1) El documento discute los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación y producción de pozos petroleros, así como los métodos para diagnosticar y tratar estos daños. 2) Algunos daños comunes incluyen la invasión de fluidos, la migración de partículas finas, la precipitación de asfáltenos y parafinas, y el bloqueo de canales por geles y emulsiones. 3) Es importante diagnosticar correctamente el daño mediante pruebas como las pruebas

1. Alumno: Manuel Hernandez
Catedrático: Carlos Guillermo Barrera Aburto
Materia: Ingeniería de Producción II
Instituto: Universidad del Atlántico

2. Es el proceso por el cual se crea un sistema
extensivo de canales en la roca productora
de un yacimiento mediante la inyección de
fluidos por debajo de la presión de fractura.
Son procesos que abarcan una serie de
técnicas en la producción y/o extracción de
HCBS. Que son necesarios para aplicar en
la formación para combatir los tipos de
daños o problemas que se presenten.

3. Estos tratamientos tienen como objetivo eliminar el daño a ala formación y restaurar
la capacidad natural de producción del pozo o en el mejor de los casos mejorarla,
mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca
productora de un yacimiento para facilitar el flujo de un yacimiento, para facilitar el
flujo desde la roca del pozo o desde el pozo a la roca de ser necesario.

4. En la actualidad hay muy pocos registros de que
algún pozo no haya sido estimulado de alguna
forma.
La estimulación ayuda a disolver o dispersar
materiales que perjudican una producción normal
teórica.
En pozos productores aumenta la rata de
producción, y en inyectores la producción efectiva
Se puede aplicar para cualquier tipo de yacimiento
y para todo tipo de pozo, esto se da dependiendo
exclusivamente de una buena evaluación de
campo

5. Se debe mencionar que entre los más importantes desarrollos tecnológicos de la
industria petrolera se encuentran la estimulación de pozos, por lo cual no debería
existir pozo en el mundo en el cual no se haya llevado a cabo uno o más de estos
procesos.
La estimulación se lleva a cabo donde ha ocurrido un daño en la formación, tales
posibles causas de daño en la formación expondrán más adelante.
Permite mejorar la producción de aceite y gas, de esta forma permite incrementar las
reservas recuperables y así producir económicamente una buena reserva de
hidrocarburo a través de esta técnica.
Ha permitido a través de las experiencias de campo el desarrollo de materiales y
equipos que permiten aplicar esta técnica a diferentes tipos de pozos, aunque
todavía en la actualidad representa un verdadero reto para seguir mejorando los
segmentos de esta técnica que aun no ha sido desarrollada totalmente.
ayuda a aumentar la baja permeabilidad natural del yacimiento

6. Se debe de tener en claro cuales son las posibles causas de una baja producción, la
cual puede ser generada por problemas mecánicos los cuales requerirán de otra forma
alterna ala estimulación

7. Después de llevar a cabo pruebas de presión transitoria o cálculos de teóricos de las
ratas de flujo se tiene

8. Diferenciales de presión muy altos.
Incompatibilidad de los fluidos
utilizados en las operaciones
(cantidad de sólidos presentes).
Invasión de partículas.

10. El movimiento de las partículas finas de cuarzo y arcilla o materiales similares
en la formación prospectiva debido a las fuerzas de arrastre generadas durante
la producción. La migración de finos puede resultar de una formación no
consolidada o inherentemente inestable o de la utilización de un fluido de
tratamiento incompatible que libera partículas finas.
Los cuales generan un taponamiento severo y una disminución en la
permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo lo cual nos genera
una caída en la producción del mismo.

