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Estimulación no acida
Alumno: Manuel HernandezCatedrático: Carlos Guillermo Barrera AburtoMateria: Ingeniería de Producción IIInstituto: Universidad del Atlántico
¿Que es la estimulación?Es el proceso por el cual se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento mediante la inyección de fluidos por debajo de la presión de fractura.
Son procesos que abarcan una serie de técnicas en la producción y/o extracción de HCBS. Que son necesarios para aplicar en la formación para combatir los tipos de daños o problemas que se presenten.
Objetivo de la estimulaciónEstos tratamientos tienen como objetivo eliminar el daño a ala formación y restaurar la capacidad natural de producción del pozo o en el mejor de los casos mejorarla, mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento para facilitar el flujo de un yacimiento, para facilitar el flujo desde la roca del pozo o desde el pozo a la roca de ser necesario.
¿Por qué utilizar la estimulación?En la actualidad hay muy pocos registros de que algún pozo no haya sido estimulado de alguna forma.
La estimulación ayuda a disolver o dispersar materiales que perjudican una producción normal teórica.
En pozos productores aumenta la rata de producción, y en inyectores la producción efectiva
Se puede aplicar para cualquier tipo de yacimiento y para todo tipo de pozo, esto se da dependiendo exclusivamente de una buena evaluación de campo
Ventajas de la estimulación Se debe mencionar que entre los más importantes desarrollos tecnológicos de la industria petrolera se encuentran la estimulación de pozos, por lo cual no debería existir pozo en el mundo en el cual no se haya llevado a cabo uno o más de estos procesos.
La estimulación se lleva a cabo donde ha ocurrido un daño en la formación, tales posibles causas de daño en la formación expondrán más adelante.
Permite mejorar la producción de aceite y gas, de esta forma permite incrementar las reservas recuperables y así producir económicamente una buena reserva de hidrocarburo a través de esta técnica.
Ha permitido a través de las experiencias de campo el desarrollo de materiales y equipos que permiten aplicar esta técnica a diferentes tipos de pozos, aunque todavía en la actualidad representa un verdadero reto para seguir mejorando los segmentos de esta técnica que aun no ha sido desarrollada totalmente.
ayuda a aumentar la baja permeabilidad natural del yacimiento
Parámetros antes de la estimulación
Se debe de tener en claro cuales son las posibles causas de una baja producción, la cual puede ser generada por problemas mecánicos los cuales requerirán de otra forma alterna ala estimulación
Parámetros a seguir para una estimulación
Después de llevar a cabo pruebas de presión transitoria o cálculos de teóricos de las ratas de flujo se tiene
Factores que contribuyen al daño a la formación
Diferenciales de presión muy altos.
Incompatibilidad de los fluidos utilizados en las operaciones (cantidad de sólidos presentes).
Invasión de partículas.
Factores que contribuyen al daño a la formación
Daños causados por migración de finos
El movimiento de las partículas finas de cuarzo y arcilla o materiales similares en la formación prospectiva debido a las fuerzas de arrastre generadas durante la producción. La migración de finos puede resultar de una formación no consolidada o inherentemente inestable o de la utilización de un fluido de tratamiento incompatible que libera partículas finas.
Los cuales generan un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo lo cual nos genera una caída en la producción del mismo.
Precipitación inorgánica
Causado por la incompatibilidad de fluidos, producción de agua o cambios rápidos en temperatura o presión
Los cuales son generados normalmente por:
Carbonatos de Calcio
Sulfato de Calcio
Sulfato de bario
Carbonato de hierro
Oxido férrico
Sulfato de estroncio
Precipitación orgánica
Partículas ya presentes en el crudo y se precipitarán bajo cambios rápidos de temperatura o presión.
