Entre los mecanismos de daño a la formación se encuentran el taponamiento del espacio poroso por partículas sólidas, por aplastamiento mecánico o desintegración del medio poroso, o por efectos de fluidos, tales como la creación de emulsiones o cambios en la permeabilidad relativa.
El taponamiento de los poros por partículas sólidas es el más agresivo de estos mecanismos y puede venir de varias fuentes, incluyendo la inyección de sólidos dentro de la formación, dispersión de arcillas dentro de la matriz de la roca, precipitación, y desarrollo bacterial.
Taponamiento del espacio poroso por partículas
El medio poroso es un ensamblaje complejo de forma irregular de granos minerales con espacios vacíos (poros), que tienen casi siempre irregular forma y distribución, la cual provee los canales necesarios para el transporte de fluidos.
Los análisis de fotografías mediante microscopio de electrón (SEM, por sus siglas en inglés), como los mostrados en la Figura 1, muestran la naturaleza tortuosa del espacio poroso y la presencia común de partículas pequeñas, generalmente llamadas finos, de origen natural del medio poroso.
Esta complicada estructura puede ser idealizada como una colección de cámaras relativamente grandes, cuerpos de poros, conectados por aberturas estrechas, llamadas gargantas porales.
La permeabilidad del medio poroso es controlado principalmente por el número y conductividad de las gargantas porales.
Cuando los finos son movidos a través del medio poroso, estos pueden ser depositados frecuentemente, y si esta depositación ocurren en las gargantas porales, puede resultar en una severa reducción de la permeabilidad.
Las partículas grandes que son transportadas a través del medio poroso pueden crear puentes sobre la superficie de los mismos y crear una especie de película dentro del medio poroso.
Un ejemplo de estos puentes o películas son los formados por el revoque del lodo en las operaciones de perforación de pozos.
Estos filtros pueden reducir en gran medida la capacidad de transportar fluidos a través del medio poroso, pero es también relativamente fácil de remover o bypasear.
Las partículas más pequeñas o finas pasan a través del medio poroso, y pueden adherirse en las paredes del poro, resultando en una pequeña reducción de la permeabilidad, o pueden crear puentes entre las gargantas porales, creando un taponamiento a nivel de los poros.
El puenteo puede ocurrir cuando las partículas son en el orden de 1/3 a 1/7 del tamaño de la garganta poral, o mayores; así, el tamaño relativo de los finos y de las gargantas porales es un factor determinante en el daño a la formación, cuando ocurre el movimiento de los finos en el medio. En la Figura 2, se muestran las formas de entrampamiento de partículas en los poros de la roca.
Mecanismos de Migración de Finos
Los finos responsables de taponamiento pueden venir de diversas fuentes, tales como el lodo de perforación, o pueden originarse propiamente del mismo medio poroso.
Los finos en el medio poroso pueden ser movilizados por un cambio en la composición química del agua o simplemente mecanismos de arrastre debido a los esfuerzos de cizallamiento aplicados por el movimientos de los fluidos.
El daño a la formación es frecuentemente causado por dispersión de las partículas de arcilla cuando la salinidad del agua intersticial es reducida o un cambio en su composición iónica.
Así, cualquier fluido que puede venir en contacto con el fluido de producción (filtrado de lodo de la perforación, fluidos de completación, fluidos de estimulación, etc), deben tener una composición iónica que no creen daño a la formación.
Numerosos estudios han demostrado que repentinos bajones en la salinidad del agua de formación que fluye a través de las arenas productoras puedan ser la causa del daño de formación por dispersión de partículas de arcilla.
Este fenómeno, llamado sensibilidad de las arcillas, depende de los cationes presentes en el agua de formación, del pH y la relación del cambio de la salinidad.
En general, los cationes monovalentes son mucho más dañinos que los cationes divalentes o trivalentes; la sensibilidad del agua es grandemente por sales de NaCl y decrecen en el orden Na+ > K+ > NH4+.
Un altísimo pH, puede ser lo más sensible en cambios en la salinidad del agua en el medio poroso. Para prevenir la dispersión de arcillas debido a cambios de salinidad, cualquier fluido a base de agua que pueda entrar en contacto con la formación debe tener un mínimo de concentración de iones monovalentes o una suficiente fracción de iones divalentes.
Un criterio de uso frecuente para la prevención del daño son el uso de salmueras de al menos 2% en peso de KCl o al menos 1/10 parte de los cationes sean divalentes.
Precipitación Química
Precipitación de sólidos provenientes del agua o crudo de formación pueden causar severos daños a la formación, cuando estos sólidos taponan el medio poroso.
Los precipitados formados pueden ser tanto de compuestos inorgánicos provenientes del agua de formación o especies orgánicas precipitadas provenientes del petróleo; en ambos casos, la precipitación puede ser debido a los cambios de temperatura o presión en la vecindad del pozo o desde alteraciones en la composición de fases por los fluidos de inyección.
Los precipitados inorgánicos que causan daños a la formación son usualmente cationes divalentes, tales como el calcio y el bario, combinados con carbonatos e iones de sulfatos.
Las especies iónicas en solución en el agua connata en un reservorio se encuentran inicialmente en equilibrio químico con los minerales dentro de la formación. Un cambio en la composición del agua de formación pueden conducir a una precipitación.
Por ejemplo, la reacción en equilibrio entre el calcio y un ión de bicarbonato puede ser representado por la siguiente expresión:
Si el agua de formación es inicialmente saturada con respecto al bicarbonato de calcio, un incremento en la concentración de especies en el lado izquierdo de la ecuación o decrece la concentración de cualquiera de las especies en el lado derecho de la ecuación conduciría la reacción en el lado derecho y puede que precipite carbonato de calcio.
Adición de iones de calcio causarían precipitados de carbonato de calcio, igualmente, una remoción de CO2 conduciría a una precipitación.
Así, en reservorios con alta concentración de carbonatos de calcio, la inyección de fluidos con altos contenidos de calcio como el CaCl2, pueden generar severos daños a la formación.
Igualmente, como la presión decrece cercano al pozo productor, el CO2 es liberado de la salmuera, y nuevamente la precipitación puede ocurrir.
La precipitación del CaCO3 de las salmueras ricas en bicarbonatos son una fuente común de daño a la formación en muchos reservorios en el mundo.
Las más comunes especies orgánicas que causan daño a la formación son las ceras (parafinas) y los asfaltenos.
Las parafinas son largas cadenas de hidrocarburos que precipitan en ciertos tipos de crudos cuando la temperatura es reducida, o cambios en la composición del petróleo debido a la liberación del gas cuando ocurre una declinación de presión en el reservorio.
Los asfaltenos son moléculas aromáticas de alto peso molecular y nafténicas que se piensa que pueden ser coloides dispersos en el crudo.
El estado de estos coloides es estabilizado con la presencia de resinas en el crudo, cuando estas resinas son removidas, el asfalteno puede flocular, creando partículas lo suficientemente grandes para causar daño a la formación.
Cambios químicos en el petróleo crudo pueden reducir la concentración de resinas y de esta manera puede conducir a la depositación de asfaltenos dentro de la formación.
Daño a la formación por Fluidos
El daño a la formación puede ser causado por cambios en los propios fluidos que los cambios causados por la permeabilidad de la roca.
El daño causado por fluidos es debido tanto a un cambio en la viscosidad aparente en la fase petróleo o un cambio en la permeabilidad relativa.
Estos tipos de daño pueden ser considerados como temporales, porque los fluidos son móviles y teóricamente pueden ser removidos de la vecindad del pozo. Sin embargo, muchas veces resulta difícil lograr esta remoción.
La formación de emulsiones entre en agua y el crudo en la vecindad del pozo pueden causar daño, debido a que la viscosidad aparente de la emulsión puede ser más alta en orden de magnitud que la viscosidad del petróleo.
Adicionalmente, las emulsiones son frecuentemente no-newtonianos y pueden requerir una fuerza para poder vencer el esfuerzo para ser movidos.
Las emulsiones son comúnmente causadas por una mezcla mecánica entre el agua y el crudo, la cual rompe una de las fases en pequeñas gotitas dispersas dentro de la otra fase.
En la formación, es más probable que las emulsiones se formen químicamente, a través de la introducción de surfactantes o finos que tienden a estabilizar éstas gotitas.
El daño en la formación puede también ser debido a un incremento en la saturación de agua cercana a la vecindad del pozo, resultando en una reducción de la permeabilidad al petróleo.
Este efecto, llamado bloqueo por agua, puede ocurrir en cualquier momento cuando fluidos base agua son inyectados dentro de la formación.
Finalmente, ciertos químicos pueden alterar la mojabilidad de la roca, modificando las características de la permeabilidad relativa en toda la formación.
Si ocurre un cambio en la mojabilidad en una formación hidrófila cercano a la vecindad del pozo, la permeabilidad relativa del petróleo puede ser drásticamente reducida en esta región.
Daño Mecánico
En la vecindad del pozo pueden ocurrir daño por trituración (crushing) o compactación de la roca. Pulverización y compactación de la roca cercana a los perforados es una inevitable consecuencia del cañoneo, conllevando a una región de daño alrededor del perforado como se muestra en la Figura 3.
Basado en pruebas de laboratorio de cañoneos de núcleos de areniscas, se han reportado zonas de daño alrededor del perforado que puede ser de 1/4 a 1/2 pulgada de grosor con una permeabilidad de 7 a 20% de la permeabilidad de la zona no dañada.
A causa de un flujo convergente hacia el perforado, este pequeña capa de daño alrededor del perforado puede perjudicar significativamente la productividad del mismo.
El daño mecánico alrededor del pozo puede ser resultado también del colapso de formaciones más débiles alrededor del pozo. Este tipo de daño es posible en formaciones friables o debilitadas por estimulaciones ácidas en la vecindad del pozo.
Daño Biológico
Algunos pozos, particularmente en pozos inyectores de agua, son susceptibles a daños causados por bacterias en la vecindad del pozo.
Las bacterias inyectadas dentro de la formación, particularmente bacterias anaeróbicas, pueden crecer rápidamente, taponando el medio poroso con las bacterias propiamente o con precipitados que resultan de actividades biológicas de estos organismos.
La reducción de la permeabilidad causada por bacterias pueden ser tan significativas que la inyección de bacterias para reducir intencionalmente la permeabilidad de arenas ladronas ha sido estudiada como método mejorado de recuperación de petróleo. El daño biológico se puede prevenir con la inyección de agua con bactericidas.
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Buen día Marcelo. Muy buena tu explicación!
Consulta: cuanta es la longitud de ese daño desde la cara del pozo hacia adentro ? Cual es el rango en pies o metros que se estima esa profundidad de daño ?
gracias !!
Hola Norah saludos. Si la respuesta a tu pregunta puede responderse de la siguiente forma: «depende». Los tipos de daños descritos en este artículo generalmente son ocasionados por taponamientos de tipo mecánico ocasionado por sólidos en suspensión que van afectando a la formación durante las operaciones de formación y/o completación. Los tratamientos químicos que he diseñado en mi experiencia eran para remover los 3 a 5 pies hacia dentro de la formación, sin embargo dependerá de muchos factores y la economía del proyecto. En todo caso, también existe el daño causado por la producción, que las dividía en dos grupos: mecánicos y termodinámicos. En la primera, debido a la naturaleza de la matriz de roca, puede que contenga una alta proporción de arcillas migrables como la Kaolinita, y esta va a generar un efecto de pore filling en las gargantas porales que reducirán de manera notable la permeabilidad de la formación. En este caso, se debe evaluar tratamientos ácidos o fracking para su remoción. Por otra parte, el daño termodinámico puede ocurrir en dos condiciones en el reservorio subsaturado y saturado. Cuando el reservorio se encuentra subsaturado y la Pwf < Psat, puede originarse fenómenos como floculación de asfaltenos (petróleo negro) o condensación retrógrada (gas condensado). La agresividad de ambos ejemplos dependerá de la naturaleza composicional del fluido. En este caso, la remoción sería con el forzamiento de química apropiada para cada situación para el mejoramiento de la permeabilidad efectiva de los fluidos de producción, y si se puede una optimización de reductor para mejorar la condición energética en la vecindad del pozo. Por otra parte, cuando el reservorio se encuentra saturado, se cambia la estrategia a un plan de mantenimiento y/o estimulaciones al pozo, ya que se puede restaurar parcialmente la productividad por tiempo indefinido, sin embargo se debe convivir con el problema, ya afecta tanto la cara de la arena, la vecindad del pozo, sino también todo el reservorio. Gracias por tu pregunta!