TEMA #1

Cuando un roca de reservorio ha sido dañado por se dice que hay un daño en la formación q está definido por el cambio de permeabilidad y porosidad referida a la zona aledaña o próxima al pozo.

Para evaluar este daño skin esta denominado con la letra “S” que es adimensional y compuesto, cualquier daño estructural o de su patrón va a dar daño positivo al pozo. Cuando un pozo productor se considera la ecuación de laresin en la forma más simpe puede utilizarse para dar una respuesta de flujo permanente suponiendo un yacimiento radial circular.

Si a este grafico le aplicamos la ecuación de darcy:

q=2πKh(Pws−Pwfideal)

μ lnℜrw

q=0.00708Kh(Pws−Pwfideal)

β μ lnℜrw

Donde:

re = Radio de drenaje (ft) rw = Radio del pozo (ft) Pws = Presión de fondo estático (psi) PwfIdeal = Presion de fondo fluyente ideal (psi) K = Permeabilidad (md) h = Espesor neto (ft) β = Factor volumétrico del fluido µ = Viscosidad (cps) q = Caudal de flujo (BPD)

En caso de no haber alteración en la permeabilidad virgen además que sea equivalente a los fluidos del yacimiento y no tiene restricciones al pozo se debería tener el comportamiento de la presión según el siguiente gráfico.

En condiciones reales es frecuente que exista una caída de presión adicional que se llama ΔPs esta presión esta definida dentro del efecto daño con la siguiente ecuación:

∆ Ps=Pwf ideal−Pwf real

∆ Ps= qμ2πKh

S

La presión de fondo fluyente ideal despejando de 1

Pw f ideal= qμ2 πKh

S+Pwf real

En

q=2πKh(Pws− qμ

2πKhS−Pwreal)

μ lnℜrw

q=2πKh(Pws−Pwfreal)

μ lnℜrw

− q μ S

μ lnℜrw

q∗[1+ S

lnℜrw ]=2πKh(Pws−Pwfreal)

μ lnℜrw

q=2πKh(Pws−Pwreal)

μ lnℜrw

+S μn

ℜrw

μ lnℜrw

1

2

2

1

q=2πKh(Pws−Pwreal)

μ [ln ℜrw

+S]Cualquiera de estas ecuaciones nos representan soluciones considerando el daño.

Consideraciones:

Si: Kx=K

q=2πK h(Px−Pwfideal)

μ lnrxrw

Si: Kx≠ K en (+) ó en (-)

q=2πK h(Px−Pwfreal)

μ lnrxrw

Si se igualan las ecuaciones 1 y 2 asumiendo la caída de presio se tiene.

∆ Ps= qμ2πKh

S

2πK h(Px−Pwfideal)

μ lnrxrw

=2 πK h(Px−Pwfreal)

μ lnrxrw

Zona Dañada Zona Virgen

1

2

Eliminando se obtiene la siguiente ecuación, esto para conocer la presión en la zona dañada.

K (Px−Pwfideal )=Kx (Px−Pwfreal )

Px

KKx

(Pwfideal−Pwfreal )

KKx

−1

∆ PsS

=Px−Pwfi deal

lnrxrw

S=

∆ Ps lnrxrw

Px−Pwfideal (ECUACION SKIN)

Con esta ecuación introducimos el efecto daño en la ecuación Px.

S=∆ Ps ln

rxrw

KKx

(Pwfideal−Pwfreal )−Pwfreal−( KKx

−1)Pwfideal

Pero sabemos que ΔPs:

∆ Ps=Pwf ideal−Pwf real

Simplificando se tiene

S=( KKx

−1) ln rxrw

∆ Ps

∆ Ps

EL EFECTO SKIN s=( KKx

−1) ln ℜrw

Apartir de la ultima ecuacion se puede observar 3 alternativas:

a) Kx < K S > 0 → DAÑADOb) Kx = K S = 0 → NO TIENE DAÑOc) Kx > K S < 0 → ESTIMULADO

Si el efecto Skin es mayor a 10 quiere decir que esta altamente dañado.

- S >10 → Altamente dañado- S > 0 → Dañado- -1 ≤ S ≤ -3 → No tiene daño- -2 ≤ S ≤ -4 → Fracturado- S < -5 → Masivamente fracturado

La producción de un pozo está relacionado con la severidad del daño entonces es necesario definir un radio equivalente del pozo donde que el pozo tiene un diámetro que no es el verdadero si no que es un diámetro que depende directamente del daño que está definido por la siguiente ecuación.

rwa=rw e−S

El cálculo de la caída de presión (ΔPs) está relacionado con otros factores que contribuyen al daño que son los llamados Pseudodaños ó Pseudoskin y que pueden ser calculados pero hay dos contribuciones que son importantes.

1) Está relacionado al daño de formación que actúa directamente en el sistema poroso haciendo que disminuya la porosidad y la permeabilidad en la zona del daño.

2) Está relacionado con el daño superficial en la cara de la formación (sormface) que tiene que ver con el desgaste mecánico ya sea durante la perforación o en la producción entonces el skin total debido al daño verdadero y a los Pseudodaños se calcula con la siguiente ecuación.

S=Sd+Spp+Sperf +Sturb+Ssw+Sgp

Donde:

S = Daño total o skin total. Sd = Daño debido a la alteracion de la permeabilidad en un area cercana al pozo. Spp = Daño debido a la completacion parcial. Sperf = Daño debido a los disparos o cañoneos. Sturb = Daño debido a la turbulencia del flujo. Ssw = Daño debido a la inclinación del pozo. Sgp = Daño debido al empaque de grava.

Son 3 los mecanismos que gobiernan el daño de la formación:

1) Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación que es originado por el obturamiento de los espacios vacíos interconectados.

2) Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos que es el resultado de la alteración de la saturación de los fluidos o un cambio de la mojabilidad de la roca.

3) Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a formación de emulsiones o alteraciones de los fluidos en el yacimiento.

1er caso.- Una roca reduce o pierde su permeabilidad absoluta cuando existe una disminución de espacios vacíos libres al flujo de fluidos, este fenómeno puede presentarse únicamente por partículas sólidas depositadas en los espacios vacios o también al aumento del volumen del material solido de la roca dependiendo del tamaño de las partículas sólidas puedes ser

atrapadas en los poros, estas partículas pueden provenir de los fluidos de perforación, fluidos de terminación, lechadas de cemento o estar presente en la misma formación, también puede crearse por precipitaciones entre los fluidos de la formación o fluidos que ingresan a la formación independientemente de cómo se cause la reducción del espacio vacio esta afecta directamente a la permeabilidad de la roca, cualquier solido presente en los conductos porosos disminuye la porosidad y el radio medio de los conductos porosos y como consecuencia un perdida de la permeabilidad absoluta.

2do caso.- Esta reducción se ocasiona por el incremento de la saturación de agua cerca de la pared del pozo que es el resultado de la invasión del filtrado del lodo, fluido de perforación, fluido de terminación o lechada de cemento o simplemente por la conficacion del agua de formación, esta ocasiona la reducción de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos y consecuentemente una disminución de la producción del pozo.

3er caso.- Este fenómeno generalmente ocurre por la incompatibilidad de los fluidos entre los fluidos que invaden a la roca y los fluidos que invaden a la roca lo habitual es que se hagan emulsiones. La reducción de la permeabilidad va depender de la viscosidad de la emulsión, las emulsiones de agua en petróleo son mas viscosas qe las emulsiones de petróleo en agua.

En el orden físico los principales problemas están divididos en dos grupos:

DAÑO FISICO INVASION DE SOLIDOSMIGRACION DE FINOS

DAÑO QUIMICO INTERACCION ROCA – FLUIDOINTERACCION FLUIDO – FLUIDO

El daño es causado por diversos factores que ocurren desde el momento que la formación es perforada o durante la vida productiva del mismo.

Las principales causas de daño a la formación son:

1) Hinchamiento de las arcillas.2) Invasión.3) Bloqueos.4) Cambio de mojabilidad.5) Depósitos orgánicos.6) Bloqueo por agua.7) Depósitos inorgánicos.8) Depósitos mixtos.9) Reacciones de precipitación.

1.-Hinchamiento de las arcillas.- Prácticamente todas las formaciones poseen algo de arcilla una arena que contenga has un 5% de arcilla se considera arena limpia la arena que contiene 5% o mas de arcilla se considera arena sucia, cuando esta arcilla se pone en contacto con agua dulce o filtrado ya sea fluido de perforación, terminación ocurre una reducción de la permeabilidad al petróleo una vez que la arcilla se hincha al contacto con los fluidos solo se puede restaurar parcialmente la permeabilidad al petróleo nunca se vuelve a su valor original esto puede suceder por dos causas.

Caída de presión excesiva de la formación. Altos flujos a través de la formación.

2.-Invasion de solidos.- Las partículas de lodo pueden invadir la formación bloqueando los canales de flujo esta invasión se ve favorecida cuando la formación tiene poros de gran tamaño, presencia de fracturas y fisuras, partículas de pequeño diámetro en los componentes del lodo, baja velocidad de perforación, baja velocidad de circulación, alta presión de fondo esta invasión puede ser minimizada con los materiales sellante bloqueados por emulsion.

Emulsión.- Es la dispersión de finas gotas de un líquido en el seno de otro. Se conoce dos tipo de emulsiones:

-Agua en Petróleo -Petróleo en Agua

-Agua en Petróleo.- La fase continúa o externa es el petróleo y las gotas dispersas son de agua.

-Petróleo en Agua.- La fase continúa o externa es el agua y las gotas dispersas son de petróleo.

