YACIMIENTOS DE GAS DE BAJA PERMEABILIDAD UPDS

UNIDAD 04
DAÑO A LA FORMACION

4.1 ANÁLISIS DEL RESERVORIO

Cuando la roca reservorio ha sido dañada por causas artificiales se dice que existe un daño
en la formación, o dicho de otro modo, que el pozo está dañado.
Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (K) y porosidad (φ) en
las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada, que en la bibliografía se la conoce
como piel (“SKIN”), que puede tener unos pocos milímetros hasta varios centímetros de
profundidad.
El daño de formación (skin) es una variable adimensional y compuesta. En general
cualquier fenómeno que cause distorsión de las líneas de flujo de su patrón perfectamente
normal al pozo, o una restricción física al flujo (que puede verse como una distorsión a
escala de garganta de poro), resultará en un valor positivo de daño.
El factor “Skin” es positivo en los siguientes casos:
En un pozo de gas cuando la RLG >100Bl/MMPC.
En un pozo de petróleo cuando la RGP >1000 PCN/Bl.
Si hay producción de tres fases.
Cuando Pr - Pwf > 1000 psi.
Cuando hay altas tasas de flujo Q/h > 20 BPD/ft
Cuando se cañonea con un rango menor de 4 TPP.
Pr > Pb y Pwf < Pb (separación de gas en la parte aledaña del pozo).

4.1.1 Análisis Cuantitativo Del Daño De Formación

El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por “S” que se denomina
severidad. Este daño puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser mu y grandes.
Se define como radio equivalente:

De esta forma, con el radio equivalente se calcula el índice de productividad IP:

Dónde:
K: Permeabilidad
h: Espesor de la capa o nivel
αr: Coeficiente de unidades
Bo: Factor volumétrico del petróleo
μ: Viscosidad absoluta
re: Radio de drenaje
r’w: Radio equivalente del pozo

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rw: Radio del pozo perforado

Q: Caudal de producción
Pe: Presión estática de la formación
Pwf: Presión dinámica de la formación
S: Daño total de la formación

Se sabe que el daño afecta solo a una zona en las inmediaciones del pozo, que no está
muy bien definida, en la cual la permeabilidad se va afectada. Esta zona se la denomina
piel (skin) y tiene un radio medido desde el centro del pozo que puede ser estimado
mediante perfiles como el microlaterolog o el perfil de proximidad.
El daño de la formación se determina mediante ensayos, pero de no tener los datos
precisos puede ser estimado mediante la relación de permeabilidades y radios del skin
y la formación.

Dónde:
K: Permeabilidad media de la formación productiva.
Kskin: Permeabilidad media de la zona afectada por el daño (skin).
rskin: Radio desde el centro del pozo al borde externo del skin.
rw: Radio del pozo.
De aquí se puede observar que:
a) Si Kskin < K, S > 0, el pozo tiene daño.
b) Si Kskin = K, S = 0, el pozo no tiene daño.
c) Si Kskin > K, S < 0, el pozo fue estimulado.

A continuación, la siguiente tabla muestra los valores de daño que se producen en un

pozo:

4.1.2 Pseudodaño
Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muy común, hay otras
contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskin (Pseudodaño) y deben ser
extraídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación.

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Hay 2 contribuciones:
1. Está relacionado al daño de formación, que actúa directamente en el sistema poroso,
disminuyendo la porosidad y permeabilidad en la zona del skin.
2. Está relacionada con un daño superficial en la cara de la formación (sandface) y tiene
que ver con el desgaste mecánico producido por el trépano por frotamiento y el desgaste
mecánico producido por el flujo durante la perforación.

