Ácidos de Reacción Lenta y Mayor Penetración Para La Estimulación Matricial Reactiva en...

5/21/2018 cidos de Reaccin Lenta y Mayor Penetracin Para La Estimulacin Matricial Reactiva en Areniscas

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICO

FACULTAD DE INGENIERA

CIDOS DE REACCIN LENTA Y MAYOR PENETRACIN PARA LAESTIMULACIN MATRICIAL REACTIVA EN ARENISCAS

TESISQUE PARA OBTENER EL TTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

P R E S E N T A :

HERRERA JUREZ JUAN RICARDO

DIECTOR: M. EN I. TOMS EDUARDO PREZ GARCA

MXICO D. F., CIUDAD UNIVERSITARIA, 2012


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CIDOS DE REACCIN LENTA Y MAYOR PENETRACIN PARALA ESTIMULACIN MATRICIAL REACTIVA EN ARENISCAS

CONTENIDO

Resumen............................................................................................................................................. vii

LISTA DE FIGURAS......................................................................................................................... ix

INTRODUCCIN.............................................................................................................................. xi

CAPTULO 1 FUNDAMENTOS TERICOS DE PRODUCTIVIDAD DE POZOS...................... 1

1.1 Sistema integral de produccin ................................................................................................. 11.2 Elementos que conforman el SIP .............................................................................................. 1

1.2.1 Yacimiento......................................................................................................................... 1

1.2.2 Pozo.................................................................................................................................... 1

1.2.3 Tuberas de descarga.......................................................................................................... 2

1.2.4 Estrangulador..................................................................................................................... 2

1.2.5 Separadores........................................................................................................................ 2

1.3 Anlisis nodal ............................................................................................................................ 2

1.3.1 Nodo solucin.................................................................................................................... 4

1.3.2 El fondo del pozo como nodo solucin.............................................................................. 5

1.3.3 Cabeza del pozo como nodo solucin................................................................................ 7

1.3.4 El separador como nodo solucin...................................................................................... 8

1.4 ndice de productividad ........................................................................................................... 10

1.5 Eficiencia de flujo ................................................................................................................... 13

1.6 Comportamiento de pozos de aceite saturado ......................................................................... 14

1.7 Curvas de IPR ......................................................................................................................... 15

CAPTULO 2 ESTUDIO DE LAS DIFERENTES PROPIEDADES ROCA FLUIDOS ENYACIMIENTOS PETROLEROS..................................................................................................... 19

2.1 Yacimiento .............................................................................................................................. 19

2.2 Acufero ................................................................................................................................... 19

2.2.1 Acufero limitado............................................................................................................. 20


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2.2.2 Acufero semiconfinado................................................................................................... 20

2.2.3 Acufero libre................................................................................................................... 20

2.2.4 Superficie piezomtrica.................................................................................................... 20

2.3 Porosidad () .......................................................................................................................... 21

2.3.1 Porosidad Primaria........................................................................................................... 22

2.3.2 Porosidad Secundaria....................................................................................................... 22

2.3.3 Porosidad Absoluta.......................................................................................................... 22

2.3.4 Porosidad Efectiva............................................................................................................ 22

2.4 Saturacin ................................................................................................................................ 23

2.4.1 Saturacin Inicial.............................................................................................................. 23

2.4.2 Saturacin Residual.......................................................................................................... 24

2.4.3 Saturacin Crtica

.............................................................................................................

24

2.5 Permeabilidad .......................................................................................................................... 25

2.5.1 Permeabilidad Absoluta................................................................................................... 26

2.5.2 Permeabilidad Efectiva (ko, kg, kw)................................................................................ 27

2.6 Viscosidad del aceite (o) ........................................................................................................ 29

2.7 Compresibilidad (c) ................................................................................................................. 29

2.7.1 Compresibilidad de la formacin (cf)............................................................................... 30

2.7.2 Compresibilidad del gas (cg)............................................................................................ 30

2.7.3 Compresibilidad del aceite (co)........................................................................................ 31

2.8 Densidad () ............................................................................................................................ 32

2.8.1 Densidad del aceite (o).................................................................................................... 32

2.8.2 Densidad relativa (r)....................................................................................................... 32

2.9 Clasificacin de los yacimientos de hidrocarburos ................................................................. 33

2.9.1 De acuerdo con el tipo de roca almacenadora.................................................................. 33

2.9.2 De acuerdo con el tipo de trampa..................................................................................... 34

2.9.3 De acuerdo al tipo de fluidos almacenados...................................................................... 34

2.9.4 De acuerdo con la presin original en yacimientos de aceite........................................... 34

2.9.5 De acuerdo con el tipo de empuje predominante............................................................. 35

2.9.6 De acuerdo con los diagramas de fase.............................................................................. 35

2.10 Areniscas ............................................................................................................................... 36

2.10.1 Areniscas impuras o wacka............................................................................................ 40


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iv

2.10.2 Areniscas puras o arenitas.............................................................................................. 40

2.10.3 Propiedades litolgicas de las areniscas......................................................................... 41

2.10.4 Porosidad de las arenas y areniscas................................................................................ 42

2.10.5 Aspectos fundamentales en areniscas............................................................................. 43

CAPTULO 3 DAO A LA FORMACIN EN ARENAS............................................................. 44

3.1 Definicin de dao .................................................................................................................. 44

3.2 Dao a la formacin y pseudodaos........................................................................................ 44

3.3 Mecanismos de dao ............................................................................................................... 48

3.4 Reduccin en la permeabilidad absoluta de la formacin ....................................................... 49

3.5 Reduccin de la permeabilidad relativa .................................................................................. 50

3.6 Alteracin de la viscosidad de los fluidos ............................................................................... 51

3.7 Origen del dao a la formacin ............................................................................................... 51

3.8 Operaciones durante las cuales se produce el dao ................................................................. 52

3.8.1 Perforacin....................................................................................................................... 52

3.8.2 Cementacin..................................................................................................................... 52

3.8.3 Terminacin..................................................................................................................... 53

3.8.4 Estimulacin..................................................................................................................... 53

3.8.5 Limpieza........................................................................................................................... 54

3.8.6 Reparacin de pozos......................................................................................................... 54

3.8.7 Produccin........................................................................................................................ 543.8.8 Inyeccin de agua............................................................................................................. 54

3.8.9 Inyeccin de gas............................................................................................................... 55

3.9 Tipos de dao .......................................................................................................................... 55

3.9.1 Daos por invasin de fluidos.......................................................................................... 55

3.9.2 Dao por arcillas.............................................................................................................. 56

3.9.3 Dao por bloqueo de emulsiones..................................................................................... 60

3.9.4 Dao por precipitacin secundaria................................................................................... 60

3.9.5 Dao asociado con la produccin..................................................................................... 61

3.10 Evaluacin del dao .............................................................................................................. 61

CAPTULO 4ESTIMULACIONES MATRICIALES REACTIVAS.............................................. 63

4.1 Desarrollo histrico ................................................................................................................. 63

4.2 Estimulaciones en Mxico ...................................................................................................... 64


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v

4.3 Estimulacin matricial reactiva ............................................................................................... 64

4.4 Mtodos de acidificacin ........................................................................................................ 64

4.5 Acidificacin en areniscas ....................................................................................................... 65

4.6 Qumica en los cidos ............................................................................................................. 66

4.6.1 Qumica de cidos clorhdricos con minerales contenidos en areniscas.......................... 66

4.6.2 Qumica de cido fluorhdrico con minerales contenidos en areniscas............................ 66

4.7 Cintica de la reaccin ............................................................................................................ 72

4.7.1 Equilibrio de la reaccin.................................................................................................. 72

4.7.2 Velocidad de la reaccin.................................................................................................. 73

4.7.3 Factores que afectan la velocidad de la reaccin............................................................. 77

4.8 Aditivos ................................................................................................................................... 81

4.8.1 Inhibidores de Corrosin.................................................................................................. 81

4.8.2 Agentes no-emulsificantes............................................................................................... 85

4.8.3 Agentes anti-lodos asflticos............................................................................................ 85

4.8.4 Agentes de suspensin..................................................................................................... 85

4.8.5 Agentes de mojabilidad.................................................................................................... 86

4.8.6 Agentes controladores de fierro....................................................................................... 86

4.8.7 Agentes penetrantes.......................................................................................................... 86

4.8.8 Aditivos reductores de friccin........................................................................................ 86

4.8.9 Agentes emulsificantes..................................................................................................... 87

4.8.10 Agentes retardadores de reaccin................................................................................... 87

4.8.11 Agentes espumantes....................................................................................................... 87

4.8.12 Solventes mutuos............................................................................................................ 87

4.8.13 Alcoholes........................................................................................................................ 88

4.8.14 Agentes desviadores....................................................................................................... 88

4.9 Seleccin de fluidos en la acidificacin matricial en areniscas ............................................... 88

4.10 Acidificacin matricial en areniscas ...................................................................................... 89

4.10.1 Fluido de prelavado........................................................................................................ 90

4.10.2 Fluido de estimulacin................................................................................................... 91

4.10.3 Fluido de desplazamiento............................................................................................... 91

CAPTULO 5 CIDOS DE REACCIN LENTA.......................................................................... 98

5.1 Clasificacin de los cidos ...................................................................................................... 98


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5.2 Propiedades de los cidos ........................................................................................................ 99

5.2.1 cido clorhdrico.............................................................................................................. 99

5.2.2 cido fluorhdrico............................................................................................................ 99

5.2.3 cidos orgnicos.............................................................................................................. 99

5.2.4 cido actico.................................................................................................................... 99

5.2.5 cido frmico................................................................................................................ 100

5.2.6 cidos en polvo.............................................................................................................. 100

5.2.7 cido sulfmico............................................................................................................. 100

5.2.8 cido cloroactico.......................................................................................................... 100

5.3 Sistemas de cidos retardados ............................................................................................... 100

5.3.1 cidos gelificados.......................................................................................................... 100

5.3.2 cidos qumicamente retardados

...................................................................................

101

5.3.3 cidos emulsificados..................................................................................................... 101

5.3.4 Mud acid..................................................................................................................... 101

5.3.5 Acido fluorobrico (HBF4)............................................................................................ 101

5.4 Acidificacin de la matriz en areniscas, para yacimientos de alta temperatura .................... 102

5.4.1 Qumica de acidificacin................................................................................................ 103

5.4.2 Acidificacin de pozos de areniscas de alta temperatura............................................... 106

5.5 Sistema cido de arcillas orgnicas para acidificar la matriz de roca en yacimientos de baja

temperatura y obtener mayor penetracin del cido ................................................................... 1095.6 Sistema de cido para areniscas y retraso en la acidificacin (Self Generating Mud Acid) . 111

5.7 Proceso secuencial de cido fluorhdrico (SHF) ................................................................... 113

CONCLUSIONES.......................................................................................................................... 115

RECOMENDACIONES................................................................................................................. 116

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS................................................ Error!Marcadornodefinido.


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CIDOS DE REACCIN LENTA Y MAYOR PENETRACIN PARALA ESTIMULACIN MATRICIAL REACTIVA EN ARENISCAS

Resumen

En la actualidad existe una problemtica muy seria por la declinacin de la produccin delos pozos petroleros. Es por ello la importancia de buscar alternativas que nos permitanrecuperar el mayor volumen de hidrocarburos posible.

Uno de los factores que afecta en la produccin de los pozos, es el dao; el cual puededarse por varios factores que en combinacin con una baja permeabilidad del yacimientoprovoca una declinacin de la produccin del pozo.

La remocin del dao es una opcin para restituir la produccin o aumentarla. Es por eso

que uno de los tratamientos ms utilizados es el de la estimulacin matricial reactiva, lacual permite remover el dao a travs de la disolucin de la roca, formando as agujeros degusano, los cuales permitirn tener mayor aportacin de hidrocarburos al pozo.

La estimulacin matricial reactiva regularmente cumple con el objetivo de la remocin deldao en la vecindad del pozo; sin embargo, existe una gran problemtica cuando no tieneuna penetracin significativa en la formacin de inters. Esto es debido a que el cido sedesgasta antes de lograr llegar a la matriz de la roca.

En la actualidad y debido a la gran demanda de hidrocarburos se ha buscado evolucionar enproductos que permitan que el cido se desgaste de manera ms lenta, consiguiendo as elobjetivo de eliminar el dao y extraer los hidrocarburos que se encuentran en la matriz de laroca y que son aquellos que tienen una mayor dificultad para poder producirlos.

El tipo de cido y sus caractersticas han evolucionado y logrado tener mayor penetracinen la roca; sin embargo, an as se debe tener un gran cuidado al utilizar un tipo de cido,ya que ste al tener contacto con la roca, provoca reacciones con algunos mineralescontenidos en sta, presentando problemas de flujo de fluidos al pozo, debido a laobturacin de los agujeros de gusano. Por lo anterior, la informacin acerca de loscomponentes minerales que contiene la roca es de gran importancia, ya que nos permitirhacer una buena seleccin del cido a usar, evitando problemticas como la mencionadaanteriormente.

Por lo anterior, es importante tener la mayor informacin posible del yacimiento y de losfluidos. La importancia de tener bien caracterizado el yacimiento nos permitir tener unmayor nivel de xito en la estimulacin, al poder seleccionar eficazmente el tipo de cidoque utilizaremos para este tratamiento.


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El tipo de roca que se tiene en el yacimiento es de gran importancia, debido a que nopodemos utilizar el mismo tipo de cido para diferentes tipos de roca. En este caso eltrabajo est enfocado a las areniscas, es por ello la importancia de tener en claro losdiferentes minerales que se tienen en este tipo roca, para poder utilizar un cido que alcontacto con ciertos minerales de la roca no provoque reacciones que obturen los agujeros

de gusano e impidan el flujo de fluidos a travs de la roca hacia el pozo.

El comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento tambin nos permitir tener unmayor conocimiento para el tratamiento que se debe utilizar o tambin acerca de laaplicacin de tratamientos complementarios, para que la estimulacin reactiva matricialtenga el xito que esperamos.


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LISTA DE FIGURAS

Fig.1Cadasdepresinenunsistemabsicodeproduccin............................................................ 3

Fig.1.1Nodosprincipalesenunsistemabsicodeproduccin......................................................... 4

Fig.1.2

Fondo

del

pozo

como

nodo

solucin

......................................................................................

6

Fig.1.3Comportamientodelyacimiento............................................................................................ 6

Fig.1.4Comportamientodeafluenciaparadiferentespresionesestticassupuestas..................... 7

Fig.1.5Cabezadelpozocomonodosolucin.................................................................................... 8

Fig.1.6Efectodelapresindeseparacinsobrelosgastosdeproduccin...................................... 9

Fig.1.7Representacingrficadelndicedeproductividad............................................................ 11

Fig.1.8CurvaIPR(Pwf


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x

Fig.4.6PenetracindelcidoHFenarenalimpia............................................................................ 95

Fig.4.7EfectodelgastodeinyeccinenlapenetracindelcidoHF............................................. 96

Fig.4.8EfectosdelcontenidodesilicatosenlapenetracindelcidoHF....................................... 96

Fig.4.9VolumenunitariodelfluidodeestimulacinHF.................................................................. 97

Fig.5.1Acidificacinenareniscas................................................................................................... 102

Fig.5.2

Matriz

de

areniscas.

............................................................................................................

104

Fig.5.3Reaccionesdeacidificacindelasareniscas...................................................................... 105

Fig.5.4ResultadosdeltratamientodeestimulacindelCampoTiong.......................................... 108

Fig.5.5Incrementodelaproduccinparalospozostratados....................................................... 110

Fig.5.6Solubilidaddelaformacinricaencontenidodearcillaendiversossistemascidos......111


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INTRODUCCIN

La importancia de la restitucin y aumento en la produccin de hidrocarburos hoy en da seha vuelto ms relevante en Mxico, debido a la gran demanda que existe por el aceite, gas y

productos derivados del petrleo.

La cada vez ms difcil extraccin del aceite, ha llevado a la industria del petrleo adesarrollar e innovar tecnologa que permita recuperar el mayor volumen de hidrocarburos.Es por ello la importancia de que las estimulaciones matriciales reactivas nos permitanlograr mayor recuperacin de hidrocarburos, a travs de la eliminacin del dao y lapenetracin necesaria a la formacin.

La importancia de tener bien claros conceptos de productividad de pozos, nos permitirtener un mejor panorama acerca de consideraciones que debemos tomar en cuenta para ver

si nuestro pozo es un candidato para llevarle a cabo una estimulacin matricial reactiva; laimportancia de conocer su historia de produccin, as como su historial de intervencionesque se le han realizado, nos permitirn realizar una evaluacin y as seleccionar eltratamiento adecuado para el pozo. Es por ello que en este trabajo se presenta un anlisis deaquellos conceptos importantes de productividad de pozos, as como tambin del dao quepodemos encontrar en nuestro yacimiento y las condiciones por las cuales se puede darste.

En este trabajo tambin se exponen los aspectos fundamentales e importantes acerca de losprincipios fundamentales de propiedades de la roca y fluidos, as como tambin de aspectos

fundamentales en las estimulaciones matriciales reactivas y su interaccin con yacimientosde areniscas.

El xito de nuestra estimulacin no consiste en tener slo un producto que nos permitallegar a nuestro objetivo, sino tener toda la informacin necesaria de nuestro yacimiento. Lacaracterizacin de nuestro yacimiento nos permitir tener los fundamentos necesarios parapoder inyectar un tipo de fluido que sea compatible con la formacin y los fluidos de sta.Lo anterior nos permitir tambin poder hacer un anlisis acerca de nuestra velocidad dereaccin y los factores que afectan para que sea ms lenta o ms rpida.

Como ya se mencion, la velocidad de reaccin es de gran importancia y uno de losfactores es el tipo de cido con el que vamos a estimular, as como su poder de disolucinde la roca y de los minerales que contienen las areniscas; estos aspectos fundamentales setratan en uno de los captulos de este trabajo, detallando por ejemplo: presin, temperatura,inyeccin del cido y los tipos de fluidos a inyectar.


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Captulo 1 1

CAPTULO 1

FUNDAMENTOS TERICOS DE PRODUCTIVIDAD DE POZOS

1.1 Sistema integral de produccin

Un Sistema Integral de Produccin (SIP) es un conjunto de elementos que nos permitellevar los fluidos producidos por el yacimiento a la superficie. Ya en superficie separa a losfluidos en sus fases lquida y gaseosa; los fluidos producidos son agua y aceite, es por elloque stos son separados en superficie de la misma manera. Finalmente se envan ainstalaciones de almacenamiento y/o comercializacin.

1.2 Elementos que conforman el SIP

Yacimiento

Pozo

Tubera de descarga

Estrangulador

Separadores y equipo de procesamiento

Tanque de almacenamiento

1.2.1 Yacimiento

Un yacimiento es una trampa geolgica que contiene hidrocarburos, la cual se comportacomo un sistema intercomunicado hidrulicamente, Los hidrocarburos se encuentranocupando los poros o huecos de la roca almacn; se encuentran a alta presin ytemperatura, esto debido a la profundidad en que se encuentra la zona productora.

1.2.2 Pozo

Es un agujero que se hace a travs de la roca hasta llegar al yacimiento; en este agujero seinstalan sistemas de tuberas y otros elementos, con el fin de establecer un flujo de fluidoscontrolados entre la formacin productora y la superficie.


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Captulo 1 2

1.2.3 Tuberas de descarga

Las tuberas son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite, y enalgunos casos agua desde la cabeza del pozo hasta el tanque de almacenamiento. Los costosespecficos en el transporte tanto de aceite como de gas disminuyen cuando la capacidad de

manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua transportan en tuberas de dimetroptimo, para una capacidad dada.

1.2.4 Estrangulador

Es un aditamento que se instala en los pozos productores con el fin de establecer unarestriccin al flujo de fluidos. Es decir, permite obtener un gasto deseado, adems deprevenir la conificacin de agua, produccin de arena y sobre todo, ofrecer seguridad a lasinstalaciones superficiales.

1.2.5 Separadores

Los separadores como su nombre lo indica, son equipos para separar la mezcla de aceite ygas, y en algunos casos aceite, gas y agua que provienen directamente de los pozos. Losseparadores pueden clasificarse por su forma o geometra en horizontales, verticales, y porsu finalidad, separar dos fases (gas y liquido) o tres fases (gas, aceite y agua).

1.2.6 Tanques de almacenamiento

Son recipientes con gran capacidad de almacenaje de produccin de varios pozos. Los

tanques de almacenamiento pueden ser estructuras de acero instalado en tierra firme o bien,buque-tanques, usualmente utilizado en pozos localizados costa fuera. En la industriapetrolera, los tanques pueden tener una capacidad de almacenamiento que va desde100,000 hasta 500,000 barriles. En Mxico, generalmente se cuenta con tanques dealmacenamiento de 500,000 barriles.

1.3 Anlisis nodal

El Anlisis Nodal es una herramienta metodolgica de diagnstico. Su principal objetivo esel anlisis de sistemas complejos, as como: circuitos elctricos, lneas de flujo, sistemas de

bombeo centrfugo, entre otros. La aplicacin de este mtodo a sistemas productores dehidrocarburos fue inicialmente propuesta por Gilbert en 1954, y discutida por Nind (1964)y Brown (1977). El procedimiento consiste en elegir un nodo solucin para dividir elsistema en este punto y poder analizar la interrelacin entre ambos componentes.


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Captulo 1 3

La justificacin de realizar un anlisis nodal a un sistema de produccin, es simplementeporque involucra en sus clculos a todos los elementos del sistema, permitiendo determinarel efecto de su variacin en la capacidad de transporte, y tener una imagen de conjunto delcomportamiento del pozo.

El anlisis nodal se puede aplicar a pozos fluyentes, inyectores o productores mediante elanlisis de un sistema artificial de produccin. Por otra parte, del anlisis delcomportamiento de los elementos del sistema se pueden identificar las posiblesrestricciones que modifiquen negativamente la capacidad de transporte del mismo.Tambin, es posible estudiar y comprender con relativa facilidad el comportamiento deestranguladores, vlvulas de seguridad, etc.

El anlisis nodal nos permitir observar los parmetros que debemos monitorear dentro denuestro SIP, y as obtener aquellos parmetros que debemos cuidar. Es importante saberque el volumen de hidrocarburos en superficie, est en funcin de las cadas de presin que

existen en nuestro sistema, es por ello que debemos tener en cuenta cada una de stas. Acontinuacin, en la fig.1, observamos las principales cadas de presin en el SIP y susporcentajes. Las principales prdidas de presin en el sistema integral de produccin son lassiguientes.

1. Prdidas de presin en el medio poroso. Representan entre el 10 y el 50 %de las prdidas totales.

2. Prdidas de presin en la tubera de produccin (T. P.). representan entre el30 y 80% de las prdidas totales.

3. Prdidas de presin en la lnea de descarga (L. D.): Representan entre el 5 y

30 % de las prdidas totales

Fig.1Cadasdepresinenunsistemabsicodeproduccin(1).


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Captulo 1 4

1.3.1 Nodo solucin

El nodo solucin representa un punto ubicado en cualquier parte de un sistema deproduccin pozo-yacimiento y su ubicacin depender del componente que se desee aislarpara su evaluacin, de tal forma que se pueda identificar con certeza el problema y planear

la solucin tcnica, a la luz de una justificacin econmica, para su posterior ejecucin.

En la fig.1.1, se muestran los lugares que con frecuencia se utilizan como nodo solucin: elyacimiento, el fondo del pozo, la cabeza del pozo y el separador.

Fig.1.1Nodosprincipalesenunsistemabsicodeproduccin(1).


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Captulo 1 5

1.3.2 El fondo del pozo como nodo solucin

Es un nodo de solucin comn y se localiza a la profundidad media del intervalo disparado.En estas condiciones el sistema se divide en dos: el yacimiento y el sistema total detuberas.

Procedimiento de solucin:

1. Si Pwf >Pb, suponer varios gastos y para cada uno de estos gastos calcular la Pwf,obteniendo as, la curva IPR.

2. A partir de Psep y para cada uno de los gastos supuestos del inciso anterior, obtenerla Pwh necesaria para mover los fluidos a travs de la lnea de descarga (L: D.)hasta el separador, utilizando una correlacin de flujo multifsico en tubera

horizontal o curvas de gradiente de presin.3. Tomando en cuenta los gastos asumidos en el punto anterior y las correspondientes

presiones en la cabeza del pozo, determinar la presin de fondo fluyendo, necesariapara mover los fluidos a travs de la tubera de produccin hasta la cabeza del pozo,utilizando una correlacin de flujo multifsico en tubera vertical o curvas degradiente de presin.

4. Graficar la curva de IPR calculada en el paso 1. Sobre esa misma grafica, segrafican los gastos y las presiones de fondo fluyendo obtenidas en el paso 3. Lainterseccin de las curvas mostrar el gasto posible para este sistema, este gasto no

es el gasto mximo u ptimo del sistema, pero es el gasto al cual el pozo producirpara las condiciones actuales del yacimiento y del sistema total de tuberas que estinstalado.

Nosotros al escoger el fondo del pozo como nodo solucin, logramos aislar el yacimientodel sistema logrando as, ver su comportamiento Fig.1.2.

Al aislar el yacimiento del resto del sistema, tambin podemos observar claramente elabatimiento de la presin esttica sobre el gasto Fig.1.4.


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Captulo 1 6

Fig.1.2Fondodelpozocomonodosolucin(2).

Fig.1.3Comportamientodelyacimiento.


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Captulo 1 7

Fig.1.4Comportamientodeafluenciaparadiferentespresionesestticassupuestas(2).

1.3.3 Cabeza del pozo como nodo solucin

La cabeza del pozo es tambin muy comn de utilizar. En estas condiciones el sistema sedivide tambin en dos: el separador y la lnea de descarga constituyen un componente y elyacimiento y la tubera de produccin (T. P.) otro.

Procedimiento de clculo:

1.

Partiendo de la presin media del yacimiento, asumir varios gastos deproduccin, calculando as la presin de fondo fluyendo (Pwf).

