Diagnostico de Tratamientos para mejorar la Productividad de los Pozos.

Dao de formacin

Es toda restriccin al paso de fiujo de fluidos en el medio poroso, este efecto puede ser producido por causas de diferente naturaleza afectando de esta manera la productividad del pozo.

ocasionado por la disminucin de permeabilidad de la formacin.

Se define el dao a la formacin como cualquier restriccin al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reduccin de la permeabilidad en la vecindad del pozo, por la produccin de fluidos o por la introduccin de fluidos durante las operaciones de perforacin, terminacin y/o rehabilitacin del pozo, y que puede ser eliminada mediante tratamiento qumico (cidos, surfactantes u otros), permitiendo al pozo recuperar la mayor parte de su capacidad original de produccin.

El dao de formacin es definido como una reduccin en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la regin cercana al pozo

Carateristicas del dao de formacin

El dao de formacin, es la reduccin en la permeabilidd de una zona productora en la vecindad del pozo. El termino efecto de piel (Skin) tambin se usa en este mismo sentido para detonar una superficie o cilindro de permeabilidad reducida alrededor del pozo.

El dao puede ocurri durante las operaciones de perforacin., terminacin o produccin y puede sel el resultado de hinchamiento de partculas arcilosas en arenas limosas, invasin de partculas de lodo de perforacin, presipitacion qumica, formacin de emulsiones, desarrollo bacterial, aumento de agua innata y depsitos de prafinas o asfaltenos.

El factor S representa la sumatoria de todos los efectos que representan cadas adicionales de presin en el sistema de produccin yacimiento/pozo. El efecto Skin es una variable adimensional y compuesta.

Dao de formacin en pozos verticales

Efecto del Factor de Dao en la Productividad de Pozos Verticales

En la vecindad del hoyo los fluidos fluyen desde el yacimiento hacia el pozo a travs de un rea transversal en forma de cilindro, la cual disminuye a medida que se acerca al mismo. Si se considera un caudal constante, la velocidad del fluido se incrementa al reducir el rea de flujo, generando un incremento de la friccin. Adicionalmente, las restricciones mecnicas existentes elevan la cada de presin en la cara de la arena reduciendo la capacidad productora. La ecuacin II.62 representa la cada de presin adicional originada por la restriccin al flujo de fluidos en las cercanas del pozo.

El impacto del dao en pozos verticales completados a hoyo desnudo fue tratado por primera vez por Muskat (1937) [3] quien propuso un modelo para representar la zona daada como un cilindro concntrico alrededor del pozo caracterizado por una permeabilidad y radio uniforme, tal y como se muestra en la Figura II.13.

Trasladando el modelo de permeabilidad alterada en las cercanas del hoyo a una expresin matemtica, Hawkins (1956) [34] gener la siguiente ecuacin para cuantificar el efecto del dao a la formacin

Dao de formacin en pozos verticales por Hawkins:

Donde: k: Permeabilidad original de la formacin, md. kd: Permeabilidad daada de la formacin, md. rd: Radio de la zona daada , pies. Sd: Factor de dao a la formacin, adim.

El concepto de skin factor se emplea para cuantificar la totalidad de restricciones al flujo en las cercanas del hoyo, y se encuentra constituido no slo por el dao a la formacin sino por las diferentes componentes o pseudodaos que generan una cada de presin adicional, y por consiguiente, influyen en la productividad del pozo.

En consecuencia, el factor de dao es una variable compuesta, cuyos elementos individuales afectan en menor o en mayor grado el efecto total. De esta manera, la incidencia del dao total (St) para un pozo se puede establecer como la sumatoria de todos sus componentes por medio de la siguiente relacin:

Factor de Dao Generalizado

El dao de formacin se determina considerando varios mecanismos:

Donde:Sdg = Factor de dao Generalizado = (Ks x Kro)/mo (daado)d = (Ks x Kro)/mo (sin daado)Gf = Factor Geomtrico (Sistema Geomtrico)Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petrleomo = Viscosidad del Petrleo

Factor de dao lineal (Ncleo de laboratorio)

Factor de dao Pozo Vertical Hoyo abierto

Factor de dao Pozo horizontal Hoyo abierto

Tipos de Dao de Formacin

Para identificar el dao de formacin se debe realizar una revisin previa de las condiciones del pozo y yacimiento tomando en cuenta cada una de las caractersticas y propiedades que componen el sistema del pozo entre los cuales tenemos: Caractersticas del sistema Roca Fluido Datos del pozo Comportamiento histrico de produccin e inyeccin Historia de trabajos efectuados

Caractersticas del sistema roca fluido Tipos de Fluidos. Humectabilidad. Gravedad API. Composicin del agua (Salinidad, Dureza, etc). Anlisis PVT. Permeabilidad. Porosidad. Profundidad. Saturaciones. Presiones. Gradiente de Fractura. Litologia, Mineralogia Espesor. Temperatura. Factor de Dao.

Datos del pozo Tipo de Pozo. Intervalos productores/inyectores. Comparacin con pozos vecinos Profundidad. Registros disponibles. Configuracin Mecnica. Integridad del Revestidor y del Cemento. Caractersticas del caoneo (Tipo de can, tcnica, densidad, penetracin, fase y dimetro del orificio).

Comportamiento histrico de produccin e inyeccin Tasas. Acumulados. RGP. %AyS.

Historia de trabajos efectuados Fracturamiento. Acidificacin.

Sistema Mecnico Ineficiente

Si el sistema mecnico o el de levantamiento estn trabajando ineficientemente, se observar alta presin en el fondo del pozo (o alto nivel de fluido en pozos de bombeo), lo cual, aunado a bajas tasas de produccin nos indicar que hay que revisar el diseo del equipo.Es aconsejable hacer una anlisis nodal del pozo en estudio pan determinar el diseo correcto de sus tuberas, estrangulador, equipo de levantamiento artificial por gas, (gas-lift, si lo tiene), y lneas de flujo en superficie

El medio poroso puede ser invadido por partculas slidas durante los procesos de perforacin, reparacin o inyeccin de agua en el pozo. Dependiendo del tamao de las partculas, relativo al tamao de las gargantas de los poros, este dao ser ms o menos profundo.Tambin, durante el proceso de caoneo, se crea una zona muy compactada alrededor de cada una de las perforaciones, cuya permeabilidad puede ser de slo 10%de la permeabilidad original de la formacin.Otra forma de dao mecnico es el colapso de la formacin productora alrededor del pozo, ya sea por altos diferenciales de presin, que crean altas velocidades de flujo y tasas de cizallamiento o por destruccin del material cementante intergranular durante procesos de acidificacin.

Calidad del Yacimiento

Reduccin de la permeabilidad La permeabilidad, k, se refiere a una permeabilidad equivalente efectiva a los fluidos del yacimiento. Esta depende de la heterogeneidad de la formacin, de la permeabilidad absoluta de la misma y de la permeabilidad efectiva a los fluidos. Reduccin de la permeabilidad absoluta de la formacin, originada por un obturamiento de los espacios vacos interconectados (canales porosos) o fisuras de la roca. Reduccin de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formacin, resultado de una alteracin de las saturaciones de fluidos o de un cambio de mojabilidades de la roca.

Aumento de la viscosidadEste fenmeno puede ocurrir debido a incompatibilidad de los fluidos que invaden la roca con los fluidos de formacin pudindose crear emulsiones estables. La reduccin de productividad depender de la viscosidad de la emulsin y del radio del rea afectada.Adicionalmente cuando los hidrocarburos son producidos, los cambios de presin y temperatura al dirigirse estos al pozo pueden ocasionar cambios en su constitucin, por prdida de ligeros o precipitacin de material parafnico o asfltico. Esto promover una mayor viscosidad de los fluidos adems de la propensin a formar emulsiones y verdaderos depsitos semislidos alrededor de la pared del pozo.

Aumento de viscosidad de los fluidos del yacimiento propiciado por la formacin de emulsiones.

Baja PresinNo aplica ningn tratamiento, solo Proyectos de Recuperacin Adicional

Restriccin Alrededor del pozo

Dao

Interacciones Roca Fluido Los daos a la formacin se definen como toda restriccin que afecte a la productividad o inyectividad del pozo. Esta restriccin puede ser causada por desequilibrios qumicos y/o fsicos en la matriz de la roca o en los fluidos de la formacin, que estando en equilibrio durante el tiempo geolgico, se ven alterados por la introduccin de fluidos extraos durante las operaciones de campo, con lo cual se reduce la permeabilidad.La temperatura, la composicin de los fluidos inyectados, la tasa de inyeccin, el pH y la mineraloga de la roca son el conjunto de variables que afectan la naturaleza y la extensin de las interacciones fluido/roca.

1. Migracin/Taponamiento por FinosLos finos se definen como pequeas partculas que estn adheridas a las paredes de los poros de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su migracin, las partculas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a travs del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una disminucin en la permeabilidad del medio poroso en la regin cercana al pozo.

La migracin de finos, consiste en el movimiento de partculas de arcilla (en su mayora caolinita y/o ciorita cuyo tamao oscila entre 5 y 10 micrones), que ocurre en los medios porosos y permeables por desprendimiento de dichas partculas de las paredes de los poros cuando el agua connata se mezcla con agua de composicin diferente que generalmente es de menor salinidad.Cuando estas partculas se desprenden de la superficie del grano, se dispersan y fluyen hacia espacios porosos muy pequeos, donde se acumulan, es en este momento donde se da ugar a la migracin de finos. Esto provoca un gran nivel de obstruccin y como consecuencia, la reduccin de la permeabilidad en el medio poroso.

Una vez que ias partculas de arcilla entran en contacto con el fluido y no siendo homognea la distribucin del tamao de los poros en toda a extensin del medio, ias partculas en movimiento se atascarn en los poros de dimetro reducido mediante un fenmeno conocido como "punteo", ste consiste en ei taponamiento de los canales o poros por varias partculas que en conjunto forman una especie de puente entre las paredes del poro (Ver Figura 6). El taponamiento se traduce en disminucin de la permeabilidad ya que ia misma es proporcional al nmero de poros interconectados.(LAGOVEN, 1988).

Las partculas finas se caracterizan por tener un tamao promedio de grano que va desde el coloidal hasta 40 micrones. Las partculas coloidales son afectadas por la difusin Browniana y los efectos de la doble capa elctrica. Las partculas mayores que el tamao coloidal son afectadas por las fuerzas hidrodinmicas.

2. Migracin/Taponamiento por ArenaComo segunda consecuencia se tiene la produccin de arena de los pozos completados en las zonas donde est ocurriendo la migracin de finos. Se origina en ei caso que las arcillas son material cementante, ya que su desprendimiento causa desintegracin de la matriz. El materia! disgregado es arrastrado por el fluido hacia los pozos. (LAGOVEN 1988).Otro mecanismo por el cual se produce arena ocurre cuando arcillas como la esmectita, la cual es muy sensible al agua, se encuentra entre los granos de arena que conforman la matriz. Estas arcillas, en presencia de agua se hinchan de forma considerable lo que trae como resultado a rotura de la matriz y de las mismas arcillas; luego por efectos del flujo se produce el movimiento dei material disgregado (arena y finos); (Ver Figura 7 y 8).

Interacciones Fluido Fluido

Estas interacciones pueden traer como consecuencia varios mecanismos de daos como son: bloqueos por emulsiones, as como precipitacin de ciertos compuestos slidos inorgnicos por incompatibilidad entre aguas, u orgnicos por incompatibilidad entre aguas o por incompatibilidad entre fluidos inyectados y e! crudo.Los precipitados de slidos corno ei de ias salmueras utilizadas en reparaciones de pozos, y del crudo de a formacin pueden causar grave dao a a formacin cuando estos slidos tapan los espacios porosos.

Los slidos precipitados pueden ser inorgnicos que provienen de fas salmueras u orgnicos que provienen del crudo. Puede haber precipitacin de slidos inorgnicos cuando !a samuera utilizada y las aguas de a formacin son incompatibles.Los slidos inorgnicos reciben e nombre de escamas (scale), y se depositan cuando se altera ei equilibrio qumico y termodinmico, haciendo que ias aguas o sus mezclas alcancen el punto de saturacin de sus sales disueltas. El grado de sobresaturacin puede incrementar, hasta resultar en deposicin, por causa de ios cambios de los fluidos debidos a mezclas incompatibles y cambios de temperatura y presin.Los problemas de deposicin de escamas durante el desarrollo de un pozo (perforacin, terminacin y reacondicionamiento), y durante la inyeccin de fluidos se deben principalmente a la mezcla de fluidos incompatibles, mientras que la deposicin que ocurre durante la produccin del pozo se debe a cambios en a presin y temperatura.

1. Precipitados Inorgnicos

Se han identificados varios tipos de incrustaciones inorgnicas tales como: carbonato de caco, sulfato de calcio, sulfato de bario, carbonato de hierro, xido frrico y sulfato de estroncio. De todas ellas, la ms frecuente es la de carbonato de calcio.La tendencia a precipitar carbonato de calcio depende de la concentracin de los iones de calcio y bicarbonato presentes, y en algunos casos de ia presin parcial de C02 en los fluidos residentes.La precipitacin puede ser natural o inducida. La natural est asociada con la produccin, cuando los gases disueltos salen de solucin a medida que va declinando la presin del yacimiento.

La precipitacin inducida puede ocurrir en diversas operaciones debido a ias mezclas de fluidos incompatibles. En algunos casos se ha detectado la formacin de cristales de halita en el medio poroso, debido al filtrado de aguas con alta saturacin de NaCI. Esta agua a condiciones de formacin alcanza el punto de sobresaturacin y precipita sai.

2. Precipitaciones Orgnicas: Asfltenos, Parafinas

Las especies orgnicas ms comunes que causan dao a la formacin son las parafinas y los asfltenos. Las parafinas (R -CH3 -CH3 -CH3 ~CH3 -CH3 -CH3 -R) son hidrocarburos de cadena larga que precipitan de ciertos tipos de crudos cuando baja la temperatura o la composicin del crudo cambia por la liberacin del gas a medida que declina la presin.

Los asfltenos son mezclas de molculas coloidales polares formadas por anillos aromticos poicclicos condensados, contienen N, O y S, y son permeadas por molculas adsorbidas de maltenos.Poseen pesos moleculares entre 10000 y 100000 y amplios puntos de fusin. Es la familia de componentes de crudo que son nsoubes en n-heptano.Los depsitos de asfltenos son normalmente slidos no fusibles muy duros y quebradizos lo cual hace su remocin ms difcil. Cuando son expuestos a altas temperaturas se expanden y se descomponen en un materia! parecido al coque.La deposicin de asfltenos puede ocurrir durante la produccin y procesamiento de crudos y puede ocasionar serios problemas. En muchos casos, los depsitos pueden ser formados en el yacimiento, en la tubera de produccin y puede ser llevado a travs de las lneas de fiujo y dentro de los separadores. El costo de la limpieza de estos asfltenos en los equipos puede ser muy alto y afecta significativamente la economa del proyecto.

Fenmenos Interfaciales Se refiere a daos causados por los fluidos, que involucran cambios de viscosidad de la fase oeica o cambios en la permeabilidad relativa al petrleo. Estos pueden ser: bloqueo por emulsin o bloqueo por agua.

1. Bloqueo por Emulsiones

Generalmente las partculas ms grandes de ias emulsiones ocasionan dao en a garganta de poro y de esta manera se taponan ios poros de las rocas del yacimiento incrementando tambin la viscosidad del crudo, reduciendo su movilidad y por ende la productividad.El bloqueo por emulsin ocurre cuando una emulsin viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. La conductividad de la formacin cerca del pozo puede quedar reducida a cero. Este fenmeno no es frecuente, pero cuando ocurre, sus consecuencias son desastrosas.El mecanismo de la formacin de emulsiones en el medio poroso es controversial, pero parece que no slo depende de las propiedades del crudo, sino tambin de la introduccin de agentes externos.

2. Bloqueo por Agua

Es una reduccin de la permeabilidad relativa al petrleo por el incremento de saturacin de agua en el medio poroso en las cercanas del pozo.

Los bloqueos por agua pueden ocurrir cuando se filtra a la formacin agua proveniente de los fluidos de perforacin, terminacin o reparacin, o por comunicacin con una zona productora de agua. La regin de alta saturacin de agua resultante, cerca del pozo, reduce la permeabilidad de la formacin al petrleo. Un bloqueo por agua, en general, se elimina por s solo, pero, en general, viene asociado con otros tipos de dao, que enmascaran su identificacin e impiden su eliminacinUn bloqueo por agua se identifica por un repentino incremento del porcentaje de agua en la produccin, o una ausencia de produccin, generalmente despus de una reparacin en un pozo, donde se ha usado agua o salmuera. Inversin de la mojabilidad

En general a superficie slida de la formacin est cubierta por una pelcula de agua que permite una mejor permeabilidad relativa al petrleo.

Muchos fluidos de perforacin contienen una variedad de tensioactivos polares y aditivos que se utilizan para la corrosin, imbibicin, el control de emulsin, etc. Algunos de estos componentes pueden tener una tendencia a ser adsorbidos tanto en carbonatos y superficies de piedra arenisca y causar una alteracin de la mojabilidad o transicin que puede alterar significativamente las caractersticas de permeabilidad relativa de agua-aceite en la regin cercana al pozo. En situaciones en las que una saturacin de agua mvil es evidente, esto puede aumentar relaciones de produccin de agua-aceite y afectar adversamente la economa.

Pseudo Dao

Los pseudo daos incluyen situaciones tales como: penetracin parcial del pozo en la arena productora, turbulencia, fracturas tapadas, pozos desviados, pozos mal colocados en un rea de drene, zona compactada alrededor de las perforaciones, caoneo insuficiente, etc.

Aplicacin del tratamiento

Existen muchos tratamientos para estimular las formaciones daadas, siendo los mas comunes los tratamientos qumicos y fracturamiento, de los cuales la acidificacin (tratamiento con acidos ) es la que mas ampliamente se usa en la industria, debido a su versatilidad, costos y efectividad, para poder realizar la seleccin del mejor tratamiento hay que tomar en consideracin ciertas variables para la aplicacin del mismo.

Para tratamientos de fracturamiento: Presin de inyeccin. Temperatura del yacimiento. Propiedades geomecnicas. Longitud y ancho de fractura. Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de fluido) Tipos y volmenes de fluidos (agentes apuntalantes y aditivos). Equipos. Consideraciones econmicas. Consideraciones ambientales.Para tratamiento de acidificacin: Presin de inyeccin. Tasa de inyeccin. Etapas del tratamiento (preflujos, tratamiento, sobredesplazamiento). Temperatura del yacimiento. Tipo de fluido y aditivos Volmenes y concentraciones requeridas. Mtodos de colocacin del tratamiento. Equipos. Consideraciones econmicas. Consideraciones ambientales.