completacion de pozo 2

DAÑO DE FORMACION

• MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN

• CAUSAS DE DAÑOS A LA FORMACIÓN

• DIAGNÓSTICO DEL DAÑO A FORMACIÓN

TEMARIO

• DAÑO A LA FORMACION – CONCEPTO

El daño a una formación productora es la pérdida parcial o total de la productividad o inyectabilidad de un pozo, generada en forma natural o inducida, como resultado del contacto de la roca / fluido del reservorio con fluidos o materiales extraños a éste, o del obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso de perforación, cementación y completación del pozo; así como del proceso natural de producción.

Producción/Inyección BPD q

PWf

Pre

sió

n d

e f

on

do f

luyen

do

DAÑO A LA FORMACION

0,0070kh (pe-pwf)

Bo (In re + s) rw

Q =

Pwf

flujoPwf

rd

rerw

Pe

Fig. 1. Caídas de presión en el flujo hacia el pozo

PePwf

Pwf

rd

re

MECANISMOS DEL DAÑO DE FORMACION

MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN

Remaining Pore Space

Quartz

Feldspars

Chert

Mica

Framework

Secondary Cement

(Carbonate Quartz.)

Clays (Pore Lining, ie. Illite)

Clays (Pore Filling, ie. Kaolinite)

Porosity Filing Minerals

Constituents Of Sandstone

Interacción roca / fluido

Interacción fluido / fluido

Fenómenos interfaciales

Inversión de la mojabilidad

Daños de tipo mecánico

Daño de tipo biológico



Quartz

Feldspars

Chert

Mica

Framework

Secondary Cement

(Carbonate Quartz.)





Interacción roca / fluido

La temperatura, composición, rate de inyección, el Ph y salinidad de los fluidosInyectados, alteran la mineralogía de la matriz, originando el desprendimiento migración,hinchamiento de las partículas finas (arcillas) y taponamiento de las gargantas porales lo que reduce la permeabilidad de la formación

Estas aguas promueven la hidratación o deshidratación de arcillas hinchables y la dispersión o floculación tanto de arcillas hinchables o no hinchables, como de otros finos de la formación;

Las arcillas de la formación se encuentran en equilibrio con el agua congénita, y al contacto con aguas de diferente composición se produce su desestabilización.

Estas aguas de diferente salinidad y ph, comúnmente conteniendo otros productos como polímeros y surfactantes, provienen del filtrado de lodos, lechada de cemento, fluidos de W.O y estimulación.

así mismo pueden provocar la disolución de materiales cementantes y dispersión de los inestables, permitiendo que partículas finas de la formación como las arcillas y otros minerales, migren a través de los conductos porosos, puenteándose en las gargantas porales y reduciendo en consecuencia la permeabilidad de la formación.

FILTRATE INVASION

PLUG

MOBILE SWELLING FINES

SAND GRAINS

IMMOBILE WATER-WET FINES

OIL



Quartz

Feldspars

Chert

Mica

Framework

Secondary Cement

(Carbonate Quartz.)





Interacción fluido / fluido

La incompatibilidad entre los fluidos del reservorio y los fluidos extraños puedengenerar bloqueos por emulsión, precipitación de sólidos organicos e inorganicos que taponan las gargantas porales y los túneles de los perforados, conllevando arestringir el flujo de producción o inyección

FILTRATE INVASION

PLUG


SAND GRAINS


OIL

FILTRATE INVASION

PLUG


SAND GRAINS


OIL

NATIVE INVASION FILTER CAKE

El radio de invasión de estos fluidos depende de la K de la formación, de su energía y de su interacción con sus fluidos (petróleo, agua), así como con los componentes mineralógicos de la roca.

La penetración de los fluidos extraños a la formación generalmente no es profunda en pozos con energía, y en los de baja energía puede llegar a 10pies.

