1. Generalidades de la Estimulación
y Daño de Formación
Integrantes:
Fabio Esteban Muñoz
Oscar Fernando Clavijo
Christiam David Ibañez
Miguel Naranjo
Johanna Diaz

2. ¿Qué es la Estimulación?
Estos tratamientos tienen por objeto
Son procesos que abarcan una serie de eliminar el daño a la formación y restaurar la
técnicas en la producción y/o extracción de capacidad natural de producción del pozo
hidrocarburos que son necesarias para mediante el cual se restituye o se crea un
aplicar en la formación para combatir los sistema extensivo de canales en la roca
tipos de daños ó problemas que se productora de un yacimiento para facilitar el
presentan en un pozo flujo desde la roca al pozo o desde el pozo a
la roca de ser necesario
Básicamente consiste en la inyección de un
Si la inyección de tratamiento se realiza a
fluido que tiene como finalidad tanto para
tasas y presiones inferiores a los necesarios
pozos inyectores como productores de
para vencer la resistencia mecánica de la
incrementar la producción de hidrocarburos
roca, entonces se trata de una estimulación
y/o la inyección de fluidos tales como agua,
matricial. De lo contrario correspondería a
gas o vapor para procesos de recuperación
una estimulación por fractura miento.
secundaria y mejorada,

3. En la actualidad hay muy pocos registros de
que a 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 un buena
evaluación de campo

4. Reseña Histórica
La estimulación es una de
las técnicas mas antiguas
conocida en la industria
de hidrocarburos en A continuación se
cuanto a procesos de muestra una breve reseña
mejorar la producción de la estimulación
Este tipo de técnicas se
empleo a comienzos del
siglo XX cuyos avances se
emplearon en EEUU.

5. Historia de la Estimulación
Fuente: Schlumberger

6. Reseña Histórica
Después de los primeros procesos
que se realizaron de estimulación a los tratamientos en las areniscas si
mediados del siglo XX, se tardaron algo más en llevarse a
detuvieron por casi 30 años por un cabo ya que el HCL no reaccionaba
problema muy importante que fue como debía ser en las areniscas ya
el aumento de la corrosión de la que provocaba efectos secundarios
Tubería de Revestimiento por el (taponamientos indeseados) esto
uso de los ácidos empleado en la se pudo corregir hacia 1940 con la
estimulación combinación de HCL
La acidificación en yacimientos de
calizas resurgió en 1931 con el
descubrimiento de que el arsénico
inhibía la acción corrosiva del HCL
en las tuberías

7. ¿Porque se debe llevar a cabo una
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.
Y por ultimo lo mas importante ayuda a aumentar la baja permeabilidad natural del yacimiento

8. Parámetros para Tener en Cuenta
Antes de Hacer una Estimulación
Se debe tener claro cuáles son las posibles causas de una baja producción el
cual puede ser debido a problemas mecánicos los cuales requieren de un
tipo diferente de tratamiento al de la estimulación. Estos parámetros
mecánicos típicos de una completación a tener en cuenta son los siguientes:
Fuente: Schlumberger

9. Parámetros para una Estimulación
Con base en lo anterior y resolviendo los posibles problemas mecánicos, y si la baja
producción persiste entonces se hace un estudio con la posibilidad de aplicar una
estimulación, existen unos parámetros los cuales nos ayudan a determinar si se debe o no
llevar a cabo una estimulación, los cuales se muestran en el siguiente diagrama de flujo
teniendo en cuenta que ya se ha descartado un daño mecánico.
Después de llevar a cabo pruebas de presión transitoria o cálculos de teóricos de las ratas
de flujo se tiene

10. Como se Debe llevar a Cabo un
Proceso de Estimulación
Fuente: Schlumberger

11. Por ultimo cabe mencionar que Para
cada tipo de pozo antes de realizar la
estimulación se debe llevar a cabo una
“Regla de Oro” que consiste en que la
estimulación matricial se debe llevar a
cabo en pozos con una productividad
real menor al 75% teórico calculado

12. 3. GENERALIDADES DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Qué es daño de formación?
Es la reducción en la capacidad de caudal de un yacimiento, ocasionado por la
disminución de permeabilidad de la formación.
Comprende la interacción entre la formación, partículas externas, y fluidos
acompañados de deformaciones mecánicas y fenómenos hidrodinámicos,
térmicos, biológicos, químicos y fisicoquímicos.
Por tanto, evaluar , controlar y mitigar el daño de la formación son unos de los
factores mas importantes a tener en cuenta para la explotación eficiente de
hidrocarburos.