El skin de origen mecánico es comúnmente llamado pseudodaño, mientras que el daño

de formación es el único realmente originado dentro de la formación, y no tiene efecto ni
relación con el skin de origen mecánico.
El Skin total, debido al daño verdadero y pseudodaños se lo puede diferenciar mediante
la siguiente ecuación:

Dónde:
S = Skin total
Sd = Skin debido a la alteración de permeabilidad en el área cercana al pozo
Spp = Skin debido a completación parcial
Sperf = Skin debido al cañoneo
Sturb = Skin debido a la turbulencia de flujo
Ssw = Skin debido a la inclinación del pozo
Sgp = Skin debido al empaque de grava.

4.1.3 Pseudodaños y Configuración Del Pozo

Los pseudodaños remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos
directamente al pozo. No todos estos tienen que ver con el daño verdadero, pueden tener
origen mecánico o físico.
Siempre se encuentran pseudoskins negativos en pozos desviados, el alejamiento
negativo es función del ángulo de desviación del pozo y de la dureza de la roca reservorio.

4.1.4 Pseudodaños y Condiciones de Producción

Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir a caídas de
presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede
originarse flujo turbulento en la formación, al igual que durante la perforación. El
correspondiente pseudodaño positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un
mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudodaño no existe, puesto que no hay
desgaste mecánico en el sandface producido por la rata de flujo. La inevitable variación
del diámetro del pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo
de laminar a turbulento y crear un pseudodaño que se suma al daño real de la formación.
Si se perfora a altas velocidades de penetración puede causar que la presión en las
inmediaciones del pozo caiga por debajo del punto de burbuja de los hidrocarburos, y
puede así crearse un pseudodaño positivo como consecuencia del bloqueo producido
por el gas, de la misma manera, si se produce gas condensado por debajo del punto de
rocío, resultan líquidos emergiendo alrededor de las inmediaciones del pozo y alterando
el flujo, ambos fenómenos son efectos de la permeabilidad relativa, pero nunca se
manifiestan por sí mismos como pseudodaños positivos.

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4.2 ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN

4.2.1 Daño por Perforación

Los fluidos de perforación constan de una fase sólida y una liquida, los daños que causa
en los reservorios son ocasionados por el filtrado de la fase sólida o por invasión de
sólidos en el medio poroso.

a) Invasión de los Sólidos del Lodo

La invasión de los sólidos del lodo disminuye la productividad en dos formas principales:
 Taponamiento de las gargantas de los poros por formación de revoques internos.
 Incremento de la presión capilar al reducir el radio de los poros.
Los tamaños típicos de los sólidos cortados de la formación se muestran en la siguiente
tabla:

b) Invasión del Filtrado de Lodo

La filtración es la cantidad de fluido que ingresa a la formación, debido a que el revoque
formado en las paredes del pozo no tiene una buena consistencia.
Invasión de la fase líquida de un fluido de perforación hacia el medio poroso ocurre en
tres etapas:
1. Debajo de la mecha de perforación.
2. Filtración dinámica: se produce durante la circulación del fluido de perforación.

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3. Filtración estática: se produce cuando el fluido de perforación no circula.

Los factores que controlan las propiedades filtrantes de un fluido de perforación son:
 Las propiedades físicas y químicas del fluido.
 El sobre balance de presión aplicado.
 La velocidad anular.
 La tasa de penetración.
 El diámetro del hoyo.
 El tiempo de circulación y el que el fluido permanece estático.
 Las propiedades de la roca: porosidad, permeabilidad, fracturas naturales.
Es importante que los fluidos de perforación tengan el mínimo filtrado posible, para
minimizar la invasión a la formación. Debe entenderse que la filtración depende en gran
manera de la capacidad del fluido de formar un revoque impermeable contra la cara del
medio poroso, para controlar el filtrado.

