INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS DIVISIÓN DE INGENIERÍA PETROLERA
PRODUCTIVIDAD DE POZOS
UNIDAD III FACTOR DE DAÑO Y SU RELACIÓN CON EL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA. AFLUENCIA. PRESENTA: VILLASECA MORENO JOSÉ DANIEL
SEXTO SEMESTRE. GRUPO “D”
CATEDRÁTICO: M.I. ARTURO PÉREZ GUZMÁN
Coatzacoalcos Ver, A 24 de Abril de 2017
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Contenido Índice de Figuras, Tablas y Ecuaciones ................................................................................................... 3 Introducción............................................................................................................................................... 4 Unidad III.- “Factor de daño y su relación con comportamiento de afluencia.” ......................... ............... 5 3.1.- Factores Factore s Que Provocan Provoca n Daños ................................... .................. .................................. ................................... .................................... ................................. ............... 5 ¿Qué es el daño?.................................................................................................................................. 5 3.1.1 Factores que provocan daño ....................................................................................................... 6 3.1.2 Durante la perforación ................................................................................................................. 6 3.1.3 Invasión de fluidos ....................................................................................................................... 7 3.1.4 Durante los disparos .................................................................................................................... 8 3.1.5 Daño por penetración parcial y desviación .................. ........................... .................. .................. .................. .................. ................... ................... .........9 3.1.6 Durante la introducción y la cementación cem entación de las tuberías de revestimiento.................. ........................... ............ ... 10 3.1.7 Durante la terminación del pozo ................................................................................................ 11
3.2.- Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión .................. ........................... .................. .........12 3.2.1 Daños a la formación ................................................................................................................. 13 3.2.2 Flujo restringido ......................................................................................................................... 13
........................... .................. .................. .................. .................. ................... ................... ................ .......14 3.2.3 Causas físicas, químicas, biológicas .................. .......................... .............. .....15 3.2.4 Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión ................. 3.2.5 Modelos para interpretar el daño ............................................................................................... 17
3.3.- Análisis De Las Componentes Del Factor De Daño
(Factores De Pseudodaño) .......18
3.3.1 Factores Principales .................................................................................................................. 18 3.3.2 Pseudo-daño y configuración del pozo ............... ........................ .................. .................. .................. .................. ................... ................... ................ ....... 18 18 3.3.3 Bloqueo por agua. ...................................................................................................................... 19 3.3.4 Bloqueo por emulsiones ............................................................................................................ 19
Invasión de fluidos viscosos ............................................................................................................... 19 Penetrac ión Parcial Parcia l ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ............................ ........... 20 3.3.5 Penetración 3.3.6 Disparos ..................................................................................................................................... 21 3.3.7 Pseudo-daño por desviación ..................................................................................................... 21 3.3.8 Factor de pseudodaño. .............................................................................................................. 22
3.4.- Efecto Del Factor De Daño Sobre El Comportamiento Com portamiento De Afluencia Del Pozo .................. ........................... ........... .. 23 Conclusión .............................................................................................................................................. 29 Anexos ................. .......................... ................... ................... .................. .................. .................. .................. .................. ................... ................... .................. .................. .................. .................. ............ ... 30 Glosario ............................................................................................................................................... 31 Bibliográfia .............................................................................................................................................. 33
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Contenido Índice de Figuras, Tablas y Ecuaciones ................................................................................................... 3 Introducción............................................................................................................................................... 4 Unidad III.- “Factor de daño y su relación con comportamiento de afluencia.” ......................... ............... 5 3.1.- Factores Factore s Que Provocan Provoca n Daños ................................... .................. .................................. ................................... .................................... ................................. ............... 5 ¿Qué es el daño?.................................................................................................................................. 5 3.1.1 Factores que provocan daño ....................................................................................................... 6 3.1.2 Durante la perforación ................................................................................................................. 6 3.1.3 Invasión de fluidos ....................................................................................................................... 7 3.1.4 Durante los disparos .................................................................................................................... 8 3.1.5 Daño por penetración parcial y desviación .................. ........................... .................. .................. .................. .................. ................... ................... .........9 3.1.6 Durante la introducción y la cementación cem entación de las tuberías de revestimiento.................. ........................... ............ ... 10 3.1.7 Durante la terminación del pozo ................................................................................................ 11
3.2.- Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión .................. ........................... .................. .........12 3.2.1 Daños a la formación ................................................................................................................. 13 3.2.2 Flujo restringido ......................................................................................................................... 13
