Daño A La Formacion Grupo 5

 

UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIAS DE LA INFORMACION INGENIERIA EN GESTION PETROLERA

DAÑOS A LA FORMACIÓN

ESTUDIANTES:  Cruz Chavez Leslie Aylin

 Heredia Candia Yali Alison  Rivero Aguayo Celeste Leticia Solís Mamani Osmar Rodrigo Velasco Villanueva Josseline Tifany

DOCENTE: Ing. Danna D. Bazoalto Bazoalto Meruvia ASIGNATURA: TECNIICAS DE PERFORACION DE POZOS FECHA: 18 DE MAYO 2020   COCHABAMBA-BOLIVIA

 

Contenido

INTRODUCCIÓN.....................................................................................................................4 MARCO TEÓRICO................................... TEÓRICO......................................................... ............................................ ............................................. ....................................5 .............5 1. TIPOS DE DAÑ DAÑOS OS A LA FORMACIÓ FORMACIÓN..... N.......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... ............. ................. ...........5 ..5 1.1.

OPERACION OPERACIONES ES DURANTE DURANTE LAS CUALE CUALES SS SE E PROD PRODUCE UCE EL DAÑO. DAÑO...... .......... ...........5 ......5

1.1.1. 1.1.1. 1.1.2.. 1.1.2

Perfo Perforaci ración... ón........ .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .............. ................... ...........5 .5 Ceme Cementaci ntación.. ón....... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... ............ ..........5 ...5

1.1.3.. 1.1.3

Term Terminac inación.. ión....... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... ............. ................. ................... ............6 ..6

1.1.4.. 1.1.4

Estim Estimulac ulación.. ión....... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... ............ ..........6 ...6

1.1.5.. 1.1.5

Limp Limpieza ieza..... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ........... ............6 ......6

1.1.6.. 1.1.6

Repa Reparació raciónn de pozo pozos... s........ .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......7 .7

1.1.7.. 1.1.7

Produ Producció cción.... n......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... ...........7 ......7

1.1.8.. 1.1.8

Inye Inyecció cciónn de agua agua..... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... ..............7 .........7

1.1.9.. 1.1.9

Inye Inyecció cciónn de gas.... gas......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... ........... ................ ...........7 .7

1.2. MECANISMO MECANISMOS SD DEL EL DAÑO A L LA AF FORMA ORMACIÓN.. CIÓN....... .......... .......... .......... .......... .......... ........... ............... ............7 ...7 1.2.1.. Redu 1.2.1 Reducció cciónn en la pperme ermeabilid abilidad ad aabsol bsoluta uta de la la formac formación.. ión....... .......... .......... .......... .......... ..............8 .........8 1.2.2.. 1.2.2

Redu Reducció cciónn de la pperme ermeabilid abilidad ad re relativ lativa.... a......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ............ ................ .................9 ........9

1.2.3.. 1.2.3

Alter Alteració aciónn de la visco viscosida sidadd de los fluidos fluidos del del yyacim acimiento iento..... ......... ............ ................. ................10 .......10

1.2.4.. 1.2.4

Inter Interacc acciones iones roca roca/fluid /fluidos... os........ .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .............. .................. .................. ...........10 ..10

1.2.5.. 1.2.5

Migra Migración ción/tapo /taponamie namiento nto po porr par partícul tículas as fi finas. nas...... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ........... ........11 ..11

1.2.6.. 1.2.6

Prec Precipita ipitación ción inorg inorgánic ánica.... a......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... ............ .............11 ......11

1.2.7.. 1.2.7

Prec Precipita ipitación ción orgánica orgánica..... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... ........... ............... .............12 ....12

1.2.8.. 1.2.8

Fenó Fenómeno menoss inter interfacia faciales.. les....... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... ........... ..............13 ........13

1.2.9. Bloq 1.2.9. Bloqueo ueo por emul emulsion siones... es........ .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .............. ..............13 .....13 1.2.10. 1.2.1 0. Bloqu Bloqueo eo por agua agua.... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ............. .........14 .14 1.2.11. 1.2.1 1. 1.3.

Inve Inversión rsión de la mojabilid mojabilidad... ad........ .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .............. .................. ...............14 ......14

DAÑOS DE TIPO TIPO MECÁNIC MECÁNICO.... O......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ............... ...........15 .15

1.3.1.. 1.3.1

Daño Dañoss de orige origenn biológic biológico.... o......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .........1 ....155

2. MÉTOD MÉTODOS OS D DE E PR PREVEN EVENCIÓN CIÓN DEL D DAÑO AÑO A LA FORM FORMACIÓN. ACIÓN...... .......... .......... .............. ..............15 .....15 2.1.. 2.1

PRE PREVEN VENCIÓ CIÓN N DE L LOS OS DAÑOS DAÑOS IINDU NDUCID CIDOS OS DURAN DURANTE TE LA LA PER PERFOR FORACI ACIÓN ÓN 15

2.2.. 2.2

PRE PREVEN VENCIÓ CIÓN N DE L LOS OS DAÑOS DAÑOS IINDU NDUCID CIDOS OS DURAN DURANTE TE LA LA CEM CEMENT ENTACI ACIÓN ÓN 16

2

 

2.3. PRE 2.3. PREVEN VENCIÓ CIÓN ND DE EL LOS OS DAÑOS DAÑOS INDUCI INDUCIDOS DOS DURANT DURANTE E LA LA TERMINACIÓN/REPARACIÓN.......................................................................................16 2.4. PRE 2.4. PREVEN VENCIÓ CIÓN ND DE EL LOS OS DAÑOS DAÑOS INDUCI INDUCIDOS DOS DURANT DURANTE E EL EL FRACTURAMIENTO........................ FRACTURAMIENTO.. ............................................ ............................................ ........................................................... .....................................17 17 2.5. PRE 2.5. PREVEN VENCIÓ CIÓN N DE L LOS OS DAÑOS DAÑOS A LA FO FORMA RMACIÓ CIÓN N DURANT DURANTE E EL P PROC ROCES ESO O DE PRODUCCIÓN....... PRODUCCIÓN............................. ............................................ ............................................ ............................................ .....................................18 ...............18 3. CAUSA CAUSAS S DEL DAÑO DAÑO A LA FORM FORMACIÓN. ACIÓN...... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... ............. .................. .............18 ...18 3.1. ECUACIÓN ECUACIÓN DE DAÑO A L LA AF FORMA ORMACIÓN.. CIÓN....... .......... .......... .......... .......... ............ ................. ................... ............19 ...19 4. ESTIM ESTIMACION ACION DEL DA DAÑO ÑO ALA FORMA FORMACION. CION...... ......... ......... .......... .......... .......... .......... ............... ................... .............20 ....20 4.1.. 4.1

ANÁ ANÁLIS LISIS IS MI MINER NERALÓ ALÓGIC GICO O DE LA R ROCA OCA (R (REPO EPORTE RTES S DE LA LABOR BORATO ATORIO RIO)) 20

4.1.1.. 4.1.1

Difra Difracció cciónn de rayos rayos x. x...... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .............. .................. ...............20 ......20

4.1.2.. 4.1.2

Anál Análisis isis SE SEM.... M......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... ............ ................. ................... ................20 .......20

4.1.3.. 4.1.3

Anál Análisis isis SARA SARA..... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... ........... ............... ...............20 ......20

4.2.

