Factor Que Provoca Daño Completo

Contenido

INTRODUCCIÓN...................................................................................................2 UNIDAD 3................................... 3...................................................... ....................................... ..................................................... ................................... 3 3.1. Factor que provoca daño............................................ daño............................................................... .................................. ............... 3 3.2. Obtencin de! "actor de daño a partir de prueba# de variacin de pre#in11 3.3. An$!i#i# de !a# co%ponente# de! "actor de daño &"actore# de p#eudodaño' ..................................... ......................................................... ........................................ ........................................ ....................................... ......................... ...... 13 3.(. )"ecto de! "actor de daño #obre e! co%porta%iento co%porta%iento de a*uencia de! po+o1( po+o 1( UNIDAD (................................... (...................................................... ....................................... .................................................. ................................ .. 1, Curva# de Dec!inacin..................... Dec!inacin........................................ ....................................... ........................................ ........................... .......1, 1, (.1. Dec!inacin Dec!inacin -iperb!ica..................... -iperb!ica......................................... ....................................... ................................. .................. ....1 1 (.2. Dec!inacin Dec!inacin ar%nica..................... ar%nica......................................... ....................................... ........................................ .....................1/ 1/ (.3. Dec!inacin e0ponencia!................ e0ponencia!.................................... .............................................. ........................................ .............. 1/ Conc!u#in........................................................................................................1 ib!iora"4a.................. ib!iora"4a...................................... ....................................... ....................................... ............................................... ........................... 15

INTRODUCCIÓN )ntr )ntre e !o# !o# %$ %$## i%po i%port rtan ante te## de#a de#arr rro! o!!o !o## tecn tecno! o! ic ico# o# con con que que cuen cuenta ta !a Inenier4a 6etro!era e#t$n !o# %7todo# de e#ti%u!acin de po+o#. Ta! e# !a i%portancia de !a e#ti%u!acin de po+o# que #e puede a#eurar que no e0i#te po+o en e! %undo en e! que no #e -a8a ap!icado uno o %$# de e#to# procedi%iento#9 a:n %$#; %uc-o# po+o# e0i#ten co%o productore# co%ercia!e# debido preci#a%ente a !a e#ti%u!acin de #u productividad. )n e#te %anua! #e pretende proporcionar proporcionar conoci%iento# #ua# 8 de#venta>a# de !o# procedi%iento# de e#ti%u!acin %atricia! %$# co%:n%ente uti!i+ado#9 uti!i+ado#9 #e!eccionar e! %7todo de e#ti%u!acin 8 !o# %ateria!e# %$# apropiado#; para !a# condicione# particu!are# de una "or%acin 8 de un po+o 8 di#eñar !a e#ti%u!acin %atricia! #e!eccionada.

UNIDAD 3. 3.1. Factor que provoca daño El daño a una formación productora de hidrocarburos es la pérdida de productividad o inyectabilidad, parcial o total y natural o inducida de un pozo, resultado 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 el 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 o por la introducción de fluidos durante las operaciones de perforación, terminación yo rehabilitación del pozo, y que puede ser eliminada mediante tratamiento qu!mico "#cidos, surfactantes u otros$, permitiendo al pozo recuperar la mayor  parte de su capacidad ori%inal de producción. &a aproximación sistem#tica al diseño de tratamientos qu!micos para la eliminación del daño a la formación implica' aplicar una metodolo%!a inte%rada de dia%nóstico del daño existente, lo cual comprende'

(. )n an#lisis 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. *. )n buen an#lisis de las pruebas de presión tomadas al pozo. +. )n estudio de la eficiencia de producción mediante an#lisis nodal del pozo. .  -n#lisis económico de las %anancias de producción que podr!an obtenerse mediante el tratamiento. . /redicción de las reacciones qu!micas que podr!an ocurrir en la formación al introducir  los fluidos diseñados, mediante la realización de pruebas de flujo a través de n0cleos o la utilización de modelos %eoqu!micos. Se debe hacer especial énfasis en la comprensión de los fenómenos interfaciales y su influencia sobre la productividad de los pozos, as!, se estudian fenómenos como los bloqueos por emulsionados, los bloqueos por a%ua y la inversión de la mojabilidad del yacimiento, el dia%nóstico apropiado de la ocurrencia de estos fenómenos, y la prevención y remedio de los mismos mediante el uso apropiado de los surfactantes. &a aplicación de estos procedimientos %arantizar#n mayores probabilidades de éxito en la selección de pozos candidatos a tratamientos qu!micos, y permitir# distin%uir cu#ndo un pozo puede ser candidato a estimulación mec#nica "fracturamiento$, y, lo que es m#s importante, permitir# reconocer cu#ndo un pozo debe ser abandonado, eliminando el desperdicio que supone tratar pozos que no van a aportar producción adicional.