La viscosidad de una emulsión es determinada por la cantidad relativa de fase interna o la viscosidad de la fase externa, cuanto mayor es el porcentaje de la fase interna la emulsión será más viscosa y mucho más difícil de producir a través de la formación.

Las emulsiones de petróleo pueden ser menos viscosas o muy viscosas. Las emulsiones también se estabilizan por los solidos finos para detectar un bloqueo por emulsión se debe compara la permeabilidad promedio ( K ) calculada por las pruebas de inyectabilidad con la permeabilidad promedio ( K ) de una prueba de producción.

3.-Cambio de Mojabilidad.- Por lo general las rocas de un yacimiento son mojadas por agua esta condición se conserva para el flujo de petróleo en una roca mojada por agua al modificarse tendiendo a una mojabilidad por petróleo debido a la depositacion de otros componentes sobre la roca esta introducción de solidos finos revierten la mojabilidad hacia el petróleo que afecta la permeabilidad relativa al petróleo entro los principales modificadores se encuentran los surfactantes tanto del fluido de perforación , terminación y estimulación.

4.-Bloqueo por Agua.- Es causado por el incremento en la saturación del agua que disminuye la permeabilidad relativa al petróleo estos bloqueos suelen suceder cuando invade filtrado de fuido de perforación, terminación o también por comunicación con una zona productora de agua.

La presión del yacimiento cuando es muy baja no puede vencer la presión capilar creada por alta presión capilar creada por el agua y el medio poroso.

Este daño se puede identificar por un repentino incremento de “Cw” si el pozo produce el bloqueo o la intrusión de agua (We) se puede distinguir:

- El bloqueo no es sensible a los caudales de producción mientras que la conificacion si es sensible.

- Las fuerzas capilares mantienen el bloqueo por agua mientras las fuerzas por viscosidad tienden a eliminarlo.

F=δ iw

√KF=( δ Pδr )

rw

∗L

Numero Capilar Adimensional (Nca)

N ca=Fvisc

Fcap

=

δPδr

∗L√K

δ iw

Este numero capilar adimensional

- Nca >> 1 → Elimina rápidamente.- Nca << 1 → Bloqueo persiste.

Para prevenir el bloqueo con agua todo fluido inyectado a un pozo debe ser acmpañado por un surfactante entre 0,1% y 0,2% para reducir la tensión superficial.

6.-Depositos Organicos.- Son precipitados de hidrocarburos pesados normalmente son de dos tipos:

a) Asfaltenos.- Son hidrocarburos de alto peso molecular por lo general los asfaltenos de pozos provenientes que contengan mas de 1% tienen probabilidad de causar daño el principal mecanismo de daño es el cambio de variables termodinámicas a la que esta sometido el fluido en el reservorio.

b) Parafinas.- Tambien son hidrocarburos de alto peso molecular que por lo general se acomodan en el tubing de perforación o la line superficial de flujo, las parafinas no son solubles en el petróleo. Los precipitados organicos no debe ser confundidos con

precipitados que se forman con reacción química entre el petróleo y sustancias organicas o inorgánicas.

7.-Depositos Inorganicos.- Se producen principalmente cuando el fluido que invade la formación no es compatible con el fluido que invade a la formación el compuesto que se debe hallar es el CaCO3 y el SO4Ca, BaSO4 esta tendencia a precipitar depende de la concentración de iones de Ca−¿ ¿ iones de CO3 y la presión parcial de CO2.

Ca++¿+HCO 3→Ca(HCO 3)2→CO2↑+H 2O+CaCO 3↓¿

8.-Depositos Mixtos.- Depositos compuesto de material organico e inorgánico. Ej: Parafina (comp. Organico) +HF = nos formara un sellante (tapon).

9.-Reaccion de Precipitaciones.

Tipos de Daño de Formacion

El primer tipo de daño de formación se produce durante la etapa de perforación, esta tiene dos fases una fase liquida y otra solida donde la invasión es causada por la invasión de filtrado hacia la formación o por la invasión de solidos.

La invasión de solidos produce taponamiento de la garganta de los poros debido a la formación de revoques internos esto hace que se incremente la presión capilar por lo tanto reduce el diámetro del poro.

La invasión de la fase liquida generalmente ocurre en 3 etapas:

a) Debajo del trepano de perforación.b) Filtración dinámica ( se produce durante la circulación).c) Filtración estática ( cuando el fluido de terminación no circula).

Durante la completacion o terminación.- Normalmente se utilizan salmueras de K, Na, etc. Últimamente también se utilizan los formiatos estos fluidos además contienen polímeros, surfactantes, aditivos, etc. Estos fluidos por lo general se filtran para minimizar el ingreso de solidos el daño se produce por 2 dias reacciones entre e fluido de competición y el fluido de formación.

Durante la cementación.- La lechada de cemento contiene fluidos lavadores, espaciadores, en general la filtración del fluido al ponerse en contacto con la formación provoca reacciones desfavorables no deseadas, el cemento invade la formación arcillosa el PH elevado causa precipitados en el fluido de la formación.

