CAP- 14 características de los yacimientos

ÍNDICE DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN..............................................................................................1

2 CARACTERIZACIÓN DE DAÑOS..................................................................3

2.1 Pseudo-daño..................................................................................................3

2.2 Pseudo-skin efectos y terminación de pozo y configuración..................4

3 DESCRIPCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN................................................6

3.1 Multas migración...........................................................................................7

3.2 Arcillas Hinchazón........................................................................................8

3.3 Báscula...........................................................................................................9

3.4 Depósitos orgánicos...................................................................................12

3.5 Depósitos mixtos........................................................................................16

3.6 Emulsiones..................................................................................................17

3.7 Partículas inducidas...................................................................................18

3.8 Alteración Mojabilidad................................................................................19

3.9 Reacciones ácido y reacción ácido subproductos..................................20

3.10 Bacterias.....................................................................................................22

3.11 Bloques de agua.........................................................................................22

4 ORÍGENES DEL DAÑO DE FORMACIÓN.................................................24

4.1 Perforación..................................................................................................24

4.2 Cementación................................................................................................26

4.3 Perforado.....................................................................................................27

4.4 Empaque de grava......................................................................................29

4.5 Reacondicionamientos...............................................................................30

4.6 Tratamientos de estimulación y correctivas.............................................32

4.7 De producción o inyección normal operaciones.....................................36

5 IDENTIFICACIÓN Y DE LABORATORIO LA SELECCIÓN DEL

TRATAMIENTO.....................................................................................................38

5.1 Identificación de daños...............................................................................38

5.2 La selección del tratamiento......................................................................40

6 ESTRATEGIAS Y PREOCUPACIONES DE TRATAMIENTO.................................41

6.1 Multas y arcillas...........................................................................................43

6.2 Báscula.........................................................................................................46

6.3 Depósitos orgánicos...................................................................................48

6.4 Depósitos mixtos........................................................................................49

6.5 Emulsiones..................................................................................................49

6.6 Bacterias......................................................................................................50

6.7 Partículas inducida enchufar.....................................................................50

6.8 Fluidos de perforación base aceite...........................................................53

6.9 Bloques de agua..........................................................................................54

6.10 Alteración Mojabilidad...............................................................................54

6.11 El daño del pozo.........................................................................................55

7 CONCLUSIONES...........................................................................................57

CAP 14: FORMACIÓN DE DAÑOS: ORIGEN, DIAGNÓSTICO Y

ESTRATEGIA DE TRATAMIENTO

1 INTRODUCCIÓN

El daño de formación reduce la producción del pozo o capacidad de inyección, y

la eliminación de daño es uno de los principales objetivos de los ingenieros del

petróleo. Este capítulo identifica y cuantifica el daño de formación e incluye ideas

sobre la estrategia de tratamiento. Es importante tener en cuenta que no todos los

tipos de daño de formación requieren un tratamiento de eliminación. Algunos tipos

de daños se limpian durante la producción, y otros pueden ser eliminados por los

cambios en las prácticas operativas. Adicionalmente, algún impedimento en la

producción es "daño", cuando el diseño es realmente malo, así que se puede

remediar con los cambios operacionales. La clasificación de los daños requiere

correctamente más de experiencia en la química o la física de daño. Un

conocimiento profundo de las condiciones de operación de campo es esencial, y la

identificación correcta es crítica para eliminación con éxito.

Los términos de daño de formación y efecto skin se han aplicado para describir

muchos impedimentos en la producción de pozos (Krueger, 1986; Porter, 1989). El

daño puede ser cualquier cosa que obstruya el flujo normal de los fluidos a la

superficie; que puede estar en la formación, perforaciones, sistema de elevación,

tubular o restricciones a lo largo de la trayectoria de flujo. Daños de formación se

refiere específicamente a las obstrucciones que se producen en la región vecina al

pozo de la matriz de la roca. Otros tipos del daño puede ser identificado por

ubicación. La figura 1 muestra algunos tipos comunes de daño; Estas alteraciones

de producción pueden ocurrir en cualquier parte del sistema de producción, desde

el pozo en perforaciones y en la formación. Tal distinción no es por lo

general hecha porque rara vez son la mayor parte del taponamiento fenómenos

ubicado en sólo una parte del sistema de flujo. La importancia de la determinación

de las causas del daño observado no puede ser subestimada, solamente si se

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conoce el mecanismo de daño, su ubicación y cómo está afectando el flujo. No

han sido significativos mejoras en los últimos años en el reconocimiento y la

descripción de los diversos tipos de daño, y muchas publicaciones han aparecido

en el sujeto (Allen, 1973; Hurst, 1973; León, 1973; Sands, 1973; Cristiana y Ayres,

1974; Bruist, 1974; Shaw y Rugg, 1974; Negro y Rike, 1976; Maly, 1976; Sparlin y

Hagen, 1983; Krueger, 1988; Amaefule et al., 1998; Adair y Smith, 1994; Beadie,

1995; Reid, 1996)

FIGURA 1: LOCALIZACIÓN DE VARIOS TIPOS DE DAÑO

Fuente [Reservoir Stimulation, 2000]

El objetivo de este capítulo es dar una visión amplia de daño de formación.

Caracterización de daños es la clave para el diseño adecuado de los tratamientos

de eliminación del mismo. Una descripción general de los distintos tipos de

daños y mecanismos se presenta, seguido por una discusión de la orígenes de

los daños resultantes de causas naturales y así operaciones. La prueba

necesaria para determinar la presencia de daño de formación y sus

caracterizaciones También se discuten. Las estrategias de tratamiento para

eliminar el daño de formación se presentan.

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2 CARACTERIZACIÓN DE DAÑOS

Caracterización de daños es la "historia" en la eliminación de daños. La búsqueda

de la identidad de los daños comienza en la historia de la producción y el

desarrollo de los pozos e incluso vecinos. Perforación registros, diseño

finalización, el rendimiento pozo vecino y/o experiencias de operador y registros

de tratamientos anteriores son todas las fuentes de información. El objetivo es

identificar la ubicación y el tipo de daño que puede ser un problema. Aunque el

daño se considera por lo general un problema singular, múltiples ocurrencias de

daños son comunes, algunas de ellas con la eliminación de interferencia en

los tratamientos.

Investigación e identificación de los daños de formación incluyen:

Tipos de daños

Ubicación de los daños

Alcance y proyección de los daños

Efecto de los daños en la producción o pozo de inyección.

2.1 Pseudo-daño

Hay contribuciones que no están relacionados con el daño de formación.

Estos efectos de pseudo-daño son generalmente mecánica, lo que resulta de

obstrucciones al flujo o por causa del caudal y efectos de la fase dependiente.

Sus valores deben restarse del efecto total del skin, para estimar el efecto skin

asociado con el daño de formación (Petersen et al., 1984). Una forma de

lograr esto es utilizar análisis nodal en el sistema de producción para desarrollar

una relación rendimiento de entrada (IPR) en una curva especifica del pozo.

Análisis NODAL permite optimizar la producción y así optimizar la terminación

del pozo (Fig. 2).

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FIGURA 2: MUESTRA DE UN ANÁLISIS NODAL


2.2 Pseudo-skin efectos y terminación de pozo y configuración

Los efectos positivos del Pseudo-skin pueden resultar del diseño de completacion

del pozo o la configuración del pozo. Los problemas incluyen:

Limita la entrada a fluir (Odeh, 1968; Jones y Watts, 1971; Saidikowski, 1979)

Fuera del centro de pozos (Denson et al, 1976;. Fetkovitch y Vienot, 1984)

baja densidad de perforación, perforaciones cortas o cambios de fases

incorrectas (Hong, 1975; Locke, 1981; McLeod, 1983)

Restricciones de flujo mecánicos

Los sistemas de fluidos inadecuados o no coincidentes

Reservorios Laminados (rayas de esquisto).

Un efecto negativo de pseudo-skin siempre existe pozos desviados; es una

función del ángulo de desviación y el espesor de la formación (Cinco-Ley et al.,

1975).

Pseudo-skin y tasa-y-efectos de fases

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Las presiones de trabajo y las condiciones de producción puede inducir

pérdidas de carga adicionales o efectos del psudo-skin. La producción de un

pozo a una velocidad de flujo de alto puede provocar un flujo turbulento en

las perforaciones y, a veces en la formación la (Figura 3.) (Tariq, 1984;

Himmatramka, 1981). El correspondiente efectivo positivo pseudo-skin es

proporcional a la velocidad de flujo por encima de un valor umbral mínimo. Por

debajo de esta crítica valor, este efecto pseudo-skin se suprime (Jones et al.,

1976). El problema aumenta con perforaciones empacados con grava (para el

control de arena) y para los pozos de gas de alta producción a tasas en general.

La problema se hace especialmente grave para la fractura conexión a pozo en

pozos desviados con fracturas en un ángulo a la pared del pozo.

Escala precipitación en y alrededor de las perforaciones puede modificar

progresivamente las condiciones de flujo del yacimiento, el aumento de la caída de

presión y el cambio de fluir de acuerdo con régimen de Darcy para no Darcy y

creación un efecto pseudo-skin turbulencia (Meehan y Schell, 1983). Esto es en

adición al skin real daño efecto. La producción de un bien por debajo de la presión

de burbujeo puede causar un efecto positivo pseudodaño como líquidos

condensarse alrededor del pozo, lo que impide el flujo de (Blacker, 1982;

Hinchman y Barree, 1985; Economides et al., 1989). Esta es una

permeabilidad relativa fenómeno, con la concentración de gas libre alrededor del

pozo causando una reducción a la permeabilidad relativa al petróleo. Una

similar pero más grave problema puede ocurrir cuando la producción de

gas pozos de condensado por debajo del punto de rocío. Ambos fenómenos se

manifiestan como efectos pseudodaño positivos. En yacimientos de arena no

consolidadas, un flujo ratedependent efecto de la piel puede ser causada

por modificaciones de los arcos de arena alrededor de las perforaciones.

Variaciones bruscas de efecto piel y concomitante comunicados de arena ocurren

por encima de la tasa de flujo umbral valor (Tippie y Kohlhaas, 1974).

Otros pseudodamages

Otras causas mecánicas de deterioro producción son:

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Colapso tubos o restricción por objetos perdidos o cualquier depósito

adhiriéndose

Perforaciones colapsado en formaciones donde el competencia de formación

ha sido sobreestimado (Antheunis et al, 1976;. Chenevert y Thompson, 1985)

Pobre aislamiento entre las zonas resultantes de pobre cementación de la

corona circular-por ejemplo, la invasión de aceite de una tapa de la gasolina

reduce significativamente la relación permeabilidad a los gases, la mezcla de

aceites de dos diferentes zonas pueden causar parafina y asfaltenos

precipitación o agua invadiendo un petrolífera zona reduce la permeabilidad

relativa al petróleo (Bloque de agua), puede crear emulsiones y puede

causar problemas de arcilla y escala.

Tratamientos de estimulación que no logran los resultados requeridos y que

causa daño adicional puede haber sido saboteado por el mal aislamiento

(Abdel-Mota'al,1983).

Mal diseño de la elevación de gas sistemas de pequeño diámetro tubería, la

presión del gas de elevación de funcionamiento inadaptado (Blann y

Williams, 1994), la válvula inadecuada diseño y contrapresión de superficie

alta (Jones y Brown, 1971).

3 DESCRIPCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN

Una vez identificados los efectos pseudodaño mecánicos, efectos positivos de

la piel se pueden atribuir a la formación daños. Daño de la formación se

clasifica típicamente por el mecanismo de su creación, ya sea natural, o inducido.

Daños naturales son aquellos que se producen principalmente como resultado

de producir el fluido del depósito.

Daños inducidos son el resultado de una operación externa que se

realizó en el pozo, tal como una perforación, así terminación,

reparación, tratamiento de estimulación o operación de inyección.

Además, algunos finalización operaciones, daños inducidos o problemas de

diseño puede desencadenar mecanismos de daño naturales.

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Daños naturales incluyen:

Migración multas

arcillas hinchables

escalas formado con el agua

depósitos orgánicos, tales como parafinas o asfaltenos

depósitos orgánicos / inorgánicos mixtos

emulsiones.