La severidad del daño por invasión de fluidos se incrementa por presencia de finos de la matriz o de materiales externos

MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓNFenómenos Interfaciales

Hay daños causados por los fluidos, que involucran cambios en la viscosidad aparente de la fase oleica, o un cambio en la permeabilidad relativa al petróleo. A veces se cree que estos tipos de daño son temporales, ya que los fluidos son móviles, y pueden sacarse; sin embargo, en la práctica, es muy difícil eliminar este tipo de daño.

Bloqueo por agua Bloqueo por agua es una reducción en la permeabilidad relativa al petróleo por el incremento de la saturación de agua en el medio poroso en las cercanías del pozo. Los bloqueos por agua pueden ocurrir cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de perforación, terminación o reparación, o por comunicación con una zona productora de agua. La región de alta saturación de agua resultante, cerca del pozo, reduce la permeabilidad de la formación al petróleo. Un bloqueo por agua, en general, se elimin por sí sólo.

Un bloqueo por agua se identifica por un repentino incremento del porcentaje de agua en la producción, o una ausencia de producción, generalmente después de una reparación en un pozo, donde se ha usado agua o salmuera. Si el pozo produce, es fácil distinguir el bloqueo de una conificación o intrusión de agua, ya que el bloqueo no es sensible a los cambios en la tasa de producción, mientras que la conificación e intrusión disminuirán al disminuir la tasa de producción.

Bloqueo por emulsiones El impacto del bloqueo por emulsión en la productividad del pozo, cuando un banco de emulsión de radio rE y viscosidad μE se halla en el medio poroso, viene dado por las ecuaciones siguientes

))()1()((

)(00707,0 0

w

e

o

feo

we

Inrw

rInB

pphkq

Donde: μE viscosidad de la emulsión, cp μo viscosidad del petróleo, cprE radio del banco de emulsión, pies rw radio del pozo, pies

El bloqueo por emulsión ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. La conductividad de la formación puede quedar reducida a cero. Este fenómeno no es frecuente, pero cuando ocurre, sus consecuencias son desastrosas El mecanismo de la formación de emulsiones en el medio poroso, depende de la introducción de agentes externos. En la práctica se ha hallado que el agua y el petróleo nativos de un yacimiento rara vez forman emulsiones. Para que se forme, se requieren factores externos, por ejemplo, filtrado de fluidos de perforación que se ha saturado de oxígeno en la superficie, al filtrarse a la formación, provocan la oxidación del petróleo, activando los surfactantes naturales. Si además existen partículas finas dispersas en el medio poroso, éstas se colocarán en la interfase, impidiendo la coalescencia de las gotas de la fase dispersa de la emulsión, estabilizándola. Estas emulsiones se hacen más estables cuando las partículas finas tienen una mojabilidad intermedia, esto es su mojabilidad es igual tanto al agua como al petróleo, así pueden concentrarse en la interfase entre el agua y el petróleo y actuar como un escudo mecánico, impidiendo que las gotas de la emulsión se junten


Inversión de la mojabilidad

La acción de surfactantes en los fluidos de perforación, así como la precipitación de asfaltenos en el medio poroso, pueden alterar la mojabilidad de la formación hacia el petróleo, reduciendo así la permeabilidad relativa de la formación hacia éste. Este efecto lo producen, en general, los filtrados de lodos de emulsión inversa.

Daños de tipo mecánico

El medio poroso puede ser invadido por partículas sólidas durante los procesos de perforación, reparación o inyección de agua en el pozo. Dependiendo del tamaño de las partículas, relativo al tamaño de las gargantas de los poros, este daño será más o menos profundo.

También, durante el proceso de cañoneo, se crea una zona muy compactada alrededor de cada una de las perforaciones, cuya permeabilidad puede ser de sólo el 10% de la permeabilidad original de la formación.

Daños de origen biológicoAlgunos pozos, particularmente aquéllos que reciben inyección de agua, son susceptibles al daño causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacterias inyectadas a la formación, especialmente las anaeróbicas, pueden multiplicarse muy rápidamente en el yacimiento, tapando los espacios porosos con ellas mismas, o con precipitados que resultan de sus procesos biológicos. Incluso, la biomasa de las bacterias muertas puede causar grandes reducciones en la inyectividad de pozos inyectores de agua.

CAUSAS DEL DAÑO DE FORMACION

CAUSAS DEL DAÑO A LA FORMACIÓN

• Daños durante la perforación.

• Daños durante la operaciones de cementación.

• Daños durante las de terminación / reparación

• Daños por estimulación matricial no reactiva.

• Daños causados durante el fracturamiento hidráulico.

• Daños causados durante el proceso de producción.

• Daños causados durante procesos de inyección de gas o agua.

• Daños durante las operaciones de estimulación química matricial

CAUSAS DEL DAÑO A LA FORMACIÓN• Daños durante la perforación.

Invasión de los sólidos del lodoLa invasión de los sólidos del lodo disminuye la productividad en dos formas principales:

Taponamiento de las gargantas de los poros por formación de revoques internos.

Incremento de la presión capilar al reducir el radio de los poros.

Los sólidos presentes en fluido de perforación pueden ser:

Invasión del filtrado del lodo

La filtración de la fase líquida de un fluido de perforación hacia el medio poroso ocurre en tres etapas: debajo de la mecha de perforación, filtración dinámica durante la circulación del fluido, y filtración estática cuando el fluido no está circulando.

Sólidos agregados para propiedades deseadas, generalmente, su tamaño de partícula es menor de una micra, excepto la barita y los materiales de control de pérdida de circulación.Sólidos cortados de las formaciones atravesadas; su tamaño de partícula varia entre 1 y 100 micras, y mayores.

El medio poroso actúa como un filtro y por lo tanto, las partículas sólidas pueden invadirlo, dependiendo de su tamaño, del diámetro promedio de las gargantas de los poros y de la presión diferencial aplicada.

Debe tenerse presente que la fase líquida de los fluidos de perforación contiene sustancias químicas diseñadas para cumplir los propósitos adecuados en el fluido, así, el fluido contendrá sustancias alcalinas para controlar el pH, dispersantes para evitar la aglomeración de las partículas sólidas, cierto porcentaje de hidrocarburos, lubricantes, y, en el caso de los fluidos emulsionados, surfactantes para mantener la estabilidad de la emulsión y para obligar a los sólidos a ser mojados por la fase de aceite. También habrá cierta cantidad de sales disueltas.

OCURRENCIA CONSECUENCIA

Cambio en la saturación de fluidos en el medio poroso

Invasión de surfactantes

Cambios en el ambiente iónico, (salinidad, contraste de salinidad, catinos y pH)

Alteración en las propiedades capilares e hidráulicas de la rocaCambios en la permeabilidad relativa Bloqueos por agua Debilitamiento de la matriz de la roca

Alteración de la mojabilidad Incremento en la movilidad de las partículas finas. Cambios en la tensión interfacial Formación de emulsiones

Hinchamiento de arcillas Migración de partículas finas y arcillas Precipitación mineral por intercambio iónico. Precipitación inorgánica Precipitación orgánica

Todos estos productos, necesarios para mantener las propiedades del fluido de perforación, seguirán cumpliendo sus funciones una vez que filtren al medio poroso, produciendo consecuencias indeseadas, tales como:


• Daños durante la perforación.

Invasión del filtrado del lodo


• Daños durante la operaciones de cementación.

La invasión de sólidos durante las operaciones de cementación constituye un tema muy discutido, ya que el tamaño promedio de las partículas de cemento es generalmente un orden de magnitud mayor que el diámetro promedio de los poros, aún en formaciones de muy alta permeabilidad, por tanto no habría daños por sólidos.

