DIAGNOSTICO DE TRATAMIENTOS PARA

MEJORAR LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS.

DAÑO DE FORMACIÓN

ESTIMULACION DE POZOS
 CONTENIDO.
 Generalidades del Daño de Formación y Estimulación de Pozos.
 Causas de Baja Productividad.
 Tipos de Daño de Formación.
 Diagnostico/Mecanismo/Selección de tratamiento.
 Revisión previa de Condiciones Pozo/Yacimiento (“Check List”).
 Variables a considerar en la aplicación del tratamiento.
 Procedimiento General de Análisis/Diagnostico.
 Referencias.
 QUE ES EL DAÑO DE FORMACIÓN?
Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos
en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la
vecindad del pozo, por la producción de fluidos o por la introducción de
fluidos durante las operaciones de perforación, terminación y/o
rehabilitación del pozo, y que puede ser eliminada mediante tratamiento
químico (ácidos, surfactantes u otros), permitiendo al pozo recuperar la
mayor parte de su capacidad original de producción
 QUE ES EL DAÑO DE FORMACIÓN?
Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de
flujo desde el yacimiento hacía el pozo. Disminuye
significativamente la productividad del pozo y ocasiona una
caída de presión adicional en las cercanías del mismo.

Fracturamiento Rebaleo
Estimulación ácida Pozo
Cambios de desviado
mojabilidad

7,08  K  h  ( Pe - Pwf )
q=
bo  mo  [ Ln(re ) + S ]
rw
Control de agua
Dilución Estimulaciones
Control de Fracturamiento
emulsiones
Pozos horizontales
Inyección de vapor
Fracturamiento
FORMACION VIRGEN
FORMACION DAÑADA
 CAUSAS DE BAJA PRODUCTIVIDAD
Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un
problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona
cercana al pozo o en el pozo mismo. Causas potenciales incluyen:

 Baja permeabilidad natural del yacimiento.

 Baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos.

 Dano a la Formacion.

 Baleos de poca penetracion o tapadas.

 Restricciones a nível de pozo.

SISTEMA TIPICO DE FLUJO
 GENERALIDADES.
El daño de formación es definido como una
reducción en la movilidad efectiva del
hidrocarburo en la región cercana al pozo.

Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:

K   rd 
Sd =  - 1  Ln  
 Kd   rw 
Donde:
Sd = Factor del Daño Real a la Formación.
K = Permeabilidad (md)
Kd = Permeabilidad (damage)
rd = Radio del Daño
rw = Radio del Pozo
 GENERALIDADES.

Daño de formación considerando varios mecanismos:

   
Sdg =   - 1  Gf
 d  

Donde:
Sdg = Factor de daño Generalizado
l = (Ks x Kro)/mo (dañado)
ld = (Ks x Kro)/mo (sin dañado)
Gf = Factor Geométrico (Sistema Geométrico)
Ks x Kro = Permeabilidad relativa al petróleo
mo = Viscosidad del Petróleo
 GENERALIDADES.
Factor de daño considerando el sistema geométrico
TIPOS DE DAÑO DE FORMACIÓN.
 TIPOS DE DAÑO DE FORMACIÓN.

Disminución en el IP
y/o
Aceleración en la Declinación

Sistema Mecánico Calidad del Restricción alrededor del

Ineficiente Yacimiento pozo debido a:

Baja Permeabilidad Alta Viscosidad Daño Pseudo-Daño

Baja Presión
(K) (m)

Interacciones Interacciones Fenómenos Inversión de

Roca-Fluido Fluido-Fluido Interfaciales la Mojabilidad

Migración/Taponamiento
Precipitados Inorgánicos Bloqueo por Emulsiones
por arena

Migración/Taponamiento
Precipitados Orgánicos Bloqueo por Agua
por finos
 “Check List”.
Características del Sistema Roca - Fluido:

 Tipos de Fluidos.
 Humectabilidad.
 Gravedad API.
 Composición del agua (Salinidad, Dureza, etc).
 Análisis PVT.
 Permeabilidad.
 Porosidad.
 Profundidad.
 Saturaciones.
 Presiones.
 Gradiente de Fractura.
 Litología, Mineralogía
 Espesor.
 Temperatura.
 Factor de Daño.
 “Check List” (Cont).
 DATOS DE POZO:
 Tipo de Pozo.
 Intervalos productores/inyectores.
 Profundidad.
 Registros disponibles.
 Configuración Mecánica.
 Integridad del Revestidor y del Cemento.
 Características del cañoneo (Tipo de cañón, técnica, densidad,
penetración, fase y diámetro del agujero).
 COMPORTAMIENTO HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN/INYECCIÓN:
 Caudal.
 Acumulados.
 RGP.
 %AyS.
 HISTORIA DE TRABAJOS EFECTUADOS.
 Fracturamiento.
 Acidificación.
TIPOS DE TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIÓN
 VARIABLES A CONSIDERAR EN LA APLICACIÓN
DEL TRATAMIENTO.
FRACTURAMIENTO:
 Presión de inyección.
 Temperatura del yacimiento.
 Propiedades geomecánicas.
 Longitud y ancho de fractura.
 Etapas del tratamiento (preflujo, fractura, retorno de fluido)
 Tipos y volúmenes de fluidos (agentes apuntalantes y aditivos).
 Equipos.
 Consideraciones económicas.
 Consideraciones ambientales.
 VARIABLES A CONSIDERAR EN LA APLICACIÓN
DEL TRATAMIENTO.
ACIDIFICACIÓN:
 Presión de inyección.
 Tasa de inyección.
 Etapas del tratamiento (preflujos, tratamiento, sobredesplazamiento).
 Temperatura del yacimiento.
 Tipo de fluido y aditivos
 Volúmenes y concentraciones requeridas.
 Métodos de colocación del tratamiento.
 Equipos.
 Consideraciones económicas.
 Consideraciones ambientales.
 PROCEDIMIENTO GENERAL.

Cuantifique, identifique y Determine el tipo optimo

Documente y busque otro Revisar Producción ó
diagnostique tipo de daño de tratamiento y diseñe la
candidato datos de pruebas del Pozo
mediante análisis de registros, estimulación
datos de producción y de
pruebas de presión.

Prepare la propuesta

SI Es la NO Incrementará
productividad la producción
normal? si estimulo? Ejecute la Estimulación

NO SI

Evalúe los resultados

SI Es un NO
problema Es Rentable?
mecánico?

NO SI Documente los resultados

NO Compruebe estado mecánico

SI Es un
del pozo y disponibilidad de
problema de
materiales y equipos
superficie?

Corregir el
problema
 BAJA PERMEABILIDAD (K).

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Análisis de Pruebas de  Geología del Yacimiento.  Fracturamiento

Pozos (Build-Up).  Daño de Formación Hidráulico:
 Análisis convencionales de Corto.
núcleos.
Mediano.
 Correlaciones Núcleo-
Largo.
Perfil.
 Fracturamiento Acido.
 Correlaciones empíricas
(Timur, Purcell, Swanson,  Frack Pack
Thomeer, etc.).
 ALTA VISCOSIDAD (m).

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Crudos viscosos.  Características propias del  Disminución de la

 Gravedad API menor a crudo. viscosidad con:
19º (Crudos Pesados y  Formaciones de Inyección Alternada de
Extrapesados). Emulsiones. Vapor.
 Pozos completados en Inyección de Vapor
Formaciones Someras no asistida por gravedad
consolidadas (Mioceno). (SAGD).
Inyección de Vapor con
solvente asistida por
gravedad (VEPEX).
 BAJA PRESIÓN (PE).

No aplica ningún
tratamiento, solo Proyectos
de Recuperación Adicional
 PSEUDODANO
Se habla de pseudo dano cuando se posee una restriccion al flujo por cualquier
factor que no tenga que ver con reduccion de porosidad o permeabilidad.
PSEUDODANO POR TURBULENCIA DE FLUJO