Durante la Estimulación.- Los fluidos de estimulación deben ser cuidadosamente seleccionados para no dejar residuos de precipitaciones secundarios o incompatibilidad con los fluidos de formación. Los fluidos ácidos son la causa de mayor daño a la formación por una selección inapropiada.

Durante la Reparación de Pozos.- En la reparación tiene las mismas consecuencias que el de completacion pero además el exceso de caída de presión e00n zonas productoras que pueden causar pérdidas de circulación

Inyeccion de Agua.- Generalmente se causa daño cuando el agua no está tratada apropiadamente pudiendo contener sólidos, sales no compatibles con la formación, migración de finos, incompatibilidad por arcillas, taponamiento por bacterias, geles residuales.

Inyeccion de Gas.- Es en flujo turbulento esto ocasiona el desplazamiento de grasas productos de corrosión y otros solidos que son arrastrados desde la tubería hasta la formación además el gas puede contener productos químicos que podrían reducir su permeabilidad al gas por lo tanto su inyectabilidad.

Consecuencias de Daño de Formacion

El resultado del daño es la disminución de la capacidad de flujo de un pozo (Kh), esto ocurre porque los poros de la arena productora han sido tapados reduciendo su permeabilidad.

Kh=qμβ ln

ℜrw

0,00708(Pws−Pwf )

Si disminuye la capacidad de flujo del pozo (Kh) reduce su movilidad (Kh/µ). Si consideramos un pozo de geometría radial circular con una zona de radio de penetración (rx=r) y permeabilidad (Kx) diferente a la permeabilidad de la formacion haciendo un balance de las precipitaciones tendríamos.

Pws−Pwf=(Pws−Px )+(Px−Pwf )

Ademas sabemos que la :

Pws−Pwf=βoμoqo ln

ℜrw

0,00708 K eh

K e= Permeabilidad equivalente promedio.

Pws−Px=βoμoqo ln

ℜrw

0,00708K eh

Px−Pwf=βo μoqo ln

ℜrw

0,00708K eh

βoμoqo lnℜrw

0,00708K eh=

βo μoqo lnℜrx

0,00708Kh+βoμoqo ln

rxrw

0,00708K x h

lnℜrwK e

∗βo μoqo

0,00708h=

βo μoqo

0,00708h [ ln ℜrxK

+ln

rxrwK x

]ln

ℜrwK e

=ln

ℜrxK

+ln

rxrwK x

Ke=ln

ℜrw

1Kln

ℜrx

+ 1Kxln

rxrw

Se puede observar que o si la:

Kx → 0

K e → 0

La respuesta del pozo va a depender de la restricción de la permeabilidad de la zona alterada (Kx), es decir si se restituye la permeabilidad de la zona dañada al valor de la zona dañada el valor de la permeabilidad original el daño va disminuir.

La productividad de un pozo que ha sufrido alteración se calcula de la siquiente forma:

Si consideramos la misma caída de presión en ambos casos vamos a tener:

Para estimar rx existe un grafico

ESTIMULACION ACIDA

La estimulación acida esta clasificada en dos grupos:

- Matricial No Reactiva.- Matricial Reactiva.

Limpieza Fracturamiento + Limpieza.

Estos dos tipos de estimulación están caracterizadas por los caudales y presiones de inyección inferior a la presión de fractura son características de las estimulación matricial reactiva mas fracturamiento. Mientras que la presión y caudal superiores con fracturamiento además de la limpieza . Para definir estos caudales y presiones antes se debe realizar pruebas de admisión o inyección estas pruebas nos van a dar indicios del comportamiento de la presión al aumentar el caudal.

Este procedimiento consiste en inyectar a la formacion un fluido compatible de preferencia inerte a caudales bajos, se comienza por 0,5 Bbl/min y midiendo el caudal de inyección. Se va aumentando particularmente el caudal registrando la presión hasta que llega un momento que con el incremento del caudal se registra un cambio brusco de la presión que corresponde al punto A de la Fig. a partir de ese momento a cualquier aumento de caudal se registra un leve incremento del caudal de inyección que es donde la formacion se fractura.

La esimulacion acida se utiliza bajos caudales y presiones debajo del punto A esto permite una penetración del fluido de limpieza en forma radial circular es decir un mejor contacto con la zona dañada cercana a la pared del pozo si se conoce la permeabilidad de la formacion teóricamente puede calcularse el caudal máximo de inyección al cual la formacion acepta el fluido sin fracturarse en la mayoría de las formaciones no tolera altos caudales de inyección debido a que logran un fracturamiento prematura este caudal máximo se puede calcular:

q=0,00708Kwh(Pwiny−Pwf )

βμ lnℜrw

La eliminación del daño es el objetivo principal de cualquier estimulación matricial insistiendo a caudales y presiones bajas de pequeños volúmenes de soluciones. Dependiendo de la interacion entre las soluciones y el daño la estimulación matricial está dividida en 2 grupos:

1. Estimulacion Matricial No Reactiva.- Tambien es conocida con el nombre de estimulación no acida. En esta estimulación los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales solidos de la roca y en este caso se puede utilizar soluciones acuosas, oleosas también van estar los aditivos alcoholes y solventes mutuales con un aditivo para todos los surfactantes. Este tipo de estimulación se utiliza para remover daños por bloqueos de agua, aceite y emulsiones. Tambien se utilizan para daños proporcionales por perdida de filtrado del lodo por depósitos organicos.

2. Estimulacion Matricial Reactiva.- en este tio de estimulación los fluidos de la tratamiento reactivas químicamente disolviendo los materiales que dañan la formacion pero también reaccionan con los solidos propios de la roca en este caso se utiliza el sistema acido en el sistema. Esta estimulación se utiliza para remover daño ocasionado por las partículas solidas, precipitaciones organicas, precipitación de solidos en algunos casos esta estimulación se emplea para estimular la productividad natural del pozo a través del mejoramiento de su permeabilidad. El éxito de una estimulación de este tipo depende principalmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento donde entran en juego varios parámetros que varian ampliamente empezando por el tipo de daño, caracterización de la formacion, condiciones del pozo y criterio economic. Por esta razón se han desarrollado infinidad de procesos por las compañías.La selección de un fluido adecuado debe basarse en los siguientes parámetros:

a) Mineralogia de la formacion.b) Identificacion del daño.c) Cuantificaion del daño.

Entre los factores importantes que se deben considerar están el tipo y severidad del daño, ubicación del daño y como removerla en el caso que el daño no puede ser identificado no deben aplicarse estimilacion matricial reactiva debido a que hay probabilidad de utilizar fluidos no adecuados corriendo el riesgo de agravar el daño. Uno de los principales factores a considerar están los factores en la superficie de medios porosos afectados por varios fenómenos que en general representan fuerzas restrictivas al movimiento de los fluidos de la roca. La estimulación matricial no reactiva concierne

principalmente en la alteración de estas fuerzas restrictivas manifestadas por la tensión superficial, mojabilidad, capilaridad.

Tension Superficial.- Toda materia esta compuesta por moléculas las cuales tienen una fuerza de atracción o cohesión que es un muestra de las fuerzas electrostáticas y fuerzas de Van der Vaals en la interfase entre el solido y liquido o liquido y gas estas fuerzas son desbalanceadas causando una resultante de interfase que crea una energía libre en la superficie la cual es perpendicular a la superficie del liquido esta fuerza será mayor mientras mayor sea la fuerza de atracción entre las moléculas si se quisiera romper esta superficie se tendría que realizar un trabajo equivalente a vencer la fuerza de superficie este trabajo se denomina tensión superficial y tiene un valor especifico para cada liquido pero también depende de la presión y temperatura la que se encuentra. El señor Young demostró que las propiedades mecánicas de la energía libre se con una membrana hipitetica en la superficie de un liquido. Esta ecuación de Young se representa con la siguiente formula:

Mojabilidad.- En la interfase entre un liquido y un solido también existe fuerzas intermoleculares de desequilibrio el solido tiene una fuera de adhesión por eso el liquido es atraído por el solido.

En la figura A las F de adhesión son mas grandes que las de cohesion y el α<90° esta condición determina que el liquido moja al solido. En la Fig. B las F de cohesion son dominantes produciéndose en α>90° que es el indicativo de no mojabilidad. La mojabilidad se define como el producto de la tensión superficial por el α de contacto.

Mojabilidad=δ cosα

Donde α de contacto en la interfase muestra la mojabilidad o no mojabilidad del solido, este fenómeno es de gran importancia del flujo de aceite en un medio poroso si la roca se encuentra mojada por agua la permeabilidad al aceite es superior al caso de que la roca se encuentre mojada por aceite.Por tanto es importante que el medio poroso se encuentre mojado por agua.

Capilaridad.- Si un tubo de vidrio es sumergido en otro recipiente el agua se elevara en el capilar por encima de la superficie del agua.

La capilaridad se define como la diferencia de presiones en la interfase por lo tanto la presión capilar será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo capilar dividido entre el areal del capilar es decir:

Pc=ρ g hDonde :

Pc = Presion capilarρ = Densidad g = Gravedadh = Altura

Y en función de la tensión superficial entre le liquido y el aire esta presión capilar se puede expresar de la siguiente forma:

Pc=2δ cosαr

Considerando estos tres fenómenos la estimulación no reactiva es indicada cuando se trata de remover daños relacionados con las fuerzas de restricción del yacimiento bajo estas restricciones se podrán remover bloqueos por agua, aceite, daños por mojabilidad y daños por depósitos organicos.

Los agentes reactivos de superficie (los surfactantes) son los productos químicos que principalmente se utilizan por que nos permiten alterar los fenómenos de superficie tensión superficial, mojabilidad y capilaridad. Surfactantes.- Por lo general son cpmpuestos de moléculas organicas caracterizadas por estar formados por dos grupos:1) Afín al agua(polar o hidrófilo).2) Afin al aceite(no polar o tipofilico).

Los surfactantes se representan de la siguiente forma:

Estos productos mezclados con fluidos base agua, aceite, alcohol o solventes mutuales puede afectar favorable o desfavorablemente a los flujos de hidrocarburos hacia el pozo por eso es importante considerar el uso de surfactantes durante las etapas de perforación, cementación, terminación, limpieza o estimulación.

Para ver los comportamientos de los surfactantes es importante analizar la estructura de sus moléculas, un surfactante tiene dos grupos uno a fin al agua y otro al aceite por lo que puede orientarse buscando la mejor forma posible puesto que el grupo hidrofilico es mas soluble en el agua que el grupo tipofilico las moléculas se orientaran en la interface agua - aceite esto altera la naturaleza de la interface dependiendo de la efectividad del surfactante entonces la interface se convierte en una combinación agua-aceite y surfactante con el aceite se tiene menor tensión interfacial que con el agua el echo q un surfactante busque una interfase definida implica que la tensión superficial y la mojabilidad y capilaridad puedan ser alterados en menor o mayor grado.

Clasificación de los Surfactantes.-

Debido a que la acción de los surfactantes dependen principalmente de las fuerzas electrostáticas estos se clasifican de acuerdo a la naturaleza ionica de los grupos sobre todo en la salinidad del agua por eso se divide en surfactantes:

- Anionicos- Cationicos- No Ionicos- Anfoteros o anfotericos

Los surfactantes por sus características se acomodan en las interfaces ya sean liquidos, solidos o gases por ello funcionan por el mecanismo de adsorción creando efectos diferentes dependiendo del tipo de surfactante, generalmente se usan mezclados con un solvente y mezclas de surfactantes y generalmente la mezclas más comunes son:

Anionico – Anionico Anionico – No iónico Catiónico – Catiónico Catiónico – No iónico No iónico – No iónico

La mas recomendable es la mezcla de anionico – anionico y la menos recomendable catiónico – catiónico porque puede tener una reacción adversa y formar precipitados. La molecula del surfactante es parcialmente soluble tanto en fluidos oleosos como en acuosos los surfactantes tiene una solubilidad preferencial que depende de la relación de los grupos solubles en agua o en aceite su uso principal es en la estimulación acida no reactiva que actua sobre los siguientes fenómenos:

1) Disminucion de las fuerzas relativas de los fluidos en el medio poroso .-Se dice que los surfactantes son bajo en solidos es decir que reducen las fuerzas capilares que son las responsables de atrapar fluido en el medio poroso principalmente en formaciones de baja permeabilidad, poros pequeños donde las fuerzas relativas hacen que los hidrocarburos no fluyan de acuerdo a su energía disponible.

2) Mojabilidad de la Roca .-Cuando la roca es mojada por aceite este se adhiere a la pared de los poros incrementando el espesor de la película que moja la roca disminuyendo para el flujo esto trae como consecuencia la disminución de la permeabilidad. Los surfactantes alteran la mojabilidad de la roca favorablemente en función del tipo y característica de la roca.

3) Rompimiento de Emulsiones .-

Una emulsión restringe el flujo de fluidos en la roca por lo que es imprescindible romper las emulsiones cuando dos fluidos inmiscibles entran en contacto y se mezclan se forma una esfera que ofrece una área mínima de contacto y una fuerte tensión superficial esto genera emulsiones estables que pueden agravarse por la presencia de finos que actúan como agente emulsificante. Los surfactantes actúan sobre las emulsiones reduciendo la tensión superficial permitiendo romper la rigidez de la película.

Acción Anionicos:

1. Mojan de agua la arena, lutita o la arcilla que tienen caargas negativas.2. Mojan de aceite la caliza o dolomita si su PH < 8.3. Mojaran de agua la caliza o dolomita si su PH > 9,5 .4. Romperán emulsiones agua en aceite5. Emulsionaran el aceite en agua.6. Dispersaran las arcillas o finos en agua.

Acción Catiónicos:

1. Mojaran de aceite la arena, lutita o arcilla.2. Mojaran de agua la caliza y dolomita si el PH < 8.3. Mojaran de aceite la caliza y dolomita si el PH > 9,5.4. Romperan emulsiones de aceite en agua.5. Emulsionaran agua en aceite.6. Dispersaran arcilla y finos en aceite.

Acción No Iónicos:

1. Son los más versátiles debido a que sus moléculas no se ionizan.2. En combinación con otros productos químicos proporcionan características adicionales

como por ej: la alta tolerancia al agua y también pueden trabajar en PH acido ( PH<7).3. En su mayoría son derivados del óxido de etileno debido a que en la solubilidad en agua

pueden formar puentes de H2 para atraer agua hacia el oxígeno del óxido.

