manual de estimulación matricial de pozos petroleros

5/13/2018 Manual de Estimulacin Matricial de Pozos Petroleros

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MANUAL DE ESTIMULACIONMATRICIAL DE POZOSPETROLEROSM. I. Carlos Islas Silva

COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MEXICO, A.C.


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PROLOGO

EI Colegio de Ingenieros Petroleros de MexicoA.C., a traves de su Comite de Publicaciones, ha em-prendido un programa de edici6n de libros elabora-dos por sus agremiados, que permitan coadyuvar enel desarrollo profesional del ingeniero dedicado a laexplotaci6n de hidrocarburos.EI presente Manual constituye un esfuerzo mas,

bajo los auspicios de este program a y en el se presen-tan los principios que fundamentan la estimulaci6nmatricial de pozos petroleros y el estado actual de es-ta especialidad.En su primer capitulo se introduce al lector en la

estimulaci6n de pozos petroleros. En el segundo ca-pitulo se establece la necesidad de aplicar la estimu-laci6n para mejorar el comportamiento de los pozos,incluyendo la discusi6n amplia del dana a la forma-ci6n, su evaluaci6n y consecuencias de su remoci6n.

Los capitulos III y IV presentan los fundamentode la estimulaci6n matricial y su estado actual enambito mundial, pretendiendo proporcionar allectocriterios para la selecci6n de la estimulaci6n, sus fludos y aditivos de tratamiento y el disefio para su relizaci6n.Ellibro fue escrito por el M. 1. Carlos Islas Silv

a quien externamos nuestro agradecimiento porvaliosa colaboraci6n en beneficio de la Ingenieria Ptrolera.

Ing. Carlos Cuellar AnguPresidente


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AGRADECIMIENTOS

La realizacion del presente libro ha sido posible conla ayuda de mi esposa Silvia y mis hijos, en especialMayra, quienes en todo momenta me alentaron ycoadyuvaron en la mecanografia y elaboracion de losdibujos presentados. Para ellos mi mayor reconoci-miento.Un especial agradecimiento al Ing. Claudio San-

chez Montalvo por su valiosa intervencion en la pre-paracion de borradores y version final del Manual yala QFB. Alicia Munoz Herrera por la revision delprimer borrador.

Mi agradecimiento tambien al Colegio de Ingenros Petroleros de Mexico, por hacer posible establicacion.Finalmente mi reconocimento a los especialistas

la estimulacion de pozos, en especial a la compaHalliburton y Dowell-Schlumberger, por el mateincluido, y que debidamente referenciado enriqueel contenido de este Manual de Estimulacion Macial de Pozos Petroleros.

Carlos IMarzo 1


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CONTENIDO

I I N T R O D U C C I O N . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1.1 Definicion de estimulacion1.2 Importancia de la estlmulacion '" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1.3 Desarrollo historicoI I . L A E S T IM U L A C I O N D E P O Z O S Y E L D A N O A L A F O R M A C I O N .11.1 lntroduccion .11.2 Metodos de estirnulacion .11.3 Dafio a la forrnacion y pseudodafios .11.4 Efectos del dafio :- .11.5 Origen del dane a la forrnacion .11.6 Mecanismos del dafio .11.7 Tipos de dane .11.8 Evaluacion del dane .I I I E S T I M U L A C I O N M A T R I C I A L N O R E A C T I V A 2111.1Tipos de estirnulacion matricial 2111.2 Fenornenos de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2111.3Surfactantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2111.4Tipos de dane susceptibles de remover con estirnulacion matricial no reactiva 3111.5Seleccion de surfactantes en la estirnulacion matricial no reactiva 3111.6 Fluidos base. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3111.7Disefio 3I V E S T I M U L A C I O N M A T R I C I A L R E A C T I V A 4IV.1 lntroduccion 4IV.2 Acidos 4IV.3 Cinetica de reaccion 5IV.4 Aditivos 5IV.5 Seleccion de fluidos en la acidiflcaclon matricial 6IV.6 Estudios de laboratorio para el disefio de una estirnulacion matricial 6IV.7 Tecnicas y disefios de estimulaciones matriciales reactivas 6N O M E N C L A T U R A 7R E F E R E N C I A S 8

Paqin

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I. INTRODUCCION

Entre los mas importantes desarrollos tecnologicoscon que cuenta la Ingenieria Petrolera estan los me-todos de estimulacion de pozos. Tal es la irnportan-cia de la estimulacion de pozos que se puede asegu-rar que no existe pozo en el mundo en el que no sehaya aplicado uno 0mas de estos procedimientos; aiinmas, muchos pozos existen como productores comer-ciales debido precisamente a la estimulaci6n de su pro-ductividad.En este manual se pretende proporcionar conoci-

mientos suficientes para que el ingeniero dedicadoala explotacion de pozos petroleros pueda: determinar!la conveniencia de una estimulacion matricial; cono-cer las caracteristicas, ventajas y desventajas de losprocedimientos de estimulacion matricial mas cormin-mente utilizados; seleccionar el metodo de estimula-cion y los materiales mas apropiados, para las condi-ciones particulares de una formaci6n y de un pozo;disefiar la estimulaci6n matricial seleccionada.

1.1. DEFINICION DE ESTIMULACIONUna estimulacion de un pozo se define como el pro-

ceso mediante el cual se restituye 0 se crea un siste-ma extensivo de canales en la roca productora de unyacimiento que sirven para facilitar el flujo de flui-dos de la formaci6n al pozo, 0 de este ala formacion.Los objetivos de la estimulaci6n son: para pozos

productores, incrementar la produccion de hidrocar-buros; para pozos inyectores, aumentar la inyecci6nde fluidos como agua, gas 0 vapor, y para procesosde recuperacion secundaria y mejorada, optimizar lospatrones de flujo.

1.2 IMPORTANCIA DE LA ESTIMULACION1*Entre las contribuciones mas significativas a la

industria petrolera esta la ESTIMULACION DEPOZOS.

A traves de la ESTIMULACION DE POZOS hsido posible mejorar la produccion de aceite y gasinclusive, incrementar las reservas recuperables.La estimulacion ha llegado a ser una practica e

tandar, y se puede asegurar que actualmente no exispozo productor 0 inyector que no haya sido estirnulado cuando menos una vez, pudiendose consideraque la mayorfa de los pozos perforados en este sighan sido estirriulados. Aun mas, considerable porcentaje de reservas de Hidrocarburos, ha sido posible prducirlas economicarnente a traves de una Estimulacion.La estimulacion se ha aplicado a todo tipo de fo

maciones y profundidades de los pozos petrolerosse ha extendido a pozos de agua, de vapor, de descho, etcetera.A traves de los afios la tecnologfa asociada con

estimulacion se ha enriquecido significativamente,desarrollandose metodos, materiales y equipos para etimular todo tipo de yacimientos.Los avances tecnologicos son consecuencia de la e

periencia e investigacion llevada a cabo desde finaldel siglo pasado; sin embargo, los conocimientos sbre .la estirnulacion de pozos aun no hansido del tdo desarrollados. Consecuentemente, la aplicacion dconocimiento actual para optimizar tecnica y econmicamente los disefios de estimulacion, es algunas vces incierto y puede conducir a fracasos, por 10 qla investigacion en el campo de la estimulacion de pzos continua ininterrumpidamente.

Referencias al final del Manu

1.3 DESARROLLO HISTORIC02,3El primer metodo de estimulacion de la producti

vidad de un pozo que fue aplicado se remonta al incio de la explotacion industrial de petroleo, aprox


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madamente en 1860. Este proceso fue ideado a tra-ves del uso de nitroglicerina que se hacia explotar.El metodo se llamo fracturamiento con explosivos yllego a ser popular en 1920.En 1894 el HCl se aplico en formaciones de caliza

en Lima, Ohio, siendo patentado el proceso en mar-zo 17 de 1896 (U.S. No. 556669), metodo abandona-do 0 poco usado por la alta corrosion ocasionada enlas instalaciones superficial y sub superficial de los po-zos. En 1929 se inyecto a la formacion bajo presionen Kentucky.Hasta 1932, con el desarrollo de los inhibidores de

corrosion, la acidificacion fue ampliamente aceptaday reconocida como un medio efectivo de incremen-tar la productividad de los pozos. En 1940 se intro-dujo el empleo de mezclas de acidos HC1-HF.El estudio de problemas de acidificacion , inyeccion

de agua, perdidas de circulacion , cementaciones for-zadas y la incipiente estirnulacion de pozos con ex-plosivos, condujeron a considerar otro de los mas im-portantes metodos: el Fracturamiento Hidraulico, pa-tentado por R.F. Farris en noviembre 10 de 1953,e introducido por Clark. La primera operacion se efec-tuo en 1947 en un campo de gas (Hugoton) en Kan-sas, en el pozo Klepper No.1 con resultados desa-lentadores. Posteriormente con el empleo de mayo-res vohirnenes y gastos se probe con exito y su apli-cacion fue ampliamente extendida a todos los paisesy a la mayoria de los tipos de yacimientos y a pro-fundidades de hasta 6,000 myrna'S.Adicionalmente y en forma sirnultanea se han de-

sarrollado y probado una gran variedad de otros me-todos de estimulacion , aunque de menor importan-cia a los previamente citados.

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II. LA ESTIMULACION DPOZOS Y EL DANO A LFORMACION

11.1 INTRODUCCIONDado que la estimulacion de pozos concierne di-

rectamente con el mejoramiento de su productividad,o en su caso de su inyectabilidad, su exito dependebasicamente de las condiciones en que se encuentrenlos pozos. Esto obliga a conocer con precision los pa-rametros que controlan la productividad de los po-zos antes de decidir si es conveniente 0 no realizaruna estirnulacion para mejorar la produccion. En con-secuencia esto constituye el primer paso previo a unaestirnulacion.

Obviamente como premisas para la existencia deun pozo petrolero se requiere: 1) que existan hidro-carburos, 2) que la forrnacion que los contenga per-mita en alguna medida el paso de los mismos a tra-ves de la roea y 3) que se tenga energia suficiente pa-ra propiciar su flujo hacia el pozo. Las caracteristi-cas conjuntas de estas tres condiciones son los para-metros que controlan la productividad de los pozosy de su conocimiento preciso se podra determinar sies conveniente 0 no realizar una estirnulacion.

Considerando que las premisas antes citadas con-curren en un pozo, es necesario realizar un analisis(ANALISIS NODAL * *) que permita evaluar el sis-tema completo de produccion de un pozo.v

La Fig II.1, muestra esquernaticamente las tres eta-pas de flujo en que se puede dividir el sistema com-pleto de produccion de un pozo; el flujo del yacimientoal pozo a traves del intervalo terminado: el flujo delos fluidos del fondo del pozo a la superficie, y final-mente el flujo de la cabeza del pozo al separador atraves de la Iinea superficial.

El Analisis Nodal perrnitira optimizar el sistempara producir 1 0 mas economicamente posible, detminar la contribuciori de cada componente del sisma y asi evitar restricciones inconvenientes al fly permitir evaluar el efecto de los eambios de cuquier componente para incrementar los ritmos de pduccion. Como se observa en la Fig II.1, la energde presion disponible en el yacimiento se pierdeeada etapa del sistema de produccion, esto es:

1

Donde:

~PT : Caida de Presion Total en cl Sistema.

~Pr Caida de Presion en el Yacimiento e intervalo abierto a produccion ,

~P \\ Caida de Presion en el Pozo.

~Pf Caida de Presion en la Superficie.

* * Marca Schlurnbcrgcr


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ETAPA 3: FLUJO EN LA SUPERFICIE11--"----/"1="'= GAS

oNoc,_JLL JZLL Jo-,::J_JLLN


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Sustituyendo PWfidealen la Ec II.6 se tiene:

27rkh (Pws - Pwfrea1)p, {Ln(relrw) + S} II.9

Ecuaci6n que en su forma mas sencilla representalas condiciones reales de flujo del yacimiento al po-zo, donde S es matematicamente adimensional.Cada uno de los terrninos de esta ecuaci6n afec-

taran la productividad del pozo y ciertas acciones pue-den tomarse para cambiar favorablemente estos fac-tores. Debe observarse que los parametres que pue-den modificarse se restringen basicamente a la per-meabilidad, k, yal efecto skin, S.4 Un valor bajo depermeabilidad 0 un valor grande del efecto Skin pro-piciaran una baja productividad del pozo.Con respecto ala permeabilidad, es en 10 general

poco probable que se pueda incrementar a valores quepermitan tener respuestas considerables en la produc-tividad de los pozos. En estos casos cuando la per-meabilidad es baja 10 md), la posibilidad de in-crementar considerablemente la productividad es atraves de la ESTIMULACION POR FRACTURA-MIENTO. En este caso las caracteristicas del yaci-mien to permanecen inalteradas y el mejoramiento dela productividad se da por el cambio de patr6n de flujode radial circular a lineal hacia una gran superficiedentro del yacimiento creada por el fracturamiento.Por otra parte, un valor grande de S en general

sera consecuencia de un dana causado en la zona ve-cina al pozo, debido principalmente a las operacio-nes de perforaci6n, cementaci6n y terminaci6n delrrusrno ,Esta alteraci6n en la vecindad del pozo puede real-

mente ser eliminada y aSI reducir a cero el valor deS, 0 en algunos casos disminuirlo mas a valores ne-gativos. Esto es posible lograrlo a traves de la ESTI-MULACION MATRICIAL.En cualquier caso, la estimulaci6n reduce el efecto

Skin, S, y el mejoramiento de la productividad delpozo resulta de un virtual incremento efectivo del ra-dio del pozo, dado por->

II.10

11.3 DANO A LA FORMACION YPSEUDODANOS4,6

El dana a una formaci6n productora de hidrocar-buros es la perdida de productividad 0 inyectabilidad,parcial 0 total y natural 0inducida de un pozo, re-

sultado de un contacto de la roca con fluidos 0matriales extrafios, 0 de un obturamiento de los canalpermeables asociado con el proceso natural de prducci6n.Es importante sefialar que en condiciones norm

les de los pozos, sobre todo a su terminaci6n, la zode la formaci6n vecina a la pared del pozo se encuentdafiada debido a la perforaci6n misma, a la cernetacion de tuberias y al conjunto de operacionesqueridas para poner el pozo a producir. Es por eimportante analizar'las causas de la caida de presi6que se tienen alllevar los fluidos desde el yacimienal fondo del pozo. Esta caida de presi6n, .::lPr, cotrola en gran medida el caudal de entrada de fluidal pozo. EI analisis de esta parte del sistema de pducci6n consiste en considerar, como se muestrala Fig II.3, el flujo de fluidos desde el radio de dredel pozo, pasando a traves de la zona virgen de la fmaci6n y de la zona vecina al pozo, generalmenteterada, y de aqui al intervalo perforado a traveslos tuneles de los disparos.

dP r = dP fm + dP fd + dP t + dP pc + dP p e r f + dP tp IP w s - P w f

Donde:

.::lPfm : Caida de presi6n requerida para moverfluidos a traves de la formaci6n en la zonaalterada .

.::lPfd Caida de presi6n requerida para moverfluidos a traves de la zona alterada ..::lPt Caida de presi6n causada por la turbulencidel fluido al entrar al pozo.

.::lPpc : Caida de presi6n asociada con la penetraci6parcial de la zona productora y/ o el efectoinclinaci6n relativa de la formaci6n con eldel pozo.

.::lPperf' Caida de presi6n asociada con las perforaciones (penetraci6n, defasamiento y densidad

.::lPtp : Caida de presi6n asociada con el flujo de fldos a traves de los nineles de las perforacione

Para determinar la caida de presi6n .::lPnsequiere registrar la presi6n del fondo del pozo y su vriaci6n con el tiempo, 1 0 cual se hace con un registrdor adecuado. EI analisis de la variaci6n de presi6de pruebas de incremento 0 decremento, conducedeterminar una presi6n de fondo fluyendo rePwfrea1. Si se considerara una terminaci6n en agujro descubierto y la inexistencia de alteraci6n algunen la vecindad del pozo, el valor de la presi6n de fo


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do fluyendo seria diferente y se podria indicar comoPWfideal'En estas condiciones y como se mostr6 en la

Fig II. 2 se define una diferencia de presi6n entre laPWfidealy la Pwfrea1.

.lPs = PWfideal - Pwfrea1 II. 7

van Everdingen y Hurst, relacionaron esta diferen-cia de presi6n en regimen permanente con elllama-do "Efecto Skin", S, donde:

_....::qjl: .____ S211'kh.lPs II.S

Esta ecuaci6n en unidades de campo sera:

.lPs (psi) 141.2 q(BPD) JL(cp) Bo(adim) .- _ _.:_:'---___:,__:__:....:::...:_;__--....:.S(adim)k(md) h(pie)

zona virgen depermeabil idad kzona alterada depermeabil idad kx - - -

zonaproductora h Pws

LiPr ~LiPr ~ Pws - Pwf

+ LiPpe + LiPper!' + LiPtp

Figura 11.3Diagrama de un sistema tlpico de flujo deun pozo.

Donde Bo es el factor de volumen del aceite.

La .lPs se debe a las caidas de presi6n adicionalescausadas por los efectos de: la zona alterada de la for-maci6n (.lPfd), la turbulencia al lIegar los fluidos alos disparos (.lPt), la terminaci6n relativa del inter-valo disparado con la zona product ora (.lPc) y alarestricci6n al flujo por el patr6n y penetraci6n de lasperforaciones (.lPperf) y por las restricciones en lostuneles de las mismas (.lPtp), es decir:

6

En consecuencia se le puede asociar a cada perdda de presi6n un factor de pseudodafio , por 10 quel Efecto Skin, S, esta compuesto por los pseudofactores:

S = Sfd + St + Spc + Sperf + Stp II.Donde:

SfdStSpcSperf:Stp

Factor de dana real de la formaci6nPseudofactor de dana por turbulenciaPseudofactor de dana por terminaci6nPseudofactor de dana por las perforacionesPseudo factor de dana por los tuneles de lperforaciones

Dado que las pruebas de presi6n permiten obtner el efecto Skin 0 factor de dana total S, este valestara influenciado por el factor de dana verdaderala formaci6n y los otros pseudofactores, algunoslos cuales pueden tomar valores negativos, positivoo ser nulos. Obviamente la estimulaci6n de pozs6lo concierne con el factor de dana verdadero, Sy el pseudofactor por restricciones en los nineleslos disparos, por 10 que es de extrema importanciacuantificar los componentes del efecto Skin y asi esmar el efecto de una estimulaci6n dirigida ala remci6n del dana verdadero de la formaci6n en la vecidad del pozo y la eliminaci6n de la restricci6n entuneles de las perforaciones.Considerando el sistema tipico de flujo de un po

dado en la Fig II.3, Ysuponiendo que el pozo se ecuentra terminado en agujero abierto y que los psedofactores de dana son nulos, se tendria un factordana S debido exclusivamente al dana verdadero, pefecto de una zona alrededor del pozo con una pmeabilidad, kx, diferente a la de la zona virgenla formaci6n, k.En estas condiciones considerando el flujo a trav

de la zona alterada de radio r; y presi6n Px, se tien

a) Si kx = k

q 211'kh (Px - PWfideal)JLLn(rx/rw) II.

b) Si kx < > k

q 211'kxh (Px - Pwfrea1)JLLn(rxI rw) II.


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Combinando estas ecuaciones con las Ecs 11.7y 11.8, se demuestra que:

11.16

Para agua (caso de pozo inyector):

0.007082 kwh (PWfideal - Pws)/Jwf..twLn(reI rw) II

De aqui puede observarse que:a) Si kx < k, S > 0, el pozo esta dafiadob) Si kx = k, S 0, el pozo no tiene danac) Si kx > k, S < 0, el pozo fue estimuladoLa tabla II.1 presenta valores tipicos de S y su sig-

nificancia relativa.

Tabla 11.16Valores tipicos de S y su significancia relativaValor del dana verdaderoCondici6n del pozo a la formaci6n S

Altamente dafiado S > + 10Danado S > 0Sin Dafio S 0Acidificado -1 :5 S :5 3Fracturado -2 :5 S :5 4Masivamente Fracturado S < 5

11.4 EFECTOS DEL DANOCon la finalidad de evaluar en forma teorica y cuan-

titativa los efectos de los dafios susceptibles de rerno-verse a traves de la estimulacion matricial (restriccio-nes en los tiineles de las perforaciones y dana verda-dero en la forrnacion), en principio considerese unpozo en un yacimiento que no presenta ningun tipode dafio; es decir, supongase que S = O. En estas con-diciones se puede estimar el potencial ideal y naturaldel pozo con el empleo de la Ec II.6. En unidades decampo esta ecuacion es:

Para aceite:

0.007082 koh (Pws - PWfideal)/Jof..toLn(re I rw) 11.17

Donde:

qo Gasto de produccion de aceite (BPDgg Gasto de produccion de gas (PCD @psi, 60F)

qw Gasto de produccion de agua (BPDko, kg, kw Permeabilidad al aceite, al gas y al ag

respectivamente (mD)h Espesor neto productor 0 inyector (Pws Presion del yacimiento (psi)PWfideal Presion de fondo fluyendo (0 inyecta

do) (psi)/Jo, /Jw Factor de volumen del aceite y agua,

pectivamente (adimensional)f . . t o , f..tg' f..tw Viscosidad del aceite, gas y agua, resp

tivamente (cp)r, Radio de drene del pozo (pie)rw Radio del pozo (agujero) (pie)Z Factor de compresibilidad del

(@Q Pwf, T) (adim.)T Temperatura del yacimiento (OR)Como se menciono anteriormente en condicion

ideales, es posible con estas ecuaciones estimar eltencial natural de un pozo. Sin embargo, cuandotiene un agujero revestido y disparado, el flujopuede aportar el pozo, debe converger hacia losneles de los disparos. Como se muestra en la Fig lse tendra un flujo lineal a traves de cada tunel delparo y el flujo en esta zona debera estimarse poLey de Darcy para flujo lineal.El ninel de la perforacion se logra por la deto

cion de cargas explosivas que generan presionessimas y que lanza un "Jet" a velocidades de 15a 30,000 pie/seg. Este impacto hace que se perfla tuberia de revestimiento, el cementa y llegueta la forrnacion, la cual se compacta alterando susracteristicas fisicas y propiciando el inicio de losblemas asociados con la restriccion al flujo a trde las perforaciones. Estas restricciones se yen inmentadas por los detritos de las pistolas, la tubeel cementa y la propia formacion. Naturalmentese agrava cuando las perforaciones se realizan enno de fluidos sucios (con contenido de solidos).consecuencias de esta situacion propician que loneles de los disparos se encuentren en mayor 0