2. Teniendo ya las presiones de fondo fluyendo (Pwf) obtenidas en el pasoanterior, se determinan las presiones en la cabeza del pozo (Pwh) necesariaspara mover los fluidos a travs de la tubera de produccin (T. P.) hasta lacabeza del pozo. Estas se pueden obtener de dos formas: una es utilizando unacorrelacin de flujo multifsico para tubera vertical y la otra es a travs decurvas de gradiente de presin.


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Captulo 1 8

3. Partiendo de la presin del separador, asumimos varios gastos de produccin yas obtenemos la presin en la cabeza del pozo (Pwh) necesaria para mover losfluidos a travs de la lnea de descarga (L. D.) hasta el separador, como en elpaso anterior se puede realizar, con una correlacin de flujo multifsico, peroahora para tubera horizontal o curvas de gradientes de presin.

4. Con los datos obtenidos del paso 2 y paso 3, vamos a construir una grafica,graficando Gasto vs Pwh Fig.1.5. La interseccin nos mostrar el gasto posiblepara este sistema. Este gasto nos representa las condiciones a las que el pozoproducir para las condiciones dadas del yacimiento y del sistema total de lastuberas.

Tomando como nodo solucin la cabeza del pozo, la lnea de descarga se asla y de estaforma es fcil mostrar el efecto que el cambio de su dimetro tiene sobre el gasto.

Fig.1.5Cabezadelpozocomonodosolucin(3).

1.3.4 El separador como nodo solucin

La seleccin de la presin en el separador como el nodo solucin, es crtica cuando el gasproveniente del separador, deber tener una presin dada para poder fluir a travs de unsistema de alta presin, como una lnea de venta o cualquier otro sistema de recoleccin. Lapresin de separacin controla la presin de succin y est directamente relacionada con lapotencia requerida por el compresor.


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Captulo 1 9

Algo en lo que se tiene que tomar cierta precaucin es en que la presin de separacin(Psep) no debe ser indiscriminadamente disminuida o aumentada sin que se haya realizadoun anlisis del comportamiento del sistema, en particular de la lnea de descarga (L.D). Unerror que se comete comnmente, es que se cree que disminuyendo la presin de separacin(Psep) se obtendr un incremento en la produccin y esto no es cierto del todo; ya que en

algunos casos una disminucin de la presin de separacin (Psep) no causa efecto en elgasto de produccin aun cuando la productividad de los pozos es muy alta. Esto es debido aque el problema de la baja productividad es causada por la T. P o L.D.

Procedimiento de clculo:

1.

Partiendo de la presin media del yacimiento, y asumiendo varios gastos deproduccin, calculamos la presin de fondo fluyendo (Pwf)

2. Utilizando los gastos y las presiones obtenidas en el paso 1, calculamos las

presiones en la cabeza del pozo (Pwh) necesarias para mover los fluidos a travs dela tubera de produccin (T.P) hasta la cabeza del pozo, utilizando correlaciones deflujo multifsico para tubera verticales o curvas de gradientes de presin.

3. Con los valores supuestos y obtenidos en el paso 2, obtenemos el valorcorrespondiente para cada presin de separacin (Psep). En este caso se ocuparancorrelaciones de flujo multifsico, pero para tuberas horizontales o curvas degradiente de presin.

4. A continuacin graficaremos la presin de separacin (Psep) vs gasto (q). Lainterseccin de las curvas, nos mostrara un gasto, el cual representa el gasto que se

obtendr bajo las condiciones dadas para este sistema Fig.1.6.

Fig.1.6Efectodelapresindeseparacinsobrelosgastosdeproduccin(2).


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Captulo 1 10

La grafica de la fig.1.6ratifica lo que ya se haba mencionado acerca de que no en todos lospozos donde disminuyamos la presin de separacin (Psep) el gasto de produccinaumentara notablemente, es por ello que debe realizarse un buen anlisis, en la line dedescarga (L. D.) y descartar que el problema est en esa parte del sistema y as poderoptimizar la produccin de nuestro pozo.

1.4 ndice de productividad

Cuando ponemos a producir un pozo es indispensable conocer su potencial. El potencial esel gasto mximo que aportara un pozo si se le pusiera en las mejores condiciones posibles.

El potencial debe compararse con lo que el pozo es capaz de producir en las condicionesen las que se encuentra. El conocimiento del yacimiento, las propiedades de los fluidos, elestado actual de depresionamiento, saturaciones de fluidos, permeabilidades relativas, daoal pozo y las caractersticas de la T. P. y de la L. D., permiten determinar lo que un pozo enparticular puede producir.

El concepto de ndice de productividad es un intento para encontrar una funcin simple querelacione la capacidad de un pozo para aportar fluidos y un determinado abatimiento depresin.

En el clculo de la productividad de un pozo, comnmente se asume (Vogel, 1968) que elflujo hacia el pozo es directamente proporcional a la diferencial de presin entre elyacimiento y la pared del pozo. En otras palabras, la produccin es directamente

proporcional a una cada de presin existente en el sistema yacimiento- pozo. La constantede proporcionalidad es conocida como ndice de productividad (IP) , derivada a partir de laLey de Darcypara flujo radial estacionario y un slo fluido incompresible.

T.V Moore (1939) sugiere un mtodo para medir la productividad de pozos, el cualrequiere medir la presin de fondo fluyendo (Pwf), y la presin esttica del yacimiento(Pws) a varios gastos. La relacin del gasto de produccin de un pozo y el abatimiento dela presin en este gasto particular se denomina ndice de Productividad (IP) y se simbolizacon la letra J. Si la produccin q est en bl/da de lquido a las condiciones dealmacenamiento y el abatimiento est expresado en lb/pg2, el IP se define como:

/@../ (1.1)


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Captulo 1 11

A continuacin como se presenta en la fig.1.7, el comportamiento que presenta la curva esreferente cuando la presin de fondo fluyendo (Pwf), es mayor que la presin de saturacin(Pb).

Fig.1.7Representacingrficadelndicedeproductividad.

Cuando nos encontramos que la Pwf


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Captulo 1 12

Fig.1.8CurvaIPR(Pwf


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Captulo 1 13

1.5 Eficiencia de flujo

Adems de los problemas con los que la formacin y sus fluidos inciden en la variacin dela produccin en la etapa de explotacin, existe un dao a la formacin generado durante laperforacin y terminacin del pozo. Este dao se refleja en el anlisis de las curvas

obtenidas de una prueba de incremento de presin. El dao a la formacin modifica laeficiencia de flujo, y por tanto, el comportamiento de afluencia al pozo (Strubhar y Cols,1972).

La eficiencia de flujo (EF), depende de la variacin de las condiciones naturales de laformacin. Cualquier cambio en ellas alterar la distribucin de presiones yconsecuentemente el gasto de produccin. Cuando no varan las condiciones naturales dela formacin, sta puede explotarse en agujero descubierto y con todo el intervalo expuestoal flujo. Esto no es comn; sin embargo, en la prctica, bajo ciertas condiciones determinacin, se ha observado que un pozo produce como si estuviera en condiciones de

flujo ideal, es decir, con EF = 1.0, si estuviera en agujero descubierto y sin dao (Vogel,1968).

Por su parte, Standing (1970)establece el concepto de eficiencia de flujo considerando queexiste dao a la formacin (este concepto se estudiara en el captulo III de este trabajo), esdecir, EF 1.0. Con base en la Figura 1.9 Standing (1970)defini la eficiencia de flujo dela siguiente manera:

(1.4)

Donde; Pwf Pwf Ps (1.5)

Sustituyendo la ecuacin 1.5 en 1.4 tenemos:

(1.6)


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Captulo 1 14

Siendo esta la relacin de la cada de presin normal a travs del sistema, a la cada depresin total.

Fig.1.9Perfildepresinparapozosdaados(empujeporgasdisuelto)(4).

Como se puede observar en la Fig.1.9, un pozo sin dao fluir a un gasto q para unapresin de fondo fluyendo Pwf, mientras que para un pozo con dao, ste deber fluir a

una presin menor, es decir, Pwf con el objeto de producir el mismo gasto q.1.6 Comportamiento de pozos de aceite saturado

Cuando existe flujo de dos fases en el yacimiento la relacin de la Ec. 1.1 no se cumple,pues el valor de la pendiente cambia continuamente en funcin del abatimiento en lapresin, Fig.1.10.

Esto se justifica al entender que: si Pwf < Pb, el abatimiento continuo de la presinpermite la liberacin de gas. Como consecuencia, la permeabilidad relativa al gas (krg) seincrementa por encima de la permeabilidad relativa al aceite (kro), el IP (que es funcin de

ko) disminuye y la relacin gas- aceite instantnea (R) aumenta. El efecto resultante deesta serie de fenmenos es un comportamiento de afluencia (IPR) no lineal.


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Captulo 1 15

Fig.1.10VariacindelIPparayacimientossaturados(4).

