DAO A LA FORMACIN: CONCEPTO

La produccin de daos a la formacin se ha definido como el deterioro de lo invisible por lo inevitable, causando una reduccin desconocida en el incuantificable. En un contexto diferente, el dao de formacin se define como el deterioro al depsito (produccin reducida) causada por los fluidos del pozo utilizados durante las operaciones de perforacin / terminacin y reparacin de pozos. Es una zona de permeabilidad reducida en las cercanas de la boca del pozo (piel) como resultado de la invasin de fluido exterior en la roca del yacimiento.Tpicamente, cualquier impedancia no intencionada al flujo de fluidos dentro o fuera de un pozo se conoce como dao de la formacin. Esta amplia definicin incluye restricciones de flujo causadas por una reduccin en la permeabilidad en la regin cercana al pozo, cambios en la permeabilidad con respecto a la fase de hidrocarburos, y restricciones de flujo no deseados en la propia terminacin. Restricciones de flujo en la tubera o las impuestas por el bien penetrando parcialmente un depsito u otros aspectos de la geometra de finalizacin no se incluyen en esta definicin, ya que, si bien pueden impedir el flujo, que o bien se han puesto en marcha por el diseo para servir a un propsito especfico o no aparecen en las medidas tpicas de dao de formacin, como la piel.

La prevencin de daos a la formacinDurante las ltimas cinco dcadas, una gran parte de la atencin se ha prestado a las cuestiones de daos a la formacin por dos razones principales:1. Capacidad para recuperar los fluidos desde el depsito se ve afectado fuertemente por la permeabilidad de hidrocarburos en la regin cercana al pozo2. A pesar de que no tenemos la capacidad de controlar propiedades de las rocas del yacimiento y de las propiedades del fluido, que tienen algn grado de control sobre las operaciones de perforacin, terminacin y produccinPor lo tanto, podemos hacer cambios operativos, reducir al mnimo la magnitud del dao inducido por la formacin en y alrededor de la boca del pozo, y tienen un impacto sustancial en la produccin de hidrocarburos. Ser consciente de las implicaciones de daos formacin de diversos perforacin, terminacin, y las operaciones de produccin puede ayudar a reducir sustancialmente el dao de formacin y la mejora de la capacidad del pozo para producir fluidos.Dao al revestimiento de la formacin.Fig. 1 ilustra la formacin de daos en el revestimiento.

Fig. 1Formation skin damage.

Ms informacin se puede encontrar en Determination of flow efficiency and skin.

Mecanismos de daoDao de la formacin es una combinacin de varios mecanismos, entre ellos: Slidos taponamiento. Fig. 2 muestra que el taponamiento de los espacios de los poros del depsito-roca puede ser causado por los slidos finos en el filtrado de lodo o slidos desalojado por el filtrado dentro de la matriz de la roca. Para minimizar este tipo de dao, minimizar la cantidad de slidos finos en el sistema de lodo y la prdida de fluido. Ver Perforacin dao de la formacin inducida

Fig. 2Formation damage caused by solids plugging.

hinchazn de la arcilla de partculas o dispersin (hinchazn o dispersin de las partculas de arcilla). Este es un problema inherente en piedra arenisca que contiene arcillas sensibles al agua. Cuando un filtrado de agua dulce invade la roca del yacimiento, que har que la arcilla se hinche y por lo tanto reducir o bloquear totalmente las reas de la garganta. Ver dao de formacin de arcillas expansivas. cambios de saturacin. La produccin se basa en la cantidad de saturacin dentro de la roca del yacimiento. Cuando un filtrado-sistema de lodo entra en el depsito, que causar un cambio en la saturacin de agua y, por lo tanto, el potencial de reduccin de la produccin. Fig. La figura 3 muestra que la alta prdida de fluido provoca la saturacin de agua para aumentar, lo que resulta en una disminucin de la permeabilidad relativa de la roca.

Fig. 3 Formation damage caused by saturation. inversin de la Mojabilidad. Las rocas del yacimiento son de naturaleza hmeda de agua. Se ha demostrado que durante la perforacin con sistemas de lodo a base de aceite, el exceso de surfactantes en el filtrado de lodo que entran en la roca pueden causar inversin de la humectabilidad. Se ha informado de la experiencia de campo y demostrado en pruebas de laboratorio que tanto como 90% en la prdida de produccin puede ser causada por este mecanismo. Por lo tanto, para proteger contra este problema, la cantidad de exceso de surfactantes utilizados en los sistemas de lodo a base de aceite debe mantenerse a un mnimo. Ver Otras causas de dao de formacin

bloqueo emulsin (bloqueo por emulcin*). Inherente a un sistema a base de aceite es el uso de un exceso de surfactantes. Estos surfactantes entran en la roca y pueden formar una emulsin dentro de los espacios de los poros, lo que dificulta la produccin a travs de emulsin obstruccin. Ver Otras causas de dao de formacin. bloqueo acuosa filtrado (bloqueo por filtrado acuoso). Durante la perforacin con lodo a base de agua, el filtrado acuoso que entra en el depsito puede causar alguna obstruccin que reduzca el potencial de produccin del depsito. Ver Otras causas de dao de formacin. precipitacin Mutual de sales solubles en el filtrado del pozo-lquidos y agua de formacin. (precipitacin mutua de sales solubles en la filtracin del pozo de fluidos y agua de formacin*)Cualquier precipitacin de sales solubles, ya sea por el uso de los sistemas de lodo de sal o de agua de formacin o de ambos, puede causar la obstruccin de slidos y dificultar la produccin. La migracin de finos (migracin de partculas finas*)(migracin de material inferior a 60 nanmetros (60 micrones), p. ej. las fracciones limo y arcilla). La acumulacin de partculas finas, especialmente en yacimientos de areniscas, puede reducir significativamente la productividad del pozo. Ver daos Formacin de la migracin de finos. La deposicin de parafinas o asfaltenos. Parafinas y asfaltenos pueden depositar tanto en los tubos y en los poros de la roca del yacimiento, lo que limita significativamente la productividad del pozo. Ver dao de formacin de parafinas y asfaltenos. banco de condensado. Una acumulacin de condensado alrededor del pozo puede impedir el flujo de gas al reducir la permeabilidad. Ver dao de formacin de banco de condensado Otras causas. Estos pueden incluir el taponamiento bacteriana y escape de gas. Ver Otras causas de dao de formacin.

