daño a la formación iii

UNIVERSIDAD POPULAR DE LA CHONTALPA DIVISIN ACADMICA DE CIENCIAS BSICAS E INGENIERA

H. CRDENAS, TABASCO

CARRERA INGENIERA QUMICA PETROLERA

EXPERIENCIA EDUCATIVA MEJORAMIENTO DE POZOS

DOCENTE ING. RAL EDUARDO GARCA SANTIAGO

ESTUDIANTES ANA DE LOS SANTOS OLAN

CARLOS ALBERTO ROJAS MINOR JESS EMMANUEL SANTA CRUZ HERNNDEZ

SEMESTRE Y GRUPO

8E

4 DE MARZO DEL 2015

TRABAJO DE INVESTIGACIN

DAO A LA FORMACIN

Universidad Popular de la Chontalpa Ingeniera Qumica Petrolera

Mejoramiento de Pozos ii

TABLA DE CONTENIDO

INDICE DE FIGURAS .................................................................................................................... 4 NDICE DE TABLAS ...................................................................................................................... 5 I. INTRODUCCIN ........................................................................................................................ 6 II. OBJETIVOS ................................................................................................................................ 7 III. DAO A LA FORMACIN ..................................................................................................... 8

3.1 Introduccin al Dao a la Formacin .................................................................... 8 3.1.2 Origen del Dao a la Formacin ........................................................................ 10 3.2 Clasificacin del dao a la formacin .................................................................. 10

3.2.1 Dao durante la perforacin ....................................................................... 11 3.2.1.1 Invasin de los slidos del lodo. ................................................ 12 3.2.1.2 Invasin de los fluidos de perforacin. ................................... 16

3.2.2 Dao de cementacin .................................................................................... 21 3.2.2.1 Lechada de cemento ...................................................................... 22 3.2.2.2 Compresin de cemento ............................................................... 23

3.2.3 Daos durante la terminacin y reparacin de pozos ....................... 23 3.2.3.1 Daos por disparos ........................................................................ 24 3.2.3.2 Daos por fluidos de perforacin ............................................. 25

3.2.4 Daos durante la limpieza ........................................................................... 25 3.2.5 Daos durante la produccin ...................................................................... 27 3.2.6 Inyeccin de agua ............................................................................................ 29 3.2.7 Inyeccin de gas .............................................................................................. 29

3.3 Clasificacin segn materiales que lo ocasionan ............................................ 30 3.3.1 Dao por fangos y arcillas ............................................................................ 30 3.3.2 Dao por alta temperatura .......................................................................... 32 3.3.3 Dao por gasto ................................................................................................. 33 3.3.4 Dao por viscosidad ....................................................................................... 33 3.3.5 Dao por cambio de mojabilidad .............................................................. 33 3.3.6 Dao por interaccin fluido-fluido ........................................................... 34 3.3.7 Dao por depsitos orgnicos .................................................................... 34 3.3.8 Dao por depsitos inorgnicos ................................................................ 36 3.3.9 Dao por depsitos mixtos .......................................................................... 37


Mejoramiento de Pozos iii

3.3.10 Dao por bloqueo de agua ......................................................................... 37 3.3.11 Dao por bloqueo de emulsiones ........................................................... 38 3.3.12 Daos de origen biolgico ......................................................................... 39

3.4 Pseudo factores del dao ......................................................................................... 39 3.4.1 Daos por desviacin del pozo (SO) ......................................................... 39 3.4.2 Daos ocasionados por turbulencia de flujo (St) ................................. 39

3.5 Efecto del Dao Sobre la Productividad ............................................................. 40 3.6 Definicin de Estimulacin ..................................................................................... 40 3.7 Introduccin a la Estimulacin de Pozos ........................................................... 40

3.7.1 Mtodos de Estimulacin ............................................................................. 43 3.7.2 La estimulacin como medio de eliminar los daos ........................... 45

3.8 Importancia de la estimulacin ............................................................................. 46 IV. CONCLUSIN ......................................................................................................................... 48 V. REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ...................................................................................... 49

INDICE DE FIGURAS Figura 1 Distribucin de la presin en un pozo con dao .................................................... 9 Figura 2 Tamao de las partculas ............................................................................................. 13 Figura 3 Sistema de produccin de un pozo ........................................................................... 42 Figura 4 Condiciones esquemticas de flujo Darcy en un yacimiento radial circular ................................................................................................................................................ 44


Mejoramiento de Pozos 5

NDICE DE TABLAS Tabla 1 Tipos de arenas y tamaos ............................................................................................ 15 Tabla 2 Consecuencias producidas por la filtracin al medio poroso ........................... 19 Tabla 3 Minerales comunes que componen las rocas sedimentarias ............................ 27 Tabla 4 Composicin mineral de las rocas sedimentarias ................................................ 32



I. INTRODUCCIN El dao es un aspecto muy importante dentro de la de la produccin del pozo y del yacimiento, ya que, el progreso de la industria petrolera ha trado avances tecnolgicos y procedimientos que logran hacer ms eficiente la forma en que se explotan los yacimientos, para la extraccin y manejo de los hidrocarburos. Una de las principales metas de las empresas petroleras, es disminuir el dao al yacimiento para conseguir una mejora en la produccin a un menor costo, otro de los aspectos importantes en el anlisis de un pozo es el fracturamiento y la evaluacin del mismo para mejorar la productividad. Las pruebas de presin constituyen una herramienta clave y fundamental para la obtencin de los parmetros caractersticos de los yacimientos de hidrocarburos.



II. OBJETIVOS 2.1 Conocer el comportamiento o caractersticas de un pozo o yacimientos con el fin de identificar posibles daos a la formacin o condiciones de pseudo-dao. 2.2 Mencionar los trabajos requeridos para eliminar total o parcialmente estas condiciones de dao mediante las aplicaciones de las estimulaciones apropiadas.



III. DAO A LA FORMACIN

3.1 Introduccin al Dao a la Formacin El dao es la alteracin negativa de las propiedades de flujo de los conductos porosos y fracturas en la vecindad del pozo, las perforaciones de los disparos y del yacimiento mismo. Este dao puede ser originado durante las operaciones realizadas en un pozo, desde su etapa inicial de perforacin hasta su etapa de recuperacin secundaria, pasando por la terminacin, la reparacin, la limpieza y toda operacin inherente a su produccin. El dao puede variar desde una pequea prdida de permeabilidad, hasta el bloqueo total de las zonas productoras. El dao significa reduccin de la produccin y de la recuperacin. Generalmente es mucho ms econmico controlar el dao que estimular los pozos daados, sobre todo cuando- se observa que es difcil o imposible lograr la restitucin de la produccin. Es por esto necesario considerar el aspecto econmico de reduccin del dao en todas las operaciones, por lo cual se requiere modificar muchas prcticas comunes en el campo, an cuando esto signifique elevar inicialmente los costos; estos incrementos de costos se vern recompensados con un incremento en la produccin y en la recuperacin Factor de Dao (S=Skin) Durante las operaciones de perforacin y terminacin, la permeabilidad de la formacin en la seccin cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona daada. La invasin de fluidos de perforacin, la dispersin de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturacin de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables por la reduccin de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulacin tal como acidificar o fracturar, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, rediciendo as el dao de la formacin (skin).



Figura 1 Distribucin de la presin en un pozo con dao

Este factor de dao determinado por ensayos de pozo refleja cualquier fenmeno mecnico o fsico que restrinja el flujo al pozo. Las causas mas comunes a las que tambin se les atribuyen restricciones son, debido a una penetracin parcial de la perforacin del pozo en la formacin, poca penetracin de punzados, taponamiento del punzado o turbulencia. Estos efectos restrictivos son comnmente llamados pseudo-dao (pseudo skin). Es importante notar que el efecto de dao completo o total incluyendo turbulencia puede ser mayor a 100 o mayor en pozos con terminaciones muy pobres. Sin embargo, el efecto de dao mnimo en una formacin altamente estimulada es de alrededor de -5. El factor de dao (St) es una constante que relaciona la cada de presin debido al dao, con el caudal y la conductividad de la formacin. Entonces:

Donde, m = Es la pendiente de la lnea semi-log obtenida en el ensayo de pozo tipo Build up o drawdown (psi/ciclo de log).

Nota Tcnica Conceptos de Well Performance

Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net / Rodrigo Ruiz UNPSJB Sep 2008 www.oilproduction.net

Factor de Dao (S=Skin) Durante las operaciones de perforacin y completacin, la permeabilidad de la formacin en la seccin cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona daada. La invasin de fluidos de perforacin, la dispersin de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturacin de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables por la reduccin de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulacin tal como acidificar o fracturar, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, rediciendo as el dao de la formacin (skin).

