4. Dano a La Formacion

2008-2TEPGINGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOS

Tema IV: Efecto de daño

Tema IV

Efecto de daño

M. en I. Tomás Eduardo Pérez García



Objetivo

Determinar la magnitud del efecto de daño sobre la productividad de los pozos y proponer alternativas de solución.



Productos de Aprendizaje

Describir el concepto de daño a la formación.

Discretizar el factor de daño.

Identificar y describir los principales tipos de daño.

Proponer tratamientos de estimulación para cada tipo de daño.



Definición

Es la alteración, natural o inducida, de las propiedades petrofísicas de la roca de formación que caracterizan el flujo de fluidos a través de la misma.



Mecanismos del daño a la formación

Taponamiento por partículas sólidas.

Reducción de permeabilidad relativa.

Alteración de la mojabilidad de la roca.

Alteración de la viscosidad de los fluidos.



Operaciones en pozos que ocasionan daño

Perforación.

Cementación.

Terminación y reparación.

Empacamientos de grava.

Producción.

Tratamientos de estimulación.

Recuperación secundaria y/o mejorada.



Determinación del Daño

En el laboratorio (permeámetro).

Con pruebas de variación de presión.

p1 p2q,

dxdp

μ

Akq

dx

Con registros geofísicos

rw

corta

larga

3.2275rCμφ

klog

m

0Δtpp1.1513s

hm

B μq162.6k

2wt

wf1hr

o



Determinación del DañoTarea

La tabla siguiente muestra los datos de una prueba de incremento de presión de un pozo con un radio de drene estimado de 2640 pies. Antes del cierre el pozo produjo 4900 bpd por 310 horas. Los datos del yacimiento son:

profundidad = 10476 pies

rw = 4.25 pg

Ct = 22.6x10-6 (lb/pg2)-1

qo = 4900 bpd

h = 482 pies

pwf (t=0) = 2761 lb/pg2

o = 0.20 cp

= 0.09

Bo = 1.55

dTR = (6.276/12) pies

tp = 310 horas

t (horas) pw (lb/pg2)0 2761

0.1 30570.21 31530.31 32340.52 32490.63 32560.73 32600.84 32630.94 32661.05 32671.15 32681.36 32711.68 32741.99 32762.51 32803.04 32833.46 32864.08 32895.03 32935.97 32976.07 32977.01 33008.06 3303

9 330510.05 330613.09 331016.02 3313

20 331726.07 332031.03 332234.98 332337.54 3323

2008-2


0.1 30570.21 31530.31 32340.52 32490.63 32560.73 32600.84 32630.94 32661.05 32671.15 32681.36 32711.68 32741.99 32762.51 3280

TEPGINGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOS


Determinación del DañoTarea

t (horas) pw (lb/pg2)3.04 32833.46 32864.08 32895.03 32935.97 32976.07 32977.01 33008.06 3303

9 330510.05 330613.09 331016.02 3313

20 331726.07 332031.03 332234.98 332337.54 3323




(tp+Dt)/Dt

3,101.0 1,477.2 1,001.0

597.2 493.1 425.7 370.0 330.8 296.2 270.6 228.9 185.5 156.8 124.5 103.0

90.6 77.0 62.6 52.9 52.1 45.2 39.5 35.4 31.8 24.7 20.4 16.5 12.9 11.0

9.9 9.3


0.1 30570.21 31530.31 32340.52 32490.63 32560.73 32600.84 32630.94 32661.05 32671.15 32681.36 32711.68 32741.99 32762.51 32803.04 32833.46 32864.08 32895.03 32935.97 32976.07 32977.01 33008.06 3303