Como lo son:
Asfáltenos
Parafinas
Ceras
Bloqueo por emulsiones
Interacción
fluid
os
PerforaciónCementación
CompletamientoEstimulación
reacondicionamiento Problem
a
fluidos
formación
prob
lema
Emulsiones de alta viscosidad
Ocupa el espacio porosoObstrucción de hidrocarburo
Emulsiones
Bloqueo por agua
Invasión de aguaAumenta la saturación
“local” de agua
Disminuye la permeabilidad
relativa “local” al hidrocarburo
Obstruye el paso de los
hidrocarburos
Alteración de mojabilidad
La perdida de tensioactividad en los fluidos de perforación y terminación, inhibidores de la corrosión y dispersantes en los fluidos de estimulación, uso de resinas para el control de arenas, puede provocar cambios en la Mojabilidad de las regiones cercanas al pozo
Daños inducidos por la perforación
El objetivo de los fluidos son garantizar la seguridad de las perforaciones y operaciones que se llevan a cabo en el pozo, pero en el peor de los casos estos pueden generar problemas de invasión a la formación generados por la mala elección de los fluidos y sus componentes.
Esto puede generar
invasión de sólidosLas partículas de sólidos se depositan en los espacios porosos de la formación e impiden el paso de los hidrocarburos.
Invasión de filtradosEste puede ocurrir en tres eventos, bajo la barrena, cuando se esta recirculando o cuando esta estático.
Daños producidos por la cementaciónDependiendo de la composición especifica del cemento y su PH, el filtrado puede ser sobresaturado con carbonato de calcio y sulfato de calcio. Como el filtrado del cemento invade la formación y reacciona con los minerales contenido en ella. Se produce un rápido cambio del PH lo cual provoca un taponamiento por los minerales de formación. Este rápido cambio en el PH puede resultar en la formación de precipitación inorgánicos como carbonatos de calcio y sulfatos de calcio.
Daño por terminación pozoFluidos que siempre contiene algunos solidos, incluyendo productos de corrosión, las bacterias y los desechos de la perforación de pozos y tanques de la superficie. La densidad de la salmuera se mantiene lo suficientemente grande como para que la presión del agujero inferior supera la presión del yacimiento por un margen de seguridad ( Normalmente de 300 a 600 psi). Cantidades importante de solidos pueden ser empujados en la formación, resultando en una perdida de permeabilidad en la región del agujero cerca del pozo.
Daño durante el cañoneo
El efecto del disparo genera sobre la matriz de la roca, reduce la permeabilidad, como también el colapso por los esfuerzos.
Daños durante el fracturamiento hidráulico
Puede existir daño por invasión de filtrado en la fractura , reducción de permeabilidad, bloqueo por geles y emulsiones, precipitantes y asfáltenos y taponamiento por partículas solidas.
Introducción al control y eliminación del daño a la formación
Control y eliminación de los daños a la formación son temas importantes que deben resolverse para la explotación eficiente de los
yacimientos de petróleo y la gestión de costos.
Métodos que funcionan para ciertos casos, no necesariamente tiene que funcionar para otros.
Se señala que daños a la formación es a menudo pasado por alto debido a la ignorancia y la apatía. En muchos casos, los ingenieros no
están muy preocupados con el daño de la formación debido a la creencia de que puede ser eludidas más adelante, simplemente por
acidificación y / o fracturación hidráulica.
El diseño de ciertos productos químicos y / o procedimientos para el control de daños y la
rehabilitación es una ciencia, así como un arte.
Introducción al control y eliminación del daño a la formación
"¿Es más rentable prevenir el daño de
formación o pasar por alto esto?"
Debido a que el daño de
formación suele ser irreversible,
La prevención del daño debe ser rentable, pero requiere de una mayor
comprensión de la física de los procesos, así
como uso de técnicas de predicción y de
funcionamiento.
La clave para la limpieza de la
formación de los daños es la
comprensión de lo que ha
causado el daño.
Evitar el daño puede ser una
alternativa atractiva a la solución del
daños".
Es mejor evitar el daño de la formación en lugar
de tratar con él, más adelante en el uso de
procedimientos costosos y complicados.
Como afrontar el daño a la formación
Condiciones en que se perforo la zona de
producción.
Tipo y características del fluido de perforación, así como sus
perdidas.