Para gas:

0.000704 kgh (Pws2 - Pwftdeal)Zf..tgTLn(re / rw) II.18


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nor grade con residuos s6lidos y su efecto puede serestimado considerando que el tiinel de la perforaci6neste empacado, con s6lidos que propicien una permea-bilidad del orden de Darcys. En estas condicionesla Ley de Darcy para flujo lineal sera iitil para calcu-lar el gasto de fluido a traves del tunel de la perfo-raci6n:

0.001127 k A.::lP{3ol1-oL II.20

k: Permeabilidad media del ernpaque (mD) q r 'A: Area de flujo (pie") ttif-_~LlP: Caida de presion a traves de! tune! (psi) A:

. {30 : Factor de volumen (adim.) O.OOl127kA-LlPpo: Viscosidad del fluido (cp) qp = {3opo' LL: Longitud del tunel (pie)qp: Producci6n a traves del tune! (BPD)

Figura 11.4Efecto del dafio en el tunal de la perforacion.Donde:

qp : Producci6n a traves del tiinel de la perfora-ci6n (BPD)k : Permeabilidad del empaque (mD)

A : Area transversal de flujo del ninel (pie").::lP: Caida de presi6n a traves del ninel (psi)( 3 0 : Factor de volumen del fluido (adim.)1 1 - 0 Viscosidad del fluido (cp)L Longitud del ninel (pie)

Un simple calculo con la Ec II.20, concluye quela limpieia de los tiineles de las perforaciones es de-terminante para que el pozo pueda manifestarse; deotra forma puede observarse que en la mayoria de loscasos, el pozo al perforarse, no se manifiesta.La eliminaci6n de las restricciones en los nineles

de los disparos y su conexi6n con la formaci6n, a tra-yes de la zona compactada, constituyen el objetivo in-mediato de la primera estimulaci6n a un pozo, el tra-tamiento de limpieza. Esto obliga en 10 general a es-timular el pozo inmediatamente despues de efectuarlas perforaciones, 10 cual permitira facilitar la indue-ci6n del pozo a producci6n.8

Considerando que ya no se tiene restricci6n ana en las perforaciones, es conveniente discutirseria el efecto en la productividad del pozo por lasencia del dafio verdadero ala formaci6n. Paraasiimase la situaci6n planteada en la Fig II. 3, suniendo como en el caso anterior, que los pseudoftores de dana son nulos y que se trata de un yacimiebajosaturado.La Fig II.3 presenta un pozo y una geometrfa

dial circular con una zona de radio de penetraci6ny permeabilidad kx, diferente ala permeabilidadla formaci6n k haciendo un balance de presionestendra 10 siguiente:(Pws - Pwf) = (Pws - Px) + (Px - Pwf) Iaplicando la expresi6n II.17 para este caso se tie

{ 3 0 1 1 - 0 qo Ln (re / rw)0.007 ke h 1Pws - Pwf)

donde ke es una permeabilidad promedio equivalte a las permeabilidades kx y k. Considerando cociones de flujo permanente, se tendra:

f 3 0 1 1 - 0 qo Ln (r, / rx)(Pws - Px) T 0.007 k h I

(Px - Pwf) f 3 0 1 1 - 0 qo Ln (re / rw)0.007 kx h I

sustituyendo II.22, II.23 Y II.24 en II.21:

~ o Il o q oLnf e I f w )0.007 k e h

s , I lo q o [ 1 r, 1 r,-Ln- + -Ln-0.007 h k r, k , r,De donde:

Lnke 11 r, 1 rx-Ln- + --Ln-k rx kx. rw

En esta ecuacion, puede observarse quekx - 0, ke - 0,10 cual significa que la respuestapozo dependera de la restricci6n en la permeabilidde la zona alterada, pudiendo en algunos casos no


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nifestarse el pozo por la presencia de una zona alre-dedor del mismo con muy baja permeabilidad, estoindependientemente de que esta zona sea de peque-fia 0 gran penetraci6n.En otro orden de ideas, por definici6n, el indice

de productividad Jo, esta dado por:

11.26

Ahora bien, si la forrnacion en la vecindad delzo se encuentra en mejores condiciones de flujo (myor permeabilidad debido a una estimulacion), la cade presion sera menor, comportamiento representdo por la curva (c). Esto significa que para una rrna caida de presion el gasto en condiciones demacion dafiada es menor que el que se obtendriano hubiese dafio y por el contrario si la forrnacionestimulada, para la misma caida de presi6n se obtdria mayor produccion.Para un carta periodo de explotacion, independie

temente del tipo de empuje del yacimiento, la psion del mismo no cambia sensiblemente, por 10Pws se puede considerar constante y en consecuecia el indice de productividad. Dado que el procede estimulacion de un pozo se realiza en cuestionhoras, las condiciones del pozo antes y despues destimulacion y siempre considerando regimen permnente, se puede considerar que se realiza en periodcortos de explotacion, por 10 que la determinacionindice de productividad del pozo antes y despuesla estirnulacion puede evaluar su efecto.Con los considerandos anteriores supongase que

tiene el indice de productividad de un pozo en el cla formacion no ha sufrido alteracion alguna, dapor la Ec II.26:

II

Pws - PwfEn el caso de un yacimiento ideal con empuje hi-

draulico 100% efectivo, se puede considerar que Pwsno cambia con el tiempo y se tendra una Iinea rectaen la grafica de Pwf vs. q:

Pwf qo + Pws II.27

Pws - Pwf

siendo J 0 este indice y qo el gasto de produccionginal bajo estas condiciones.

Par otro lado si la forrnacion presenta alguna aracion en la vecindad del pozo, el indice de producvidad jy, que se tendria bajo la misma caida de psion seria:

Esta gnifica es conocida como RELACION DECOMPORTAMIENTO DE FLUJO "IPR" y sepresenta en la Fig II. 5.Por 10 generalla presi6n del yacimiento, Pws, dis-

minuye a medida que se explota, por 10 que J cam-bia en funcion del tiempo. La misma Fig II.5 mues-tra la curva (a) que representara el comportamientoreal de un yacimiento en condiciones naturales de laforrnacion , es decir, cuando la forrnacion no ha su-frido ninguna alteracion en la zona vecina al pozo.Sin embargo, generalmente las formaciones se encuen-tran en mayor 0 rnenor grado dafiadas, Este dana pro-picia una perdida de presi6n adicional a la caidade presi6n que se tiene en condiciones naturales;esto si se considera que el pozo produce con el rnis-mo gasto, situaci6n representada en la Fig II.5 porla curva (b).

Pws ,'iii ,\~ \ ~ p = 1~ -- q +Pws\ ..> wi 1 0 0a, \ :'\0 \ ~tJc:Ql \ \- \:J \;;:: \ \\"tJ \ \:0 \- \ \l \"tJ \ (b): (a) \ (c)'0 \'iii \2 ? IIn, I qo M ax .Gasto de producci6n qo (BPO)

II

Figura 1 1 . 5 Relaci6n de comportamiento de flujo (lPR)

Pws - Pwf

donde qx sera el gasto de produccion bajo condicnes alteradas. De aqui, considerando la misma cade presion en ambos casos, se tiene:

2 71 "k e hk ekI.


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sustituyendo II.25 en esta expresion:

J xJ o II.30kLn (re/rx) + ~ Ln (re/rw)

Con esta ecuacion se puede estimar la relacion deindices de productividad conociendo, re, rw, r; y larelacion k/kx3,7,8Como ejemplo corisiderese un pozo de radio 4 pg

Y radio de drene de 750 pies, con una zona dafiadaque ha disminuido su permeabilidad original en va-rios grados y diferentes penetraciones de la zona al-terada. Aplicando a estas condiciones la Ec 11.30, sepueden calcular los efectos de esta zona en la relacionde productividades. Los resultados se presentan gra-ficados en la Fig II. 6. En esta figura se aprecia porejemplo que si la permeabilidad de la forrnacion esreducida de 100 mD a 10 mD, con una penetracionde esta zona de 6 pulgadas, el cociente de produc-tividades es aproximadamente de 0.46. Esto signifi-carla que si el pozo tiene un potencial para producir1 000 BPD, iinicamente por la presencia de la zonadafiada estaria produciendo 460 BPD. La Fig II. 7 pre-senta el mismo caso de la Fig 11.6, solo que difiereen una mayor penetracion de la zona dafiada. Se ob-serva que a cualquier disrninucion de permeabilidadpor causa de dana en la zona inmediata al pozo, elefecto en la reduccion de productividad es considera-ble, sin que se requiera de una gran penetracion.Volviendo al mismo ejemplo planteado, si a tra-

ves de una estimulacion se remueve el dafio , ocasio-nando que la permeabilidad de la forrnacion se res-taure, se puede esperar que el pozo eleve su produc-cion de 460 BPD a 1 000 BPD, es decir se obtendraun incremento de productividad de 2.2.Por otra parte, si la forrnacion no se encuentra da-

fiada 0 el dafio ha sido rernovido , y suponiendo quese puede lograr a traves de una estirnulacion de en-trada radial circular un mejoramiento de la permea-bilidad natural de la forrnacion, la Fig II.S muestrael efecto en la productividad del pozo. Por ejemplo,si se tuviese .una penetracion del fluido de estirnula-cion de 12 pulgadas y un aumento de la perrneabili-dad de la forrnacion en esta zona de 10 veces, se 10 -grarfa un incremento en la productividad maximo de1.1. Esto significa que si el pozo tuviese un potencialde 1 000 BPD con esta estimulacion se podria alcan-zar una produccion de 1 100 BPD, incremento insig-nificante comparado con el que se obtendria si solose remueve el dafio.10

--.."\0~----.9~T---~=-~k=--~

2 4oPenetraci6n de la zona dafiada (pulgs)

Figura 11.6 Perdida de productividad debido a unamera penetraci6n de dana alrededor del pozo.

J I2 : i= .5I-uu::>::> 0.40000::g : a . .

400 60 80 1Penetraci6n de la zona dafiada (pies)

Figura 11.7 Perdida de productividad debido a unafunda penetraci6n de dana alrededor del pozo.

11.5 ORIGEN DEL DANO A LAFORMACION4,9, 10, 11

Estudios de laboratorio y de campo indican qu


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mayor parte de las operaciones que se realizan parala consecucion de un pozo petrolero, originan unafuente potencial de dana a la productividad del po-zooEl dana ala formacion puede ser causado por pro-cesos simples 0 complejos, presentandose en cualquie-ra de las etapas de la vida de un pozo.El proceso dinamico de la perforacion constituye

el primero y mas importante origen del dana, el cualpuede verse agravado durante la cementacion de tu-berias de revestimiento, en las operaciones de termi-nacion 0 reparacion de los pozos, e inclusive por lasoperaciones mismas de estimulacion. En estas inter-venciones a los pozos la fuente del dana la propiciael contacto e invasion de materiales extrafios en la for-macion.Durante el proceso natural de produccion de los

pozos, puede originarse tambien el dafio, al alterarselas caracteristicas originales de los fluidos del yacimien-to 0 las de los minerales que constituyen la roca.La investigacion y el diagnostico de las causas es-

pecificas que producen el dana, son basicas para pre-venirlo 0 para removerlo. La rernocion del dana ocu-rrido en una formacion resulta en 10 general dificily costosa, por 10 que su prevencion 0 por 10 menossu minimizacion debe ser el enfoque principal con elque se planee cualquier operacion en un pozo.

6 / .>I- K . . : : : ~ :::..; /~~''''J

V -:I- / ff-y/ /' - - - ~V V' ,/ ./"/ 1/ ->/ -: ~ f . - . - - - - o7 -> >>:/~ ~.~ - - -- K= ,r;v >:If/ :, - ,~V

3.3.43.23.02.8'2.62.42.22.01.81.61.41.21.00 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

001-1-~~::0-::0",0"-,0w-': : o W ::0u : 1 u j00~~:)1-o..z~0000~~B~:)0000"",0..0.. PENETRACION DE LA ZONA DE PERMEABILIDAD MEJORADA (PIE)

Cuando se perfora a traves de la zona productorla calidad del fluido de control y la presion diferecial ejercida contra la forrnacion son criticas. Elno y su efecto en la productividad del pozo resultde la interaccion del filtrado del lodo con los fluidy minerales que contiene la roca y de la invasi6nsolidos tanto del propio fluido de perforacion code los recortes de la barrena. Ellodo de perforaci6contiene entre otros materiales arcillas, agentes dsificantes y aditivos quimicos, todos ellos potencimente dafiinos. La invasion de estos materialespende de la efectividad del control de perdida deltrado y del tarnafio relativo de los solidos y los pode la forrnacion. Esta invasion puede variar de populgadas a varios pies.Adicionalmente la accion escariadora de la barr

na y de los estabilizadores puede sellar los poros 0suras presentes en la pared del pozo.Cementaci6n. Durante la cementacion de la

beria de revestimiento, al bajar esta puede causaruna presion diferencial adicional contra las zonas pductoras, comprimiendo el enjarre y aumentandoposibilidades de perdida de fluidos. Las lechadascementa tambien producen un alto filtrado y los Ppios solidos pueden invadir la forrnacion. Los fluidlavadores y espaciadores, y otros productos quirniccontenidos en la propia lechada de cemento, utilizdos normalmente durante la cernentacion, puedenfuentes potenciales de dana a la forrnacion. Lostrados de lechadas con pH elevado, son particulamente dafiinos en formaciones arcillosas, adicionmente al entrar en contacto con salmueras de la fmacion de alta concentracion de calcio, pueden pvocar precipitaciones de sales.Terminaci6n. Durante la terminaci6n del pozo

llevan a cabo varias operaciones, como son: contrrecementaciones, limpieza del pozo, asentamientoaparejo de produccion, perforaci6n del intervalo aplotar e inducci6n del pozo a producci6n.El control del pozo y la recementaci6n de tuberi

propicia la inyeccion forzada de fluidos y solidos.el asentamiento del aparejo de produccion se llevcabo despues de haber sido perforado el intervalointeres, pueden ocurrir perdidas del fluido de contragravandose si este fluido contiene solidos.Durante la perforacion del intervalo debe proc

rarse en general un fluido de controllimpio (libresolidos), y una presion diferencial a favor de formcion. Aun con estas precauciones, los nineles deperforaciones quedan empacados con detritos depropias cargas explosivas, de la tuberia de revestimieto del cementa y la propia formacion. Adicionalment

Figura 11.8Efecto de una zona de permeabilidad mejo-rada en la productividad de un pozo.111.5.1 Operaciones Durante las Cuales se

Produce el DafioPerforaci6n. Desde que la barrena entra a la zo-

na productora hasta que se alcanza la profundidadtotal del pozo, esta zona esta expuesta a lodos de per-foracion y operaciones diversas, que afectaran fuer-temente la capacidad de produccion del pozo.


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la zona de la roca alrededor de los nineles de las per-foraciones es compactada y esencialmente adquiereuna permeabilidad nula. Por ambas razones las per-foraciones pueden ser completamente bloqueadas.Durante la limpieza e induccion del pozo pueden

perderse fluidos y solidos que invaden la forrnacionocasionando tambien su dafio. En terminaciones es-peciales para el control de arena, los empacamientosde arena pueden quedar dafiados por colocacion de-ficiente, dejando espacios vacios entre la formaciony el cedazo, contarninacion de la grava por incom-pleta limpieza antes de su colocacion 0mal disefio degranulometrfa de la grava 0 de la apertura del ceda-zooEstimulaci6n. La estirnulacion de pozos debe ser

cuidadosamente disefiada para evitar que los fluidosde tratamiento inyectados contra forrnacion , puedandejar residuos por precipitaciones secundarias 0 in-compatibilidades con los fluidos de la forrnacion. Ob-viamente estos efectos causaran dafios dificiles de re-mover y en ocasiones permanentes. Los fluidos aci-dos de estimulacion son de las fuentes de mayor po-tencialidad de dafios, Una seleccion inapropiada delfluido de estimulacion , 0 el no tomar en cuenta lascondiciones de los pozos en los que se realiza una es-timulacion , puede llevar a dafios severos yen ocasio-nes permanentes. Al inyectar un acido , los produc-tos de corrosion de las tuberias son disueltos y lleva-dos a la forrnacion. Al gastarse el acido, estos pro-ductos compuestos de fierro, vuelven a precipitarseen la roca. Asimismo los fluidos de estirnulacion lle-van productos quimicos (acidos, surfactan tes, etc.),que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crearemulsiones, reaccionar con el aceite del yacimientoformando lodos asfalticos, desconsolidar la roca, cau-sar precipitaciones indeseables, etcetera.Limpieza. Normalmente se usan solventes y pro-

ductos qufmicos para remover materiales diversos (pa-rafinas, asfaltenos, etc.). Estos fluidos son circuladosy entran en contacto con la zona productora pudien-do alterar las condiciones de mojabilidad de la rocao propiciar dafios por incompatibilidad. A veces seusan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, silos residuos de esta operacion circulan hacia el fondoy logran penetrar la formacion, es tambien factiblesu taponamiento.Reparacion de pozos. EI dafio durante estas ope-

raciones es originado por las mismas causas que in-tervienen al terminar los pozos. El exceso de presiondiferencial contra las zonas productoras puede oca-sionar perdidas de circulacion; el filtrado de fluidosincompatibles con el yacimiento producira dafio , et-cetera.12

Produccion, Los intervalos disparados son susctibles de ser taponados por solidos (arcillas y otrosnos) que emigran de la forrnacion al ser arrastradopor el flujo de fluidos al pozo; en formaciones de anas poco consolidadas este problema es mayor.el yacimiento esta depresionado, sera mucho mascil dafiar la forrnacion con estos solidos.Durante la produccion de un pozo pueden ori

narse cambios en la estabilidad de los fluidos prodcidos, pudiendose propiciar precipitaciones organic(asfaltenos y/ o parafinas) 0 inorganicas (sales) conconsecuente obturamiento del espacio poroso y el daala formacion. Asimismo en pozos de gas pueden orrir fenomenos de coridensacion retrograda que osionan bloqueos de liquidos en la vecindad del poEn ocasiones es necesario usar productos quim

cos para inhibir precipitaciones 0corrosion, su efto puede alterar las condiciones de mojabilidad deroca en forma desfavorable.Inyecci6n de agua. Generalmente se ocasionano en estos casos cuando el agua no esta tratada ap

piadamente, pudiendo contener solidos por uso idecuado de los filtros, por el contenido de salescompatibles con el agua de forrnacion, por acarrde finos de la misma formacion , par incompatibildad con las arcillas, por bacterias, por geles residules en la inyeccion de polirneros, etcetera.Inyecci6n de gas. El gas generalmente alcanza

jo turbulento en todas las instalaciones antes degar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto derrido de grasa para roscas, escamas de corrosionotros solidos que taponaran los paros del yacimieto. Asimismo el gas inyectado puede acarrear prodtos quirnicos, residuos de lubricante de las compsoras u otros materiales, todo 10 cual reduce la pmeabilidad al gas y su inyectividad.

11.6 MECANISMOS DEL DAN010Considerando la forma mas simple de la Ley

Darcy para flujo radial:

kA a p IISe aprecia que la disminucion de produccion

pende basicarnente de una reduccion en la permbilidad de la formacion a los fluidos, 0 de un incmento en la viscosidad de los mismos.Como se menciono anteriormente la perrneabi

dad, k, se refiere a una permeabilidad equivalen


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efectiva a los fluidos del yacimiento. Esta depende dela heterogeneidad de la formacion, de la permeabili-dad absoluta de la misma y de la permeabilidad efec-tiva a los fluidos.En un sistema de flujo radial, como se observ6 an-

teriormente, cualquier reducci6n en la permeabilidadalrededor de la pared del pozo resulta en una consi-derable reduccion en su productividad (0 inyectivi-dad). En una situaci6n de flujo lineal, como es el ca-so de una fractura inducida, un dana en la cara dela fractura es menos grave debido a la gran area deflujo; esto no implica que un obturamiento severo dela pared de la fractura 0 de la misma fractura impli-que una considerable perdida de productividad 0 in-yectividad.Los mecanismos que gobiernan el dana a una for-

macion, son:

i) Reduccion de la permeabilidad absoluta de la for-maci6n, originada por un obturamiento de los es-pacios vacios interconectados (canales porosos) 0fisuras de la roca.

ii) Reducci6n de la permeabilidad relativa a los flui-dos de la formaci6n, resultado de una alteraci6nde las saturaciones de fluidos 0 de un cambio demojabilidades de la roca.

iii) Aumento de viscosidad de los fluidos del yacimien-to propiciado por la formaci6n de emulsiones 0alteraci6n de los fluidos del yacimiento.

i) Reducci6n en la permeabilidad absoluta dela formaci6nUna roca reduce 0 pierde su permeabilidad abso-

luta cuando existe una disminucion del espacio vaciolibre al flujo de fluidos. Esto puede presentarse uni-camente por partfculas s6lidas depositadas en tales es-pacios 0 al aumento del volumen del material solidoque compone la roca. Dependiendo de su tamafio, lasparticulas solidas pueden invadir los conductos po-rosos quedandose atrapadas en los poros, en sus in-terconexiones 0 en fisuras naturales 0 inducidas. Es-tas particulas solidas pueden provenir de los fluidosde control, de las lechadas de cemento, de los recor-tes de la barrena, 0 estar presentes en la propia for-maci6n. Tambien los s6lidos pueden crearse por pre-cipitaciones secundarias, reacciones de los propios flui-

dos de la formacion, 0 incompatibilidad de los fdos extrafios con los minerales que constituyen laca 0 con sus fluidos. Adernas, tambien puede ocanarse reducci6n del espacio vacio de los conductosrosos, por el aumento de volumen de los mineracontenidos en la propia forrnacion, como es el cdel hinchamiento de arcillas.Independientemente de c6mo se cause la reducc

del espacio vacio, esta afecta considerablemente lameabilidad de la roca. Para tener una idea de esten6meno, considerese el empaque de capilares mtrado en la Fig II.9, can radios rc y longitud L.mo se aprecia en la figura, igualando las leyes de Pseville y Darcy, se tiene:

k II

Ley de PoasevL~f~:. 2rc Capilar

q = n 7r r~~P8 I' LLey de DarckL2~pI'Lq =

rc: radio del capilarL: longitud del capilarn: nurnero de capi lares~P: presi6n diferencialq: gasto de flu ido1': viscosidad del f luido< / > : porosidad del modeleVp: volumen porosoVm: volumen del modele