9 330510.05 330613.09 331016.02 3313

20 331726.07 332031.03 332234.98 332337.54 3323

hr1Δt hr1ΔtΔtΔttp

m= 40 lb/pg2/ciclo

40 lb/pg2

1 ciclo 3266

311

md12.8

482400.201.554900162.6

k

8.63.22754.2510x22.60.200.09

1212.8log

402761-3266

1.1513s 26

2



Determinación del Daño Tarea

La siguiente prueba de incremento de presión fue obtenida en un pozo del Activo Cinco Presidentes. Determinar la permeabilidad de la formación, el factor de daño (total) y una estimación de la presión de fondo estática:

rw = 0.25 pies

Ct = 12.03x10-6 (lb/pg2)-1

qo = 146 bpd

h = 205 pies

pwf (t=0) = 1426.9 lb/pg2

o = 0.85 cp

= 0.10

Bo = 1.29

tp = 53 horas

t (horas) pw (lb/pg2)0.167 1451.50.333 1476

0.5 1498.60.667 1520.10.833 1541.5

1 1561.31.167 1581.91.333 1599.7

1.5 1617.91.667 1635.3

2 1665.72.333 1691.82.667 1715.3

3 1736.33.333 1754.73.667 1770.1

4 1783.54.5 1800.7

5 1812.85.5 1824.4

6 1830.76.5 1837.2

7 1841.17.5 1844.5

8 1846.78.5 1849.6

9 1850.410 1852.711 1853.512 1854

12.667 185414.62 1855



Determinación del Daño Tarea

t (horas) pw (lb/pg2)0.167 1451.50.333 1476

0.5 1498.60.667 1520.10.833 1541.5

1 1561.31.167 1581.91.333 1599.7

1.5 1617.91.667 1635.3

2 1665.72.333 1691.82.667 1715.3

t (horas) pw (lb/pg2)0.167 1451.50.333 1476

0.5 1498.60.667 1520.10.833 1541.5

1 1561.31.167 1581.91.333 1599.7

1.5 1617.91.667 1635.3

2 1665.72.333 1691.82.667 1715.3

3 1736.33.333 1754.73.667 1770.1

4 1783.54.5 1800.7

5 1812.85.5 1824.4

6 1830.76.5 1837.2

7 1841.17.5 1844.5

8 1846.78.5 1849.6

9 1850.410 1852.711 1853.512 1854

12.667 185414.62 1855




t (horas) pw (lb/pg2)0 1426.9

0.167 1451.50.333 1476

0.5 1498.60.667 1520.10.833 1541.5

1 1561.31.167 1581.91.333 1599.7

1.5 1617.91.667 1635.3

2 1665.72.333 1691.82.667 1715.3

3 1736.33.333 1754.73.667 1770.1

4 1783.54.5 1800.7

5 1812.85.5 1824.4

6 1830.76.5 1837.2

7 1841.17.5 1844.5

8 1846.78.5 1849.6

9 1850.410 1852.711 1853.512 1854

12.667 185414.62 1855

(tp+Dt)/Dt

318.4 160.2 107.0

80.5 64.6 54.0 46.4 40.8 36.3 32.8 27.5 23.7 20.9 18.7 16.9 15.5 14.3 12.8 11.6 10.6

9.8 9.2 8.6 8.1 7.6 7.2 6.9 6.3 5.8 5.4 5.2 4.6

hr1Δt hr1ΔtΔt

Δttp

m= 15 lb/pg2/ciclo

1 ciclo

15 lb/pg2

1840

54

md8.5

205151.290.85146162.6

k

24.23.230.2510x12.030.850.1

8.5log

151426.9-1840

1.1513s 26



Factores de Pseudodaño

pseudocθp

p3p2p1p

dt SShh

)SS(Shh

SS

Factores y pseudofactores de daño:

p1ShS

p2SvS

peDesvS

cθS



1Sp

Factor del daño real a la formación.

Pseudo factor de daño por disparos.

Pseudo factor de daño por inclinación del pozo y convergencia de flujo.

Pseudo factor de daño por flujo turbulento o laminar en cada uno de los disparos.

Pseudo factor de daño por convergencia de flujo hacia cada disparo individualmente.

Pseudo factor de daño por efecto de pozo en función del radio de los disparos con el radio del pozo.

2Sp

3Sp

Sd

Sp

CS





Ejemplo:

FACTOR LACAMANGO 117 LACAMANGO 22

0.86 8.32 1.18 6.13 S

0.070.070.6 0.6 S

4.7 4.7 0.120.12S

0.0022 0.0007 0.006 0.0002 S

6.1 14.3 3 9.2S

despuesantesdespuesantes

d

cθ

p2

p1

t

1.42qq

d

1.00qq

d




Efecto de ángulo de inclinación y convergencia hacia los disparos




cθ

wDD

wD

w

wwD

D

wD

w

wwD

wD

cθcθ

S 1:1- tabla la de 6.

cosθh'hcosθh

5.

rh

h 4.

hz

3.

rz

z 2.

rh

h 1.

SSS de Cálculo

wr

wzwh

h

wr

wz

wh

h



Valores de Daño por Ángulo de Inclinación y Convergencia


2008-2TEPGIJAR

INGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOSTema IV: Efecto de daño

Tabla1-1




Ejercicio:

[m] 197z

[m] 225h [m] 79.5h

45θ [m] 0.1r

S de Cálculo

w

w

w

cθ

wr

wz

wh

θ

h

0.87522501970

hz

3.

19700.1197

rz

z 2.

22500.1225

rh

h 1.

D

wD

w

wwD

wD

16.4743S

10.366S

5.968S 6.

0.252250

)(795)(0.71hcos45h

5.

7950.1

79.5rh

h 4.

2250hDcθ

1000hDcθ

100hDcθ

D

wD

w

wwD

2008-2


• Interpolación para calcular

Primero calculo la pendiente:

Segundo calculo la ordenada al origen:

Tercero, conociendo que y=mx+b, entonces sustituyo m, b y el valor de hD=2250 m.

Por lo tanto

TEPGINGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOS


2250hDcθS

16.4743S 2250hDcθ

3108867.41001000968.5366.10

12

12

xxyy

m

bmxy mxyb 4793.5)100)(108867.4(968.5 3 b

4743.164793.5)2250)(108867.4( 3 bmxy



Pseudodaño por efecto de los disparos

2h/kk1

rr 5.

l/kkh

h 4.

)(rr

lnS 3.

0θ si ; lrα)(r

0θ si 4

l)(r 2.

α :21- tabla la de 1.

:SSSS de Cálculo

0.5hv

perfpD

p

0.5vh

D

´w

wp1

pwθ´w

p´w

θ

p3p2p1p

;

perfr

θ

wr

pl

h




perfr

θ

wr

pl

h

p3p2p1p

rc1p3

wp

wwD

21

bpD

1-bD

ap2

2pD1

2pD1

2121

p3p2p1p

SSSS 10.

e cS rl

rr

c y c:41- tabla la de 9.

r h 10S 8.

brbb

arlogaa 7.

b y b ,a ,a :31- tabla la de 6.

:SSSS de Cálculo

wD2



Coeficientes y variables dependientes de la Fase del Disparo


2008-2


Tabla 1-2 Tabla 1-3

TEPG INGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOS Tema IV: Efecto de daño

2008-2

Tabla 1-4

INGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOSTema IV: Efecto de daño

TEPG




Ejercicio:

10/kk [pg] 0.25r [pg] 0.5h

120θ [pg] 9l [ft] 0.3r

:S de Càlculo

vhperf

pw

p

perfr

wr

pl

h

0.32906

)(2)(0.5/12

1/10112

0.25

h 2

/kk1rr 5.

0.1769100.5

l/kkh

h 4.

0.8180.680.3

ln)(r'

rlnS 3.

0.68129

0.30.648lrα)(r' 2.

0.648α 1.

0.50.5

hvperfpD

0.5

p

0.5vh

D

w

wp1

pwθw

θ




3079.2

1.777.329)(1.6136)(0

brbb

1.03

0.0634log(0.329)2.018

arlogaa 7.

1.7770b 1.6136b

0.0634a 2.018a 6.

2pD1

2pD1

21

21

perfr

wr

pl

h




0.0302e6.6x10e cS

0.39/120.3

rlr

r

5.320c 6.6x10c 9.

)(0.3291))(1.176(10

r h 10S 8.

0.2857*5.3203rc1p3

wp

wwD

23-

1

1.30791.03

bpD

1-bD

ap2

wD2

2857.0

0862.0

3079.2

7024.0

p

p3p2p1p

S

0.03020.08620.818

SSSS 10.



