FACTOR DE DAÑO Cuando la roca reservorio ha sido dañada por causas artificiales se dice que existe un daño en la formación, o dicho de otro modo, que el pozo está dañado. Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (K) y porosidad (φ ) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada, que en la bibliografía se la conoce como piel (“SKIN”), que puede tener unos pocos milímetros hasta varios centímetros c entímetros de profundidad. El “SKIN” (S) es una variable adimensional y compuesta. En ge neral cualquier fenómeno que
cause distorsión de las líneas de flujo de su patrón perfectamente normal al pozo, o una restricción física al flujo (que puede verse como una distorsión a escala de garganta de poro), resultará en un valor positivo de daño. El factor “Skin” es positivo en los siguientes casos:
En un pozo de gas la RLG >100Bl/MMPC. En un pozo de petróleo la RGP >1000 PCN/Bl. Si hay producción de tres fases.
Cuando P Pwf e − >1000 psi.
Cuando hay altas tasas de flujo Q/h> 20 BPD/ft ó Q> 5 BPD/ BP D/ perforación (Turbulencia). Cuando se cañonea a menor de 4 TPP. Cuando se cañonea en fase de cero grados. Pe > Pb y Pwf
MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN Pruebas de Presión Transitoria. La prueba de presión transitoria consiste en cambiar el caudal de producción en superficie y registrar el cambio de presión en el fondo del pozo. El cambio del caudal de producción que se realiza durante la prueba de presión transitoria induce una distribución de presión que se transmite en el yacimiento y es afectada de varias maneras por las características de las rocas. Por consiguiente, un registro de las presiones contra el tiempo produce una curva cuya forma está definida por las características propias del yacimiento.
Prueba de Restauración de Presión (Build Up) para Evaluar el Estado de un Pozo. Características:
período pseudo continuo entonces es posible estimar la presión promedia del yacimiento en el área de drenaje del pozo.
¿CUÁNDO SE HACE?
Pozos que se cierran para reparaciones Luego de un tratamiento o estimulación
¿QUÉ SE OBTIENE?
Permeabilidad promedia de la formación Caracterizar daño o estimulación Presión del área de drenaje Heterogeneidades o límites del yacimiento Determinar el Potencial del pozo
Existen tres métodos de análisis de una prueba de restauración de presión: a) Convencionales (Horner, MDH, MBH, Muskat, etc) b) Curvas tipo (All Hussainy et.al, Gringarten et.al, Bourdet et.al (Derivada). c) Análisis Moderno (Computacional utiliza 2 métodos anteriores).
PSEUDODAÑOS
Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muycomún, hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskins (Pseudodaños) y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación. Hay 2 contribuciones: 1. Está relacionado al daño de formación, que actúa directamente en el sistema poroso, disminuyendo la porosidad y permeabilidad en la zona del skin. 2. Está relacionada con un daño superficial en la cara de la formación (sandface) y tiene que ver con el desgaste mecánico producido por el trépano por frotamiento y el desgaste mecánico producido por el flujo durante la perforación.
El skin de origen mecánico es comúnmente llamado pseudodaño, mientras que el daño de formación es el único realmente originado dentro de la formación, y no tiene efecto ni relación con el skin de origen mecánico.
PSEUDODAÑOS Y CONFIGURACION DEL POZO Los pseudodaños remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos directamente al pozo. No todos estos tienen que ver con el daño verdadero, pueden tener origen mecánico o físico. Siempre se encuentran pseudoskins negativos en pozos desviados, el alejamiento negativo es función del ángulo de desviación del pozo y de la dureza de la roca reservorio. PSEUDODAÑOS Y CONDICIONES DE PRODUCCION Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir a caídas de presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual que durante la perforación. El correspondiente pseudodaño positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudodaño no existe, puesto que no hay desgaste mecánico en el sandface producido por la rata de flujo. La inevitable variación del diámetro del pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de laminar a turbulento y crear un pseudodaño que se suma al daño real de la formación. Si se perfora a altas velocidades de penetración puede causar que la presión en las inmediaciones del pozo caiga por debajo del punto de burbuja de los hidrocarburos, y puede así crearse un pseudodaño positivo como consecuencia del bloqueo producido por el gas, de la misma manera, si se produce gas condensado por debajo del punto de rocío, resultan líquidos emergiendo alrededor de las inmediaciones del pozo y alterando el flujo, ambos fenómenos son efectos de la permeabilidad relativa, pero nunca se manifiestan por sí mismos como pseudodaños positivos.