11. Causado por la incompatibilidad de fluidos, producción de agua o cambios
rápidos en temperatura o presión
Los cuales son generados normalmente por:
Carbonatos de Calcio
Sulfato de Calcio
Sulfato de bario
Carbonato de hierro
Oxido férrico
Sulfato de estroncio

12. Partículas ya presentes en el crudo y se precipitarán bajo cambios rápidos de
temperatura o presión.
Como lo son:
Asfáltenos
Parafinas
Ceras

13. Interacción
Perforación
Cementación
Completamiento
Estimulación
reacondicionamiento
formación
Emulsiones de alta
viscosidad
Ocupa el espacio poroso
Obstrucción de
hidrocarburo
Emulsiones

14. Invasión de
agua
Aumenta la
saturación
“local” de
agua
Disminuye la
permeabilidad
relativa “local”
al
hidrocarburo
Obstruye el
paso de los
hidrocarburos

15. La perdida de tensioactividad en los fluidos de perforación y
terminación, inhibidores de la corrosión y dispersantes en los fluidos
de estimulación, uso de resinas para el control de arenas, puede
provocar cambios en la Mojabilidad de las regiones cercanas al pozo

16. El objetivo de los fluidos son garantizar la seguridad de las perforaciones y operaciones
que se llevan a cabo en el pozo, pero en el peor de los casos estos pueden generar
problemas de invasión a la formación generados por la mala elección de los fluidos y sus
componentes.
Esto puede generar
invasión de sólidos
Las partículas de sólidos se depositan en
los espacios porosos de la formación e
impiden el paso de los hidrocarburos.
Invasión de filtrados
Este puede ocurrir en tres eventos, bajo
la barrena, cuando se esta recirculando o
cuando esta estático.

17. Dependiendo de la composición
especifica del cemento y su PH, el
filtrado puede ser sobresaturado con
carbonato de calcio y sulfato de calcio.
Como el filtrado del cemento invade la
formación y reacciona con los minerales
contenido en ella. Se produce un rápido
cambio del PH lo cual provoca un
taponamiento por los minerales de
formación. Este rápido cambio en el PH
puede resultar en la formación de
precipitación inorgánicos como
carbonatos de calcio y sulfatos de
calcio.

18. Fluidos que siempre contiene algunos
solidos, incluyendo productos de corrosión,
las bacterias y los desechos de la
perforación de pozos y tanques de la
superficie. La densidad de la salmuera se
mantiene lo suficientemente grande como
para que la presión del agujero inferior
supera la presión del yacimiento por un
margen de seguridad ( Normalmente de
300 a 600 psi). Cantidades importante de
solidos pueden ser empujados en la
formación, resultando en una perdida de
permeabilidad en la región del agujero
cerca del pozo.

19. El efecto del disparo genera sobre la
matriz de la roca, reduce la
permeabilidad, como también el colapso
por los esfuerzos.

20. Puede existir daño por invasión de filtrado en la fractura , reducción de permeabilidad,
bloqueo por geles y emulsiones, precipitantes y asfáltenos y taponamiento por
partículas solidas.

21. Control y eliminación de los daños a la formación
son temas importantes que deben resolverse
para la explotación eficiente de los yacimientos
de petróleo y la gestión de costos.
Métodos que funcionan para ciertos casos, no
necesariamente tiene que funcionar para otros.
Se señala que daños a la formación es a menudo
pasado por alto debido a la ignorancia y la
apatía. En muchos casos, los ingenieros no están
muy preocupados con el daño de la formación
debido a la creencia de que puede ser eludidas
más adelante, simplemente por acidificación y /
o fracturación hidráulica.
El diseño de ciertos productos químicos y / o
procedimientos para el control de daños y la
rehabilitación es una ciencia, así como un arte.

22. "¿Es más rentable
prevenir el daño de
formación o pasar por
alto esto?"
Debido a que el
daño de
formación suele
ser irreversible,
La prevención del daño
debe ser rentable, pero
requiere de una mayor
comprensión de la física
de los procesos, así
como uso de técnicas de
predicción y de
funcionamiento.
La clave para la
limpieza de la
formación de los
daños es la
comprensión de
lo que ha
causado el daño.
Evitar el daño
puede ser una
alternativa
atractiva a la
solución del
daños".
Es mejor evitar el daño
de la formación en lugar
de tratar con él, más
adelante en el uso de
procedimientos
costosos y complicados.

