilizar fluidos de estimulacióncontraindicados, corriéndose el riesgo de agravar losdaños a remover.
  50. 50. Selección de la solución de tratamientoSelección de SurfactantesLa selección de surfactantes adecuados permite tanto prevenir comoremover determinados tipos de daños de las formaciones.Para su selección deben efectuarse pruebas de laboratorio similares a lasdescritas en la norma API RP-42.Es recomendable que los fluidos y productos químicos utilizados en lasoperaciones, se sometan a pruebas de compatibilidad con los fluidos de laformación, y de ser posible con núcleos representativos.
  51. 51. Se deben seleccionar a través de pruebasde laboratorio surfactantes que permitanprevenir el daño. Entre las pruebas para laselección de los surfactantes están: Determinar la tendencia a formar emulsiones. Selección de surfactantes para prevenir la formación de emulsión. Selección de surfactantes para remover la emulsión.
  52. 52. Pruebas de mojabilidad Para los surfactantes solubles o dispersables en aceite. Para los surfactantes solubles o dispersables en agua Para soluciones acidas
  53. 53. Selección de la solución ResultadosInterpretación de de tratamiento Las arcillas u otros finos mojados fuertemente de agua se dispersan rápidamente en la fase acuosa, pero se aglutinan en la fase oleosa Las partículas mojadas de aceite, se aglutinan en la fase acuosa. Si el crudo es de color obscuro, las arenas mojadas de aceite deben aproximarse al color del crudo Si el crudo tiende a formar espontáneamente una emulsión al contacto con las soluciones acuosas de surfactantes, la arena puede tener la misma apariencia que si estuviera mojada de aceite.
  54. 54. Requerimientos de los Surfactantes Un surfactante utilizado para prevenir o remover daños debe en lo general:  Reducir la tensión superficial e interfacial.  Prevenir la formación de emulsiones o romper las previamente formadas.  Mojar de agua a la roca del yacimiento (considerando salinidad y pH del agua utilizada).  No hinchar, encoger, o dispersar a las arcillas de la formación.  Mantener la actividad de superficie a las condiciones de yacimiento.  Ser compatibles con los fluidos de la formación.
  55. 55. Guía general para seleccionar la estimulaciónmatricial y el fluido de tratamiento para laremoción del daño
  56. 56. Gasto y presión de inyecciónLos procedimientos de estimulaciónmatricial son caracterizados por gastos ypresiones debajo de los valores apreciadosen la grafica en el punto A, es decir, debajode la presión de fractura.Esto permitirá una penetración del fluido ala matriz de forma radial circular, con unconsecuente mejor contacto de la zonadañada cercana a la pared del pozo con elfluido de estimulación. Comportamiento de la presión de inyección en la cabeza del pozo, durante una prueba de admisión a la formación
  57. 57. Determinación del volumen de solución del tratamiento La determinación del volumen de solución del tratamiento depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la zona dañada. Se recomienda: • Penetración de 2 a 5 ft y que el intervalo tratado no exceda de 50 ft • Si se tiene un intervalo mayor a 50 ft se deberá usar técnicas de estimulación selectiva.
  58. 58. Incremento de productividad De ser posible deberá estimarse el incremento de productividad esperado. El incremento en la productividad obedece a la siguiente ecuación, la cual está en función de las relaciones entre el radio de drenaje ,el radio del pozo y el radio de penetración; así como también la relación entre la permeabilidad de la formación y la permeabilidad de la zona de penetración.
  59. 59. Programa de la Estimulación 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. Se deben incluir los volúmenes, gastos, presiones de inyección; tiempos y tipos de fluidos; así como también los antecedentes históricos del comportamiento del pozo y su configuración o estado mecánico. Es de vital importancia que transcurrida la estimulación matricial no reactiva el pozo debe estar cerrado 24 horas para permitir que el surfactante alcance las interfaces y actué según la respuesta esperada.
  60. 60. Ejemplo de Calculo
  61. 61. Solución

×