........................... .................. .................. .................. .................. ................... ................... ................ .......14 3.2.3 Causas físicas, químicas, biológicas .................. .......................... .............. .....15 3.2.4 Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión ................. 3.2.5 Modelos para interpretar el daño ............................................................................................... 17
3.3.- Análisis De Las Componentes Del Factor De Daño
(Factores De Pseudodaño) .......18
3.3.1 Factores Principales .................................................................................................................. 18 3.3.2 Pseudo-daño y configuración del pozo ............... ........................ .................. .................. .................. .................. ................... ................... ................ ....... 18 18 3.3.3 Bloqueo por agua. ...................................................................................................................... 19 3.3.4 Bloqueo por emulsiones ............................................................................................................ 19
Invasión de fluidos viscosos ............................................................................................................... 19 Penetrac ión Parcial Parcia l ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ............................ ........... 20 3.3.5 Penetración 3.3.6 Disparos ..................................................................................................................................... 21 3.3.7 Pseudo-daño por desviación ..................................................................................................... 21 3.3.8 Factor de pseudodaño. .............................................................................................................. 22
3.4.- Efecto Del Factor De Daño Sobre El Comportamiento Com portamiento De Afluencia Del Pozo .................. ........................... ........... .. 23 Conclusión .............................................................................................................................................. 29 Anexos ................. .......................... ................... ................... .................. .................. .................. .................. .................. ................... ................... .................. .................. .................. .................. ............ ... 30 Glosario ............................................................................................................................................... 31 Bibliográfia .............................................................................................................................................. 33
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Índice de Figuras, Tablas y Ecuaciones. Figuras FIGURA 1.- INVASIÓN DE FLUIDOS .............................................................................................. 5 FIGURA 2.- DIAGRAMA DE DAÑO .................................................................................................6 FIGURA 3.- COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL YACIMIENTO ....................................................8 FIGURA 4.- CONFIGURACIÓN DE POZO-YACIMIENTO .....................................................................9 FIGURA 5.- EFECTO DE LA PERFORACIÓN Y LA DENSIDAD DE LOS DISPAROS DE LOS DISPAROS CON RELACIÓN A LA PRODUCTIVIDAD ........................................................................................ 12 FIGURA 6.- OBTENCIÓN DEL F ACTOR DE D AÑO A P ARTIR DE PRUEBAS DE V ARIACIÓN DE PRESIÓN ......................................................................................................................... 15 FIGURA 7.- CONVERGENCIA DE LÍNEAS DE FLUJO HACIA LA ZONA DISPARADA .............................. 20 OMOGRAMAS PARA DETERMINAR EL FACTOR DE D E PSEUDO -DAÑO POR FLUJO A TRAVÉS FIGURA 8.- NOMOGRAMAS DE DISPAROS, PATRÓN SIMPLE Y ESCALONADO .................................................................. 22 FUNCIÓN DEL IPR DESARROLLADO A PARTIR DE UN MODELO IDEAL DE FIGURA 9.- IPR ACTUAL EN FUNCIÓN POZO .............................................................................................................................. 25 INCREMENTO IPR .............................. 27 FIGURA 10.- SHAPIR ADVANCED, CÁLCULO DE CURVA DEL INCREMENTO OMPORTAMIENTO DEL FIGURA 11.- GRAFICA DE UN Y ACIMIENTO INFINITO HOMOGÉNEO . (COMPORTAMIENTO YACIMIENTO ) ................................................................................................................... 27 FIGURA 12.- GRÁFICA DEL COMPORTAMIENTO DEL IP CON EL DAÑO ........................................... 28
Tablas T ABLA 1.- DETERMINACIÓN DE VALORES POR DAÑO DE PENETRACIÓN Y DESVIACIÓN ESTÁNDAR . .10 T ABLA 2.- TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN .............................................................................. 16
Ecuaciones Ecuación 1.Ecuación 2.Ecuación 3.Ecuación 4.Ecuación 5.Ecuación 6.Ecuación 7.Ecuación 8.Ecuación 9.Ecuación 10.Ecuación 11.Ecuación 12.Ecuación 13.Ecuación 14.Ecuación 15.Ecuación 16.Ecuación 17.-
08 08 10 21 21 21 23 23 25 25 25 25 25 26 26 27 27 3|Página
Introducción En el momento que comienza la vida productiva de un pozo se debe evaluar la productividad del pozo a las condiciones existentes al momento que comenzó la producción. Existen diversos métodos que permiten elaborar curvas de comportamiento de afluencia, las cuales a su vez permiten determinar la capacidad de un pozo para producir fluidos. En esta investigación analizaremos los factores que gobiernan el flujo de los fluidos de la formación productora hasta el pozo, considerando los tipos de flujo impuestos por Reynolds, que son el laminar, y el turbulento, cumpliendo estos con la Ley de Darcy. El análisis mismo que se basa en dos procedimientos que nos permitirán ayudar a evaluar el comportamiento de la formación, que son el Índice de Productividad (IP), y la ecuación de Darcy. Aunque estos procedimientos estén relacionados entre sí, la variación de la presión sobre una región de la formación drenada, por un pozo que en particular nos hará necesario realizar el estudio del uso de los parámetros independientes que veremos desarrollados durante la investigación tales como: ( permeabilidad, espesor de la zona productora, viscosidad, factor de volumen, entre otros), para así lograr una evaluación más fácil del fenómeno aludido. Conocer todos estos factores que crean daño en las formaciones, así como sus efectos sobre el pozo, y el estudio que el daño podría tener sobre el comportamiento de afluencia del pozo, será el objeto de estudio más importante de cual, en este trabajo nos meteremos más afondo, ya que si desconociéramos esto, nos podría traer problemas tales como, perdida de presión (caídas de presión), perdidas en producción diaria de nuestro pozo entre otros problemas que se nos podrían suscitar, resolviéndolo con el estudio y apoyos en las Leyes de Darcy, Horner, así el Índice de Productividad (IP).
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Unidad III.- “Factor de daño y su relación con comportamiento de afluencia.”
3.1.- Factores Que Provocan Daños ¿Qué es el daño? Es una restricción adicional al flujo que se manifiesta como una caída de presión adicional en el trayecto del fluido del yacimiento al pozo. Esta restricción se da en la vecindad del pozo principalmente ya que es donde se encuentran los fluidos de invasión. Desde el momento en que la barrena hace
contacto
con
la
zona
productora hasta que el pozo se pone a producir, la zona se expone a una serie de fluidos y operaciones que pueden afectar fuertemente la capacidad productiva del pozo.