OTROS PSEUDODAÑOS Otras causas del deterioro de la producción son: 1- Colapso del tubing. 2- Colapso de perforaciones, se da en formaciones donde se ha sobreestimado la competencia de caudales y presiones entre pozos vecinos. 2- Pobre aislamiento entre zonas productivas como resultado de una pobre cementación, por ejemplo: La invasión de petróleo en una capa de gas reduce sustancialmente la permeabilidad del gas (bloqueo de petróleo). La mezcla de dos hidrocarburos distintos puede producir (y en la mayoría de los casos produce) la precipitación de asfáltenos, resinas y parafinas. La invasión de agua en una capa de petróleo, reduce sustancialmente la permeabilidad del petróleo (bloqueo por agua), puede crear emulsiones y causar problemas serios con las arcillas.Los tratamientos de estimulación, tanto en el caso de la acidificación de la matriz como en el caso de la fracturación hidráulica, pueden causar daños serios en pozos mal cementados, hasta el punto de tener que llegar a abandonar el pozo.
CARACTERISTICAS Los principales mecanismos de daño de formación son:
Daño físico •
Invasión de sólidos.
•
Migración de finos.
Daño químico •
Iteracciones roca-fluido (arcilla, humectabilidad). •
Iteracciones fluido-fluido (bloqueo por agua, emulsiones).
CAUSAS DEL DAÑO DE FORMACION El daño de formación es causado por muchos factores que pueden ocurrir desde el momento en que la formación es perforada o en algún tiempo durante la vida del pozo. Las causas principales para el daño de formación son: 1. Hinchamiento de arcillas. 2. Invasión de sólidos.
3. Bloqueos por emulsión. 4. Cambios de mojabilidad. 5. Bloqueos por agua. 6. Depositación orgánica. 7. Depositación de inorgánicos (escala). 8. Depósitos mixtos. 9. Trabajos de HF pobremente diseñados.
En la siguiente tabla se muestra las causas más comunes de daños de formación asociados con varias condiciones de pozo.
1. HINCHAMIENTO DE ARCILLAS Prácticamente todas las formaciones de areniscas poseen algo de arcilla. Una arena que contenga de 1 a 5 % de arcilla es usualmente llamada “arena limpia”, y la que contiene hasta 15% de arcilla es “arena sucia”. La admisión de agua dulce o de filtrados de inyección (del fluido del perforación o de terminación) a una arena arcillosa frecuentemente da por resultado una sustancial reducción de la permeabilidad al petróleo cuando las arcillas son del tipo de reticulado expandible. La arcilla de reticulado expandible que se encuentra frecuentemente en las formaciones petrolíferas es la montmorillonita. Una vez que la que la arcilla se ha
hinchado al contactar el agua dulce, las soluciones fuertes de sal son capaces de reducir las partículas y de restaurar parcialmente la permeabilidad al petróleo, inclusive si esta reducción es completa, la permeabilidad al petróleo nunca será restaurada a su valor original.
2. INVASION DE SOLIDOS Está establecido que las partículas de lodo pueden invadir la formación y causar daños, bloqueando los canales de flujo, sin embargo las partículas de lodo solo puede penetrar en la formación durante el spurt loss (cuando la formación está expuesta por primera vez a la broca), antes de que sea establecido el revoque. Una vez que el revoque esta totalmente formado, se filtra los sólidos más finos debido a su estructura y a su baja permeabilidad.
Factores que favorecen la invasión de sólidos: Poros de gran tamaño en la roca reservorio. Presencia de fisuras y fracturas naturales. Partículas de pequeño diámetro entre los componentes del lodo de perforación. Baja velocidad de perforación, como consecuencia destrucción de revoque (mudcake) permitiendo un contacto entre el lodo y la formación, efecto que se ve incrementado por el extenso tiempo de contacto debido a la baja velocidad de penetración. Baja velocidad de circulación. Alta velocidad de circulación, se erosiona el revoque y se pone en contacto el lodo con la formación. Alta presión de fondo, como consecuencia de una alta densidad del lodo de perforación, favoreciendo el ingreso de lodo desde el pozo a la formación.
La invasión de sólidos y el daño de formación pueden ser minimizados por la adición de materiales sellantes a los fluidos de perforación. medida del tamaño de la distribución de sólidos en los lodos se los realiza por medio de cálculos del tamaño de los poros de la roca. Partículas con diámetros más pequeños que 13 veces el diámetro promedio de los granos de arena de la formación invade el espacio poroso y posiblemente llega a tapar el interior de la matriz de la formación.
3. BLOQUEOS POR EMULSION Una emulsión es una dispersión de finas gotitas de un líquido en el seno de otro.
Tipos de emulsiones:
Agua en petróleo.
Petróleo en agua.
