Daño de Formacion Yacimientos I(1)

Yacimientos I Semestre I

Fundación Universidad América Abril 8, 2013, Bogotá

DAÑO DE FORMACIÓN Lina María Argüello Borray Departament Departamento o de Ingeniería Ingeniería de Petróleos Petróleos – Facultad Facultad de Ingenieria Ingenierias s – Fundacion Fundacion Universid Universidad ad de América Bogotá Bogotá - Colomb Colombia ia [email protected]

Cristian Barrera Departament Departamento o de Ingeniería Ingeniería de Petróleos Petróleos – Facultad Facultad de Ingenieria Ingenierias s – Fundacion Fundacion Universid Universidad ad de América Bogotá Bogotá - Colomb Colombia ia [email protected] Abstract… …………………………. …………………………. This paper is oriented to the explanation of the different types of damage form ation that an oil r e s er er v o i r c an an s u f f e r d u r i n g al al l t h e s te te p s o f p r o d u c t i o n a n d h o w w e c a n p r e v en en t t h e s e t y p e s o f d a m a g es es . D u r in in g t h i s w o r k , w e c a n o b s e r v e h o w e ac ac h t y p e o f d a m a g e c a n d i f f er er f r o m t h e o t h e r s , u s i n g i n f o r m a t i o n f r o m b o o k s a n d p a p e r s t h a t t al al k a b o u t t h i s t h e m e . A s w e k n o w t h i s t h e m e i s v e r y i m p o r t a n t i n t h e i n d u s t r y d u e t o t h e p r o b l em em s t h a t c a u s e s , l i k e t h e d e c r ea ea s e o f t h e p r o d u c t i o n r a t io io a n d t h e e c o n o m i c l o s s e s t h a t g i v e s t h i s p a r t ic ic u l a r p r o b l e m . In In o r d e r t o p r e v en en t t h e d a m a g e f o r m a t io io n , w e h a v e t o k n o w v e r y w e l l t h e p r o p e r t i e s o f t h e w e l l a n d t h e d a t u m t h a t h e g i v e s , t o p r e v e n t an an d d e si s i g n w h i c h t y p e of o f f l u id id o f p e rf rf o r at at i o n w e ar a r e g oi o i n g t o u s e , o r w h i c h t yp y p e o f h y d r au au l ic i c l i ft f t i n g w e c an an use to increase the production ratio. All of this items that we have to cons ider, that can help us in th e performance of the oil reservoir. Keywords : Formation Formation Damage, Damage, Matrix Matrix Stimulatio Stimulation n

1. Intr Introd oduc ucci ción ón:: A lo largo de la historia, la industria del petróleo ha estado en la búsqueda de métodos que permi permita tan n redu reducir cir la la pérdi pérdida da de produ producti ctivi vida dad d en los los pozos pozos por por alterac alteració ión n de la perme permeab abil ilid idad ad,, durante las etapas de desarrollo desarrollo y explotación explotación del yacimiento. yacimiento. La pérdi pérdida da de perme permeab abili ilida dad d en los los yacimi yacimien ento tos s pued puede e estar estar asoc asocia iada da con con la forma formació ción n de precipitados por reacciones químicas en el medio poroso, migración de partículas finas, fenómenos interfaciales interfaciales (Bloqueos (Bloqueos por emulsiones emulsiones y Bloqueos por por agua) y inversión de mojabilidad mojabilidad entre otros, que causan daños a la formación. El Daño de Formación se define como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, por la producción de fluidos o por la introducción de fluidos durante las operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación del pozo, y puede ser eliminada mediante tratamiento químico, permitiendo al pozo recuperar la mayor parte de su capacidad original de producción. La existencia de una zona de permeabilidad dañada alrededor del pozo causa una caída adicional de la presión, durante el flujo hacia el pozo desde el yacimiento. Esto reduce el valor de la pre presi sión ón de de fond fondo o fluy fluyent ente, e, y hace hace que que la dife diferen renci cia a (Pres (Presión ión de yac yacimi imien ento to – P. de fond fondo o fluyente) fluyente) (Pe-Pwf) incremente, incremente, con lo cual el índice de productividad productividad del pozo disminuya. disminuya.