Figura 1.- Invasión de Fluidos
Así mismo, el daño se define como un factor que causa, en o alrededor del pozo, una caída de presión adicional a la que ocurre cuando el yacimiento es homogéneo y el pozo penetra totalmente a la formación. Si el lodo de perforación provoca reducción a la permeabilidad, o si el pozo penetra parcialmente a la formación o si existe flujo No- Darciano (pozo de gas), entonces se tiene un daño. El factor de daño (en su definición tradicional) representa una caída de presión adicional, la cual ocurre en las cercanías o en la entrada al pozo El factor de daño es una medida cuantitativa empleada para evaluar el comportamiento de un pozo relativo a la producción ideal de un pozo a partir de una formación completamente abierta y sin restricciones. La magnitud del daño indica la necesidad de estimular un pozo o bien, establecer un programa de reacondicionamiento del pozo.
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3.1.1
Factores que provocan daño
Principales
Perforación
Invasión de fluidos Disparos
Penetración parcial
Desviación
Pseudo-daños
▪
Secundarios Fracturamiento
▪
Empacamiento de grava
▪
Liner
▪ ▪ 3.1.2
Cedazos Etc
Durante la perforación
Generalmente el lodo de perforación es la fuente principal de los contaminantes que causan el daño a la formación, mientras que las características del fluido de perforación y la presión diferencial son factores críticos cuando se perfora a través de la zona productora. Para mantener la presión de control durante la perforación, la terminación o las operaciones del pozo, las operaciones se realizan usualmente bajo condiciones de sobre balance. Esto implica que la presión hidrostática del fluido en el pozo sea ligeramente mayor que
Figura 2.- Diagrama de daño
la presión de formaciones. Las condiciones de sobre balance originan el flujo de fluidos y solidos del pozo a la formación. Es usual que el volumen de invasión de fluidos sea pequeño y la invasión se limite a distancias cortas, desde unas pocas pulgadas a unos pocos pies del pozo. 6|Página
La profundidad de los sólidos de invasión es más pequeña que la invasión de fluidos y usualmente están limitados solamente a unas pocas pulgadas. El daño a la formación y sus efectos sobre la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del fluido de perforación con los minerales de la formación y de la invasión de los sólidos del lodo de la perforación en la misma (Mendoza, 1994). El filtrado del lodo invade el yacimiento alterando las condiciones de permeabilidad y propiciado con ello bloqueos. Estos bloqueos pueden ser ocasionados por el filtrado del propio fluido o por la producción de emulsiones. Asimismo, si no se toman precauciones, estos fluidos pueden ser incompatibles con los fluidos de la formación y ocasionar problemas con las arcillas (floculación, dispersión, hinchamiento o migración) o cambios en la mojabilidad de la roca. 3.1.3
Invasión de fluidos
Originado por el filtrado de los fluidos de perforación y terminación de los pozos, generalmente este tipo de daño es el más común y el de menor impacto sobre la producción. Dicho daño puede ser removido mediante tratamientos como estimulaciones y limpiezas a la formación. Su radio de alcance es de algunos pies dependiendo de la permeabilidad de la formación o si existen fracturas. Definición por Van Everdingen y Hurst
∆
ℎ
141.2
Ecuación: 1
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Figura 3.- Comportamiento de presión en el yacimiento
3.1.4
Durante los disparos
Originado por mala eficiencia al disparar el Liner de Producción para comunicar el pozo con el yacimiento. Obtener una producción del pozo igual o mayor a la producción que tendría el pozo si produjera en agujero descubierto. Lo anterior se logra al incrementar el radio efectivo del pozo con el disparo, sin disparar todo el intervalo productor. Factores que influyen:
Evaluar Daño por Disparos: Densidad Disparos: 2 cargas/ft
a) Diámetro de Disparos b) Penetración de Disparos
Diámetro del Pozo: 6” Kz/Kr=1
c) Densidad de Disparos d) Fase
e) Diámetro del pozo
f) Anisotropía (kz/kr)
Fase: 180°
Penetración: 4” Diámetro de Disparos : ½”
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3.1.5
Daño por penetración parcial y desviación
El Dr. Heber Cinco Ley determino una solución semianalítica, en donde presentó tablas de estos daños para diferentes combinaciones de penetración parcial y desviaciones, bajo la siguiente configuración de pozo-yacimiento.
Figura 4.- Configuración de pozo-yacimiento
Para el cálculo del daño por desviación y penetración parcial, se requieren evaluar los siguientes parámetros adimensionales: ℎ ℎ =
=
ℎ
ℎ =
Ecuación: 2
Con estas variables se determinan los valores de daño por desviación (s d) y daño por penetración parcial (sc) ++
Ecuación: 3
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10 | P á g i n
Tabla 1.- Determinación de valores por daño de penetración y desviación estándar.