Manifestaciones de los fluidos del
yacimiento.
Análisis de la cementación de
la tubería de revestimiento.
Operaciones subsecuentes de reparación,
limpieza, estimulación.
1. Desde el punto de vista de revisiónDe operaciones previas en el pozo afectado
Como afrontar el daño a la formaciónAnálisis de las pruebas
de formación y producción.
Curvas de variación
de presión.
Análisis Nodal.
Análisis de laboratorio
Análisis del comportamiento de producción y
cuantificación del daño.
Prevención de los daños inducidos durante la perforación
La causa principal de la invasión del filtrado y sólidos del fluido de perforación hacia los yacimientos es la presión diferencial o sobrebalance de la columna hidrostática del fluido en contra de la presión del yacimiento.
Prevención de los daños inducidos durante la perforación
• Registros de presiones estáticas
• Diseñar los fluidos de perforación
Base de datos actualizada del
yacimiento
• Usar lodos que construyan un
revoque impermeable
rápidamente y pueda ser removido por la P
del yto al fluir el pozo.
Minimizar invasión del filtrado • Prever las reacciones
químicas que surgirían entre el
filtrado y la formación
• Conocer el efecto de los aditivos del lodo en el medio poroso.
Caracterización mineralógica de la roca yacimiento (Agua, Oíl,)
• Se realizan pruebas de flujo para hallar la
reducción de la K debido a la invasión del lodo y sólidos.
Disponer de núcleos de la formación
Bombeo a tasas muy elevadas, un gran volumen de gel viscoso o agua
con dispersante .para conducir el lodo y
lejos en la formación
Perdida de lodo en
fracturas Uso de desemulsificantes
o solventes
Tratamientos ácidos
Aditivos del lodo
como emulsion
es viscosas
Prevención de los daños durante la cementación
Evitar al mínimo la perdida de filtrado por medio de aditivos (ocasiona desestabilización de arcillas, migración partículas
finas)
Para facilitar la remoción de lodo y del revoque, se
bombea lavadores
químicos por delante del cemento.
YAC-1
YAC-2
DAÑO A LA FORMACIÓN
Prevención de los daños durante el reparación
INVASIÓN DE FILTRADO Y SÓLIDOS
• Usar control de filtración
• Limpiezas en el transporte, tanques,
mangueras, tubería, etc.
• Compatibilidad del fluido con el de
la formación (evitar precipitados)
• Asegurar que el yto sea capaz de
expulsar este fluido( min σ)
• Usar surfactantes para bajar (min
σ)
PARTÍCULAS QUE INFLUYEN
• Invaden: menos de 1/6 del tamaño
del poro.
• Atrapados: 1/6 y 1/2 tamaño del
poro (revoque interno dañino)
• No pasan: mayor a 1/2 diámetro del
poro(revoque externo)
CAÑONEO
• Fuente principal de daño de
formación
• Se debe cañonear donde el ∆P sea a
favor del yto , para permitir que el
flujo limpie el túnel, residuos y la
zona desintegrada de la
perforación.
• Evitar que el fluido que invada no
causa mayor daño a la formación.
Nota: Este fluido de completamiento generalmente esta compuesto de salmueras en alta concentración de sales
(Na, Ca, Zn, Mg) Contienen polímeros para sostener sólidos, inhibidores de corrosión
Prevención de los daños durante la estimulación acida
Empleado para remediar daños, causados por fenómenos interfaciales,
bloqueos, , intervalos perforados obturados , emulsiones etc.
Prevención adicionar al acido estabilizadores o acomplejantes de
hierro(acido cítrico, EDTA, NTA) evita
deposito de hierro en la formación.
De este modo se garantiza la
remoción del volumen que se
vaya a tratar (evitando contacto
acido-crudo) ( mezcla min σ).
Incompatibilidad del acido con el
crudo (mezcla de solventes,
aromáticos, y surfactantes).
Tener presente evitar agravar el
daño, debe ser correctamente
diagnosticado (conocer
composiciones de fluidos en yto)
y diseñar el mejor modo para el
uso de estos compuestos (estos
ácidos pueden formar
precipitados).
Prevención de los daños durante el fracturamiento
Controlar el agua a usar para el fluido de fracturamiento, debe
ser filtrada y almacenada en las
mejores condiciones (Incrustaciones,
sólidos suspendidos)
Adicionar aditivos para controlar las arcillas (KCL) y un
surfactante (min σ).
Adicionar aditivos necesarios para
asegurar la ruptura del gel después de
finalizado el fracturamiento.
Prevención de los daños durante el proceso de producción
Lograr que las parafinas se
depositen fuera del pozo. (aislantes
térmicos en el anular) conservar
T para evitar perdida de solubilidad.
Asfáltenos son sensibles a la
declinación de la P (uso de métodos para que la Pwf
sea alta retrasaría esa precipitación)
(Inyección de disolventes)
Control en depósitos orgánicos
Remoción de la parafinas: Elementos
mecánicos (cortadores),Uso de
aceites calientes, agua caliente (daño
de formación), Disolventes, vapor (pueden volver a
cristalizar)
Producción de arena
Control en la taza de producción (Disminuirla)
Empaques con grava (rejillas)
Consolidación química (resinas)
(afecta K)
Uso de estabilizadores (tratamientos
químicos)
Evaluación del daño a la formación
Existen muchos motivos por los cuales un pozo no aporta la producción que se espera o tiene una declinación en su producción con el tiempo. Por eso es importante hacer un estudio, ya que puede atribuirse la baja producción del pozo a un daño a al formación
Evaluación del daño a la formaciónSi un pozo tiene daño es necesario evaluarlo y diagnosticarlo para así reducir o minimizar sus efectos nocivos en la producción. Existen varios métodos para diagnosticar el daño a la formación entre ellos están:
Pruebas de restauración de presión con tubería de perforación
Registros de resistividad
Revisión histórica de perforación, terminación, y reparación del pozo
Análisis de estimulaciones previas
Comparación con pozos vecinos
Análisis de pruebas de presión
Análisis nodal
Registros de producción
Pruebas y análisis de núcleos
Prueba DSTUna prueba DST puede dar indicación de la presencia de daño cuando restaura rápidamente la presión en un periodo de cierre, y hay gran diferencia entre la presión de flujo inicial y la final en poco tiempo, indicando que hay transmisibilidad de la presión pero muy poca al flujo, lo cual puede deberse a la obstrucción del caudal.
Registros de resistividadLa combinación de un registro dual de inducción y el latero log pueden dar idea de la profundidad de la invasión de los fluidos hacia la formación.
Tomando en cuenta el registro de calibre del hoyo para hallar el espesor de revoque en las zonas permeables.
Revisión histórica de perforación, terminación, y reparación del pozo
Son un paso critico del proceso de diagnostico del daño a la formación, ya que es durante estas operaciones que la mayoría de los daños son detectados. Donde se debe tener en cuenta:
El historial del día a día de la perforación detectando los aditivos del lodo
La detección de pegamientos de tubería, perdida de circulación, fallas de funcionamiento del equipo de control de sólidos y cambios en las tasas de penetración
El tipo de fluido presente durante el cañoneo
El método de cañoneo (penetración de los disparos)
El nivel de filtración de los fluidos
Es importante ver los cambios en la curva de producción que estén asociados a eventos de reparación o estimulación del pozo ya que es el mejor indicio del proceso que genero el daño
Historial de producción
Comparación con pozos vecinos
La superposición de curvas del historial de producción entre pozos vecinos del mismo yacimiento podrá dar una indicación del comportamiento irregular de alguno de ellos.
Análisis del pozo
Análisis de estimulaciones previas
Se realizan dichos análisis para determinar si se ha tratado de eliminar un tipo de daño en un yacimiento, evaluando la efectividad de las estimulaciones realizadas y en caso de fracasos determinar si se han dañado, mas los pozos para así poder realizar mejores diseños de estimulación.