La cuantificacin de daos a la formacinUna medida comnmente usada de la productividad del pozo es el ndice de productividad, J, en barriles por libra por pulgada cuadrada:.................... (1)La medida ms comnmente utilizada de dao de la formacin en un pozo es el factor de la piel, S. El factor de la piel es una cada de presin adimensional causada por una restriccin de flujo en la regin cercana al pozo. Se define de la siguiente manera (en unidades de campo):.................... (2)Fig. La figura 3 muestra cmo las restricciones de flujo en la regin cercana al pozo pueden aumentar el gradiente de presin, lo que resulta en una cada de presin adicional causada por dao de la formacin (pskin).

Fig. 3Pressure profile in the near-wellbore region for an ideal well and a well with formation damage.[1]

En 1970, Standing [2] introdujo el concepto importante de la eficiencia del flujo as, F, al que defini como:.................... (3)

Claramente, una eficiencia de flujo de 1 indica un pozo sin daos con pskin = 0, una eficiencia de flujo> 1 indica un pozo estimulado (quizs debido a una fractura hidrulica), y una eficiencia del flujo de Dqsc, se recomienda un tratamiento de estimulacin. Sin embargo, si Dqsc> S, el pozo puede ser necesario reperforado o fracturado para aumentar el rea de entrada y para reducir los efectos inerciales.

Prueba iscrona en pozos de gasEn los pozos de gas en el que se necesita mucho tiempo para lograr tasas estabilizados, los pozos estn encerrados y producidos durante un intervalo de tiempo fijo (t) a varias velocidades diferentes. Estas pruebas iscronos son interpretados por la siguiente relacin "capacidad de entrega",.................... (6)donde el exponente n se encuentra entre 0,5 y 1. Un exponente ms cerca de 0,5 indica que los efectos no Darcy son importantes; un exponente cercano a 1 indica que no lo son. [2]Cabe sealar que la ecuacin "capacidad de entrega" es una variacin de la ecuacin derivada en la seccin anterior.Anlisis de incremento de presinEl mtodo ms comn para la determinacin de la piel es una prueba de incremento de presin. [2] [3] En esta prueba, un pozo que ha estado produciendo durante un tiempo, tp, se cierra en el tiempo t. La acumulacin de presin se registra como una funcin del tiempo. Mediante la construccin de una parcela Horner [2] [3] como el mostrado en la Fig. 1, podemos calcular la piel y el producto del espesor de la permeabilidad y la formacin, kh, del depsito (en unidades de campo)..................... (7)Y.................... (8)Aqu, m es la pendiente de la porcin lineal de la trama Horner, y PWS, 1 hora es la presin de cierre en extrapolado a un tiempo de cierre de 1 hora.

Fig. 1Horner plot from a pressure-buildup test.[2]

Tambin es posible obtener la presin promedio del yacimiento con el mtodo Mateo, Brons, y Hazelbrook partir de los datos de incremento de presin. [4] Sabiendo tanto la presin promedio del yacimiento y la piel, podemos calcular la eficiencia del flujo del pozo. Este mtodo proporciona una medida directa y cuantitativa de la extensin del dao de la formacin en un pozo.Mtodos Siguiendo el mismo principio se han desarrollado para pozos desviados y horizontales. Las ecuaciones para el anlisis son ms complejos y no se tratan en esta pgina. Los mismos mtodos tambin se pueden utilizar para analizar los datos de pozos de gas y de los pozos en la elevacin artificial.El breve debate presentado arriba muestra cmo el dao de formacin cerca del pozo se puede cuantificar mediante mediciones realizadas en pozos de petrleo y gas. Estas medidas son esenciales para determinar el alcance y la magnitud del dao de formacin y su impacto en la produccin de hidrocarburos. Sin embargo, estas medidas no nos dan ninguna pista sobre los motivos del dao de formacin.nomenclaturaAqsc = prdida de carga laminar.B = proporcional al coeficiente no Darcy, DBq2sc = inercial o Darcy no cada de presinc = compresibilidadDqsc = efectos inercialesF = bien fluya eficienciak = permeabilidad global, mdKi = permeabilidad inicial, mdkh = permeabilidad y el espesor de la formacinm = pendienten = exponentep = presinpb = presin de burbujeoPr = presin promedio del yacimientopwf = presin de fondo fluyentePWS, 1 hr= extrapolado presin de cierre a un cierre en tiempo de 1 horaPskin = cada de presin adicional causada por dao a la formacinq = caudalqi = caudalesQSC = caudal volumtrico, condiciones de la superficiere = radio de lmite externorw = radio del pozoS = factor de daoT = temperaturat = tiempot = intervalo de tiempo fijoz = factor de compresibilidad gas real = viscosidadg = viscosidad del gasReferences

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DAOS EN FORMACIN pozos de inyeccin

Mientras que el dao de formacin es tpicamente un problema que afecta a la productividad del pozo, tambin puede plantear problemas para la inyeccin. La comprensin de las causas de este tipo de dao a la formacin es importante para que puedan llevarse a cabo esfuerzos para prevenirlo. Esta pgina discute los tipos de daos que afectan la formacin de pozos de inyeccin.inyeccin de aguaAgua comnmente se inyecta en formaciones por tres razones principales: Mantenimiento de presin disposicin del Agua La inyeccin de aguaEn tales proyectos, el costo de las tuberas y bombear el agua est determinada principalmente por la profundidad del depsito y la fuente del agua. Sin embargo, los costes de tratamiento de agua pueden variar sustancialmente, dependiendo de la calidad del agua requerida. En la mayora de los casos, la inyectividad bien es un factor crucial para determinar el costo de la inyeccin de agua. El mantenimiento de altos injectivities durante largos perodos de tiempo es muy importante para todos los proyectos de inyeccin de agua.Histricamente, una gran cantidad de gastos y esfuerzos se han gastado en el tratamiento de agua para asegurar que el agua de muy alta calidad se inyecta de manera que la inyectividad del pozo se puede mantener durante un largo perodo de tiempo.Las causas de dao de formacinHay dos propiedades principales de agua de inyeccin que determinan el dao de la formacin o la inyectividad de los pozos de inyeccin de agua: [1] [2] [3] [4] [5] [6] El total de slidos disueltos en el agua de inyeccin Total de slidos en suspensin (slidos y gotitas de aceite) en el agua de inyeccinEl contenido de la salinidad y de iones en el control del agua de inyeccin de dos tipos de dao de formacin en un pozo de inyeccin: sensibilidad de agua dulce de la formacin La precipitacin de incrustaciones inorgnicas

La migracin de partculas finas

En las formaciones sensibles al agua, si se est inyectando agua dulce de un lago o ro cercano, se debe tener cuidado para asegurarse de que la migracin de finos, no es un factor importante. Esto puede lograrse garantizando que la salinidad est por encima de la concentracin de sal crtico para la roca. Los pozos de inyeccin suelen ser menos susceptibles a problemas de multas a la migracin que los pozos de produccin, ya que las multas que se generan son empujados fuera de la boca del pozo, que conlleva un deterioro menos grave en la regin vecina al pozo y, por tanto, relativamente pequeas prdidas en la inyectividad. En algunos casos en los que el depsito contiene grandes proporciones de arcillas y multas, las prdidas de inyectividad graves pueden ser experimentados cuando se inyecta por debajo de la concentracin de sal crtico.Escalas y precipitadosLa precipitacin de incrustaciones inorgnicas es una preocupacin importante cuando se inyecta salmueras con una alta concentracin de iones divalentes. La dureza del agua de inyeccin es un buen indicador de su tendencia de escala. Si el anlisis del agua indican grandes concentraciones de calcio, magnesio, hierro, o bario, una planta de tratamiento de agua que suaviza el agua puede ser requerida. Este tambin es un tema cuando se inyecta agua de mar en las formaciones que contienen las salmueras con alta salinidad.Se espera que las gotas grandes persistentes en inyectividad cuando escalas inorgnicos se forman en los pozos de inyeccin. La mayora de la experiencia de campo, sin embargo, indica que el fluido de inyeccin desplaza rpidamente las salmueras nativas lejos de la regin cercana al pozo con muy poca mezcla. La precipitacin de incrustaciones inorgnicas resultado de una incompatibilidad entre la inyeccin y salmuera depsito por lo tanto no es generalmente un problema para la mayora de los pozos de inyeccin. Interacciones geoqumicas entre los fluidos inyectados y los minerales de yacimientos a veces puede resultar en la formacin de precipitados insolubles. Escala de precipitacin tambin puede ser inducida por los cambios en: pH Temperatura Estado de la oxidacin de la salmueraLa formacin de hierro insoluble precipita como resultado de la corrosin es una fuente comn de daos en los pozos de inyeccin. Estos precipitados, mezcladas con otros materiales orgnicos, pueden dar lugar a reducciones graves e irreversibles en la inyectividad bien. Un anlisis cuidadoso de ambos las salmueras de formacin y fluidos inyectados y un cheque de la mineraloga del depsito son necesarios. Comprobacin de la compatibilidad y la garanta de que las precipitaciones escala inorgnico no se produce en condiciones de temperatura y presin del yacimiento son importantes cuando se planifica un programa de inyeccin de agua.Los slidos y gotitas de aceiteLa presencia de slidos y gotitas de aceite en el fluido de inyeccin puede resultar en descensos graves y rpidos en la inyectividad. [1] [2] [3] [4] [5] [6] Si la presin de inyeccin est por debajo del gradiente de fractura y si la fractura no es deseable desde un depsito de ingeniera o punto de vista ambiental, pequeas concentraciones de slidos pueden provocar un rpido reducciones en la inyectividad bien. Como ejemplo, 5 ppm de slidos que se inyecta en un pozo a 10.000 B / D computa a 45 kg de slidos que se inyecta cada da. Este gran volumen de slidos puede resultar en obstruccin severa y rpida del pozo de inyeccin en una duracin relativamente corta. La experiencia de campo en muchas partes del mundo sugiere que la inyeccin de matriz de salmueras limpios que contienen de 3 a 5 ppm de slidos suspendidos resultados en pozo de inyeccin vida media (tiempo que tarda la inyectividad a disminuir a la mitad de su valor), de 3 a 6 meses. Fig. La figura 1 muestra la inyectividad de un pozo en la costa del Golfo de Mxico.El agua de mar se est inyectando en este pozo en las proporciones indicadas. [3] Como muestra la figura, a pesar de la relatividad de buena calidad del agua, se observ una rpida reduccin de la capacidad de inyeccin en este y otros pozos en este campo. Esta reduccin llev a costosas operaciones de estimulacin y reparacin de pozos en estos pozos submarinos.

Fig. 1Behavior of Well A10: (a) injectivity decline; (b) pressure and rate data.[3]En otras experiencias de campo, el agua ha sido inyectado en los pozos de inyeccin con un impacto mnimo en la inyectividad. Un buen ejemplo de este tipo de comportamiento del pozo de inyeccin es la inyeccin de agua producida en el campo Prudhoe Bay, en Alaska, donde 2.000 ppm de hidrocarburos ms slidos en el agua de inyeccin se ha inyectado de forma rutinaria con un impacto relativamente pequeo en la inyectividad bien. La aparente falta de dao de la formacin es una consecuencia de las fracturas as inyeccin inducidos trmicamente que se propagan a cientos de metros en la formacin. [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] Una gran cantidad de trabajo se ha hecho para estudiar el impacto de la calidad del agua en el crecimiento de las fracturas en los pozos de inyeccin de agua y el impacto de la inyeccin as fracturas en barrido depsito y recuperacin de petrleo. [14] [15]calidad del aguaCuando fracturar pozos de inyeccin es indeseable o inaceptable, la calidad del agua de inyeccin juega un papel importante en la determinacin de la inyectividad bien o dao de la formacin en los pozos de inyeccin. Varios dispositivos de clarificacin de agua estn disponibles, tales como: tanques de sedimentacin Los filtros de arena Los filtros de cartucho dispositivos de flotacin HidrociclonesVer separacin de hidrocarburos a partir de agua y la eliminacin de los slidos del agua para ms informacin.Estas instalaciones de prolongar significativamente la vida de los pozos de inyeccin de agua y reducen significativamente el dao de la formacin. Un anlisis econmico es necesario asegurarse de que los beneficios son mayores que los costos.References

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DAOS DE FORMACIN a patir de perforacin y CEMENTACINCuando el cemento se obstina en el espacio anular para desplazar el barro, la presin diferencial entre el cemento y el fluido de formacin puede conducir a una prdida significativa de filtrado de cemento en la formacin. Si, sin embargo, grandes volmenes de filtrado de cemento invaden la roca, existe la posibilidad de dao de la formacin.filtrados de cementoLos principales componentes de la fase acuosa en contacto con la hidratacin del cemento son: silicatos de calcio aluminatos de calcio sulfatos de calcio carbonatos de calcio o bicarbonatos sulfatos alcalinosDependiendo de la composicin especfica del cemento y su pH, el filtrado puede ser sobresaturado con carbonato de calcio y sulfato de calcio. Como el filtrado de cemento invade la formacin y reacciona con los minerales de formacin, su pH se reduce de> 12 a un pH tamponado por los minerales de formacin. Este rpido cambio en el pH puede resultar en la formacin de precipitados inorgnicos de carbonato tales calcio y sulfato de calcio.Mecanismos de daoEvidencia de daos a la formacin inducida por filtrados de cemento se ha demostrado claramente en estudios experimentales presentados en Cunningham y Smith [1] y Jones, et al. [2]. Cunningham y Smith [1] investigaron la influencia de cemento filtrados en permeabilidad de la formacin y concluy que haba poca evidencia de la migracin de finos o arcilla hinchazn inducidos por el filtrado de cemento. Se observaron reducciones de permeabilidad graves de 60% a 90% en los ncleos invadidas por filtrado cemento. Yang y Sharma [3] investigaron el efecto de los aditivos de cemento, tales como derivados de lignina, derivados de celulosa, cidos orgnicos, y polmeros sintticos en la medida de la reduccin de la permeabilidad en los ncleos expuestos a filtrado de cemento. En ese estudio, filtrado de cemento se inyect inmediatamente despus de la filtracin en un ncleo de arenisca. Las reducciones en la permeabilidad de 40% a 80% se observaron hasta 6 in. En el ncleo.La mayor parte del dao observado se atribuy a la precipitacin de material insoluble tal como carbonato de calcio y sulfato de calcio en el ncleo. La cantidad de precipitado y la tasa de precipitacin con respecto a la conveccin del fluido, fueron los factores que controlan la extensin y profundidad del dao a la permeabilidad. Filtrados de cemento que mostraron tasas rpidas de precipitacin tienden a daar el extremo de aguas arriba del ncleo, mientras que los filtrados con tasas de precipitacin lenta tendan a conectar el extremo de aguas abajo del ncleo o no conecte el ncleo en absoluto. La composicin del cemento jug un papel importante en la determinacin de la cantidad y los tipos de precipitacin. Por ejemplo, la adicin de derivados de lignina o polmero reduce la cantidad de precipitado y dio como resultado menos dao a la roca. La adicin de derivados de celulosa, por otro lado, el aumento de la tasa y la cantidad de precipitacin en un orden de magnitud y result en ms dao. [3]Si la profundidad de la invasin del filtrado de cemento se puede restringir a 4 pulg., Dao inducido-cemento-filtrado no debe ser una preocupacin importante, ya que los tneles de los disparos pasar por alto el dao. Sin embargo, en algunas situaciones en las que se pueden perder grandes volmenes de filtrado de cemento, esta forma de dao debe ser considerada seriamente. En tales casos, el uso de aditivos de control de prdida de fluido y polmeros en la lechada de cemento tiene que ser evaluada cuidadosamente, de modo que el cemento est correctamente diseado para minimizar tanto la fuga de descuento y la cantidad de precipitados insolubles formadas en la formacin.PerforadoEl proceso de perforacin es crtico para la productividad del pozo debido a la perforacin es el nico canal de comunicacin entre el pozo y la formacin. Durante perforacin bajo balance, la oleada inicial de lquido en el pozo debe limpiar el tnel de los disparos de todos los residuos de roca y revestimiento desagregada. Cualquier residuo que queda en el tnel podra conectar los empaques de grava durante la produccin. Incluso los tneles de disparos limpios muestran una estrecha regin de permeabilidad reducida a su alrededor. La naturaleza de esta zona triturada o compactado alrededor de tneles de los disparos creado durante las operaciones ha sido ampliamente estudiado. [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20 ] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [27] En la actualidad se reconoce que consiste en granos rotos y multas generados por la carga de la perforacin y quizs multas que fluyen desde la formacin durante la oleada de bajo balance. La reduccin de la permeabilidad en la regin compactada es tpicamente del orden de 20 a 50%, pero puede ser mayor en algunos casos. [27] El uso de una ptimos resultados bajo balance de presin en un mejor rendimiento de perforacin. [6] Las razones para esto no se entienden completamente. Es probable que los resultados demasiado bajo un bajo balance en la limpieza de perforacin insuficiente y demasiado grandes resultados un bajo balance en la generacin y migracin de finos adicionales. Esta explicacin es consistente con la observacin de que la presin ptima bajo balance es mayor para las formaciones de baja permeabilidad.

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Dao de la formacin desde la terminacin de reacondicionamiento FLUIDOS.Cuando las operaciones de terminacin o reparacin de pozos se llevan a cabo en un pozo (perforacin, el empaque de grava, etc.), el fluido presente en el pozo debe minimizar el impacto en la permeabilidad cerca del pozo. Hace varias dcadas, los ingenieros se dieron cuenta de que el uso de fluidos de perforacin durante las terminaciones no era apropiada porque los lquidos causaron severos daos en la zona productiva. Una amplia variedad de fluidos estn ahora disponibles como terminacin o reparacin de pozos fluidos. Esta pgina se centra en cuestiones de daos formacin relacionados con estos diferentes tipos de terminacin y reparacin de pozos fluidos.Tipos de terminacin y reparacin de pozos fluidosUna lista de los fluidos utilizados para la terminacin o reparacin de pozos se proporciona en la Tabla 1.

Table 1

Reduccin de la permeabilidad

Fluidos a base de agua por lo general consisten principalmente en salmueras claras. El nico problema con las salmueras claras es que no son siempre muy claro [1] [2] [3] Ellos siempre contienen algunos slidos, incluyendo.:

Los productos de corrosin Las bacterias Los restos de los tanques de pozo y de superficieLa densidad de la salmuera se mantiene lo suficientemente grande como para que la presin de fondo de pozo supera la presin del depsito con un margen seguro (tpicamente 300 a 600 psi). Las cantidades importantes de slidos pueden ser empujados dentro de la formacin, lo que resulta en una prdida de la permeabilidad en la regin cercana al pozo. Fig. 1 muestra la prdida de la permeabilidad observada cuando salmueras con diferentes cantidades de slidos se inyectan en un ncleo. Rpida reduccin de la permeabilidad se observan incluso con fluidos relativamente limpias. Instalaciones de filtracin de superficie se utilizan a menudo para aclarar y filtrar salmueras de terminacin, que pueden ayudar a reducir sustancialmente el deterioro de la permeabilidad. La mayora de las salmueras de alta densidad utilizado puede ser bastante caro. Los grandes volmenes de prdida de fluido pueden aumentar considerablemente el coste de una operacin de finalizacin. Un dato importante a tener en cuenta con la terminacin y reparacin de pozos fluidos es que, a diferencia de los fluidos de perforacin, que no contienen slidos de perforacin. Esto significa que no hay material de puente eficaz disponible para reducir la prdida de fluido.

Fig. 1 Apparent permeability reduction in Cypress sandstone cores injected with treated and untreated bay water from offshore Louisiana.[4]

Cuando las tasas de prdida de fluido son muy altos, aditivos de control de prdida de fluido pueden ser utilizados para minimizar el dao de prdida de fluido y la formacin. El uso de aditivos granulares solubles en cido, tales como carbonato de calcio es la estrategia ms comn. [5] [6] [7] [4] [8] [9] [10] Si este mtodo resulta ser ineficaz, polmeros viscosificantes se utilizan para reducir la cantidad de prdida de fluido. Hidroxietilcelulosa (HEC) se utiliza comnmente debido a que es soluble en cido clorhdrico. HEC es un pobre en agente de viscosidad ms altos (> 250 F), y temperaturas ininterrumpida y no hidratado HEC en forma de ojos de pescado puede ser perjudicial.Fluidos de polmeros sufren de desventajas similares. Puede producir dao en la formacin severa si grandes cantidades de polmero se pierden a la formacin. Este problema es particularmente agudo si el polmero no est completamente hidrolizado en la salmuera.Si los requisitos de densidad del fluido de terminacin son relativamente modestas, emulsiones pueden ser utilizados como fluidos de terminacin. En estos casos, las gotitas que forman el acto fase dispersa como un agente de control de filtracin. Ambas emulsiones externas de agua y aceite se han utilizado cuando las presiones del yacimiento son bajos.Fluidos a base de aceite tal como aceite crudo y lodos de emulsin inversa pueden ser utilizados como fluidos de terminacin. Es importante asegurarse de que el petrleo crudo no contiene asfaltenos o parafinas que pueden precipitar bajo cambios de presin y temperatura que el fluido se hace circular en el pozo. Varios autores [5] [6] [7] [4] [8] [9] [10] [11] proporcionan una discusin ms detallada de algunos de los problemas que se resumen en esta pgina. Adems, el petrleo crudo es inflamable y desordenado de manejar.References