4k=~ 8 Ln 7r ~cI>=-l-2-

Vp = n 7r ~LVm = L 3VpcI>= Vmk = _ _ _ ! _ _ _ i _8

F ig ura 1 1.9Modelo de medio poroso con tubos capilaCualquier s6lido presente en los conductos po

sos a un aumento de volumen de los minerales droca, propiciaran una disminuci6n drastica tantola porosidad como del radio medio de los conducporosos, en consecuencia un decremento de lameabilidad absoluta de la roca.

ii) Reducci6n de la permeabilidad relativaEsta reducci6n puede ser ocasionada por el in

mento de la saturaci6n de agua cerca de la paredpozo, como resultado de una alta invasi6n de fido 0 simplemente por la conificaci6n 0 digitaci6nagua de forrnacion.La reducci6n en la permeabilidad relativa a lo

drocarburos, y consecuentemente de la productivid


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del pozo, depende del incremento en la saturacion deagua y del radio de invasion. Si el filtrado contienesurfactantes usados en los fluidos de perforacion , ce-rnentacion , terminacion 0 reparacion, se puede cam-biar la mojabilidad de la roca, y como resultado sereduce la permeabilidad relativa al aceite. La geome-tria de los poros, asociada con el area superficial, afectaa los cambios de permeabilidad relativa; al disminuirel volumen de los poros con las particulas tranporta-das dentro del yacimiento, se aumenta su area super-ficial, por 10 tanto las posibilidades de aumentar lapermeabilidad relativa al agua, aumentan con el in-cremento de la saturacion de agua, dejando menorespacio disponible para el flujo de aceite. En pruebasde laboratorio, se ha experimentado y se ha encon-trado que cuando aumenta el area superficial es masdificil de reducir la saturacion de agua.En 10 general en forma natural, las rocas se encuen-

tran mojadas por agua, un cambio en esta condicionnatural puede resultar de la ace ion de agentes acti-vos de superficie llevados por .los fluidos de perfora-cion, cementacion, terrninacion , reparacion , limpie-za y estimulacion. Una reduccion en la permeabili-dad relativa al aceite puede ser del orden del 60 % enun medio mojado por aceite; mayores porcentajes dereduccion se han encontrado en rocas de mas baja per-meabilidad.La Fig II.1010.12 muestra las permeabilidades re-

lativas al aceite y al agua en un nucleo mojado poragua con permeabilidad absoluta medida con aire de214 mD. Se observa que un incremento en la satura-cion de agua de 30 a 50 % reduce la permeabilidadal aceite de 135 mD a 28 mD. Considerando la mis-rna Fig II.10, la permeabilidad efectiva al aceite es100 mD a una saturacion de agua del 35%, esto cuan-do la roca esta mojada por agua. Si la roca es mojadapor aceite, la permeabilidad del mismo, bajo igual sa-turacion de agua, es de 40 mD.

iii) Alteraci6n de la viscosidad de los fluidosdel yacimientoEste fenorne no puede ocurrir debido a incompati-

bilidad de los fluidos que invaden la roca con los flui-dos de forma~ion pudiendose crear emulsiones esta-bles. La reduccion de productividad dependera de laviscosidad de la emulsion y del radio del area afecta-da. Las emulsiones de agua en aceite son mas visco-sas que las emulsiones de aceite en agua. Las emul-siones se forman cuando el filtrado inyectado haciala forrnacion se mezcla con los fluidos contenidos enesta. Los surfactantes en union con solidos finos (ta-14

les como las arcillas de forrnacion 0 del fluido de pforacion 0 particulas solidas de hidrocarburos),nen la tendencia a estabilizar estas emulsiones. Tabien la mojabilidad del yacimiento y la de las paculas transportadas son factores importantes paraestabilidad de la emulsion, y de estas tambien depenla fase continua de dichas emulsiones. Los finos mjadspor agua reducen la tendencia a la estabilidde la emulsion. Las formaciones mojadas por acetienden a formar emulsiones mas estables y de vissidades mas altas que las mojadas por agua.Adicionalmente cuando los hidrocarburos son p

ducidos, los cambios de presion y temperatura alrigirse estos al pozo pueden ocasionar cambios enconstitucion , por perdida de ligeros 0precipitacide material parafinico 0 asfaltico. Esto promoveramayor viscosidad de los fluidos adernas de la propsian a formar emulsiones y verdaderos depositosmisolidos alrededor de la pared del pozo.

1.0 k absoluta 214 mD0.9

0.8>i= 0.7 kro_JUJa: 0.6Cl 0.5Cl: : : : iOJ 0.4UJ~ 0.3a: krwUJ 0.2..

0.1O~~ __~~~ __~~ __~-L __ L-~o 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

SATURACION DE AGUA

Figura ".10 Permeabilidades relativas contra saciones.

11.7TIPOS DE DAI\IO11.7.1 Danos por invasi6n de fluidosLa principal fuente de dana a la forrnacion

contacto de esta con fluidos extrafios. Los fluidoscomunes son: el fluido de perforacion, los de cemtacion, el fluido de terminacion 0 reparacion asimo tambien los fluidos de limpieza y estimulacioEl radio de invasion de un fluido en la formaci

depende del volumen perdido, de la porosidad y


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meabilidad de la forrnacion y de su interaccion conlos fluidos eontenidos en la forrnacion 0 con los eom-ponentes mineralogicos de la roea. En auseneia de es-tos dos iiltimos efeetos, un mismo volumen de fluidoperdido tendra mayor penetraei6n en la formaei6n enzonas de baja porosidad que en las zonas de alta po-rosidad. La penetraci6n de fluidos extrafios a la for-maci6n corminrnente es de 2 pies, aiin cuando en al-gunos casos puede llegar hasta 10 pies 0 mas. La se-veridad del dana que ocurre por la invasion de flui-dos depende de la composici6n y sensibilidad de laformaci6n a los mismos.La fuente principal de dana a la forrnacion por in-

vasion de fluidos es la propia perforacion del pozo.Ellodo de perforacion forma un enjarre en las pare-des del pozo, debido precisamente al filtrado de flui-dos. Este filtrado continua aun cuando el enjarre yaesta formado, con una velocidad mucho mas baja. Elvolumen de filtrado y consecuentemente su penetra-

cion en la forrnacion , depende en gran medida depo de lodo, el tiempo de exposicion y la presionrencial.En forma similar se tiene la invasion de fluido

cementar, reparar, estimular, 0 en procesos de incion de agua. EI dana ocasionado por estos fluies funcion de la composicion de los mismos y deminerales de la forrnacion.La invasion de fluidos en la forrnacion causasiguientes tipos de dana:

Dafio por ArcillasAun cuando en la naturaleza se conocen ma

2,000 minerales que componen las rocas, la mayde ellos puede describirse adecuadamente porunos cuantos minerales.En la tabla 11.24,13 se presentan los minerales

cornunes que componen las principales formacio

T ab la 1 1.24 Minerales comunes que componen las rocas sedimentariasContenido (% en peso) Cornposicion

Mineral Rocas Silfcicas Rocas Calcareas QufmicaCuarzo 70 4 Si02Feldespatos 8 2

Ortoclasa Si3AIOsKAlbita Si3AIOsNaAnorita Si3AIOsCaPlagioclasa Si2_3AI,_20S (NaCa)

Micas 1 TrazasBiotita (AISi30lO) K (Mg, Fe)3 (OH)2Muscovita (Alsi30,0) K (AI)2 (OH)2

Arcillas 7 1Caolinita AI4(Si040lO) (OH)sIIlita Si4_xAlxOlO (OH)2 KxAI2

Smectita (1 /2Ca, Na)0.7 (AI, Mg, Fe)4(Si, Als) 020 (OH)4nH20Clorita (AISi30lO) Mg5 (AI, Fe) (OH)s

Carbonatos 10 92Calcita CaCo3Dolomita Ca, Mg (C03)2Ankerita Ca (Mg, Fe) (C03)2

Sulfatos Trazas TrazasYeso CaS04,2H2O

Anhidrita CaS04Otros 2 1

Halita NaCIOxidos de fierro FeO, Fe03, Fe304


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sedimentarias productoras de hidrocarburos, inclu-yendo contenido promedio por tipos de rocas y com-posicion quimica. Como se observa, el cuarzo y lossilicatos (feldespatos, micas y arcillas) son los com-ponentes principales de las arenas y areniscas, asi co-mo los carbonatos constituyen los principales mine-rales de calizas y dolomias. En 10 general, la mayorparte de las formaciones productoras de hidrocarbu-ros contienen en mayor 0menor cantidad arcillas. Es-tos minerales son potencialmente factores de dana porsu alta sensibilidad a fluidos acuosos, 10 que provocasu hinchamiento y/ o rnigracion.Las arcillas presentes en las rocas productoras de

hidrocarburos, provienen en 10 general de dos tiposde procesos. El primero es un proceso mecanico enel cuallas arcillas ocurren en el deposito simultanea-mente con los otros minerales que conforman la ro-ca, particulas que pueden formar parte de los clasti-cos de la roca 0rellenan los espacios entre los mis-mos. Entre mas pequefias sean las particulas, la rela-cion area volumen es mayor, 10 cuallas hace propen-sas al ataque quimico, sobre todo del agua de forma-cion. Este ataque quimico da lugar al segundo pro-ceso de origen de arcillas, en el que estos mineralesse forman en el espacio poroso de la roca, como re- .sultado de precipitados 0 reacciones de otros minera-les (feldespatos, micas, etc.) con el agua de formacion. Este tipo de arcillas al encontrarse principalmen-te en el sistema poroso 0 en las fisuras, por donde setiene el flujo de fluidos, constituyen una condicion es-pecial para entrar facilmente en contacto con los flui-dos de invasion.Las arcillas estan estructuradas en dos arreglos, co-

mo se esquematiza en la Fig II .11.14 La unidad dela primera estructura en un silice tetraedral(Si042 +), estructurandose arreglos hexagonales quese repiten para formar una lamina. La unidad de lasegunda estructura es aluminio octaedral (AI2(OH)6)que conectados forman una lamina octaedral, consis-tente de dos planos de iones hidroxilos que conver-gen a un plano de iones aluminio.En funcion de los diferentes arreglos de las lami-

nas se basan los cuatro grupos de arcillas, que son:Caolinita, Illit,a, Smectita y Clorita. En la Fig 11.12,14se muestran esquernaticamente las diferentes estruc-turas del cristal arcilla de cada grupo.Caolinita. Esta arcilla consiste de un arreglo de una

lamina tetraedral y una lamina octaedral (Fig II. 12A).Este conjunto constituye una capa de arcilla que tie-ne aproximadamente 7A de espesor. Las diferentescapas estan unidas debido a la proximidad de los ionesde hidroxilos de la lamina octaedral y de los iones oxf-11

geno de la tetraedral. Los hidrogenos de los gruhidroxilos estan unidos con los oxigenos de lasminas octaedrales, siendo una union generalmefuerte.

