Daño a la Formación (parte III)
-DAÑO EN POZOS INYECTORES
Inyectores de agua
- Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento.
- Perturbación in-situ de las arcillas
- Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación.
- Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada.
- Taponamiento por bacterias.
TIPOS VARIOS DE DAÑO
Emulsiones
La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores.
Cambios de mojabilidad
La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que está mojando a la roca,
Water Block
El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo.
El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales.
Sarros
Los sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la formación.
Normalmente esta precipitación es mucho mayor durante la producción, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo.
Depósitos orgánicos
Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión.
Depósitos mixtos
Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas.
Fangos y arcillas
Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.
DAÑO POR PENETRACIÓN PARCIAL
Hay varias razones por las cuales un pozo puede terminarse poniendo en producción solo una porción de la capa productiva (hw). Esta penetración parcial produce una carga adicional que se considera como un tipo especial de pseudodaño, y que no es un daño verdadero. El valor del daño provocado por la penetración parcial es siempre positivo, excepto en el caso de pozos deviados.
ANÁLISIS CUANTITATIVO DEL DAÑO DE FORMACIÓN
El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por “S” que se denomina severidad. Este daño puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser muy grandes.
Se analizarán los valores que puede tomar la severidad del daño:
- S>0: Pozo dañado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. Aquí es donde se aplica lo visto hasta ahora. Puede reemplazarse el sistema utilizando una ecuación que tenga en cuenta un diámetro del pozo menor que el perforado.
- S=0: Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo está produciendo con un diámetro igual al real.
- S<0: Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de lo esperado, este valor puede tener que ver con alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación ácida. Se considerará en este caso, que el pozo produce con un diámetro de pozo mayor que el perforado.
PREVENCIÓN DE DAÑOS
La prevención de daños apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción se vea afectada.
Si bien los muchos daños son remediables, las operaciones de reparación de daños son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente.
Fuente:
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont
Inyectores de agua
- Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento.
- Perturbación in-situ de las arcillas
- Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación.
- Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada.
- Taponamiento por bacterias.
TIPOS VARIOS DE DAÑO
Emulsiones
La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores.
Cambios de mojabilidad
La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que está mojando a la roca,
Water Block
El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo.
El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales.
Sarros
Los sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la formación.
Normalmente esta precipitación es mucho mayor durante la producción, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo.
Depósitos orgánicos
Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión.
Depósitos mixtos
Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas.
Fangos y arcillas
Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.
DAÑO POR PENETRACIÓN PARCIAL
Hay varias razones por las cuales un pozo puede terminarse poniendo en producción solo una porción de la capa productiva (hw). Esta penetración parcial produce una carga adicional que se considera como un tipo especial de pseudodaño, y que no es un daño verdadero. El valor del daño provocado por la penetración parcial es siempre positivo, excepto en el caso de pozos deviados.
ANÁLISIS CUANTITATIVO DEL DAÑO DE FORMACIÓN
El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por “S” que se denomina severidad. Este daño puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser muy grandes.
Se analizarán los valores que puede tomar la severidad del daño:
- S>0: Pozo dañado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. Aquí es donde se aplica lo visto hasta ahora. Puede reemplazarse el sistema utilizando una ecuación que tenga en cuenta un diámetro del pozo menor que el perforado.
- S=0: Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo está produciendo con un diámetro igual al real.
- S<0: Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de lo esperado, este valor puede tener que ver con alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación ácida. Se considerará en este caso, que el pozo produce con un diámetro de pozo mayor que el perforado.
PREVENCIÓN DE DAÑOS
La prevención de daños apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción se vea afectada.
Si bien los muchos daños son remediables, las operaciones de reparación de daños son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente.
Fuente:
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont
