Daño Reyes Aguirre

TEMA IV: Efecto de DañoObjetivo

Determinar la magnitud del efecto de daño sobre la productividad de los pozos y proponer alternativas de solución

TEMA IV: Efecto de Daño Productos de Aprendizaje

• Describir el concepto de daño a la formación

• Discretizar el factor de daño

• Identificar y describir los principales tipos de daño

• Proponer tratamientos de estimulación para cada tipo de daño

TEMA IV: Efecto de DañoFactor de daño

• Definición

Es la alteración, natural o inducida, de las propiedades petrofísicas de la roca de formación que caracterizan el flujo de fluidos a través de la misma

Tema IV: Efecto de Daño

MECANISMOS DEL DAÑO A LA FORMACIÓN

• Reducción de permeabilidad relativa

• Alteración de la mojabilidad de la roca

• Alteración de la viscosidad de los fluidos

• Taponamiento por partículas sólidas


• Perforación

• Cementación

• Terminación y reparación

• Empacamientos de grava

• Producción

• Tratamientos de estimulación

• Recuperación secundaria y/o mejorada

OPERACIONES EN POZOS QUE OCASIONAN DAÑO


APRENDIZAJE COLABORATIVO 1

MECANISMOS DE DAÑO VS. OPERACIONES QUE PRODUCEN DAÑO

TEMA IV: Efecto de Daño Determinación del Daño

• En el laboratorio (permeámetro)

p1 p2q,

dxdp

μ

Akq

dx

• Con registros geofísicos

rw

corta

larga

3.2275rCμφ

klog

m

0Δtpp1.1513s

hm

B μq162.6k

2wt

wf1hr

o

• Con pruebas de variación de presión

• Tarea 11

La tabla siguiente muestra los datos de una prueba de incremento de presión de un pozo con un radio de drene estimado de 2640 pies. Antes del cierre el pozo produjo 4900 bpd por 310 horas. Los datos del yacimiento son:

profundidad = 10476 pies

rw = (4.25/12) pies

Ct = 22.6x10-6 (lb/pg2)-1

qo = 4900 bpd

h = 482 pies

pwf (t=0) = 2761 lb/pg2

o = 0.20 cp

= 0.09

Bo = 1.55

dTR = (6.276/12) pies

tp = 310 horas


t (horas) pw (lb/pg2)0 2761

0.1 30570.21 31530.31 32340.52 32490.63 32560.73 32600.84 32630.94 32661.05 32671.15 32681.36 32711.68 32741.99 32762.51 32803.04 32833.46 32864.08 32895.03 32935.97 32976.07 32977.01 33008.06 3303

9 330510.05 330613.09 331016.02 3313

20 331726.07 332031.03 332234.98 332337.54 3323


t (horas) pw (lb/pg2)0 2761

0.1 30570.21 31530.31 32340.52 32490.63 32560.73 32600.84 32630.94 32661.05 32671.15 32681.36 32711.68 32741.99 32762.51 32803.04 32833.46 32864.08 32895.03 32935.97 32976.07 32977.01 33008.06 3303

9 330510.05 330613.09 331016.02 3313

20 331726.07 332031.03 332234.98 332337.54 3323

(tp+Dt)/Dt

3,101.0 1,477.2 1,001.0

597.2 493.1 425.7 370.0 330.8 296.2 270.6 228.9 185.5 156.8 124.5 103.0

90.6 77.0 62.6 52.9 52.1 45.2 39.5 35.4 31.8 24.7 20.4 16.5 12.9 11.0

9.9 9.3

1 ciclo

40 lb/pg2

m= 40 lb/pg2/ciclo

hr1Δt

md12.8

482400.201.554900162.6

k

hr1ΔtΔtΔttp

296.3

3266

8.63.22754.2510x22.60.200.09

1212.8log

402761-3266

1.1513s 26

2

• Tarea 12, problema 3

La siguiente prueba de incremento de presión fue obtenida en un pozo del Activo Cinco Presidentes. Determinar la permeabilidad de la formación, el factor de daño (total) y una estimación de la presión de fondo estática:

rw = 0.25 pies

Ct = 12.03x10-6 (lb/pg2)-1

qo = 146 bpd

h = 205 pies

pwf (t=0) = 1426.9 lb/pg2

o = 0.85 cp

= 0.10

Bo = 1.29

tp = 53 horas


t (horas) pw (lb/pg2)0.167 1451.50.333 1476

0.5 1498.60.667 1520.10.833 1541.5

1 1561.31.167 1581.91.333 1599.7

1.5 1617.91.667 1635.3

2 1665.72.333 1691.82.667 1715.3

3 1736.33.333 1754.73.667 1770.1

4 1783.54.5 1800.7

5 1812.85.5 1824.4

6 1830.76.5 1837.2

7 1841.17.5 1844.5

8 1846.78.5 1849.6

9 1850.410 1852.711 1853.512 1854

12.667 185414.62 1855

t (horas) pw (lb/pg2)0 1426.9

0.167 1451.50.333 1476

0.5 1498.60.667 1520.10.833 1541.5

1 1561.31.167 1581.91.333 1599.7

1.5 1617.91.667 1635.3

2 1665.72.333 1691.82.667 1715.3

3 1736.33.333 1754.73.667 1770.1

4 1783.54.5 1800.7

5 1812.85.5 1824.4

6 1830.76.5 1837.2

7 1841.17.5 1844.5

8 1846.78.5 1849.6

9 1850.410 1852.711 1853.512 1854

12.667 185414.62 1855


1 ciclo

15 lb/pg2

m= 15 lb/pg2/ciclo

hr1Δt

md8.5

205151.290.85146162.6

k

hr1ΔtΔtΔttp

54

1840

24.23.230.2510x12.030.850.1

8.5log

151426.9-1840

1.1513s 26

(tp+Dt)/Dt

318.4 160.2 107.0

80.5 64.6 54.0 46.4 40.8 36.3 32.8 27.5 23.7 20.9 18.7 16.9 15.5 14.3 12.8 11.6 10.6

9.8 9.2 8.6 8.1 7.6 7.2 6.9 6.3 5.8 5.4 5.2 4.6

1860 pws

TEMA IV: Efecto de Daño Factores de Pseudodaño

Factores y pseudofactores de daño:

pseudocθp

p3p2p1p

dt SShh

)SS(Shh

SS

p1ShS

p2SvS

peDesvS

cθS


Ejemplo:

0.86 8.32 1.18 6.13 S

0.070.070.6 0.6 S

4.7 4.7 0.120.12S

0.0022 0.0007 0.006 0.0002 S

6.1 14.3 3 9.2S

despuesantesdespuesantes

d

cθ

p2

p1

t

FACTOR LACAMANGO 117 LACAMANGO 22

1.00qq

d

1.42qq

d


Factores de pseudodaño

cθ

wDD

wD

w

wwD

D

wD

w

wwD

wD

cθcθ

S 1:1- tabla la de 6.

cosθh'hcosθh

5.

rh

h 4.

hz

3.

rz

z 2.

rh

h 1.

SSS de Cálculo

wr

wzwh

h

wr

wz

wh

h

tabla1-1

tabla1-1

TEMA III: Efecto de DañoFactores de Pseudodaño

Ejercicio:

0.8822501970

hz

3.

19700.1197

rz

z 2.

22500.1225

rh

h 1.

D

wD

w

wwD

wD

13S

10.366S

5.968S 6.

0.252250

)(795)(0.71hcos45h

5.

7950.1

79.5rh

h 4.

2250hDcθ

1000hDcθ

100hDcθ

D

wD

w

wwD

[m] 197z

[m] 225h [m] 79.5h

45θ [m] 0.1r

S de Cálculo

w

w

w

cθ

wr

wz

wh

θ

h

TEMA IV: Efecto de DañoFactores de Pseudodaño

2h/kk1

rr 5.

l/kkh

h 4.

)(rr

lnS 3.

0 de diferente Fase 0θ si lrα)(r

disparos los de Fase0θ si 4

l)(r 2.

α :21- tabla la de 1.

:SSSS de Cálculo

0.5hv

perfpD

p

0.5vh

D

´w

wp1

pwθ´w

p´w

θ

p3p2p1p

perfr

θ

wr

pl

h


p3p2p1p

rc1p3

wp

wwD

21

bpD

1-bD

ap2

2pD1

2pD1

2121

p3p2p1p

SSSS 10.

e cS rl

rr

c y c:41- tabla la de 9.

r h 10S 8.

brbb

arlogaa 7.

b y b ,a ,a :31- tabla la de 6.

:SSSS de Cálculo

wD2

perfr

θ

wr

pl

h

tabla1-2

tabla1-4

tabla1-3


Ejercicio:

10/kk [pg] 0.25r [pg] 0.5h

120θ [pg] 9l [ft] 0.3r

:S de Càlculo

vhperf

pw

p

perfr

wr

pl

h

0.32906

)(2)(0.5/12

1/10112

0.25

h 2

/kk1rr 5.

0.1769100.5

l/kkh

h 4.

0.8180.680.3

ln)(r'

rlnS 3.

0.68129

0.30.648lrα)(r' 2.

0.648α 1.

0.50.5

hvperfpD

0.5

p

0.5vh

D

w

wp1

pwθw

θ


0.030e6.6x10e cS

0.39/120.3

rlr

r

5.320c 6.6x10c 9.

)(0.007))(1.176(10

2.694r h 10S 8.

1.777.329)(1.6136)(0

brbb

1.03

0.0634.329)2.018log(0

arlogaa 7.

1.7770b 1.6136b

0.0634a 2.018a 6.

2.286*5.3203rc1p3

wp

wwD

23-

1

1.8210.8213.229

bpD

1-bD

ap2

2pD1

2pD1

21

21

wD2

1.906S

0.0302.6940.818

SSSS 10.

p

p3p2p1p

perfr

wr

pl

h


Tarea 12, problema 1:

15.8S 6.

0.1100

(10)(1)h

0 cosh 5.

100.55

rh

h 4.

100hDcθ

D

wD

w

wwD

0.810080

hz

3.

800.540

rz

z 2.

1000.550

rh

h 1.

D

wD

w

wwD

wD

[pies] 40z

[pies] 50h [pies] 5h

45θ 0θ [pies] 0.5r

S de Cálculo

w

w

w

cθ

wr

wz

wh

θ

h45o 0.71

0.071

12.1


Tarea 12, problema 2:

5/kk

[pg] 0.25r [ft] 0.5h

120θ [pg] 8l

[ft] 0.328r

:S de Càlculo

vh

perf

p

w

p

perfr

wr

pl

h

0.03

(2)(0.5)

1/5112

0.25

h 2

/kk1rr 5.

1.6778/12

50.5l/kkh

h 4.

0.6760.6450.328

ln)(r'

rlnS 3.

0.645128

0.3280.648lrα(θr' 2.

0.648α 1.

0.50.5

hvperfpD

0.5

p

0.5vh

D

w

wp1

pwθw

θ

)

TEMA IV: Efecto de Daño

Factores de Pseudodaño

0.038e6.6x10e cS

0.330.3288/12

0.328rl

rr

5.320c 6.6x10c 9.

3.479)(0.03))(1.67(10

2.694r h 10S 8.

1.825 1.777.03)(1.6136)(0

brbb

3.1370.0634log(0.03) 2.018

arlogaa 7.

1.7770b 1.6136b

0.0634a 2.018a 6.

0.33*5.3203rc1p3

wp

wwD

23-

1

1.8250.8253.137

bpD

1-bD

ap2

2pD1

2pD1

21

21

wD2

2.562S

0.0383.20.676

SSSS 10.

p

p3p2p1p

perfr

wr

pl

h

a) De la tabla se observa que aunque el pseudodaño real a la formación (Sd) se eliminó casi totalmente, la producción no se incrementó ya que el pseudo daño por convergencia hacia cada disparo (Sp2) es alto y no se modificó con la estimulación; por lo tanto se requiere hacer más disparos para reducir Sp2.