&as causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. &as causas potenciales incluyen' baja permeabilidad natural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca penetración o tapadas, y restricciones a nivel de pozo. Es importante distin%uir entre baja tasa de producción y bajo !ndice de productividad. &a baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos en el sistema de levantamiento o en el diseño de las tuber!as, mientras que el !ndice de productividad de un pozo hay que analizarlo compar#ndolo con los pozos vecinos completados en el mismo yacimiento, o con el que el mismo pozo ten!a al principio de su vida productiva. /ara analizar el !ndice de productividad hay que medirlo, y si se halla que es anormalmente bajo, se debe distin%uir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento y restricciones al flujo en las cercan!as del pozo. /ara esto, hay que realizar pruebas de restauración de presión para hallar la presión del yacimiento, la presión fluyente de fondo del pozo, la capacidad de flujo, permeabilidad por espesor "1h$, y el factor de daño. El !ndice de productividad se define como el volumen de fluido producido, por unidad de ca!da de presión entre el yacimiento y el pozo, como si%ue'

 j =

q … … … … … … … … … … … … ….. … … … … ( 1 )  Pe∗ Pwi

2onde'  j 3 !ndice de productividad, bd q 3 tasa de producción, bd /e 3 presión del yacimiento, psi /4i 3 presión fluyente de fondo del pozo psi. &a tasa de producción, para estado seudo estabilizado, viene dada por la ec. de 2arcy para flujo radial, como si%ue'

q=

0.0070 Kh ( Pe− Pwi )

 μBo ( ln

ℜ rw

… … … … … … … … … … … … … … (2 )

+ s)

2onde' re 3 radio de drenaje del pozo. pies r4 3 radio del pozo. pies 5iscosidad del petróleo, c/ 67 3 factor volumétrico del petróleo. 6y  6n "-dim.$

s 3 factor de daño. adimensional 1 3 /ermeabilidad efectiva. m2 h 3 Espesor de la zona. pies. 8omo puede verse en la ecuación anterior, hay varios factores que influyen en la productividad del pozo. Es de sumo interés descartar factores tales como la baja presión del yacimiento, la baja permeabilidad natural, y defectos mec#nicos y de levantamiento, para distin%uir si la causa es restricción al flujo en la zona del yacimiento m#s cercana a la cara del pozo. Esta restricción, que de ahora en adelante llamaremos daño a la formación, viene representada por en la ec. *.  El sentido f!sico de este factor 5 se explica es la 9i%. (.( 2onde' /e 3 presión est#tica del yacimiento, psi /4f 3 presión de flujo del pozo, en condiciones de daño, psi /4f: 3 presión de flujo del pozo sin daño, psi rd 3 radio de la zona dañada, pies re 3 radio de drenaje del pozo en el yacimiento, pies r4 3 radio del pozo, pies

9i%. (.(. 8a!das de presión en el flujo hacia el pozo ";>?$.

&a existencia de una zona de permeabilidad dañada alrededor del pozo causa una ca!da adicional de la presión, durante el flujo hacia el pazo desde el yacimiento. Esto reduce el valor de la presión de fondo fluyente, y hace que la diferencia /e@/4f incremente, con lo cual el !ndice de productividad del pozo disminuye.