Este factor de dao determinado por ensayos de pozo refleja cualquier fenmeno mecnico o fsico que restrinja el flujo al pozo. Las causas mas comunes a las que tambin se les atribuyen restricciones son, debido a una penetracin parcial de la perforacin del pozo en la formacin, poca penetracin de punzados, taponamiento del punzado o turbulencia. Estos efectos restrictivos son comnmente llamados pseudo-dao (pseudo skin). Es importante notar que el efecto de dao completo o total incluyendo turbulencia puede ser mayor a 100 o mayor en pozos con completaciones muy pobres. Sin embargo, el efecto de dao mnimo en una formacin altamente estimulada es de alrededor de -5. El factor de dao (St) es una constante que relaciona la cada de presin debido al dao, con el caudal y la conductividad de la formacin. Entonces:

141, 2skin

to o

PSq Bk h

=

0,87( ' )

skin t

wf wfskinPP mS

P P =

= Donde, m = Es la pendiente de la lnea semi-log obtenida en el ensayo de pozo tipo Build up o drawdown (psi/ciclo de

log). ...t d p pp turb o sS S S S S S S= + + + + + +





141, 2skin

to o

PSq Bk h

=

0,87( ' )

skin t

wf wfskinPP mS

P P =





3.1.2 Origen del Dao a la Formacin La principal fuente de dao a la formacin es el contacto de sta con fluidos extraos al yacimiento, pudiendo ser el fluido extrao el filtrado del fluido de perforacin o reparacin, o bien un fluido de estimulacin o tratamiento, inclusive el fluido del yacimiento, si sus caractersticas originales se alteran en alguna de sus fases. Corno se indica, el dao est asociado con la invasin de fluidos extraos, los cuales pueden transportar diferentes tipos de sales, slidos del material densificante, arcillas, productos qumicos para control de filtrado, viscosificantes, en fin, todos los necesarios para la formulacin de los fluidos de perforacin o reparacin. En adicin a esto los slidos perforados, partculas de cemento, residuos de los disparos, xidos de fierro, grasa lubricante, material pulverizado de las arenas de fracturamiento o empaques de grava, parafina, asfalto y otros productos. qumicos como los inhibidores de corrosin, surfactantes y los inhibidores de parafinas pueden ocasionar dao severo a la formacin. Los diferentes productos y slidos contenidos en los fluidos, producen la alteracin negativa de las condiciones de flujo del yacimiento, cambiando su mojabilidad, cambiando la estructura de las arcillas del yacimiento o taponando los conductos porosos.

3.2 Clasificacin del dao a la formacin Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. Las causas potenciales incluyen; baja permeabilidad natural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, dao a la formacin, perforaciones de poca penetracin o tapadas, y restricciones a nivel de pozo. Para analizar el ndice de productividad se debe medir, y si se halla que es anormalmente bajo, se debe distinguir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento y restricciones al flujo en las cercanas del pozo. Para esto hay que realizar pruebas de incremento de presin, las cuales ayudan a obtener la presin del yacimiento, la presin fluyente del fondo del pozo, la capacidad del flujo y el factor de dao. Si el lodo de perforacin provoca reduccin a la permeabilidad, o si el pozo penetra parcialmente a la formacin o si existe flujo No-Darciano (pozo de gas),





141, 2skin

to o

PSq Bk h

=

0,87( ' )

skin t

wf wfskinPP mS

P P =





entonces se tiene dao. El factor de dao representa una cada de presin adicional, la cual ocurre en las cercanas o en la entrada del pozo. El factor de dao es una medida cuantitativa empleada para evaluar el comportamiento de un pozo, dependiendo de la magnitud del dao se debe iniciar una estimulacin, o bien establecer un programa de reacondicionamiento del pozo. La aproximacin sistemtica al diseo de tratamientos qumicos para la eliminacin del dao a la formacin, implica aplicar una metodologa integrada de diagnstico del dao existente, la cual comprende:

1. Un anlisis completo de las historias de perforacin, terminacin y reparaciones del pozo con nfasis en las posibles interacciones de los fluidos utilizados con los minerales y los fluidos del yacimiento.

2. Un buen anlisis de las pruebas de presin tomadas al pozo. 3. Un estudio de la eficiencia de produccin mediante el anlisis nodal del

pozo. 4. Anlisis econmicos de las ganancias de produccin que podran

obtenerse mediante el tratamiento. 5. Prediccin de las reacciones qumicas que podran ocurrir en la formacin

al introducir los fluidos diseados, mediante la realizacin de pruebas de flujo a travs de ncleos o la utilizacin de modelos geoqumico.

Existen varios mecanismos por los cuales puede restringirse el flujo de los fluidos desde el yacimiento hasta el pozo, en primer lugar, aquellos que producen precipitados que alteran los poros y la matriz de la roca, por las interacciones roca fluidos y fluido/fluido, aquellos que alteran las propiedades interfaciales entre la roca y los fluidos, y la superficie de la roca, tambin existen daos puramente mecnicos y otros de origen biolgico.

3.2.1 Dao durante la perforacin La causa ms comn de daos a la formacin en los pozos, es el proceso de perforacin de los mismos. El fluido de perforacin consta de una fase slida y una lquida, y los daos que causa pueden ser ocasionados por el filtrado de la fase lquida y por la invasin de slidos en el medio poroso. El proceso de perforacin altera la condicin de equilibrio fsico qumico, y de esfuerzos termodinmicos que existe entre la roca, sus minerales constituyentes y los fluidos que la saturan. El arreglo y nmeros de perforaciones o caoneo que se utilicen en la completacin de un pozo pueden crear cadas extras de presin, que tambin



pueden ser manejadas a travs de un factor de dao por perforaciones o por caoneo. Este factor depende del nmero de perforacin y del tipo de arreglo de estos (simple o alternado), del dimetro y penetracin de las perforaciones o del caoneo, de la relacin de permeabilidades vertical y horizontal, del ngulo de fase, de las condiciones de dao de la formacin y del dimetro del hoyo. Aunque existen correlaciones que permiten estimar el dao por caonamiento, en la prctica no es posible contar con estimaciones de algunos de los parmetros necesarios para el clculo. Los desechos de las cargas explosivas y los slidos de los fluidos utilizados durante el caoneo pueden taponar los tneles de las perforaciones o la formacin misma, a causa de la diferencia de presin entre el hoyo y la formacin. Cuanto mayor sea la densidad de disparo, la penetracin de las perforaciones y el aumento de la tasa de flujo, menor ser el factor de dao por perforaciones. Desde que una barrena entra la zona productora hasta que se alcance la profundidad total del pozo, esta zona est expuesta a lodos de perforacin y operaciones diversas, que afectarn fuertemente la capacidad de produccin del pozo. Cuando se perfora a travs de la zona productora, la calidad del fluido de control y la presin diferencial ejercida contra la formacin son crticas. El dao y su efecto en la productividad del pozo resultan de interaccin del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasin de slidos tanto del propio fluido de perforacin como de los recortes de la barrena. El lodo de perforacin contiene entre otros materiales: arcillas, agentes densificantes y aditivos qumicos; todos ellos potencialmente dainos. La invasin de estos materiales depende de la efectividad de control de perdida de filtrado y del tamao relativo de los slidos y los poros de la formacin. Estimacin puede variar de pocas pulgadas a varios pies. Adicionalmente la accin escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes en la pared del pozo.

3.2.1.1 Invasin de los slidos del lodo. Uno de los ms comunes tipos de dao se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes solidos de los fluidos de perforacin, Cementacin, terminacin, reparacin o estimulacin. Estos materiales solidos estn constituidos por arcillas, barita, recortes de la barrena, agentes de prdida, etc. Estas partculas son forzadas a travs del camino tortuoso de los poros de la roca, pudiendo puentearse en las restricciones cuando su tamao es mayor a 1/3 del tamao del rea libre al flujo. El proceso de formacin del Enjarre del lodo de perforacin se debe a este fenmeno de



puenteamiento. El puenteamiento causa un obturamiento parcial o total al flujo de los fluidos, y en consecuencia, un severo dao a la permeabilidad de la roca urdiendo reducirla en un 90% o ms. Este dao lo General est limitado a unos cuantos centmetros de la pared del pozo, profundidad que depende principalmente del tamao relativo de las partculas y los poros. En la figura siguiente se presenta el tamao relativo de las partculas, desde el nivel de solucin hasta el Macroscpico.

Figura 2 Tamao de las partculas.

Los slidos que invade la formacin pueden ser compresibles o incompresible, siendo los primeros que penetran ms, por su facilidad a deformarse y ajustarse la forma y tamao de las restricciones de los poros. Tambin la movilidad de las partculas se ve afectada por la mojabilidad y las fases de los fluidos a los poros. Si estuviesen agua y aceite en un sistema de roca mojado por agua, las partculas slidas si son mojadas por agua son atradas a la pelcula de agua que moja las paredes del poro, no ocurriendo su movimiento y en consecuencia no causando problemas. Sin embargo, si est mojada por aceite, ellas se movern con el aceite resultando el obturamiento de los conductos porosos. Adicionalmente, el obturamiento por partculas es tambin afectado por las velocidades de flujo de los fluidos a velocidades altas es ms probable el puenteamiento, dado que los slidos se movern desordenadamente y se juntarn aglomerndose en las restricciones. Dependiendo del tamao, comportamiento y tipo de slidos, stos pueden remover se encuentra flujo, sin embargo muchas veces no es posible alcanzar ciertas presiones diferenciales y el dao puede ser ms severo.



Si los slidos que invaden la formacin son partculas pequeas como arcillas, xidos, reprecipitaciones de slidos dentro de la formacin, pueden tener penetraciones ms profunda sobre todo en formaciones ms permeables, ocasionando obturamientos ms difciles de remover. An ms, la bentonita del lodo de perforacin se puede perder y penetra considerablemente la formacin y dado que contina hidratndose an despus de 24 horas se hinchar en los poros de la formacin, obturndolos y eliminando la permeabilidad. Adicionalmente las prdidas de volmenes considerables del lodo de perforacin u otros fluidos sucios, a travs de fisuras, cavernas o fracturas inducidas, propician invasin considerable de slidos a la formacin, siempre difciles de remover. Las partculas materiales contenidas en los fluidos de perforacin son potencialmente peligrosas desde el punto de vista del dao de formacin: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de prdidas de circulacin. Cuando son forzados hacia la formacin productiva, pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsecuente puesta en produccin del pozo o inyeccin de fluidos hacia el reservorio desde el mismo a flujos moderados o altos, hara que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del dao en las inmediaciones del pozo. Tal dao est limitado a unos pocos centmetros hacia el interior y alrededor del pozo (normalmente no ms de 10cm, tomando como media unos 7.5cm), pero la reduccin de la permeabilidad del sistema en la zona del skin puede llegar a ser del 90%. La invasin de slidos de los fluidos de perforacin est favorecida por:

Poros de gran tamao en la roca reservorio. Presencia de fisuras y fracturas naturales. Partculas de pequeo dimetro entre los componentes del lodo de

perforacin (sobre todo cuando se usan densificantes) Baja velocidad de perforacin, como consecuencia destruccin de

revoque (mudcake) permitiendo en contacto entre el lodo y la formacin, efecto que se ve incrementado por el extenso tiempo de contacto debido a la baja velocidad de penetracin.

Baja velocidad de circulacin, con la consecuente trituracin del trpano del cutting a partculas ms pequeas debidas a la re-perforacin (se detecta el cutting redondeado en superficieperforita).

Alta velocidad de circulacin, se erosiona el revoque y se pone en contacto el lodo con la formacin.

Alta presin de fondo, como consecuencia de una alta densidad del lodo de perforacin, favoreciendo el ingreso de lodo desde el pozo a la formacin.



Aislamiento incompleto de revoque, tpico las perforaciones marinas, en donde no se puede usar bentonita puesto que no es soluble en agua salada, y se opta por la atapulgita, que no es tan buen aislante.

Es muy conveniente usar salmueras limpias, no demasiado concentradas como para que la bentonita que hace al revoque no precipite, para minimizar la invasin de slidos hacia la formacin. El uso de salmueras sin aditivos para evitar las prdidas de circulacin no necesariamente incrementa el filtrado del lodo a la formacin. La naturaleza qumica de algunas salmueras especiales, que contienen muy alta concentracin de sales y, al mismo tiempo, estabilizan las arcillas (incluyendo la bentonita) mediante cationes de Ca++ y/o Zn++, son capaces de prevenir los filtrados y el consecuente dao de formacin. La invasin de los slidos del lodo disminuye la productividad en dos formas principalmente:

Taponamiento de las gargantas de los poros por formacin de capas internas.

Incremento de la presin capilar al reducir el radio de los poros. Los slidos presentes en un fluido de perforacin pueden ser:

Slidos agregados para cumplir funciones especficas, para impartir al fluido las propiedades deseadas. Generalmente, su tamao de partcula es menor de una micra, excepto la barita y los materiales de control de prdida de circulacin. El tamao de la partcula de la barita vara entre 1 y 74 micras, y los materiales de control de prdida son de mayor tamao.

Slidos cortados de las formaciones atravesadas: su tamao de partcula vara entre 1 y 100 micras.

Los tamaos tpicos de los slidos cortados de la formacin se muestran a continuacin:

Tabla 1 tipos de arenas y tamaos.

El medio poroso acta como un filtro por lo tanto, las partculas slidas pueden invadirlo, dependiendo del tamao del dimetro promedio de las gargantas de los poros y de la presin diferencial aplicada. Tambin dependiendo del tamao, las partculas pueden formar una capa interna en las cercanas de la cara expuesta al flujo, o invadir profundamente el medio, si son mucho menores que el dimetro por medio de garganta.



3.2.1.2 Invasin de los fluidos de perforacin. La principal fuente de dao la formacin es el contacto de esta con fluidos extraos. Los fluidos ms comunes son: el fluido de perforacin, las de Cementacin, los fluidos de terminacin o reparacin as como tambin los fluidos de limpieza y estimulacin. El radio invasin de un fluido de la perforacin, depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de la formacin y de su interaccin con los fluidos contenidos en la formacin o con los componentes mineralgicos de la roca. En ausencia de estos dos ltimos efectos, un mismo volumen de fluido perdido tendr mayor penetracin en la formacin en zonas de baja porosidad y en las zonas de alta porosidad. La penetracin de fluidos extraos a la formacin comnmente es de dos pies, aun cuando en algunos casos puede llegar hasta diez pies o ms. La severidad del dao que ocurre por la invasin de fluidos depende de la composicin y sensibilidad de la formacin a los mismos. La fuente principal de dao la formacin por invasin de fluidos es la propia perforacin del pozo. El lodo de perforacin forma un enjarre las paredes del pozo, debido precisamente el filtrado del fluido. Este filtrado contina aun cuando el Enjarre est formado, con una velocidad mucho ms baja. El volumen de filtrado y consecuentemente su penetracin en la formacin, depende en gran medida del tiempo de lodo, el tiempo de exposicin y la presin diferencial. En forma similar se tiene la invasin de fluidos al cementar, reparar, estimular o en procesos de inyeccin de agua. El dao ocasionado por estos fluidos, es funcin de la composicin de los mismos y de los minerales de la formacin. Por razones econmicas, los pozos deben ser perforados tan rpido como sea posible. Para incrementar la velocidad de penetracin es necesario reducir el control de la prdida de circulacin. Normalmente, en regmenes de penetracin muy elevados, la prdida de inyeccin puede llegar a ser muy elevada. La fase lquida de un lodo tpico contiene muchos componentes que pueden daar las formaciones productivas. Teniendo en cuenta que la invasin de fluidos es mucho ms profunda que la invasin de slidos, puesto que puede llegar a ser superior a los 5m, el filtrado de la inyeccin es una de las principales causas en la cada de la produccin. Sin embargo, la severidad del dao depende de la sensibilidad de la formacin al filtrado. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasin de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formacin es compatible qumicamente con el filtrado de la inyeccin. En lo que respecta al filtrado de la inyeccin se ha sugerido una cada en la permeabilidad de un 40%, pero hay que tener en cuenta que esta cada puede



tomar cualquier valor desde casi 0% (el cero es imposible) hasta el 100%, dependiendo de la naturaleza de la roca y de los fluidos de la inyeccin. Las formaciones que contienen arcillas, son en general las ms sensibles, puesto que las arcillas pueden dispersarse, precipitarse o hincharse. Las arcillas, en su gran mayora, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentracin o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastrficos en la porosidad. En particular, la reduccin de la salinidad o el incremento del pH del agua, alrededor de la partcula de arcilla, ocasiona la dispersin de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actan como pequeas partculas slidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicacin de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamao de las partculas. Los factores que favorecen la invasin del filtrado de la inyeccin son:

Alta permeabilidad del revoque, como resultado de un mal diseo del lodo de perforacin u operaciones que disminuyen la capacidad de aislamiento del mismo. Es vlido el caso mencionado anteriormente donde en lodos salados comunes no es posible utilizar bentonita.

Alta presin diferencial, que favorece el ingreso de la inyeccin hacia la formacin.

Prologado contacto de la formacin con el lodo de perforacin. La profundidad de penetracin del filtrado es funcin del tiempo de contacto.

El filtrado de los lodos de perforacin de base agua puede tener una baja salinidad y un alto valor de pH, as como tambin pueden contener dispersantes y polmeros. El agua es una causa de perturbacin de las arcillas y de bloqueo del flujo por permeabilidad relativa en reservorios de baja permeabilidad (water block). Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitacin en el interior de los poros. Los polmeros son estables a las temperaturas de circulacin, pero pueden descomponerse, cocinarse y/o formar residuos cuando son sometidos a las estables temperaturas de reservorio en intervalos prolongados de tiempo. Los lodos de perforacin, de base agua-salada, generan filtrados que pueden reaccionar con las sales de formacin y precipitar varios tipos de compuestos y partculas. Cuando la circulacin durante la perforacin se hace a caudales ms o menos elevados, el filtrado que invade la formacin est a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitacin de asfaltenos y parafinas.



Los lodos de base agua traen muchos problemas en formaciones con alto contenido de arcillas, existen aditivos para minimizar estos problemas, sin embargo, en algunos casos, puede elegirse un lodo de perforacin de base petrleo, que es mucho ms caro, pero ms eficaz en ciertos casos. Los lodos de base petrleo traen muchos menos inconvenientes ante la presencia de arcillas, aunque hay que tener en cuenta que estos inconvenientes son mucho ms severos. Los problemas usuales de un lodo de base petrleo son:

Contienen mayor concentracin de slidos que un lodo base agua. En consecuencia la invasin de slidos es mucho ms acentuada.

El petrleo que invade reservorios de gas, en especial los lenticulares, causa la cada de la permeabilidad relativa del mismo y es mucho ms problemtico que la cada de la permeabilidad relativa del petrleo por la invasin de agua, debido a la mayor viscosidad.

Los fuertes surfactantes usados para dispersar slidos en lodos de base petrleo, hacen que la roca reservorio sea mojada por el petrleo, reduciendo la permeabilidad relativa al petrleo.

En los lodos base petrleo se usa al agua como viscosificante, para estabilizarla se utilizan emulsionantes, que estabilizan tambin las emulsiones en el sistema poroso del reservorio, produciendo un bloqueo al flujo por emulsin (emulsion blocks), las fuertes reducciones de permeabilidad por bloqueo al flujo por emulsin ocurren en reservorios de areniscas, en especial los de arenas muy arcillosas de baja permeabilidad.

La filtracin de la fase lquida de un fluido de perforacin hacia el medio poroso ocurren dos etapas: filtracin dinmica durante la circulacin del fluido y la filtracin esttica cuando el fluido nafta circulando. Los factores que controlan las propiedades filtrantes de un fluido de perforacin son:

Las propiedades fsicas y qumicas del fluido. El sobre balance de la presin aplicado. La velocidad anular. La profundidad de penetracin. El dimetro del agujero. El tiempo de circulacin y el que el fluido permanece esttico. Las propiedades de la roca: porosidad, permeabilidad, fracturas naturales.

Es importante que los fluidos de perforacin tengan el mnimo listado posible, para minimizar la invasin a la formacin. Debe entenderse que la filtracin depende en gran manera de la capacidad del fluido de formar una capa consistente e impermeables contra la cara del medio poroso para controlar el filtrado. La formacin de dicha etapa, sin embargo, es un proceso dinmico que comprende dos mecanismos: la formacin de la capa por deposicin de partculas y la erosin del mismo por efecto de esfuerzo de corte por la velocidad del fluido paralela a la cara de la formacin. Un revoque formado exclusivamente por slidos



particulados ser muy susceptible a erosionarse y permeable, mientras que si contiene polmeros o partculas fibrosas, ser menos erosionable, ms delgado y ms impermeable. Debe tenerse presente que la fase liquida de los fluidos de perforacin contiene sustancias qumicas diseadas para cumplir los propsitos adecuados en el fluido, as, el fluido contendr sustancias alcalinas para controlar el pH, dispersantes para evitar la agregacin de las partculas slidas, cierto porcentaje de hidrocarburos, lubricantes, y, en el caso de los fluidos emulsionados, surfactantes para mantener la estabilidad de la emulsin y para obligar a los slidos a ser mojados por la fase de aceite. Tambin habr cierta cantidad de sales disueltas. Todos estos productos, necesarios para mantener las propiedades del fluido de perforacin, seguirn cumpliendo sus funciones una vez que filtran al medio poroso, produciendo consecuencias indeseadas, tales como:

Tabla 2.- Consecuencias producidas por la filtracin al medio poroso.

Dependiendo principalmente de la temperatura de fondo de los pozos, y de la necesidad de controlar formaciones de lutita sensible al agua, se presenta la necesidad de perforar los pozos con lodo de emulsin inversa o de 100% de fase aceite.



Los lodos de emulsin inversa contienen hasta un 85% de fase oleica, y hasta un 15% de fase acuosa, estando estabilizada la emulsin por un emulsificante primario. La fase acuosa posee una alta concentracin salina (hasta 300,000 ppm), con el fin de evitar que el agua migre hacia la formacin, y ms bien extraiga agua de la misma por efecto osmtico, garantizando la estabilidad de la formacin. Se asegura que todos los slidos agregados al lodo, y los que se vayan cortando del fondo del pozo sean mojados por aceite, para que queden dispersos en la fase contina de la emulsin; esto se logra por medio de un surfactante secundario. Por contener la emulsin micro gotas de agua y slidos de diferentes tamaos, este lodo forma un revoque externo sobre la cara de la formacin, el cual tiene muy buenas propiedades elsticas y es impermeable, por lo cual el volumen de filtrado que se pierde hacia la formacin es menor, en general, que el que se pierde en un lodo a base de agua. Sin embargo, el pequeo volumen perdido quedar en el rea crtica alrededor del pozo, causando un dao permanente, que no se va a limpiar durante la vida productiva del pozo. Los emulsificantes primario y secundario usados para darle estabilidad a la emulsin del lodo y para que los slidos sean mojados preferencialmente por aceite, hacen que las paredes de los poros sufran una inversin de la mojabilidad, de agua por aceite, lo que reduce la permeabilidad relativa al petrleo. Asimismo, el exceso de emulsificantes hace que se forme emulsiones entre el agua de la formacin y el aceite del, filtrado, bloqueando los poros por su alta viscosidad. Tambin, la alta concentracin de sales en la fase acuosa del filtrado, (hasta 300,000 ppm), es una fuente potencial de precipitados cuando entre en contacto con otros fluidos que vayan a usarse en el pozo, o si el agua de formacin contiene sulfatos o bicarbonatos. Puede pensarse que los lodos de 100% de fase oleica no presentarn estos problemas, pero hay que tener en cuenta que contienen el surfactante necesario para que los slidos sean mojados por aceite, y, an sin contener agua, se les agrega el emulsificante primario, pan cubrir la posibilidad de que haya incorporacin de agua de las formaciones que se vayan atravesando.



3.2.2 Dao de cementacin Durante la Cementacin de la tubera de revestimiento, al bajar esta puede causarse una presin diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el Enjarre y aumentando las posibilidades de prdidas de fluido. La lechada de cemento tambin produce en un alto filtrado y los propios slidos pueden invadir la formacin. Los fluidos lavadores y espaciadores, y otros productos qumicos contenidos en la propia lechada de cemento, utilizados normalmente durante la Cementacin, pueden ser fuentes potenciales de dao a la formacin. Los filtrados de lechadas con pH elevado, son particularmente dainos en formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de la formacin de alta concentracin de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales. La invasin de slidos durante las operaciones de cementacin constituye un tema complicado de tratar, ya que el tamao promedio de las partculas de cemento es generalmente mayor que el dimetro promedio de los poros aun en formaciones de muy alta permeabilidad. Sin embargo, durante operaciones de cementaciones forzadas, o si hay una prdida de circulacin durante la cementacin primaria, existe la posibilidad de forzar slidos hacia la formacin pero en forma de una fractura, no de invasin del medio poroso. Por otra parte, la invasin de filtrado si constituye un problema durante las cementaciones, en primer lugar, para facilitar la remocin del lodo y del revoque, se bombean lavadores qumicos por delante del cemento, los cuales no tienen control de la prdida de filtrado. Estos lavadores, en general, tienen propiedades dispersantes, y pueden ser de cualquier pH, desde moderadamente cidos hasta alcalinos, siendo casi todos ellos de carcter acuoso. El filtrado de estos lavadores pueden reaccionar con los minerales y fluidos de la formacin produciendo:

Desestabilizacin de las arcillas. Migracin de partculas finas. Cambios de mojabilidad. Cambios en la saturacin de fluidos alrededor del pozo.

Detrs de un lavador qumico se bombea un espaciador, el cual est diseado para separar fsicamente el cemento del lodo presente en el pozo. Estos espaciadores en general contienen polmeros y tienen buen control de filtrado. El principal objetivo de la cementacin es lograr un perfecto aislamiento del anular del casing con un anillo de cemento impermeable, fuerte y compacto.



Es necesaria la remocin completa del revoque, para lo cual se utiliza algn dispositivo como los caos lavadores o colchones, todos estos dispositivos deben trabajar con flujo a regmenes turbulentos. Durante este proceso el revoque puede ser slo parcialmente destruido y si el cemento no tiene las correctas propiedades de prdida de fluidos, la formacin queda poco protegida a la invasin de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de trabajo durante la cementacin, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforacin y ms an en cementaciones con flujos turbulentos. Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partculas del revoque. La invasin de estos fluidos a formaciones que contienen arcillas ocasiona problemas adicionales de migracin in-situ de las arcillas en el interior del sistema poroso y dispersin de las mismas. La duracin del trabajo de cementacin es bastante corto comparado con el de perforacin. La invasin de los fluidos del lavado es insignificante respecto a la invasin de los fluidos de perforacin, pero esto no quiere decir que pueda despreciarse, una falla en el control de los fluidos puede ocasionar un mal clculo en el volumen de cemento, con la consecuente cementacin incompleta y contaminacin de la lechada de cemento con el fluido de perforacin o la deshidratacin de la lechada misma.

3.2.2.1 Lechada de cemento El tamao desordenado de los granos que conforman el cemento, junto con el uso de agentes de deshidratacin muy eficaces, resultan en una limitada filtracin de slidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento, sin embargo, existen tres casos en que puede caer la permeabilidad:

1. El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta los minerales arcillosos de la formacin. Los iones Ca++ liberados por las partculas de cemento, son rpidamente intercambiados por las arcillas en las inmediaciones del pozo. El resultado es una modificacin de las propiedades del filtrado de cemento, no solo perdiendo su capacidad como estabilizador, sino que hacindolo un agente desestabilizador.

2. El filtrado del cemento entra en contacto con el agua connata de la formacin, que contiene grandes cantidades de Ca++, provocando la precipitacin de carbonatos o silicatos clcicos hidratados.

3. Las lechadas sobre dispersadas presentan una rpida separacin de las partculas de cemento en el fondo y de agua en el tope de la columna de cemento, como resultado hay una gran invasin de agua libre que puede provocar un importante bloqueo por agua (water block) reduciendo la permeabilidad relativa de los hidrocarburos en el reservorio.



3.2.2.2 Compresin de cemento La etapa de compresin del cemento produce daos severos en arenas no consolidadas durante la cementacin secundaria. Este fenmeno no ha podido ser explicado, pero es evidente en el well testing. Pero aparentemente, las altas presiones de compresin del cemento durante la cementacin secundaria tendran que ver con la fracturacin de la roca y la invasin de la lechada.

3.2.3 Daos durante la terminacin y reparacin de pozos Durante la terminacin del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son: control, recementacin, limpieza del pozo, asentamiento del aparejo de produccin, perforacin del intervalo a explotar e induccin del pozo produccin. El control del pozo y la recementacin de tuberas propician la inyeccin forzada de fluidos y slidos. Si el asentamiento del aparejo de produccin se lleva a cabo despus de haber sido perforado el intervalo de inters, pueden ocurrir prdidas del fluido de control, agravndose si este fluido contiene slidos. Durante la perforacin del intervalo debe procurarse General un fluido de control limpio (libre de slidos), y una presin diferencial a favor de formacin. An con estas precauciones, los tneles de las perforaciones quedan empatados con detritos de las propias cargas explosivas, de las tuberas de revestimiento del cemento y la propia formacin. Adicionalmente, la zona de la roca alrededor de los tneles de las perforaciones es compactada y esencialmente adquiere una permeabilidad nula. Por ambas razones las perforaciones pueden ser completamente bloqueadas. Durante la limpieza e induccin del pozo pueden perderse fluidos y slidos que invade la formacin ocasionando tambin su dao. En terminaciones especiales al control de arena, los empaquetamientos de arena pueden quedar daados por colocacin deficiente, dejando espacios vacos entre la formacin y el cedazo, contaminacin de la grava por incompleta limpieza antes de su colocacin, el diseo de granulometra de la grava o de la apertura del cedazo. Existen daos que pueden aparecer durante las operaciones de terminacin y reparacin y se dan por invasin de fluidos hacia el pozo, debido a los altos sobre balances de presin que se utilizan como medida de seguridad, o por desconocimiento de la verdadera presin del yacimiento. Los fluidos usados en este tipo de operaciones son, en general, salmueras de alta concentracin (Na, Ca, Zn, Li, Mg, Ti) que pueden contener algn polmero para poder sostener slidos, inhibidores de corrosin y surfactantes.



Otra fuente de dao en operaciones de terminacin/reparacin es controlar el pozo una vez disparado, para permitir sacar la sarta de trabajo y bajar la sarta de produccin. Puede haberse tomado todas las precauciones durante las operaciones previas, pero hay que controlar el pozo con un fluido de densidad suficiente para evitar una acometida, este fluido puede invadir de nuevo la formacin, y causar los daos que se haban querido evitar. Por ltimo, durante estas operaciones, las perforaciones pueden taparse por agentes extraos, como son: el recubrimiento o la suciedad de las tuberas, y el exceso de grasa que se coloca en las roscas. En la reparacin de un pozo el dao es originado por las mismas causas que intervienen al terminar los pozos. El exceso de presin diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar ciertas prdidas de circulacin; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producir dao, etc.

3.2.3.1 Daos por disparos La operacin de punzado siempre ocasiona daos adicionales en la formacin, puesto que cualquiera sea el mtodo de punzado que se utilice, ste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%. Hay muchos otros factores que tienden a reducir la productividad: Compactacin de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente

reduccin en la permeabilidad local. La sobrepresin introduce restos de formacin y da las carcasas en la

formacin, adems introduce fluidos con slidos en la formacin. Penetracin insuficiente, est afectada por la resistencia de la roca, y puede

no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-pass (wormholes).

Inadecuada seleccin de la geometra. Se prefiere baja penetracin pero con gran dimetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeos dimetros y gran profundidad en formaciones duras.

Inadecuada eleccin de la presin diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable.

El factor de dao originado por los disparos, es inducido al efectuarse las operaciones de disparos, con lo cual, da origen implcitamente a otro factor de dao originado por la convergencia del fluido hacia los disparos. Cuando el flujo proveniente de la formacin, pasa a travs de los disparos, ocasiona una cada de presin que depender de la densidad de las perforaciones hechas por los disparos, esto es para determinado gasto, viscosidad del fluido etc., a mayor



nmero de perforaciones, se tendr menor cada de presin originada por el flujo de fluidos a travs de las perforaciones, por lo tanto se tendr una mayor eficiencia de flujo, cuando se tenga una mayor densidad de disparos.

3.2.3.2 Daos por fluidos de perforacin Las causas ms comunes de dao ocasionado durante la terminacin de un pozo son las siguientes: Taponamiento de la formacin y punzados por slidos suspendidos,

bacterias y/o residuos de polmeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formacin.

Hinchamiento y dispersin de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsion block) y precipitacin de incrustaciones.

Es necesario utilizar fluidos de terminacin limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas. Los fluidos deben ser mantenidos en tanques limpios lejos de la contaminacin a la que est expuestos en las zonas cercanas al pozo. Tambin debe controlarse el uso de grasas y lubricantes. La eleccin y el cuidado de los fluidos de terminacin son mucho ms marcada cuando se trata de un reservorio depletado. Existen aditivos muy eficaces, otra posibilidad en estos casos es el uso de gases o espumas como fluidos de terminacin. Debe, como en todo caso donde va a haber infiltracin, estudiarse la compatibilidad del fluido de terminacin con los minerales de la formacin y la salinidad debe estudiarse cuidadosamente. Los fluidos de terminacin normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosin. Estos ltimos pueden provocar un bloqueo por emulsin (emulsion block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar el hierro (Fe+++).

3.2.4 Daos durante la limpieza En la limpieza normalmente se usan solventes y productos qumicos para mover materiales diversos (parafinas, asfaltenos, etc.). Estos fluidos son circulados si entran en contacto con la zona productora podan alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daos por incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los recelos de esta operacin circulan hasta el fondo y logran penetrar la formacin, es tambin factible su taponamiento. Las causas de la baja o nula productividad inicial de los pozos, se debe en lo general, por una parte al obturamiento en y alrededor de los tneles de las



perforaciones y por otra al dao verdadero a la formacin ocasionado en las operaciones previas. Obviamente estas obstrucciones deben eliminarse para que el pozo se manifieste a su potencial natural. En pozos en explotacin tambin puede presentarse una baja productividad por obturaciones de las perforaciones, en las tuberas del pozo por daos a la formacin. El objetivo bsico de los tratamientos de limpiezas eliminar las obstrucciones presentes en el pozo y en las perforaciones, y remover el dao en la vecindad inmediata a la pared del pozo. Esta tcnica slida de la mayora de los pozos a su terminacin e involucra la utilizacin de pequeos volmenes de cido, inyectados a la formacin en rgimen matricial. El fluido de tratamiento con propsitos de limpieza es usualmente el cido clorhdrico entre el 5 y 15% en peso, independientemente del tipo de formacin. La accin corrosiva del cido debe ser inhibido adecuadamente con inhibidores de corrosin. El uso de surfactantes adecuados permitir la dispersin de los slidos insolubles para facilitar su remocin y prevendr la generacin de daos adicionales a la formacin. La solubilidad depende de la mineraloga de la roca, siendo la suma de la solubilidad es de cada mineral que la componen. La siguiente tabla muestra la solubilidad de los minerales ms comunes en diferentes cidos.



Tabla 3.- Minerales comunes que componen las rocas sedimentarias.

En las casas de alta temperatura, y cuando se tienen aleaciones especiales en los accesorios del pozo o cuando es necesario dejar el cido en el pozo por periodos largos de tiempo, deben emplearse los cidos orgnicos. Para tratar o tratamiento de limpieza, es necesario disearlo.

3.2.5 Daos durante la produccin Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados por slidos (arcillas y otros finos) que emigran de la formacin al ser arrastrados por el flujo de



fluidos al pozo; en formaciones de arenas poco consolidadas este problema es mayor. Si el yacimiento est depresionado, ser mucho ms fcil daar la formacin con estos slidos. Durante la produccin de un pozo pueden originarse cambios en la estabilidad de los fluidos producidos, pudindose propiciar precipitaciones orgnicas (asfltenos y/o parafinas) o inorgnicas (sales) con el consecuente obturamiento del espacio poroso y el dao a la formacin. Asimismo en pozos de gas pueden ocurrir fenmenos de condensacin retrgrada que ocasionan bloqueados de lquidos en la vecindad del pozo. En ocasiones es necesario usar productos qumicos para inhibir precipitaciones o corrosin, su efecto puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca en forma desfavorable. Algunos reservorios no pueden ser puestos en produccin a altos caudales de flujo o elevadas cadas de presin entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenmenos adversos. El dao de formacin en estos casos es permanente y no puede ser reducido simplemente reduciendo el caudal o el drawndown de produccin. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles estn siendo extrados en forma simultnea. Dependiendo del tamao de las partculas, estas pueden bloquear el poro a travs de su interconexin con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en produccin hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presin poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenmeno es mucho ms complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementacin de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la produccin de arena de las inmediaciones del pozo. La reduccin de presin poral durante la produccin, y muchas veces el enfriamiento provocado por la expansin del gas resulta en un taponamiento por precipitacin orgnica o inorgnica. La mayor parte de las veces, stos depsitos afectan solamente a la cadena de produccin y al equipo de superficie, sin embargo, hay casos en que pueden reducir la permeabilidad de la formacin. Hay arcillas especficas que pueden promover la deposicin de materiales orgnicos en el sistema poroso o la precipitacin de soluciones salinas muy saturadas como el CaCO3, CaSO4. La deposicin de asfaltenos en las paredes de los poros pueden no afectar a la porosidad y la permeabilidad absoluta en forma significativa, sin embargo, la roca pasa a estar mojada por petrleo y no por agua, como sucede normalmente, lo que reduce en forma significativa la permeabilidad al petrleo, y, bajo ciertas condiciones, favorece el bloqueo por emulsin (emulsion block) cuando el reservorio produce petrleo y agua simultneamente.



El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presin de flujo por debajo del punto de roco en el fondo del pozo, ocurriendo una destilacin in-situ de las fracciones livianas producidas, mientras que los hidrocarburos ms pesados permanecen en la formacin causando una cada de la permeabilidad relativa al gas. Los daos ms frecuentemente observados durante la vida productiva de un pozo son:

Migracin y taponamiento por partculas finas en el rea crtica alrededor del pozo.

Precipitacin de productos inorgnicos (carbonatos, sulfatos), al cambiar las condiciones de presin y temperatura.

Produccin de arena, debida a altas velocidades de flujo, producidas por altas presiones diferenciales en el radio crtico del yacimiento alrededor del pozo. Este efecto puede producirse tambin al comenzar a producir agua ya que sta arrastra el material cementante, en forma de partculas finas, reduciendo la resistencia mecnica de la roca.

Colapso de los poros por alta presin diferencial, o por agotamiento de la presin del yacimiento, haciendo que acten los esfuerzos tectnicos.

Disolucin de los granos de arena durante procesos de recuperacin trmica, por el alto pH del vapor, y precipitacin de slice en el medio poroso.

3.2.6 Inyeccin de agua Generalmente es ocasiona daos en estos casos cuando la gola est tratada apropiadamente, poniendo contener slidos por uso inadecuado de los filtros, por el contenido de sales no compatibles con el agua de la formacin, por acarreo de finos de la misma formacin, por incompatibilidad con arcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyeccin de polmeros, etc.

3.2.7 Inyeccin de gas El gas generalmente cansa flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de barrido de grasa por rocas, escamas de corrosin u otros slidos que taponarn los poros del yacimiento. Asimismo el gas inyectado puede acarrear productos qumicos, parecidos de lubricantes de las compresoras u otros materiales, todo lo cual reduce la permeabilidad al gas y se inyectividad. Los daos ms frecuentemente observados durante la vida productiva de un pozo son:



Migracin y taponamiento por partculas finas en el rea crtica alrededor

del pozo. Precipitacin de productos inorgnicos (carbonatos, sulfatos), al cambiar

las condiciones de presin y temperatura. Produccin de arena, debida a altas velocidades de flujo, producidas por

altas presiones diferenciales en el radio crtico del yacimiento alrededor del pozo. Este efecto puede producirse tambin al comenzar a producir agua ya que sta arrastra el material cementante, en forma de partculas finas, reduciendo la resistencia mecnica de la roca.

Colapso de los poros por alta presin diferencial, o por agotamiento de la presin del yacimiento, haciendo que acten los esfuerzos tectnicos.

Disolucin de los granos de arena durante procesos de recuperacin trmica, por el alto pH del vapor, y precipitacin de slice en el medio poroso.

3.3 Clasificacin segn materiales que lo ocasionan Existen varios mecanismos por los cuales puede restringirse el flujo de los fluidos desde el yacimiento hasta el pozo, en primer lugar, aquellos que producen precipitados que alteran los poros y la matriz de la roca, por las interacciones roca fluidos y fluido/fluido, aquellos que alteran las propiedades interfaciales entre la roca y los fluidos, y la superficie de la roca, tambin existen daos puramente mecnicos y otros de origen biolgico.

3.3.1 Dao por fangos y arcillas Los finos (fangos y arcillas) se definen como pequeas partculas que estn adheridas a las paredes de los poros de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su migracin, las partculas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a travs del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y disminucin en la permeabilidad del medio poroso en la regin cercana al pozo, donde la velocidad del fluido es mxima. Las arcillas antignicas son las que ms afectan a la permeabilidad del yacimiento, ya que se encuentran directamente en el espacio poroso, en la trayectoria de los fluidos. Estos minerales son de tamao pequeo, estructuralmente laminares y de gran rea superficial, por lo que tienden a reaccionar rpidamente con el flujo que se introduce en el medio poroso, de modo que si este fluido no es compatible con el tipo de arcilla presente, basta con que exista un 2% de sta para que su desestabilizacin cause obstruccin al flujo con disminucin de la produccin.



Las arcillas son silicatos de aluminio hidratados. Su estructura est formada por capas tetradricas de silicio-oxgeno y capas octadricas de aluminio oxgeno hidroxilo. Este dao incluye la invasin de arcillas provenientes del lodo de perforacin (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migracin de las arcillas inherentes de la formacin. La invasin de slidos puede ocurrir durante los procesos de perforacin, terminacin o reparacin del pozo, siempre que las partculas slidas tengan un dimetro menor que el de los poros, siendo responsables de una disminucin en la permeabilidad y porosidad del sistema poral de la roca. Cuando los filtrados provenientes del lodo de perforacin, fluidos de terminacin, reparacin o tratamientos de base agua pueden afectar al equilibrio entre el agua de formacin o del filtrado y las arcillas de la formacin. Esto normalmente se debe al balance de composicin y concentracin de sales. De este modo, dependiendo del tipo de arcillas y la complejidad y desviacin del desbalance, las arcillas pueden precipitar, migrar, disolverse, dispersarse o distorsionarse reduciendo la porosidad efectiva del reservorio. La solucin del problema depende del tipo de arcilla involucrado y de la matriz del reservorio, por ejemplo, para el caso de una arcilla que se dispersa (montmorilonita), se optar por acidificar con HF para el caso de una arenisca consolidada, o por acidificar con HCl para el caso de una caliza. Adems el producto a utilizar depende tambin de las propiedades termodinmicas del reservorio, por ejemplo en reservorios de baja presin, como en el caso de reservorios lenticulares o de poca profundidad, es mucho ms efectivo movilizar las arcillas con nitrgeno. An cuando en la naturaleza de conocen ms de 2,000 minerales que componen las rocas, la mayora de ellos puede describirse adecuadamente por slo unos cuantos minerales. En la tabla siguiente se presenta los minerales ms comunes que componen las principales formaciones sedimentarias productoras de hidrocarburos, incluyendo contenido promedio por tipos de rocas y composicin qumica:



Tabla 4 Composicin mineral de las rocas sedimentarias.