Por otra parte, la invasión del filtrado sí constituye un problema durante las cementaciones; en primer lugar, para facilitar la remoción del lodo y del revoque, se bombean lavadores químicos por delante del cementos, los cuales no tienen control de la pérdida de filtrado. Estos lavadores, en general, tiene propiedades dispersantes, y pueden ser de cualquier pH, desde moderadamente ácidos hasta alcalinos, siendo casi todos ellos de carácter acuoso.

El filtrado de estos lavadores puede reaccionar con los minerales y fluidos de la formación produciendo:

•Desestabilización de las arcillas•Migración de partículas finas•Cambios de mojabilidad•Cambios en la saturación de fluidos alrededor del pozo

Detrás de un lavador químico se bombea un espaciador, el cual está diseñado para separar

físicamente el cemento del lodo presente en el pozo. Esto espaciadores en general contienen polímetros y tienen buen control de filtrado.


• Daños durante las de terminación / reparación.

Por invasión de fluidos hacia el pozo durante operaciones de reparación / terminación/ empaque con grava, debido, generalmente a los altos sobrebalances de presión que se utilizan, como medida de seguridad, o por desconocimiento de la verdadera presión del yacimiento.

Los fluidos usados en este tipo de operaciones son, en general, salmueras de alta concentración de sales (Na, Ca, Zn, Li, Mg, Ti), que pueden contener algún polímero para poder sostener sólidos, inhibidores de corrosión y surfactantes.

Más importante son los daños que pueden ocasionar por reacciones químicas de las sales disueltas con los fluidos presentes en la formación, y, en algunos casos, con los minerales.

La penetración de agua en la formación puede causar bloqueo por agua al disminuir la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, este bloqueo se incrementa si hay arcillas .

El alto contenido de sales hace que el efecto sobre las arcillas sea inhibitorio, pero siempre puede haber un choque por efecto del pH si éste es muy alto, produciéndose desestabilización y migración de partículas de arcilla.

Los residuos de los polímetros utilizados, sobre todo en operaciones de empaque de grava, también son una fuente de daño, ya que no se rompen por completo.

Hay tendencia a formar emulsiones entre el agua introducida y el petróleo presente, estabilizados por partículas finas.

inhibidores de corrosión utilizados, en general aminas formadoras de película, pueden alterar la mojabilidad del medio poroso, ya que son surfactantes catiónicos


• Daños durante las operaciones de estimulación química matricial

Daños por estimulación matricial ácida en areniscas

Debe tomarse en cuenta que los ácidos son fluidos acuosos, y que su contacto con el crudo de la formación puede producir precipitados orgánicos, generalmente de tipo asfalténico

El ácido clorhídrico, como cualquier otra acuosa, puede desestabilizar arcillas, como ocurre con la caolinita, desprendiendo partículas finas y favoreciendo su migración

Las formaciones de arenisca contienen minerales de hierro, tales como siderita, ankerita, pirita y arcillas (clorita). Todos ellos, excepto la clorita contienen hierro en estado de oxidación + 2 (ferroso), y la clorita contienen hierro +3 (férrico)

Los minerales que contienen hierro +2, al reaccionar con el HCL, generan CO2, H2S, y hierro soluble, sin precipitaciones, hasta que el nivel del pH suba por encima de 4,5. Sin embargo, la clorita no se disuelve completamente en el ácido, sino que los cationes interlaminares (Fe2+, Mg2+ y Al3), son lavados de la superficie de la arcilla, dejando un residuo silicio amorfo. A medida que el ácido se gasta contra los carbonatos presentes, aumenta rápidamente el pH, y el CO2 que se forma durante la reacción reaccionará con el Fe2+ proveniente de la clorita, precipitando en forma de carbonato ferroso cristalino, que tapará los poros.La segunda parte de un tratamiento ácido matricial en arenisca consiste en ácida fluorhídrico o una de sus variantes. Este ácido disuelve minerales silíceos como cuarzo, feldespato, arcillas, etc., pero los productos de estas reacciones pueden generar precipitados indeseables.


