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.

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1 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.

2 Disminución en el IP y/o Aceleración en la declinación Sistema Mecánico ineficiente Calidad del yac. Baja permeabilidad Baja Presión Alta viscosidad Restricciones alrededor del pozo debido a : Daño Interacción Roca-Fluido Migración/ Taponamiento por finos Migración/ Taponamiento por arena Fenómenos interfaciales Bloqueo por agua Bloqueo por emulsión Interacción Fluido-Fluido Precipitados inorgánicos Precipitados orgánicos Inversión de la mojabilidad Pseudo - daño

3 Causan un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo. Causado por incompatibilidad de fluidos, producción de agua o cambios rápidos en temperatura o presión

4 Partículas ya presentes en el crudo y se precipitarán bajo cambios rápidos de temperatura o presión. Asfáltenos.ParafinasCeras Invasión de agua Obstruye el paso de los hidrocarburos Aumenta la saturación «local» de agua. Disminuye la permeabilidad relativa «local» al hidrocarburo

5 Una emulsión de alta viscosidad Ocupa el espacio poroso Provocando: Obstrucción del hidrocarburo Se altera la mojabilidad por la acción de: Surfactantes en los fluidos de perforación. Precipitación de asfáltenos en el medio poroso. Filtrado de lodo de emulsión.

6 Hidrófilos Área de contacto < 90° Mojados preferentemente con agua. El agua se desplaza por los canales pequeños de flujo. El petróleo se desplaza por los canales más grandes. Oleófilos Área de contacto >90° Mojados preferentemente con petróleo. El petróleo se desplaza por los canales pequeños de flujo. El agua se desplaza por los canales más grandes. Gasófilos Sin contacto

7 El daño a la formación o flujo restringido esta asociado a diferentes factores que reducen la permeabilidad efectiva alrededor del pozo. El flujo restringido puede ser causado por:  Taponamiento de los espacios porosos mediante partículas sólidas generadas por trituramiento mecánico de la formación durante la perforación del pozo disgregación del medio poroso.  Efecto del fluido producido tales como creación de emulsiones o cambios en la permeabilidad efectiva. Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso

8 El taponamiento de los poros mediante partículas es uno de los mecanismos más comunes en el flujo restringido, el cual puede resultar de diferentes causas como:  Inyección de sólidos en la formación (para fracturamiento de la formación).  Dispersión de arcillas presentes en la formación, precipitación y crecimiento de bacterias.

9 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. Las causas potenciales incluyen:  Baja permeabilidad natural del yacimiento.  Baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos.  Daño a la formación.  Perforaciones de poca penetración o tapadas.  Restricciones a nivel de pozo.

10 Durante la perforación, terminación, o producción de un pozo, es posible que una zona de permeabilidad alterada pueda desarrollarse alrededor de las paredes del pozo. La zona con la permeabilidad alterada es llamada “zona dañada” y su efecto sobre la presión o comportamiento de flujo del pozo es denominado como efecto de daño.

11 Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, provocada por la presencia de finos y arcillas propios de la formación, sólidos de los fluidos de perforación o terminación,

12 Los fluidos producidos de la formación hacia el pozo, contienen diminutas partículas o finos, que se pueden adherir a los cuerpos de los poros, o bien, aglutinarse de tal forma que pueden obturar las aperturas de los poros.

13 La precipitación de sólidos de la salmuera o lodo de perforación y del aceite en la formación puede causar severo daño a la formación cuando estos sólidos obturan los espacios porosos. Los precipitados pueden ser compuestos inorgánicos de la salmuera o especies orgánicas del aceite producido.

14 EL factor de daño originado por los disparos, es inducido al efectuarse las operaciones de disparo, con lo cual, a su vez, da origen implícitamente a otro factor de daño originado por la convergencia del fluido hacia los disparos. Karakas y Tarquiq (1988) presentaron una solución semi analítica para el cálculo del pseudo daño debido a los disparos, el cual dividieron en 3 componentes:  El efecto en el plano de flujo (Sh).  El efecto de la convergencia vertical (Sv).  El efecto debido al pozo Swb. El pseudo daño total causado por los disparos está dado por: Sp = Sh + Swb + Sv

15 En cualquier caso, la precipitación ocurre por:  Cambios en la temperatura o presión en las cercanías del pozo.  A partir de alteraciones en la composición de la fase de los fluidos inyectados. Otra causa común que origina el flujo restringido son las parafinas y los asfáltenos.

16 PARAFINAS Cadenas largas de hidrocarburos que se precipitan de ciertos hidrocarburos cuando la temperatura se reduce, o la composición del aceite cambia debido a la liberación de gas conforme la presión se reduce. ASFÁLTENOS Aromáticos con alto peso molecular que pueden tener forma coloidal, dispersos en el aceite. Este estado coloidal es estabilizado por la presencia de resinas en el aceite; cuando estas resinas son removidas, los asfáltenos pueden flocular, creando partículas sumamente grandes que causan el flujo restringido. El cambio químico en el aceite puede reducir la concentración de resinas y de esta forma se lleva a cabo el depósito de los asfáltenos en la formación. Desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del pozo, esta zona está expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectarán fuertemente la capacidad de producción del pozo.

17 El daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del propio fluido de perforación como de los recortes de la barrena. El lodo de perforación contiene entre otros materiales arcillas, agentes densificantes y aditivos químicos, todos ellos potencialmente dañinos.

18 Durante la cementación de la tubería de revestimiento, al bajar ésta puede causarse una presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de pérdida de fluidos. Las lechadas de cemento también producen un alto filtrado y los propios sólidos pueden invadir la formación. Los fluidos lavadores y espaciadores, y otros productos químicos contenidos en la propia lechada de cemento, utilizados normalmente durante la cementación, pueden ser fuentes potenciales de daño a la formación. Los filtrados de lechadas con pH elevado, son particularmente dañinos en formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de la formación de alta concentración de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales.

19 Durante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como son: ControlRecementacionesLimpieza del pozo. Asentamiento del aparejo de producción, Perforación del intervalo a explotar e inducción del pozo a producción.

20  El control del pozo y la recementación de tuberías propician la inyección forzada de fluidos y sólidos.  Si el asentamiento del aparejo de producción se lleva a cabo después de haber sido perforado el intervalo de interés, pueden ocurrir pérdidas del fluido de control, agravándose si este fluido contiene sólidos.  Durante la perforación del intervalo debe procurarse en general un fluido de control limpio (libre de sólidos), y una presión diferencial a favor de la formación. Aún con estas precauciones, los túneles de las perforaciones quedan empacados con detritos de las propias cargas explosivas. Durante la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y sólidos que invaden la formación ocasionando también su daño.

21 La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratamiento inyectados contra formación, puedan dejar residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Obviamente estos efectos causarán daños difíciles de remover y en ocasiones permanentes. Normalmente se usan solventes y productos químicos para remover materiales diversos (parafinas, asfáltenos, etc.). Estos fluidos son circulados y entran en contacto con la zona productora pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daños por incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los residuos de esta operación circulan hacia el fondo y logran penetrar la formación, es también factible su taponamiento El daño durante estas operaciones es originado por las mismas causas que intervienen al terminarlos pozos. El exceso de presión diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar pérdidas de circulación; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producirá daño.

22 Generalmente se ocasiona daño en estos casos cuando el agua no está tratada apropiadamente, pudiendo contener sólidos por uso inadecuado de los filtros, por el contenido de sales no compatibles con el agua de formación, por acarreo de finos de la misma formación, por incompatibilidad con las arcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyección de polímeros, etcétera. El gas generalmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de barrido de grasa para roscas, escamas de corrosión u otros sólidos que taponarán los poros del yacimiento. Asimismo, el gas inyectado puede acarrear productos químicos, residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo lo cual reduce la permeabilidad al gas y su infectividad.

23 Siempre se sospecha la existencia de daño a la formación cuando un pozo presenta un índice de productividad menor que el esperado, o una tasa anormal de declinación; sin embargo esto debe ser demostrado por medio de un análisis sistemático, que permite identificar si en realidad existe el daño a la formación.  Pruebas de restauración de presión con tubería de perforación (DST).  Registros de resistividad.  Revisión de la historia de perforación/terminación/reparación del pozo.  Revisión de la historia de producción.  Análisis de estimulaciones previas.  Comparación con el comportamiento de los pozos vecinos.  Análisis de pruebas de presión.  Análisis nodal.  Registros de producción.  Pruebas de flujo a través de núcleos.  Análisis de fragmentos o ripios cortados de la formación

24 Experimento realizado por Darcy El ingeniero francés, realizó un experimento sobre el movimiento del agua a través de un medio poroso que se encontraba dentro de una tubería de acero puesta horizontalmente, con la cual analizó el movimiento del agua a través de la arena no consolidada sostenida entre dos placas que actuaba como un filtro de agua.

25 Ley de Darcy Sirve para describir los flujos de fluidos a través de materiales poros. La expresión que nos permite cuantificar la “permeabilidad" es conocida como la ley de Darcy. La ley de Darcy enuncia que "la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido". Donde: A: área transversal del flujo [cm2] Ka : permeabilidad absoluta del medio poroso [Darcy] q: gasto volumétrico a condiciones de flujo [cm3/seg] V: velocidad del fluido [cm/seg] µ: viscosidad del fluido [cp] dp/dx: gradiente de presión en dirección al flujo [atm/cm

26 Condiciones que debe cumplir los fluidos y materiales empleados 1. El flujo que pasa a través del material poroso debe ser gravitacional. no se considera el flujo forzado por energía mecánica química, eléctrica, térmica o de otra naturaleza cualquiera. 2. Se debe asegurar que el flujo sea estacionario durante el proceso de flujo. 3. El medio permeable debe estar saturado, sin presencia de aire para evitar la condición de multifluido, o multifases asegurando la valoración de la permeabilidad y el movimiento del fluido por los poros del medio permeable. 4. La estabilidad del agua en los piezómetros se toma como indicador necesario y suficiente para aceptar la condición de flujo laminar. 5. La relación lineal entre la velocidad de descarga y la pérdida de presión por unidad de longitud a través del material, se toma como indicativo de que el flujo a través del medio es laminar.

27 Limitaciones 1. La constante de proporcionalidad K no es propia y característica del medio poroso, sino que también depende del fluido 2. En algunas circunstancias, la relación entre el caudal y el gradiente hidráulico no es lineal. Esto puede suceder cuando el valor de K es muy bajo o cuando la velocidades del flujo son muy altas

28 Aplicaciones

29 Ley de Poiseuille La ley de Poiseuille es una ley que permite determinar el flujo laminar estacionario de un líquido incompresible y uniformemente viscoso a través de un tubo cilíndrico de sección circular constante. La forma general de la ley de Poiseuille es la siguiente: Donde: r = radio del tubo capilar (cm). Δ p = diferencial de presión (dinas/cm2 = 1.0133x106 atm). L = longitud del tubo capilar (cm). µ = viscosidad del fluido (poise).

30 Ley de Poiseuille En la figura se muestra un tramo de tubo bajo la presión P 1 en el extremo izquierdo y la presión P 2 en el extremo derecho y esta diferencia de presiones es la que hace moverse al fluido a lo largo del tubo. El caudal (volumen por unidad de tiempo) depende de la diferencia de presiones (P 1 - P 2 ), de las dimensiones del tubo y de la viscosidad del fluido. La relación entre estas magnitudes fue determinada por el francés J. L. Poiseuille asumiendo un flujo laminar y a esta relación se le conoce como Ley de Poiseuille.

31 Aplicaciones de la Ley de Poiseuille  La Ley de Poiseuille se aplica sólo al flujo laminar (no turbulento) de un fluido de viscosidad constante que es independiente de la velocidad del fluido.  La ley de Poiseuille tiene aplicación en la ventilación pulmonar al describir el efecto que tiene el radio de las vías respiratorias sobre la resistencia del flujo de aire en dirección a los alveolos.  De ese modo, si el radio de los bronquiolos se redujera por la mitad, la ley de Poiseuille predice que el caudal de aire que pasa por ese bronquiolo reducido tendría que oponerse a una resistencia 16 veces mayor, siendo que la resistencia al flujo es inversamente proporcional al radio elevado a la cuarta potencia.