Como se observa, el cuarzo y los silicatos (feldespatos, micas y arcillas) son los componentes principales de las arenas y areniscas, as como los carbonatos constituyen los principales minerales de las calizas y dolomas. En lo General, la mayor parte de las formaciones productoras de hidrocarburos contienen en mayor o menor cantidad arcillas. Estos minerales son potencialmente factores de dao por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migracin.

3.3.2 Dao por alta temperatura Un aumento en la temperatura acelera el dao causado por la migracin de partculas finas, debido a que la concentracin crtica de la sal se alcanza ms rpidamente. El proceso fsico de desprendimiento y transporte de las partculas finas, ocurre cuando las partculas que estn adheridas a la superficie de los granos son movilizados por fuerzas de arrastre del flujo del fluido en el medio, en



donde las fuerzas hidrodinmicas tienen su mayor influencia, creciendo esta con el tamao de las partculas.

3.3.3 Dao por gasto Si la velocidad del flujo es baja, las partculas finas dispersas pueden ordenarse gradualmente para realizar su recorrido en la formacin a travs de los poros, en cambio a velocidades altas no existe una distribucin adecuada de las partculas, lo que hace que interfieran con otras y se acumulen en los cuellos de los poros tapndolo. Existe una velocidad por encima de la cual la migracin de partculas finas es masiva, y se llama Velocidad Crtica de Flujo. La determinacin de este valor es muy importante, ya que se utiliza para determinar la velocidad mxima de desplazamiento para prevenir el dao a nivel de laboratorio, y a su vez, efectuar un escalamiento para los valores de gastos de inyeccin o produccin a nivel de pozo.

3.3.4 Dao por viscosidad A medida que aumenta la viscosidad del fluido en el medio, aumentan las fuerzas de arrastre sobre las partculas, por lo que ser ms fcil desprender las partculas si el fluido es ms viscoso, esto es, su velocidad crtica es menor.

3.3.5 Dao por cambio de mojabilidad La mojabilidad total o parcial del petrleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petrleo. Esto puede ocurrir por el fenmeno de adsorcin a travs de minerales activos en la superficie de la pared poral. El dao puede ser remediado a travs de la inyeccin de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que est mojando a la roca, la solucin es agregar un tensoactivo fuerte, que aumente la mojabilidad del agua en la roca con el consecuente riesgo de provocar un bloqueo por emulsin. Sin embargo, un tensoactivo por s solo no puede hacer el trabajo, puesto que normalmente la fase de petrleo que moja la roca est compuesta de hidrocarburos pesados como asfaltenos o parafinas, debe ser aflojada primero, antes de ser removida mediante un solvente. Est comprobado que un medio poroso mojado por agua facilita el flujo del aceite. Los fluidos que invaden la formacin pueden tender a dejar la roca mojada por aceite, lo cual redunda en una disminucin en la permeabilidad relativa del mismo. Esto es causado generalmente por surfactantes de tipo catinico o no inico contenidos en los fluidos de perforacin, Cementacin, terminacin, limpieza y estimulacin. Este efecto produce una reduccin de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, hasta en un 50%, pudiendo ser mayor en las rocas de ms baja permeabilidad.



La accin de surfactantes a los fluidos de perforacin, as como la precipitacin de asfaltenos en el medio poroso, pueden alterar la mojabilidad de la formacin hacia el petrleo, reduciendo si la permeabilidad relativa de la formacin hacia ste. Este efecto lo producen, en General, los filtrados de lodos de emulsin inversa.

3.3.6 Dao por interaccin fluido-fluido Las interacciones fluido-fluido pueden traer como consecuencia varios mecanismos de dao como son: bloqueo por emulsiones, precipitacin de ciertos compuestos slidos inorgnicos por incompatibilidad entre fluidos inyectados y el crudo. La precipitacin de slidos de las salmueras usadas en terminacin o reparacin de pozos, y del crudo de la formacin puede causar grave dao a la formacin cuando estos slidos tapan los espacios porosos. Los slidos precipitados pueden ser inorgnicos que provienen de la salmuera u orgnicos que provienen del crudo. Puede haber precipitacin de slidos inorgnicos cuando la salmuera utilizada y las aguas de la formacin son incompatibles y/o se producen cambios en las condiciones de presin y temperatura. Los slidos inorgnicos reciben el nombre de escamas scale y se depositan cuando se altera el equilibrio qumico y termodinmico, haciendo que las aguas o sus mezclas alcancen el punto de saturacin de sus sales disueltas. El grado de sobresaturacin puede incrementar, hasta resultar en depsitos, por causa de los cambios de los fluidos debidos a mezclas incompatibles, cambios de temperatura y presin. Los problemas de depsitos de escamas durante el desarrollo de un pozo (perforacin terminacin y/o reparacin), y durante la inyeccin de fluidos se debe principalmente a la mezcla de fluidos incompatibles, mientras que los depsitos que ocurren durante la produccin del pozo se debe a cambios en la presin y en la temperatura.

3.3.7 Dao por depsitos orgnicos Las sustancias orgnicas ms comunes que causan dao a la formacin son las parafinas y los asfltenos, las parafinas son hidrocarburos de cadenas largas que precipitan de ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o la composicin del crudo cambia por la liberacin del gas a medida que declina la presin. Los asfaltenos son compuestos aromticos y naftnicos de alto peso molecular, que se encuentran en dispersin coloidal en algunos crudos.



Este estado coloidal est estabilizado por la presencia de resinas en el crudo; cuando se reduce de algn modo el contenido de estas resinas, los asfltenos pueden agregarse, formando partculas lo suficientemente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso, causando dao a la formacin. Cualquier cambio qumico en el crudo que reduzca la concentracin de estas resinas puede ocasionar este fenmeno. Los mecanismos por los cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algn cambio en las variables termodinmicas a las que est sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforacin, produccin o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la prdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa ms comn que produce este efecto sucede durante la produccin, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presin. Estos precipitados cristalizados son removidos por solventes orgnicos, son polmeros aromticos (benceno, tolueno), pero en casos particulares en que la composicin del precipitado es mayormente de asfaltenos, puede removerse simplemente con alcohol, que es ms barato. La precipitacin de productos orgnicos puede ser tambin natural o inducida. La natural en el caso de las parafinas est asociada a la disminucin de la temperatura del crudo y se da con ms frecuencia en las tuberas que en la formacin. Si hay una zona de alta cada de presin en las cercanas del pozo, los asfltenos pueden precipitar en el medio poroso. La precipitacin inducida resulta de la alteracin del equilibrio entre el crudo del yacimiento y sus constituyentes parafnicos y asfaltnicos. Esta alteracin puede producirse durante cualquiera de las operaciones que se llevan a cabo en un pozo. Filtrados de fluidos de alto pH que invaden la regin del yacimiento cercana al pozo pueden ocasionar la precipitacin de asfltenos, dependiendo de la naturaleza cida o bsica del crudo y de su polaridad. La inyeccin o filtrado de un fluido a temperatura menor que la del yacimiento, durante las operaciones de terminacin, estimulacin o inyeccin de agua, puede causar precipitacin de parafinas al caer la temperatura del crudo por debajo del punto de burbuja. La adicin de fluidos orgnicos ligeros, tales como pentano, hexano, gasolina, gasoil, nafta y LNG, con baja tensin superficial, puede precipitar asfltenos. El contacto de fluidos de estimulacin de bajo pH (cidos), con el crudo, tambin puede causar la formacin de un precipitado asfaltnico, conocido como sludge. Esto se debe a que la molcula de asfalteno, de alto peso molecular, tiene un ncleo con carga neta positiva, la cual se compensa por una doble capa externa, de carga negativa. Cuando esta doble capa entra en contacto con los



protones de una solucin cida, la doble capa colapsa, y las partculas de asfalteno se agregan y precipitan. La precipitacin de asfaltenos tambin se facilita por la presencia de otros cationes presentes en la solucin, tales como hierro III y hierro II, siendo el primero ms activo. Por esto, los pre-flujos de HCl usados en estimulacin, que capturan hierro de las tuberas del pozo, deben ser separados de todo contacto con el crudo del yacimiento. Donde ocurra la precipitacin de asfltenos, las partculas finas de la formacin y los materiales precipitados de las reacciones del cido (como el hidrxido de silicio), adsorben los asfltenos y se vuelven parcialmente mojados por petrleo. Los asfltenos se adsorben sobre arcillas, areniscas, calizas, y cualquier otro material, o sea, sobre cualquier superficie disponible. Si hay una capa de agua recubriendo esa superficie, retardar la adsorcin del asfalteno, pero no las impedir, y la condicin original de las superficies a ser mojadas por agua se perder, al convertirse en parcialmente mojadas por petrleo. Los precipitados orgnicos no deben ser confundidos con los precipitados que se forman por la reaccin qumica de los compuestos del petrleo con sustancias inorgnicas, que no pueden tratarse y la inyeccin de un solvente orgnico aumentara el dao por descomposicin; por lo tanto, es conveniente un estudio minucioso antes de iniciar el tratamiento, en primer lugar para distinguir si se trata de un precipitado orgnico o no, y en segundo lugar para estudiar la concentracin de asfaltenos en el precipitado para decidir si tratar simplemente con alcohol o usando un polmero.