Unidad Hoja 0 lamina tetraedrica Representaci6n de utetraedrica de sflice lamina tetrasdrica

sobre un plano? Oxigeno ; Silice [ Q _

H II. d . Representaci6n de uora 0 amma o~tae rica lamina octaedrica sobde alurninioUnidadoctaedrica un planoFigura 11.11 Arreglos de arcil las.Illita. Esta arcilla esta constituida de arreglos

una lamina octaedral entre dos laminas tetraedral(Fig II.12B). Estas tres laminas forman una capaarcilla de aproximadamente 10A de espesor. Lata tiene cuando mucho la mitad de aluminio sustyendo al silice de la lamina tetraedral. Aproximadmente 3/ 4 partes de los cationes de la lamina ocdral son aluminio, menos cantidad de iones fierrotan presentes y aproximadamente 11 8 de los ionesdivalentes. Esto resulta en una carga negativa del aglo, la cual es balanceada por el cation potasio elas capas, haciendo una fuerte ligadura entre ellasgadura ionica). A causa de esto, el ion potasio eillita no se remueve facilmente por otros iones eagua, 10 cual hace que la arcilla no se hinche.Smectita. El arreglo de esta arcilla es igual a

la arcilla tipo illita (Fig II .12C), solo que esta esracterizada por la presencia de cationes de pobregadura y de agua 0moleculas organicas polares.sustituciones resultan en un deficit de cargas, eles balanceado por cationes que pueden ser sodio,cio, hidrogeno, fierro y aluminio, resultando enamplitud variable entre las capas.Clorita. Este mineral consiste de un arreglo delamina octaedral entre dos laminas tetraedrales

una octaedral entre cada capa. Las capas estandas por laminas octaedrales. Esto forma una unide 14A con ligaduras del tipo ionico por 10 que larita no se expande (Fig II.12D).Existen otros tipos de arcillas, entre las que

corrninmente se encuentra la mezcla de los tipos


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teriores arregladas generalmente al azar. Adicional-mente en la naturaleza se presentan otras arcillas conmenor ocurrencia como son la Verniculita, la Ata-pulgita, etcetera.Las propiedades fisicas y quimicas de las arcillas

son gobernadas por su estructura. Las primeras re-sultan principalmente del tipo de uni6n de las capas.Para la Caolinita, Clorita e Illita, esta uni6n es 10 su-ficientemente fuerte, por 10 que no son reemplaza-bles los cationes entre las capas, y las moleculas deagua no pueden entrar, por 10 que no son hinchables.En el caso de la Smectita, los cationes entre las capasson intercambiables y pueden ser hidratados facilmen-te, causando que este espacio pueda ser mayor, re-sultando en el hinchamiento de la arcilla.Debido a su estructura, las arcillas tienen una alti-

sima relaci6n area-volumen, 10 cuallas hace propen-sas a reaccionar muy rapidamente con fluidos extra-nos. La tabla 11.315 presenta algunas propiedades fi-sicas y quimicas de las arcillas, incluyendo las corres-pondientes al cuarzo. La mas import ante propiedadde las arcillas, es su capacidad de intercambio cati6-nico, que es definida como la habilidad que tiene es-te mineral para absorber cationes en sus caras 0 aris-tas. Usualmente se da en terminos del peso (como mi-liequivalentes de hidr6geno) adsorbido por 100 gra-mos de material. Entre mayor sea el valor de esta ca-pacidad, mayor sera su inestabilidad.La estabilidad de los cationes intercambiables de-

pende grandemente del tipo de cati6n, asi por ejern-plo el tipo de cati6n Calcio (Ca + +), mas facilmentereemplazara al cati6n Sodio (Na +), tal como semuestra en la Fig 11.13.En general el orden de reemplazamiento de los ca-

tiones mostrados en la misma Fig II .13, para todaslas arcillas es una funci6n de las valencias; es decir,los cationes monovalentes son mas facilmente reern-plazados por cationes divalentes, los cuales a su vezson reemplazados por cationes trivalentes. EI hidr6-geno constituye la excepci6n de la regIa, siendo masdificil reemplazarlo que los cationes trivalentes.Mecanismos de dispersion e hinchamiento de ar-

cillas.15 Las arcillas tienen en sus superficies cargasnegativas balanceadas por los cationes, que acnian poratracci6n electrostatica hacia las particulas cargadasnegativamente, a su vez se produce una repulsi6n en-tre estos cationes. Esto resulta en una distribuci6n decationes muy concentrada en la superficie de la par-ticula y mas difusa a medida que se aleja de la rnis-rna (Fig II .14). La atraccion de cationes hacia la par-ticula depende de la densidad total de carga de lamis-rna y de la carga efectiva de los cationes. Las fuerzas

de difusi6n son fuertemente afectadas por la conctraci6n y tipo de iones en la soluci6n, por 10 quepresencia del agua destilada se tendra una mayorfusi6n de cationes intercambiables que en presende salmueras de alta concentracion de electroliAdemas en agua destilada se tendra mayor difussi los iones son monovalentes que si son divalentodoIo cual hace a las arcillas mas expandibles.

L ~ ~ ~ : ~ 'Figura 1I.12A Estructuracristal ina de la caolinita K

Figura 11.128 Estructuracristal ina de la il litaI 2 " 0 ; " ' . ~I~~7-17.21 .,. , c ' : ' ; ' - . , I U'I

n M g, No , Co 1 Cris1t112H,O y M g. N o, Co

Figura 11.12C Estructuracristal ina de la smectita Figura 11,120 Estructurcristal ina de la clori ta

Fig ura 11 .12 Grupos de arcil las.Cuando dos particulas de arcilIa se aproximan,

interacci6n entre sus cationes intercambiables tiea mantenerlas separadas, ademas si se ponen en adestilada, se crea una expansi6n y un aumento defuerzas de repulsi6n que tienden a separarlas mas.el caso de cationes intercambiables divalentes, lafusi6n sera menor produciendose menor separacque en el casode cationes monovalentes. La Fig 11presenta esquematicamente el mecanismo de dispsi6n de las arcillas.La hidrataci6n del cati6n intercambiable es respsable del hinchamiento de la Smectita. Por ejem

aunque el radio i6nico del calcio, Ca + + , es masquefio que el del potasio, K + , en un estado hidrado, el radio i6nico del calcio Ca + + es mas graque el del potasio K + , produciendose un incremto de espesor de la arcilla.Como se ha apuntado anteriormente, los mine

les de arcilla causan problemas de dafio ala for


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Tabla 11.3Propiedades fisicas y quimicas de las arcil las

Mineral Elemento Sustituci6n Capacidad de Superficieprincipal natural intercambio especificacationico (m 2/gr)(meq/100 gr)Cuarzo Si,O 0.15Caolinita AI, Si, 0, H AI para Si 3-15 10.201 en 400

K, AI, Si AI para Si0, H 1 en 7 10-40 80-10Illita Mg, Fe paraAIFe, AI paraMg

Clorita Fe, Mg, AI, AI para Si, Fe 10-40 30-50Si, 0, H AI para MgNa, Mg, Ca Mg para AISmectita Si, AI, 0, 80-150 400-800H (- Fe) 1 en 6

ci6n al reducirse la permeabilidad dada su tendenciaa hincharse, dispersarse y migrar a traves del mediaporoso, tambien son altamente sensitivas a fluidosacuosos y adicionalmente por su gran relaci6n areaa volumen, incrementan la saturaci6n irreductible deagua, pudiendo alterar la respuesta de los registroselectricos, Dados estos efectos, los fluidos de perfora-ci6n, cementaci6n, terminaci6n, reparaci6n, estimu-laci6n, etc., deben ser disefiados tomando en cuentael tipo de arcilla contenida en la zona productora.

Na Na Na NaCa Ca= < ~ ea Ca Ca8 : 1 + 8 NCaNa Na Na Na

Figura 11.13 Ligadura de arcilla con Na y Ca.

,~,'(3 \~ \ CationescO J(JCou

La caolinita es una de las arcillas mas frecuente-mente encontrada en las.formaciones productoras dehidrocarburos y dado que es un alumino-silicato hi-dratado, es muy estable desde el punto de vista qui-mico, reaccionando can acidos en forma similar a co-mo reacciona el cuarzo.La Fig II.1611 muestra este tipo de arcilla, obser-

vandose al microscopio electr6nico como un conjun-to de juegos de barajas arregladas al azar. Esta arci-lla es la de mayor tamafio y generalmente se presen-tan sus aristas unidas en agregados compactos. Si es-tos cristales son dispersados y se integran al fluido enmovimiento, migraran y tendran propensi6n a puen-tarse en las gargantas de los poros, actuando como"Valvulas Check". Asimismo si existe turbulencia defluidos al acercarse al pozo su debil uni6n hace tam-bien que la caolinita se incorpore al fluido ocasionandoproblemas de migraci6n.

AnionesDistancia

Figura 11.14 Arcilla y cationes.

En el caso del mineral Illita su forma parecidagujas 0 conjunto de cabellos, como se aprecia eFig 11.179 genera un gran volumen de microposidad, 1 0 cual incrementa grandemente las fuerzaspilares retentivas en los poros, resultando en unata saturaci6n irreductible de agua y en consecuenuna baja permeabilidad al gas 0 al aceite. La illita

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de tambien ser alterada produciendose su dispersi6ny posterior migracion.Por 10 que respecta ala clorita, en la Fig II.1811

se puede apreciar su estructura de panal ocupandoel espacio poroso. Esto crea una microporosidad conlas mismas consecuencias sefialadas para el caso dela illita. Dado que la clorita contiene altas cantidadesde fierro y magnesio, muestra gran sensibilidad al aci-do y aguas oxigenadas. El acido las disuelve rapida-mente yel fierro tended. a reprecipitarse como un hi-droxido ferrico gelatinoso cuando el acido se gasta.Este hidroxido ferrico (Fe(OH)3), es visco so y difi-cilmente pasa a traves de los conductos porosos.El grupo de arcillas smectita, conocida tambien por

su mineral mas abundante como montmorillonita, es-tructuralmente presentan uniones debiles entre sus ca-pas, propiciando que cantidades variables de aguapuedan entrar entre estas, causando su hinchamien-to (Fig II .19).11 Este tipo de arcillas presenta el ma-yor problema de dafio, ya que es extremadamente sen-sitiva al agua, pudiendo desintegrarse la formaci6n,ademas de que son facilmente desprendidas de la pa-red de los poros dispersandose y migrando, adicio-nalmente su relacion area a volumen resulta en unaalta saturacion de agua irreductible. Estas caracteris-ticas deben tomarse en cuenta ya que pozos poten-cialmente productivos pueden ser taponados, tanto porel alto dana que se produce a la forrnacion como porla alta saturacion de agua determinada por registros,

que permiten deducir situaciones de invasion de agEsto es mas critico cuando se invade con agua duya que smectitas con alto contenido de sodio puehincharse de 6 a 10 veces su volumen original.Finalmente el comportamiento de la mezcla de

arcillas, depende del tipo de arcillas que las comnen, encontrandose mezclas de caolinita-illita, ilclorita, clorita-rnontmorillonita y montmorillonitillita.