Figura 1. Esquematización del Daño de Formación en un pozo La caída o ganancia de presión adicional causada por el daño o skin factor, s, está dada por:

Con base a lo anterior, la ley de Darcy incluyendo efectos de daño resulta ser:

o también:

Puesto que para estado estable se tiene:

Incluyendo el daño a la anterior ecuación:



Rearreglando: Entonces la ecuación de Darcy puede escribirse también como:

Cuando un pozo está dañado, se tiene la impresión de que el radio del pozo tiene un valor diferente, el cual es más grande que el real cuando el pozo está estimulado o mas pequeño que el real cuando el pozo está dañado. Este radio aparente, rw ’ se calcula mediante:

Por lo que la última expresión de Darcy queda:

2. Operaciones que causan Daño: Durante todas las operaciones que se llevan a cabo en un pozo, a lo largo de su vida, pueden ocasionarse daños a las formaciones productoras de hidrocarburos.

2.1 Operaciones de Perforación: Una de las causas más comunes que existen en el daño a la formación, es la perforación del pozo puesto que esta acción desestabiliza las condiciones de equilibrio fisco químicas, termodinámicas y esfuerzos de la roca a medida que se vaya perforando el pozo. Como bien se sabe, durante la perforación se utiliza un fluido de perforación, cuyo objetivo es el de mantener las presiones en el pozo, lubricar la broca y transportar los ripios o restos de roca que son desprendidos durante este proceso; conociendo que el fluido de perforación consta de una fase liquida y una fase solida, los daños que ocasionan se dan por el filtrado de la fase liquida de este mismo y por invasión de la fase solida, lo cual genera tipo de daños. Cuando se perfora un pozo la invasión de los fluidos hacia la formación para controlar el filtrado causan disminución en la permeabilidad de las zonas aledañas al pozo. Esto hace que se genere una caída de presión adicional a la que se debería obtener en condiciones normales. La caída de presión esperada es menor, es decir existe una caída de presión adicional, pero favorable, en los alrededores del pozo.

2.1.1 Invasión de los sólidos y del filtrado del lodo: Dependiendo del tamaño, la partículas presentes en el lodo pueden formar un revoque en la cara del medio poroso, hacer un revoque interno en las cercanías de la cara expuesta al flujo, o invadir profundamente el medio si son mucho menores que el diámetro promedio de la garganta. Así pues, se puede afirmar como regla general que si el diámetro promedio de las partículas es mayor que un 1/3 del diámetro promedio de los poros, las partículas pasaran a formar un revoque sobre la cara permeable de la formación. Si el tamaño de las partículas está comprendido entre 1/3 y 1/10 del diámetro promedio de los poros, se formara un revoque interno. Y si las partículas son menores que 1/10 del tamaño del poro, producirán una invasión profunda, que en tal caso de



darse este daño, su severidad se verá reflejada de la cantidad de concentración de partículas que exista. Para el filtrado del lodo existen tres etapas en donde esta toma lugar y son:   

Debajo de la broca Filtración dinámica durante la circulación del fluido Filtración estática cuando el fluido no está circulando

Hay que tener en cuenta las propiedades filtrantes de un fluido de perforación, para poder controlarlo y evitar daños a futuro:       

Propiedades físicas y químicas del fluido El sobre balance de presión aplicado La velocidad en el anular La tasa de penetración El diámetro del hoyo El tiempo de circulación del fluido y el tiempo que demora en estado estático Propiedades de la roca: porosidad, permeabilidad y fracturas naturales

Teniendo en cuenta todas estas propiedades, se debe saber que es importante que los fluidos de perforación deban tener el mínimo filtrado posible, a razón de evitar la invasión de este mismo a la formación. Si no se tienen presentes estas propiedades podrían causar graves consecuencias tales como:

Figura 2. Ocurrencia y consecuencias con el filtrado de lodo



2.2 Operaciones de Cañoneo: Los sólidos del fluido de completamiento pueden ocasionar taponamiento en las perforaciones, comprimiendo la formación alrededor del disparo, reduciendo la permeabilidad.