3.3.8 Dao por depsitos inorgnicos Se han identificado varios tipos de incrustaciones inorgnicas: carbonato de calcio, sulfato de calcio, (yeso y anhidrita), sulfato de bario, carbonato de hierro, sulfuro de hierro, xido frrico y sulfato de estroncio. De todas ellas, la mis frecuente es la de carbonato de calcio. La tendencia a precipitar del carbonato de calcio depende de la concentracin de los iones de calcio y de bicarbonato presentes, y de la presin parcial de los fluidos residentes. La precipitacin puede ser natural o inducida. La natural est asociada con la produccin, cuando lo gases disueltos salen de la solucin a medida que va declinando la presin del yacimiento. Cuando el agua de la formacin entra en la zona de altas cadas de presin en las cercanas del pozo, el anhdrido carbnico escapa de la solucin y el equilibrio se desplaza, favoreciendo la precipitacin de carbonato de calcio.



La precipitacin inducida puede ocurrir en diversas operaciones debido a la mezcla de fluidos incompatibles. Por ejemplo: cuando iones externos de calcio se introducen a la formacin durante la perforacin, cementacin, terminacin y reparacin del pozo. En este caso, al incrementar la concentracin de iones de calcio, el equilibrio de la reaccin se desplaza tambin hacia la derecha, favoreciendo la precipitacin. El ion calcio generado durante una acidificacin matricial puede producir este mismo efecto. La mezcla de aguas incompatibles durante operaciones de inyeccin (inyeccin de agua, inyeccin continua de vapor. EOR), puede producir precipitacin en los pozos productores e inyectores. En algunos casos se ha detectado la formacin de cristales de halita en el medio poroso, debido al nitrato de aguas con alta saturacin de NaCl. Esta agua, a condiciones de formacin alcanza el punto de sobresaturacin y precipita sal. Otra forma de precipitacin inorgnica inducida en el medio poroso ocurre durante operaciones de estimulacin con mezclas de HCl-HF, cuando se permite que esos fluidos hagan contacto con salmueras de potasio, sodio o calcio, que hayan filtrado previamente a la formacin. Esto ocasionar la precipitacin de fluosilicatos de sodio o potasio, y fluoruro de calcio.

3.3.9 Dao por depsitos mixtos Son depsitos compuestos por la mezcla de componentes orgnicos e inorgnicos, que pueden incluir tambin sarros, fangos, slices y arcillas. Cuando los depsitos migran, asociados con un incremento en la produccin de agua, actuando como un ncleo de deposicin de compuestos orgnicos provenientes de los hidrocarburos en flujo. El nico remedio para este problema es la utilizacin de un solvente dual, que contenga un agente de dispersin orgnico (polmero aromtico) y un agente de dispersin inorgnico (cido).

3.3.10 Dao por bloqueo de agua Bloqueo por agua es una reduccin en la permeabilidad relativa al petrleo por el incremento de la saturacin de agua en el medio poroso en las cercanas del pozo. La invasin de fluidos base agua propicia que localmente en la vecindad del pozo se promueva una alta saturacin de la misma, con la consecuente disminucin de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. El bloqueo del agua no debe considerarse el mismo dao que el hinchamiento de arcillas, aun cuando los dos pueden ocurrir simultneamente. Este boqueo se ve favorecido por la presencia en el sistema poroso de arcillas como la illita, ya que su forma propicia una mayor rea mojada por agua, incrementando la adsorcin de sta en las paredes de los poros y por ende aumentando las fuerzas retentivas en la formacin.



Los bloqueos por agua pueden ocurrir cuando se filtra a la formacin agua proveniente de los fluidos de perforacin, terminacin o reparacin, o por comunicacin con una zona productora de agua. La regin de alta saturacin de agua resultante, cerca del pozo, reduce la permeabilidad de la formacin al petrleo. Un bloqueo por agua, en general, se elimina por s solo, pero, en general, viene asociado con otros tipos de dao, que enmascaran su identificacin e impiden su eliminacin. Adems, en yacimientos con alto grado de agotamiento, la presin puede ser baja para expulsar el agua en un tiempo aceptable. La presin del yacimiento puede ser tan baja que no logre vencer la presin capilar creada por la alta tensin interfacial entre el agua y el medio poroso, crendose as un bloqueo permanente. Un bloqueo por agua se identifica por un repentino incremento del porcentaje de agua en la produccin, o una ausencia de produccin, generalmente despus de una reparacin en un pozo, donde se ha usado agua o salmuera. Si el pozo produce, es fcil distinguir el bloqueo de una conificacin o intrusin de agua, ya que el bloqueo no es sensible a los cambios en la tasa de produccin, mientras que la conificacin e intrusin disminuirn al disminuir la tasa de produccin.

3.3.11 Dao por bloqueo de emulsiones Este proceso ocurre cuando una emulsin viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo, y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. La conductividad de la formacin cerca del pozo puede quedar reducida a cero. Este fenmeno no es frecuente, pero cuando ocurre, sus consecuencias son desastrosas. El mecanismo de la formacin de emulsiones en el medio poroso es controversial, pero parece que no solo depende de las propiedades del crudo, sino tambin de la introduccin de agentes externos. En la prctica se ha hallado que el agua y el petrleo nativos de un yacimiento rara vez forman emulsiones espontneamente, para que se forme una emulsin, se requieren factores externos, por ejemplo, la reinyeccin en el yacimiento de un crudo extrado del mismo, y que si se experimenta la activacin de surfactantes naturales, estos pueden estabilizar emulsiones de dicho crudo con el agua de formacin. La activacin de los surfactantes naturales puede ocurrir en los crudos que han sido almacenados y han sufrido oxidacin en la superficie. Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causarn reducciones considerables en la permeabilidad relativa del gas. Este problema es ms grave que en el caso de bloques de agua, dado la mayor viscosidad del fluido que invade la formacin. La mezcla de fluidos de base agua y base petrleo ocasionan emulsiones en la formacin. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy



elevadas, en particular las emulsiones de agua y petrleo. Normalmente se forman durante la invasin del filtrado del lodo de perforacin o durante los tratamientos fluidos posteriores. Los filtrados de alto pH como el proveniente del lodo de perforacin o las lechadas de cemento; o filtrados de bajo pH como el proveniente de los fluidos del tratamiento de acidificacin, pueden emulsificar algunos petrleos de la formacin. De la misma manera, los filtrados de los lodos de perforacin de base petrleo o fluidos de estimulacin del mismo tipo, pueden formar emulsiones al entrar en contacto con las salmueras de la formacin. Las emulsiones son estabilizadas por los agentes tensoactivos (surfactantes) que se utilizan en los tratamientos fluidos o que pueden ser formados por la interaccin del fluido con la roca.

3.3.12 Daos de origen biolgico Algunos pozos, particularmente aqullos que reciben inyeccin de agua, son susceptibles al dao causado por bacterias en la zona cercana al pozo. Las bacterias inyectadas a la formacin, especialmente las anaerbicas, pueden multiplicarse muy rpidamente en el yacimiento, tapando los espacios porosos con ellas mismas, o con precipitados que resultan de sus procesos biolgicos. Incluso la biomasa de las bacterias muertas puede causar grandes reducciones en la inyectividad de pozos inyectores de agua.

3.4 Pseudo factores del dao Se denomina pseudo dao a la restriccin del flujo sin reducir el dimetro de los poros o la permeabilidad. En los pseudo daos la terminacin y tcnicas de operacin estn relacionadas con el yacimiento, los objetivos de la produccin y las condiciones geolgicas. A continuacin se presentan los siguientes pseudo daos:

3.4.1 Daos por desviacin del pozo (SO) Los pozos desviados son aquellos donde la seccin que es abierta a produccin es mayor que el espesor de yacimiento, lo que implica un efecto de estimulacin aparente con valores de (Si) negativos. Este efecto fue estudiado por Cinco, Miller y Ramey, los cuales presentaron una correlacin para calcular el pseudo dao cuando un pozo esta desviado y penetrado parcialmente.

3.4.2 Daos ocasionados por turbulencia de flujo (St)



La estructura del flujo en un rgimen turbulento, se caracteriza por los movimientos tridimensionales, aleatorios de las partculas de fluido este comportamiento se debe a las pequeas fluctuaciones de velocidad superpuestas al flujo medio de un flujo turbulento y al mezclado macroscpico de partculas pertenecientes a capas adyacentes. En las regiones cercanas al pozo existen condiciones de flujo turbulento, lo cual conlleva a una cada de presin adicional en funcin de la tasa de pr

daño a la formación iii

Documents