13. 3. GENERALIDADES DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Operaciones efectuadas en los
pozos.
Ingreso de agentes externos.
Modificación de la
permeabilidad de la formación.
Caídas de presión.
Disminución del caudal de
producción

14. 3. GENERALIDADES DEL DAÑO DE FORMACIÓN
Técnicas de estimulación.
Incrementar la permeabilidad
de la zona afectada
Si ΔP>0 entonces Kskin<K
Si ΔP<0 entonces Kskin>K
Si ΔP=0 entonces K=Kskin Disminución de la pérdida de
presión.

15. 3. GENERALIDADES DEL DAÑO DE FORMACIÓN
El valor del daño de la formación (s),
permite relacionar la permeabilidad
de las zonas (afectada y virgen)
s>0 existe daño de formación.
s<0 la zona ha sido estimulada
s=0 no hay alteración de la zona
s>0 existe daño de formación.
s<0 la zona ha sido estimulada
s=0 no hay alteración de la zona
Determinar el caudal de petróleo
extraíble bajos condiciones de
operación presentes

16. Factores que contribuyen al daño
de la formación
• Diferenciales de presión muy altos.
• Incompatibilidad de los fluidos utilizados en las
operaciones (cantidad de sólidos presentes).
• Invasión de partículas.

18. Daños causados por migración de
finos.
• causan un taponamiento severo y una
disminución en la permeabilidad del medio
poroso en la región cercana al pozo.

19. Precipitación inorgánica
• Causado por incompatibilidad de
fluidos, producción de agua o cambios
rápidos en temperatura o presión.
 Carbonato de calcio.
 Sulfato de calcio.
 Sulfato de bario.
 Carbonato de hierro.
 Oxido férrico .
 sulfato de estroncio.

20. Precipitación orgánica
• Partículas ya presentes en el crudo y se
precipitarán bajo cambios rápidos de
temperatura o presión.
 Asfáltenos
 Parafinas
 Ceras

21. Bloqueo por emulsiones
Emulsiones Perforación
Cementación
Completamiento
Estimulación
reacondicionamiento
Emulsiones de alta
viscosidad
Ocupa el espacio poroso
Interacción
Obstrucción de
hidrocarburo
formación

22. Bloqueo por agua
Disminuye la
Aumenta la
permeabilidad Obstruye el
Invasión de saturación
relativa “local” paso de los
agua “local” de
al hidrocarburos
agua
hidrocarburo

23. Alteración de mojabilidad
• La pérdida de tensioactivos en los fluidos de
perforación y terminación, inhibidores de la
corrosión y dispersantes en los fluidos de
estimulación, el uso de resinas para el control de
arena puede provocar cambios en la mojabilidad de
la región cercana al pozo.

24. Daños de origen biológico
• En algunos pozos que reciben inyección de
agua, son susceptibles al daño causado
por bacterias en la zona cercana al pozo.
• Las bacterias especialmente las
anaerobias, pueden multiplicarse muy
rápido en el yacimiento tapando los
espacios porosos con ellas mismos o con
precipitados que resultan de procesos
biológicos.

25. Daño de formación inducida por
perforación
• El objetivos de los fluidos son garantizar la
seguridad de las perforaciones y operaciones que se
llevan a cabo en el pozo, así mismo maximizar las
tasas de operación.
 Invasión de sólidos
 Invasión de filtrados

26. Invasión de sólidos
• Las partículas de sólidos se depositan en los espacios porosos
de la formación e impiden el paso de los hidrocarburos.
 Si el diámetro de la partícula es mayor de 1/3 del diámetro de
los poros estas formaran un revoque externo sobre la cara de
la formación.
 Si el tamaño de la partícula esta entre 1/3 y 1/10 se dice q se
formara un revoque interno.
 Si las partículas son menores de 1/10 habrá invasión
profunda.

27. Invasión de filtrados
• Este puede ocurrir en tres eventos, bajo la broca,
cuando se esta recirculando o cuando esta estático.
 propiedades físicas y químicas
 Tiempo de circulación y en el que el fluido permanece
estático.
 Propiedades de la roca , porosidad permeabilidad y fracturas.
 Diámetro del hueco.
 La velocidad anular.

28. Daños producidos por la
cementación
• Dependiendo 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 de cemento invade
la formación y reacciona con los minerales de formación. Se
produce un rápido cambio de PH lo cual provoca un
taponamiento por los minerales de formación. Este rápido
cambio en el pH puede resultar en la formación de
precipitados inorgánicos como carbonato de calcio y sulfato
de calcio.