OPERACIONES DURANTE LAS CUALES SE PRODUCE EL DAO

Per!orac"#$. 2esde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del pozo, esta zona est# expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectar#n fuer@temente la capacidad de producción del pozo. 8uando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido de control y la presión diferencial ejercida contra la formación son cr!ticas. 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, a%entes densificantes y aditivos qu!micos, todos ellos potencialmente dañinos. &a invasión de estos materiales depende de la efectividad del control de pérdida del filtrado y del tamaño relativo de los sólidos y los poros de la formación. Esta invasión puede variar de pocas pul%adas a varios pies.  -dicionalmente la acción escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar  los poros o fisuras presentes en la pared del pozo.

Ce%e$tac"#$. 2urante la cementación de la tuber!a de revestimiento, al bajar ésta puede causarse una presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de pérdida de fluidos. &as lechadas de cemento también producen un alto filtrado y los propios sólidos pueden invadir la formación. &os fluidos lavadores y espaciadores, y otros productos qu!micos contenidos en la propia lechada de cemento, utilizados normalmente durante la cementación, pueden ser fuentes potenciales de daño a la formación. &os filtrados de lechadas con pA elevado, son particularmente dañinos en formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de la formación de alta concentración de calcio, pueden provocar  precipitaciones de sales.

Ter%"$ac"#$. 2urante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son' control, recementaciones, 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 recementación de tuber!as 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, a%rav#ndose si este fluido contiene sólidos. 2urante la perforación del intervalo debe procurarse en %eneral un fluido de control limpio "libre de sólidos$, y una presión diferencial a favor de la formación. -0n con estas precauciones, los t0neles de las perforaciones quedan empacados con detritos de las propias car%as explosivas, de la tuber!a de revestimiento del cemento y la propia formación. -dicionalmente, la zona de la roca alrededor de los t0neles de las perforaciones es compactada y esencialmente adquiere una permeabilidad nula. /or  ambas razones las perforaciones pueden ser completamente bloqueadas. 2urante 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 vac!os entre la formación y el cedazo, contaminación de la %rava por  incompleta limpieza antes de su colocación o mal diseño de %ranulometr!a de la %rava o de la apertura del cedazo.

E&t"%u'ac"#$. &a estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar  que los fluidos de tratamiento inyectados contra formación, puedan dejar residuos por  precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Bbviamente estos efectos causar#n daños dif!ciles de remover y en ocasiones permanentes. &os fluidos #cidos de estimulación son de las fuentes de mayor  potencialidad de daños. )na selección inapropiada del fluido de estimulación, o el no tomar en cuenta las condiciones de los pozos en los que se realiza una estimulación, puede llevar a daños severos y en ocasiones permanentes. -l inyectar un #cido, los productos de corrosión de las tuber!as son disueltos y llevados a la formación. -l %astarse el #cido, estos productos compuestos de fierro, vuelven a precipitarse en la roca.  -simismo los fluidos de estimulación llevan productos qu!micos "#cidos, surfactantes, etc.$, que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asf#lticos, desconsolidar la roca, causar  precipitaciones indeseables, etcétera.

L"%p"e(a. LL$ enumera las condiciones que contribuyen al daño a la formación en cuatro %rupos' "($ "*$ "+$ "$

=ipo, morfolo%!a, y localización de los minerales residentesC 8omposición de los fluidos in@situ y fluidos externosC 8ondiciones de estrés y temperatura in@situ y propiedades del poro de formaciónC 2esarrollo del pozo y pr#cticas de explotación del yacimiento.

&os factores que contribuyen al daño a la formación son clasificados por -maefule et. al. "(>LL$ de la si%uiente manera' "($ ;nvasión de fluidos externos, como son a%ua y qu!micos usados para recuperación mejorada, "*$ invasión de lodo de perforación, y fluidos de reacondicionamiento del pozoC ;nvasión de part!culas externas y movilización de part!culas ind!%enas, como arena, finos,bacterias y residuosC "+$ 8ondiciones de operación como son producción, presión y temperatura del pozoC "$ /ropiedades de los fluidos de la formación y del medio poroso. "$