23. Condiciones
en que se
perforo la
zona de
producción.
Tipo y
características
del fluido de
perforación,
así como sus
perdidas.
Manifestaciones
de los fluidos del
yacimiento.
Análisis de la
cementación de
la tubería de
revestimiento.
Operaciones
subsecuentes
de reparación,
limpieza,
estimulación.
1. Desde el punto de vista de revisión
De operaciones previas en el pozo afectado

25. La causa principal de la invasión del filtrado y sólidos del fluido de perforación hacia
los yacimientos es la presión diferencial o sobrebalance de la columna hidrostática del
fluido en contra de la presión del yacimiento.

26. • Registros de presiones
estáticas
• Diseñar los fluidos de
perforación
Base de datos
actualizada del
yacimiento
• Usar lodos que
construyan un
revoque impermeable
rápidamente y pueda
ser removido por la P
del yto al fluir el pozo.
Minimizar invasión del
filtrado • Prever las reacciones
químicas que surgirían
entre el filtrado y la
formación
• Conocer el efecto de
los aditivos del lodo
en el medio poroso.
Caracterización
mineralógica de la roca
yacimiento (Agua, Oíl,)
• Se realizan pruebas de
flujo para hallar la
reducción de la K
debido a la invasión
del lodo y sólidos.
Disponer de núcleos de
la formación
Bombeo a tasas
muy elevadas, un
gran volumen de
gel viscoso o agua
con dispersante
.para conducir el
lodo y lejos en la
formación
Perdida de
lodo en
fracturas Uso de
desemulsificantes
o solventes
Tratamientos
ácidos
Aditivos
del lodo
como
emulsion
es
viscosas

27. Evitar al mínimo la perdida de
filtrado por medio de aditivos
(ocasiona desestabilización
de arcillas, migración
partículas finas)
Para facilitar la
remoción de lodo
y del revoque, se
bombea
lavadores
químicos por
delante del
cemento.
Detrás de un
lavador químico se
bombea un
espaciador el cual
separa físicamente
el cemento del
lodo.
YAC-1
YAC-2
DAÑO A LA
FORMACIÓN

28. Nota: Este fluido de completamiento generalmente esta
compuesto de salmueras en alta concentración de sales
(Na, Ca, Zn, Mg) Contienen polímeros para sostener sólidos,
inhibidores de corrosión

29. Empleado para remediar daños,
causados por fenómenos interfaciales,
bloqueos, , intervalos perforados
obturados , emulsiones etc.
Prevención
adicionar al acido
estabilizadores o
acomplejantes de
hierro(acido
cítrico, EDTA, NTA)
evita deposito de
hierro en la
formación.
De este modo se
garantiza la
remoción del
volumen que se
vaya a tratar
(evitando contacto
acido-crudo) (
mezcla min σ).
Incompatibilidad
del acido con el
crudo (mezcla de
solventes,
aromáticos, y
surfactantes).
Tener presente evitar agravar el
daño, debe ser correctamente
diagnosticado (conocer
composiciones de fluidos en yto)
y diseñar el mejor modo para el
uso de estos compuestos (estos
ácidos pueden formar
precipitados).

30. Controlar el agua a
usar para el fluido de
fracturamiento, debe
ser filtrada y
almacenada en las
mejores condiciones
(Incrustaciones,
sólidos suspendidos)
Adicionar aditivos
para controlar las
arcillas (KCL) y un
surfactante (min σ).
Adicionar aditivos
necesarios para
asegurar la ruptura
del gel después de
finalizado el
fracturamiento.