29. Daño por terminación pozo
• Fluidos que siempre contienen algunos sólidos, incluyendo productos de
corrosión, las bacterias y los desechos de la perforación de pozo 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 reservorio por un margen de seguridad
(normalmente de 300 a 600 psi). Cantidades importantes de sólidos
pueden ser empujados en la formación, resultando en una pérdida de
permeabilidad en la región de agujero cerca del pozo.

30. Daño durante el cañoneo
• El efecto del disparo sobre la matriz de la
roca reduce la permeabilidad ,como
también el colapso por los esfuerzos .

31. Daños durante el fractura miento
hidráulico
• Puede existir daño por invasión de filtrado
en la fractura, reducción de
permeabilidad, bloqueo por geles y
emulsiones , precipitaciones asfáltenos y
taponamiento por partículas solidas.

32. Control y remediación de los daños a la
formación son temas importantes que deben
resolverse para la explotación eficiente de los
reservorios de petróleo y la gestión de costos.
Recetas 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.

33. Debido a que el
daño de
formación suele
ser irreversible,
La prevención del daño
debe ser rentable, pero
Es mejor evitar el daño
requiere de una mayor
de la formación en lugar
comprensión de la física
de tratar con él, más
de los procesos, así
adelante en el uso de
como uso de técnicas de
procedimientos
predicción y de
costosos y complicados. "¿Es más rentable funcionamiento.
prevenir el daño de
formación o pasar por
alto esto?"
La clave para la
Evitar el daño
limpieza de la
puede ser una
formación de los
alternativa
daños es la
atractiva a la
comprensión de
solución del
lo que ha
daños".
causado el daño.

34. 1. Desde el punto de vista de revisión
De operaciones previas en el pozo afectado
Operaciones
subsecuentes
Análisis de la de reparación,
cementación de limpieza,
la tubería de estimulación.
Manifestaciones revestimiento.
de los fluidos del
yacimiento.
Tipo y
características
del fluido de
perforación,
Condiciones así como sus
en que se perdidas.
perforo la
zona de
producción.

35. Análisis de
las pruebas Todo lo anterior debe compararse
de formación
y producción. Con el comportamiento de pozos
vecinos.
Curvas de
variación
de
presión. Análisis del
comportamiento
de producción y
cuantificación del
daño.
Análisis
Nodal.
Análisis de
laboratorio

36. 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.

37. Minimizar invasión del Disponer de núcleos de
filtrado • Prever las reacciones la formación
químicas que surgirían
• Registros de presiones
entre el filtrado y la
estáticas • Usar lodos que • Se realizan pruebas de
formación
• Diseñar los fluidos de construyan un flujo para hallar la
revoque impermeable • Conocer el efecto de
perforación reducción de la K
rápidamente y pueda los aditivos del lodo
debido a la invasión
ser removido por la P en el medio poroso.
del lodo y sólidos.
Base de datos del yto al fluir el pozo. Caracterización
actualizada del mineralógica de la roca
yacimiento yacimiento (Agua, Oíl,)
Aditivos
Perdida de
del lodo
lodo en
como
fracturas Bombeo a tasas Uso de
emulsion
muy elevadas, un es desemulsificantes
gran volumen de viscosas o solventes
gel viscoso o agua
con dispersante
.para conducir el Tratamientos
lodo y lejos en la ácidos
formación

38. Detrás de un
lavador químico se YAC-1
bombea un
espaciador el cual
separa físicamente
el cemento del
lodo.
YAC-2
Para facilitar la
remoción de lodo
y del revoque, se
bombea
lavadores
químicos por
delante del
cemento.
Evitar al mínimo la perdida de DAÑO A LA
filtrado por medio de aditivos FORMACIÓN
(ocasiona desestabilización
de arcillas, migración
partículas finas)

39. INVASIÓN DE FILTRADO Y PARTÍCULAS QUE INFLUYEN CAÑONEO
SÓLIDOS
• Fuente principal de daño de
• Usar control de filtración
• Invaden: menos de 1/6 del formación
• Limpiezas en el transporte,
tamaño del poro. • Se debe cañonear donde el ∆P
tanques, mangueras, tubería,
sea a favor del yto , para permitir
etc. • Atrapados: 1/6 y 1/2 tamaño del
que el flujo limpie el túnel,
• Compatibilidad del fluido con el poro (revoque interno dañino) residuos y la zona desintegrada
de la formación (evitar de la perforación.
• No pasan: mayor a 1/2 diámetro
precipitados)
• Evitar que el fluido que invada no
• Asegurar que el yto sea capaz de del poro(revoque externo)
causa mayor daño a la
expulsar este fluido( min σ) formación.
• Usar surfactantes para bajar Este fluido de completamiento generalmente esta
(min σ) compuesto de salmueras en alta concentración de sales
(Na, Ca, Zn, Mg) Contienen polímeros para sostener sólidos,
inhibidores de corrosión