Durante la introducción y la cementación de las tuberías de revestimiento 3.1.6
La introducción y la cementación de las tuberías de revestimiento pueden originar un daño a la formación, debido al efecto de incremento de presión en función de la formación al bajar la tubería de revestimiento rápidamente. Dicho incremento causa una presión diferencial adicional en función de las zonas pr oductoras que comprime el enjarre y aumenta las posibilidades de perder circulación. Las lechadas de cemento tienen un alto filtrado y pueden acarrear sólidos adicionales, además de agua no compatible con la formación. Los productos químicos usados para lavar el enjarre delante de las lechadas pueden ocasionar cambios en la formación. La amplia distribución de las partículas de cemento, junto con el uso de agentes de pérdida de fluido con alta eficiencia, da como resultado la invasión limitada de dichas partículas y del filtrado de la lechada de cemento. 10 | P á g i n a
Sin embargo se puede presentar los cuatros casos siguientes, que originan un gran deterioro de la formación. a) Cuando el filtrado de lechada de cemento tiene un pH relativamente alto es
particularmente perjudicial para las formaciones arcillosas. Los iones liberados por las partículas de cemento al entrar en contacto con las arcillas cercanas a la pared del pozo dan como resultado un cambio en la composición del filtrado, desestabilizando la capacidad de dispersión del fluido. b) Cuando el filtrado de cemento entra en contacto con salmueras de la
formación que tiene una alta concentración de calcio, limo o silicato de calcio hidratado (yeso). c) Cuando las lechadas altamente dispersas presentan una rápida separación
de partículas de cemento en el fondo y de agua en la parte superior en la columna de cemento. El agua libre puede invadir una parte de la formación y formar un bloqueo de agua muy significativo. d) Una cementación forzada puede ser particularmente dañina en formaciones
poco consolidadas con una permeabilidad alta. Las altas presiones que se manejan pueden provocar la fracturación de la formación, lo que a su vez provoca la lechada de cemento a la formación. 3.1.7
Durante la terminación del pozo
Los fluidos limpios empleados durante la terminación d el pozo invaden el yacimiento y alteran las condiciones de permeabilidad, lo que puede proporcionar el bloqueo de agua o emulsión, el hinchamiento de arcillas o el cambio de mojabilidad de la roca. Los sólidos que puede contener el fluido de terminación pueden taponar los túneles de los disparos, y presentan una zona comprimida y compactada alrededor del propio disparo que propicia una reducción de la permeabilidad aún más pronunciada.
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Figura 5.- Efecto de la perforación y la densidad de los disparos de los disparos con relación a la productividad.
Durante la operación de disparos de la tubería de revestimiento, la lechada de cemento y la propia formación se produce una zona con un espesor de 0,5 [pg] de promedio. En dicha zona se produce una reducción de la permeabilidad de hasta un 80%, que da origen al efecto causado por los disparos. Se produce otro tipo de daño durante la terminación de un pozo cuando baja a tubería de producción con el empacador, y provoca un efecto similar al que se produce al bajar la tubería de revestimiento. Esto es debido al incremento de la presión diferencial en función de la formación, que incluso puede originar pérdidas de circulación y provocar que los sólidos del fluido taponen los poros y las fisuras cercanas a la pared del pozo. Estos sólidos provocan la obturación de las perforaciones de los disparos si la presión diferencial es alta.
3.2.- Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión Factores que provocan daño Se llama “Daño o Sking” a todo impedimento físico que restringe el paso libre del
fluido y por lo tanto, impone caída de presión adicional en el sistema productivo. S=Daño Total a la Formación , Sc+q= Daño por penetración parcial e inclinación, Sp=Daño por perforaciones, Ps= Pseudo Daños, Ds10 Daño verdade ro. El conjunto de pseudodaños es función de la distribución de fases, las permeabilidades relativas de las mismas, los caudales y el tipo de flujo (laminar o turbulento).
12 | P á g i n a
3.2.1
Daños a la formación
Es el cambio de permeabilidad (k) y porosidad (ø) en la zona aledaña al pozo, dañada puede tener desde mm hasta varios cm de profundidad. La permeabilidad y la porosidad de la zona dañada, se denota como k (skin) y ø (skin) respectivamente. El daño es una causa artificial que reduce la producción del pozo, este no es posible evitarlo pero si minimizarlo. Un yacimiento es un equilibrio tanto físico como químico, que al ser perforado se pone en contacto este sistema, al cual puede ser o no compatible con el yacimiento. De esta manera se altera el sistema inicialmente en equilibrio. La prevención del daño apunta a que todas las operaciones realizadas al pozo se hagan con el mínimo cuidado, evitando así que se vea afectada la producción del pozo. 3.2.2
Flujo restringido
El daño de la formación o flujo restringido está asociado a diferentes factores que reducen la permeabilidad efectiva alrededor del pozo. El flujo restringido puede ser causado por el taponamiento de los espacios porosos mediante partículas solidad generadas por trituramiento mecánico la formación durante la perforación del pozo disgregación del medio poroso, o bien, por efecto del fluido producidos tales como creación de emulsiones o cambios en la permeabilidad efectiva. El taponamiento de los poros mediante partículas es uno de los mecanismos más comunes en el flujo restringido, el cual puede resultar de diferentes causas, incluyendo la inyección de sólidos en la formación (para fracturamiento de la formación), dispersión de arcillas presentes en la formación, precipitación y crecimiento de bacterias. Si el lodo de perforación provoca reducción a la permeabilidad, o si el pozo penetra parcialmente a la formación o si existe flujo No- Darciano (pozo de gas), entonces se tiene un daño. El factor de daño (en su definición tradicional) representa una caída de presión adicional, la cual ocurre en las cercanías o en la entrada al pozo.