De lo anterior se concluye que el IP para cualquier gasto de produccin, siempre que PwfPb por lo que todo el gasestar disuelto en el aceite a las condiciones de presin y temperatura delyacimiento. En este grupo se puede ubicar a los aceites.

De aceite, gas disuelto y gas libre (casquete). Cuando Pi


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Captulo 2 35

2.9.5 De acuerdo con el tipo de empuje predominante

Por expansin de los fluidos y la roca.

Por expansin del gas disuelto liberado.

Por expansin del gas.

Por segregacin gravitacional.

Por empuje hidrulico.

Por empujes combinados.

Por empujes artificiales.

2.9.6 De acuerdo con los diagramas de fase

Considerando que en una adecuada clasificacin de los yacimientos se deben tomar encuenta la composicin de la mezcla de hidrocarburos, la temperatura y la presin, se hautilizado diagramas de fase para hacer una clasificacin mas tcnica de dichos yacimientos.En la fig.2.8 se presenta uno de estos diagramas, para una determinada mezcla de unyacimiento.

Fig.2.8DiagramadeFases(6).


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Captulo 2 36

El rea encerrada por las curvas de los puntos de burbujeo y de los puntos de roco es laregin de combinaciones de presin y temperatura en la cual existen dos fases (liquida ygaseosa) en equilibrio.

Las curvas dentro de la regin de dos fases muestran el porcentaje de lquido en el volumen

total de hidrocarburos, para cualquier presin y temperatura.

Inicialmente toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases, quedepende solo de la composicin de la mezcla. Los yacimientos de hidrocarburos seencuentran inicialmente ya sea en estado monofsico (A, B y C) o en estado bifsico (D),de acuerdo con la posicin de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fase.

Cuando la presin y temperatura iniciales de un yacimiento quedan fuera de la regin dedos fases, este puede comportarse como un yacimiento:

1. De gas (A), donde su temperatura es mayor que la cricondenterma (temperatura

mxima a la cual pueden existir dos fases en equilibrio).2. De gas y condensado, que presenta condensacin retrograda (yacimientos de

punto de roco), (B), donde su temperatura se encuentra entre la temperaturacritica y la cricondenterma.

3. De aceite bajo-saturado (de punto de burbujeo), (C), donde su temperatura estpor debajo de la temperatura critica.

Cuando la presin y la temperatura iniciales del yacimiento quedan dentro de la regin dedos fases, este puede comportarse como un yacimiento:

1.

De aceite saturado, donde, existe una zona de aceite con un casquete de gas.2. De aceite saturado sin estar asociado a un casquete de gas, esto es; cuando la

presin inicial es igual a la presin de saturacin o de burbujeo. La presin ytemperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la curvade burbujeo (E).

2.10 Areniscas

Las areniscas son sedimentos detrticos que contienen abundantes granos de arena y limogrueso. Se forman como resultado de los procesos de sedimentacin, en los que fragmentos

minerales de distintos tamaos y formas acomodndose gradualmente unos con otros y secomprimen con el peso de los estratos sobrepuestos. Los granos de arena se depositan bajoel agua, generalmente de manera que las caras tabulares de los granos adquieren la mismaorientacin, ponindolas en yuxtaposicin estrecha que produce un paralelismo biendefinido en los planos de las capas. Los granos pequeos se depositan en los intersticiosentre granos ms grandes, y en esa forma se obtiene una condicin que se acerca a ladensidad mxima y a la porosidad mnima posible en una arena no consolidada.


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Captulo 2 37

Fig.2.9Mecanismosdeformacinytransportedelossedimentossiliciclsticosydelossedimentosaloqumicos(7).

Las areniscas varan, de limpias, a aquellas en las que la arena est mezclada con abundantelimo fino y arcilla. Los minerales antignicos pueden contenerlos como cementoprecipitado, pero las areniscas son clasificadas nicamente por sus componentes detrticos.La presencia de una cantidad notable de cemento puede quedar indicada por un adjetivo

adecuado y entre los cementos, los ms comunes son el calcreo y el silceo.

En todo el mundo las areniscas constituyen las rocas ms importantes. Localmente puedenser sobrepasadas en el volumen de petrleo producido por las rocas de carbonatos, pero engran nmero de distritos petrolferos las calizas y dolomas estn enteramente ausentes dela seccin estratigrfica. Las areniscas poseen las propiedades de porosidad ypermeabilidad con una mayor y ms consistente extensin que cualquier otra de las rocascomunes. Las areniscas poseen las propiedades de porosidad y permeabilidad con unamayor y ms consistente extensin que cualquier otra de las rocas comunes. Adems,pueden tener gran potencial, en algunos puntos de varios cientos de metros, las areniscas

pueden tener o no gran continuidad lateral.


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Captulo 2 38

Fig.2.10Clasificacinderocasterrgenasbasadaenlostamaosdelosclastos(8).

De acuerdo con el grado de clasificacin se definen dos tipos de areniscas. Uno es una rocade arena pura o casi pura, que para fines prcticos llamaremos arenita. Esta relativamentebien clasificada y contiene un poco, si no es que nada, de arcilla.

Fig.2.11Clasificacindelasrocassedimentariasdetrticas(7).


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Captulo 2 39

Las areniscas del segundo tipo son impuras; son mezclas de materiales detrticos sinclasificar o probablemente clasificados y su principal caracterstica es una matriz en la queabundan la arcilla y el limo fino. Las areniscas impuras se agrupan bajo el nombre generalde wacka. Muchas de estas areniscas, por carecer de clasificacin y por la angulosidad desus granos, parecen una microbrecha, que es un nombre descriptivo apropiado.

A los dos tipos de areniscas mencionados, se les atribuye un gran significado gentico. Laarenita es selectiva y lentamente acumulada y bien lavada por corrientes, que adems ladejan bien limpia, mientras que la wacka es un sedimento materialmente vaciado a lacuenca de depsito a un ritmo tan rpido que no se ofrece oportunidad de que haya unaseleccin apreciable o que, despus de la depositacin, se efectu un retrabajo por lascorrientes. En realidad puede haber todas las gradaciones entre la wacka, con un mnimo declasificacin y la arenita, con el mximo de clasificacin, pero para los propsitos de laclasificacin y la nomenclatura, puede hacerse una distincin arbitraria entre las dos clases.

Fig.2.12Escalaparalosdiferentestamaosdelosgranos(8).

Las wackas aqu se definen como aquellas que contienen ms de 10% de matriz argilcea;todas las areniscas con menos de 10% de matriz son clasificadas como arenitas. El terminoarenisca argilcea puede aplicarse vagamente a areniscas impuras que contienen unacantidad indefinida de limo fino y arcilla.


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Captulo 2 40

Una subdivisin ms amplia de las areniscas se basa en el contenido relativo de losconstituyentes estables e inestables. Algunas areniscas contienen los ms estables,principalmente cuarzo, cuarcita y pedernal, junto con unos cuantos minerales accesorioscomo moscovita, circn, rutilo y turmalina. Las rocas de esta clase, que efectivamenteresisten los cambios mineralgicos subsiguientes, se consideran entre los productos finales

de la sedimentacin y muchos son el resultado de ms de un ciclo de erosin ydepositacin. En contraste estn las areniscas que contienen muchos componentesinestables, de los cuales, los ms comunes son los feldespatos, unos cuantos silicatosferromagnesianos, como hornblenda y piroxenos y varios fragmentos de rocas de granofino.

Los supervivientes de estos constituyentes inestables, resultan de la rpida erosin ydepositacin, que es de esperarse en regiones de actividad tectnica y relieve accidentado ytambin favorecidos por condiciones climticas que fomentan ms bien el rompimientomecnico que el pudrimiento qumico de las rocas paternas.

Una clasificacin bsica de las areniscas, por lo tanto, consiste de los siguientes cuatro tiposprincipales.

2.10.1 Areniscas impuras o wacka

Depsitos sin clasificacin o pobremente clasificados que contienen una matriz arcillosanotable.

Aquellas que contienen abundantes constituyentes inestables (por ejemplo,

wackas y grauwackas lticas, arcsicas y feldespticas y arcosa pobrementeclasificada). Aquellas que consisten principalmente de constituyentes estables (por

ejemplo, wacka y grauwaka ambas de cuarzo; mezclas de cuarzo y caoln,como arcillas refractarias arenosas).

2.10.2 Areniscas puras o arenitas

Depsitos bien a moderadamente clasificados, que contienen escasa o ninguna matrizarcillosa.

Aquellas que contienen abundantes constituyentes inestables (Por ejemplo,arenitas lticas, arcsicas y feldespticas y arcosas bien clasificadas).

Aquellas que consisten principalmente de constituyentes estables (porejemplo, arenita curcica).