ANÁLISIS ANÁLISIS DE LOS LOS F FLUID LUIDOS OS ((AGUA AGUA,, GA GAS S Y PETRÓLEO PETRÓLEO)...... )........... .......... .......... .......... .........20 ....20

4.2.1. 4.2.1. 4.2.2.. 4.2.2

Iden Identifica tificación ción del tipo tipo de crudo crudo..... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ..........20 ......20 Anál Análisis isis ddel el ag agua ua de formación formación..... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... ............. ................. ............21 ...21

4.2.3.. 4.2.3

Pred Predicció icciónn de incru incrustac stacione iones.... s......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... ............. ................. ............21 ...21

4.2.4.. 4.2.4

Anál Análisis isis de gase gases.... s......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... ............... ................... .............21 ....21

5. EJEM EJEMPLO PLO DE DEL L DAÑO A LA FOR FORMACIO MACION.... N......... .......... .......... .......... .......... .......... ............ ................ .................. ..............22 .....22 6. DAÑO AL MEDI MEDIO O AMBIE AMBIENTE. NTE...... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ......... .......... .......... .......... .......... .......... ........... ...............2 .........233 6.1. LOS E 6.1. EFEC FECTOS TOS S SOBR OBRE E LA F FLOR LORA A Y FA FAUNA UNA COMO COMO CONSEC CONSECUEN UENCIA CIA D DE E UN DERRAME......... DERRAME............................... ............................................ ............................................ ............................................ .........................................23 ...................23 7. PLAN DE CONTING CONTINGENCI ENCIA A DESPUES DE:... DE:........ .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... ............2 ........244 CONCLUSIONES................................................ CONCLUSIONES.......................... ............................................ ................................................................... .............................................25 25 BIBLIOGRAFÍA.............................. BIBLIOGRAFÍA........ ............................................. ............................................. ............................................ ...........................................26 .....................26

3

 

INTRODUCCIÓN El presente proyecto a realizar sobre “DAÑOS A LA FORMACIÓN” es básicamente una reducción del valor de la permeabilidad. La formación es dañada principalmente durante la  perforación y la terminación del pozo, debido a una o ambas de las siguientes causas: las  partículas finas que se introducen y taponan los poros y canales de la formación y el hinchamiento de arcillas. finasgrandes se encuentran por loageneral en los fluidos de  perforación y terminación; term inación;Las las partículas partículas partículas más so sonn innocuas la formación. O también se puede decir que es la pérdida de productividad o inyectabilidad inyectabilidad parcial o total y natural o inducida de un pozo, resultando de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños o de un obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso natural de  producción. Se define como daño a la formación 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 fluidos o por la introducción de fluido fluidoss durante las operaciones operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación del pozo, y que puedan ser eliminada mediante tratamiento químico (ácidos, surfactantes, u otros) permitiendo al pozo recuperarla mayor parte de su capacidad original de producción. El daño de una zona productora no es posible de evitar, por lo tanto, debe ser minimizado. En un equilibrio físico y químico como es un reservorio, al perforarlo, se pone en contacto dicho sistema equilibrado (fluido y roca de formación) con otro artificial, que puede ser o no compatible con ese reservorio de esta manera, este siendo alterado dicho sistema inicialmente en equilibrio. La prevención del daño apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan con el mínimo daño, evitando así, que la producción se vea afectada. El daño puede estudiarse mediante el análisis de presión. Para todo esto debemos identificar sus causas, tipos, prevenciones que se puede aplicar al daño de formación y contar con un plan de contingencia ante un suceso de daño a la formación. De tal manera que se ira explicando en los siguientes puntos del proyecto llevado acabo a realizar

OBJETIVO GENERAL Estudiar los tipos de daños a la formación, pprevenciones, revenciones, la estimación estimación del daño, las causas que están sujetas a ella, para poder aplicarlas en la industria petrolera. 

OBJETIVOS ESPECIFICOS Identificar los posibles factores que producen daños a la formación las causas, que se llevan a cabo durante la explotación explotación,, perforación, producción de un yacimiento. Conocer los métodos de prevención para evitar daños a la formación. 





Aplicar losplan métodos necesarios para el control de daños a la formación donde se aplique un de contingencia. 4

 

MARCO TEÓRICO 1. TIPOS TIPOS DE DE DA DAÑOS ÑOS A L LA A FO FORMA RMACIÓ CIÓN N 1.1. 1.1.

OPER OPERAC ACIO IONE NES S DURA DURANT NTE E LA LAS S CU CUAL ALES ES SE SE PROD PRODUC UCE E EL DAÑ DAÑO O

1.1. 1.1.1. 1. Pe Perf rfor orac ació ión n Desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del  pozo, esta zona está expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectarán fuertemente la capacidad de producción del pozo. Cuando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido de control y la presión diferencial ejercida contra la formación son críticas. El daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del propio fluido de perforación como de los recortes de la barrena. El lodo de perforación contiene entre otros materiales arcillas, agentes densificantes y aditivos químicos, todos ellos potencialmente dañinos. Esta invasión puede variar de pocas pulgadas a varios pies. Adicionalmente la acción escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes en la pared del pozo.

1.1. 1.1.2. 2. Ce Ceme ment ntac ació ión n  Durante la cementación cementación de la tubería de revestimiento, al bajar ésta puede causar una presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y aumentando las  posibilidades de pérdida de fluidos. Las lechadas de cemento también producen un alto fi filt ltra rado do y los los pr prop opio ioss só sóli lido doss pu pued eden en inva invadi dirr la fo form rmac ació ión. n. Los Los flu fluid idos os la lava vado dore ress y espac espaciad iadore ores, s, y otr otros os produ producto ctoss químic químicos os con conten tenido idoss en la propia propia lechad lechadaa de ce cemen mento, to, utilizados normalmente durante la cementación, pueden ser fuentes potenciales de daño a la formación. 5

 

Los filtrados de lechadas con pH elevado, son particularmente dañinos en formaciones arcill arc illosa osas, s, ad adici iciona onalme lmente nte al en entra trarr en co conta ntacto cto co conn sa salmu lmuera erass de la forma formació ciónn de alt altaa concentraciónn de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales. concentració

1.1. 1.1.3. 3. Te Term rmin inac ació ión n   Durante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son: control, cementaciones, limpieza del pozo, asentamiento del aparejo de producción, perforación del intervalo a explotar e inducción del pozo a producción. El control del pozo y la cementación de tuberías propician la inyección forzada de fluidos y sólidos. Si el asentamiento del aparejo de producción se lleva a cabo después de haber sido perforado el intervalo de interés, pueden ocurrir pérdidas del fluido de control, agravándose si este fluido contiene sólidos. Durante la  perforación del intervalo debe procurarse en general un fluido de control limpio (libre de sólidos), y una presión diferencial a favor de la formación. Durante la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y sólidos que invaden la formación ocasionando también su daño. En terminaciones especiales para el control de arena, los empacamientos de arena pueden quedar dañados por colocación deficiente, dejando espacios vacíos entre la formación y el cedazo, contaminación de la grava por incompleta limpieza antes de su colocación o mal diseño de granulometría de la grava o de la apertura del cedazo.

