Daño a la formación

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Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de pérdidas de circulación. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, haría que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del daño en las inmediaciones del pozo.

Invasión de fluidos de perforación

Normalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la pérdida de inyección puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasión de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible químicamente con el filtrado de la inyección.

Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad. En particular, la reducción de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actúan como pequeñas partículas sólidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicación de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaño de las partículas.

Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitación en el interior de los poros.
Cuando la circulación durante la perforación se hace a caudales más o menos elevados, el filtrado que invade la formación está a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitación de asfáltenos y parafinas.

-DAÑO DE CEMENTACIÓN
El principal objetivo de la cementación es lograr un perfecto aislamiento del anular del casing
El cemento no tiene las correctas propiedades de pérdida de fluidos, la formación queda poco protegida a la invasión de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de trabajo durante la cementación, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforación y más aún en cementaciones con flujos turbulentos.
Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partículas del revoque.

Lechada de cemento
El tamaño desordenado de los granos de conforman al cemento, junto con el uso de agentes de deshidratación muy eficaces, resultan en una limitada filtración de sólidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento,
El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta a los minerales arcillosos de la formación

Compresión del cemento
La etapa de compresión del cemento produce daños severos en arenas no consolidadas

-DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
Daños por punzado

Éste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%

-Compactación de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente reducción en la permeabilidad local.
– La sobrepresión introduce restos de formación y da las carcazas en la formación, además introduce fluidos con sólidos en la formación.
– Penetración insuficiente, está afectada por la resistencia de la roca, y puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-pass (wormholes).
– Inadecuada selección de la geometría. Se prefiere baja penetración pero con gran diámetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeños diámetros y gran profundidad en formaciones duras.
– Inadecuada elección de la presión diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable.

Daños por fluidos de terminación
– Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos, bacterias y/o residuos de polímeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formación.
– Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsión block) y precipitación de incrustaciones.

Es necesario utilizar fluidos de terminación limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas.
Los fluidos de terminación normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosión.
Estos últimos pueden provocar un bloqueo por emulsión (emulsión block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar la Fe+++.

Daños en Gravel Packs
– Punzados y espacios entre casing y tubing sin arena.
– Gravel pack contaminado por partículas de la formación y por geles sin romper.
– Grasas, pinturas y residuos de polímeros entre la formación y el gravel pack.
– Inadecuada selección del tamaño de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formación durante la producción.

Daños durante la producción
Algunos reservorios no pueden ser puestos en producción a altos caudales de flujo o elevados caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenómenos adversos. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles están siendo extraídos en forma simultánea. Dependiendo del tamaño de las partículas, estas pueden bloquear el poro a través de su interconexión con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en producción hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenómeno es mucho más complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones del pozo.

El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presión de flujo por debajo del punto de rocío en el fondo del pozo, ocurriendo una destilación in-situ de las fracciones livianas producidas,

Daño durante la limpieza del pozo
Altas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la formación.

Daño durante el tratamiento ácido
– Materiales del tubing que son arrastrados hacia la formación, hay que tener en cuenta que los ácidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la cañería del tubing y el casing, disminuyendo el espesor de los mismos, pudiendo llegar a dañarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las cañerías hacia la formación.
– Los surfactantes utilizados para dispersar sólidos durante la acidificación e inhibir la corrosión de las cañerías del casing y el tubing por acción del ácido crean dentro del sistema poral bloques de emulsión (emulsión blocks).
– Bloqueo por agua (water block).
-Precipitación de productos secundarios de la reacción ácida con minerales de la formación. Los productos secundarios que podrían formarse, pueden ser analizados y predichos mediante modelos geoquímicas que dependen por un lado de la composición de la roca de la formación y de la composición del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinámicas
– Algunos aditivos utilizados para prevenir la corrosión del hierro del sistema de producción pueden formar precipitados,
– La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes inhibidores de corrosión,

Tratamientos de control de agua
La fracción de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyección de poliacrilamidas. La mayoría de las veces, sin embargo, la inyección de las mismas lleva a una caída en la producción de gas y petróleo simultáneamente con la del agua.

Fuente:
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont

Angel Da Silva
Fundador de la Comunidad Petrolera. Asesor petrolero, instructor de programas de formación, emprendedor, apasionado por la tecnología, ingeniero de petróleo, MBA y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios.