Daño a la Formación

Seminario Inter-Laboratorios

Marzo 23 - 27, 1998

Las Morochas - Venezuela

Caracterización del Daño

• Migración de Finos• Hinchamiento de

Arcillas• Depósitos de Escamas• Depósitos Orgánicos

– Parafinas– Asfaltenos

• Depósitos Mixtos• Bacterias

• Lodos base aceites• Bloqueo por Emulsiones• Cambios de Mojabilidad• Bloqueo de Agua

Pauta

• Caracterización del Daño– Tipos y causas del daño

• Fuentes de Daño

Limos + Arcillas = Finos

• Orígenes– Nativos - arcillas (<4mm) , limos

(4mm<d<62.5mm).– Invasión de lodos .

• Problemas Potenciales– Migración de finos causa bloqueos.– Hinchamiento de Arcillas.

• Altas velocidades de producción pueden causar migración de finos y bloqueos.

• Indicadores de Migración de Finos.– Aguas producidas son turbias.– Arcillas y limos son insolubles en HCl.

Migración de Finos

finos: V

LUTITAS

Arcillas TRES CATEGORIAS

Partículas Discretas Recubren Superficie Bloquean Poros Caolinita de poros, clorita ilita

Inchamiento de Arcillas

Foto SEM de Esmectita

• Depósitos inorgánicos.

• Formado por saturación de sales en el pozo o mezclado de fluidos incompatibles.

• Se forman en las tuberías del pozo, en las perforaciones/formación cerca del pozo

Escamas

Determinando Escamas por el Agua

• Muestra de Agua para Análisis:

– Usar contenedor de plástico o vidrio (no de

metal)

– Minimizar tiempo de contacto con el agua

– Analizar lo más rápido posible

– Realizar análisis de agua API

– Proveer datos correctos de fuente y manejo

Precipitación de Carbonato de Calcio

• Aumentos de presión aumentan el pH

• Aumentos de pH disminuyen la solubilidad

• Aumentos de temperatura normalmente aumentan la

solubilidad (excepción: cuando CO2 está presente)

• Contenido de sales afectan la solubilidad (más de

10% NaCl)

Sulfato de Calcio

Formas: Yeso (CaSO4 . 2H2O)

Anhidro (CaSO4)

Precipitación es causada por:

Caidas de presión

Cambios de temperatura

Aguas incompatibles

Precipitación del Sulfato de Bario

• Mezcla con aguas incompatibles

• Ocurre comúnmente después de

inundaciones de agua

• Disminuciones de temperatura (más

significativo a altas concentraciones de sal)

• Disminuciones de presión

Precipitación de Escamas de Hierro

• Oxidación por contacto con aire

• pH, cambios de temperatura o presión

• Productos de corrosión

• Carbonato de Hierro

• Sulfuro de Hierro

• Oxidos de Hierro

Resumen de Escamas

Tipo

Carbonatos

Sulfatos

Cloruros

Hierro

Sílica

Hidróxidos

Composición

CaCO3

CaSO4 2H2O

BaSO4,SrSO4

NaCl

FeS

Fe2O3

SiO2

Mg or Ca(OH)2

Tratamiento

HCl

EDTA

EDTA

H2O / HCl

HCl + EDTA

HCl+Secuestrante

HF

HCl

Comentarios

Muy común

Común

Difícil de remover

Pozos de gas

CO2/H2S

Bacterias aeróbicas

Muy finos

Parafinas;asfaltenos: mezcla,

aceite y ácidos

ácido

Depósitos Orgánicos

LUTITA

ParafinasCadenas lineales o ramificadas de Hidrocarburos alifáticos saturados: C8H18 to C60H122

Peso molecular moderado

“Cloud Point”

Cristales tipo aguja - partículas granulares

Sólidos blandos a duros, frágiles

Solubilidad limitada en crudos

Soluble en:

Destilados

Aromáticos

Tetracloruro de Carbono

Se quema con una llama limpia

Factores que Controlan la Deposición de Parafinas

• Temperatura• Relación de solvente a soluto• Presión ejercida a la solución• Cantidad de gas en solución• Presencia de agua, arena y compuestos

orgánicos• Acción de resinas y asfaltenos• Rugosidad de la superficie

Depósitos Asfálténicos

• Agregados de condensados de anillos aromáticos policíclicos

• Peso molecular

• 6 a 20 anillos aromáticos

• Gravedad Específica = 1.2

• Sólido negro, pegajoso, duro

• Dispersión coloidal en el crudo

Depósitos Asfalténicos

• Tipos de depósitos Asfalténicos– Depósitos duros tipo carbón– Sludges y emulsiones con interfaces rígidas

Depósitos Asfalténicos sobre CalcitaDepósitos Asfalténicos sobre Calcita

• Solubilidad y Deposición• Solventes de bajo peso molecular• Solventes orgánicos de baja tensión superficial • Contaminación con Hierro• pH• Presión• Adición de crudos parafínicos• Inyección de fluidos helados o aceites calientes• Flujo en medios porosos

Factores que Controlan la Deposición de Asfaltenos

Depósitos Mixtos

• Partículas (finos/escamas) se mojan al aceite y actúan como sitios de nucleación para depósitos orgánicos.