Daños inducidos incluyen:

Conectar por partículas arrastradas como sólidos o polímeros en los fluidos

inyectados

Cambios de humectabilidad causados por líquidos inyectados o fluidos de

perforación base aceite

Reacciones ácido

Acido subproductos

precipitación de hierro

Lodos de hierro catalizada

Bacterias

Bloques de agua

Incompatibilidad con los fluidos de perforación.

Cada uno de estos mecanismos se aborda en detalle en las siguientes secciones.

Los daños causados por la precipitación de hierro y lodos de hierro catalizada se

discute en otra parte en este volumen.

3.1 Multas migración

Daño de la formación puede ocurrir como de partícula la migración en el

fluido producido. Las partículas pueden hacer un a través de las gargantas de

poros en la región vecina al pozo región y reducir la productividad del pozo.

Cuando las partículas dañinas vienen de la roca del yacimiento, se refieren

generalmente como multas. Migración multas puede ser una variedad de

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materiales diferentes, incluyendo arcillas (filosilicatos con un tamaño típico de

menos de 4 micras) y limos (silicatos o aluminosilicatos con tamaños que van

desde 4 hasta 64 micras). Plaquetas caolinita se cree que son algunos de los

más comunes arcillas migratorias Tabla 1 se enumeran los principales

componentes de diversas. arcillas y partículas. La tabla también muestra el área

de la superficie de las arcillas, uno de los indicadores de la rapidez con la arcilla

puede reaccionar con un fluido reactivo (Davies, 1978). El daño de las multas es

situado en la zona cerca del pozo, dentro de un 3 a 5 ft radio. El daño también

puede ocurrir en un empaque de grava.

FIGURA 3: LOS PRINCIPALES COMPONENTES DE LAS DIVERSAS TOPOS DE ARCILLA Y PARTÍCULAS FINAS


La distinción entre los tipos de arcillas depende más en la disposición de los

átomos en su cristalina estructura en lugar de cualquier diferencia

importante en

3.2 Arcillas Hinchazón

Las arcillas pueden cambiar el volumen como la salinidad del fluido que fluye a

través de los cambios de formación. Varios autores han tratado con arcilla

hinchazón en areniscas, mostrando ya sea de intercambio iónico,

movimiento o crítica concentración de sal activación dispersión de arcilla (Azari

y Leimkuhler, 1990b; Jones, 1964; Khilar y Fogler, 1983; Mungan, 1968; Sharma

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et al., 1985; Priisholm et al., 1987). Los cambios en la permeabilidad de la

formación que resulta de la alteración de arcilla se deben a la cantidad, ubicación

y tipo de minerales de arcilla en la formación. La cantidad total de arcilla dentro

de la la formación es una indicación engañosa de potencial cambios en la

permeabilidad. Es la disposición de la arcilla, su estado químico en el

momento de contacto y la ubicación de la arcilla con respecto a la que fluye

fluidos que son responsables de los cambios. Predecir la respuesta de una

arcilla al flujo de agua es casi imposible sin pruebas.

Las arcillas de hinchamiento más comunes son esmectita y mezclas de esmectita.

La esmectita se hincha tomando agua en su estructura. Puede aumentar su

volumen hasta 600%, reduciendo significativamente la permeabilidad. Si la arcilla

esmectita ocupa sólo las gargantas de poros más pequeños y pasajes, no será

un problema grave; sin embargo, si ocupa los poros más grandes y,

especialmente, las gargantas de los poros, entonces es capaz de crear una

barrera casi impermeable impidiendo el flujo.

Las arcillas u otros sólidos de perforación, terminación o fluidos de

reacondicionamiento pueden invadir la formación cuando éstos partículas son más

pequeñas que las aberturas de garganta de poro. Cualquier aumento posterior en

la tasa de flujo a través de la zona invadida obligará a una alta concentración de

partículas en la matriz de roca.

3.3 Báscula

Las escalas son químicos solubles en agua que se precipitan fuera de la solución

en respuesta a cambios en las condiciones o la mezcla de aguas incompatibles.

Ellos pueden ser presentes en el tubo, perforaciones y formación (Fig. 14-1). Las

escalas de campos petroleros más comunes son el calcio carbonato, sulfato de

calcio y sulfato de bario. Depósitos de cal al agua formada se encuentran entre los

más problemas de daños problemáticos (Cowen y Weintritt, 1976). Escala

general consiste de precipitados formado a partir de la mezcla de

aguas incompatibles o alterar el equilibrio de solución producida aguas. Un agua

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que puede ser estable en depósito condiciones pueden llegar a ser

sobresaturada con un ion cuando la presión disminuye, lo que permite de carbono

dióxido (CO2) desgasificación, o la temperatura cambios. Las soluciones

sobresaturadas reaccionan precipitando un compuesto de la solución. La

deposición de la escala está influenciada por la caída de presión,

temperatura, gases disueltos, viscosidad de flujo, sitios de nucleación y tipo

de metal resumen, cualquier cosa que molesta a la solución equilibrio.

Las siguientes escalas se encuentran entre los más problemáticos:

El carbonato de calcio o calcita (CaCO3) CaCO3 se forma normalmente

cuando la presión es reducida en aguas que son ricos en calcio y iones

bicarbonato. La deposición puede ser afectada por la desgasificación de CO2,

lo que eleva el valor pH y hace que las altas concentraciones de calcio

inestable.

Yeso ("gyp")

El yeso puede ser la escala de sulfato más común en la industria petrolera (Cowen

y Weintritt, 1976).

Con una estructura química de CaSO4 ⋅ 2H2O, que comparte una composición

similar a la hemihidrato CaSO4 ⋅ 1/2H2O, comúnmente llamado yeso de París

o por su nombre mineral, bassonite. También es formulaically similar a la anhidrita

minerales evaporíticos (CaSO4).

El sulfato de bario (BaSO4)

BaSO4 es una forma menos común de depósito de sulfato, pero causa problemas

extensos. Casi cualquier combinación de iones de bario y sulfato provoca

la precipitación.

Es difícil de eliminar, ya que no es significativamente soluble en ácidos y

disolventes a menos que sea finamente molidos o la estructura se interrumpe con

impurezas tales como incrustaciones de carbonato. Como el calcio

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sulfato, sulfato de bario se piensa generalmente para ser una producto de la

mezcla aguas incompatibles, con precipitación acelerado por la caída de

presión, la desgasificación o turbulencia. Algunos sulfato de bario es

radiactivo; esto es parte de materiales radiactivos naturales (NORM) escalas. Los

resultados de radiactividad a partir de una concentración de uranio en la red de la

escala. La acumulación de escala radiactiva puede ser monitoreado usando una

herramienta de registro de rayos gamma. Cuidado debe ser ejercido en el análisis

de los restos bien a evitar barita etiquetado incorrecto (BaSO4) de la perforación

residuos de barro como escala de sulfato de bario.

Sulfato de estroncio o celestita (SrSO4) es una común sustituto en la red cristalina

de sulfato de bario. Escala de estroncio se puede asociar con radiactivo

escala (NORM). Puede ser más soluble que el bario sulfato en sistemas

removedor químico.

Escalas de hierro

Escalas de hierro tales como carbonato de hierro y sulfuro de hierro puede ser

extremadamente difícil de quitar. Son que suele presentarse en los pozos que

tienen tanto un alto fondo recuento de hierro y una tendencia a precipitar

carbonato de calcio. Escalas de sulfuro de hierro reaccionan según a su

estructura. Siete formas diferentes de hierro sulfuro de escala han sido

identificados. Sólo dos de estas formas de sulfuro de hierro son fácilmente

solubles en ácido clorhídrico (HCl). El sulfuro de hierro restante escalas

son ya sea lentamente soluble o no significativamente soluble.

Escalas Chloride

Escalas de cloruro, tales como la precipitación de cloruro de sodio de agua

causada por la disminución de la temperatura o la evaporación del agua, son

comunes. No hay forma eficaz de prevenir la precipitación de sales, y la limpieza

se ha logrado utilizando solamente agua.

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La sal tiene una solubilidad limitada en ácido (1/4 lbm / gal en 28% de HCl), por lo

que el uso de ácido no se considera en general. Rediseñar el sistema mecánico

para evitar la pérdida de temperatura y la evaporación del agua es también una

posibilidad.

Escalas de sílice

Escalas de sílice generalmente ocurren tan finamente cristalizaron depósitos de

calcedonia o ópalo amorfo. Están asociados con alcalina o inyección continua de

vapor proyectos y el tallo de la disolución de silíceo minerales de formación de

líquidos de alto pH (Lieu et al., 1985) o de alta temperatura condensados de

vapor (Reed, 1980;. McCorriston et al, 1981; Amaefule et al., 1984). Esta

disolución puede causar mal areniscas consolidadas colapsen o sílice para

reprecipitar a una distancia desde el pozo donde la alcalinidad, temperatura o

ambas de las inundaciones tiene disminuido.

3.4 Depósitos orgánicos

Depósitos orgánicos son hidrocarburos pesados (parafinas o asfaltenos) que

precipitan como la presión o se reduce la temperatura. Esta es una forma de

destilación. Por lo general se encuentran en el tubo, perforaciones o

formación (Fig. 14-1).

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FIGURA 4: LOCALIZACION DE VARIOS TIPOS DE DAÑO


Aunque la formación mecanismos de depósitos orgánicos son numerosas

y complejo, el principal mecanismo es un cambio en la temperatura o la presión en

el sistema de flujo. Enfriamiento del pozo o la inyección de fluidos de tratamiento

en frío tiene un mucho más pronunciado efecto.

Depósitos orgánicos no deben confundirse con otro tipo de depósito llamado

lodo. Los lodos son viscosas, emulsiones producidas por las reacciones entre

cierta, aceites crudos y ácidos inorgánicos fuertes o algunas salmueras.

Los lodos no pueden ser fácilmente disueltos.

Parafinas

Las parafinas son el más simple de los hidrocarburos. Ellos se componen

de solamente átomos de carbono e hidrógeno, y los átomos de carbono se

producen como una cadena no ramificada.

Longitud de la cadena de carbono asociadas con la formación de depósitos de

parafina sólida tiene un mínimo de 16 carbono átomos por molécula y pueden

tener hasta 60 o Más. La precipitación de parafinas se desencadena

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por una pérdida de presión, la pérdida de temperatura o la pérdida de compuestos

de hidrocarburos de cadena corta (es decir, la luz termina). La temperatura a la

que la primera sólida formas de cristal de parafina de una solución todo-

líquido se llama el punto de enturbiamiento. El diseño de la finalización de modo

que las temperaturas de la superficie de fluidos producidos son por encima del

punto de turbidez y la modificación de la nube punto utilizando métodos

químicos se aceptan prácticas para evitar la deposición de parafina en la tubería.

Los puntos de fusión aumentan a medida que la longitud de la cadena aumentos

de parafina. La dureza del sólido estructura de parafina también aumenta

con tamaño molecular. Tabla 14-2 enumera varias longitudes de cadena de

parafina y sus puntos de fusión. Las impurezas pueden causar la punto de fusión

de una muestra de campo para variar un poco.

FIGURA 5: PUNTOS DE FUSIÓN DE PARAFINAS


Las parafinas se pueden formar en cualquier parte del sistema de producción,

cuando las condiciones sean favorables para la precipitación.

Las parafinas se encuentran normalmente en el tubo cerca de la de superficie,

donde las gotas de presión y temperatura son más elevadas. las parafinas

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pueden formar en las perforaciones o en la formación. Las parafinas pueden

también ser precipitada por la inyección de un fluido frío.

Aunque no se considera por lo general, esta última causapuede ser la razón

de la lenta limpieza de muchos pozos después de la estimulación.

Los asfaltenos

Los asfaltenos son materiales orgánicos que consisten en condensación

compuestos de anillos aromáticos y nafténicos con pesos moleculares de varios

cientos a varios miles. Se caracterizan por la moléculas de nitrógeno, azufre y

oxígeno que contienen y se definen como la parte orgánica de aceite que tiene no

soluble en una cadena lineal disolvente tal como pentano o heptano.

Los asfaltenos se encuentran generalmente en una de tres formas distintas:

Sustancia carbón como duro

Lodos ennegrecido o emulsión rígida de película (por lo general provocada por

el hierro en solución)

En combinación con parafinas.

En "solución", por lo general existen como coloidal de suspensión, que

forman partículas de 30 hasta 65 Å de diámetro y estabilizado por moléculas

malteno en el aceite. El volumen de las resinas malteno es la primera clave para la

estabilidad de la asfaltenos en suspensión. La cantidad real de asfaltenos en el

aceite es mucho menos importante. La estabilidad de las dispersiones

asfálticas depende de la relación de la cantidad de resinas a la cantidad de

materiales asfálticos. Ratios más grande de 1:1 (resinas a asfaltenos) son más

estables, mientras que las proporciones de menos de 1:1 son inestables y pueden

precipitar durante la producción. Ratios de más de 10:1 son conocidos y son

mucho menos propensos a causa problemas significativos. Aunque los

contenidos de asfaltenos hasta un 60% se han encontrado, se producen mayores

problemas con aceites con una gama de asfaltenos 1% a 3%.

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La precipitación de asfaltenos puede ser influenciada por caída de

presión, cizallamiento (turbulencia), ácidos, solución CO2 (disminuye el valor

del pH), emisión de gases de CO2 y otros gases (turbulencia), inyectada

condensado, gas, commingling con otros (incompatibles) y aceites superficies

metálicas cargadas.

Cualquier cosa que le quita las resinas o rompe la estabilidad de la partícula de

agregado puede conducir a una precipitación de asfaltenos. Los iones de

hierro en solución (por lo general durante un trabajo de ácido) compuesto

y favorecer la formación de deposición de asfaltenos. Como se señaló

anteriormente, la concentración de asfaltenos no es una buen indicador de

problemas potenciales. Solo el historial de tratamiento y examen respuesta bien

puede sugerir el potencial de problemas de asfaltenos.

Deposición de asfaltenos en las paredes de los poros no pueden disminuir

significativamente la porosidad de la formación y permeabilidad absoluta. Sin

embargo, a través de este proceso, la roca tiende a convertirse en aceite húmedo,

que reduce la permeabilidad relativa al aceite y, bajo ciertas condiciones,

favorece la acumulación de emulsión bloques si se produce simultáneamente

agua.

El alquitrán es simplemente un asfalteno u otro depósito de petróleo pesado. No

se puede quitar por el ácido o disolventes mutuos. Remoción requiere dispersión

en un solvente aromático, y la energía es típicamente necesaria para lograr la

eliminación.

3.5 Depósitos mixtos

Los depósitos orgánicos / inorgánicos mixtos son una mezcla de compuestos

orgánicos y ya sea escalas o multas y arcillas. Al migrar, las multas asociadas con

un aumento en la producción de agua en un depósito de arenisca se convierten en

aceite húmedo, y actúan como un sitio de nucleación para los depósitos orgánicos

(Houchin y Hudson, 1986).

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3.6 Emulsiones

Las emulsiones son combinaciones de dos o más inmiscible líquidos (incluyendo

el gas) que no se dispersen molecularmente entre sí.

Las emulsiones se componen de un externo fase (también llamado nondispersed

o continua) y una fase interna (también llamado dispersa o discontinua).

La fase interna se compone de gotitas suspendida en la fase externa. Casi todas

las emulsiones que se encuentra en el campo son producidas por la adición de

alguna forma de energía que produce la mezcla. Más emulsiones se rompen

rápidamente cuando la fuente de energía es eliminada. El mecanismo de

rotura de estas emulsiones inestables es por contacto de las gotitas y el

crecimiento y luego por separación de densidad del fluido. Como las gotitas de

dibujar, la película de superficie cerca y tocar alrededor de la gota puede delgada

y ruptura, formando grandes gotas en un proceso denominado coalescencia.

Las gotas más grandes se depositan rápidamente debido a diferencias de

densidad entre los líquidos formando capas separadas. Sólo una parte de las

gotas ese toque será unirse. Cuando coalescencia mínima se produce, la

emulsión es estable.

Si no se produce la separación de la emulsión, hay es una fuerza estabilizadora

que actúa para mantener los líquidos emulsionados.

Las fuerzas estabilizadoras más comunes son una modificación de la

resistencia de la película superficial en la interfase por reacción química, la

precipitación o la adición de mojada parcialmente partículas finas, carga

eléctrica, o de alta la viscosidad de los componentes o la viscosidad del fluido

resultante. Estas fuerzas pueden actuar solos o en combinación.

Tensioactivos naturales ayudan a estabilizar las emulsiones por rigidización la

película alrededor de la gotita o parcialmente por mojando pequeñas

partículas sólidas. Surfactantes naturales son presentar en muchas aguas y la

mayoría de los crudos. Ellos pueden ser de varias fórmulas químicas y puede ser

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una subproducto de bacterias u originar como parte de la oilgeneration proceso.

Como otros tensioactivos, tienen un extremo soluble en aceite y un extremo

soluble en agua (por lo general que posee una pequeña carga eléctrica) y se

congregan en la interfase aceite / agua.

Sólidos de Micron-size en el líquido pueden estabilizar una emulsión mediante

el aumento de la dureza de la superficie película alrededor de las gotitas o al

actuar como un emulsionante y gotitas de líquido disperso con una unión carga

eléctrica. Casi cualquier sólido puede ser un estabilizador agente si es

suficientemente pequeña. Para un sólido a efectiva en la estabilización de una

emulsión, que debe estar presente en la interfaz de la gota y la fase continua. Los

materiales sólidos más comunes que estabilizan emulsiones campos petroleros

son sulfuro de hierro, parafina, arena, limo, arcilla, asfalto, escala, escamas

metálicas (de tubería dope), esquejes y productos de corrosión.

Los cambios en el valor del pH pueden afectar la estabilidad de la emulsión.

La mayoría de los nocauts de aguas libres y tratadoras operan de manera

eficiente a un valor de pH de 6 a 7, dependiendo de condiciones del pozo

individuales. Después de un tratamiento con ácido, el valor del pH puede caer por

debajo de 4 y emulsiones puede ser creado. Emulsiones creados de esta manera

son estables hasta que el valor de pH se eleva por encima de 6 o 7.

Cuando el ácido tratando a un pozo donde el crudo es una emulsionante o

un lodo antiguo, la cabeza del pozo puede estar equipado con un puerto

de inyección química simplemente aguas arriba del estrangulador o una válvula

de inyección de productos químicos puede ser colocado en un mandril de gas-lift

en algún momento de la cadena de tratamiento. Estos puertos se utilizan para

inyectar un interruptor de emulsión o de-emulsionante.

3.7 Partículas inducidas

Además de partículas de origen natural migratorias tal como arcillas y

multas, muchas partículas extrañas introducido en la formación normal de

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bien durante operaciones. Perforación, terminación, reparación de pozos,

estimulación, y las operaciones de producción secundarias o terciarias

3.8 Alteración Mojabilidad

Formación de taponamiento puede ser causada por el líquido (o gas) cambio de

la permeabilidad relativa de la formación roca. Permeabilidad relativa puede

reducir la eficacia la permeabilidad de una formación a un fluido particular

como tanto como 80% a 90%. La humectabilidad y relacionadas

permeabilidades relativas de una formación se determinan por la cantidad de

flujo de fase y por recubrimientos de origen natural y se inyecta surfactantes y

aceites.

Si una gota de un líquido se coloca en la superficie de otro líquido inmiscible

o en la superficie de un sólido que no puede disolver, puede extenderse en una

delgada película o puede permanecer en forma de una gota o una gruesa lente

(Hausler, 1978). Si la caída de los diferenciales de líquidos, que moja la

superficie; si la gota de líquido no propagación, que no moja la superficie.

La superficie libre energía de las dos fases y la tensión interfacial entre ellos

determinar si los diferenciales líquidos o permanece en una gota deformado.

La humectabilidad se mide por el ángulo de contacto que una gotita de fluido

formas en una superficie determinada. Si el ángulo de contacto θ es menor

que 90 °, la gota se extiende desde la inicial forma de bola y la superficie se dice

que está humedecida por la líquido. Cuanto menor sea el ángulo, mayor es el

agua humectabilidad. Si el ángulo es de más de 90 °, la superficie no está

humedecida por el líquido. Mojabilidad se puede medir con un líquido rodeado de

gas o un líquido rodeados por un líquido inmiscible. Humectación simple tiene

poco significado: es el efecto resultante de mojar en el flujo de fluido que es

importante.

En el estado natural, formaciones pueden ser humedecidas con agua, aceite

mojado o neutral, dependiendo tanto de la superficie expuesta al fluido y los

tensioactivos naturales en el fluido. Hay algunos casos, tales como el Cardium

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depósito en Alberta, Canadá, donde tanto petróleo y se han reportado

comportamiento orinarse agua en diferentes secciones del reservorio.

Cuando una superficie de un pasaje de poros es aceite húmedo, más del pasaje

está ocupado por el aceite unido (más gruesa capa monomolecular), y menos

del poro está abierto al flujo que en un poro humedecido con agua. Naturalmente,

para obtener la mayor mucho la capacidad de flujo como sea posible en una

formación, es deseable cambiar la humectabilidad a húmeda de agua (en la

mayoría de los casos). Desafortunadamente, es imposible cambiar la mayoría de

las superficies de forma natural en petróleo mojado por mucho tiempo. Mojabilidad

puede ser modificado por la formación prellenado con una tensioactivo

humectante o un disolvente que establece un nuevo recubrimiento en la cara de

la formación o limpia la recubrimiento actual de la formación. A pesar de condición

alterada de una superficie, la humectabilidad es eventualmente decidida

por los tensioactivos en la producción fluido. Por lo tanto, la condición húmeda de

agua de una formación tras un trabajo de ácido puede volver a una condición

de aceite mojado después de un volumen suficiente de fuerza de aceite

humectante crudo se produce.

3.9 Reacciones ácido y reacción ácido subproductos

Numerosos problemas que pueden ocurrir durante la acidificación

tratamientos incluyen

dañar el material de la tubería de entrar en el formación

El aceite de orinarse del depósito por surfactantes, especialmente

inhibidores de la corrosión, que pueden crear emulsión bloques

Bloques de agua

asfaltenos o deposición de parafina cuando grandes volúmenes de ácido se

inyectan.

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Además de estos procesos perjudiciales comunes, deterioro de producción

puede ser el resultado de un mal diseño de un tratamiento de acidificación.

Deficiencias incluyen la siguiente:

Lodos producidos por la reacción entre ácidos y asfaltenos, especialmente en

la presencia de algunos aditivos (particularmente surfactantes) o disueltos

hierro.

Subproductos precipitados por la reacción de ácidos con materiales de

formación. Simuladores geoquímicos puede predecir la naturaleza química

de los subproductos, dependiendo de la roca y el tratamiento formación

composiciones de fluido y la presión y la temperatura.

Simuladores no pueden predecir el daño potencial de los subproductos. Sílice

hidratada puede precipitar sobre las superficies de arcilla y no es necesariamente

perjudicial. Compuestos tales como borosilicatos y fluoboratos incluso puede

ser beneficioso. Precipitados gelatinosos, tales como óxido férrico, puede

tapar por completo poros y ser particularmente difíciles de eliminar. Otra clase de

subproductos consiste en especies tales como fluorsilicates precipitantes en la

forma de cristales individuales que pueden migrar hacia poro gargantas y

puente en las gargantas. El sulfuro de hierro que precipita, incluso a valores de pH

muy bajos durante la acidization de pozos amargo, es otro compuesto que

pertenece a esta categoría.

Precipitados formados por la adición de cierta agentes secuestrantes de

ácidos para evitar problemas de hierro cuando el ácido se gasta y no de

hierro está presente

Alteración de la permeabilidad de los residuos presente en inhibidores de la

corrosión o producidos a través de la térmica degradación de los polímeros,

tales como la fricción reductores.

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3.10 Bacterias

Aunque muchos microorganismos pueden estar presentes en el mundo no estéril

del campo petrolífero, sólo un puñado producir problemas generalizados.

Las bacterias pueden ser un serio problema en las operaciones de producción a

causa de lo que consumen y sus subproductos. Bacterias puede crecer en

muchos ambientes y condiciones diferentes: temperaturas que oscilan entre 12 ° F

a mayor a [-11 ° a> 120 ° C] 250 ° F, los valores de pH que oscila de 1 a 11,

salinidades a 30% y presiones para 25,000 psi.

Las bacterias se clasifican de la siguiente manera:

Las bacterias aeróbicas son bacterias que requieren oxígeno.

3.11 Bloques de agua

El agua puede causar bloqueo en rocas de baja permeabilidad (Fig. 14-6).

Bloques de agua son un caso especial de problemas de permeabilidad

relativa.

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FIGURA 6: BLOQUES DE AGUA


En un bloque de agua, agua por lo general ocupa el flujo espacios (ya sea poros o

fracturas naturales) que son típicamente utilizado por hidrocarburos a fluir hacia el

pozo. Debido a las diferencias de movilidad y la viscosidad, el fluido de

hidrocarburo puede no ser capaz de desplazar el agua. Los casos más graves de

bloques de agua por lo general se observan en de baja presión, de baja

permeabilidad, productor de gas formaciones después del tratamiento con

agua que tiene una alta tensión superficial. 14 a 3,12. Fluidos de perforación base

aceite Lodo base aceite (OBM) es el fluido de perforación de elección

para la lubricidad requerida en muchos altamente desviado pozos y para las

formaciones que son extremadamente sensibles de lodo base agua (WBM). La

mayoría de OBM, y en particular aquellos con densidades superiores a 14 lbm /

gal, contener sólidos suficientes para crear limo estabilizado- emulsiones

cuando se mezcla con las salmueras de alta salinidad o ácidos. Estas

emulsiones son viscosas y se resisten a la rotura.

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Algunas de estas emulsiones se han demostrado para ser estable durante

varios meses, tanto en el laboratorio y en el pozo. El nivel de los daños

causados por estas emulsiones puede ser tan grave que una zona productiva

entera se puede desaprovechar. Por ejemplo, en un sur de Texas bien la emulsión

daños creado OBM tan grave que casi no hay flujo desde el pozo se podía medir.

Cuando se retiró el daño, el bien probado en más de 12 MMpc / D.

Un problema relacionado con OBM es la permeabilidad relativa efectos

comúnmente creados por los poderosos humectantes tensioactivos utilizados

para la creación de OBM estable.

Cuando estos materiales abrigo o adsorber en la formación, la humectabilidad de

la formación se altera, y permeabilidades puede ser sólo 10% a 20% de lo que

eran inicialmente. Los problemas más graves por lo general ocurrir con lodos que

pesen más de 14 lbm / gal. La causa principal de los problemas es el aceite de

orinarse de las multas de agentes de carga y viscosificantes y a partir de esquejes.

4 ORÍGENES DEL DAÑO DE FORMACIÓN

Esta sección describe los orígenes del daño de formación y revisa las operaciones

típicas así, incluyendo perforación, cementación, terminación, empaque de grava,

la producción, estimulación y de inyección para mejorada de petróleo la

recuperación. Todos son fuentes potenciales de daños.

El daño también es comúnmente clasifica por sus asociados así de operación

(Tablas 14-3, 14-4 y 14-5).

4.1 Perforación

Invasión sólidos del fango

Sólidos del fango pueden llenar progresivamente la porosidad de la roca del

yacimiento si se le obliga a la zona de pago.

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Los intentos posteriores para iniciar la producción o inyección con los caudales

moderados o altos pueden causar estos materiales para salvar y

severamente disminuyen la permeabilidad de la zona vecina al pozo.

Tales procesos dañinos se limitan generalmente a las primeras pulgadas

alrededor del pozo (un promedio valor de 3 en. se utiliza comúnmente), pero la

reducción de la permeabilidad resultante puede ser tan alta como 90%. Invasión

de la formación rocosa de fluido de perforación sólidos se favorece por

Gran tamaño de los poros de la roca formación (Brownson et al., 1980)

Presencia de fisuras y fracturas naturales en el depósito

Pequeño tamaño de las partículas de los componentes sólidos del fluido de

perforación (el tamaño de partícula inicial de agentes de carga y

perdido circulación preventores es generalmente grueso, pero puede

ser fragmentado por la broca) (Abrams, 1977)

Tasa de perforación bajo que resulta en la destrucción mudcake (Aumento

de barro pérdida) y de larga formación- tomud tiempo de contacto

Velocidad de circulación de fluidos de perforación de alta (mudcake

erosión)

Densidad del fluido de perforación de alta causando gran sobrebalance

presión (Givens, 1976)

Raspado de revoque, presión provocando oleadas y el aumento de la

formación-to-barro tiempo de contacto durante los viajes de bits (Records,

1976).

El uso de salmueras claras (que no contienen partículas materiales) como

fluidos de perforación minimiza la formación invasión de las multas, pero puede

crear una gran pérdida de líquidos en la matriz de la roca.

Cuando se perfora una formación con fracturas naturales, cierta pérdida de lodo

que se espera en la fractura naturales sistema. Debido a las fracturas

naturales son importantes para flujo de depósito, evitando la pérdida de lodo a la

fractura sistema mediante el uso de un control de pérdida de fluido de alta calidad

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sistema es crucial. Si las fracturas naturales son ya dañado por el lodo, el éxito de

la limpieza dependerá de cómo se perdió mucho barro y el tipo y la condición

del lodo cuando estaba perdida. Si se utilizó un lodo de bajo contenido de sólidos

en un sistema de con sobrebalance mínima, poco daño puede tener ocurrido. Si

un sistema de lodo de alto peso con una gran importe de las multas se

utilizó o si el sobrebalance perforación fue alta (más de 2 lbm / gal

sobrebalance equivalente), el daño puede ser grave.

4.2 Cementación

• Lavadores y espaciadores

La eliminación de lodo de perforación, aunque necesaria para la mejora de la

unión cemento, normalmente exacerba daño de la formación a través de

cualquiera de aumento de líquido pérdida o incompatibilidad problemas

con cemento lavados y los espaciadores.

La duración de un trabajo de cementación se compara corta con la duración

de la perforación a través de un pago zona. La profundidad máxima de invasión

por el filtrado de cualquiera de espaciadores o lechadas de cemento es una

pocas pulgadas, que es insignificante en comparación con el pocos pies

de la invasión de filtrado de lodo de perforación. Esto hace no significa que la

pérdida de cemento o separador de líquidos debe descuidarse. El mal control

de pérdida de fluido puede resultar en fracaso laboral prematura por la pérdida

completa de cualquiera los fluidos de pre-limpieza (volúmenes

insuficientes) y posteriores contaminación (y fuerte gelificación) de la lechada de

cemento por el fluido de perforación o deshidratación de la propia lechada de

cemento.

Lechadas de cemento

La amplia distribución de tamaño de partícula de cemento granos, junto con el uso

de alta eficiencia agentes de pérdida de fluido, da como resultado partículas

limitado y la invasión de filtrado de lechadas de cemento (Jones et al., 1991b). Sin

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embargo, hay cuatro casos donde grandes impedimentos de permeabilidad

pueden ocurrir:

El valor de pH relativamente alto de lechada de cemento filtrado es

particularmente perjudicial para las formaciones minerales de arcilla. Los

iones de calcio liberados por cemento partículas se intercambian

rápidamente arcillas cerca el pozo, y la modificación resultante de la

composición filtrada hace que sea un desestabilizador perfecto fluido en

términos de capacidad de dispersión.

Cemento filtrado que entra en contacto con connate salmueras que

contienen altas concentraciones de calcio puede provocar la precipitación de

calcio carbonato de cal.

Lodos overdispersed (sin valor de rendimiento) promover la rápida separación

de partículas de cemento en la parte inferior y el agua en la parte superior del

cemento columna. Una gran invasión de agua libre albedrío más

probablemente llevará a cabo, y el bloqueo de agua resultante puede ser

significativo.

Pérdida de cemento para el sistema de fracturas naturales es un problema

catastrófico cuando se utiliza un entubado y finalización perforada a través

de formaciones con sistemas de fracturas naturales. En el lado de la otra, así

comparaciones, la pérdida de cemento en las fracturas naturales en la

zona de pago se ha demostrado que disminuye la producción hasta el

punto donde la zona no puede fluir eficazmente. Una vez que el cemento se

pierde en la fractura sistema, la fracturación hidráulica o sidetracking y volver

a perforar el pozo son las mejores alternativas. En algunas formaciones

de carbonato, fracturamiento ácido puede ser beneficioso.

4.3 Perforado

Las perforaciones son el punto de entrada de la formación al pozo, y todo el flujo

en una, la terminación perforada entubado debe pasar a través de estos túneles.

Aunque la calidad de la perforación es a veces pasado por alto en el búsqueda de

razones por las que un bien no produce como era de esperar, en cualquier

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momento se sospecha que el daño de formación las perforaciones se deben

examinar primero.

La perforación siempre causa de daño adicional, sobre balance Extreme (EOB) de

perforación se ha utilizado expresamente para reducir el daño a los túneles de los

disparos pozos.

• Perforación ligeramente sobre balance formación siempre fuerzas y escombros

arma contra las paredes de perforación y disminuye la permeabilidad cerca de las

perforaciones (Keese y Oden, 1976).

• Perforación ligeramente perder el equilibrio en los fluidos que contienen

partículas produce un efecto similar (Pablo y Plonka, 1973; Wendorff, 1974) y

también construye una densa torta, impermeable sobre las paredes de

perforación.

• La penetración de la perforación insuficiente no daño de perforación de

derivación (Klotz et al, 1974;. Semanas, 1974). Penetración también disminuye

con la formación tensión efectiva (Saucier y Tierras, 1978), un definitivo

preocupación en pozos profundos.

• Si la presión bajo balance necesario para alcanzar perforaciones libres de daños

se estima de forma incorrecta, la diferencia de presión insuficiente limitará daños

eliminación (Hsia y Behrmann, 1991; Behrmann, 1995; Bird y Dunmore, 1995),

mientras que las diferencias de presión excesivas conducen a el influjo de arena

en el pozo

• Baja densidad de perforación restringe el flujo.

Las armas y los procesos deben dejar perforantes orificios de entrada adecuados

para la cantidad de líquido que fluye en el pozo. Esto puede ir desde un solo

disparo cada otro pie en baja velocidad, formaciones homogéneas (Alta

permeabilidad vertical) a tantos como 12 a 16 disparos por pie (spf). La mayoría

28 de 58

de las formaciones difieren en vertical, a la permeabilidad horizontal, con

permeabilidad horizontal de 3 a más de 10 veces.

Esta propiedad hace que la densidad de perforación crítico, sobre todo si hay

laminaciones de lutitas en la zona de pago. Si muy pocos perforaciones se utilizan

en una zona de laminado o muy estructurado (muchos verticales barreras de

permeabilidad), entonces el flujo de la zona de la voluntad ser sólo una fracción de

lo que una terminación de pozo abierto podría ser.

4.4 Empaque de grava

Mecanismos de daño Formación pueden afectar grava paquetes. Empaques de

grava son técnicas de exclusión de arena, esencialmente filtra, frente a la cual las

multas de formación se espera que salvar. Es casi una verdad universal que los

empaques de grava se deterioran con el tiempo, causando una reducción

progresiva del rendimiento también.

Esto está en contraste con los métodos actuales de control de la producción de

arena y fracturamiento de alta permeabilidad (llamado frac y pack), en el que el

rendimiento también mejora con el tiempo.

Las principales fuentes de daño en los empaques de grava son

• Colocación incorrecta del paquete de grava (perforaciones permanecer vacío o el

espacio anular entre la carcasa y la pantalla se llena de forma incompleta), lo que

permite la perforación llenado de arena de formación, el paquete de fluidificación y

posterior entremezcla de arena y grava en el caso de picos de presión (Stadalman

et al., 1985; Jones et al, 1991a.; Chuah et al., 1994)

• Daños por geles intactas o partículas de formación durante la colocación, como

resultado de la perforación incompleta limpieza (Sparlin, 1974)

• Invasión de materiales de control de pérdidas (LCM) (Blanton, 1992; McLeod y

Minarovic, 1994; Hodge et al., 1995)

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• Droga hilo, pintura, óxido y residuos de polímeros forzado entre la arena y la

grava formación paquete durante la colocación

• Tamaño inadecuado de grava, lo que de empaque de grava invasión de multas

de formación durante la producción (Gulati y Maly, 1975)

• Pantallas con ranuras demasiado grande (no conservan grava) (Flanigan, 1980)

o con ranuras demasiado estrecho que obstruirse y reducir la producción.

4.5 Reacondicionamientos

Los diversos tipos de daño de terminación y fluidos de reacondicionamiento son

similares a los daños creados por los fluidos de perforación (Eaton y Smithey,

1971; Patton y Phelan, 1985):

• Alteración de la permeabilidad de rocas de la formación y deterioro de la

productividad de perforaciones por suspensión de sólidos (Rike, 1980; Rike y

Pledger,

1981), incluyendo las bacterias y los residuos de polímeros (Lissant, 1974)

• Problemas comunes resultantes de la invasión de filtrado: hinchazón de la arcilla

y la dispersión (Azari y Leimkuhler, 1990a, 1990b), bloques de agua (Oudeman et

al., 1994) y bloques de emulsión, y la precipitación escala.

La necesidad de utilizar, fluidos de reacondicionamiento filtrados limpias durante

mucho tiempo ha sido reconocido (Fig.).

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FIGURA 7: REDUCCIÓN APARENTE DE LA PERMEABILIDAD\


Técnicas colocar estos líquidos adecuadamente sin Contamin Para baja

permeabilidad del yacimiento, ni uno es mucho de un factor. Como los aumentos

de permeabilidad, daños apuntalante-pack (y su evitación) se vuelve cada vez

más importante, mientras que el daño a la cara reservorio es relativamente poco

importante. En altas permeabilidades, ambos son importantes, con fractura- daños

rostro que domina a muy altas permeabilidades.

La selección de los fluidos de fracturamiento, concentraciones de polímero y los

interruptores es fundamental en el tratamiento de estos temas. Ruptura incompleta

de los polímeros en fluido de fracturación es la causa más obvia de daño dentro

de las fracturas hidráulicas (Gidley et al., 1992), así como la mala selección de

agente de sostén fluidos de fracturamiento (Brannon y Pulsinelli,1990) y

desprendimiento formación rocosa o se introducían en la empaque de apuntalante

(Strickland, 1985). Es cierto daño en la roca formación es la consecuencia de la

excesiva pérdida de fluido en los depósitos de alta permeabilidad cuando

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polimerización geles de base se utilizan en combinación con ineficiente agentes de

pérdida de fluido (Elbel et al, 1995;.

Parlar et al., 1995). Estos daños son generalmente severa y por lo general no se

puede mejorar con tratamientos de la matriz.

Para aliviar este problema, libre de polímero, Se han propuesto fluidos a base de

surfactantes (Stewart et al., 1995); sin embargo, no pueden ser utilizados en el

ausencia de petróleo crudo, que se requiere para romper las micelas de

tensioactivo.

• Mala recuperación de carga de líquidos

Recuperación típica carga de líquido en un tratamiento de estimulación o el

tratamiento de recuperación puede variar desde tan poco como 20% a 100%.

Fluidos de carga pueden invadir y quedar atrapado en la formación mediante la

introducción de la poros capilares más pequeños durante las presiones de

inyección más altas,

O pueden arcillas capa con alta microporosidad (Una condición en la que un área

superficial grande existe para revestimiento de agua o la captura).

Una vez que la presión de inyección se libera, la presión capilar efectos sostendrá

importantes volúmenes de fluido en la formación. En algunas formaciones, más de

50% del fluido de carga puede ser atrapado después de un tratamiento, y sin

embargo, la formación no puede aparecer dañada.

La mayor parte del flujo es a través del sistema de poros más grandes y fracturas

naturales, y por lo general estos pasajes limpiar rápidamente. Los pasajes más

pequeños poros puede trampa de líquido embebiendo o absorberlo, pero tienen

ningún efecto real sobre el flujo a través de la formación.

4.6 Tratamientos de estimulación y correctivas

La limpieza del pozo

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Cuando los pozos se limpian para eliminar los depósitos o productos de corrosión

de la tubería, las altas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la

zona de pago. El cuidado extremo debe ser dedicado a la prevención de estas

suspensiones de ser forzado en el

medio poroso. Particularmente peligroso son compuestos que son solubles en el

líquido de limpieza, porque no pueden formar tortas impermeables que impiden la

formación de invasión. Rust en ácido (Gougler et al., 1985) o parafinas en aceite

caliente (Newberry y

Barker, 1985) son los dos compuestos más típicos del pozo redisueltos. Ellos

reprecipitar en la formación y causan extensa, grave y por lo general permanente

daño.

Tratamientos de ácido

Problemas ya encontradas en otras fases de la vida de un pozo también pueden

ocurrir durante los tratamientos de acidificación, especialmente en casos de

diseño apropiado. Éstos incluyen

- Daños materiales de la tubería de entrar en la formación de roca

- Aceite de humectación del depósito por tensioactivos, especialmente los

inhibidores de la corrosión (Crowe y menor, 1982), que puede crear bloques de

emulsión

- bloques de agua

- Deposición de asfaltenos / parafina cuando se inyectan grandes cantidades de

ácido.

Además de estos procesos perjudiciales comunes, deterioro de la producción

específica puede ser resultado de un mal diseño de tratamientos de acidificación.

Estas deficiencias incluyen los siguientes:

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(Moore et al, 1965; Houchin et al, 1990) (Knobloch et al., 1978) - lodos producidos

por reacción entre ácidos y asfaltenos, especialmente en la presencia de algunos

aditivos (en particular agentes tensioactivos) o hierro disuelto (Jacobs y Thorne,

1986)

- Desconsolidación de la roca formación causada por la disolución excesiva de los

materiales de cementación por los ácidos

- La precipitación de los subproductos de la reacción de ácidos con minerales de

formación (Boyer y Wu, 1983; Gadiyar y Civan, 1994)

- Precipitación causada por algunos agentes secuestrantes añadió a los ácidos

para evitar problemas de hierro si se sospecha presente hierro (Smith et al, 1969).

- Deterioro de la permeabilidad por residuos de inhibidores de la corrosión (Crowe

y menor, 1985) o producido a través de la degradación térmica de polímeros, tales

como reductores de fricción (Woodroof y Anderson, 1977)

- Disolución de arenas de carga, de forma limitada, en los pozos empacados con

grava hidráulicamente fracturados y (Cheung, 1988; Yeager, 1990).

Tratamientos de fractura

Los daños resultantes de la fracturación hidráulica adopta dos formas distintas:

daños en el interior del mismo (daños apuntalante-pack) y daño normal a la

fractura de entrometerse en el depósito (daños fractura-cara) fractura. La primera

generalmente ocurre debido a la ruptura inadecuada del polímero fluido de

fracturación; la segunda se produce debido a pérdida de fluido excesiva.

Dependiendo de la permeabilidad del yacimiento, el impacto de estos dos daños

varía.

Para baja permeabilidad del yacimiento, ninguno de los dos es mucho más de un

factor. Como los aumentos de permeabilidad, daño del empaque de apuntalante (y

su evitación) se convierte cada vez más importante, mientras que el daño a la cara

embalse es relativamente poco importante. A altas permeabilidades, ambos son

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importantes, con la cara fractura-hablaba del daño a muy altas permeabilidades.

La selección de los fluidos de fracturamiento, concentraciones de polímero y los

interruptores es fundamental en el tratamiento de estos temas. Ruptura incompleta

de los polímeros

en fluido de fracturamiento es la causa más evidente de daño dentro de las

fracturas hidráulicas (Gidley et al., 1992), así como la mala selección de los fluidos

de fracturamiento apuntalante (Brannon y Pulsinelli, 1990) y la formación de

desprendimientos de roca o se introducían en la

empaque de apuntalante (Strickland, 1985). Es cierto daño en la roca la formación

es la consecuencia de pérdida de fluido excesivo en yacimientos de alta

permeabilidad cuando polimerización

geles de base se utilizan en combinación con agentes de pérdida de fluido

ineficientes (Elbel et al., 1995; Parlar et al., 1995). Estos daños son generalmente

grave y por lo general no se puede mejorar con tratamientos de la matriz. Para

aliviar este problema, se han propuesto-polímero libre, fluidos a base de

surfactantes (Stewart et al., 1995); sin embargo, ellos no se pueden utilizar en

ausencia de petróleo crudo, que se requiere para romper las micelas de

tensioactivo.

Mala recuperación de carga de líquidos

La recuperación típica de carga de fluido en un tratamiento de estimulación o

tratamiento reparador puede variar desde tan poco como 20% a 100%. Fluidos de

carga pueden invadir y quedar atrapados en la formación mediante la introducción

de los poros capilares más pequeños durante mayores presiones de inyección, o

pueden arcillas capa con alta microporosidad (una condición en la que existe una

gran superficie para el recubrimiento de agua o la captura). Una vez que se libera

la presión de inyección, efectos de la presión capilar sostendrán importantes

volúmenes de fluido en

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la formación. En algunas formaciones, más de 50% de la carga de fluido puede

quedar atrapado después de un tratamiento, y sin embargo, la formación puede no

aparecer dañada.

La mayor parte del flujo es a través del sistema de poros más grandes y las

fracturas naturales, y estos pasajes suelen limpiar rápidamente. Los pasajes de

poros más pequeños pueden fluido trampa embebiendo o absorberlo, pero no

tienen ningún efecto real sobre el flujo a través de la formación.

4.7 De producción o inyección normal operaciones

• Formaciones no consolidadas

Formaciones que son capaces de liberar partes de la matriz durante la producción

o después de la estimulación plantear problemas que tratan especiales.

Aunque estas situaciones se piensa comúnmente en como-control de arena

problemas en vez de daño de formación, el efecto de arena móvil y la caída de

presión causada por túneles colapsados formación se parecen mucho a la efecto

de daño de formación. Algunos embalses no pueden ser producido con caudales

altos o grandes detracciones sin ser afectado adversamente. Permanente daño,

que no se puede quitar simplemente por la reducción de la tasa de producción,

puede ser creado.

Un problema importante es el movimiento de finos en la formación en respuesta a

cualquiera velocidad de flujo o cambios en la salinidad del fluido que fluye.

Limos y arcillas nativas vagamente unidos a poro paredes se pueden poner en

movimiento por las altas tasas de flujo (Hower, 1974;. Holub et al, 1974),

especialmente cuando dos o más se producen fluidos inmiscibles al mismo tiempo

(Muecke, 1979; Sengupta et al,.1982). Dependiendo de su tamaño de partículas,

que pueden ya sea gargantas bloque de poro en las inmediaciones de su inicial

ubicación o migrar hacia el pozo.

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Si las partículas que migran llegan al pozo o puente sobre la garganta de poro

entradas depende su concentración original en la formación, su tamaño, la medida

del aumento de su concentración cerca del pozo (debido a flujo radial) y el caudal

máximo (Vaidya y Fogler, 1990; Gunter et al., 1992; Oyenenin et al., 1995).

Bridging se promueve cuando uno o más de estos parámetros se incrementan.

Bridging es menos perjudicial que el bloqueo debido a un corto período de flujo

inverso, seguido por la producción a una tasa de flujo menor que en el que ocurrió

puente, puede puentes mecánicamente dispersas (Fig.). Sin embargo, esto no se

puede lograr cuando el puente aglomerados se cementan previamente por

precipitados (asfaltenos o escalas) o estabilizado químicamente a través de la

inyección de floculantes (tales como estabilizadores de arcilla).

FIGURA 8: EFECTO DE PRESIÓN


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5 IDENTIFICACIÓN Y DE LABORATORIO LA SELECCIÓN DEL

TRATAMIENTO

Los objetivos de los experimentos de laboratorio son identificar daño potencial y

selección de ayudas de la óptima fluido de tratamiento y el diseño. Para lograr

estos objetivos, el material de formación (núcleos), producen líquidos y material

dañado se deben analizar.

Estudios de flujo básico definitivo y pruebas de solubilidad son por lo general se

requiere para identificar el origen de los daños y para ayudar a determinar el mejor

procedimiento para daños eliminación.

