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1. Daño en la Perforación
La fuente más común de Daño a la Formación en pozos es durante el proceso de perforación. El daño a pozo resulta de la invasión de la formación de partículas y filtrado del fluido de perforación. El daño de causado por las partículas del lodo de perforación es considerado uno de los más severos. La depositación de partículas de lodo de perforación alrededor del hoyo puede reducir severamente la permeabilidad en esta crítica región; afortunadamente, sin embargo, la profundidad de invasión de la partícula es generalmente pequeña, en un rango tan pequeño como 1 pulgada y tan profundas como 1 pie. Para minimizar este daño, las partículas del lodo de perforación deben ser más grandes que los poros de la formación, sugiriéndose que el lodo debe tener un 5% vol. de partículas de lodo con un diámetro mayor a 1/3 del tamaño del poro, para prevenir una significativa invasión de lodo en la formación. Ya sea pequeña la invasión de partículas de lodo dentro de la formación, es frecuentemente reversible el daño a la formación, realizando cañoneos especiales y/o estimulaciones.El filtrado del lodo de perforación puede invadir la formación mucho más profundo que las partículas del lodo, con profundidades de invasión que van desde 1 – 6 pies. Como el filtrado entra a la formación, el revoque del lodo de perforación empieza a formarse en la cara de la arena, que ayuda a disminuir el filtrado de lodo. Sin embargo, el revoque del lodo empieza a ser erosionado por los esfuerzos de cizallamiento del lodo de perforación. La tasa dinámica de filtrado para este balance entre el revoque del lodo de perforación y la erosión viene dada por la siguiente expresión:Donde uf es el flujo del filtrado de lodo en cm/hr, C es el coeficiente dinámico de pérdida de fluido del revoque en cm3/cm2-hr1/2, t es el tiempo de exposición en hr, b es una constante que cuantifica la estabilidad del revoque y y’ es la velocidad de cizallamiento en seg-1. Estudios en este campo han demostrado que los valores de b se encuentran entre 2x10-8 y 5x10-7 cm3/cm2. El coeficiente de pérdida de fluido puede ser obtenido en laboratorio con una prueba dinámica de pérdida de fluido.La perforación de pozos horizontales han reportado secciones horizontales de hasta 8.000 pies, que plantean nuevas problemáticas con significativa penetración, que se traducen en un daño debido a los tiempos de exposición del lodo de perforación cuando la sección horizontal es perforada. La forma del daño a lo largo de la sección horizontal es probablemente un reflejo de la larga exposición cerca de la sección vertical del hoyo.
2. Daño en la Completación
Los daños en la formación durante la completación de un pozo pueden ser causados por la invasión de los fluidos de completación dentro de la formación, por la cementación y el cañoneo, o por la aplicación de las distintas técnicas de estimulación. El propósito primario del fluido de completación es contener la alta presión en el fondo del pozo con respecto a la presión del reservorio (sobrebalance), los fluidos de completación son forzados hacia la formación. Así, si los fluidos de completación contienen sólidos o químicos que pueden ser incompatibles con la formación, el daño causado puede ser similar al daño causado por el lodo de perforación. Es muy importante que los fluidos de completación sean bien filtrados, para prevenir la inyección de sólidos dentro de la formación. Es recomendado que los fluidos de completación no contengan más de 2 ppm de sólidos con un tamaño menor de 2 micrones.Los filtrados de cemento son otros de los potenciales fluidos que pueden ocasionar serios daños, cuando éstos entran a la formación. Los filtrados de cemento generalmente contienen una alta concentración de iones de calcio, por lo que daños por precipitación pueden ocurrir. Sin embargo, el pequeño volumen de los filtrados de cemento limitan este daño a una zona muy cercana del pozo.El cañoneo es una inevitable consecuencia de la trituración de la formación en la inmediata vecindad de los perforados. Este daño es minimizado realizando cañoneo bajo balance, esto es, cuando la presión hidrostática es menor que la presión de la formación. Reglas generales sobre el bajo balance requerido en zonas de gas y petróleo se pueden observar en las Figura 1 y Figura 2. El sobre balance mínimo requerido para una permeabilidad de formación dada puede ser leída de la tendencia de la correlación trazadas en las mencionadas figuras.Fig. 1. Bajo balance requerido para minimizar el daño por cañoneo en pozos de gas.
Fig. 2. Bajo balance requerido para minimizar el daño por cañoneo en pozos de petróleo.