Análisis nodalEl estudio del análisis nodal de pozo sirve para determinar el diseño correcto de tuberías, estranguladores, equipo de levantamiento artificial por gas y líneas de flujo.
Para lograr esto lo que interesa es que la caída de presión en el yacimiento sea mínima para lograr la máxima presión de fondo fluyente para levantar los fluidos producidos.
REGISTROS DE PRODUCCIÓN El objetivo principal de los registros de producción es el análisis del sistema de movimiento de los fluidos, definiendo sistema como el tipo de régimen de flujo en el pozo.
El Registro de Producción es un método que mide y registra el flujo de fluidos, o el efecto del flujo de fluidos, al colocar los instrumentos de medición a varias profundidades en una producción o inyección de pozo.
Pruebas y análisis de núcleosSe realizan pruebas en núcleos extraídos del yacimiento con el fin de reproducir los fenómenos que han ocurrido en el yacimiento, permitiendo determinar la existencia del daño, los mecanismos que lo provocan y las posibles soluciones al mismo. Las técnicas empleadas son:
Análisis petrográfico
Análisis mineralógico
Pruebas de flujo a través de los núcleos
Análisis químico de los fluidos
Compatibilidad de los fluidos
Pruebas y análisis de núcleos
Análisis de rayos xMediante el Angulo de difracción de los rayos, pueden identificarse los minerales que componen la muestra, siendo una técnica útil para diferenciar tipos de arcilla.
Microscopia electrónicaPrueba útil para reconocer tipos de arcilla y observar su localización en los poros. En esta prueba se recubre la muestra ultra delgada de grafito y luego se observa en el microscopio electrónico de barrido, equipado detector de retrodispersado y de rayos x.
Microscopia óptica de secciones finaPermite el reconocimiento de la evolución diagenetica de la formación
Análisis de tamizado Esta prueba muestra grandes cantidades de material, muy fino en las formaciones con alto contenido de arcilla
Curvas de respuesta al acidoMuestra una curva de flujo de fluidos a través de un núcleo, para determinar el incremento de la permeabilidad al paso de de cada fluido
Lista de indicadores de dañoEn casos donde la información disponible de los pozos sea escasa existe una serie de indicación que indican un daño a la formación:
La formación contiene arcillas hinchables o susceptibles de migración
El pozo fue perforado con lodo con alta perdida de filtrado o bajo control de salidos
El pozo produce pequeñas cantidades de agua a intervalos irregulares
El hoyo ha sido ampliado, pero la producción es baja
Declinación brusca de la producción
Buena presión de fondo pero poca producción
Declinación de la producción después de una cementación forzada
Producción de lodo o sólidos de lodo
Perdida de lodo o agua hacia la formación
Baja resistividad en os registros de producción pero sin producción de agua
Estimulación no acida Es aquella en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control o depósitos orgánicos.
Fluidos a utilizar:
Soluciones oleosas u acuosas
Alcoholes
Solventes mutuos
Estimulación no acida
Las fuerzas que retiene los fluidos están representados por fenómenos de superficie los cuales gobiernan el flujo de los fluidos a través del medio poroso
La acción de esta estimulación no acida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas manifestadas en los fenómenos de tención superficial e interracial, mojabilidad y capilaridad
Estimulación no acida Se utiliza principalmente para remover daños:
Daños por bloqueo (agua, aceite o emulsiones)
Daños por perdidas de lodo
Daños por depósitos orgánicos
Mojabilidad por aceite
Selección de fluidos de estimulación
El éxito de la estimulación depende primordialmente de la buena selección del fluido de estimulación
El proceso de selección de un fluido es en lo general muy complejo, pues la mala selección del fluido de estimulación podría resultar en un problema mayor al original.