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El factor de daño es una medida cuantitativa empleada para evaluar el comportamiento de un pozo relativo a la producción ideal de un pozo a partir de una formación completamente abierta y sin restricciones. La magnitud del daño indica la necesidad de estimular un pozo o bien, establecer un programa de reacondicionamiento del pozo. Por otra parte, cabe señalar que matemáticamente el efecto de daño no tiene dimensiones físicas. 3.2.3
Causas físicas, químicas, biológicas
Físicas: cuando los finos de la formación se desplazan a lo largo del medio poroso, estos a menudo llegan a depositarse, y el depósito ocurre en las cámaras o cuerpos del poro se tendrá una severa reducción en la permeabilidad. Durante las operaciones de perforación del pozo, se genera una película alrededor de la pared del pozo debido al filtrado del dolo de perforación hacia la formación, lo cual provoca el flujo restringido.
Químicas: los precipitados pueden ser compuestos inorgánicos de la salmuera o especies orgánicas del aceite producido. En cualquier caso, la precipitación puede ser debido a cambios de la temperatura o presión en las cercanías del pozo a partir de alteraciones en la composición de la fase de los fluidos inyectados. Los precipitados inorgánicos que causan el flujo restringido son usualmente cationes divalentes, tales como calcio, bario, combinados con carbonato o iones de sulfato. Los iones en solución del agua congénita en un yacimiento están inicialmente en equilibrio químico con la formación productora.
Biológicas: muchos pozos, particularmente los pozos con inyección de agua son susceptibles al daño causado por bacterias en la cercanía del pozo. Las bacterias inyectadas en la formación, particularmente bacterias anaeróbicas, pueden crecer rápidamente en la formación, obturando los espacios de los poros, o bien, con precipitados resultado de la actividad biológica de los organismos. La diferencia de presión de fondo fluyendo entre la ideal y la actual, p´wf-pwf, representa una pérdida adicional debido al daño de la formación, estimulación de la zona alrededor del pozo y otras restricciones al flujo a la entrada del pozo. 14 | P á g i n a
Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión Las pruebas de presión constituyen una herramienta poderosa para la caracterización de yacimientos
3.2.4
Existen diversos tipos de pruebas con objetivos diferentes
La interpretación confiable de una prueba se logra mediante la combinación de información de diversas fuentes. Analizando los efectos del pozo con el comportamiento de presión y los efectos en la vecindad del mismo
Los daños de presión medidos en un pozo pueden ser afectados por:
Obtención del factor de daño a partir de pruebas de variación de presión
Métodos de análisis para pruebas de presión Gráfica especializada (Horner flujo radial)
▪ Curva tipo ▪ Función derivada Datos de análisis para una prueba de presión
presión vs tiempo
-producción vs tiempo
-gor, wor
-temperatura vs tiempo
-condiciones mecánicas del pozo
-análisis pvt de los fluidos
-registro de flujo
-muestras de roca
-datos geológicos-datos geofísicos
-información de otros pozos
Figura 6.- Obtención Del Factor De Daño A Partir De Pruebas De Variación De Presión.
15 | P á g i n a
Tabla 2.- Tipos de Pruebas de Presión.
16 | P á g i n a
Tipos de pruebas de presión Se ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o más pozos. ❖
❖ ❖ ❖
❖
-Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos (permeabilidad, presión inicial) -Evaluar presencia de daño a la formación -Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos -Identificar límites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, límites estratigráficos) -Comunicación entre pozos.
Datos de análisis para una prueba de presión: Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test) -Restauración de Presión (Pressure Buildup Test) -Multitasa -Prueba de Interferencia -Drill Stem Test (DST) -Fall Off -Prueba de Inyectividad 3.2.5
Modelos para interpretar el daño
Van Everdingen & Hurst
Modelo de Radio variable
Modelo de 2 zonas de permeabilidad
17 | P á g i n a
3.3.- Análisis De Las Componentes Del Factor De Daño (Factores De Pseudodaño) 3.3.1
Factores Principales ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ ➢ ➢
Producción a caudal alto (Turbulencia) TP’s colapsadas Baja densidad de perforación Pobre cementación Incrustaciones Depósitos orgánicos / Mixto Arcillas y Sedimentos Emulsiones Bloqueos de Agua Cambios de Mojabilidad
La zona con la permeabilidad alterada se llama “zona dañada” y su efecto sobre la
presión o comportamiento de flujo del pozo se denomina efecto de daño. La invasión de fluidos y solidos interactúa con la formación, y se genera una multitud de efectos de daños. Después de un periodo inicial de producción con presión y gasto no constante, es decir, flujo transitorio, las condiciones de frontera externa (no flujo y p=cte) comienza a afectar la producción en el pozo y el flujo se estabiliza, cuando la estabilización en el yacimiento se lleva a cabo, la condición de frontera externa de presión constante da origen al flujo denominado como flujo pseudo-estacionario. La condición de frontera externa de presión constante representa la frontera en la cual la presión del yacimiento se mantiene en su valor inicial. La condición de frontera externa de presión constante es usualmente causada ya sea por la entrada de agua de un acuífero asociado o por la inyección de agua o gas a través de pozos inyectores, o bien, la combinación de los tres. 3.3.2
Pseudo-daño y configuración del pozo
Los pseudo-daños remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos directamente el pozo. No todos estos tienen que ver con el daño verdadero, pueden tener origen mecánico o físico. 18 | P á g i n a
Siempre se encuentran pseudo-daños negativos en pozos desviados, el alejamiento negativo es función del ángulo de desviación del pozo y de la dureza de la roca yacimiento. Las condiciones dadas por el gasto y el ángulo de inclinación pueden ocasionarse caídas de presión adicionales o pseudo-daños. Si se pone el pozo a producir a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual que durante la perforación, el correspondiente pseudo-daño positivo es proporcional al caudal del flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudo-daño no existe, puesto que no hay desgaste mecánico en la formación ocasionado por el gasto de flujo. La inevitable variación del diámetro del pozo durante la formación, puede modificar progresivamente el flujo de laminar a turbulento y crear pseudo-daño que se suma al daño real de la formación.
Bloqueo por agua. Se pueden formar bloqueos de agua durante las operaciones de perforación y 3.3.3
terminación debido al filtrado de los fluidos base agua que invaden la vecindad del pozo, que provocan una alta saturación de la misma y la consecuente disminución de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, o bien se pueden formar durante la producción a través de la conificación y digitación de agua de formación. 3.3.4
Bloqueo por emulsiones.
Los filtrados de perforación, cementación, terminación, repar ación, estimulación, se pueden intermezclar con los fluidos contenidos en la formación y pueden formar emulsiones. Estas emulsiones tienen una alta viscosidad, particularmente las emulsiones de agua y aceite. Los filtrados con un pH alto de lodo o lechadas de cemento o filtrado con un pH bajo de fluidos ácidos se pueden emulsionar con aceites de la formación.
Invasión de fluidos viscosos. La inyección de aceites en formaciones productoras de gas puede ocasionar un daño significativo y permanente debido a la saturación residual de aceite en pozos de gas y la consecuente reducción de la permeabilidad relativa al gas. 19 | P á g i n a
3.3.5
Penetración Parcial
Para evitar problemas de conificación de agua o de gas es práctica común terminar el pozo en una sección del espesor del yacimiento. El intervalo de terminación tiene un longitud hw y su parte superior está localizada a una distancia z1 del límite superior de la formación; el pozo tiene un radio rw y produce de una formación de permeabilidad horizontal kh, de permeabilidad vertical kv y de espesor h. La convergencia de las líneas de flujo hacia el intervalo de terminación crea una caída extra de presión que se maneja a dimensionalmente a través de un factor de pseudo-daño “spp”. Una excelente aproximación para el cálculo de sp fue propuesta por Papatzacos y está dada por: Ecuación: 4
Donde:
Ecuación: 5,6.
El factor de daño es siempre positivo y puede alcanzar valores muy elevados en casos donde la relación de penetración h/hw es muy baja. A medida que la permeabilidad vertical es menor con respecto a la horizontal el factor de pseudodaño crece.
Figura 7.- Convergencia de líneas de flujo hacia la zona disparada
20 | P á g i n a
3.3.6
Disparos
El arreglo y número de disparos que se utilice en la terminación de un pozo puede crear caídas extras de presión que también pueden ser manejadas a través de un factor de daño por disparos “Disp.”. El flujo a través de los disparos puede verse
afectado por varios factores:
Diámetro de la perforación
Profundidad de la perforación
Número de perforaciones por unidad de espesor
Distribución angular de las perforaciones
De la relación de permeabilidades kz / kr
Aunque existen correlaciones que permiten estimar Disp. en la práctica no es posible contar con estimaciones de algunos parámetros necesarios para el cálculo. Este factor de pseudo-daño se maneja en conjunto con el factor de daño por invasión, el cual se evalúa del análisis de pruebas de presión y su valor indicará si es necesario llevar a cabo una intervención en el pozo. 3.3.7
Pseudo-daño por desviación
No es raro encontrar pozos que no sean perpendiculares al plano de estratificación de la formación productora. Esto ocurre cuando pozos verticales producen de formaciones buzantes o cuando pozos desviados producen ya sea de formaciones horizontales o inclinadas. La inclinación de un pozo con respecto a la normal del plano de estratificación origina un factor de pseudo-daño negativo Sθ porque una mayor área de la formación está expuesta al flujo. Consideremos el sistema mostrado en la donde un pozo desviado con un ángulo de inclinación θw con
respecto a la normal del plano de estratificación y con un intervalo de prod ucción de longitud hw, cuyo centro está localizado a una elevación zw en un yacimiento de espesor h.
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Las líneas de flujo son afectadas por θw, zw, y hw de tal manera que los efectos de penetración parcial y de la desviación del pozo se combinan. El factor de pseudodaño para un pozo totalmente penetrante puede ser calculado con: Ecuación: 7
Se puede ver de la ecuación que conforme más desviado se encuentre el pozo más crece el factor de pseudo-daño negativo. Para pozos desviados parcialmente penetrantes se considera un factor de pseudo-daño combinado sθ+p y éste puede ser estimado. Estas tablas corresponden a valores de hD de 100 y 100. El factor de pseudo-daño para valores diferentes de hD puede ser estimado mediante la fórmula:
Ecuación: 8 3.3.8
Factor de pseudodaño.
Figura 8.- Nomogramas para determinar el factor de pseudo-daño por flujo a través de disparos, patrón simple y escalonado.
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Cuando se conoce el daño total del pozo, es posible trazar una curva IPR, mediante esta curva, es posible demostrar el beneficio de disminuir el factor de daño (S). Atribuir todo el daño a un daño dentro de la formación es un error muy común, hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudodaños y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación. Hay dos contribuciones al daño:
La primera está relacionada al daño de formación y actúa directamente en el sistema poroso, disminuyendo la porosidad y permeabilidad en la zona del daño.