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PERFORACIN dao inducido FORMACIN.Los fluidos de perforacin sirven para equilibrar las presiones de formacin durante la perforacin para asegurar la estabilidad del pozo. Tambin llevan esquejes a la superficie y refrigerar la broca. El ingeniero de perforacin disea tradicionalmente fluidos de perforacin con dos objetivos principales en mente: Garantizar, perforaciones estables seguras, lo que se logra mediante la operacin dentro de una ventana de densidad del lodo aceptable Para lograr altas tasas de penetracin de modo que el tiempo de equipo y el costo as pueden minimizarseEstas consideraciones primarias no incluyen las preocupaciones de productividad as. Un creciente reconocimiento de la importancia del dao de la formacin inducida de perforacin ha llevado al uso de fluidos de perforacin (lquidos utilizados para perforar a travs de la zona productiva) que minimizan el dao de formacin. Esta pgina discute el dao a la formacin que puede estar asociada con varios tipos de fluidos de perforacin.Fluidos de perforacin para reducir el dao de formacinPreocupaciones de perforacin y de productividad, as se abordan en el diseo de los fluidos de perforacin. Para cumplir con los objetivos de productividad, as (es decir, para reducir al mnimo el dao de formacin), el fluido de perforacin de entrada debe cumplir con los siguientes objetivos adicionales: Minimizar la extensin de la invasin de slidos en la formacin por puente a travs de los poros y la formacin de una, de baja permeabilidad, torta de filtro fino minimizar el alcance de filtrado y la invasin polmero en la formacin a travs de la formacin de una torta de filtro externo asegurar la facilidad de eliminacin de la torta de filtro externo durante el flujo de retorno para maximizar el rea de entrada durante la produccin y para evitar el taponamiento empaques de gravaPara alcanzar estos objetivos, diferentes estrategias han sido adoptadas. Lodos tradicionales a base de agua, lodos a base de aceite, y algunas formulaciones especiales de fluidos de perforacin de formaciones fracturadas y arenas no consolidadas se discuten a continuacin.Lodos a base de agua.La gran mayora de los fluidos de perforacin consta de:

bentonita mezclada con polmeros para mejorar la reologa (o, ms especficamente, los recortes de capacidad de transporte del fluido) Los almidones para controlar la prdida de lquidos Las sales disueltas tales como cloruro de potasio o cloruro de sodio Tal vez un tampn de pH para mantener el pH del lodo hasta el nivel deseadoUna gran parte del trabajo se ha hecho en las ltimas tres dcadas en la evaluacin del potencial dao de la formacin de los fluidos de perforacin base agua. [1] [2] [3] [4] [5] Se han observado los siguientes factores a tener un impacto en la profundidad de la invasin de los slidos y el filtrado y, por tanto, de la extensin y profundidad del dao de formacin o deterioro de la permeabilidad: Estado de la dispersin de slidos en el lodo tamao y la concentracin de slidos y polmeros en el barro tamao de poro garganta o permeabilidad de la formacin pH y la salinidad del filtrado sensibilidad del Agua de la formacinEn la mayora de casos, la invasin de los slidos en la formacin est limitado a 2 o 3. De la pared del pozo, lo que implica que la productividad de los pozos perforados con relativamente poca profundidad de dao no se ver afectada de manera significativa. Fig. La figura 1 muestra el ndice de productividad (IP) de un pozo para diferentes profundidades de daos suponiendo un 8 pulgadas de largo perforacin. Es evidente que mientras la profundidad del dao es menor que la longitud de perforacin, la PI as no se ve afectada de manera significativa. Wells que se completan agujero abierto sin estimulacin son particularmente susceptibles a este tipo de dao.

Fig. 1(a) Schematic of a gun perforation showing zone of crushed rock around tunnel.[6](b) Effect of damage by mud while drilling on well productivity when perforated with a nondamaging fluid is permeability of crushed zone around perforated tunnel as a percent of initial permeability.[6]

En algunos casos, puede ocurrir la penetracin profunda de los slidos de perforacin. Fig. La figura 2 muestra la profundidad de la invasin de dao de formacin cuando un 300 md Berea ncleo de arenisca se somete a la circulacin dinmica de diferentes fluidos de perforacin base agua a travs de su cara. [7] Es evidente que, en los lodos sobre tratada (que contienen demasiado delgado o dispersante), dispersa partculas de bentonita puede penetrar a travs de> 8 in. De roca y causar daos graves e irreversibles. Los otros, lodos floculados extremas (muy poco ms delgadas o demasiada sal), limitarn invasin slidos pero resultarn en espesor, de alta permeabilidad tortas de filtracin. Filtrar tortas pueden dar lugar a problemas como la tubera pegada y gran prdida de filtrado. El uso de sales y diluyentes es, por lo tanto, una parte crtica del diseo de los fluidos de perforacin para una aplicacin dada. Apropiadamente acondicionado lodos deben utilizarse para eliminar la posibilidad de la invasin de slidos y reducir al mnimo la invasin del filtrado. Como se ver ms adelante, usando slidos de puente de tamao es una poderosa herramienta para la reduccin de los slidos y la invasin de polmero.

Fig. 2Depth of permeability damage cause by mud invasion for muds with different degrees of bentonite dispersion. All muds contain 4% bentonite by weight.[7]

Aunque la invasin de slidos es claramente perjudicial para la productividad de los pozos, la invasin de filtrado tambin puede conducir a daos a la formacin sustancial ya mayores profundidades en algunos casos. Se ha demostrado, por ejemplo, [7] [8] que el uso de lodos de agua dulce puede resultar en filtrados que pueden ser perjudiciales para areniscas sensibles al agua. En tales casos, el simple proceso de aumento de la salinidad del filtrado puede prevenir la migracin de finos inducida por la prdida de fluido filtrado. La prdida de filtrados acuosos tambin se traduce en una reduccin en la permeabilidad relativa a las fases de hidrocarburos. [8] Tales efectos de permeabilidad relativa se conocen como bloques de agua y se discuten en dao de formacin resultante de la formacin de la emulsin y de lodos.Del mismo modo, el uso de polmeros es generalizado, pero puede, en algunos casos, conducir a dao de la formacin. Su ha demostrado que el uso de los productores mezcla inadecuada en los polmeros se disuelven en salmueras puede resultar en la formacin de "ojos de pez", o agregados no hidratadas de polmero que pueden ser varias micras de dimetro. Estos geles de partculas son muy eficaces como agentes de taponamiento y puede conducir a un dao irreversible si no roto y completamente hidratado en el barro. Acondicionamiento adecuado y dispersin de polmeros es de importancia crtica en el campo. [9] [10] [11] [12]Hay una base de datos limitada sobre el dao causado por la formacin de almidones y otros polmeros tales como xantano o carboximetilcelulosa. Estos datos indican que el flujo de tales polmeros puede inducir una reduccin sustancial de la permeabilidad como resultado de la constriccin de las gargantas de poros, particularmente en formaciones de baja permeabilidad.Lodos a base de aceite

Los lodos a base de aceite consisten en gotitas de agua dispersas en una fase continua de aceite. Las gotitas de agua son estabilizadas por emulsionantes y arcillas organoflicas. Pruebas de prdida de fluido API estndar muestran que la tasa de prdida de fluido en los lodos a base de aceite es sustancialmente inferior a la de los lodos a base de agua. Sin embargo, como se muestra en otros lugares, [13] cuando se llevan a cabo pruebas sobre ncleos saturados de aceite (no papel de filtro), las tasas de fugas para lodos a base de aceite puede ser combrble a las de los lodos a base de agua. Una conclusin importante de este estudio es que la API de pruebas de prdida de fluido no se deben utilizar para determinar las tasas de filtracin de lodos a base de aceite. En cambio, las pruebas de filtracin dinmica realizadas en ncleos saturados de aceite son mucho ms representativo. La permeabilidad relativa al petrleo en zonas saturadas de petrleo es alto, lo que lleva a las grandes tasas de prdida de fluido en la zona productiva. [13]La invasin de slidos y gotitas de aceite en la formacin se determina en gran medida por la eficacia de la torta de filtro externo formado por bentonita y gotas de agua organoflicas. La estructura de la torta de filtro formado es sustancialmente diferente de la de los lodos a base de agua. Las gotas de agua puente sobre las gargantas de poros para formar la torta de filtro externo. Debido a que las gotitas son deformables, pueden formar tortas de filtracin muy impermeables, que conduce a un buen control de prdida de fluido. Sin embargo, si la presin sobrebalance supera la presin capilar necesaria para exprimir las gotas de agua en los poros, una prdida significativa en la productividad puede resultar. Para evitar que esto suceda, las grandes presiones sobre balance debe ser evitado.Los estudios experimentales han demostrado que la acumulacin de slidos de perforacin en los resultados de barro en la introduccin de multas que puede ser mucho ms perjudicial que el lodo limpio. Control de Drill-slidos, por lo tanto, es un tema importante en los lodos a base de aceite. En general, sin embargo, los lodos a base de aceite han demostrado ser excelente (aunque caro) candidatos a agujero de calibre de perforacin y proporcionar pozos de alta productividad. [13] [14]Es importante reconocer e identificar los daos causados por los lodos a base de aceite debido a que los procedimientos de tratamiento recomendadas para la estimulacin de pozos daados por los lodos a base de aceite pueden ser bastante diferentes de aquellos para los pozos daados con los lodos a base de agua. Acidificacin pozos con formulaciones de cido convencionales pueden no tener xito, y, de hecho, pueden resultar en un dao adicional como resultado de la presencia de emulsionantes en el filtrado. Pueden necesitar ser diseado sobre la base de las pruebas de compatibilidad entre el lodo, petrleo crudo, y la formulacin de cido preflushes disolvente.

Presin bajo balance mnimoPues bien, de la discusin anterior que la formacin de una torta de barro externa es importante para proteger la formacin de slidos y la invasin de filtrado. Hay al menos dos situaciones en las que una torta de filtro externo no forman travs de la cara de la formacin: La prdida de circulacin Perforacin perdi el equilibrio por debajo de la presin mnima sobrebalanceAl taladrar rocas de muy alta permeabilidad o formaciones fracturadas, slidos presentes en el fluido de perforacin no puede ser capaz de tender un puente a travs de la cara de los poros o fracturas, lo que resulta en prdida de fluido de lodo en la formacin. [15] Esta off fuga puede causar daos muy graves, irreversibles a la fractura o matriz. En general, se aaden slidos puente al fluido de perforacin de puente a travs de los poros o fracturas. Dimensionamiento de estos slidos se discute en ms detalle en Suri [4].El segundo caso en el que tortas de filtracin no forman es menos intuitivamente obvio. Para formar una torta de lodo, slidos en el lodo son empujados contra la formacin de una fuerza hidrodinmica que es proporcional a la velocidad de prdida de fluido. Adems, a causa de la circulacin del fango, las partculas estn constantemente siendo cortado lejos de la cara de la torta externo. Este equilibrio entre la accin de corte hidrodinmico que resulta de la circulacin del fango y la prdida de fluido en los resultados de la formacin en un espesor de la torta de equilibrio. [16] [17] Debido a que la fuga fuera es proporcional a la presin sobre balance, las presiones sobre balance ms pequeos se llevan a tasas de prdida de fluido ms pequeos y ms delgados tortas de filtracin externos, lo que resulta en una presin sobre balance mnimo por debajo del cual no hay pastel filtro externo se forma en absoluto. Dicho de forma alternativa, hay una permeabilidad mnima para una presin sobrebalance fija por debajo del cual no se formar torta de filtro externo. Esto sugiere que siempre debemos perforar ya sea bajo balance o por encima de la presin mnima sobre balance para asegurar que un pastel externa se forma y disponible para proteger la formacin durante la perforacin a travs de la zona productiva. Detalles adicionales para el clculo de la presin mnima sobrebalance se proporcionan en Di y Sharma [17].Los yacimientos fracturadosAl perforar a travs de formaciones fracturadas, grandes cantidades de lodo se pueden perder a la red de fracturas, lo que resulta en el taponamiento de la fractura. Debido a las fracturas contribuyen casi toda la productividad de dichos pozos, es importante mantener estas fracturas abiertas tanto como sea posible. En tales casos, se recomienda la perforacin bajo balance y frecuentemente utilizado. De perforacin bajo balance permite que los fluidos de la fractura a fluir hacia el pozo, manteniendo las fracturas relativamente sin daos. Si, sin embargo, debido a las limitaciones de seguridad y regulatorias, la perforacin bajo balance no es posible, aditivos de puente deben ser aadido al sistema de lodo para garantizar que las partculas suficientemente grande estn disponibles para tender un puente a travs de la cara de la fractura. Los aditivos de puente ms comnmente utilizados para garantizar la formacin de un puente a travs de la cara de fractura son carbonato de calcio y aditivos fibrosos, tales como fibras celulsicas y fibras solubles en cido. [18] [19] Dimensionamiento de estos aditivos granulares o fibrosas se ha discutido en detalle en Di y Sharma [18] y Singh y Sharma [19].Los pozos horizontales

Los pozos horizontales son ms susceptibles a dao de formacin de pozos verticales por las siguientes razones. [20] [21] Zona productiva en un pozo horizontal entra en contacto con un fluido de perforacin por un perodo mucho ms largo que una zona productiva vertical (en comparacin con los das horas) mayora de los pozos horizontales son terminaciones de pozo abierto, lo que significa que los daos incluso poco profundo que en una realizacin perforado revestido se pasa por alto por las perforaciones se vuelve significativa Debido a que la velocidad del fluido y el gradiente de presin durante el flujo de retorno son generalmente pequeas, la limpieza de tortas internos y externos no es tan eficaz como en pozos verticales. Por lo tanto, slo una fraccin del pozo contribuye a fluir cuando el pozo es devuelto a la produccin Extraccin de dao de formacin inducida de barro por acidificacin pozos horizontales es a menudo muy difcil y costoso debido a los grandes volmenes de cido requerido y la dificultad de colocar el cido en los lugares apropiados del pozoEstudios llevados a cabo en un pozo horizontal simulada indicaron que el taln es ms daado que el dedo del pie y que la parte superior del pozo es menos daada que la parte inferior del pozo, donde la tubera de perforacin descansa. [20] La zona de dao alrededor del pozo horizontal, por lo tanto puede ser modelado como un cono excntrico alrededor del pozo con una profundidad significativamente mayor de penetracin en el taln y una profundidad de penetracin en el dedo del pie. [21]Debido a que el fluido de perforacin est en contacto con la zona de produccin durante un perodo prolongado de tiempo, en los fluidos de perforacin se han ideado para minimizar el dao de la formacin potencial. Carbonato de calcio de tamao y fluidos de sal de tamao son los fluidos de perforacin utilizados con mayor frecuencia en este tipo de aplicaciones. Los lodos a base de aceite tambin se han evaluado para este propsito. Una discusin ms detallada de su potencial dao de la formacin es proporcionada por varias fuentes. [22] [23] [24] [25] [26] [27] [28] [29]References

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Problemas de perforacin.Es casi seguro que se presenten problemas durante la perforacin de un pozo, incluso en pozos muy cuidadosamente planificadas. Por ejemplo, en las zonas en las que se utilizan prcticas de perforacin similares, pueden haber sido informado de problemas en el pozo donde no existan tales problemas anteriormente porque son formaciones no homognea. Por lo tanto, dos pozos cercanos entre s pueden tener totalmente diferentes condiciones geolgicas.Tipos de problemas de perforacin

En la planificacin as, la clave para lograr los objetivos con xito es disear programas de perforacin sobre la base de la anticipacin de posibles problemas en el pozo en lugar de en la prudencia y contencin. Problemas de perforacin pueden ser muy costosos. Los problemas de perforacin ms prevalentes incluyen: pegue Pipe Prdida de la circulacin desviacin Agujero fallas de tubera inestabilidad Borehole contaminacin Mud daos Formacin limpieza del pozo zonas H2S devengan zonas de gas poco profundos equipamiento y personal relacionados con problemasAnlisis y pronstico problemas de perforacin, la comprensin de sus causas y soluciones de planificacin son necesarios para el control de pozos costo general y para alcanzar con xito la zona de destino.