Ejemplo:

Suponiendo ST, Sd, Sp y S+c del ejemplo anterior (pozo Lacamango 22) y sabiendo que h=225 m, hp=80 m, rw=0.35 pg, re=150 m y:

a) ¿qué debe hacerse al pozo para obtener un incremento de producción?

b) ¿cuánto se incrementaría la producción del pozo?


cθpp

dT Sh

hSp

h

hSS

2.0132 0.0780

2250.12-0.0007

80

2250.86ST

6.10S2.01S TTq1.3483q

1.34832.01

0.0089150

ln

6.100.0089

150ln

2.01rr

ln

6.10rr

ln

q

q

w

e

w

e

6.10S

2.01S

T

T

b) Redisparando de 4 a 13 cargas/m (como en el pozo Lacamango 117):


Ejemplo:

0.86 8.32 1.18 6.13 S

0.070.070.6 0.6 S

4.7 4.7 0.120.12S

0.0022 0.0007 0.006 0.0002 S

6.1 14.3 3 9.2S

despuesantesdespuesantes

d

cθ

p2

p1

t

FACTOR LACAMANGO 117 LACAMANGO 22

1.00qq

d

1.42qq

d

TEMA IV: Efecto de DañoIdentificación del daño

Tipos más comunes de daño

• Emulsiones

• Cambio de mojabilidad

• Bloqueo de agua

• Depósitos minerales (incrustaciones)

• Depósitos orgánicos (parafinas y asfaltenos)

• Depósitos mixtos

• Limos y arcillas

TEMA IV: Efecto de Daño Identificación del daño

Daño por emulsiones

• Condiciones favorables

• Invasión de filtrados de perforación y terminación

• Altos gastos de producción o inyección

• Presencia de finos en la formación

• Adición de surfactantes a fluidos de perforación

• Terminación o reparación

• Ácidos en estimulantes

• Tratamiento

• Solventes mutuos y/o desmulsificantes


Daño por cambio de mojabilidad


• Adición de surfactantes a fluidos de perforación, terminación o reparación.

• Tratamiento

• Solventes mutuos y/o surfactantes mojadores de agua.


Daño por bloqueo de agua


• Invasión de filtrados de agua.

• Conificación de agua.

• Interdigitación de agua.

• Presencia de illita y otras arcillas en la formación.

• Tratamiento

• En pozos de aceite, Solventes mutuos y/o surfactantes.

• En pozos de gas, alcohol.


Daño por limos y arcillas


• Invasión de filtrados de base agua.

• Presencia de arcillas en la formación.

• Presencia de arcillas en fluidos de perforación.

• Gastos de producción o inyección de altos.

• Tratamiento

• En calizas o dolomía, ácido clorhídrico y/o nitrógeno.

• En arenas y areniscas, ácido clorhídrico-fluorhídrico.


• Daño por depósitos minerales


• Abatimiento de presión

• Abatimiento de temperatura

• Mezclado de aguas incompatibles

• Para SrSO4: EDTA

• Para FeS: ácido clorhídrico + agentes reductores y agentes secuestrantes

• Para Mg(OH)2: ácido clorhídrico

• Para Ca(OH)2: ácido clorhídrico

• Silicatos: HCl-HF

• Tratamiento

• Para CaCO3: ácido acético ácido clorhídrico

• Para FeCO3: ácido clorhídrico + agentes reductores y agentes secuestrantes

• Para CaSO4: EDTA

• Para BaSO4: EDTA


Daño por Depósitos Orgánicos

• Condiciones Favorables

• Abatimiento de presión.


• Crudos parafínicos o asfáltenos

• Tratamiento

• Solventes aromáticos y/o alcoholes


Daño por Depósitos Mixtos

• Condiciones Favorables

• Abatimiento de presión


• Crudos parafínicos o asfáltenos

• Presencia de finos en la formación

• Aumento de producción de agua

• Tratamiento

• Dispersión de solventes en ácido

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