5.1 Identificación de daños

• Análisis Core

El análisis detallado de los núcleos de formación es requerido para diseñar el

tratamiento de eliminación de daños.

Es difícil determinar la mineralogía formación sin el uso de núcleos (la pared

lateral o convencional).

Núcleos convencionales se recomienda completar el análisis porque núcleos

laterales puede estar contaminados con fluidos de perforación y puede que no ser

representativa de la formación. Si la pared lateral se utilizan núcleos, el análisis

deben realizarse en núcleos de duplicados.

• Mineralogía Formación

La mineralogía de la formación es un parámetro importante que afecta el éxito de

la estimulación. El conocimiento de la petrografía de la formación es esencial para

comprensión de lo que la respuesta de la roca (formaciones materiales) será la de

cualquier líquido. La relación entre la roca y el fluido de tratamiento depende de

los minerales presentes y la posición de los minerales dentro de la matriz de la

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roca. Las técnicas analíticas utilizadas para caracterizar la mineralogía son

Difracción de rayos X (XRD), SEM y sección delgada análisis.

Análisis XRD proporciona una identificación rápida y precisa del material cristalino

de la roca matriz. Cada material cristalino tiene una específica

Patrón de XRD. Los tipos y cantidades de arcillas y feldespatos pueden

determinarse cualitativamente mediante DRX. Depósitos de cal cristalina también

puede ser identificados usando XRD.SEM proporciona información sobre

mineralogía y la morfología y el tamaño de los materiales de poros de

revestimiento.

Análisis elemental cuantitativo y la identificación de minerales se puede lograr

mediante el uso de esta técnica en junto con espectrofotometría de energía

dispersiva

(EDS). Las principales ventajas de SEMEDS análisis sobre microscopía de luz son

la profundidad del enfoque y ampliación. Las técnicas son útil para observar la

estructura de plaquetas de arcilla y los análisis. Las estructuras de esmectita,

caolinita, clorito y illita se muestran en la

Análisis de corte fino se utiliza ampliamente para estudiar roca estructura y

cuantificar minerales.

Adicionalmente, cementación mineral y los tipos y la ubicación de poros pueden

ser identificados. La roca se impregna con una resina de color azul para llenar la

interconectada porosidad. Una delgada (aproximadamente 30 micras de espesor)

rebanada se corta perpendicular a la ropa de cama avión, y las superficies son

pulidas. Usando una microscopio polarizado, los minerales pueden ser observado

por luz transmitida porque tienen propiedades ópticas característicos. La

estructura de poros se identifica fácilmente por la resina azul.

• Humectabilidad Formación

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La mayoría de las formaciones de arenisca (o carbonatos) son humedecida con

agua. En ocasiones, las formaciones de aceite mojado son encontró,

especialmente cuando el aceite producido es un aceite de baja gravedad. En

algunas situaciones, la formación parece ser aceite mojado porque del petróleo

producido y los tensioactivos naturales presentes en el aceite; sin embargo,

cuando se retira el aceite usando apropiado disolventes, la formación puede ser

humedecida con agua. ¿Cuándo el aceite se adhiere a la matriz de la roca fuerte,

debe ser removido antes de la mineralogía o Test- reactividad

5.2 La selección del tratamiento

La solubilidad del material de formación o daño, el tratamiento de la compatibilidad

del fluido y los estudios de flujo del núcleo debe llevarse a cabo para ayudar a

diseñar el mejor tratamiento para la eliminación de daños y para seleccionar el

producto químico productos que son los más compatibles.

• Pruebas de solubilidad

- Material de la formación

Calcita, dolomita y ankerita son solubles en HCl y sistemas ácidos barro. Arcilla y

limo son solubles sólo en sistemas ácidos de barro. Debido a su alto superficie,

arcillas y otras multas son mucho más reactivo con ácido barro que los granos de

arena son. La solubilidad total del material de formación es la suma de la

solubilidad de cada mineral en la muestra de la formación. Los minerales distintos

de los carbonatos también son solubles en HCl; por lo tanto, solubilidades se debe

utilizar con precaución. Estos minerales incluir sulfatos (por ejemplo, anhidrita),

hierro óxidos y halita. Las solubilidades de común minerales.

Pruebas de solubilidad se realizan bajo laboratorio ideal condiciones y por lo tanto

exhiben la la máxima solubilidad formación. La estructura de la roca y la posición

de cada mineral en relación a las trayectorias de flujo en la matriz de la roca puede

resultar en diferentes solubilidades durante real operaciones de acidificación.

Solubilidad determinado en el laboratorio no es un valor definitivo para la la

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máxima solubilidad que pueda resultar durante el proceso de acidificación, pero

proporciona directrices como a la que fluidos de tratamiento son más aplicables.

Una combinación de resultados de la prueba de solubilidad y XRD se utiliza

comúnmente para estimar el carbonato, limo y arcilla minerales y otros contenidos

minerales en la matriz de la roca. Determinación de la solubilidades de ácido de

los diversos materiales en HCl y ácido barro determina la solubilidad total.

Cuando se utilizan los resultados en conjunción con Análisis de XRD, la

composición se puede determinar mediante el siguiente procedimiento.

La solubilidad total en el HCl se utiliza típicamente como una estimación del

contenido total de carbonato.

6 ESTRATEGIAS Y PREOCUPACIONES DE TRATAMIENTO

Una vez que el daño y su origen se han caracterizado, las medidas correctoras

correcta se pueden tomar. Vario tipos de daños pueden coexistir porque casi

FIGURA 9: APARATO DE PRUEBA DE FLUJO DEL NÚCLEO


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FIGURA 10: ARENISCA CARBONATO CEMENTADO AL ÁCIDO BARRO


Cada operación realizada en el pozo (perforación, terminación, reparación de

pozos, la producción y la estimulación) es una fuente potencial de daño (Krueger,

1986).

La eficiencia de un tratamiento matriz en areniscas depende principalmente de la

eliminación de los daños que afectan a la productividad o la inyectividad (Williams

et al., 1979).

Esta restricción es usualmente mostrado por menor un general nivel de o más

cortante que disminución prevista en la producción.

La extensión del daño se estima típicamente uso presión análisis transitorio.

Las características físicas, no el origen, de la daños a determinar el fluido de

tratamiento. Un fluido puede ser utilizado para tratar las ocurrencias del mismo tipo

de daño, independientemente de lo que causó el daño. Siete básico tipos de

daños.

Cuando el daño de formación ha reducido la productividad de un pozo,

acidificación de la matriz es por lo general el tratamiento adecuado, aunque la

perforación con profunda penetrante agujeros puede ser una alternativa listo para

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poco profunda daños. Típicamente, daño de formación se asocia con obstrucción

parcial de la matriz de la roca alrededor la pozo. El objetivo de acidificación de la

matriz es quitar el daño o la derivación mediante la creación de canales, tales

como agujeros de gusano. Cuando acidificación de la matriz o

nue- vos disparos no es posible, un corto fracturación apuntalante el tratamiento

puede ser una alternativa.

Tratamientos de acidificación Matrix eliminar los daños causados por la inyección

de fluidos reactivos en la porosidad natural del depósito en "Matrix" (sub)

fracturamiento tarifas y presiones. Estas tasas relativamente bajas y presiones son

necesarias para eliminar el daño situado en el área cerca del pozo. La velocidad

de flujo también está limitado a evitar la fracturación de la formación, lo cual

resultar en la pérdida de tratamiento fluidas detrás de la dañado zona.

Ácidos inorgánicos barato y fácilmente disponible, tal como HCl o ácido hidro fl

uoric (HF), se utilizan para disolver algunos de los materiales dañinos,

constituyentes de rocas o ambos. Un cierto volumen de ácido se bombea en la

formación para restaurar cerca de pocillos permeabilidad (areniscas) o para

aumentar la permeabilidad de la roca (carbonatos).

Las estrategias de tratamiento para la distinta formación daños discutidos

previamente son revisadas en las siguientes secciones. Además, las estrategias

para algunos Se discuten los tipos comunes de daño del pozo.

6.1 Multas y arcillas

Migración multas

El tratamiento de las multas móviles puede ser logrado por cualquiera de

prevención (utilizando un control de arcilla proceso) o remoción. La eliminación de

la migración de multas en formaciones de arenisca se logra mejor por tratamiento

con un líquido que contiene HF y la mezcla de HCl

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FIGURA 11: LA SELECCIÓN DEL TRATAMIENTO Y LA NATURALEZA DEL

DAÑO


Los ácidos de barro de uso común.

Penetrando profundamente sistemas ácidos, que contiene flujo ácido, muestran

una buena posibilidad de que las partículas destrucción y extender un cierto

potencial para la estabilización de arcilla.

Fractura de la formación es también un tratamiento posibilidad porque el efecto de

lineal flujo en las paredes de la fractura tiene una menos perjudicial efecto en la

producción de radial hacia adentro flujo en un pozo no fracturado. El éxito de

ambos arcilla eliminación control y multas depende de la profundidad magnitud del

problema movimiento multas. En muchos casos, la punta de pantalla cabo (TSO)

Diseño fractura uso un corto fractura por daños de bypass es una mejor

alternativa.

Sistemas de HCl se utilizan normalmente para quitar multas daños en una

formación de carbonato. Porque el multas no se disuelven, pero se dispersan en

naturales fracturas o los agujeros de gusano que se crean, N2 es por lo general se

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recomienda para ayudar a eliminar multas cuando el pozo tiene una presión de

fondo bajo.

arcillas Hinchazón

La eliminación de esmectita se logra generalmente con HF o ácido uoboric fl,

dependiendo de la profundidad de penetración. En el caso de arcilla-hinchazón

profunda problemas (más de 2 pies), el mejor tratamiento es por lo general una

fractura de eludir el daño.

formaciones no consolidadas

Dos problemas básicos determinan el método de tratamiento para las formaciones

no consolidadas. Si la formación se mueve como discreta grande partículas (es

decir, el edificio bloques de la formación se mueven), a continuación, la problema

es la falta de cementación entre el granos para las fuerzas de producción

aplicadas y la formación se clasifica como una formación de baja resistencia.

Tratamiento formaciones de baja resistencia puede ser difícil si la materiales de

cementación son reactivos con el fluido que se inyecta para eliminar el daño de

formación o para mejorar permeabilidad.

Afortunadamente, la cementación materiales en la mayoría de las formaciones de

tener una superficie pequeña zona y son menos reactivos con ácidos que con

multas o partículas de arcilla en los poros de la roca.

Cuando formaciones expulsan grandes granos en el pozo, puede ser beneficioso

para agregar adicional perforaciones para reducir la velocidad a través de la frente

a la formación o para diseñar una fractura para reducir la reducción.

(Es común para fracturar formaciones con permeabilidades superior a 100 md.)

Estas fracturas son por lo general los diseños TSO que proporcionan a corto, muy

fracturas conductoras que pueden reducir la reducción y control de movimiento de

arena por tanto reducción de la presión y el uso del agente de sostén en el

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contactos de la interfaz de un empaque de grava como una "información"

empaque de grava.

El tratamiento de los problemas de astillamiento es extremadamente difícil.

Fracturas apuntaladas pueden ayudar a contener la formación y extender la

reducción de reducir la fuerza de desprendimiento, aunque astillamiento

totalmente detención puede ser imposible. Una de las claves para el tratamiento

selección es si el desprendimiento es causado por la alta presiones iniciales que

se agotan rápidamente o por cargas mecánicas cíclicas que se repita. Si de alta

inicial la presión es el problema, una limpieza puede bastar.

Si el ciclismo es el problema, un control permanente método es la mejor solución.

Métodos de control incluir empaque de grava, embalaje fractura, selectiva

perforado (a lo largo del eje de la fractura) y algunos métodos de plástico de unión.

6.2 Báscula

Varios disolventes disuelven escalas, dependiendo de su mineralogía. Los

tratamientos más comunes para el escamas en un pozo son los siguientes:

Escala de carbonato (CaCO3 y FeCO3) -HCl voluntad se disuelven

fácilmente todas las escalas de carbonato de si el ácido puede penetrar a la

ubicación escala (Tyler et al., 1985).