El flujo turbulento ocorre cuando el gradiente de velocidad aumenta, esto

genera que las partículas adquieran una energia de rotacion y cambien su
trayectoria generando que la viscosidad pierda su efecto.
Generando en las regiones mas cercanas al pozo es donde existe flujo
turbulento.
 Una de las razones es que existe una caída de presion adicional generada
por el cambio de diametro.
 La segunda razon es que el caudal con el que se pone a producir al pozo es
alto.
Este tipo de pseudodano puede incluso llegar a generar problemas mecanicos
en la formacion que adicionados al dano que há posee afectan ala
produccion del pozo.
DAÑO GENERADO POR EL BALEO
El objetivo del dano es estabelecer una comunicacion entre el pozo y el
reservorio. Para esto se utilizan cargas detonadas a presiones y velocidades
extremadamente altas que al entrar en contacto con la formacion provocan
un dano debido a los escombros generados. En este caso de no ser
removidos quedan en los tuneles por donde se transporta el fluido y generan
una obstruccion a la produccion.
PSEUDODAÑO POR DESVIACION DEL POZO
Este tipo de pseudodano esta relacionado con el angulo de inclinacion que
tiene el pozo, esta inclinacion genera un dano de valor negativo y favorable
al flujo. Conforme el angulo de inclinacion sea mayor, se genera una espécie
de choque cuando el fluido se transporta desde la formacion al pozo.
PSEUDODAÑO POR PENETRACION PARCIAL
La penetracion parcial se origina cuando una vez que se genera el baleo no
se logra abrir toda la capa productiva. Esto genera flujo turbulento debido a
que todo el fluido converge hacia la zona baleada y genera una caída de
presion adicional que varia en funcion de la permeabilidad vertical que
tenga la formacion.
OBTENCION DEL DAÑO DE FORMACION
Se utiliza las pruebas de restauracion de presion o Build Up que se realizaron
en los. Estas pruebas consiten en cerrar un pozo temporalmente con el fin de
que la presion del reservorio se restaure. Durante este proceso se registran los
datos de presion y luego esta informacion es procesada por un software
para poder realizar la interpretacion correspondiente y obtener los datos de
interes. Este analisis nos permite obtener parâmetros como permeabilidad
efectiva, limites del yacimiento, presion estatica, presencia de fallas y dano
a la formacion.
DAÑO EN LA FORMACION
 PSEUDO - DAÑO.
Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Altos valores del Factor  Bajo aporte de fluidos al  Cañoneo y Recañoneo.

de Daño (S >> 10) de las pozo por disminución del  Profundizar el pozo en el
Pruebas de Pozos. área de flujo (Flujo caso de penetración
 Análisis Nodal. Turbulento). parcial.
 Simulación Numérica de
Yacimientos
DAÑO ASOCIADO A LA PRODUCCION.
 MIGRACIÓN Y TAPONAMIENTO POR ARENA.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Abrasión severa en los  Desprendimiento por  Control de la tasa de
equipos de subsuelo y carencia total o parcial producción (Tasa
superficie (Niples, del material cementante. optima).
Mangas, Botellas,  Desprendimiento por  Empaque con grava a
Reductores, Líneas de fuerzas hidrodinámicas Hueco Abierto (OHGP).
Flujo y Separadores). (Altas viscosidades del  Empaque con grava a
 Muestras tomadas con crudo y altas velocidades Hueco Entubado.
guaya durante de arrastre).
verificaciones de fondo.  Uso en general de Rejillas
Ranuradas.
 Taponamiento de
intervalos cañoneados
y/o del reductor.
 Caracterización de
tamaño de grano
mediante análisis de
núcleos.
 Pozos completados en
Formaciones Someras no
consolidadas (Mioceno).
 MIGRACIÓN Y TAPONAMIENTO POR FINOS.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Muestras localizadas en  Desprendimiento por  Control de la tasa de
el pozo (Fondo del hoyo, incompatibilidad entre producción (Tasa
Niples, Mangas, Botellas) los fluidos invasores optima).
y en los equipos de (Perforación,  Estabilizadores para
superficie (Reductores, Cementación, arcillas o finos:
Separadores). Completación, RARC e
Inyección entre otros) y Tratamientos cáusticos
 Alto porcentaje de (Hidróxido de Potasio).
sedimentos en las las arcillas migrables de la
formación (Caolinita e Tratamientos ácidos (HF,
muestras de los pozos. mud-acid).
Ilita).
 Pozos completados en el Inhibidores para evitar
Eoceno.  Desprendimiento por
fuerzas hidrodinámicas. hinchamiento de la
 Formaciones con tamaño Esmectita (Polimeros).
promedio de grano entre  Transporte a través del Otros Aditivos (Inhibidores
2 y 40 micrones. medio poroso, de corrosión,
taponando el cuello de Estabilizadores de hierro)
 Caracterización de los poros.
arcillas mediante análisis
de núcleos, muestras de  Hinchamiento de las
canal y registros GR arcillas (Montmorillonita)
espectral. por reacción con los
fluidos invasores.
DANO POR INVASION DE SOLIDOS
 PRECIPITADOS INORGÁNICOS.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Muestras localizadas en  Natural:  Acido Clorhídrico
el pozo (Fondo del Salida del gas en solución por (Carbonatos/Areniscas).
efecto de la caída de presión,
agujero, Niples, Mangas, que al contacto con el agua y  Acido Fluorhídrico
Botellas). el CO2 reacciona produciendo (Areniscas).
la precipitación de Carbonato
 Precipitación de de Calcio (CaCO3).  Mud - Acid (Areniscas).
escamas en los equipos
 Inducido:  Acido Acético.
de superficie.
Incompatibilidad entre los
 Taponamiento del fluidos utilizados durante las  Acido Fórmico (Altas
reductor. actividades de Perforación, Temperaturas).
Cementación, Completación,
 Taponamiento de RARC e Inyección (agua, vapor)  Acido Fórmico-
intervalos cañoneados. y los fluidos de la formación. Clorhídrico (Altas
 Taponamiento por precipitación Temperaturas).
 Análisis físico - químico de agentes incrustantes:
del agua de formación  Carbonato y Sulfato de calcio.
 Acido Sulfámico y
(Indice de Stiff).  Sulfato de bario. Cloroacético (Bajas
 Carbonato y Sulfuro de hierro. Temperaturas).
 Oxido férrico.  Acidos Alcohólicos
 Sulfato de Estroncio. (Yacimientos de Gas).
 PRECIPITADOS ORGÁNICOS.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Muestras localizadas en  Natural:  Indispensable pruebas de
el pozo (Fondo del Composición del crudo. compatibilidad con el
agujero, Niples, Mangas, Caídas de Temperatura fluido de formación.
Botellas). en el yacimiento y/o  Asfaltenos: solventes
 Obstrucción en la línea pozo (Precipitación de aromáticos (Xileno)
de flujo y/o en el pozo. Parafinas)  Parafinas: solventes
 Muestras tomadas con Caídas de Presión en el parafínicos (Tolueno);
guaya durante yacimiento y/o pozo agua caliente con
verificaciones de fondo. (Precipitación de aditivos químicos como
Asfaltenos). detergentes de parafina,
 Aumentos anormales en
la Relación Gas - Petróleo  Inducido: dispersantes o
(RGP) Tratamientos inhibidores.