Tarea

[pies] 40z

[pies] 50h

[pies] 5h

45θ

0θ

[pies] 0.5r

S de Cálculo

w

w

w

cθ

wr

wz

wh

θ

h



Problema 2:

5/kk

[pg] 0.25r

[ft] 0.5h

120θ

[pg] 8l

[ft] 0.328r

:S de Cálculo

vh

perf

p

w

p

perfr

wr

pl

h

Tarea




Ejemplo # 1 :

q

qd

1.42

qqd

1.00




Ejemplo # 1:

Tomando los valores del pozo Lacamango 22, para ST, Sd, Sp y S+c y

sabiendo que:

Espesor total de la formación: h=225 m

Longitud del intervalo disparado: hp=80 m

Radio del pozo: rw=0.35 pies

Radio de drene: re=150 m

Gasto real con dañado: qst = 500 bpd

cθpp

dT Shh

Sphh

SS




a)¿Qué debería intentarse en el pozo Lacamango 22 para obtener un incremento de producción en virtud de que la estimulación matricial no reactiva no reporto ninguna mejora?

b) ¿Cuánto se incrementaría la producción del pozo?




De la tabla comparativa para el pozo Lacamango 22, se observa que aunque el daño real a la formación (Sd = 0.86) se eliminó casi totalmente, la producción no se incrementó ya que el pseudodaño por convergencia hacia cada disparo (Sp2 = 4.7) es alto y no se modificó con la estimulación, por lo tanto:

a) La alternativa más viable sería incrementar la densidad de los disparos buscando reducir (Pseudo factor de daño por convergencia de flujo hacia cada disparo individual SP2).

Opción:

Redisparar con 13 cargas/m (como en el pozo Lacamango 117), en lugar de 4 cargas/metro.




ideal

actual

qq

EF

Srr

rr

EF

w

e

w

e

075.ln

75.0ln

Srr

rr

qq

w

e

w

e

ideal

actual

075.ln

75.0ln




2.0132 0.0780225

0.12-0.000780225

0.86S ideal T

Considerando la densidad de los disparos en el pozo Lacamango 117 (13 c/m)

15.568 0.0780225

4.70.000780225

0.86S real T

Considerando la densidad de los disparos en el pozo Lacamango 22 (4 c/m)




0132.275.01066.0150

ln

75.01066.0150

ln

ideal

actual

q

q

)(76.00132.275.0

1066.0150

ln

75.01066.0150

ln

2SpdañoporEFqq

ideal

actual




real daño S2.01S TTq*EF q idealdaño

31.175.0

1066.0150

ln

013.275.01066.0150

ln

realSt

idealSt

q

q

b)

bpd 500*1.31q 2.01ST

bpd 155 es incremento el luego , bpd 655q 2.01ST



Identificación del daño

Tipos más comunes de daño:

Emulsiones.

Cambio de mojabilidad.

Bloqueo de agua.

Depósitos minerales (incrustaciones).

Depósitos orgánicos (parafinas y asfaltenos).

Depósitos mixtos.

Limos y arcillas.




Daño por emulsiones:

Condiciones favorables:

•Invasión de filtrados de perforación y terminación.•Altos gastos de producción o inyección.•Presencia de finos en la formación.•Adición de surfactantes a fluidos de perforación.•Terminación o reparación.•Ácidos en estimulantes.

Tratamiento:•Solventes mutuos y/o desmulsificantes.




Daño por cambio de mojabilidad:


• Adición de surfactantes a fluidos de perforación, terminación o reparación.

• Producción.

Tratamiento:

• Solventes mutuos y/o surfactantes mojadores de agua.




Daño por bloqueo de agua:


Invasión de filtrados de agua.

Conificación de agua.

Interdigitación de agua.

Presencia de illita y otras arcillas en la formación.

Tratamiento:

En pozos de aceite, Solventes mutuos y/o surfactantes.

En pozos de gas, alcohol.