El yeso (CaSO4 ⋅ 2H2O) o anhidrita (CaSO4) - Estas escalas de sulfato de

calcio se eliminan con compuestos que convierten el sulfato a un hidróxido

u otra forma de iones seguido de ácido o directa disolventes tales como el

ácido ethylenediamenetetraacetic (EDTA) u otros tipos de agentes.

Después de una calcio disolvedor sulfato con ácido puede duplicar el

cantidad de escala disolvió porque la mayoría de las escalas son mezclas

de materiales y HCl tiene cierta capacidad para disolver las partículas más

finas de sulfato de calcio. La Se prefiere la sal tetrasódica de EDTA porque

su velocidad de disolución es mayor en una ligeramente alcalino valor de

pH; la sal disódica más ácida tiene también ha utilizado, así como otros

fuertes secuestrantes de la misma familia, a pesar de que no muestran una

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marcada diferencia de la ejecución EDTA. Se debe tener cuidado de no

sobre-correr la escala pasado soluciones Disolver o convertidor con ácido

porque reprecipitación masiva de la escala se producirá.

Barita (BaSO4) o celestita (SrSO4) sulfato -Estos escalas son mucho más

difíciles de eliminar, pero su ocurrencia es más predecible. Bario y estroncio

sulfatos también se pueden disolver con EDTA si la temperatura es alta y

tiempos suficientes de contacto son suficientes (por lo general un mínimo

de remojo de 24 horas tiempo para un pozo de 12.000 pies cuadrados con

una temperatura de fondo de pozo de alrededor de 212 ° C [100 ° C];

Clemmit et al., 1985). Eliminación de bario y sulfato de estroncio métodos

son por lo general mecánico. La mayoría química removedores son sólo

ligeramente reactivo, especialmente en depósitos gruesa, pero las mezclas

de sulfato de bario y otras escalas generalmente se pueden eliminar

mediante adecuadamente disolvedores formuladas con suficiente tiempo de

inmersión. Depósitos gruesos deben eliminarse por medios mecánicos o

métodos abrasivos. Se debe tener cuidado cuando se el análisis de los

restos bien para evitar barita etiquetado incorrecto de perforación de

residuos como lodo escala sulfato de bario.

Cloruro de sodio escala cloruro (NaCl) -sodio se disuelve fácilmente con

agua fresca o débil soluciones ácidas (HCl, ácido acético). Rediseñar el

sistema mecánico para evitar la pérdida de calor y agua deserción son

también las posibilidades de tratamiento.

Escalas de hierro, tales como sulfuro de hierro (FeS) u óxido de hierro

(Fe2O3) -HCl con la reducción y secuestrante Agentes (EDTA) se disuelve

estas escalas y previene la reprecipitación de subproductos, como el hierro

hidróxidos y azufre elemental (Crowe, 1985). El tiempo de inmersión de 30

minutos a 4 horas suelen ser beneficiosa en la eliminación de estas escalas

cuando se utiliza ácido. Donde sulfuro de hierro es un depósito de espesor,

la acción mecánica tal como la molienda se sugiere. Chorro de agua por lo

general lo hará No corte a escala sulfuro de hierro, excepto donde se

dispersa con otras escalas o existe como una capa fina.

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Sílice escalas-sílice escalas generalmente se producen como depósitos

finamente cristalizados de calcedonia o como amorfa ópalo y se disuelven

fácilmente por HF.

Escalas Hidróxido: magnesio (Mg (OH) 2) o calcio (Ca (OH) 2) hidróxidos-

HCl o cualquier ácido que suficientemente puede disminuir el valor de pH y

no precipitar sales de calcio o de magnesio se pueden utilizar para eliminar

estos depósitos.

El tiempo de contacto es un factor importante en el diseño de un tratamiento de

eliminación de escala. La preocupación principal en el tratamiento de los depósitos

de incrustaciones es con tiempo suficiente para el fluido de tratamiento para

alcanzar y disolver eficazmente el mayor parte del material escala. El mosto fluido

de tratamiento disolver la mayor parte de la escala para que el tratamiento sea

exitoso.

6.3 Depósitos orgánicos

Depósitos orgánicos son generalmente resolubilized por orgánico disolventes. Las

mezclas de disolventes pueden adaptarse a una determinada problema, pero un

disolvente aromático es un eficiente, fluido de propósito general. Preocupaciones

ambientales han conducido al desarrollo de disolventes alternativos (Samuelson,

1992).

Eliminación de parafina se puede lograr usando calor, raspado o disolventes

mecánica. El calentamiento de la tubería con un engrasador caliente puede ser el

tipo más común de tratamiento. También puede ser el más perjudicial y menos

eficaz en algunos caso. La inyección de aceite caliente de la superficie se derrite

la parafina de las paredes de la tubería, pero la profundidad a la que el fluido

inyectado permanece caliente es una función de la configuración también. Si el

bien se permite a circular por el espacio anular mientras el aceite caliente se

inyecta por la tubería, el calor lo hará no penetran más de unas pocas

articulaciones de tubería de la superficie. El calor se transfiere rápidamente a

través de la tubería de acero a los fluidos en ascenso en el anillo y poca, si alguna,

el calor llega profundamente en el pozo. A medida que el calor aceite se enfría, la

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parafina recogió en la parte superior de el pozo puede precipitar. Si se requiere

lubricación caliente a profundidades mayores de 150 ft, un método alternativo de

colocación debe ser utilizado. Deeper aplicación de calor está disponible con otros

procesos que cuentan con el calor generación como parte de una reacción

química exotérmica.

Los procesos requieren un estrecho control y son generalmente caros.

Raspado mecánico puede ser útil en casos donde extensos depósitos de parafina

deben retirarse de manera rutinaria. Raspar se logra generalmente con línea de

acero y un cortador. En los pozos que utilizan una sarta de varillas, colocando

raspadores en la cuerda puede automáticamente raspar las paredes de la tubería.

Disolvente de tratamiento para separar parafina puede basarse alrededor de un

disolvente aromático de cadena lineal o. La más disolvente apropiado depende de

la específica parafina y la ubicación del depósito. El calor (por lo menos a 130 ° F

[55 ° C]) y la agitación aumentar significativamente la velocidad de eliminación.

Tratamientos de eliminación de asfaltenos utilizan aromático disolventes tales

como xileno y tolueno o disolventes que contienen altos porcentajes de

compuestos aromáticos. La nafta es por lo general no es eficaz como disolvente.

Algunos materiales siendo probado proporcionar beneficios dispersantes sin

estabilizar toda la masa de la asfaltenos. Solvente tiempo de inmersión, el calor y

la agitación son consideraciones importantes para el tratamiento.

6.4 Depósitos mixtos

Depósitos combinados requieren un sistema de doble disolvente, tales como

dispersión de un disolvente de hidrocarburo (por lo general aromático) en un

ácido.

6.5 Emulsiones

Las emulsiones se estabilizan por materiales tensioactivos (tensioactivos) y por

multas extranjeros o nativos. Generalmente, disolventes mutuos, con o sin

emulsionantes-DE, se utilizan para el tratamiento de problemas de emulsión. De-

emulsionantes, que puede funcionar bien en un laboratorio o en un o tanque

separador debido al gran número de gotitas en contacto por unidad de volumen,

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no pueden trabajar por sí mismos en un medio poroso a causa de masstransport

fenómenos en hacer llegar el producto al lugar donde que debería funcionar. Otra

razón por la que no pueden trabajar solo es el mecanismo implicado en romper

emulsiones, que debería provocar la coalescencia de gotitas y luego separación

de fases.

Lodos de hierro catalizada asfálticos son los más difíciles emulsiones se rompan.

Estas emulsiones son catalizadas por el hierro disuelto en el ácido o agua y

parecerse a un polímero reticulado de aceite en algunas instancias. La prevención

es el mejor tratamiento. Un efectivo tratamiento antisludge para la zona y un

ironreducing agente en el ácido son los mejores métodos.

La eliminación de un lodo de asfaltenos existente es generalmente logrado

mediante la dispersión en un disolvente y atacar a los componentes de los lodos

con aditivos diseñado para la limpieza y remoción.

6.6 Bacterias

Prevención de la destrucción de polímero por bacterias es generalmente

manejado con biocidas y monitoreo de tanques. El control de bacterias de fondo

de pozo es más difícil y implica raspar o tratamientos con sodio hipoclorito u otros

oxidantes, seguido de acidificación y luego tratamiento con un biocida eficaz a una

nivelar al menos 1,2 veces el nivel de matanza mínimo. Rotación frecuente del tipo

de biocida también es necesario para prevenir el desarrollo de biocida resistente

cepas de bacterias.

6.7 Partículas inducida enchufar

Sólidos del fango

Para eliminar daños barro poco profundo en las fracturas naturales, un disolvente

o limpiador que se dispersará el lodo debe seleccionarse sobre la base de pruebas

de una muestra de campo del barro. Energizar el fluido con N2 puede ayudar en la

eliminación de las grandes masas de la perforación barro de un sistema de

fractura. La experiencia con lodos de perforación de limpieza de los sistemas de

fracturas naturales muestra que las babosas de lodo de perforación pueden fluir

de nuevo en el tratamiento inicial, y el daño a menudo puede reafirmar como barro

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se mueve desde los límites exteriores de la sistema de fractura en el pozo. Esta

condición puede requerir tratamientos repetidos de la misma alta eficiencia más

limpio, más N2, para conseguir una buena limpieza de los el pozo. El ácido puede

ayudar, pero las pruebas de que el ácido de Se requiere efecto sobre la muestra

de campo barro. Cuando extremadamente grandes volúmenes de peso pesado

barro se pierden, puede ser beneficioso para desviar la bien y redrill la zona

productiva. Cuando sea posible, el sobrebalance lodo de perforación debe

reducirse al mínimo, y el lodo debe ser condicionada para reducir sólidos antes de

la zona de pagos se perforan. Experiencia con la perforación de formaciones

altamente fracturadas ha llevado a la experimentación con la perforación bajo

balance en algunas zonas. Perforación bajo balance puede resultar en solamente

un daño mínimo en la producción de pozos en comparación con el daño creado

por tradicional métodos de perforación. Hay peligros, sin embargo, en de

perforación bajo balance, y el riesgo-beneficio debe ser evaluado cuidadosamente.

Mudcakes suelen ser perjudiciales sólo en pozo abierto terminaciones sin fracturas

importantes (Burton, 1995). En los pozos verticales, por lo general son fácilmente

eliminado mecánicamente en gran medida por caída de presión. En pozos

horizontales largos, la reducción necesaria es casi imposible imponer a cualquier

sección que no sea el talón, especialmente cuando un fluido compresible se

encuentra en el agujero.

Circulaciones para la eliminación mudcake deben llevarse a cabo con espacio libre

mínimo entre el lavado tubería y el pozo para promover la turbulencia.

Mudcake residual en preenvasado pantallas o ranurado terminaciones liners es

particularmente problemático porque puede tapar la pantalla

Fluidos sucios

Cuando se conoce el daño de partículas que se han producido debido a la

utilización de fluidos calidad pobre o sin filtrar, la limpieza depende de encontrar

un disolvente o ácido que puede o bien eliminar las partículas o romper el

estructura de los puentes formados en la formación o sistema de fracturas. Los

agentes tensioactivos, ácidos y disolventes mutuos son por lo general los

materiales más beneficiosos.

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La adición de N2 para proporcionar un impulso de alta energía también puede ser

beneficioso. La decisión de qué tensioactivo o disolvente mutuo utilizar debe

basarse en pruebas básicas o campo respuesta. Incluyendo un gas tal como CO2

o N2 es basado en los requisitos de recuperación de líquidos y sólidos y la

capacidad de descarga del pozo. Para el diseño las operaciones de limpieza de

los daños de partículas, que fluye el bien atrás rápidamente después del

tratamiento ayuda en la eliminación de las partículas. Bajar las formaciones de

presión puede requerir un impulso de gas. En mayor presión formaciones, flujo

natural suele ser adecuada para descargar estos sólidos, especialmente cuando

un correctamente de fluido diseñado se ha utilizado y los sólidos no son más

profunda que la superficie de la cara del pozo. Raspado y limpieza mecánica

puede ejercer influencia sólo hasta la pared del pozo.