Una alternativa para realizar cañoneo bajo balance para la obtención de túneles de perforados limpios, es cañonear con sobre balance extremo (Handren, Jupp y Dess, 1993). En esta técnica, la presión en el pozo está por encima de la presión de fractura en el momento de que los perforados son creados, con un gradiente de presión generalmente por encima de 1.0 lpc/pie. Adicionalmente, la presión del fondo del pozo y la tubería de producción son parcialmente llenados con gas para que la alta presión sea mantenida en una corta duración después que los perforados sean creados. La configuración del pozo para el cañoneo con extremo sobre balance es mostrado en la Figura 3. Esta técnica es pensada para crear una red de pequeñas fracturas que se extienden desde el perforado creado, tal como se observa en la Figura 4, proporcionando un lugar a los debris originados del cañoneo para alejarse de los túneles de los perforados.Fig. 3. Configuración de pozo para cañonear con sobre balance extremo.
Fig. 4. Pequeñas microfracturas de los perforados creadas por extremo sobre balance.
Los fluidos de estimulación, diseñados para incrementar la productividad de los pozos, pueden causar daño a la formación por sí mismos por invasión de sólidos o por la formación de precipitados.
3. Daño originado por la Producción
El daño a la formación ocasionado durante la vida productiva del pozo puede ser causado por la migración de finos o por precipitados. La alta velocidad en el medio poroso cercana a la cara de la arena, puede a veces ser suficiente para movilizar los finos que pueden originar un taponamiento de las gargantas porales. Numerosos estudios han demostrado que existe una velocidad crítica, por encima de la cual empieza a ocurrir daño a la formación por migración de finos. Desafortunadamente, esta velocidad crítica depende particularmente del tipo de roca y fluido de forma compleja, por lo que la única forma de determinar esta velocidad crítica es a través de análisis de inundación de núcleos (coreflood) en laboratorio.Los finos pueden ser movilizados hacia la vecindad del pozo cuando empieza la producción de agua. La Figura 5, se puede mostrar este mecanismo. Los finos son más probablemente movidos cuando las fases que los moja es móvil, y puesto que la mayoría de las formaciones son mojadas por agua, la presencia de agua móvil puede causar la migración de finos y un posterior daño a la formación.Fig. 5. Migración de finos causados por el agua móvil.
La precipitación de sólidos, tanto material inorgánico del agua connata o sólidos orgánicos del petróleo, pueden ocurrir cercano al pozo productor, debido a la reducción de presión cercano a la cara de la arena. Estas fuentes de daño a la formación pueden ser frecuentemente removidas con tratamientos de estimulación (estimulaciones ácidas para remover los precipitados de carbonatos o solventes para la remoción de parafinas).
4. Daño originado por la Inyección
Los pozos inyectores son susceptibles a la formación de daño por la inyección de partículas sólidas, por precipitación debido a incompatibilidad del agua inyectada y el agua de formación, o por crecimiento bacterial. Los sólidos inyectados son siempre dañinos, si el agua de inyección no es pasado por un proceso de filtración. La filtración debe remover todas las partículas mayores a 2 micrones.El daño por precipitación de sólidos puede ocurrir siempre que se mezcle el agua de inyección con el agua de formación que conlleve a una supersaturación de una o más especies químicas. El más común de los problemas es la inyección de agua con una alta concentración de iones de sulfatos o carbonatos dentro de la formación con cationes divalentes, tales como calcio, magnesio o bario. Debido al intercambio catiónico con las arcillas de la formación, pueden liberar cationes divalentes dentro de la solución cuando una agua de diferente composición iónica es inyectada, la precipitación puede ocurrir en la formación aún cuando el agua de inyección es aparentemente compatible con el agua de formación. En otras palabras, el hecho de que no ocurra una precipitación cuando una muestra de agua de formación es mezclada con una muestra de agua de inyección, no es suficiente garantía que no ocurrirán precipitados dentro de la formación. Procesos dinámicos como el intercambio catiónico deben ser considerados.El agua de inyección puede contener bacterias, la cual pueden taponar la formación como cualquier otra partícula sólida. La bacteria inyectada puede también crecer en la vecindad del pozo, causando severos daños a la formación. La inyección de agua debe ser testeada para determinar presencia de bacterias, si existe la presencia de ellas, bactericidas deben ser agregados al agua de inyección.
Tomado de: Economides, M; Hill, D; Economides, C y Zhu, D. Petroleum Production Systems (Second Edition). Prentice Hall (2013).