Daño por limos y arcillas:


•Invasión de filtrados de base agua.•Presencia de arcillas en la formación.•Presencia de arcillas en fluidos de perforación.•Gastos de producción o inyección de altos.

Tratamiento

En calizas o dolomía, ácido clorhídrico y/o nitrógeno.

En arenas y areniscas, ácido clorhídrico-fluorhídrico.




Daño por depósitos minerales (incrustaciones):

Condiciones favorables

• Abatimiento de presión

• Abatimiento de temperatura

• Mezclado de aguas incompatibles




Tratamiento :

• Para carbonato de calcio CaCO3: ácido acético, ácido clorhídrico.

• Para carbonato de hierro FeCO3: ácido clorhídrico + agentes reductores y agentes secuestrantes.

• Para sulfato de calcio (CaSO4): EDTA.

• Para sulfato de bario (BaSO4 : EDTA.

• Para sulfato de estroncio SrSO4: EDTA

• Para sulfato de hierro FeS: ácido clorhídrico + agentes reductores y agentes secuestrantes

• Para hidroxido de magnecio Mg(OH)2: ácido clorhídrico

• Para hidroxido de calcio Ca(OH)2: ácido clorhídrico

• Silicatos: ácido clorhidrico (HCl)-acido fluorhidrico (HF)




Daño por Depósitos Orgánicos:

Condiciones Favorables:

• Abatimiento de presión.• Abatimiento de temperatura• Crudos parafínicos o asfáltenos

Tratamiento:

• Solventes aromáticos y/o alcoholes




Daño por Depósitos Mixtos:

Condiciones Favorables:

• Abatimiento de presión• Abatimiento de temperatura• Crudos parafínicos o asfáltenos• Presencia de finos en la formación• Aumento de producción de agua

Tratamiento:

• Dispersión de solventes en ácido



EDTA

EDTA (o AEDT) ácido etilendiaminotetracético.

Su fórmula química es C10H16N2O8.

Puede coordinar a metales formando complejos de transición de forma reversible. Puede coordinar por cuatro posiciones acetato y dos amino, lo que lo convierte en un ligando hexadentado, y el más importante de los ligandos quelatos.

Actúa como un agente secuestrante, se utiliza en algunos medios de cultivo unido al hierro, para liberar éste lentamente en el medio, y también en algunos análisis cuantitativos.



EDTA



EDTA en el Analisis químico del agua

Se usa principalmente en el tratamiento de agua y es de gran interés en la industria petrolera la determinación cuantitativa de los iones Ca y Mg presentes en una muestra de agua, la cual se puede efectuar aplicando la propiedad que tiene EDTA de formar (reacción de complejación) complejos quelatos con los iones calcio y magnesio.



EDTA en el tratamiento de enfermedades

Acido Etileno Diamino Tetracético (EDTA) en el organismo se utiliza para el tratamiento de las diversas enfermedades y padecimientos causados por depósitos de calcio en las arterias y por la acumulación de metales pesados.

El EDTA tiene la particularidad de atrapar en su molécula, iones de minerales y metales bivalentes que se encuentran en la circulación, en las paredes de las arterias o en las articulaciones, pero no puede afectar el calcio del hueso. Esta sustancia, que es un aminoácido, al captar el calcio depositado, devuelve su elasticidad a las arterias. De esa manera se promueve una mejor nutrición de las células y se vuelven a poner en acción diversos sistemas enzimáticos antes reprimidos.



Depósitos minerales (incrustaciones) Incrustaciones Remoción y Prevención

Las incrustaciones dentro de las tuberías son una amenaza capaz de estrangular un pozo productivo en el lapso de 24 horas. Provoca millones de dólares de pérdidas cada año.

Los nuevos hallazgos con respecto a la acumulación de depósitos minerales les permiten a los ingenieros de producción pronosticar la formación de los mismos, de forma tal que se pueda prevenir el desarrollo de condiciones operativas adversas utilizando nuevas técnicas de inhibición. Asimismo, se dispone de nuevas herramientas capaces de eliminar los depósitos de sedimentos de los revestidores y delas tuberías.



Depósitos minerales (incrustaciones)

4. Dano a La Formacion

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