Selección de fluidos de estimulaciónPara la selección del fluido de estimulación se deben tener en 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
Fenómenos de superficie
El Fluido a través de los medios porosos están fuertemente afectados por los fenómenos de superficie y los alcances de la estimulación no acida dependerá de la alteración de estos fenómenos presentes en la rocas como lo son
Tención Superficial e interracial
Mojabilidad
Capilaridad
Tensión Superficial
En los Diferentes estados de la materia las moléculas presentan fuerzas de atracción mutuas llamadas fuerzas de cohesión, en la interface de un liquido y un solido o un liquido y un gas, estas fuerzas son desbalanceadas, creando una energía libre en la superficie de contacto, de esta manera la tensión superficial se define como
“El trabajo por unidad de área que se requiere para vencer la energía libre en la superficie de un liquido”
Tensión Superficial
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
Mojabilidad
“Se define como la tendencia que tiene un liquido a adherirse preferiblemente a un determinado solido”.
Este fenómeno es de gran importancia para el flujo de aceite en un medio poroso, si la roca se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al aceite es muy superior, por lo tanto es muy importante que el medio poroso, este o quede mojado por agua.
Mojabilidad
Presión Capilar
Por definición la presión capilar es la diferencia de presión a través de la interface entre dos fluidos inmiscibles, los cuales se hayan en equilibrio una vez que han ascendido por medio de un capilar.
Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones (superficiales e interfaciales) que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en el medio poroso.
Presión Capilar
Aditivos
Surfactantes
Solventes mutuales
Alcoholes
Inhibidores de precipitados de sulfato de calcio
Estabilizadores de arcilla
Función del surfactante
Prevenir, remover, disminuir o gravar los daños de la formación no debe usarse sin conocer el tipo de daño de la formación y pruebas de laboratorio
Solventes mutualesReducción 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
Previene de finos insolubles provenientes de la oleohumectación.
Estabiliza las emulsiones
Mantiene las concentraciones necesarias de los surfactantes e inhibidores en solución
Estabilizadores de arcilla Productos cuya función fundamental es evitar las principales causas de reducción de permeabilidad asociadas con arcillas
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.
Inhibidores de precipitación 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.
EDTA
Nombre Químico:Etilendiamino Tetraacetato Tetrasódico
Fórmula Química :C10H12N2O8Na4
Polvo cristalino PH = 11
Etapas del proceso de estimulación no acida
Evaluación del daño
Selección de la solución de tratamiento
Gasto y presión de inyección
Determinación de volumen de
solución de tratamiento
Incremento de productividad
Programa de la
estimulación
Evaluación del Daño
Se evalúa el daño con el fin de determinar que tipo de estimulación se debe de efectuar. Si el daño es susceptible de removerse a través de una estimulación no acida se selecciona la solución de tratamiento por la cual se va a realizar el proceso de remoción.
Nota:En caso que el tipo de daño no se logre identificar plenamente la estimulación no acida no debe de aplicarse, solo quedando indicada la estimulación matricial acida. Ya que existe un gran posibilidad de utilizar fluidos de estimulación contraindicados, corriéndose el riesgo de empeorar los daños a eliminar.
Selección de Surfactantes La selección de surfactantes adecuados permite tanto prevenir como remover determinados tipos de daños de las formaciones.
Para su selección deben efectuarse pruebas de laboratorio similares a las descritas en la norma API RP-42.
Es recomendable que los fluidos y productos químicos utilizados en las operaciones, se sometan a pruebas de compatibilidad con los fluidos de la formación, y de ser posible con núcleos representativos.
Selección de Surfactantes Se deben seleccionar a través de pruebas de laboratorio surfactantes que permitan prevenir el daño. Entre las pruebas para la selección 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.
Prueba de mojabilidad
Pruebas de Mojabilidad
Para los surfactantes solubles o dispersables en aceite.
Para los surfactantes solubles o dispersables en agua
Para soluciones acidas
Interpretación de Resultados
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 de 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 mojado de aceite.
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.
Incremento de productividad
De ser posible debería estimarse el incremento de productividad esperado.El incremento en la productividad obedece a la siguiente ecuación
Esta ecuación esta 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 formación y la permeabilidad de la zona de penetración
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.
Ejemplo de Calculo
Solución