Dispersion y migracion de arcillas. Las arcde la formacion se encuentran en equilibrio coagua congenita y al contacto con aguas de diferecomposicion, se produce su desestabilizacion. Eaguas de diferente salinidad y pH, corminmenteteniendo otros productos como polfrneros y surfacttes, provienen del filtrado de lodos base agua, detrado de las lechadas de cemento, de los fluidosterminacion, reparacion, estimulacion 0 del ade inyeccion.Cualquier agua de diferente salinidad 0 difere

pH promueve la hidratacion 0 deshidratacion decillas hinchables y la dispersion 0 floculacion tantolas arcillas hinchables 0 no hinchables como de ofinos de la formaci6n; asimismo tambien puedemoverse la disolucion de materiales cement antesmitiendo que particulas finas de la forrnacion, colas arcillas y otros minerales, migren a traves de

@Ie

a) Representaci6n de una particulade arcilla estabilizada porcationes divalentes.

b) Particula de arcil la l igeramenteexpanoida despues del intercambiocat i6nico a un cat i6n monovalente.

c) Par ticulas de arc i liacompletamente dispersas.

Figura 11.15 Mecanismo de dispersion de arcil las.


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conductos porosos, puenteandose en las gargantas delos poros y reduciendo en consecuencia la perrneabi-lidad de la forrnacion.Problemas adicionales de este tipo se presentan por

la invasion de los fluidos lavadores y espaciadores uti-lizados para mejorar la cementacion de tuberias derevestimiento, dado que contienen grandes cantida-des de dispersantes. Los filtrados de las lechadas decemento, contienen iones calcio liberados por las par-ticulas de cementa y pueden causar un intercambioionico de las arc illas desestabilizandolas.Existen pruebas que permiten estimar el grade de

sensibilidad de las formaciones al agua.If Estas prue-bas incluyen la identificacion rnineralogica de la ro-ca, pruebas de hinchamiento, examen al microsco-pio electronico y pruebas de flujo. Para realizar laspruebas, se requieren equipos especializados y a tra-ves de elIas actualmente se tiene un conocimiento masa fondo de los procesos de dana por invasion de flui-dos en rocas con contenido de arcillas. La perturba-cion y alteracion de las arcillas naturales es probable-mentela causa mas importante de dana y se ha reco-mendado en 1 0 general que los fluidos de invasion con-tengan iones divalentes de calcio 0 magnesio, 0 altasconcentraciones de potasio para minimizar el danaque puedan causar.

Figura 11.1611 Microfotografia de caolinita adherida sincohesi6n en un poro de arenisca.

Dafio por Bloqueo de AguaLa invasion de los fluidos base agua propicia que

localmente en la vecindad del pozo se promueva unaalta saturacion de la misma, con la consecuente dis-minucion de la permeabilidad relativa a los hidrocar-buras. El bloqueo de agua no debe considerarse el mis-mo dana que el hinchamiento de arcillas, aiin cuan-20

do los dos pueden ocurrir simultaneamente. Estequeo se ve favorecido por la presencia en el sisporoso de arcillas como la illita, ya que su formapicia una mayor area mojada por agua, incrernendo la adsorcion de esta a las paredes de los popor ende aumentando las fuerzas retentivas en lmacion.

Figura 11.179Microfotografia de iII ita fibrosa lIenandporo de arenisca.

Figura 11.18 11 Forma caracteristica de arcilla cloriarenisca.

Dario por Bloqueo de AceiteCualquier fluido base aceite que invada yacim

tos de gas, especialmente en zonas de baja perrnlidad, causaran reducciones considerables en lameabilidad relativa del gas. Este problema es mave que en el caso de bloqueo de agua, dado la mviscosidad del fluido que invade la formacion.

Dafio por Bloqueo de EmulsionesLa invasion de fluidos, ya sean filtrados de

de perforacion , 0 de lechad as de cemento, 0 fl


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Como se indico previamente, la invasion dedos puede ocasionar emulsiones al dispersarse unquido inmiscible en otro. Surfactantes, particulasnas, presencia de un material asfaltico y la propiamuera de la forrnacion 0 agua salada de fluido devasion, pueden causar membranas rigidas en lasterfaces aceite-agua y causar el obturamiento sevde Ia forrnacion. Estas peliculas son altamente retentes y en general diffciles de remover.

de terrninacion, reparacion 0 estimulacion, puedenintermezclarse con los fluidos contenidos en la forma-cion pudiendo formar emulsiones. Estas emulsionestienen alta viscosidad, particularmente las emulsio-nes de agua en aceite. Filtrados con alto pH de lodoso lechadas de cementa 0 fluidos acidos pueden emul-sificarse con aceites de formacion. Asimismo filtra-dos de hidrocarburos de lodos base aceite 0 fluidosde estimulacion pueden formar emulsiones con sal-mueras de formacion. Estas emulsiones si no son es-tables no generan dafio ala forrnacion , Sin embargoalgunas emulsiones son estables por la presencia deagentes activos de superficie (surfactantes, conteni-dos en los fluidos de invasion 0en los del yacimien-to). Adicionalmente la presencia de particulas finasy otros solidos coadyuva a la estabilizacion de las emul-stones.

Dafio por Precipitacion SecundariaLa invasion a la formacion de fluidos incomp

bles que contienen iones solubles que reaccionan ycipitan solidos, cuando se mezclan con agua de lamacion, conduce al obturamiento de los canalesrosos por particulas solidas precipitadas que puedegar a ser significante si las concentraciones de ioincompatibles son altas.En otros casos durante un tratamiento con a

a la forrnacion oxidos y sulfuros de fierro puedendisueltos y el fierro solubilizado en agua es acarrdo a la matriz de la formacion. Al gastarse el aa pH superiores a 4, el fierro puede precipitarsemo un gel de hidroxido de fierro dafiando la permbilidad de la forrnacion.Otro precipitado secundario que se puede gene

al contacto de acidos y algunos aceites de forrnaccon alto contenido de material asfaltico, son los loasfalticos. Este material es altamente visco so y pticamente no removible del medio poroso, causanuno de los mas severos dafios a la formacion.

Figura 11.1911 Forma caracteristica de arcilla smectita(montmorilonita) en arenisca. 11.7.2 Dafio por invasion de solid os

Uno de los mas comunes tipos de dafio se dal obturamiento del sistema porOfiOcausado porcomponentes solidos de los fluidos de perforacion,mentacion , terrninacion, reparacion 0 estimulacioEstos materiales solidos estan constituidos por

cillas, barita, recortes de la barrena, agentes dedida, etc. Estas particulas son forzadas a travescamino tortuoso de los poros de la roca, pudienpuentearse en las restricciones cuando su tamafiomayor a 1/3 del tamafio del area libre al flujo. Elceso de formaci6n del enjarre dellodo de perforacse debe a este fen6meno de puenteamiento. EI puteamiento causa un obturamiento parcial 0 totaflujo de los fluidos, y en consecuencia, un sevdana ala permeabilidad de la roca pudiendo recirla en un 90% 0 mas. Este dafio en 10 generallimitado a unos cuantos centimetres de la pared

Dsfio por Cambios de MojabilidadEsta comprobado que un medio poroso mojado por

agua facilita el flujo del aceite. Los fluidos que inva-den la formaci6n pueden tender a dejar la roca rno-jada por aceite, 10 cual redunda en una disminucionen la permeabilidad relativa al mismo. Esto es cau-sado generalmente por surfactantes de tipo cati6nicoo no i6nico contenidos en los fluidos de perforacion,cementacion, terminaci6n, limpieza y estimulacion,Este efecto produce una reduce ion en la permeabili-dad relativa a los hidrocarburos, hast a en un 50%,pudiendo ser mayor en las rocas de mas baja permea-bilidad (ver seccion II.6).

Dsfio por Pelicula 0 Membranas Interfaciales


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pozo, profundidad que depende principal mente deltarnafio relativo de las particulas y los poros. En laFig II.20,1O, 17 se presenta el tamafio relativo de lasparticulas, desde el nivel de soluci6n hasta el macros-c6pico.Los s61idos que invaden la formaci6n pueden ser

compresibles 0 incompresibles, siendo los primeros losque penetran mas, por su facilidad a deformarse yajustarse a la forma y tamafio de las restricciones de losporos. Tambien la movilidad de las particulas se veafectada por la mojabilidad y las fases de los fluidosen los poros. Si estuviesen agua y aceite en un siste-ma de roca mojado por agua, las particulas s61idassi son mojadas por agua son atraidas a la pelicula deagua que moja las paredes del poro, no ocurriendosu movimiento y en consecuencia no causando pro-blemas. Sin embargo, si esta mojada por aceite, ellasse moveran con el aceite resultando el obturamientode los conductos porosos. Adicionalmente, el obtu-ramiento por particulas es tambien afectado por lasvelocidades de flujo de los fluidos.? A velocidades al-tas es mas probable el puenteamiento, dado que loss61idos se rnoveran desordenadamente y se juntaranaglomerandose en las restricciones.Dependiendo del tamafio, comportamiento y tipo

de s61idos, estos pueden removerse en contraflujo,sin embargo muchas veces no es posible alcanzar cier-tas presiones diferenciales y el dana puede ser massevero.Si los s61idos que invaden la formaci6n son par-

tfculas pequefias como arcillas, 6xidos, reprecipita-ciones de s61idos dentro de la formaci6n, pueden te-ner penetraciones mas profundas sobre todo en for-maciones mas permeables, ocasionando obturamien-tos mas dificiles de remover. Aiin mas, la bentonitadel lodo de perforaci6n se puede perder y penetrarconsiderablemente en la formaci6n y dado que con-tinua hidratandose aiin despues de 24 horast! se hin-chara en los poros de la formaci6n, obturandolos yeliminando la permeabilidad.Adicionalmente las perdidas de vohimenes consi-

derables del lodo de perforaci6n u otros fluidos su-cios, a traves de fisuras, cavernas 0 fracturas induci-das, propician invasi6n considerable de s61idos a laformaci6n, siernpre dificiles de remover.

11.7.3 Dafio asociado con la producci6nComo ya fue mencionado, la producci6n de los po-

zos propicia cam bios de presi6n y temperatura en 0cerca de la pared del pozo.22

Estos cambios pueden conducir a un desequilde los fluidos agua, aceite y/ o gas, con la consecte precipitaci6n y dep6sitos de s61idos organicosfaltenos 0 parafinas) y/ o s61idos inorganicos (sObviamente estos dep6sitos generan obturamiede los canales porosos y el consecuente dana a lmaci6n.En algunos pozos productores de gas humedo

cambios en presi6n y temperatura pueden oricondensaci6n retr6grada, con la invasi6n de liqen el medio poroso y por ende una reducci6npermeabilidad relativa al gas.Otra fuente cormin de dana asociado con el

de los fluidos de la formaci6n al pozo es la migrade los finos (silicatos principalmente), sobre toformaciones poco consolidadas 0mal cementadas;propicia el obturamiento de los canales porososduciendo al dana de la formaci6n.Este dana generalmente se localiza en la form

cercana a la pared del pozo y en los nineles de loparos.Otro tipo de dana asociado con la producci6

el bloqueo de agua 0 gas por su canalizaci6n 0 ccaci6n. Esto reducira la producci6n de aceite,eluso llega al grade de dejar de fluir.

8 0 Mal iaN ~co Mal ia 80 0 - ~'E,E 0 0co to ~J.2 Mal ia 100~co ~ 0toro MU'"J 0 *NO ~C ~~~~ Malia 140- 0NMalia 170- E M1 1 ~ : : 8'" '" gM '' ' '2 0 0 _ ~ S M(flU'" I ~ ~Q)Q) 0 g~~ NO Malla(325- ~:i~ to N0::1~~ sU ~MO C O t N +----,M~ I I~ ",rf .q-o 0 ~C I~0 Particula de'u ~l "0 arcilla'0 I~(J) Escala en micronesI (1 mm = 1,000 IL)

Figura 11.20 Tarnafio de particulas.