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Captulo 2 41

El orden en que estn situadas las areniscas es tal, que los tipos que ms se aproximan alsedimento inicial, en el rea de suministro, estn colocados primero y los que se aproximanal producto final, una arenita bien clasificada que consiste de granos estables, estncolocados al ltimo. Esta clasificacin general tiene una aplicacin universal para las rocasarenosas, pues las propiedades sobre las cuales est basada, como la clasificacin y el

contenido de granos estables e inestables, estn determinados principalmente por procesossedimentarios que estn actuando en cualquier parte. Los factores locales, como diferenciasen las rocas paternas, las cuales comnmente son fortuitas, son de la menor importancia eneste esquema bsico. Sin embargo, hay muchas diferentes clases de wacka y arenita,determinadas principalmente por la roca original y definidas por sus constituyentesdetrticos particulares, de los cuales, los ms comunes han sido incluidos en la clasificacinanterior.

Cuatro principales componentes detrticos ocurren en las rocas arenosas:

1.

Cuarzo, cuarcita y pedernal que constituyen los granos estables ms abundantes.2.

Feldespatos, los minerales inestables ms abundantes.3. Fragmentos de rocas de grano fino, relativamente inestables, que incluyen rocas

volcnicas, rocas verdes, esquistos, filitas, pizarras, lutitas, argilitas, areniscas degrano fino y ocasionalmente calizas.

4. Material argilceo que consiste principalmente de arcilla, pero generalmente incluyetambin algo de limo fino.

2.10.3 Propiedades litolgicas de las areniscas

Los grandes minerales individuales de los que estn compuestas las areniscas ocurren enuna variedad infinita de formas y en toda clase de tamaos, desde las partculas de polvoms pequeas hasta rocas gruesas. Son fragmentos cristalinos de los minerales comunesque forman las rocas que han sido lo suficientemente duras para resistir la abrasin ydesintegracin durante su transporte por agua fluyente desde su origen hasta el rea deasentamiento, que esta, tal vez, a muchos kilmetros de distancia. Su forma y textura delmineral del cual esta compuestos y la cantidad de desgaste que han sufrido. Algunosminerales, tales como las micas, producen formaciones delgadas tabulares y presentan caraslisas pero bordes speros desiguales: otros como la calcita, tienden a volverse angulares conbordes bien definidos y ngulos entrantes; mientras que aun otros, como el cuarzo y elfeldespato, son macizos y tienen superficies lisas y algunas veces altamente pulidas. Losgranos de arena son, por lo general, de forma angular cuando recin formados, pero losbordes y esquinas se redondean durante su traslado. Se describen entonces como sub-angulares o redondeados, dependiendo del avance al que el desgaste haya modificado lasformas originales.


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Captulo 2 42

2.10.4 Porosidad de las arenas y areniscas

Al referirse a la porosidad de una arena o arenisca en el sentido cuantitativo, se hacegeneralmente referencia al porcentaje que el volumen del espacio poroso tiene del volumentotal. Este varia dentro de muy amplios limites, desde un mximo de 40% a cero. Sin

embargo, los valores en exceso de 30% son poco comunes, y la mayora de las arenaspetrolferas productivas tienen porcentajes de porosidad que varan entre 10 y 25%. Auncuando el lmite inferior de porosidad puede acercarse a cero y los valores de manos de10% no son poco comunes en las areniscas bien consolidadas, esas rocas pocas veces son lafuente de una produccin comercial de aceite, aun cuando puedan estar completamentesaturadas de petrleo.

Se debe hacer una distincin entre porosidad absoluta o espacio total disponible paraalmacenamiento de fluidos, y la porosidad efectiva, que es un trmino que se aplica a laporcin del espacio poroso que es continuo y cede a las influencias de drenaje. Con

frecuencia una parte del espacio poroso est aislado por compresin y deposito secundariode material cementante, de modo que los fluidos aprisionados no pueden escapar sin unadesintegracin real de la roca, es por eso la importancia de tener bien claros las definicionesde porosidad antes citadas, ya que la porosidad debido a los efectos de depositacin se veafectada al pasar de sedimentos a roca.

Fig.2.13Valoresdeporosidadensedimentosyrocas(7).


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Captulo 2 43

2.10.5 Aspectos fundamentales en areniscas

La naturaleza generalmente silcea de las areniscas como roca almacn las hace

menos susceptibles a las alteraciones diagenticas reductoras de la porosidad ypermeabilidad, por lo que tales rocas son bastante consistentes en dichas

propiedades, tanto lateral como verticalmente.

Debido a los procesos sedimentarios que intervienen en su formacin, las partculaso granos detrticos que las constituyen tienden a adoptar formas ms bien esfricasa sub-esfricas por efecto del transporte prolongado, lo que se traduce en unageometra porosa de alta calidad para la extraccin de los fluidos que contengan(especialmente hidrocarburos).

En el transporte prolongado tambin se traduce en otras caractersticas, tales comopredominancia de minerales estables y graduacin en la granulometra delsedimento (la mayor parte de las areniscas almacenadoras tienen dimetros de grano

entre 0.05 y 0.25mm), formando estratos en general bien definidos. Finalmente; las areniscas de tipo almacenador tienden a formar cuerpos en forma

lenticular, ms que en forma de capas muy extensas (excepto las depositadas encondiciones marinas transgresivas), y a acumularse en ambientes de alta energa.

El porcentaje de porosidad primaria en los sedimentos es comnmente de 25-40%

El porcentaje de porosidad final en las rocas, comnmente, la mitad o ms de lamitad de la porosidad inicial 15-30%

El tipo de porosidad primaria, es casi exclusivamente interpartcula.

Tipo de porosidad final, es casi exclusivamente interpartcula

El tamao de los poros y de los canales de interconexin estn muy ligados al

tamao y clasificacin de las partculas sedimentarias.

La forma de los poros muestra una fuerte dependencia de la forma de las partculasen general es un negativo de la forma de las partculas.

La uniformidad de la forma tamao y distribucin, es comnmente muy uniformedentro de un cuerpo homogneo.

La influencia de la diagnenesis es mnima, normalmente reducciones mnimas dela porosidad primaria por compactacin y cementacin.

La utilidad de los anlisis de ncleos para la evaluacin del yacimiento, los taponesde 2.5 cm de dimetro normalmente son adecuados para evaluar la porosidad.

Interrelaciones porosidad-permeabilidad, relativamente consistentes comnmente sondependientes del tamao y clasificacin de las partculas.


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Captulo 3 44

CAPTULO 3

DAO A LA FORMACIN EN ARENAS

3.1Definicin de dao

El dao es la alteracin, natural o inducida, de las propiedades petrofsicas de la roca deformacin que caracterizan el flujo de fluidos a travs de la misma.

3.2Dao a la formacin y pseudodaos

Como ya se mencion en condiciones normales de los pozos, sobre todo cuando se

terminan, la zona de la formacin vecina a la pared del pozo se encuentra daada debido ala perforacin misma, a la cementacin de tuberas y al conjunto de operaciones requeridaspara poner el pozo a producir. Es por ello que a continuacin se va a realizar un anlisis delas causas de la cada de presin que se tiene al llevar los fluidos desde el yacimiento alfondo del pozo. Esta cada de presin, , controla en gran medida el caudal de entrada defluidos al pozo. El anlisis de esta parte del sistema de produccin consiste en considerar,como se muestra en la Fig.3.1. El flujo de fluidos desde el radio de drene del pozo, pasandoa travs de la zona virgen de la formacin y de la zona vecina al pozo, generalmentealterada, y de aqu al intervalo perforado a travs de los tneles de los disparos.

(3.1) Donde

Pfm= Cada de presin requerida para mover los fluidos a travs de la formacin en lazona no alterada.

Pfd = Cada de presin requerida para mover los fluidos a travs de la zona alterada.

Pt= Cada de presin causada por la turbulencia del fluido al entrar al pozo.Ppc= Cada de presin asociada con la penetracin parcial de la zona productora y el

efecto de inclinacin relativa de la formacin con el eje del pozo.

Pperf= Cada de presin asociada con las perforaciones (penetracin y densidad).

Ptp = Cada de presin asociada con el flujo de fluidos a travs de los tneles de lasperforaciones.


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Captulo 3 45

Fig.3.1Diagramadeunsistematpicodeflujodeunpozo(8).

Para determinar la cada de presin Pr, se requiere registrar la presin del fondo del pozo ysu variacin con el tiempo, lo cual se hace con un registrador adecuado. El anlisis de lavariacin de presin de pruebas de incremento o decremento, conduce a determinar unapresin de fondo fluyendo real, Pwfreal. Si se considerara una terminacin en agujerodescubierto y la inexistencia de alteracin alguna en la vecindad del pozo, el valor de lapresin de fondo fluyendo sera diferente y se podra indicar como Pwfideal.

En esas condiciones y como se muestra en la fig.3.2 se define una diferencia de presinentre Pwfidealy la Pwfreal.

(3.2)


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Captulo 3 46

Fig.3.2CondicionesesquemticasdelflujoDarcyenunyacimientoradialcircular(8).