• Daños por estimulación matricial no reactiva.

Estimulación matricial no reactiva es aquella que se emplea para remediar daños y la formación causados por fenómenos interfaciales, tales como bloqueos por agua, emulsiones o cambios de mojabilidad. Este tipo de estimulación se realiza generalmente por medio de mezclas de solventes y surfactantes, los cuales deben ser escogidos con sumo cuidado, mediante pruebas de laboratorio.

La utilización indiscriminada de surfactantes puede agravar el daño presente en la formación por fenómenos interfaciales, estabilizado aún más los bloqueos o emulsiones presentes.


• Daños causados durante el fracturamiento hidráulico.El proceso de fracturamiento hidráulico consiste en la superposición de un canal de alta conductividad al yacimiento, para incrementar el índice de productividad de un pozo. La creación de este canal o fractura se hace por medio de la inyección de fluidos a tasas y presiones que excedan los esfuerzos de cohesión de la roca, y la conductividad la proporciona un agente de relleno o empaque, que se transporta con el mismo fluido dentro de la fractura.

- Daño capilar por invasión del filtrado del fluido de fractura, cambiando la saturación de fluidos y reduciendo la permeabilidad relativa al petróleo.- Bloqueo por gel viscoso en las caras de la fractura, si el gel no ha roto apropiadamente.- Bloqueo por emulsiones si el filtrado hace contacto con el crudo de la formación.- Precipitación de asfaltenos.- Taponamiento de la matriz de la roca por partículas sólidas en el fluido de fractura

Los fluidos usados para fracturamiento, en general no son reactivos. Pueden ser agua, petróleo o gel a base de agua con agentes gelificantes.

Estos fluidos contienen aditivos que cumplen funciones específicas, así:•Rompedores de gel son agentes oxidantes fuertes, como el persulfato de amonio.•Entrecruzadores (Cross-linkers) del gel, como boratos, titanatos o zirconatos•Controladores de arcillas (KCl, NH4Cl)•Gasoil, como controlador de filtrado.•Harina de sílice como controlador de filtrado.•Surfactantes no iónicos, para prevenir emulsiones.

Los daños que se pueden causar a la matriz de la roca como consecuencia del fracturamiento hidráulico son:

Bloqueo por agua

SATU R AC IÓ N D E A G U AP

ER

ME

AB

ILID

AD

RE

LA

TIV

A

Sorw

K rw m ax.

K ro m ax.

Sw c

1.0

0 1

MECANISMO DE DAÑO EN FRACTURAS HIDRAULICAS

1er ACTO FRACTURAMIENTO

P

Erosión Caras de Fractura

Taponamiento de los poros del agente de sostén dentro de la fractura por sólidos finos


• Daños causados durante el proceso de producción.

Los daños más frecuentemente observados durante la vida productiva de un pozo son:

•Migración y taponamiento por partículas finas en el área crítica alrededor del pozo.

•Precipitación de productos inorgánicos (carbonatos, sulfatos), al cambiar las condiciones de presión y temperatura.

•Precipitados orgánicos, parafinas y asfaltenos.

•Producción de arena, debida a altas velocidades de flujo, producida por altas presiones diferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo.

•Colapso de la poros por alta presión diferencial, o por agotamiento de la presión del yacimiento, haciendo que actúen los esfuerzos tectónicos

La producción de fluido propicia cambios de presión y temperatura dentro del reservorio, principalmente en la boca del pozo. Estos cambios conducen a un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y depósitos de sólidos orgánicos (asfaltenos o parafinas) y/o sólidos inorgánicos (carbonatos).

DAÑO ASOCIADO A LA PRODUCCION

Otro tipo de daño asociado a la producción, es el bloqueo de agua o gas debido a la canalización o conificación de éstos, lo que reduce la producción de petróleo.

SATU R AC IÓ N D E A G U A

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sorw

K rw m ax.

K ro m ax.