1.1. 1.1.4. 4. Es Estim timul ulac ació ión n La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratam tra tamien iento to iny inyec ectad tados os co contr ntraa for formac mación ión,, pue puedan dan dejar dejar residu residuos os por precip precipita itacio ciones nes secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Obviamente estos efectos causarán daños difíciles de remover y en ocasiones permanentes. Los fluidos ácidos de estimulación son de las fuentes de mayor potencialidad de daños. Al inyectar un ácido, los productos de corrosión de las tuberías son disueltos y llevados a la formación. Al gastarse el ácido, estos productos compuestos de fierro, vuelven a precipitarse en la roc roca. a. Asi Asimis mismo, mo, los flu fluido idoss de es estim timula ulació ciónn lle llevan van produc productos tos químic químicos os (ác (ácido idos, s, surfac sur factan tantes tes,, etc etc.), .), que pue pueden den ca cambi mbiar ar la moj mojabi abilid lidad ad de la roca, roca, crear crear emulsi emulsione ones, s, reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asfálticos, desconsolidar la roca, causar precipitaciones indeseables, etc.

1.1.5 .1.5.. Limp Limpie iezza  Normalmente se usan solventes y productos químicos para remover materiales diversos (parafinas, asfaltenos, etc.). Estos fluidos son circulados y entran en contacto con la zona  productora pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daños por  incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los residuos de esta operación circulan hacia el fondo y logran penetrar la formación, es también factible su taponamiento. 6

 

1.1. 1.1.6. 6. Re Repa para raci ción ón de poz pozos os  El daño durante estas operaciones es originado por las mismas causas que intervienen al terminar los pozos. El exceso de presión diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar pérdidas de circulación; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento ‘producirá daño, etc.

1.1. 1.1.7. 7. Pr Prod oduc ucci ción ón Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por sólidos (arcillas y otros finos) que emigran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo; en formaciones de arenas poco consolidadas este problema es mayor. Si el yacimiento está de presionado, será mucho más fácil dañar la formación con estos sólidos. Durante la producción de un pozo  pueden originarse cambios en la estabilidad de los fluidos producidos, pudiéndose producir   precipitacioness orgánicas (asfaltenos y/o parafinas) o inorgánicas (sales) con el consecuente  precipitacione consecuente obturamiento del espacio poroso y el daño a la formación. Asimismo, en pozos de gas pueden ocurrir fenómenos de condensación retrógrada que ocasionan bloqueos de líquidos en la vecindad del pozo. En ocasiones es necesario usar   productos químicos para inhibir precipitaciones o corrosión, su efecto puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca en forma f orma desfavorable.

1.1. 1.1.8. 8. In Inye yecc cció ión n de ag agua ua   Ge Gene nera ralm lmen ente te se oc ocas asio iona na da daño ño en es esto toss caso casoss cu cuan ando do el ag agua ua no es está tá tr trat atad adaa aprop ap ropiad iadame amente nte,, pud pudien iendo do co conte ntener ner sólido sólidoss por uso inadec inadecua uado do de los fil filtro tros, s, por el contenido de sales no compatibles con el agua de formación, por acarreo de finos de la misma formación, por incompatibilidad con las arcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyección de polímeros, etc. 1.1. 1.1.9. 9. In Inye yecc cció ión nd dee gas gas El gas generalmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de barrido de grasa para roscas, escamas de corrosión u otros sólidos que taponarán los poros del yacimiento. Asimismo, el gas inyectado  puede acarrear productos químicos, residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo lo cual reduce la permeabilidad al gas y su inyectividad.

1.2. 1.2.

MECA MECANI NISM SMOS OS DE DEL LD DAÑ AÑO OAL LA A FOR FORMA MACI CIÓN ÓN

Considerando la forma más simple de la Ley de Darcy para flujo radial:

7

 

Donde:    



A: Área de flujo (ft²) K: Permeabilidad (mD) q: gasto (bl/dia) μ: viscosidad (cp) : gradiente de presión (lb/pg2/pie)

Se aprecia que la disminución de producción depende básicamente de una reducción en la  permeabilidad de la formación a los fluidos, o de un incremento en la viscosidad de los mismos. Los mecanismos que gobiernan el daño a una formación, son:

1.2.1. 1.2. 1. Reduc Reducción ción een n la per permeab meabilida ilidad d absoluta absoluta de la formaci formación ón Una roca reduce o pierde su permeabilidad absoluta cuando existe una disminución del espacio vacío libre al flujo de fluidos. Esto puede presentarse únicamente por partículas sólidas depositadas en tales espacios o al aumento del volumen del material sólido que compone la roca. Dependiendo de su tamaño, las partículas sólidas pueden invadir los conductos porosos quedándose atrapadas en los poros, en sus interconexiones o en fisuras naturales o inducidas. Estas partículas sólidas pueden provenir de los fluidos de control, de las lechadas de cemento, de los recortes de la barrena, o estar presentes en la propia formación. Además, también puede ocasionarse reducción del espacio vacío de los conductos porosos,  por el aumento de volumen de los minerales contenidos en la propia formación, como es el caso del hinchamiento de arcillas. In Inde depe pend ndie ient ntem emen ente te de cómo cómo se caus causee la redu reducc cció iónn de dell espa espaci cioo va vací cío, o, és ésta ta af afec ecta ta considerablemente la permeabilidad de la roca. Para tener una idea de este fenómeno, se considera el empaque de capilares, con radios (rc) y longitud L. Igualando las leyes de Poiseuille y Darcy, se tiene:

8

 

1.2.2. 1.2. 2. Reduc Reducción ción de la pe permea rmeabilid bilidad ad rrelati elativa. va. Esta reducción puede ser ocasionada por el incremento de la saturación de agua cerca de la  pared del pozo, como resultado de una alta invasión de filtrado o simplemente por la conificación o digitación del agua de formación. La reducción en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, y consecuentemente de la productividad del pozo, depende del incremento en la saturación de agua y del radio de invasión. Si el filtrado contiene surfactantes usados en los fluidos de perforación, cementación, terminación o reparación, se puede cambiar la mojabilidad de la roca, y como resultado se reduce la permeabilidad relativa al aceite, al disminuir el volumen de los poros con las partículas transportadas dentro del yacimiento, se aumenta su área superficial, por lo tanto las posibilidades de aumentar la permeabilidad relativa al agua, aumentan con el incremento de la saturación de agua, dejando menor espacio disponible para el flujo de aceite. Una reducción en la permeabilidad relativa al aceite puede ser del orden del 60 % en un medio mojado por aceite; mayores porcentajes de reducción se han encontrado en rocas de más baja permeabilidad. Se observa que un incremento en la saturación de agua de 30 a 50% reduce la permeabilidad permeabilidad al aceite de 135 mD a 28 mD. la permeabilidad efectiva efectiva al aceite es 100 mD a una saturación de agua del 35%, esto cuando la roca está mojada por agua. Si la roca es mojada por aceite, la permeabilidad del mismo, bajo igual saturación de agua, es de 40 mD.