• Reducen la producción.

Bacterias/Limos

• Pozos de Inyección de agua.

• Crecimiento bacteriano en el pozo.

Bloqueo Inducido por Partículas

• Invasión o formación de partículas sólidas en la formación por: – Lodos de perforación

– “Kill Fluids”– Precipitación de sales por contacto con ácidos

• Tratamientos:– Lodos: Agentes dispersantes en el ácido o salmueras energizadas con N2

– “Kill Fluids”: Solvente energizado o ácido con dispersantes (formaciones fisuradas) y surfactantes/solventes mutuales

– Precipitación Acida: Precipitados del Regulad Mud Acid gastado son difíciles de remover. Los óxidos de Hierro pueden ser removidos con

HCl.

Emulsión

• Una dispersión estable de dos líquidos inmiscibles.

• Formadas por invasión de filtrados a la formación o mezcla de filtrados base aceite con salmueras de formación.

• Estabilizadas por finos y surfactantes

Cambios de Mojabilidad

• Superficies mojables al agua.

• Superficies mojables al aceite.

Permeabilidad Relativa: Formaciones mojables en agua y aceite

1 1

Kro Krw

0

0 1Swc 1-Sor

Sw

Mojable agua

Mojable aceite

Kro

Krw

Bloqueo por Agua

• Una reducción en la permeabilidad relativa del aceite o gas debido a un aumento en la saturación de agua en la vecindad del pozo

• Favorecido por arcillas tales como la Ilita

• Tratamientos Þ Reducción de la tensión interfacial usando surfactantes/alcoholes en el ácido

Fuentes de Daño a la Formación

• Perforación• Cementación• Disparos• Completación y “Workover”• Empaque de Grava• Producción• Estimulación• Operaciones de Inyección

Daño Debido a Fluidos de Perforación

1. Sólidos en fluidos de Perforación

• Tamaño de Partícula vs. Tamaño de Poros/Fisuras

• Filtración - 3 pulgadas

• Revoque de lodo imperfecto

• “Overbalance”

2. Filtrado de lodo de perforación

• Sensibilidad de la Formación (pH, salinidad,

• Penetración profunda Capilaridad

• Dispersión de finos

• Residuos de aditivos

3. Lodos base aceite

• Aceites con alto contenido de sólidos

• Invasión/Permeabilidad relativa

Daño a la Formación debido a Cementación(invasión limitada por efectos de tiempo y composición del fluido)

1. Lavadores Químicos y Espaciadores• Destruyen el revoque de lodo• Dispersantes • Invasión del “Filer” pulgadas

2. Lodos de Cementos• pH altos• Precipitación de CaCO3

• Agua libre Bloqueo de agua

3. Forzamientos• Erosión de la formación

Daño a la Formación por Disparos

• Restos

• Zona Compactada (espesor 0.5 pulg., 80% daño)

Ra

dia

l D

ista

nc

e (

mm

)

Daño a la Formación debido a Fluidos de Completación/Workover

1. Sólidos en Suspensión– Residuos poliméricos

2. Control de Pérdida– Sensibilidad de la Formación– Arcillas– Mojabilidad– Escamas

Daño a la Formación por el Empaque de Grava

• Colocación Incompleta de la Grava.

• Contaminación del Empaque

(arena de formación, finos, residuos del pozo).

• Mala selección de la malla (pseudoskin).

Daño a la Formación durante la Producción

• Migración/Bloqueos por finos

• Precipitación Escamas, Parafinas.

• Aumento en el esfuerzo efectivo

• Cambios in-situ de mojabilidad

AltosDrawdowns

Daño a la Formación por Estimulación

• Limpieza/Invasión del Pozo• Mal Control del Hierro• Efectos de los Surfactantes• Emulsiones• Desconsolidación• Precipitación secundaria• Dispersión de Arcillas

Daño a la Formación en las Operaciones de Inyección

(1.) Inyectores de Agua- Sólidos en Suspensión/Escamas/Arcillas

(2.) Inundación con vapor alcalino- Disolución de minerales/Precipitación(escamas, zeolitas, sílica…)

(3.) Inundación con CO2

- Lodos asfalténicos/Escamas- Disolución de Carbonatos

(4.) Inundación con Fluidos Poliméricos- Residuos de gel- Transporte de finos/oclusión