32 Flujo a través de fracturas y canales  Aunque estas fracturas contienen muy poco crudo, generalmente menor del 4 % del total, ellas juegan un papel importante en las ratas de flujo.  La presencia de fracturas es común en rocas sedimentarias y se forman por tectonismo o reorientación del campo de esfuerzos.  El significado del las fracturas como medios para permitir el paso de fluidos se puede evaluar considerando una fractura simple extendida cierta distancia dentro de la roca usando la ecuación de hidrodinámica para flujo a través de placas paralelas.

33 Causas de fracturas Movimientos tectónicos Dolomitización Disolución de parte de los minerales que forman la matriz.

34 GEOMETRÍA DE FLUJO Y TIPOS DE REGÍMENES DE FLUJO.

35 Introducción Básicamente hay tres tipos de regímenes de flujo, los cuales se deben reconocer en orden para describir el comportamiento del flujo de fluidos y la distribución de la presión como una función del tiempo. Estos son: a) Régimen de flujo en estado estacionario b) Régimen de flujo en estado inestable o transitorio c) Régimen de flujo en estado pseudo-estacionario La forma de un yacimiento tiene un efecto significativo en el comportamiento del flujo. Sin embargo, para muchos propósitos de la ingeniería, la geometría real del flujo puede ser representada por alguna de las siguientes geometrías de flujo. Flujo radial Flujo lineal Flujo esférico y hemisférico

36 GEOMETRÍA DE FLUJO EN YACIMIENTOS. La producción de hidrocarburos de un yacimiento genera patrones de flujo que siguen geometrías diversas, por ejemplo, el flujo hacia un pozo totalmente penetrante en un yacimiento homogéneo exhibe un flujo radial cilíndrico; en cambio un pozo parcialmente penetrante exhibe varías geometrías de flujo (radial, esférico y pseudo radial) en distintas regiones del yacimiento.

37 La geometría del flujo en el yacimiento puede seguir diversos modelos, entre los cuales están: Radial Esférico Lineal Bilineal Esta geometría de flujo depende de la manera en que esté terminado el intervalo productor, de los elementos que limitan el medio poroso y de las heterogeneidades presentes (Fallas, anisotropía, acuñamientos, heterogeneidades, entre otros).

38 Flujo radial. Es el tipo de régimen de flujo más importante para el análisis de pruebas de presión. La geometría de flujo radial se identifica porque las líneas de flujo convergen hacia un cilindro circular. Además, para fluir, el área de la sección transversal debe ser constante. En pozos completamente terminados el cilindro puede representarse por una porción del pozo que intersecte la formación (Fig b). En formaciones parcialmente penetrantes o pozos parcialmente terminados, el flujo radial puede estar restringido a tiempos cortos, ya que se observa solo en la sección en donde el espesor de la formación está directamente en la boca del pozo (Fig.a). Cuando el pozo está hidráulicamente estimulado (Fig. c)

39 Flujo esférico

40 Flujo lineal.

41 Flujo bilineal Este régimen de flujo resulta de la combinación simultánea de dos patrones de flujo lineales en direcciones normales. Este régimen de flujo se observa comúnmente en pruebas de pozos hidráulicamente fracturados, y ocurre por una fractura de conductividad finita en donde el flujo lineal se da tanto en la fractura como en el plano fracturado.

42 Regímenes de flujo. Básicamente hay tres tipos de regímenes de flujo, los cuales se deben reconocer en orden para describir el comportamiento del flujo de fluidos y la distribución de la presión como una función del tiempo. Estos son: Régimen de flujo en estado estacionario Régimen de flujo en estado inestable o transitorio Régimen de flujo en estado pseudo-estacionario

43 Régimen de flujo estacionario

44 Régimen de flujo inestable o transitorio El régimen de flujo de estado inestable o transitorio está definido con las condiciones en las cuales, la razón de cambio de presión con respecto al tiempo para cualquier posición en el yacimiento no es cero ni constante. Esta definición indica que la derivada de la presión con respecto al tiempo es esencialmente una función de tanto la posición i como del tiempo t, entonces se representa por la ecuación: El flujo transitorio es definido como el periodo durante el cual las fronteras no afectan al comportamiento de la presión en el yacimiento, por lo que este se comportará como infinito.

45 Régimen de flujo pseudo-estacionario.