En la primera el petróleo es la fase continua o externa, con las pequeñas gotas de agua dispersas en el petróleo, y en la segunda tiene el agua como la fase externa y gotas de petróleo están distribuidas en el agua.
La viscosidad de la emulsión es determinada por la cantidad relativa de fases internas o dispersas, y la viscosidad de la fase externa. Cuanto mayor es el porcentaje de la fase interna, la emulsión será más viscosa y más difícil de producir a través de la formación. Se debe considerar que las emuliones siempre tienen una mayor viscosidad que cualquiera de sus componentes. Las emulsiones de petróleo crudo pueden ser tan poco viscosas como el petróleo mismo (tipo agua en petróleo), o tan viscosas que se parecen a gel o lodo (tipo petróleo en agua). Estas emulsiones pueden ser estabilizadas o evitada su separación por la acción de surfactantes naturales presentes en el petróleo que promueven la emulsión. Los surfactantes forman un film o “bolsa” alr ededor de cada gota de emulsión, permitiéndoles mantenerse dispersos en la fase externa. También las emulsiones pueden ser estabilizadas por sólidos muy finos, tales como los finos de la formación o finos del lodo de perforación, los hidrocarburos pesados también son un factor contribuyente para estabilizar las emulsiones. Nótese que la velocidad de flujo es inversamente proporcional a la viscosidad, de acuerdo a ley de Darcy, esto significa que un incremento en la viscosidad, tal como un bloqueo por emulsión, resulta en la disminución de la velocidad de flujo. Para detectar un bloqueo por emulsión, se compara la permeabilidad promedio del pozo calculada por las pruebas de inyectividad, con la permeabilidad promedio determinada por las pruebas de producción. En el caso de existir emulsión la primera debe ser mayor que la segunda. Este es un medio confiable para predecir los bloqueos por emulsión por cuanto estas actúan como válvula “Check”. La cantidad de surfactante requerido para remover un bloqueo por emulsión generalmente será de 20 a 30 veces el volumen se surfactante requerido para prevenirlo.
4. CAMBIOS DE MOJABILIDAD En general, debido a su deposición en ambientes marinos y fluviales, las rocas que constituyen el yacimiento son mojadas preferentemente por agua. Si esta condición se conserva, el flujo de petróleo en ese medio mojado por agua se facilita. La condición de mojabilidad al agua puede, sin embargo modificarse y tender hacia la mojabilidad al petróleo, debido a la deposición de películas de asfáltenos sobre la superficies de los granos de la roca a través del tiempo, lo cual es una ocurrencia natural, o por introducción de fluidos extraños que pueden revertir la
condición de mojabilidad hacia el petróleo. Esta condición afecta adversamente a la permeabilidad relativa al petróleo. Causas: •
Surfactantes en los fluidos de perforación/ completación/workover.
•
Surfactantes en los fluidos de estimulación.
5. BLOQUEO POR AGUA El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua (Sw) en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo. Los bloqueos por agua pueden ocurrir cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de perforación, completación o workover, o por comunicación con una zona productora de agua; el retorno de la productividad del petróleo original o del gas puede ser lento especialmente en aquellos yacimientos parcialmente agotados por la presión. La presión del yacimiento puede ser tan baja que no se logre vencer la presión capilar creada por la alta tensión interfacial entre el agua y el medio poroso.
Un bloqueo por agua se identifica por un repentino incremento del porcentaje de agua en la producción, o una ausencia de producción, generalmente después de una reparación en un pozo, donde se ha usado agua o salmuera. Si el pozo produce, es fácil distinguir el bloqueo de una conificación o intrusión de agua, ya que el bloqueo no es sensible a los cambios de la tasas de producción, mientras que la conificación e intrusión disminuirán al disminuir la tasa de producción.
Para prevenir el bloqueo por agua debe acompañarse de los fluidos inyectados en el pozo aproximadamente de 0.1 a 0.2 % por volumen de surfactante seleccionado para reducir la tensión superficial e interfacial. El surfactante debe mojar con agua la formación y prevenir las emulsiones. La limpieza de un pozo bloqueado por agua puede ser acelerado inyectando en la formación una solución de 1% a 3% por volumen de un surfactante seleccionado en el agua o en el petróleo. Sin embargo se ha considerado de acuerdo a la experiencia que en muchos casos una concentración de 10% al 15% de surfactante no iónico ha sido necesaria para remover el daño de formación.