Van Everdingen y Hurst, relacionaron esta diferencia de presin en rgimen permanentecon el llamado Efecto Skin, S, donde;

2 3.3Esta ecuacin en unidades de campo ser:

141.2

Donde

Bo = Factor de volumen del aceite.

La Ps se debe a las cadas de presin adicionales causadas por los efectos de: la zona

alterada de la formacin (Pfd), la turbulencia al llegar los fluidos a los disparos (Pt), laterminacin relativa del intervalo disparado con la zona productora (Pc) y a la restriccinal flujo por el patrn y penetracin de las perforaciones (Pperf) y por las restricciones enlos tneles de las mismas (Ptp), es decir

P P P P P P (3.4)


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Captulo 3 47

En consecuencia se le puede asociar a cada perdida de presin un factor de pseudodao, porlo que el Efecto Skin, S, est compuesto por los pseudofactores:

(3.5)

Donde:Sfd = Factor de dao real de la formacin.

St = Pseudofactor de dao por turbulencia.

Spc = Pseudofactor de dao por terminacin.

Sperf = Pseudofactor de dao por las perforaciones.

Stp = Pseudofactor de dao por los tneles de las perforaciones.

Dado que las pruebas de presin permiten obtener el efecto Skin o factor de dao total S,este valor estar influenciado por el factor de dao verdadero a la formacin y los otrospseudofactores, algunos de los cuales pueden tomar valores negativos, positivos o sernulos. Obviamente la estimulacin de pozos solo concierne con el factor de daoverdadero, Sfd y el pseudofactor por restricciones en los tneles de los disparos, por lo quees de extrema importancia cuantificar los componentes del efecto Skin y as estimar elefecto de una estimulacin dirigida a la remocin del dao verdadero de la formacin en lavecindad del pozo y la eliminacin de la restriccin en los tneles de las perforaciones.

Considerando el sistema tpico de flujo de un pozo dado en la fig.3.1, y suponiendo que el

pozo se encuentra terminado en agujero abierto y que los pseudofactores de dao son nulos,se tendra un factor de dao S debido exclusivamente al dao verdadero, por efecto de unazona alrededor del pozo con una permeabilidad kx, diferente a la de la zona virgen de laformacin, k.

En estas condiciones considerando el flujo a travs de la zona alterada de radio rxy presinPx, se tiene:

a)

Si kx = k

(3.6)

b) Si kx < > k

(3.7)


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Captulo 3 48

Combinando las ecuaciones 3.6 y 3.7 con las ecuaciones 3.2 y 3.3, se demuestra que:

1 (3.8)

De aqu se puede observar lo siguiente:

a) Si kx< k, S > 0, el pozo est daado.b) Si kx =k, S = 0, el pozo no tiene dao.c) Si kx= k, S < 0. El pozo fue estimulado.

TablaIII.1ValorestpicosdeSysusignificanciarelativa

CONDICIN DEL POZO VALOR DEL DAO VERDADERO A

LA FORMACIN S

Altamente daado 10Daado 0Sin Dao 0Estimulado 1 3Fracturado 2 4Masivamente Fracturado 5

3.3Mecanismos de dao

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

(3.9)En la ecuacin anterior se puede apreciar que bsicamente la disminucin de produccin espor la reduccin de la permeabilidad a los fluidos o el aumento en la viscosidad de estos.

Como se menciono anteriormente la permeabilidad, k, se refiere a una permeabilidadequivalente efectiva a los fluidos del yacimiento. Esta depende de la heterogeneidad de laformacin, de la permeabilidad absoluta de la misma y de la permeabilidad efectiva a los

fluidos.

En un sistema de flujo radial, como se observo anteriormente, cualquier reduccin en lapermeabilidad alrededor de la pared del pozo resulta en una considerable baja en laproductividad (o inyectividad).

En una situacin de flujo lineal, como es el caso de una fractura inducida, un dao en lacara de la fractura es menos grave debido a la gran rea de flujo; esto no implica que un


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Captulo 3 49

obturamiento severo de la pared de la fractura o de la misma fractura implique unaconsiderable prdida de productividad o inyectividad.

Los mecanismos que gobiernan el dao a una formacin, son:

a) Reduccin de la permeabilidad absoluta de la formacin, originada por unobturamiento de los espacios vacios interconectados o fisuras de la roca, presenciade finos y arcillas de la propia formacin, slidos de los fluidos de perforacin oterminacin, incrustaciones de depsitos orgnicos (asfltenos o parafinas), entreotros.

b) Reduccin de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formacin, resultado deuna alteracin de las saturaciones de fluidos o de un cambio de mojabilidades de laroca.

c)

Aumento de viscosidad de los fluidos del yacimiento propiciado por la formacin deemulsiones o alteracin de los fluidos del yacimiento

3.4Reduccin en la permeabilidad absoluta de la formacin

Una roca reduce o pierde su permeabilidad absoluta cuando existe una disminucin delespacio vaco libre al flujo de fluidos. Esto puede presentarse nicamente por partculassolidas depositadas en tales espacios o al aumento del volumen del material solido quecompone la roca. Dependiendo de su tamao, las partculas solidas pueden invadir losconductos porosos quedndose atrapadas en los poros, en sus interconexiones o en fisurasnaturales o inducidas. Estas partculas solidas pueden provenir de los fluidos de control, delas lechadas de cemento, de los recortes de la barrena, o estar presentes en la propia

formacin. Tambin los slidos pueden crearse por precipitaciones secundarias, reaccionesde los propios fluidos de la formacin, o incompatibilidad de los fluidos extraos con losminerales que constituyen la roca o con sus fluidos. Adems, tambin puede ocasionarsereduccin del espacio vaco de los conductos porosos, por el aumento de volumen de losminerales contenidos en la propia formacin, como es el caso del hinchamiento de arcillas.

Independientemente de cmo se cause la reduccin del espacio vaco, esta afectaconsiderablemente la permeabilidad de la roca. Para tener una idea de este fenmeno,considrese el empaque de capilares mostrado den la fig.3.3, con radios rc y longitud L.Como se aprecia en la figura, igualando las leyes de Poiseville y Darcy, se tiene:

(3.10)


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Fig.3.3Modelodemedioporosocontuboscapilares(8).

Cualquier solido presente en los conductos porosos a un aumento de volumen de losminerales de la roca, propiciara una disminucin drstica tanto de la porosidad como delradio medio de los conductos, en consecuencia un decremento de la permeabilidad absolutade la roca.

3.5 Reduccin de la permeabilidad relativa

Esta reduccin puede ser ocasionada por el incremento de la saturacin de agua cerca de lapared del pozo, como resultado de una alta invasin de filtrado o simplemente por laconificacin del agua de formacin.

La reduccin en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, y consecuentemente de labaja productividad del pozo, depende del incremento en la saturacin de agua y del radio deinvasin. Si el filtrado contiene surfactantes usados en los fluidos de perforacin,cementacin, terminacin o reparacin, se puede cambiar la mojabilidad de la roca, y comoresultado se reduce la permeabilidad relativa al aceite. La geometra de los poros, asociada

con el rea superficial, afecta a los cambios de permeabilidad relativa; al disminuir elvolumen de los poros con las partculas transportadas dentro del yacimiento, se aumenta surea superficial, por lo tanto las posibilidades de aumentar la permeabilidad relativa alagua, aumentan con el incremento de la saturacin de agua, dejando menor espaciodisponible para el flujo de aceite. En pruebas de laboratorio, se ha experimentado y se haencontrado que cuando aumenta el rea superficial es ms difcil de reducir la saturacin deagua.


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En lo general en forma natural, las rocas se encuentran mojadas por agua, un cambio enesta condicin natural puede resultar de la accin de agentes activos de superficie llevadospor los fluidos de perforacin, cementacin, terminacin, reparacin, limpieza yestimulacin. Una reduccin en la permeabilidad relativa del aceite puede ser del orden del60% en un medio mojado por aceite; mayores porcentajes de reduccin de han encontrado

en rocas de ms baja permeabilidad.

3.6Alteracin de la viscosidad de los fluidos

Este fenmeno puede ocurrir debido a incompatibilidad de los fluidos que invaden la rocacon los fluidos de formacin pudindose crear emulsiones estables. La reduccin deproductividad depender de la viscosidad de la emulsin y del radio del rea afectada. Lasemulsiones de agua en aceite son ms viscosas que las emulsiones de aceite en agua. Lasemulsiones se forman cuando el filtrado inyectado hacia la formacin se mezcla con losfluidos contenidos en sta. Los surfactantes en unin con slidos finos (tales como las

arcillas de formacin o del fluido de perforacin o partculas solidas de hidrocarburos),tienen la tendencia a estabilizar estas emulsiones. Tambin la mojabilidad del yacimiento yla de las partculas transportadas son factores importantes para la estabilidad de laemulsin, y de estas tambin depende la fase continua de dichas emulsiones. Los finosmojados por agua reducen la tendencia a la estabilidad de la emulsin.

Las formaciones mojadas por aceite, tienden a formar emulsiones ms estables y deviscosidades ms altas que las mojadas por agua.

Adicionalmente cuando los hidrocarburos son producidos, los cambios de presin y

temperatura al dirigirse estos al pozo pueden ocasionar cambios en su constitucin porprdida de ligeros o precipitacin de material parafnico o asfaltico. Esto promover unamayor viscosidad de los fluidos adems de la propensin a formar emulsiones y verdaderosdepsitos semislidos alrededor de la pared del pozo.

3.7Origen del dao a la formacin

Estudios de laboratorio y de campo indican que la mayor parte de las operaciones que serealizan para poner a producir un pozo petrolero, originan una fuente potencial de dao a laproductividad del pozo. El dao a la formacin puede ser causado por procesos simples o

complejos, presentndose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo.

El proceso dinmico de la perforacin constituye el primero y ms importante origen deldao, el cual puede verse agravado durante la cementacin de tuberas de revestimiento, enlas operaciones de terminacin o reparacin de los pozos, e inclusive por las operacionesmismas de estimulacin. En estas intervenciones a los pozos la fuente del dao la propiciael contacto e invasin de materiales extraos en la formacin.


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Durante el proceso natural de produccin de los pozos, puede originarse tambin el dao, alalterarse las caractersticas originales de los fluidos del yacimiento o las de los mineralesque constituyen la roca.

La investigacin y el diagnostico de las causas especificas que producen el dao, son

bsicas para prevenirlo o para removerlo. La remocin del dao ocurrido en una formacinresulta en lo general difcil y costosa, por lo que su prevencin o por lo menos suminimizacin debe ser el enfoque principal con el que se planee cualquier operacin en unpozo.

3.8Operaciones durante las cuales se produce el dao

3.8.1Perforacin

Desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total

del pozo, esta zona est expuesta a lodos de perforacin y operaciones diversas, queafectaran fuertemente la capacidad de produccin del pozo.

Cuando se perfora a travs de la zona productora, la calidad del fluido de control y lapresin diferencial ejercida contra la formacin son crticas.

El dao y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interaccin del filtrado delodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasin de slidos tanto delpropio fluido de perforacin como de los recortes de la barrena. El lodo de perforacincontiene entre otros materiales arcillas, agentes densificantes y aditivos qumicos, todosellos potencialmente dainos. La invasin de estos materiales depende de la efectividad del

control de prdida del filtrado y del tamao relativo de los slidos y los poros de laformacin. Esta invasin puede variar de pocas pulgadas a varios pies.

Adicionalmente la accin escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar losporos o fisuras presentes en la pared del pozo.

3.8.2Cementacin

Durante la cementacin de la tubera de revestimiento, al bajar esta puede causarse unapresin diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y

aumentando las posibilidades de prdida de fluidos. Las lechadas de cemento tambinproducen un alto filtrado y los propios slidos pueden invadir la formacin. Los fluidoslavadores y espaciadores, y otros productos qumicos contenidos en la propia lechada decemento, utilizados normalmente durante la cementacin, pueden ser fuertes potenciales dedao a la formacin. Los filtrados de lechadas con pH elevado, son particularmente dainosen formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de laformacin de alta concentracin de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales.


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3.8.3Terminacin

Durante la terminacin del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son: control,cementaciones forzadas, limpieza del pozo, asentamiento del aparejo de produccin,perforacin del intervalo a explotar e induccin del pozo a produccin.

El control del pozo y la cementacin forzada de fluidos y slidos. Si el asentamiento delaparejo de produccin se lleva a cabo despus de haber sido perforado el intervalo deinters, pueden ocurrir perdidas del fluido de control, agravndose si este fluido contieneslidos.

Durante la perforacin del intervalo debe procurarse en general un fluido de control limpio(libre de slidos), y una presin diferencial a favor de la formacin. Aun con estasprecauciones, los tneles de las perforaciones quedan empacados con detritos de las propiascargas explosivas, de la tubera de revestimiento del cemento y la propia formacin.

Adicionalmente, la zona de la roca alrededor de los tneles de las perforaciones escompacta y esencialmente adquiere una permeabilidad nula. Por ambas razones lasperforaciones pueden ser completamente bloqueadas.

Durante la limpieza e induccin del pozo pueden perderse fluidos y slidos que invaden laformacin ocasionando tambin su dao. En terminaciones especiales para el control dearena pueden quedar daados por colocacin deficiente, dejando espacios vacios entre laformacin y el cedazo, contaminacin de la grava por incompleta limpieza antes de sucolocacin o mal diseo de granulometra de la grava o de la apertura del cedazo.

3.8.4Estimulacin

La estimulacin de pozos debe ser cuidadosamente diseada para evitar que los fluidos detratamiento inyectados contra formacin, puedan dejar residuos por precipitacionessecundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formacin. Obviamente estos efectoscausaran daos difciles de remover y en ocasiones permanentes. Los fluidos cidos deestimulacin son de las fuentes de mayor potencialidad de daos. Una seleccininapropiada del fluido de estimulacin, o el no tomar en cuenta las condiciones de los pozosen los que se realiza una estimulacin, puede llevar a daos severos y en ocasionespermanentes. Al inyectar un acido, los productos de corrosin de las tuberas son disueltos

y llevados a la formacin. Al gastarse el acido, estos productos compuestos de fierro,vuelven a precipitarse en la roca. Asimismo los fluidos de estimulacin llevan productosqumicos (cidos, surfactantes, etc.), que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crearemulsiones, reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asfalticos,desconsolidar la roca, causar precipitaciones indeseables, etctera.


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3.8.5Limpieza

Normalmente se usan solventes y productos qumicos para remover materiales diversos(parafinas, asfltenos, etc.). Estos fluidos son circulados y entran en contacto con la zonaproductora pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daos por

incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si losresiduos de esta operacin circulan hacia el fondo y logran penetrar la formacin, estambin factible su taponamiento.

3.8.6Reparacin de pozos

El dao durante estas operaciones es originado por las mismas causas que intervienen alterminar los pozos. El exceso de presin diferencial contra las zonas productoras puedeocasionar perdidas de circulacin; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimientoproducir dao, etctera.

3.8.7Produccin

Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por slidos (arcillas y otrosfinos) que emigran de la formacin al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo; enformaciones de arenas poco consolidadas este problema es mayor. Si el yacimiento estadepresionado, ser mucho ms fcil daar la formacin con estos slidos.

Durante la produccin de un pozo pueden originarse cambios en la estabilidad de losfluidos producidos, pudindose propiciar precipitaciones orgnicas (asfltenos y/o

parafinas) o inorgnicas (sales) trayendo como consecuencia obturamiento del espacioporoso y el dao a la formacin. Asimismo en pozos de gas pueden ocurrir fenmenos decondensacin retrograda que ocasionan bloqueos de lquidos en la vecindad del pozo.

En ocasiones es necesario usar productos qumicos para inhibir precipitaciones o corrosin,su efecto puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca en forma desfavorable.

3.8.8Inyeccin de agua

Generalmente se ocasiona dao en estos casos cuando el agua no est tratada

apropiadamente, pudiendo contener slidos por uso inadecuado de los filtros, por elcontenido de sales no compatibles con el agua de formacin, por incompatibilidad con lasarcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyeccin de polmeros, etctera.


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3.8.9Inyeccin de gas

El gas generalmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar alintervalo abierto, esto ocasiona un efecto de corrosin u otros slidos que taponarn losporos del yacimiento. Asimismo el gas inyectado puede acarrear productos qumicos,

residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo lo cual reduce lapermeabilidad al gas y su inyectividad.

3.9 Tipos de dao

3.9.1Daos por invasin de fluidos

La principal fuente de dao a la formacin es el contacto de esta con fluidos extraos, losfluidos ms comunes son: el fluido de perforacin, los de cementacin, el fluido determinacin o reparacin as como tambin los fluidos de limpieza y estimulacin.

El radio de invasin de un fluido en la formacin, depende del volumen perdido, de laporosidad y permeabilidad de la formacin y de su interaccin con los fluidos contenidosen la formacin o con los componentes mineralgicos de la roca. En ausencia de estos dosltimos efectos, un mismo volumen de fluido perdido tendr mayor penetracin en laformacin en zonas de baja porosidad que en las zonas de alta porosidad. La penetracin defluidos extraos a la formacin comnmente es de 2 pies, aun cuando en algunos casospuede llegar hasta 10 pies o ms. La severidad del dao que ocurre por la invasin defluidos depende de la composicin y sensibilidad de la formacin a los mismos.

La fuente principal de dao a la formacin por invasin de fluidos es la propia perforacindel pozo.

Ácidos de Reacción Lenta y Mayor Penetración Para La Estimulación Matricial Reactiva en...

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