Sw c

1.0

0 1

Estos precipitados generan obturamiento de los canales porosos.

• Daños causados durante procesos de inyección de gas o agua.


•Cambios de mojabilidad debidos a la presencia de surfactantes en el agua de inyección. Normalmente son inhibidores de corrosión.

•Reducción de la inyectividad por taponamiento debido a sólidos suspendidos en el agua de inyección (arcillas, carbonatos, petróleos, baterías)

•Taponamiento por productos de corrosión.

•Precipitación inorgánica por incompatibilidad del agua inyectada y el agua de la formación.

•Disolución del material cementante intergranular, con colapso de la formación y taponamiento.

•Desprendimiento y migración de partículas finas de la formación.

•En pozos inyectores de gas se produce una reducción de la permeabilidad relativa al gas por presencia de hidrocarburos líquidos en el gas de inyección, que cambian la saturación de fluidos alrededor del pozo. Este fenómeno se observa en todos los pozos inyectores de gas, y es un efecto progresivo

DIAGNOSTICOS DEL DAÑO DE FORMACION

DIAGNOSTICO DEL DAÑO A LA FORMACIÓN

Existen muchos motivos por los cuales un pozo no aporta la producción que se espera de él, o declina su producción con el tiempo. Solamente un análisis cuidadoso puede identificar las causas de este comportamiento. Es importante hacer este estudio, ya que puede atribuirse la baja productividad de un pozo a daños a la formación, cuando los factores involucrados pueden ser de origen mecánico o natural.

Factores principales que reducen la producción• Sistema mecánico ineficiente.• Baja permeabilidad del yacimiento• Restricción alrededor del pozo debida a daños o pseudos

daños Si el sistema mecánico o el de levantamiento están trabajando ineficientemente, se observará alta presión en el fondo del pozo (o alto nivel de fluido en pozos de bombeo), lo cual, aunado a bajas tasas de producción nos indicará que hay que revisar el diseño del equipo.

Si el yacimiento presenta baja permeabilidad y no se detecta la presencia de daño, el pozo no es candidato a estimulación matricial, sino a fracturamiento. Esta información hay que obtenerla de pruebas de restauración de presión (Build-up), o de declinación (Fall-off). Las pruebas de transición de presión son la única fuente de información confiable que se pueden obtener, al mismo tiempo que los valores de daño y de permeabilidad.

Los pseudo daños incluyen situaciones tales como: penetración parcial del pozo en la arena productora, turbulencia, fracturas tapadas, pozos desviados, pozos mal colocados en su área de drenaje, zona compactada alrededor de las perforaciones, cañoneo insuficiente, etc

Capacidad de produccion

Comportamiento de tuberia

Pe – Pwf (lppc)

Q(BBD)

100 200 300 400 500 600 700 800 900350 450

100

200

500

600

300

400

700800

9001000

Fig. 15. Análisis nodal

Es aconsejable hacer una análisis nodal del pozo en estudio para determinar el diseño correcto de sus tuberías, estrangulador, equipo de levantamiento artificial por gas, (gas-lift, si lo tiene), y líneas de flujo en superficie

Hay que tomar en cuenta que nos interesa que haya la mínima caída de presión (Draw Down) dentro del yacimiento, o sea que la diferencia Pe-Pwf sea mínima, lo cual resultará en la máxima presión fluyente en el fondo del pozo para levantar los fluidos producidos. Esto se logra mediante un balance entre la curva de respuesta (IPR), y la curva de comportamiento de tubería (Tubing intake curve), lo cual es el objeto del análisis nodal.


Métodos para identificar la presencia de daño

Siempre se sospecha la existencia de daño a la formación cuando un pozo presenta un índice de productividad menor que el esperando, o una tasa anormal de declinación; sin embargo, esto deber ser demostrado por medio de un análisis sistemático, que permite identificar si en realidad existe el daño a la formación.