Permeabilidadess relativas contra saturaciones (Carlos Islas Silva). Permeabilidade

1.2.3. 1.2. 3. Alter Alteració ación n de la vvisco iscosidad sidad de los fluido fluidoss del yacim yacimiento iento Este fenómeno puede ocurrir debido a incompatibilidad de los fluidos que invaden la roca conn los fluido co fluidoss de formac formación ión pudién pudiéndos dosee cre crear ar emu emulsi lsione oness est establ ables. es. La reducc reducción ión de 9

 

 productividad dependerá de la viscosidad de la emulsión y del radio del área afectada. Las emulsiones de agua en aceite son más viscosas que las emulsiones de aceite en agua. Las emulsiones se forman cuando el filtrado inyectado hacia la formación se mezcla con los fluidos contenidos en ésta. Los surfactantes en unión con sólidos finos (tales como las arcillas de formación o del fluido de perforación o partículas sólidas de hidrocarburos), tienen la tendencia a estabilizar estas emulsiones. También la mojabilidad del yacimiento y la de las partículas transportadas son factores importantes para la estabilidad de la emulsión, y de éstas también depende la fase continua de dichas emulsiones. Las formaciones mojadas por aceite, tienden a formar emulsiones más estables y de viscosidades más altas que las mojadas por agua.

1.2.4. 1.2 .4. Int Inter eracc accion iones es ro roca/ ca/flu fluido idoss Los daños a la formación se definen como toda restricción que afecte a la productividad o inyectividad del pozo. Esta restricción puede ser causada por 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 naturaleza y la extensión de las interacciones fluido/roca.

1.2.5. 1.2. 5. Migra Migración ción/tapo /taponamie namiento nto p por or p partíc artículas ulas finas finas.. Los finos se definen como pequeñas partículas partículas que están adheridas a las paredes de los poros de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su migración, las partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo, donde la velocidad del fluido es máxima. Las principales partículas finas que se hallan en el medio poroso son las arcillas autigénicas (caoli (ca olinit nita, a, illita illita,, sme smecti ctita ta y clo clorita rita), ), segui seguida dass por cu cuarz arzo, o, síl sílice ice amorfo amorfo,, felde feldespa spatos tos y carbonato (calcita, dolomita y siderita). Las arcillas autigénicas son las que más afectan a la  permeabilidad del yacimiento, ya que se encuentran directamente en el espacio poroso, en la trayec tra yector toria ia de los flu fluido idos. s. Est Estos os minera minerales les son de tamañ tamañoo pequeñ pequeño, o, estruc estructur turalm alment entee laminares y de gran área superficial, por lo que tienden a reaccionar rápidamente con el flujo que se introduce en el medio poroso.

1.2.6. 1.2 .6. Pre Precip cipita itació ción n ino inorgá rgánic nica. a. Se han identificado varios tipos de incrustaciones inorgánicas: carbonato de calcio, sulfato de calcio, (yeso y anhidrita), sulfato de bario, carbonato de hierro, sulfuro de hierro, óxido férrico y sulfato de estroncio. De todas ellas, la mis frecuente es la de carbonato de calcio. 10

 

La reacción de equilibrio entre los iones de calcio y los de bicarbonato es la siguiente:

La tendencia a precipitar del carbonato de calcio depende de la concentración de los iones de calcio y de bicarbonato presentes, y de la presión parcial del CO2 en los fluidos residentes. La precipitación puede ser natural o inducida. La natural está asociada con la producción, cuando lo gases disueltos salen de la solución a medida que va declinando la presión del yacimiento. Cuando el agua de la formación entra en la zona de altas caídas de presión en las cercanías del pozo, el anhídrido carbónico escapa de la solución y el equilibrio se desplaza hacia la derecha en la ec. 5, favoreciendo la precipitación de carbonato de calcio. La precipitación inducida puede ocurrir en diversas operaciones operaciones debido a la mezcla de fluidos incompatibles. Por ejemplo: cuando iones externos de calcio se introducen a la formación durante la perforación, cementación, terminación y reparación del pozo. En este caso, al incrementar la concentración  de iones de calcio, el equilibrio de la reacción se desplaza también hacia la derecha, favoreciendo la precipitación. El ion calcio generado durante una acidificación matricial puede producir este mismo efecto. La mezcla de aguas incompatibles durante operaciones de inyección (inyección de agua, inyección continua de vapor. EOR),  puede producir producir precipitación en los pozos produc productores tores e inyecto inyectores. res.

1.2.7. 1.2 .7. Pre Precip cipita itació ción n orgáni orgánica ca Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la formación son las parafinas y los asfáltenos. Las parafinas son hidrocarburos de cadena larga que precipitan de ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o la composición del crudo cambia por la liberación del gas a medida que declina la presión. Los asfáltenos son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos. Cualquier  cambio químico en el crudo que reduzca la concentración de estas resinas puede ocasionar  este fenómeno. La precipitación de productos orgánicos puede ser también natural o inducida. La natural en el caso de las parafina parafinass está asociada asociada a la disminuc disminución ión de la temperatura temperatura del crudo, crudo, y se da con más frecuencia en las tuberías que en la formación. La precipitación natural de asfáltenos está asociada a cambios en la composición del crudo por liberación de gas y fracciones ligeras, a medida que la presión declina. Si hay una zona de alta caída de presión en las cercanías del pozo, los asfáltenos pueden precipitar en el medio poroso. La precipitación inducida resulta de la alteración del equilibrio entre el crudo del yacimiento y sus constituyentes parafínicos y asfalténicos. Esta alteración puede producirse durante cualquiera delalasregión operaciones que se llevan a cabo en unpueden pozo. Filtrados de alto pH que invaden del yacimiento cercana al pozo ocasionardelafluidos precipitación de 11

 

asfáltenos, dependiendo de la naturaleza ácida o básica del crudo y de su polaridad. La inyección o filtrado de un fluido a temperatura menor que la del yacimiento, durante las operaciones de terminación, estimulación o inyección de agua, puede causar precipitación de  parafinas al caer la temperatura temperatura del crudo por debajo del punto de nube. nube. La adición de fluidos orgánicos ligeros, tales como pentano, hexano, gasolina, gasoil, nafta y LNG, con baja tensión superficial, puede precipitar asfáltenos.