 Análisis físico - químico inadecuados por el uso

del Hidrocarburo de fluidos incompatibles
con los fluidos de
formación (ocasionan
cambios en el PH y en la
tensión interfacial).
 BLOQUEO POR EMULSIONES.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Inestabilidad en el corte  Aumento de la tensión  Uso de desemulsificantes.
de agua y sedimentos interfacial como  Uso de agentes
(alto). consecuencia del uso de antiespumantes como
 Disminución e surfactantes en los fluidos sales de Aluminio de
inestabilidad en los utilizados durante las ácidos grasos o alcoholes
valores de gravedad API. actividades de grasos (evitando
Perforación, espumas estables por
 Análisis de Laboratorio de Cementación,
las muestras de crudo acción del gas de
Completación, RARC e formación).
 Frecuente en pozos Inyección.
perforados con lodos de  Uso de solventes mutuos.
 Dispersión del agua en
emulsión inversa. petróleo o del petróleo
en agua por agitación
durante las operaciones
de producción.
 Características propias
del crudo.
DANO POR BLOQUEO DE EMULSIONES
 BLOQUEO POR AGUA.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Incremento repentino del  Reducción en la  Uso de surfactantes.
corte de agua. permeabilidad efectiva  Uso de ácidos
 Ausencia total de al petróleo, por el alcohólicos (Pozos de
producción. incremento de la Gas).
saturación de agua en el
medio poroso en las  Dejar a producción el
cercanías del pozo. pozo, hasta que el agua
sea producida.
 BLOQUEO POR AGUA.

DANO POR INVACION DE FLUIDOS DANO POR BLOQUEO DE AGUA

 INVERSIÓN DE LA MOJABILIDAD.

Diagnóstico Mecanismo Tratamiento

 Pozos con alto corte de  Reducción de la  Uso de geles.

agua. permeabilidad efectiva  Agentes Surfactantes.
 Frecuente en pozos al petróleo por cambio
perforados con lodos de de la humectabilidad de
emulsión inversa la formación.
 INVERSIÓN DE LA MOJABILIDAD.
La mojabilidad es un término descriptivo usado para indicar si una superficie
rocosa tiene la capacidad de ser revestido por una película de petróleo o
agua. Los surfactantes pueden absorber en la interfase entre el líquido y la
roca; y puede cambiar la carga eléctrica de la roca, alterando la
mojabilidad.
En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:
 Mojantes: Son aquellos que tienen mayor tendencia a adherirse en la
roca, por lo general es el agua debido a que la mayoría de rocas
reservorio son preferencialmente mojadas por agua.
 No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen
parcialmente.
 REFERENCIAS.
 Daño a la Formación. Centro Internacional de
Educación y Desarrollo - CIED.

 Prevención del Daño de Formación. Centro

Internacional de Educación y Desarrollo -
CIED.

 Advances in Formation Damage Assesment

and Control Strategies. Centro Internacional
de Educación y Desarrollo - CIED.

 Curso Gerencial 1999. Centro Internacional de

Educación y Desarrollo - CIED.
MUCHAS GRACIAS