- Pruebas de restauración de presión.- Registros de resistividad- Revisión de la historia de perforación / terminación / reparación de pozo.- Revisión de la historia de producción- Análisis de estimulaciones previas.- Comparación con el comportamiento de los pozos vecinos.- Análisis de pruebas de presión. - Análisis nodal.- Registros de producción. - Pruebas de flujo a través de núcleos.- Análisis de fragmentos o ripios cortados de la formación

Si podemos identificar la presencia de daño como la causa de pobre productividad de un pozo, tendremos un posible candidato para tratamiento químico. Existe varios métodos para evaluar la presencia de daño:


La declinación brusca en la historia de producción

Cuando no está asociada a un trabajo de reparación, hay que analizarla bajo dos criterios: Si está asociada con el comienzo de la producción de agua, entonces es indicio de migración y acumulación de partículas finas en el área crítica alrededor del pozo. Si no está asociada a producción de agua, posiblemente la causa sea precipitación de asfaltenos en la misma área.

Una manera de reproducir los fenómenos que han ocurrido a nivel de pozo, es realizar pruebas de laboratorio utilizando núcleos y fluidos de los yacimientos bajo estudio. Esto permitirá determinar la existencia del daño, los mecanismos que lo provocan y las posibles soluciones al mismo. Las técnicas más empleadas son:

•Análisis petrográfico.•Análisis mineralógico.•Pruebas de flujo a través de los

núcleos.•Análisis químico de los fluidos.•Compatibilidad de los fluidos.

Cambio suave y gradual en la pendiente de la curva: para esto hay que tener una recopilación de la historia del pozo, y graficarla para determinar cuál es la pendiente dela curva de declinación natural del mismo. Un cambio de este tipo en la pendiente), es indicación de la acumulación gradual de depósitos en la tubería, situación que puede corregirse con tratamiento químico

ESTIMULACION

Técnicas usadas para mejorar o generar patrones

de flujo en el reservorio, con el fin de incrementar

la producción del Pozo.

ESTIMULACIÓN DE POZOS

TIPOS DE ESTIMULACIÓN

Fracturamiento Hidraúlico Fractura Ácida

Estimulación Matricial

Si la inyección del tratamiento se realiza a tasas y presiones por debajo de la presión de fractura el tratamiento será matricial, caso contrario será un tratamiento de fracturamiento

TRATAMIENTOSFormaciones con K > 50 md ( Flujo Radial)

Formaciones con K < 10 md ( Flujo Fractura)

H

Dh

L

H

W

Es el proceso mediante el cual se inyecta al pozo un fluido de tratamiento reactivo o no, con la intención de eliminar el daño presente y restituir la permeabilidad original o capacidad de flujo de los fluidos del sistema, a fin de facilitar su flujo de la formación al pozo o de este a la formación.

ESTIMULACION QUIMICA

IMPORTANCIA DE LA ESTIMULACION QUIMICA

tiempo

q (B

/D)

Limite Económico

TIPOS DE ESTIMULACIONES QUÌMICAS

1. REACIVAS ACIDAS CARBONATOS (HCl, Acetico, Fòrmico, etc)

ARENISCA (HCl-HF, HBF4, etc)

NO ACIDAS (Solventes, Bactericidas, etc)

2. NO REACTIVAS ROMPEDORES DE EMULSIONES

DESBLOQUEADORES DE AGUA

REDUCTORES DE TENSIÒN SUPERFICIAL

ESTABILIZADORES DE ARCILLAS

Acidificación Matricial en areniscas

El objetivo limpiar/agrandar las gargantas porales por acción del ácido, para recuperar/incrementar la permeabilidad alrededor del pozo


Quartz

Feldspars

Chert

Mica

Framework

Secondary Cement

(Carbonate Quartz.)





SiO2 (Silica, Quartz) No reacciona con el HCl, unicamente con HF

6HF + SiO2 H2SiF6 + 2H2O

GRACIAS

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