Acidificación

El borde delantero de una otra manera efectiva mutua sistema de disolvente y el

ácido puede ser cargado con escombros limpiado las paredes de los tanques y

tuberías. Para esta razón, el borde de ataque del trabajo ácido es por lo general

circulado fuera del pozo utilizando un proceso de llamado decapado de la tubería.

En este tratamiento, ácido y disolventes son inyectados hacia abajo el tubo para

dispersar y disolver el hierro, compuesto para tuberías, barro y otros residuos de la

tubería y luego son distribuidas o invertido fuera del pozo sin ser inyectado en la

formación. Estos puestos de trabajo son extremadamente eficaces cuando el tubo

no se ha limpiado o su condición es desconocida. Los volúmenes de ambos

ácidos y tratamientos aditivos varían de 1 a 21/2 volúmenes de tubos dependiendo

de la condición de los tubulares. Volúmenes de ácidos y solventes mínimos suelen

oscilar De 250 a 500 galones. Tubo recubierto puede reducir el hierro escalar

significativamente, pero otros contaminantes, tales como escala y compuesto para

tuberías, todavía pueden estar presentes.

Si la recuperación de carga de líquido influye en la producción del pozo,

tensioactivos o disolventes mutuos que reducen tensión superficial e interfacial

son generalmente beneficial. Los volúmenes de tratamiento dependen de los

fluidos, la formación y la cantidad de fluido de carga perdieron.

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Inyección de agua

La eliminación de partículas inyectado durante la inyección de agua operaciones

depende de la identidad de la el material y el uso de un limpiador y un ácido para

dispersar el material. Una de las mejores técnicas para la limpieza de pozos de

inyección o pozos de eliminación es el reflujo del pozo tan duro como sea posible

antes de la tratamiento. Esto por lo general elimina suficiente masa desde el pozo

para eliminar la necesidad para la estimulación. Sin embargo, si no refluya

adecuadamente limpiar el pozo, ácido y un disolvente mutuo en volúmenes que

van de 50 a 100 gal / ft son suele ser necesario. Cuando grandes cantidades de

sólidos se espera, el pozo debe backflowed después acidificación. Si arrastre de

aceite y emulsiones son los problema, ácido y un disolvente mutuo puede ser

inyectado y desplazado permanentemente con agua de inyección detrás del

trabajo de acidificación.

6.8 Fluidos de perforación base aceite

La prevención de emulsiones OBM es relativamente fácil. Ya sea un limpiador

surfactante-base que se mezcla después pruebas de OBM específico o un lavado

de xileno más general de la zona que se debe hacer antes del contacto con

cualquiera salmuera de alta salinidad o ácido. Después de que los esquejes y

multas de barro se han limpiado y totalmente waterwetted, los problemas de daño

restantes de humectabilidad se puede revertir con un limpiador de formación o la

mutua disolvente. Ácido se utiliza generalmente como etapa siguiente después de

la limpieza para eliminar las partículas de lodo y limpiar escombros formación. La

eliminación de emulsiones OBM conocidos resultante de la mezcla con salmuera

de alta salinidad o ácido por lo general requiere un lavado con disolvente

aromático o un tratamiento con surfactante especializado que dirige el siltstabilized

emulsión. Evaluación de cualquier limpieza mecanismo o tratamiento utilizando

muestras de laboratorio de OBM debe ser evitado. Sólo las muestras de campo de

la barro son apropiadas para diseñar el tratamiento de eliminación.

Los volúmenes de fluido de tratamiento varían desde 15 a 50 gal / ft de disolvente

aromático o mezcla de tensioactivos, y la agitación y remojo las horas son críticas

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para el éxito del tratamiento. Dificultades de aplicación incluyen la captura de los

fluidos de tratamiento en todo el sueldo en una columna de fluidos pesados donde

la segregación densidad puede ser rápido. Packers y los enchufes son gelificados

la primera línea de aislamiento.

6.9 Bloques de agua

La eliminación de un bloque de agua se puede lograr usando un tensioactivo o

alcohol aplicado como una pre-limpieza a reducir la tensión superficial, seguido de

un pos-limpieza de N2 o CO2 para eliminar el agua de la cerca del pozo área y

saturación de gas Restablecer. Una vez que el agua se ha mezclado con la

tensión superficial de disminución materiales, la eliminación es más fácil. Las

dificultades en este tipo de operación son la colocación del fluido y conseguir una

distribución uniforme del fluido alrededor del pozo. Los tratamientos repetidos

suelen ser necesarias, y dispositivos de inyección selectivos son beneficiosos.

6.10 Alteración Mojabilidad

Daño alteración de la mojabilidad se elimina mediante la inyección de Disolventes

(de inversión) para eliminar el aceite mojar fase de hidrocarburos y luego inyectar

fuertemente waterwetting tensioactivos. Una vez más, un surfactante por sí mismo

lo hará no funciona. La fase de aceite, que normalmente se precipitó asfaltenos o

parafinas, primero debe ser eliminado con un disolvente. (Lo mismo se aplica a un

adsorbido surfactante oleófila.) A continuación, una fuerte orinarse en el agua

tensioactivo puede ser inyectado y se adsorbió sobre la roca minerales. Esto

reduce la tendencia de nuevo hidrocarburo precipita a pegarse a las superficies

minerales y aceite mojar de nuevo.

Para los problemas de condensación retrógrada, la más técnica de tratamiento

adecuado es la inyección de aseado gas natural en una operación periódica

"resoplar". El condensado es recogido por el gas y transportado en el depósito.

Reprecipition requiere la retrógrada del proceso después de varios meses de

producción.

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6.11 El daño del pozo

Daño mecánico de perforación

El proceso de perforación en sí modifica lo local subraya alrededor del pozo,

generando una zona de de la permeabilidad reducida en la zona vecina al pozo

(Dusseault y Gray, 1992). Se ha demostrado que tal daño afecta principalmente

formaciones blandas donde la diferencia entre el mínimo y tensiones máximas

ortogonal a la pared del pozo es grande. En los peores casos, la medida de la

permeabilidad disminución puede ser tan grande como 21 medios pozo diámetros

(Morales et al., 1995), y perforaciones no pasar por alto la zona dañada. Debido a

la permeabilidad deterioro en este caso es el resultado de roca compactación,

acidificación es ineficaz. Apuntalante Corto tratamientos de fracturamiento son

aparentemente el único cura, mayo aunque sobrebalance extrema perforación dar

resultados positivos en algunos casos (Petitjean et al., 1995).

Problemas de tubería

Cada vez que se reduce la producción del pozo, la primera determinación debe

ser establecer que el tubo está abierta y el sistema de elevación está trabajando.

Numerosos problemas de fugas de tuberías para colapsaron tubería puede ocurrir,

y rellenar el tubo es también una posibilidad. Bueno condiciones cambian con el

tiempo, y un realización efectiva al comienzo de la vida del pozo puede no ser

eficaz después de varios años de producción como la disminución de la presión

del yacimiento.

Perforaciones Pobres

El tratamiento habitual para perforaciones pobres es añadir perforaciones

adicionales. En las zonas que son extremadamente laminado, tales como las

arenas arcillosas del Golfo de EE.UU. Costa y otras áreas, de 8 a 12 spf se

considera, pero las averías de perforación adecuados (es decir, los pequeños

fracturas) pueden ser necesarios para la vinculación completa. Baja densidad de

perforación es posible si el pozo será fracturado. Fracturamiento cruzará las

barreras de laminaciones, y en muchos casos de campo ha proporcionado amplios

aumentos de productividad.

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Adición de perforaciones es fácil, pero las típicas 0 ° por etapas, las pequeñas

armas tubing pasante entregan solamente pequeños agujeros y penetraciones

cortas. La más reciente armas-de fondo de pozo de despliegue que proporcionan

mínimo. Se prefieren limpieza y eliminación gradual, especialmente cuando se

realiza la fracturación hidráulica.

Hidratos

Los hidratos son mezclas de hielo y otros elementos, principalmente el gas

natural, que puede parecerse a una sucia depósito de hielo. A diferencia de hielo,

pueden formar a temperaturas mayor que 32 ° F. La formación de hidratos por lo

general se asocia con una disminución de la temperatura o una reducción de la

presión que puede acompañar a la producción de fluidos. Hidrata también puede

formarse en gas de corte lodo de perforación, en particular cuando el barro se

hace circular cerca del fondo marino en lugares fríos.

Taponamiento Soda bobinas y válvulas puede ser un problema grave. La abrasión

de partículas Soda equipo también es posible. La ocurrencia más común de

hidratos es en los pozos de gas con una pequeña cantidad de la producción de

agua. La cantidad de agua respecto a la cantidad de la producción de gas es

crítica. A medida que el corte de agua aumenta, muchos problemas de hidratos

desaparecen.

Los hidratos se impide mediante la adición de un punto de congelación depresor

tal como alcohol o glicol por debajo de la punto de formación de hidratos. También

pueden ser controlados por preservación de la temperatura en el producido fluido

o la eliminación de una fuerte presión gotas que permiten la expansión de gas

para enfriar los líquidos

a sus puntos de congelación.

Llene

Los restos de la formación de la exfoliación en la perforación o pozo puede ser

uno de los inconvenientes más graves a la producción. Rellene el pozo es

fácilmente identificado con una barra de platina en la telefonía fija y es

generalmente eliminado fácilmente utilizando tubería o tubería flexible y las

prácticas de descarga N2 o espuma. Rellene el perforaciones es más difícil

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identificar y mucho más difíciles de eliminar. Cuando relleno en las perforaciones

es sospechoso, nue- vos disparos del pozo es generalmente el método más

directo de probar la teoría y restaurar el bien a la productividad. Donde el llenar es

soluble ácida, la inyección de ácido puede ser útil; Sin embargo, la inyección de

ácido en una perforación que es lleno de desechos pequeños suele ser difícil.

Los problemas del agua

La producción de agua no sólo es un importante económico problema en la

separación de la superficie, pero también causa una reducción importante en la

permeabilidad relativa de aceite y gas. La producción de agua del pozo puede

conducir a problemas importantes como la corrosión, la contrapresión, emulsiones

y el movimiento de la formación o multas. El agua puede fluir desde la parte

inferior (Conicidad), se elevan a través de fracturas o el flujo de la borde de las

fracturas a través de la matriz o en highpermeability rayas. Debido a su baja

viscosidad, el agua fluye mucho más fácil que el aceite, y una vez en el poros de

la roca que es difícil desplazar con fluidos de baja viscosidad, como el gas.

Interrumpir el agua (Control de agua) es una técnica especial y se discute en la

literatura en otros lugares.

Microporosidad

Microporosidad se crea por una serie de arcillas y algunos minerales. Es

simplemente una condición en la que un existe gran área de superficie para el

recubrimiento de agua o atrapamiento. Microporosidad rara vez se presenta un

problema excepto cuando ocupa el área de la garganta de poro de la formación.

En estos casos, se puede atrapar ya sea escombros o agua y el flujo de obstruir.

La eliminación de microporosidad en general, se puede lograr con HF, o

problemas profundos pueden ser anuladas por fracturarse.

7 CONCLUSIONES

Para maximizar el rendimiento, así, los caminos de la formación a la tubería

deberá presentar el más bajo impedancia de presión posible. El logro de esta

condición requiere tanto una terminación bien diseñado y la eliminación del daño

de formación. Las herramientas están una gran variedad de técnicas de

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eliminación de estimulación y daños y los productos químicos que están fácilmente

disponibles. Aun así, aunque la eliminación daño de formación parece fácil

alcanzable, el objetivo de una realización sin daños puede ser difícil de alcanzar.

El problema no es tanto el de encontrar una herramienta, sino el de encontrar la

herramienta adecuada. Un poco la experiencia demuestra que la herramienta

adecuada puede seleccionarse sólo cuando el problema ha sido identificado. El

esfuerzo y expensas, para comprender la naturaleza y la identidad del problema

pueden ser las inversiones más sabias. Los mecanismos de daño más comunes y

sugerido métodos de eliminación se enumeran en las Tablas 14-3, 14-4 y 14-5.

Vale la pena repetir que muchos daños condiciones tienen síntomas similares y

que hay no hay tratamientos universales.

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CAP- 14 características de los yacimientos

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