La segunda está relacionada con un daño superficial en la cara de la formación y tiene que ver con el desgaste mecánico producido por la barrena por frotamiento y el desgaste mecánico producido por el flujo durante la perforación.
3.4.- Efecto Del Factor De Daño Sobre El Comportamiento De Afluencia Del Pozo Frecuentemente, los pozos son parcialmente terminados, es decir, el espesor abierto al pozo es menor al espesor total de la formac ión, a esto se le conoce como penetración parcial y puede ser consecuencia de un mal trabajo de perforación o deliberado para retrasar el efecto de conificación. Mientras más corto sea el intervalo perforado comparado con el espesor total del yacimiento, más grande será este factor de daño. Si el intervalo terminado es alrededor del 75% del espesor del yacimiento, el efecto del daño por penetración parcial será despreciable. Mientras la penetración parcial genera un efecto de daño positivo, el factor de daño por desviación o inclinación del pozo, genera un daño negativo. Mientras más grande sea el ángulo de desviación, más grande será el efecto de daño por inclinación. El factor de daño que involucra tanto la penetración parcial como la inclinación del pozo es simbolizado como +ø.
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Para calcular el daño +ø, se debe calcular calcular primero el espesor adimensional con la siguiente fórmula: ℎ =
Ecuación: 9
ℎ
Despues la elevación relativa del intervalo disparado Ecuación: 10
=
Posteriormente se dividen los resultados de las dos ecuaciones anteriores
ℎ
Ecuación: 11
Por último se calcula la penetración del pozo como sigue ℎ ℎ
Ecuación: 12
Cinco Ley y colaboradores demostraron que el factor de pseudo-daño por penetración parcial y por inclinación del pozo en forma individual y, o combinados +ø, presentan una relación lineal cuando se grafican contra log. La introducción de este concepto incluye dos ejemplos de campo de campo para ilustrar el uso del daño y cuantificar el daño causado en la formación; así como la restricción al flujo como consecuencia de las perforaciones. Estas son las causas más comunes de restricción al flujo en las cercanías del pozo. Con relación al IPR de un pozo, el factor de daño considera la diferencia entre gradiente de presión ideal y gradiente de presión real.
Ecuación: 13 24 | P á g i n a
El daño puede ser removido es el de invasión de fluidos, mediante una estimulación o limpieza del intervalo productor.
Ecuación: 14
La figura ilustra el efecto de daño de un pozo en una gráfica de gasto-presión.
Figura 9.- IPR actual en función del IPR desarrollado a partir de un modelo ideal de pozo.
Esta indica que el IPR real de un pozo se desvía significativamente de la línea recta del IPR de un modelo ideal debido a un efecto de daño constante. Generalmente solo interesa el factor de daño durante el periodo pseudoestacionario y se desprecia el efecto de daño en el periodo de transición debido a los tiempos cortos. Para condiciones de periodo pseudoestacionario de un pozo, el factor de daño se incluye en el cálculo de la caída de presión total, es decir, p y-pwf . Por tanto se puede establecer que: − =
− ´
(´−) +
Ecuación: 15
Donde las presiones se expresan en [ ]. 2
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La diferencia de presión de fondo fluyente entre la ideal y la actual, p´ wf -pwf , representanta una pérdida de presión adicional debido al daño de la formación, la estimulación de la zona alrededor del pozo y otras restricciones al flujo en la entrada del pozo. Finalmente se tiene que el factor de daño total “st” está dado por:
Ecuación: 16
Donde h es el espesor de la formación y hw es la longitud del intervalo perforado. Nótese que el efecto de daño de invasión y de disparos es afectado por la relación de penetración; esto significa que en pozos parcialmente penetrantes el efecto mencionado se magnifica.
El factor de daño total se estima de pruebas de presión y el factor de pseudo-daño por desviación y penetración parcial se obtiene de tablas o correlaciones; entonces es posible evaluar el efecto de invasión y de los disparos como sigue:
Ecuación: 17
Este daño es calculado a partir del análisis de una prueba de presión, el cual generalmente se obtiene de la curva de incremento, por garantizar un gasto constante en el pozo (qo=0).
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Partiendo de la toma de información del pozo, se define la curva de incremento que se va a analizar.
Figura 10.- Shapir Advanced, cálculo de curva del incremento IPR
La técnica de análisis de curvas de incremento más usual es la técnica de Horner, la cual consiste en graficar los datos de presión contra el logaritmo del tiempo de Horner, el cual se obtiene a partir de la aplicación de principio de superposición
Es decir se grafica
Donde
es el tiempo de Horner.
Del resultado de la gráfica semilog, se obtiene una sección de línea recta, la cual corresponde al comportamiento del yacimiento, como un yacimiento infinito Homogéneo.
Figura 11.- Grafica de un Yacimiento infinito Homogéneo. (Comportamiento del yacimiento)
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Ejemplo de cálculo del valor mínimo de Daño Daño (s) IP (bpd/psi) 20
3.46
10
5.55
5
7.96
0
14.08
-2
20.34
-4
36.59
-6
182.21
-8*
-61.16
Figura 12.- Gráfica del comportamiento del IP con el daño.
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Conclusión. En la actualidad en la industria petrolera enfrenta el problema de que la mayoría de los campos petroleros de México se encuentran en etapa avanzad a de explotación, por lo que están en etapa de declinación natural, y en algunos casos es muy severa, debido a que en ocasiones, no sé atiende a tiempo los problemas que nuestro pozo podría tener por lo que es necesario atenuarla y/o revertirla. Este trabajo documenta un conocimiento extra para el estudiante de ingeniería petrolera, la cual responde a las necesidades y problemáticas que nos dan los factores de daño, como lo son los acuíferos, emulsiones, en la zona de disparos, al colocar la TR o durante la terminación del mismo pozo. Las diferencias observadas en los periodos de producción y la abrupta declinación de presión (Caída de presión), cada ciclo se relacionan con el tipo de tratamiento aplicado al inicio de cada ciclo, el uso de softwares como Shapir Advanced para determinar el daño, conocer las curvas IP, así como con las variables determinar las curvas de comportamiento de los distintos casos que se pod rían presentar. Hoy en día la tecnología nos ayuda a resolver situaciones de la vida, en este caso aplicado a la ingeniería petrolera así como la posible interacción de los mismos con los agentes que incluyen las características litológicas de la formación. Al haber finalizado este trabajo se espera que al leerlo se haya cumplido con lo planteado en la introducción así desde las curvas IP, leyes de Darcy Horner, hasta el uso de softwares, con los pseudodaños, por desviación así como sus factores. Ya que esto es de gran utilidad en la parte de Producción de Hidrocarburos, el conocimiento del comportamiento de afluencia que se ve afectado por los daños que nos podría brindar la información por eso al tener el conocimiento para detectarlo, podrá buscar la manera de resolverlo.
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Anexos Medidas para prevenir el daño 1. El empleo de fluidos de perforación, terminación, reparación o estimulación
adecuados a la composición mineralógica, la presión y el tipo de fluidos contenidos en la formación, con el objetivo de mantener las condiciones originales de la formación, sobre todo la permeabilidad. 2. Ejecución de diversas operaciones de acuerdo a las características del pozo, en
función de la presión de los fluidos de la formación, del gradiente de fractura, de la permeabilidad y porosidad de la formación, de la estabilidad de las paredes del pozo y de las condiciones reológicas y tixotrópicas de los fluidos utilizados. 3. Conocer las condiciones que guarda el estado mecánico del pozo, así como todos
aquellos puntos que provocan una caída drástica de presión y que conllevan la presencia de un flujo turbulento durante la producción de los fluidos.
Estimulación La estimulación de un pozo es el proceso 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 fluidos de la formación al pozo y viceversa. La función de una estimulación es, para pozos productores, incrementar la producción de hidrocarburos, y para pozos inyectores, incrementar la inyección de fluidos como gas, agua o vapor.
Fracturamiento El fracturamiento es un método que permite estimular la pr oducción, incrementando el valor de la formación mediante la inyección de un líquido, ya sea agua, aceite, alcohol, ácido clorhídrico diluido, gas licuado o espuma. Este fluido se bombea bajo una presión extremadamente alta a través de la tubería de producción o de perforación de los disparos de la tubería de revestimiento. El fluido penetra en la formación productora y la fractura. Una vez que el fluido se encuentra dicha formación llevando materiales en suspensión, la presión se libera a la superficie y el fluido fracturante regresa a la superficie con lo que las fracturas se cierran parcialmente sobre el material sustentante dejando canales de flujo.
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Glosario Domo salino: estructura en forma de domo formada de estratos cuya parte central o núcleo consiste de sal de roca. Se encuentra en los campos petroleros de la costa del Golfo de México y forma a menudo depósitos de aceite.
Emulsión: es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos homogénea. Un líquido (la fase dispersa) es dispersado en otro (la fase continua o fase dispersante). Muchas emulsiones son de aceite/agua, con grasas alimenticias como uno de los tipos más comunes de aceites encontrados en la vida diaria.
Espesor (h): El espesor útil es el espesor promedio de la formación permeable, que contiene el área de drenaje por la cual el fluido fluye hacia el pozo. Este no es solamente el intervalo punzado o el espesor de formación encontrado por el pozo.
Estimulación: es el proceso 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 los fluidos de la formación al pozo o viceversa.
Estratigrafía: parte de la geología que estudia el origen, composición, distribución y sucesión de estratos rocosos.
Factor de Daño (S=Skin): Durante las operaciones de perforación y completación, la permeabilidad de la formación en la sección cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona dañada. La invasión de fluidos de perforación, la dispersión de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturación de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables por la reducción de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulación tal como acidificar o fracturar, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, rediciendo así el daño de la formación (skin).
Fluido: es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. 31 | P á g i n a
Mojabilidad: La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante tenderá a dispersarse sobre la fase sólida y un sólido poroso tenderá a absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos la fase no mojante. Las rocas pueden ser humedecidas con agua, humedecidas con petróleo o con una mojabilidad intermedia. Permeabilidad ( k ):
Es una propiedad de la Roca la cual mide la capacidad de
transferencia que tienen los fluidos para atravesar la roca. En su forma más simple, la ley de Darcy, se aplica a una losa rectangular de roca.
Pozo: perforación para el proceso de búsqueda o producción de petróleo crudo gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los mismos. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado como: pozos de aceite y gas asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores.
Presión: la presión en un fluido en reposo en un punto dado, es la misma en todas direcciones y se define como la componente normal de fuerza por unidad de superficie.
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