2.3 Daños durante las operaciones de cementación Este tipo de daño es muy discutido, puesto que se conoce que el tamaño promedio de las partículas de cemento es de una magnitud mayor que la de los poros en una formación, aun en formaciones muy permeables. Sin embargo, durante los procesos de cementación forzada, o bien durante las perdidas de circulación en la etapa de cementación primaria, existe la posibilidad de que dichos solidos puedan ser forzados a penetrar la formación a través de una fractura y no por la invasión del medio poroso. Por otro lado, la invasión de filtrado si constituye un problema durante la cementación; porque primero, antes de realizar este proceso se debe realizar un lavado con lavadores químicos, con facultades dispersantes, los cuales son bombeados con el fin de retirar los ripios y excesos de roca que no hayan sido extraídos por el fluido de perforación o que al retirar las herramientas generen desprendimientos dentro del pozo. El problema que se presenta es que estos lavados de pozo no controlan la cantidad de filtrado que este presente en el hoyo, así pues es muy complicado calcular el residuo de filtrado y este nos puede afectar la cementación, evitando la adhesión del cemento a la formación y creando a futuro posibles washouts que perjudiquen la producción del pozo y la perdida de este .

2.4 Daños causados durante el fracturamiento hidráulico El proceso de fracturamiento hidráulico consiste en la superposición de un canal de alta conductividad al yacimiento, para incrementar el índice de productividad de un pozo. La creación de este canal o fractura se hace por medio de la inyección de fluidos a unas tasas y presiones que exceden los esfuerzos de cohesión de la roca, y la conductividad la genera un agente de relleno o empaque, que se transporta con el mismo fluido de la fractura. Los daños que pueden causar a la matriz de la roca son:  Daño capilar por la invasión del filtrado del fluido de fractura a través de las capas de la misma, cambiando la saturación de fluidos y reduciendo la permeabilidad relativa al petróleo. (yacimientos de baja permeabilidad y presión.)  Bloqueo por gel viscoso en las caras de la fractura.  Bloqueo por emulsiones cuando el filtrado hace contacto con el crudo de la formación.  Precipitación de asfáltenos en el mismo caso anterior.  Taponamiento de la matriz de la roca por partículas solidas en el fluido de fractura.

2.5 Operaciones de Estimulación: La estimulación química matricial es un proceso mediante el cual se trata de restablecer la permeabilidad efectiva al petróleo o gas de una roca, eliminado el daño mediante la inyección de fluidos, reactivos o no, a tasas de inyección y presiones por debajo de los límites de fractura de la misma. Los fluidos usados en estas operaciones de estimulación pueden acarrear o arrastrar sólidos que se encuentren en la tubería taponando la formación y si son incompatibles con la formación ocasionan daño. 

Daño por estimulación matricial en areniscas: Generalmente los fluidos utilizados en las estimulaciones son ácidos que al contacto con el crudo de la formación pueden producir precipitados orgánicos, generalmente de tipo asfáltenico que taponan la formación. Los ácidos comúnmente utilizados en las estimulaciones ácidas son el ácido clorhídrico y el ácido Fluorhídrico. Este ácido puede ocasionar daños a la formación de la siguiente manera:  

HCl: Desestabilización de arcillas, desprendiendo partículas finas y favoreciendo su migración.

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   


Precipitación de compuestos de hierro (Hidróxido Férrico, Carbonato Ferroso). Precipitación de Azufre elemental en presencia de minerales que contengan hierro (pozos con alto contenido de H2S).

HF: Debilitamiento y desconsolidación de la matriz de la roca, con producción de arena. Alteración de la mojabili dad de la roca por causa de los inhibidores d e corrosión. Reacciones adversas entre el sistema compuesto por la roca, el agua de formación y el crudo del yacimiento y los aditivos del ácido.