6. DEPOSITOS ORGANICOS Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfáltenos y parafinas.
o
Parafinas
Las parafinas son hidrocarburos de alto peso molecular que se acumula en el tubing de un pozo de petróleo, líneas de flujo de superficie, y otros equipos de producción y almacenamiento. La palabra parafina es derivada del latín " parum affinis", que significa poca afinidad, una descripción apta considerando que los depósitos de parafinas no son solubles o dispersables por más crudo, ataque resistente por ácidos, bases y agentes oxidantes. Las parafinas están hechas simplemente de compuestos de clase orgánica. Ellos son compuestos enteramente de una cadena larga de hidrocarburos que contiene solo átomos de carbón e hidrogeno. El significado que las cadenas de carbono no contiene un doble o triple enlace en el esqueleto del carbono, es que cada átomo de carbono es fijado a dos o tres átomos de hidrogeno. Todos los miembros de la clase parafínica son químicos orgánicos de hidrocarburos saturados, comparten iguales propiedades químicas y algunas propiedades físicas fundamentales como la constante dieléctrica, índice de refractividad, y relativamente bajas fuerzas intermoleculares.
o
Asfáltenos
Los asfáltenos son hidrocarburos de alto peso molecular, es un factor importante en promover el daño de formación. Las resinas muestran solo propiedades de daño débiles. Crudos provenientes de pozos que contienen más del 1% de asfáltenos, son los mas probables a ser asociados con el daño de la formación tratable con surfactantes y solventes utilizados en la estimulación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción, o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad que el resto de los hidrocarburos, una vez que precipita cristaliza. La causa más común que produce este efecto ocurre durante la producción, donde en la vecindad del pozo disminuye la temperatura y presión. Estos precipitados cristalizados son removidos con solventes orgánicos, como polímeros aromáticos (benceno, xileno, tolueno), pero en casos particulares en que la composición del precipitado es mayormente de asfáltenos, puede removerse simplemente con alcohol, que es más barato .Los precipitados orgánicos no deben ser confundidos con los precipitados que se forman por la reacción química de los compuestos del petróleo con sustancias inorgánicas, que no pueden tratarse y la inyección de un solvente orgánico aumentaría el daño por descomposición; por lo tanto, es conveniente un estudio minucioso antes de iniciar el tratamiento, en primer lugar para distinguir si se trata de un precipitado orgánico o no, y en segundo lugar para estudiar la concentración de asfáltenos en el precipitado para decidir si tratar simplemente con alcohol o usando un polímero.
7. DEPOSITOS INORGANICOS Puede haber precipitación de sólidos inorgánicos cuando la salmuera utilizada y las aguas de la formación son incompatibles, y se producen cambios en las condiciones de presión y temperatura durante la producción de petróleo o gas con agua de alto contenido de sales. Los sólidos inorgánicos reciben el nombre de escamas (escala), y se depositan cuando se alteran el equilibrio químico y termodinámico, haciendo que las aguas o sus mezclas alcancen el punto se saturación de sus sales disueltas. Los problemas de depositación de escalas durante el desarrollo de un pozo (perforación, completación, producción y workover), y durante la inyección de fluidos se deben principalmente a la mezcla de fluidos incompatibles, mientras que la depositación que ocurre durante la producción del pozo se debe a cambios en la presión y temperatura. Se han identificado varios tipos de incrustaciones inorgánicas: Carbonato de calcio (más frecuente). Sulfato de calcio (yeso y anhidrita).
La precipitación puede ser natural o inducida: La natural está asociada con la producción, cuando los gases disueltos salen de solución a medida que va declinando la presión del yacimiento, cuando el agua de formación entra en la zona de altas caídas de presión en las cercanías del pozo, el CO2 escapa de la solución favoreciendo la precipitación de carbonato de calcio. La precipitación inducida puede ocurrir en diversas operaciones debido a la mezcla de fluidos incompatibles. Por ejemplo, cuando los iones externos de calcio se introducen en la formación durante la perforación, cementación, completación, workover. El ion de calcio generado durante una acidificación matricial puede producir este mismo efecto.
8. DEPOSITOS MIXTOS Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas. Cuando los depósitos migran, asociados con un incremento en la producción de agua, actuando como un núcleo de deposición de compuestos orgánicos provenientes de los hidrocarburos en flujo. El único remedio para este problema es la utilización de un solvente dual, que contenga un agente de dispersión orgánico (polímero aromático) y un agente de dispersión inorgánico (ácido).
9. TRABAJOS DE HF POBREMENTE DISEÑADOS Falta de conocimiento de la formación, mineralogía o los procesos envueltos, pueden resultar en: Precipitados de hexafluorosilicato. Precipitados de fluoruro de calcio. Formación hidróxido de hierro. Formaciones con sílica hidratada.
Precipitación de sulfuro de hierro. Producción de arena y finos. Cambios de permeabilidad relativa.
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