La precipitación de asfáltenos también se facilita por la presencia de otros cationes presentes en la solución, tales como hierro III y hierro II, siendo el primero más activo. Donde ocurra la  precipitación de asfáltenos, las partículas finas de la formación y los materiales precipitados de las reacciones del ácido (como el hidróxido de silicio), adsorben los asfáltenos y se vuelve vue lvenn parci parcialm alment entee moj mojado adoss por petról petróleo eo.. Lo Loss asf asfált álteno enoss se adsorb adsorben en sobre sobre arcill arcillas, as, areniscas, calizas, y cualquier otro material, o sea, sobre cualquier superficie disponible;  parcialmente mojadas mojadas por petróleo.

1.2.8. 1.2 .8. Fen Fenóme ómenos nos int inter erfac facial iales es El daño a la formación puede ser causado por fenómenos diferentes a obstrucciones que disminuyen la permeabilidad de la roca. Hay daños causados por los fluidos, que involucran cambios en la viscosidad aparente de la fase oleica, o un cambio en la permeabilidad relativa al petróleo A veces se cree que estos tipos de daño son temporales, ya que los fluidos son móviles, y deberían poder sacarse de la vecindad del pozo; sin embargo, en la práctica, es muy difícil eliminar este tipo de daño.

1.2.9. 1.2 .9. Blo Bloque queoo p por or emu emulsi lsione ones. s. El bloqueo por emulsión ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. La conductividad de la formación cerca del pozo puede quedar reducida a cero. Este fenómeno no es frecuente, pero cuand cu andoo ocu ocurre rre,, sus con consec secuen uencia ciass son son des desast astros rosas. as. El me mecan canism ismoo de la formac formación ión de emulsiones en el medio poroso es controversial, pero parece que no sólo depende de las  propiedades del del crudo, sino ta también mbién de la introdu introducción cción de agente agentess externos. Un me meca cani nism smoo mu much choo má máss prob probab able le de form formac ació iónn de emul emulsi sion ones es en el medi medioo es la intr introd oduc ucci ción ón de su surf rfac acta tant ntes es con con los los filt filtra rado doss de lo loss fl flui uido doss de pe perf rfor orac ació iónn y/ y/oo 12

 

terminación/reparación. Si además existen partículas finas dispersas en el medio poroso, éstas terminación/reparación. se colocarán en la interfase, impidiendo la coalescencia de las gotas de la fase dispersa de la emulsión, estabilizándola. estabilizándola. Estas emulsiones se hacen más estables cuando las partículas finas tienen una mojabilidad intermedia, esto es su mojabilidad es igual que al petróleo, así pueden concentrarse en la interfase entre el agua y el petróleo y actuar como un escudo mecánico, impidiendo que las gotas de la emulsión se junten. El impacto que un bloqueo por emulsión puede tener en la productividad de un pozo, cuando un banco de emulsión de radio rₑ y viscosidad μₑ se halla en el medio poroso alrededor del  pozo, viene dado por las ec ecuaciones uaciones sigu siguientes: ientes:

Donde:             

μₑ: Viscosidad de la emulsíon (cp) μₒ: Viscosidad del petróleo (cp) rE: Radio del banco de emulsión (ft) rW :Radio del pozo (ft) re: rw: Radio Radiode deldrene pozodel (ft)pozo (ft) μ:Viscosidad del petróleo (Cp) Bo: Factor volumétrico del petróleo. By/Bn (Adim.) S: Factor de daño. (Adimensional) Ko: Permeabilidad del aceite. (mD) h: Espesor de la zona (ft) Pies Pe: Presión del yacimiento (psi) Pw: Presión fluyente de fondo del pozo (psi)

1.2.10. 1.2. 10. Bloqu Bloqueo eo por agua Bloqueo per agua es una reducción en la permeabilidad relativa al petróleo por el incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo. Los bloqueos por agua 13

 

 pueden ocurrir cuando cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de perforación, perforación, terminación o reparación, o por comunicación con una zona productora de agua. La región de alta saturación de agua resultante, cerca del pozo, reduce la permeabilidad de la formación al  petróleo. Un bloqueo por agua, en general, se elimina por sí solo, pero, en general, viene asociado con otros tipos de daño, que enmascaran su identificación e impiden su eliminación. Además, en yacimientos con alto grado de agotamiento, la presión puede ser baja para expulsar el agua en un tiempo aceptable. 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 se ha usado aagua gua o salmuera. S Sii el pozo produce, es es fácil distinguir el bloque bloqueoo de una conificación o intrusión de agua, ya que el bloqueo no es sensible a los cambios en la tasa de producción, mientras que la conificación e intrusión disminuirán al disminuir la tasa de  producción.

1.2.11. Inversión de la mojabilidad La acc acción ión de surfa surfacta ctante ntess en los flu fluido idoss de perfo perforac ración ión,, as asíí co como mo la precip precipita itació ciónn de asfáltenos en el medio poroso, pueden alterar la mojabilidad de la formación hacia el  petróleo, reduciendo así la permeabilidad relativa de la formación hacia éste. Este efecto lo  producen, en general, los filtrado filtradoss de lodos de emulsión emulsión inversa.

1.3. .3.

DA DAÑO ÑOS S DE TI TIPO PO MEC ECÁN ÁNIICO CO..

El medi medioo po poro roso so pued puedee se serr inva invadi dido do po porr part partíc ícul ulas as só sóli lida dass du dura rant ntee lo loss pr proc oces esos os de  perforación, reparación o inyección de agua en el pozo. Dependiendo del tamaño de las  partículas, relativo al tamaño de las gargantas de los poros, este daño será más o menos  profundo. También, durante el proceso de cañoneo, se crea una zona muy compactada alrededor alrededor de cada una de las perforaciones, cuya permeabilidad puede ser de sólo 10%de la permeabilidad original de la formación. Otra forma de daño mecánico es el colapso de la formación  productora alrededor del pozo, ya sea por altos diferenciales de presión, que crean altas velocidades de flujo y tasas de cizallamiento o por destrucción del material cementante intergranular durante procesos de acidificación.

1.3.1. 1.3 .1. Dañ Daños os de orig origen en b biol iológi ógico co Algunos pozos, particularmente aquéllos que reciben inyección de agua, son susceptibles al daño causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacterias inyectadas a la formación forma ción,, especial especialmente mente las anaeróbic anaeróbicas, as, pueden pueden multiplica multiplicarse rse muy rápid rápidamen amente te en el yacimiento, tapando los espacios porosos con ellas mismas, o con precipitados que resultan de sus procesos biológicos. Incluso, la biomasa de las bacterias muertas puede causar grandes reducciones en la inyectividad de pozos inyectores de agua. 14

 

2. MÉTO MÉTODOS DOS D DE E PREVEN PREVENCIÓN CIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN FORMACIÓN Como se ha visto en las secciones anteriormente, existen dos tipos generales de daño a la formación el que se induce de fuentes externas, durante las operaciones que impliquen invasión de fluidos y/o sólidos al yacimiento, y el que ocurre en forma natural, durante la  perforación del pozo. pozo.

2.1.

PREVENCIÓN PERFORACIÓN

DE

LOS

DAÑOS

INDUCIDOS

DURANTE

LA

La causa principal de la invasión de filtrado y sólidos del fluido de perforación hacia los yacimientos es la presión diferencial o sobre balance de la columna hidrostática del fluido en contra de la presión del yacimiento.  Dadas las consecuencias económicas que tiene el daño inducido durante la perforación, es recomendable tener una base de datos actualizados del yacimiento, que incluyan registros de  presión estática, para poder diseñar los fluidos de perforación a la mínima densidad compatible con los márgenes de seguridad. Si los yacimientos se hallan en un grado de agotamiento avanzado, es recomendable la perforación con fluidos de muy baja densidad, aireados o espuma. Para minimizar la invasión de filtrado; asimismo se recomienda la utilización de los lodos que puedan construir un revoque impermeable rápidamente, y que está revoque pueda ser  removido por la presión del yacimiento al fluir el pozo. Para esto existen lodos saturados de sal, o con partículas inertes de tamaño controlado, capaces de formar este tipo de revoques. Asimismo, se recomienda hallar la distribución de tamaño de poro en los núcleos disponibles; o en ripios cortados de la misma formación. Durante la perforación del pozo, es de vital importancia el diseño y buen funcionamiento de los equipos de control de sólidos, para eliminar las partículas sólidas de tamaño menor que el  permisible. Es importante conocer los efectos que cada louno los aditivos  poroso, y mantener mantener la composic composición ión del mismo más máde s sencillo posible posible.del . lodo tiene el medio Este tipo de aditivos tienden a formar emulsiones viscosas muy estables en el medio poroso,  bloqueando el flujo de los fluidos desde el yacimiento, sobre todo en formaciones de baja o moderada presión. Se sabe que gran parte de los lodos de perforación cumple con sus funciones en forma óptima a valores altos de PH. Esta alcalinidad al filtrarse hacia el medio poroso podría activarse los surfactantes naturales del crudo de la formación, formando emulsiones en el medio poroso.

15

 

2.2.

PREVENCIÓN CEMENTACIÓN

DE

LOS

DAÑOS

INDUCIDOS

DURANTE

LA

Al no poder cambiarse el carácter químico del filtrado del cemento, la mejor prevención que se pueda practicar para minimizar este daño es mantener al mínimo la pérdida de filtrado de la mezcla de cemento, por medio de los aditivos adecuados para ello.

2.3.

PREVENCIÓN DE LOS TERMINACIÓN/REPARACIÓN

DAÑOS

INDUCIDOS

DURANTE

LA

La invasión de filtrado y sólidos de los fluidos usados en estas operaciones se deben a los grandes sobre balances de presión entre columnas de fluidos y la presión de los yacimientos. La primera medida de prevención es conocer la presión del yacimiento y trabajar con la mínima densidad compatible con las normas de seguridad. Para prevenir la invasión de sólidos, es necesario un control de filtración de los fluidos, usados, así como de que las sales disueltas sean de buena calidad, sin impurezas. Si se conocen los tamaños de los poros, se conocerá el tamaño de las partículas que puedan taparlos así: ● Partíc Partículas ulas que iinvad nvaden: en: sson on la lass qu quee tienen tienen m menos enos de 16 del tamañ tamañoo del poro. ● Par Partíc tícula ulass que qued quedan an atr atrapa apadas das:: las qu quee tien tienen en ent entre re 16 y ½ del tamañ tamañoo del poro poro.. Formarán un revoque interno; muy dañino. ● Partíc Partículas ulas qque ue no pa pasan: san: ssuu tamaño tamaño es ma mayor yor que ½ del di diámet ámetro ro del poro, poro, y formará formaránn un revoque externo.

Al ser inevitable la invasión del filtrado de los fluidos de terminación/reparación hacia el medio poroso, se debe procurar que el daño que ocasiones este filtrado sea mínimo. En  primer lugar, hay que asegurarse de que el yacimiento sea capaz de expulsar el fluido que haya penetrado, esto es, el fluido ha de tener la mínima tensión interfacial posible. En el caso de yacimientos con alto grado de agotamiento: se recomienda no trabajarlos con fluidos a base de agua, a fin de evitar el sobre balance excesivo, la invasión y el bloqueo por  agua, sino con mezclas de hidrocarburos livianos (gasoil, mezclas de gasoil, y crudo), con surfactantes solubles en medio oleico, debidamente escogidos, que garanticen una mínima tensión interfacial y una recuperación rápida de los fluidos perdidos a la formación. 16

 

En el caso que sea cañonear en sobre balance, se debe procurar que el fluido que va a invadir  las penetraciones tenga el menor potencial posibles para dañar la formación. Se puede cañonear a través de una salmuera o de gasoil preparado con surfactantes, o a través de mezclas de solventes aromáticos, colocados colocados frente a las zonas a perforarse.

2.4.

PREVENCIÓN DE FRACTURAMIENTO

LOS

DAÑOS

INDUCIDOS

DURANTE

EL

El agua utilizada para preparar el fluido de fracturamiento debe ser filtrada y almacenada en tanques perfectamente limpios. Debe agregarse el agua un aditivo para controlar las arcillas de la formación comúnmente KCL y un surfactante para disminuir la tensión interfacial del filtrado de este fluido a la formación y facilitar f acilitar su recuperación. Es muy importante agregar los aditivos necesarios para asegurar la ruptura completa del gel después de la finalización del fracturamiento. Así se asegura que no queden restos de gel en las caras de la fractura ni en el agente de soporte.

17

 

2.5.

PREVENCIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN DURANTE EL PROCESO DE PRODUCCIÓN

Los daños que se generan en forma natural durante la vida productiva de un pozo pueden ser  demorados, pero no evitados por completo. Puede lograrse que las parafinas se depositen fuera del pozo mediante la colocación de aislantes térmicos en el espacio anular del mismo, para conservar la temperatura del crudo hasta la superficie. 3. CAUSAS CAUSAS DEL DAÑ DAÑO O A LA F FORM ORMACI ACIÓN ÓN 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 principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación son:     

Hinchamiento de Arcilla durante perforación Invasión de sólidos (durante perforación) Invasión de los sólidos del lodo Invasión del filtrado de lodo Daños por estimulación matricial acida en areniscas

Daños causados durante el fracturamiento hidráulico Bloqueos por emulsión Cambios de mojabilidad  Bloqueos por agua Depósitos orgánicos Depósitos inorgánicos Depósitos mixtos La siguiente tabla nos muestra las causas más comunes de daños de formación asociados con varias condiciones de pozo. 

     

3.1. 3.1.