UNIDAD . Curva& de Dec'"$ac"#$  8uando un yacimiento ha estado produciendo durante un tiempo considerable, lle%ar# a un punto donde la producción que ofrezca dicho yacimiento empezar# a disminuir, de esa manera el yacimiento entrar# en su etapa de declinación. &as 8urvas de 2eclinación son un modelo de estimación de perfiles de producción que utiliza datos de los historiales de producción de un campo o yacimiento para predecir su comportamiento futuro mediante un modelo %r#fico yo anal!tico. )n punto importante de utilizar las 8urvas de 2eclinación es que todos los factores que influyeron en la curva conservan su eficacia durante la vida productiva del campo o yacimiento. En cuanto a la estimación de perfiles de producción utilizando propiedades e información del yacimiento, las 8urvas de 2eclinación son el modelo m#s sencillo que existe en la pr#ctica profesional y puede lle%ar a ser de %ran precisión. Existen diferentes tipos de variables que se pueden utilizar en las 8urvas de 2eclinación, al%unos comunes son' •

•

•

•

8ontacto a%uaaceite contra producción acumulada' Se utiliza cuando la rentabilidad de la producción est# en función del corte de a%ua. Healizar  extrapolaciones en l!nea recta de la tendencia puede resultar en %raves errores, en caso de que el corte de a%ua sea muy %rande, o, si se utiliza el corte de aceite, puede resultar en estimaciones demasiado %randes. 8ontacto a%uaaceite o %asaceite contra producción acumulada' Se utiliza en casos que se ten%a entrada de a%ua o empuje de la capa de %as. /roducción acumulada de %as contra producción acumulada de %as' Se utiliza cuando se conoce al%una de las dos "$

/uede ser %raficada en una tendencia de la producción acumulada y el lo%aritmo natural de MMi. Se puede estimar la producción m#xima i%ualando q37, asimismo obtener la producción acumulada al l!mite económico Mmin.

.3. Dec'"$ac"#$ epo$e$c"a' &a declinación exponencial es un caso especial de la declinación hiperbólica en la cual el exponente de la ecuación de -rps es cero, de esta manera la tendencia se hace lineal. &a Ec. es la expresión matem#tica para la declinación exponencial para la producción de aceite'

Q (t )=Qi e

 Dit 

… … … … … … … … … … … … … … … … … … … …... "(7$

=ambién puede expresarse en términos de la producción acumulada de aceite. Ec.

 Np =

1

 D i

( Qoi−Qo ) … … … … … … … … … … … … … … … … … … .

"(($

Iientras que la Ec. est# en términos del %as'

Gp =

1

 D i

( Qgi−Q g ) … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..

"(*$

Co$c'u&"#$ Entre los m#s importantes desarrollos tecnoló%icos con que cuenta la ;n%enier!a /etrolera est#n los métodos de estimulación de pozos. =al es la importancia de la estimulación de pozos que se puede ase%urar que no existe pozo en el mundo en el que no se haya aplicado uno o m#s de estos procedimientosC a0n m#s, muchos pozos existen como productores comerciales debido precisamente a la estimulación de su productividad.  - través de la estimulación de pozos ha sido posible mejorar la producción de aceite y %as e inclusive, incrementar las reservas recuperables.

&os avances tecnoló%icos son consecuencia de la experiencia e investi%ación llevada a cabo desde finales del si%lo pasadoC sin embar%o, los conocimientos sobre la estimulación de pozos a0n no han sido del todo desarrollados. 8onsecuentemente, la aplicación del conocimiento actual para optimizar técnica y económicamente los diseños de estimulación, es al%unas veces incierta y puede conducir a fracasos, por lo que la investi%ación en el campo de la estimulación de pozos contin0a ininterrumpidamente.

4"-'"o*ra!5a 1. 2ttp677888.o"'product"o$.$et7!"'e&7Te&"&9%ode'o9pre'"%"$ar9para9ceda %p.pd!  . 2ttp677888.pto'o%eo.u$a%.%6:;:;7717Te&"&.pd!% 3. 2ttp677"$*e$"er"a?de? )ac"%"e$to&.'aco%u$"dadpetro'era.co%7;;@7;=7curva&?de? dec'"$ac"o$?de?'a?producc"o$.2t%'

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INSTITUTO TECNOLOICO SUPERIOR DE COSA+ALOAPAN

PRODUCTIIDAD DE POOS I-=EH;-

TRA4AGO DE INESTIACION UNIDAD III H I =H-6-OB

IN. +ARCO HAEL SOTO AUEGOTE /HB9ESBH

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