Tipos de daños.-

En los párrafos anteriores hemos visto como se originan los daños de la formación a partir de los trabajos de perforación, terminación, intervención, a continuación veremos uno de los tipos más comunes e importantes que se encuentran en la formación productora, originado por los factores anteriormente descritos.

Emulsiones.-

La mezcla de fluidos base agua y base aceite normalmente da como resultado la formación de emulsiones. Estas emulsiones poseen altas viscosidades, incluso mayores que la de sus componentes.

Las emulsiones se forman durante la invasión de los filtrados de los fluidos de perforación o terminación. Los filtrados de lodo y de cemento con un PH alto y los filtrados de los fluidos ácidos con un PH bajo, pueden emulsificar algunos petróleos.

Similarmente algunos filtrados base aceite de los fluidos de perforación y de estimulación, pueden emulsificar el agua de la formación.

Estas emulsiones son establilizadas por materiales tensoactivos (surfactactes) y por los finos o partículas de los fluidos de tratamiento de la formación. Generalmente los solventes mutuales con o sin desenmulsificadores son usados para tratar este problema.

Cambios de humectabilidad.-

Parcial o totalmente oleohumectar la formación, reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto ocurre debido a la absorción de materiales tensoactivos de los fluidos de base aceite usados en la perforación, intervención o terminación de los pozos. Este tipo de daño puede ser removido inyectando solventes mutuales para disolver los hidrocarburos oleohumectantes y luego inyectar un surfactante acuohumectante.

Es importante señalar que un surfactante no funcionará bien sin la ayuda de un solvente. La fase aceite que está constituida principalmente por precipitados de asfaltenos y parafinas son los responsables de la oleohumectación de la roca y primeramente se los tiene que disolver mediante un solvente, para que posteriormente un surfactante acuohumectante pueda ser absorbido por los minerales de la roca aumentando así la permeabilidad relativa al petróleo. El uso de este surfactante acuohumectado reduce la tendencia a precipitar nuevos compuestos de hidrocarburos que volvería a oleohumectar la roca.

Bloqueo por agua.-

Un bloqueo por agua, es causado por un aumento de la saturación de agua en la zona cercana al pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo. Este bloqueo es causado por la invasión de los filtrados de los fluidos base agua de perforación o terminación también pueden originarse durante la producción por medio de la conificación del acuífero.

Este problema es usualmente tratado, reduciendo la tensión superficial entre el agua y el petróleo o el gas, mediante el uso de surfactantes o alcoholes. Algunos fluidos no acuosos (como los sistemas de ácidos alcohólicos) son utilizados en pozos de gas debido a que la volatilidad del alcohol vaporiza el agua en el gas producido.

Costras e incrustaciones.-

Las incrustaciones son depósitos de minerales precipitaos pueden precipitarse en la tubería en los baleos y en la formación la deposición de estas incrustaciones o costras ocurren durante la producción, debido a las disminuciones de presión y temperatura encontradas en las cercanías del pozo. También se pueden formar cuando se mezclan aguas incompatibles como el agua de formación con el agua de los filtrados. Otra causa puede ser la producción a caudales elevados que deriva en un flujo turbulento, provocando la decantación de las partículas de estos minerales.

Las incrustaciones más comunes encontradas en el pozo son:

a) Incrustaciones de Carbonatos (CaCO3 y FeCO3) son las más comunes y se las encuentra en los reservorios ricos en Carbonato y Calcio. El HCL disuelve sin problemas estos depósitos.

b) Incrustaciones de sulfatos principalmente se las encuentra como (Ca SO4, 2H2O) o anhidrita (CaSO4) el EDTA (Etinel Diamina Tetra Acético) disolverá estos sulfatos.

c) Incrustaciones de Cloruro de Sodio. Son fácilmente disueltas por agua o por ácidos débiles como el HCL o el Acético.

d) Incrustaciones de hierro como el Sulfuro de Hierro (FeS) o el Óxido Férrico (Fe2O3)el HCL con agentes reductores y secuestrantes como el EDTA puede disolver estos materiales y prevenir la re precipitación de algunos subproductos.

e) Incrustaciones de Sílice. Se las encuentra como depósitos finamente cristalizados. Estos depósitos son fácilmente disueltos por el HF.

f) Incrustaciones de Hidróxidos. Principalmente son Hidróxido de Magnesio y de Calcio; (Mg (OH)2) y (Ca (OH)2) respectivamente. El HCL puede remover estos depósitos.

Depósitos orgánicos.-

Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados (parafinas y asfaltenos) generalmente se encuentran en la tubería, en los baleos y en la formación.

Estos depósitos pueden ser resolubilizados por solventes orgánicos o aromáticos. También es beneficioso añadir alcohol y/o solventes mutuales, para disolver asfaltenos.

Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos.-

Estos depósitos son una mezcla de compuestos orgánicos e incluso incrustaciones y material arcilloso. Cuando los finos de arcilla migran y el reservorio se convierte en oleohumectado; estas arcillas se convierten en un sitio adecuado para la deposición de material orgánico.

Este tipo de depósito requiere un sistema solvente doble como se un solvente aromático disperso en un ácido.

Material arcilloso.-

El daño proveniente del material arcilloso se debe a la invasión de fluidos de base agua al reservorio, causando hidratación o la migración de finos.

Cuando los filtrados base agua de los fluidos de perforación, terminación, e intervención o los fluidos de tratamiento invaden la formación, causan un desbalance de las fuerzas entre las arcillas, debido al cambio de salinidad del filtrado respecto al agua de la formación. Algunas arcillas tienen la propiedad de hidratarse, reduciendo grandemente la permeabilidad y otras son dispersadas y posteriormente bloquean las vías de flujo de las rocas.

Durante la producción las partículas de arcilla pueden migrar y acumularse en las cercanías del pozo y por lo tanto reducir la productividad, cuando estas partículas vienen desde las rocas del reservorio usualmente son referidas como finos (un tamaño menor a cuatro micrones).

Las partículas arcillosas son solubles en ácido fluorhídrico (HF). En reservorios de areniscas se utilizan mezclas de HF-HCL también HF con ácidos orgánicos (Acético, Fórmico, Cítrico) o HF generado in situ.

Bacterias.-

Todos los lugares donde existe oxígeno son propensos a que puedan existir bacterias y uno de los lugares favoritos para estos microorganismos son los tanque de acidificación sucios que contienen frecuentemente varios galones de gel lleno de bacterias provenientes de trabajos anteriores.

Cuando las condiciones son favorables algunas especies pueden alcanzar incluso concentraciones máximas en 24 horas.

Las bacterias se alimentan algunas veces de los aditivos que se agrega para realizar una buena acidificación en algunos casos también se alojan en las paredes del pozo taponando la permeabilidad.

Se han clasificado más de 1500 tipos de bacterias y existen algunos que todavía no se los ha podido clasificar. Estas necesitan una fuente de energía, carbón, nitrógeno, azufre y fósforo, elementos metálicos, vitaminas y agua, otra de las características fundamentales es que pueden adaptarse a cualquier tipo ambiental se puede decir que es el único microorganismo que puede resistir altas temperaturas como también altas presiones, o sea, es un problema fundamental en una estimulación porque si se encuentran en la zona de los baleos y logran ingresar a la formación estos pueden causar serios problemas.