4.2.2 Daño por Cementación

Debido a la composición química de las lechadas de cemento y a las presiones de
inyección de las mismas se pueden producir serios daños a las formaciones productoras
intervenidas, ya que estas por ser porosas y permeables permiten la filtración de ciertos
productos químicos de la lechada que pueden influir en la composición química de las
aguas de formación provocando precipitaciones que van taponando los poros
intercomunicados hacia el interior de la formación, reduciendo la permeabilidad de la
roca.
Este tipo de daños de formación debido a que las lechadas usualmente contienen
hidróxido de calcio se los podría remover utilizando ácido acético o con ácido clorhídrico.
4.2.3 Daño por Cañoneo o Punzado
Debido a que ciertas formaciones productoras son porosas, permeables y además no
consolidadas, en la operación de cañoneo se pueden producir serios daños en la
formación, debido a que si se realizan los disparos cuando la presión hidrostática es
mayor que la presión del yacimiento (Overbalance), se puede reducir la permeabilidad
de la roca ya que se produce un taponamiento de los poros con finos de formación
triturados, residuos del cañoneo y contaminantes del fluido del punzado, ya que la alta
presión hidrostática hace ingresar todos los residuos resultantes de la operación hacia
el interior de la formación.

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El daño por cañoneo usualmente se elimina con ácido fluorhídrico en formaciones de

areniscas, o con ácido clorhídrico en formaciones de carbonatos o en combinación con
ácido acético y ácido fórmico.

4.2.4 Daños por Fluidos de Completación

Las causas más comunes de daño ocasionado durante la completación de un pozo son las
siguientes:
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, bloqueo por emulsiones
y precipitación de incrustaciones.
Es necesario utilizar fluidos de terminación limpios y filtrados, empleando el uso de
bactericidas. Los fluidos deben ser mantenidos en tanques limpios lejos de la
contaminación a la que está expuesto en las zonas cercanas al pozo. También debe
controlarse el uso de grasas y lubricantes.

4.2.5 Daño en Pozos Inyectores

La mayoría de los problemas anteriormente citados pueden ocurrir en inyectores de agua.
Invasión de sólidos suspendidos y subsecuente taponamiento.
Perturbación in-situ de las arcillas
Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la
presencia de CO2 o SH2 en la formación.
Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro,
productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada.
Taponamiento por bacterias.

4.2.6 Daño durante la Producción

Algunos reservorios no pueden ser puestos en producción a altos caudales de flujo o
elevadas caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por
fenómenos adversos. El daño de formación en estos casos es permanente y no puede ser
reducido simplemente reduciendo el caudal o el drawndown de producción.
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.
4.3 CAUSAS DEL DAÑO DE FORMACIÓN
El daño de formación es causado por muchos factores que pueden ocurrir desde el
momento en que la formación es perforada o en algún tiempo durante la vida del pozo.
Las causas principales para el daño de formación son:
1. Hinchamiento de arcillas.
2. Invasión de sólidos.
3. Bloqueos por emulsión.

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4. Cambios de mojabilidad.
5. Bloqueos por agua.
6. Depósitos orgánicos.
7. Depósitos inorgánicos.
8. Depósitos mixtos
La siguiente tabla nos muestra las causas más comunes de daños de formación
asociados con varias condiciones de pozo.

1. Hinchamiento De Arcillas
Prácticamente todas las formaciones de areniscas poseen algo de arcilla. Una arena que
contenga de 1 a 5 % de arcilla es usualmente llamada “arena limpia”, y la que contiene
hasta 15% de arcilla es “arena sucia”. La admisión de agua dulce o de filtrados de
inyección (del fluido de perforación o de terminación) a una arena arcillosa
frecuentemente da por resultado una sustancial reducción de la permeabilidad al petróleo
cuando las arcillas son del tipo de reticulado expandible. La arcilla de reticulado
expandible que se encuentra frecuentemente en las formaciones petrolíferas es la
montmorillonita.
Una vez que la que la arcilla se ha hinchado al contactar el agua dulce, las soluciones
fuertes de sal son capaces de reducir las partículas y de restaurar parcialmente la
permeabilidad al petróleo, inclusive si esta reducción es completa, la permeabilidad al
petróleo nunca será restaurada a su valor original.
Desestabilización de la arcilla:
Caída de Presión (Drawdown) excesivo en la formación.
Altas ratas de flujo a través de la formación.
2. Invasión de Sólidos
Está establecido que las partículas de lodo pueden invadir la formación y causar daños,
bloqueando los canales de flujo, sin embargo las partículas de lodo solo puede penetrar
en la formación durante el spurt loss (cuando la formación está expuesta por primera
vez a la broca), antes de que sea establecido el revoque. Una vez que el revoque está
totalmente formado, se filtra los sólidos más finos debido a su estructura y a su baja
permeabilidad.