EC ECUA UACI CIÓN ÓN DE DA DAÑO ÑO A LA FO FORM RMAC ACIÓ IÓN N

se determina mediante la siguiente ecuación:

18

 

a) Si Kskin < K, S > 0, el pozo tiene daño.  b) Si Kskin = K, S = 0, el pozo no no tiene daño. c) Si Kskin > K, S < 0, el pozo fue estimulado.

4. ESTIMA ESTIMACIO CION N DEL DAÑ DAÑO O ALA ALA FORMA FORMACIO CION N 4.1. ANÁLISIS MINERALÓGICO DE LA LABORATORIO)

ROCA

(REPORTES

DE

4.1. 4.1.1. 1. Difr Difrac acci ción ón d dee ra rayo yoss x Las muestras de las rocas al analizar deben ser de un tamaño menor a 4 µm para poder  determinar con rapidez y precisión mediante el análisis de XRD. Se realizan dos análisis por  separ separado ado pa para ra ide identi ntific ficar ar y cua cuanti ntific ficar ar tod todos os los min minera erales les cri crista stalin linos os en una muestr muestra, a, especialmente especialmen te las arcillas que son las más sensibles a interactuar con fluidos.

4.1. 4.1.2. 2. An Anál ális isis is SEM SEM El Microscopio Electrónico de Barrido o SEM (Scanning Electron Microscope), es aquel que utiliza un haz de electrones en lugar de un haz de luz para formar una imagen. Tiene una gran  profundidad de campo, la cual permite que se eenfoque nfoque a la vez una gran parte de la muestra. En el análisis SEM podemos identificar los minerales presentes que se encuentran en la roca y así identificar los posibles daños que pueden ocasionar a la producción.

19

 

4.1. 4.1.3. 3. An Anál ális isis is S SAR ARA A Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos (SARA) es un método de análisis que divide los componentes del petróleo según su polaridad. La fracción de saturados consiste en un mater ma terial ial no pol polar, ar, incluy incluyend endoo hid hidroc rocarb arburo uross sat satura urados dos ramifi ramifica cados dos,, cíclic cíclicos os y linea lineales les (parafinas). Aromáticos, que contienen uno o más anillos aromáticos, son un poco más  polarizarles. 4.2. 4.2.

ANÁL ANÁLIS ISIS IS D DE E LO LOS S FL FLUI UIDO DOS S (A (AGU GUA, A, G GAS AS Y PETR PETRÓL ÓLEO EO))

4.2.1. Ide 4.2.1. Identi ntific ficaci ación ón de dell tipo d dee crudo crudo Se calcula la viscosidad del crudo para verificar su tendencia (parafínica, nafténicos o ar arom omát átic ica) a) ut util iliz izan ando do la ecua ecuaci ción ón de cons consta tant ntee de gr grav aved edad ad vi visc scos osid idad ad (VGC (VGC): ):

Donde: ρ: densidad (gr/ml) a 15 °C μ: Viscosidad cinemática (cm / s ) a 100°C 2

4.2.2. Aná 4.2.2. Anális lisis is de dell agua agua de fform ormac ación ión Mediante un análisis físico-químico se obtienen los siguientes parámetros vitales para el estudio de daños ocasionados por aguas de formación: a) Gases presentes: % de CO2 y H2S  b) Iones presentes: presentes: Na+, K+, Mg Mg++, ++, Ca++, Fe++, Ba++, Sr++, HCO3-, SO4, SO4, Clc) Salinidad d) pH

20

 

4.2.3. Pre 4.2.3. Predic dicció ción n de inc incrus rustac tacion iones es La predicción de Incrustaciones es un elemento crítico en el aseguramiento de flujo. El objetivo de cualquier software de predicción es determinar la relación de saturación o índice de incrustación (Oddo-Tomson). La Relación de Saturación (SR) para cualquier incrustación está dada en la ecuación:

KSP es el prod KSP produc ucto to de so solu lubi bili lida dadd term termod odin inám ámic icaa y al alfa fa es la ac acti tivi vida dadd de dell io ion. n. Los Los subíndices (M, X) indican el ion relevante (en solución) o incrustación. El producto de solubilidad es una medida de la cantidad de iones (creando la incrustación) en solución a saturación. El índice de saturación (SI) como está definido por Oddo-Tomson es el logaritmo de la relación de saturación (SR).

La guía para interpretar SI es la siguiente: SI = 0, el sistema está en equilibrio y no debería formarse incrustación. SI > 0, el sistema está saturado con incrustación, la cual debe precipitar para retornar  el sistema al equilibrio. SI < 0, el sistema no está saturado. 



 

4.2. 4.2.4. 4. An Anál ális isis is de ga gase sess Mediante una cromatografía se obtienen los porcentajes molares de los gases presentes en la formación. El CO2 y el H2S son los responsable responsabless de daños por corrosión e incrustaciones de compuestos carbonatados, carbonatados, por lo tanto, los porcentajes molares de estos dos son los que se deben tener en cuenta para el diagnóstico. 5. EJEMPL EJEMPLO O DE DEL L DA DAÑO ÑO A LA F FORM ORMACI ACION ON Teniendo un pozo productor se observó que huno una caída de presiones al tener una  producción petróleo de 156 bbl/dia para dar una solución se extrajo un Core sacado del laboratorio de 600 ft de longitud aproximada, además se puede obtener el área de la sección transversal de 385 ft2 con una permeabilidad permeabilidad de 266 mD con una saturación saturación de agua de 32% a su vez la porosidad era su equivalencia con una viscosidad de petróleo de 3.2 cp a su vez el fondo volumétrico es de 2.2 BBL/STB por lo que se recurre a su capacidad se pide hallar: a) Caíd Caídas as de ppresio resiones nes qu quee gen genere ere la pproduc roducción ción ppetrol etrolera era  b) Velocidad aparente aparente del fluido c) Velo Veloci cida dadd re real al del del fl flui uido do

Datos qo= 156 bbl/dia 21

 

L= 600FT A= 385  FT    K= 266 mD µ= 32% Ø= 32% µo= 3.2 CP Bo= 2.2 BBL/STB 2

1. Caídas de presiones que genere la producción petrolera  − 1.127 x 10 ∗ K ∗ A∗( P 1− P 2 ) 2.   qo = µo∗ L∗ Bo 3

 ΔP =

  qo∗ µo∗ L∗ Bo 1.127 x 10

−3

∗ K ∗ A

 =

∗

∗600∗2.2 − 1.127 x 10 ∗266∗ 385 156 3.2

3

ΔP = 5709.29161 psi

3. Veloci Velocidad dad apare aparente nte del fluido fluido Vap=

qo  =  A

156 bbl / dia   ∗5.615 FT 3 2 385 FT  1 bbl

Vap= 2.27 ft/dia

4. Ve Velo loci cida dad d re real al d del el fflu luid idoo V real= Vap* Ø V real= 2.27 ft/dia * 0.32 V real=0.73 ft/dia

6. DA DAÑO ÑO A AL L ME MEDI DIO O AM AMBI BIEN ENTE TE El impacto que causa de forma inmediata es que crea una película sobre la superficie marina que impide la entrada de la luz en el agua. Dentro del ecosistema marino hay diferentes especies, como es el caso de las algas, que necesitan la llegada de la luz para poder realizar la fotosíntesis. Si esto no ocurre, muchas de ellas pueden morir. Después, tiene lugar una contaminación aguda, que puede llevar incluso a la muerte de much mu chos os or orga gani nism smos os,, po porq rque ue los los cont contam amin inan ante tess de lo loss co comp mpue uest stos os de dell cr crud udoo son tremendamente tóxicos. A más largo plazo, el derrame provoca años en el sistema reproductivo y de alimentación de todos los organismos del ecosistema marino. Posibles consecuencias de los hidrocarburos en el medio ambiente la liberación de los hidrocarburos en el medio ambiente trae siempre efectos negativos. impactos dependen en varios Los factores como: de la liberación de hidrocarburos en el medio ambiente 22

 

Cantidad de hidrocarburos liberada Velocidad a lo que los hidrocarburos son liberados Tipo de hidrocarburos liberados Un litro de petróleo crudo puede contaminar hasta un millón de litros de agua la mayoría de los hidrocarburos contienen agentes inhibidores corrosivos, detergentes y antiespumantes, las sustancias de los hidrocarburos tienen propiedades toxicas, de persistencia y bioacumulación  



en el medio policíclicos; ambiente, los crudos contienen tóxicos varios compuestos cancerígenos aromáticos, estos son altamente para invertebrados y peces.tales como los La alimentación y reproducción de la vida marina (plantas, insectos, peces) es afectada y microorganismos esenciales para la nutrición de las plantas es redirigida para la degradación natural del crudo. La forma en que el petróleo derramado afecta a la fauna es variada y compleja. Los datos acumulados a lo largo de varios derrames de petróleos han mostrado que en el mejor de los casos sólo un cuarto de las aves contaminadas llegan a tierra muertas o vivas. El resto desaparecee en el mar o se hunden porque no pueden volar. desaparec

6.1. 6.1. LOS LOS EF EFEC ECTO TOS S SO SOBR BRE E LA F FLO LORA RA Y FA FAUN UNA A COM COMO O CONS CONSEC ECUE UENC NCIA IA D DE E UN DERRAME El petróleo o cualquier tipo de hidrocarburos, crudo o refinado, daña los ecosistemas marinos  produciendo uno uno o varios de lo loss efectos que ssee menciona mencionann a continuación: continuación: Muerte de los organismos por asfixia. Muerte de los organismos por envenenamiento, sea por absorción, o por contacto. Muerte por exposición a los componentes componentes tóxicos del petróleo, solubles en agua. Dest De stru rucc cció iónn de los los orga organi nism smos os jóve jóvene ness o re reci cién én na naci cido dos. s. Di Dism smin inuc ució iónn de la resistencia o aumento de infecciones en las especies, especialmente avifauna, por  absorción de ciertas cantidades sub-letales de petróleo. Efectos negativos sobre la reproducción y propagación a la fauna y flora marina. Destrucción de las fuentes alimenticias de las especies superiores. Incorporación de carcinógenos en la cadena alimentaria.  











23

 

7. PLAN PLAN DE C CONT ONTING INGENC ENCIA IA D DESP ESPUES UES D DE: E: La aproximación sistemática al diseño de tratamientos químicos para la eliminación del daño a la formación implica: aplicar una metodología integrada de diagnóstico del daño existente, lo cual comprende: 1. Un análisis completo de las historias de perforación, terminación y reparaciones del pozo con énfasis en las posibles interacciones de los fluidos utilizados con los minerales y los fluidos del yacimiento. 2. Un buen análisis de las pruebas de presión tomadas al pozo. 3. Un estudio de la eficiencia de producción mediante análisis nodal del pozo. 4. Análisis económico de las ganancias de producción que podrían obtenerse mediante el tratamiento. 5. Predicción de las reacciones químicas que podrían ocurrir en la formación al introducir los fluidos diseñados, mediante la realización de pruebas de flujo a través de núcleos o la utilización de modelos geoquímicos. Se de debe be hac hacer er es espec pecial ial énf énfasi asiss en la com compre prensi nsión ón de los fen fenóme ómenos nos int interr erraci aciale aless y su influencia sobre la productividad de los pozos, así, se estudian fenómenos como los bloqueos  por emulsionados, los bloqueos por agua y la inversión de la mojabilidad del yacimiento, el diagnóstico apropiado de la ocurrencia de estos fenómenos, y la prevención y remedio de los mismos mediante el uso apropiado de los surfactantes. La aplicación de estos procedimientos garantizará mayores probabilidades de éxito en la selección de pozos candidatos a tratamientos químicos, y permitirá distinguir cuándo un pozo  puede ser candidato a estimulación mecánica (fracturamiento), y, lo que es más importante,  permitirá reconocer cuándo un pozo debe ser abandonad abandonado, o, eliminando el desperdicio que supone tratar pozos que no van a aportar producción adicional.

CONCLUSIONES El presente trabajo a realizar concluye Se determinó las causas de dañoena que: la formación antes y después de las operaciones. operaciones. 

 

Se definieron los daños a la formación, tipos de daños. Se recomienda prevenir el daño de formación que es más rentable, en lugar de tratar  con él, más adelante en el uso de procedimientos costosos y complicados. Dicho esto se requiere tener un adecuado plan de contingencia de acuerdo a las características del  pozo y las operaciones operaciones a rea realizar. lizar.

Llevando al estudio de los tipos de daños y sus métodos de solución es muy importante  puesto que estos daños ocasionan perdidas en la capacidad productiva del pozo, ocasionando trabajos de reacondicionamiento de pozos, por ende, un costo adicional. Un fluido al ingresar a una formación interactúa con el fluido original y la roca de la formación ocasionando ocasionando daño a la formación dando como resultado una producción menor a la deseada de un pozo. 24

 

 Las consecuencias del daño de formación son la reducción de la productividad de los reservorios de petróleo y operacione operacioness no rentables. Conclu Con cluimo imoss tam tambié biénn qu quee la pre preve venci nción ón de daños daños apu apunta nta a que todas todas las ope operac racion iones es realizadas se hagan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción se vea afectada. Si bien los muchos daños son remediables y al mismo dañando nuestro medio ambiente, las operaciones de reparación de daños son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente. completamente.   Y se pudo evidencia evidenciarr la impo importanc rtancia ia de conoce conocerr los daños de formac formación ión e identificar identificar las estimaciones para el daño a la formación teniendo todos lo parámetros y análisis conveniente  para su determinación. Contando y siguiendo un plan de contingencias contingencias asumiendo todas las medidas posibles para cumplirla como están establecidas.

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