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11.8EVALUACION DEL DANOComo anteriormente se indic6 todo pozo al inicio

de su explotaci6n 0 durante la misma, se encuentraen menor 0 mayor grado dafiado, por 10 que se haceimprescindible la remoci6n del dafio , Esta remoci6npermitira restituir las condiciones naturales de pro-ducci6n 0 inyecci6n en su caso. La remoci6n del da-no resulta en 10 general dificil y costosa, por 10 queel enfoque basico debe ser su prevencion, 0 por 10 me-nos su minirnizacion.Para remover el dana es necesario evaluarlo, 10 cual

se logra a traves del siguiente procedimiento:

a) Revisi6n cuidadosa de las operaciones previas ala situacion actual del pozo. Esta revision se basafundamentalmente en las condiciones en las quese perforo la zona productora 0 inyectora en su ca-so; teniendo relevancia trascendente el tipo y ca-racteristicas del fluido de perforacion, sus condi-ciones de perdida de filtrado, tiempo de exposi-cion y caracteristicas del enjarre; las manifestacio-nes de los fluidos del yacimiento, las perdidas defluido de perforacion en la zona de interes. Tam-bien reviste gran importancia analizar la cemen-tacion de la tuberia de revestimiento en la zonade interes, incluyendo las caracteristicas de la le-chada de cemento, de los fluidos espaciadores ylavadores, y las condiciones finales de la cemen-tacion. De igual forma, se requiere el examen de-tallado de las operaciones de terminacion, con en-fasis en los fluidos usados, las condiciones de lasperforaciones, los tipos de disparos y los detallestrascendentes sobre operaciones subsecuentes dereparacion, limpieza y estimulacion.Es de especial interes consignar la informaci6n

especifica de los fluidos que han invadido el me-dio poroso. Esta informacion debe incluir el tipode fluido, el pH del sistema, los tipos de surfac-tantes contenidos, etcetera.

b) Analisis del comportamiento de produccion. De-be abarcar desde la terminacion del pozo hasta suscondiciones actuales, debiendo incluirse el anali-sis de las p:uebas de formacion y produccion rea-lizadas y el analisis de muestras de fluidos produ-cidos. Adicionalmente es conveniente comparar elcomportamiento de produccion del pozo de inte-res, con el mostrado por pozos cercanos del mis-mo yacimiento.

c) Pruebas de laboratorio. La informacion recopila-da y analizada en los puntos a) y b) servira de ba-se para realizar pruebas de laboratorio con micleos

y fluidos representativos de la forrnacion y con rnteriales extrafios que han sido perdidos en laca. Procedimientos generales y tipos de pruebrecomendables se discuten ampliamente en la scion IV.5.Los estudios de laboratorio perrnitiran defin

la mineralogfa y la distribucion de mineralesla roca y reproducir las condiciones de dana tato con la misma roca como con sus fluidos.Lo anterior conducira a determinar el tipo

dana probable de la formacion , asi como el tratmiento de estimulacion mas recomendable pasu rernocion.

d) Cuantificacion del dafio , Con la finalidad de dfinir la coridicion de dana en la formacion ylas perforaciones, es necesaria la cuantificacionmismo. Para ella deberan tomarse datos de prduccion y realizar pruebas de variacion de presioconsiderando las pruebas de formacion. La apcacion de procedimientos de Ingenierfa (analisnodal, pseudofactores de dafio, analisis de prubas de presi6n tipo, etc.), permitira la cuantificcion del dana a la formacion y en consecuencise podra estimar el efecto de su rernocion.


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III. ESTIMULACION MATRICIALNO REACTIVA

111.1TIPOS DE ESTIMULACION MATRICIALEn el capitulo II se indica la existencia de las dos

tecnicas principales de estimulacion de pozos: la es-timulacion matricial y la estimulacion por fractu-ramiento.Estos dos tipos basicos de estimulacion son carac-

terizados por los gastosy presiones de inyeccion. Cas-tos de inyeccion a presiones inferiores a la presion defractura caracterizan la estimulacion matricial, mien-tras aquellos gastos a presiones superiores a la pre-si6nde fractura, caracterizan la estimulacion por frac-turamiento.Para definir estos rangos de gasto y presi6n es co-

mun realizar, previo a cualquier estimulacion, prue-bas de admisi6n 0 inyecci6n en el intervalo produc-tor, definiendo a traves de las mismas el comporta-miento de la presion al incrementar el gasto de in-yeccion. La Fig III.1 ilustra el comportamiento tipi-co de la presion durante una prueba de inyectabili-dad.El procedimiento de prueba consiste en inyectar a

la formacion un fluido inerte (agua tratada 0 fluidooleoso limpio) a gastos muy bajos, de 1 1 2 a un barrilpor minuto, midiendo la presion de inyeccion. A con-tinuacion se incrementa el gasto de bombeo por eta-pas, registrando la presion de inyeccion a gasto esta-bilizado en cada etapa. Al continuar con incremen-tos de gasto seregistrara un cambio brusco de la pen-diente de la curva, tal como se muestra en el puntoA de la Fig m.i.Los procedimientos de estimulacion matricial son

caracterizados por gastos y presiones abajo de los va-lores apreciados en el punto A. Esto perrnitira unapenetracion del fluido a la matriz, en forma radialcircular, con un consecuentemejor contacto de la zonadafiada cercana a la pared del pozo con el fluido deestimulaci6n.

/ DESPUES DE FRACTURARA_1/~------------

ANTES DE FRACTURAR

FRACTURAMIENTO

Figura 111.1Comportamiento de la presion de invecclonen la cabeza del pozo, durante una prueba de admlsiona la forrnacion.

Si la magnitud de la permeabilidad de la formacion se conoce, teoricamente puede estimarse el gato maximo de inyeccion al cualla forrnacion aceptara fluido sin fracturarse, esto aplicando la Ec. 11.1La mayoria de los yacimientos, no pueden tolera

gastos de inyeccion muy altos en entrada radial cicular ala matriz. Mayores gastos de inyeccion se1gran, por 10 general, en regimen de fracturamiento.Como fue discutido en el capitulo II, los pozos r

quieren corminmente de estimulaci6n al inicio de sexplotacion,debido al dafioocasionadodurante lapeforaci6n y la terminacion. Es obvio que la condiciode dana debe ser removida antes de que el pozo produzca a su potencial natural. Esta remocion es el ob

2


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jetivo principal de las estimulaciones matriciales con-sistiendo en la inyeccion a gasto y presion bajas depequefios vohirnenes de soluciones de estimulacion.Dependiendo de la interaccion entre estas solucionesy el tipo de dafio presente en la roca, la estimulacionmatricial se divide en dos grandesgrupos:

a) La estimulacion matricial no reactiva (0 no aci-da), en la cuallos fluidos de tratamiento no reac-cionan quimicamente iconlos materiales 0 solidosde la roca. En este caso se utilizan principalmen-te soluciones oleosas 0 acuosas, alcoholes 0 solven-tes mutuos, con aditivos, principalmente los sur-factantes. Estas estimulaciones corminmente se em-plean para remover dafios por bloqueos de agua,aceite 0 emulsion; dafios por perdida de lodo, pordepositos organicos, etc., todos elios discutidos am-pliamente en el capitulo II.

b) La estimulacion matricial reactiva, en la cuallosfluidos de tratamiento reaccionan qufrnicamentedisolviendo materiales que dafian la forrnacion ylos propios solidos de la roca. En este caso se uti-lizan los sistemas acidos. Esta estimulacion se em-plea para remover algunos tipos de dafio como losdafios ocasionados por particulas solidas (arcillas),precipitaciones inorganicas, etc. En algunos casos,principalmente en formaciones de alta producti-vidad, la estimulacion matricial reactiva se utili-za no solo para remover e 1 dafio, sino tambien paraestimular la productividad natural del pozo, a tra-yes del mejoramiento de la permeabilidad de la for-macion en la vecindad del pozo. En este caso setienen tecnicas de acidificacion matricial en are-nas y areniscas y en rocas calcareas.

El exito de la estimulacion matricial depende pri-mordialmente de la seleccion apropiada del fluido detratamiento. El proceso de seleccion de un fluidoes en 10 general muy complejo, debido a muchosparametres involucrados que varian ampliamente,como son el tipo de dafio, las caracteristicas de laformacion, las condiciones del pozo, el criterio eco-nornico, etcetera.Dada esta amplia variedad de condiciones, se han

desarrollado un gran mimero de fluidos de tratamien-to, los cuales pueden aplicarse en situaciones espe-cificas.La seleccion del fluido optimo, es decir, aquel que

reporte mayores ventajas para la solucion de un pro-blema dado, debe basarse en la consideracion de to-dos los parametres relevantes, como son: la minera-logia de la formacion , la identificacion y evaluacion26

del dafio, la experiencia que se tiene en el areresultados de pruebas espedficas de laboratoriocetera.Entre los factores mas importantes a considera

tan el tipo, severidad y localizacion del dafio a rver. La seleccion del fluido de tratamiento depera basicamente de estos factores y de su compatdad con la roca de la forrnacion y sus fluidos.En el caso de que el tipo de dafio no se logre

tificar plenamente, la estimulacion matricial notiva no debera aplicarse, solo quedando indicaestirnulacion matricial reactiva. Esto debidoexiste una gran posibilidad de utilizar fluidos demulacion contraindicados, corriendose el riesgolo de no remover el dafio, sino de agravarlo.

111.2 F ENOMENOS D E S UP ER FIC IEEl flujo de fluidos a traves de medios porosos

fuertemente afectado por fenornenos de superficierepresentan fuerzas retentivas de los fluidos enca. La accion de la estimulacion matricial no rva concierne principalmente con la alteraciontas fuerzas retentivas; manifiestas en los fenomde tension superficial e interfacial, mojabilidadpilaridad. Por ello, en principio, reviste importael discutir estos fenomenos, para posteriormenteprender los alcances de la estimulacion matricireactiva.

111. 2.1 Tens ion super fi ci alLa materia en sus diferentes estados (solido,

do y gaseoso), esta compuesta de moleculas, lales presentan una atraccion mutua llamada fuercohesion. Esta fuerza es una cornbinacion de fuelectrostaticas y de Van der WaIls. Naturalmenttas fuerzas son de diferente magnitud dependidel estado de la materia. Por ejemplo, en el seun liquido una molecula es rode ada por molecumilares ejerciendo unas con otras iguales fuerzatraccion , por 10 que estas se encuentran baladas tal como se muestra en la Fig III.2.En la interfase entre un liquido y un solido 0un liquido y un gas, estas fuerzas son desbaladas causando que exista una resultante en la inse, esto crea una energfa libre de superficie.propia Fig III. 2 se aprecia esta resultante entreterfase liquido-aire, la cual es perpendicular aperficie del liquido. Esta fuerza sera mayormayores sean las fuerzas de atraccion entre la


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del Iiquido. Si se deseara romper esta superfi-se tendria que realizar un trabajo por unidad deequivalente a veneer la energia libre de super-. Este trabajo por unidad de area se denomina

superficial y su valor es especffico para cadadependiendo principalmente de la tempera-

tura y presion a las cuales se encuentre.

AIRE

UQUIDO

Fig ura 111.2 Representaci6n esquernatica de las

manual de estimulación matricial de pozos petroleros

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