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La invasión de sólidos de los fluidos de perforación está favorecida por:

Poros de gran tamaño en la roca reservorio.
Presencia de fisuras y fracturas naturales.
Partículas de pequeño diámetro entre los componentes del lodo de perforación.
Baja velocidad de perforación, como consecuencia destrucción de revoque
(mudcake) permitiendo el contacto entre el lodo y la formación, efecto que se ve
incrementado por el extenso tiempo de contacto debido a la baja velocidad de penetración.
Baja velocidad de circulación.
Alta velocidad de circulación, se erosiona el revoque y se pone en contacto el lodo
con la formación.
Alta presión de fondo, como consecuencia de una alta densidad del lodo de
perforación, favoreciendo el ingreso de lodo desde el pozo a la formación.
3. Bloqueos Por Emulsión
Una emulsión es una dispersión de finas gotitas de un líquido en el seno de otro. La mezcla
de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las
emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las
emulsiones de agua y petróleo.
Tipos de emulsiones:
Agua en petróleo.
Petróleo en agua.
En la emulsión Agua - Petróleo, el petróleo es la fase continua o externa, donde las
pequeñas gotas de agua se encuentran dispersas en el petróleo.
En la emulsión Petróleo- Agua, tiene al agua como la fase externa y las gotas de petróleo
están distribuidas en el agua.

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4. Cambios de Mojabilidad
La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al
petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos
en la superficie de la pared poral.
El daño puede ser remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la
fase de hidrocarburos que está mojando a la roca, la solución es agregar un tensioactivo
fuerte, que aumente la mojabilidad del agua en la roca con el consecuente riesgo de
provocar un bloqueo por emulsión.
Esta condición afecta adversamente a la permeabilidad relativa al petróleo. Causas:
Surfactantes en los fluidos de perforación/ completación/workover.
Surfactantes en los fluidos de estimulación.
5. Bloqueo de Agua
El bloqueo de agua es uno de los mecanismos más comunes de daño para las formaciones
con baja porosidad y baja permeabilidad, el cual es causada por la invasión del filtrado
del fluido de perforación durante las operaciones de perforación.
Originalmente, el agua siempre adsorbe la superficie de rocas húmedas u ocupa la
esquina de micro-poros, mientras que el aceite y el gas están en las zonas medias y
proporcionan el paso de flujo.

El bloqueo del agua se produce debido al efecto capilar de los micro-poros de este tipo
de formaciones cuando el filtrado de fluidos de perforación invade la formación, como se
muestra en la figura. Este fenómeno se ha observado como un problema particularmente
grave en los reservorios con ultra baja permeabilidad o donde la saturación original de
agua inferior a la saturación de agua irreducible formado por la invasión de fluidos.
Varios estudios han demostrado que el daño inducido por el bloqueo del agua puede
disminuir la permeabilidad efectiva del petróleo entre un 10% a 90%. Para aliviar el efecto
de bloqueo del agua, la pérdida de filtración de fluidos de perforación debe ser controlada
tan bajo como sea posible.
Mientras tanto, la adición de algunos tensioactivos o alcoholes en los fluidos de
perforación es muy útil para minimizar la tensión interfacial (agua/petróleo), y luego
reducir la resistencia de los capilares y prevenir el daño inducido por el bloqueo de agua.
6. Depósitos Orgánicos
Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente
asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de
la formación.
Asfaltenos
Los asfaltenos son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular con un
rango de 1000 a 50000 kg/kgmol, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos

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crudos. Se definen como fracciones que se encuentran en el crudo, solubles en solventes

aromáticos como el benceno, tolueno y xileno, pero insoluble en n-alcanos de cadena
corta (bajo peso molecular) como por ejemplo el n-pentano, y pueden ser derivados del
petróleo y/o carbón.
Los asfaltenos son partículas sólidas semicristalinas de color café o negro que contienen
anillos condensados de hidrocarburos aromáticos. Los asfaltenos no son una especie
química sino una familia de compuestos que presentan sólo un comportamiento global
característico.