Acción Anfoteros:

Estos surfactantes contienen dos grupos: Acido Básico

Si el medio es acido la parte básica de la molécula se ioniza proporcionando actividad superficial para la molécula.

Si el PH es básico la parte acida de la molécula se neutraliza teniendo menor actividad superficial pro general también son utilizadas como inhibidores de corrosión.

Que tipos de daños puedo remover con el uso de surfactante??

Son varios los métodos que se pueden utilizar pero sin embargo dado que con estos productos se puede prevenir, remover, disminuir o agravar el daño a la formación no deben utilizarse sin el conocimiento del tipo de daño siempre debe remitir a las pruebas de laboratorio para confirmar la remoción del daño con surfactantes generalmente es muy caro y difícil por lo tanto el enfoque para emplear surfactante debe ser para prevenir el daño durante cualquier etapa del pozo. En el caso de que hayan utilizado surfactantes que dañaron la formación la remoción es posible con surfactantes mas fuertes, lo cual significa usar concentraciones mas altas. Debe tenerse especial cuidado en la selección y uso de los surfactantes los daños que se pueden remover son:

1. Bloqueo por Agua.- Debido al incremento de la Sw, se utiliza los surfactantes anionicos.2. Bloqueo por Aceite.- Debido a la condensación retrograda.3. Bloqueo por emulsión4. Mojamiento por aceite.- Aumenta la película y reduce el área.5. Depósitos orgánicos.- El fluido principal es un solvente aromático benceno, tolueno( de

cadena cíclica) hidrocarburos aromáticos pero ayudadas por los surfactantes disminuyen la tensión superficial.

6. Perdidas de lodo.- Pérdidas por el filtrado del lodo hacia la formación la solución es inyectar soluciones acuosas con surfactante para disminuir la viscosidad y poder dispersar los sólidos.

La selección de surfactantes adecuados permite tanto prevenir como remover determinados daños, la selección esta en base a estudios en laboratorio y apegadas a las normas API RP-42 esta norma da ciertos procedimientos sobre todo aspecto a la tendencia de emulsiones.

Pruebas de Mojabilidad.-

Los surfactantes por lo general deben cumplir con los siguientes requerimientos:

1. Reducir la tensión superficial.2. Prevenir la formación de emulsiones.3. Mojar de agua a la roca considerando su salinidad y PH.4. No producir hinchamiento encoger o dispersar arcillas de la formación.

5. Mantener la actividad de superficie a las condiciones de yacimiento.6. Ser soluble en el fluido base tanto en superficie como a condiciones de reservorio.7. Ser compatibles con los fluidos de terminación y fluidos de formación.

Los fluido utilizados en los tratamientos de estimulación no reactiva son:

Oleosas Acuosas Alcoholes Solventes mutuales Soluciones mixtas

En los tratamientos de estimulación donde se utilizan soluciones oleosas generalmente se emplean diesel, kerosene o aceite si es necesario utilizar aromáticos se utiliza Xileno y debemos utilizar un surfactante miscible o dispersante en aceite en los tratamientos que se utiliza 2% KCl y un surfactante soluble o dispersable en agua. Los alcoholes o solventes mutuales mixtos son más útiles en la remoción de bloqueos de agua, aceite, emulsiona o depósitos orgánicos.

Planificación del Diseño:

1er Paso.- Evaluación del daño.- Una vez determinado el daño lo primero que se ve es ver si este daño es susceptible de removerse por una emulsión matricial no reactiva.

2do Paso.- Una vez identificada el daño se debe seleccionar el tratamiento, que aditivos se van a utilizar, que surfactantes van a ser adecuados.

3er Paso.- Determinar el caudal y presión de inyección ( estos datos son obtenidos de una prueba de inyectividad).

4to Paso.- Determinar el volumen de la solución del tratamiento que va a depender de la altura del intervalo a tratar la penetración de la zona dañada por lo general se recomienda una penetración en la zona dañada de 2 a 5 pies que la altura de la zona de interés no sea mayor a 50 pies y en caso de que este sea mayor utilizar técnica selectiva.

5to Paso.- Determinar cual es el incremento de la productividad.

6to Paso.- Hacer el programa de estimulación, consiste en espesificar todas las acciones que se van a tomar desde la planificación previa durante y después de la estmulacion se debe tener los datos de volumen, caudal, presión, tiempo, tipo de fluido, antecedentes del pozo incluyendo l estado mecanico del pozo. Una cosa a tomar en cuenta cuando se va a realizar una estimulación matricial no reactiva, el pozo debe cerrarse 24hrs para permitir q el surfactante actue y nos pueda dar una respuesta positiva.

Ejemplo

Acidificación Matricial Reactiva

Consiste en la inyección a la formación de soluciones químicas a caudales y presiones inferiores a la de fractura estas soluciones reaccionan químicamente disolviendo materiales extraños y parte de la propia roca. El objetivo principal de esta técnica es remover el daño ocasionado en las perforaciones, baleos o punzados y en la zona próxima al pozo y eliminando este tipo de obstrucciones en el mismo. En algunos casos este tratamiento se utiliza también para estimular la productividad natural de un pozo principalmente mejorando la permeabilidad de la formación. Los ácidos que se utilizan son sustancias que se ionizan en iones de H2 y un anión, cuando están en solución en agua. Los iones de hidrogeno son elementos activos que reaccionan con minerales disolviéndolos por ej: El acido clorhídrico o cloruro de hidrogeno que en presencia del agua se ioniza:

HC l+H 2O→H+¿+Cl−¿¿ ¿

Si este acido se pone en contacto con otros minerales como los carbonatos estos reaccionaran y se formaran otros compuestos como el cloruro de calcio (CaCl2), agua y dióxido de carbono. Si los materiales son silícicos el ácido fluorhídrico los disolverá. Por lo general las características de los ácidos es que tienen un PH<7 que mientras más completa sea la disociación tendrá mayor poder de disolución el ácido llamado acido fuerte si la disociación es parcial y lenta será un acido débil.

En la estimulación matricial reactiva de pozos se utiliza acido que reacciona con los minerales que contienen las formaciones estas reacciones son cambios químicos para poder dar productos de esta reacción el conocer cuando y donde se llevan a cabo estas reacciones es útil para la selección y el diseño de este tipo de estimulación fundamentalmente se debe conocer la estequiometria y la velocidad de reacción.

El conocer estos dos conceptos (estequiometria y velocidad de reacción) nos permite conocer los mecanismos de reacción entre átomos moléculas y iones como también conocer que enlaces se rompen y que enlaces se forman como resultado de esa reacción. No todos los ácidos pueden ser utilizados en la reacción de pozos se requiere principalmente que los productos de la reacción sean solubles en agua y fácilmente removibles de la formación además de ser posible del control de los efectos negativos también deben ser seguros de manipular y encontrarse disponibles. Entre los ácidos más frecuentemente utilizados en la estimulación de pozos están:

1. Ácidos Inorgánicos.2. Ácidos Orgánicos.

Entre los ácidos inorgánicos más comúnmente utilizados en la estimulación de pozos están el ácido clorhídrico (HCl) y ácido fluorhídrico (HF). Dentro de los ácidos orgánicos tenemos el ácido acético (CH3COOH) y ácido fórmico (HCOOH) también se puede emplear mezclas entre ácidos en algunas operaciones muy especiales se pueden utilizar el ácido sulfamico y el cloroacético.

Con excepción del ácido fluorhídrico los demás ácidos clorhídricos, acéticos y fórmicos son utilizados para estimular formaciones calcáreas. El ácido fluorhídrico es el único que disuelve materiales silicios. Existen otros sistemas de ácido de más reciente desarrollo que trata de eliminar efectos no deseados del ácido fluorhídrico tal como el sistema fluorborico (HBF4) en este sistema el ácido fluorhídrico se produce lentamente al hidrolizarse el ácido fluorborico teniendo menor generación de productos dañinos.

Acido Clorhídrico

Es el ácido más utilizado en la estimulación de pozos se lo utiliza en una solución de gas de cloruro de hidrogeno en agua. Este gas se disocia rápidamente y completamente hasta un límite de 43% en peso. La característica del cloruro de hidrogeno es su rápida disociación en agua por eso es un ácido fuerte, este acido permite el mayor volumen de roca calcárea disuelta dando como resultado productos de reacción soluble en agua. Su desventaja es su alta corrosividad que ataca principalmente al material tubular y otros materiales de acero. Esta su acción agresiva del ácido clorhídrico restringe su aplicabilidad a altas temperatura de 300°F. El ácido clorhídrico esta comercialmente disponible hasta 32% en peso y se lo conoce como ácido muriático. El acido clorhídrico reacciiona con rocas calcáreas compuestas principalmente de minerales como la calcita y dolomita.

Para caliza (mineral calcita)

Para dolomía (mineral dolomita)

En estas dos reacciones tanto el Cl2 Ca y Cl2Mg estos dos compuestos se disuelven en agua que se desprenden de la misma reacción por lo tanto no forma precipitados. Pero estos 2 cloruros aumentan la viscosidad del acido gastado. La reacción mas rápida es con la caliza desde el puto

de vista teórico de estas dos reacciones se puede calcular la cantidad de roca disuelta por el HCl en la forma siguiente:

Pesos Moleculares

Esto significa que 73 kg/mol-kg de acido clorhídrico reaccionara con 100 kg/mol-kg de carbonato de caliza, produciendo 111 kg/mol-kg de cloruro de calcio , 44kg/mol-kg de bióxido de carbono y 18kg/mol-kg de agua.

Ejemplo

Cual será la cantidad de caliza disuelta por 1000 lts. De solucion de acido clorhídrico (HCl) al 15% en peso.