Daño por estimulación matricial ácida en carbonatos: Los yacimientos de carbonatos



pueden ser de caliza (CaCO3), Dolomita (CO3)2CaMg o mezcla de ambos. La caliza reacciona muy rápidamente con HCl, mientras que la dolomita los hace más lentamente.

   

Algunos daños que pueden causarse son: Desprendimiento de partículas de dolomita, que taponan los canales de flujo. Deposición de precipitados que producen taponamiento. Bloqueos por gel o por emulsión en la vecindad del pozo. Precipitación de asfáltenos, debido a la incompatibilidad o choque térmico.

2.6 Operaciones de Producción:  

 



Migración y taponamiento por partículas finas en el área critica alrededor del pozo. Precipitación de productos inorgánicos (carbonatos, sulfatos), al cambiar las condiciones de presión y temperatura. Precipitados orgánicos, parafinas y asfáltenos. Producción de arena, debido a altas velocidades de flujo, producidas por altas presiones diferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo. Colapso de los poros por alta presión diferencial o por agotamiento de la presión del yacimiento.

2.7 Operaciones de Recobro: 



  

Cambios de mojabilidad debido a la presencia de surfactantes en el agua de inyección (normalmente son inhibidores de corrosión). Reducción de la inyectividad por taponamiento debido a sólidos suspendidos en el agua de inyección (arcillas, carbonatos, petróleo, bacterias). Precipitación inorgánica por incompatibilidad del agua inyectada y el agua de la formación. Disolución del material cementante intergranular, con colapso de la formación y taponamiento. Desprendimiento y migración de partículas finas de la formación.

3. Mecanismos de Daño de Formación: 3.1 Interacción roca/fluidos: Desequilibrios químicos y/o físicos en la matriz de la roca o en los fluidos de la formación, que, estando en equilibrio durante el tiempo geológico, se ven alterados por la introducción de fluidos extraños durante las operaciones de campo, con lo cual se reduce la permeabilidad. La temperatura, la composición de los fluidos inyectados, la tasa de inyección, el pH y la mineralogía de la roca son el conjunto de variables que afectan la naturales y la extensión de las interacciones fluido/roca.

3.2 Migración:



El efecto de desprendimiento de las partículas se produce por la incompatibilidad entre los fluidos de origen externo y los de la formación, que tienden a reducir las fuerzas de adhesión entre las partículas y las paredes de los granos. Una vez desprendida la partícula, la transportan a través del medio poroso, hasta que es atrapada en el cuello de los poros, reduciendo la permeabilidad. Factores que influyen en el efecto químico de desprendimiento: 

Fuerza iónica del medio: A m enor concentración de cationes en el fluido de invasión, mayor será la repulsión entre las superficies de las partículas y de los granos.



Temperatura: Un aumento en la temperatura acelera el daño causado por la migración de partículas, debido a que la concentración crítica de la sal se alcanza más rápidamente.



Tasa de flujo: A velocidades altas, no existe una distr ibución adecuada de las partículas, lo que hace que interfieran unas con otras y se acumulen en los cuellos de los poros, taponándolos. Existe una velocidad, por encima de la cual la migración de partículas finas es masiva (Velocidad Crítica). La determinación de este valor es muy importante, ya que se utiliza para determinar la velocidad máxima de desplazamiento para prevenir el daño.



Viscosidad: A medida que aumenta la viscosidad del fluido en el medio, aum enta la fuerza de arrastre sobre las partículas, por lo que será más fácil desprender las partículas si el fluido es más viscoso.

3.3 Hinchamiento: Se asocia usualmente con la presencia de arcillas como la esmectita o mezcla de arcillas con alto porcentaje de esmectita. El grado de hinchamiento depende de la naturaleza misma de la arcilla, los cationes asociados, y de la cantidad y tipo de sal disuelta en el agua presente en la formación o agua que entre en contacto con la formación.

3.4 Formación de precipitados por reacciones químicas en el medio poroso. Formación de compuestos insolubles de una solución, el cual es causado por un cambio en la composición química, termodinámica, cinética o cualquier otra condición de equilibrio. El precipitado puede presentarse en la formación, en fracturas naturales o inducidas, en el pozo o en la línea de producción dentro o fuera del pozo. La mayoría de depósitos se pueden clasificar en dos grupos: 

Inorgánicos: Incrustaciones o escamas.

Pueden ser originados por la producción de salmueras asociadas al hidrocarburo, por mezclas de aguas incompatibles, etc. Formación de incrustaciones: Antes de la producción, los fluidos del pozo permanecen en un estado estático sin alteración. Los depósitos de incrustaciones tienen lugar como resultado de estas alteraciones del equilibrio químico. Cuando se inicia la producción cambia el ambiente al producirse una caída de presión cerca del pozo; este cambio de presión permite que los gases disueltos salan de la solución. Estos cambios destruyen el estado de equilibrio, y los depósitos se forman a medida que las sales restablecen el equilibrio bajo las nuevas condiciones. 

Orgánicos: Asfáltenos o Parafinas

Los asfáltenos están presentes en los crudos como dispersiones coloidales de alto peso molecular, estabilizadas en suspensión por efecto de las resinas, las cuales, al ser desestabilizadas, permiten la floculación de los asfáltenos sobre las paredes de los poros.



4. Métodos de prevención del daño a la formación Como se ha podido apreciar existen dos tipos de daño de formación, debido a fuentes externas que impliquen invasión de fluidos y/o solidos al yacimiento, y el otro que ocurre de forma natural, durante la producción del pozo. Principalmente una de las causas mas importantes de la invasión de fluidos y solidos de perforación es por la presión diferencial sobrebalance de la columna hidrostática del fluido en contra de la presión del yacimiento. Debido a las consecuencias económicas que genera el daño inducido durante la perforación, se recomienda tener un registro actualizado del yacimiento, que incluyan registros de presión estática, con el fin de diseñar los fluidos de perforación con una mínima densidad compatible con los márgenes de seguridad. Es necesario conocer las propiedades mineralógicas de la roca yacimiento así como los fluidos que lo saturan (agua y petróleo), con el propósito de prever las posibles interacciones químicas que puedan ocurrir cuando el filtrado del lodo lava la formación. Teniendo esto en cuenta se deben extraer corazones y realizar los respectivos estudios de laboratorio para saber cómo el fluido se comporta a través del medio poroso. Es necesario conocer la distribución del tamaño del medio poroso de los núcleos o los ripios que son recolectados en las etapas de bombeo del fluido de perforación y el lavado del pozo, para mantener un buen control de los sólidos presentes, así también tener un buen funcionamiento de los equipos de control de sólidos. Para la etapa de cementación, es recomendable tener un buen control del filtrado de cemento para mantener al mínimo la perdida de esta mezcla de filtrado de cemento, por medio de los aditivos adecuados. Otra recomendación para evitar el filtrado o la intrusión de sólidos y fluidos de perforación, es mantener los diferenciales de presión, para evitar fracturas que permitan la intrusión de dichos componentes y no vayan a causar taponamientos en el medio poroso y reduzcan tasas de producción del pozo.

Referencias: Escobar, Freddy, Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Colombia, Primera Edición, 331p. H.A Ohen, “Predicting Skin Effects Due to Formation Damge by Fines Migration”, SPE 21675, 1991.

Saavedra Nestor, Valencia Alberto, Suarez Francisco, Beltrán Ruben, Ferneyes Heberth, Ross David y Vélez Jorge. Fundamentos y Mecanismos de Daño de Formación Seminario de Estimulación de Pozos y Daño de Formación, Universidad de América, Colombia. INTEVEP, PDVSA CIED 1997, DAÑO A LA FORMACION, Centro Internacional de educación y desarrollo, filial de Petróleos de Venezuela Economides, M.J y Nolte K.G, “Reservoir Simulation”. Sch lumberg Educational Services, second edition,

Prentice hall, new Jersey, 1989, Kancev, I. Subero L. y Castillo J. “Daños de formación por migración de finos”. INT: 02670,93, 1993, Intevep. S.A. Los Teques.

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