Bajo el término “asfaltenos” se agrupa a los componentes que quedan como fracción
insoluble luego de tratar una mezcla en determinadas condiciones (solventes,
temperaturas, etc).
La composición de esta fracción insoluble varía de petróleo en petróleo y la característica
común, que los hace importantes en el estudio de los yacimientos y en la producción de
petróleo, es que suelen originar precipitados (sólidos) al agruparse por sufrir alteración
en su ambiente, dañando el medio poroso o bloqueando las tuberías de producción,
evitando así el flujo de hidrocarburos en pozos petroleros.
La cantidad de asfaltenos en el petróleo varía dependiendo de la fuente, profundidad,
gravedad API del crudo y contenido de azufre.
 Parafinas
Las parafinas son hidrocarburos de alto peso molecular que se acumulan en el tubing de
un pozo de petróleo, líneas de flujo de superficie, y otros equipos de producción y
almacenamiento.
Las parafinas están hechas simplemente de compuestos de clase orgánica. Ellos son
compuestos enteramente de una cadena larga de hidrocarburos que contiene solo átomos
de carbón e hidrogeno.
El significado que la cadena de carbono no contiene un doble o triple enlace en el
esqueleto del carbono, es que cada átomo de carbono es fijado a dos o tres átomos de
hidrogeno. Todos los miembros de la clase parafínica son químicos orgánicos de
hidrocarburos saturados, comparten iguales propiedades químicas y algunas propiedades
físicas fundamentales como la constante dieléctrica, índice de refractividad, y
relativamente bajas fuerzas intermoleculares.
7. Depósitos Inorgánicos
Puede haber precipitación de sólidos inorgánicos cuando la salmuera utilizada y las aguas
de la formación son incompatibles, y se producen cambios en las condiciones de presión
y temperatura durante la producción de petróleo o gas con agua de alto contenido de sales.

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Los sólidos inorgánicos reciben el nombre de escamas (escala), y se depositan cuando se

alteran el equilibrio químico y termodinámico, haciendo que las aguas o sus mezclas
alcancen el punto de saturación de sus sales disueltas.
Los problemas de depositación de escalas durante el desarrollo de un pozo (perforación,
completación, producción y workover), y durante la inyección de fluidos se deben
principalmente a la mezcla de fluidos incompatibles, mientras que la depositación que
ocurre durante la producción del pozo se debe a cambios en la presión y temperatura.
Se han identificado varios tipos de incrustaciones inorgánicas:
Carbonato de calcio.
Sulfato de calcio.
Sulfato de bario.

La precipitación puede ser natural o inducida:

La natural está asociada con la producción, cuando los gases disueltos salen de
solución a medida que va declinando la presión del yacimiento, cuando el agua de
formación entra en la zona de altas caídas de presión en las cercanías del pozo, el CO2
escapa de la solución favoreciendo la precipitación de carbonato de calcio.
La precipitación inducida puede ocurrir en diversas operaciones debido a la mezcla
de fluidos incompatibles. Por ejemplo, cuando los iones externos de calcio se introducen
en la formación durante la perforación, cementación, completación, workover.
8. Depósitos Mixtos
Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que
pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas.
Cuando los depósitos migran, asociados con un incremento en la producción de agua,
actuando como un núcleo de deposición de compuestos orgánicos provenientes de los
hidrocarburos en flujo.
El único remedio para este problema es la utilización de un solvente dual, que contenga
un agente de dispersión orgánico (polímero aromático) y un agente de dispersión
inorgánico (ácido).

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