40. Tener presente evitar agravar el
daño, debe ser correctamente
Incompatibilidad
De este modo se
del acido con el diagnosticado (conocer
crudo (mezcla de
garantiza la
solventes,
remoción del
aromáticos, y composiciones de fluidos en yto)
volumen que se
surfactantes).
vaya a tratar
(evitando contacto y diseñar el mejor modo para el
acido-crudo) (
mezcla min σ). Prevención
adicionar al acido
uso de estos compuestos (estos
estabilizadores o
acomplejantes de ácidos pueden formar
hierro(acido
cítrico, EDTA, NTA)
evita deposito de precipitados).
hierro en la
formación.
Empleado para remediar daños,
causados por fenómenos interfaciales,
bloqueos, , intervalos perforados
obturados , emulsiones etc.

41. Adicionar aditivos
para controlar las
arcillas (KCL) y un
surfactante (min σ).
Controlar el agua a
usar para el fluido de
fracturamiento, debe
ser filtrada y
almacenada en las
mejores condiciones
(Incrustaciones,
sólidos suspendidos)
Adicionar aditivos
necesarios para
asegurar la ruptura
del gel después de
finalizado el
fracturamiento.

42. Producción
de arena
Lograr que las
parafinas se
depositen fuera Control en la taza
del pozo. de producción
(aislantes térmicos (Disminuirla)
en el anular)
conservar T para
evitar perdida de
solubilidad. Empaques con
grava (rejillas)
Control en
Consolidación
Asfáltenos son depósitos Remoción de la química (resinas)
sensibles a la orgánicos parafinas: Elementos (afecta K)
declinación de la P mecánicos
(uso de métodos (cortadores),Uso de
para que la Pwf aceites calientes, agua
Uso de
caliente (daño de
sea alta retrasaría formación), estabilizadores
esa precipitación) Disolventes, vapor (tratamientos
(Inyección de (pueden volver a químicos)
disolventes) cristalizar)

43. DIAGNOSTICO Y EVALUACION DEL
DAÑO A LA FORMACION
Existen muchos motivos por los cuales un pozo no aporta la producción que se
espera de el o declina su producción con el tiempo. Por esto es importante hacer
un estudio, ya que puede atribuirse la baja productividad de un pozo de un daño a
la formación.

44. Si 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 analisis de núcleos

45. Prueba DST
Una 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.

46. Registros de resistividad
La 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.

47. 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 niel 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 q genero el daño

48. Historial de producción

49. 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.

50. 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 nodal
El 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.

51. 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.

52. Pruebas y análisis de núcleos
Se 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

53. Pruebas y análisis de núcleos
Análisis de rayos x
Mediante 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 electrónica
Prueba 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 fina
Permite 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 acido
Muestra una curva de flujo de fluidos a través de un núcleo, para determinar el
incremento de la permeabilidad al paso de de cada fluido

54. Lista de indicadores de daño
En 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 s 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

55. Lista de indicadores de daño
•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

56. METODOS DE
ESTIMULACION

57. • ESTIMULACION MATRICIAL QUIMICA
• ESTIMULACION POR FRACTURAMIENTO
ACIDO
• ESTIMULACION POR FRACTURAMIENTO
HIDRAULICO

58. ESTIMULACION MATRICIAL
• INYECCION A TASAS Y PRESIONES INFERIORES
• BUENA SELECCIÓN DE FLUIDOS DE
TRATAMIENTO.
• SU EFECTO SE LIMITA A REMOVER DAÑOS
SOMEROS DE LA FORMACIÓN.

59. TIPOS DE ESTIMULACION MATRICIAL.
REACTIVAS
ESTIMULACION MATRICIAL
QUIMICA
NO REACTIVAS

60. ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO
ACIDO.
Se inyecta un fluido acido a una presión lo
suficientemente alta para sobrepasar la
resistencia mecánica de la roca y establecer
en ella una fractura o abrir una fractura
preexistente ocasionada en el momento del
cañoneo.

61. ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO.
Se inyecta un fluido viscoso a una presión lo
suficientemente alta para sobrepasar la
resistencia mecánica de la roca y establecer en
ella una fractura o abrir una fractura preexistente
ocasionada en el momento del cañoneo.
El fluido inyectado casi siempre es salmuera por
economía. Se adiciona además, un elemento de
empaque para incrementar la conductividad de
la formación y así generar mayor producción

62. CONCLUSIONES
• Se puede evidenciar la importancia de la
estimulación y daño de formación
• Identificamos los daños presentes en la
formación así como los tipos y su respectiva
remoción

63. GRACIAS!!!!