31. Lograr que las
parafinas se
depositen fuera
del pozo.
(aislantes
térmicos en el
anular) conservar
T para evitar
perdida de
solubilidad.
Asfáltenos son
sensibles a la
declinación de la P
(uso de métodos
para que la Pwf
sea alta retrasaría
esa precipitación)
(Inyección de
disolventes)
Control en
depósitos
orgánicos
Remoción de la
parafinas: Elementos
mecánicos
(cortadores),Uso de
aceites calientes,
agua caliente (daño
de formación),
Disolventes, vapor
(pueden volver a
cristalizar)
Producción
de arena
Control en la taza
de producción
(Disminuirla)
Empaques con
grava (rejillas)
Consolidación
química (resinas)
(afecta K)
Uso de
estabilizadores
(tratamientos
químicos)

32. Existen muchos motivos por los cuales un pozo no aporta la producción que se
espera o tiene una declinación en su producción con el tiempo. Por eso es
importante hacer un estudio, ya que puede atribuirse la baja producción del
pozo a un daño a al formación

33. Si un pozo tiene daño es necesario evaluarlo y diagnosticarlo para así reducir o
minimizar sus efectos nocivos en la producción. Existen varios métodos para
diagnosticar el daño a la formación entre ellos están:
Pruebas de restauración de presión con tubería de perforación
Registros de resistividad
Revisión histórica de perforación, terminación, y reparación del pozo
Análisis de estimulaciones previas
Comparación con pozos vecinos
Análisis de pruebas de presión
Análisis nodal
Registros de producción
Pruebas y análisis de núcleos

34. Una prueba DST puede dar indicación de la presencia de daño cuando restaura
rápidamente la presión en un periodo de cierre, y hay gran diferencia entre la presión de
flujo inicial y la final en poco tiempo, indicando que hay transmisibilidad de la presión
pero muy poca al flujo, lo cual puede deberse a la obstrucción del caudal.

35. La combinación de un registro dual de
inducción y el latero log pueden dar idea de la
profundidad de la invasión de los fluidos hacia
la formación.
Tomando en cuenta el registro de calibre del
hoyo para hallar el espesor de revoque en las
zonas permeables.

36. Son un paso critico del proceso de diagnostico del daño a la formación, ya que es
durante estas operaciones que la mayoría de los daños son detectados. Donde se
debe tener en cuenta:
El historial del día a día de la perforación detectando los aditivos del lodo
La detección de pegamientos de tubería, perdida de circulación, fallas de
funcionamiento del equipo de control de sólidos y cambios en las tasas de
penetración
El tipo de fluido presente durante el cañoneo
El método de cañoneo (penetración de los disparos)
El nivel de filtración de los fluidos
Es importante ver los cambios en la curva de producción que estén asociados a
eventos de reparación o estimulación del pozo ya que es el mejor indicio del
proceso que genero el daño

38. La superposición de curvas del historial de producción entre pozos
vecinos del mismo yacimiento podrá dar una indicación del
comportamiento irregular de alguno de ellos.

39. Análisis de estimulaciones previas
Se realizan dichos análisis para determinar si se ha tratado de eliminar un tipo de daño
en un yacimiento, evaluando la efectividad de las estimulaciones realizadas y en caso
de fracasos determinar si se han dañado, mas los pozos para así poder realizar
mejores diseños de estimulación.
Análisis nodal
El estudio del análisis nodal de pozo sirve para determinar el diseño correcto de
tuberías, estranguladores, equipo de levantamiento artificial por gas y líneas de flujo.
Para lograr esto lo que interesa es que la caída de presión en el yacimiento sea
mínima para lograr la máxima presión de fondo fluyente para levantar los fluidos
producidos.

40. El objetivo principal de los registros de
producción es el análisis del sistema de
movimiento de los fluidos, definiendo sistema
como el tipo de régimen de flujo en el pozo.
El Registro de Producción es un método que
mide y registra el flujo de fluidos, o el efecto
del flujo de fluidos, al colocar los instrumentos
de medición a varias profundidades en una
producción o inyección de pozo.

41. Se realizan pruebas en núcleos extraídos del yacimiento con el fin de reproducir los
fenómenos que han ocurrido en el yacimiento, permitiendo determinar la existencia del
daño, los mecanismos que lo provocan y las posibles soluciones al mismo. Las técnicas
empleadas son:
Análisis petrográfico
Análisis mineralógico
Pruebas de flujo a través de los núcleos
Análisis químico de los fluidos
Compatibilidad de los fluidos

42. Análisis de rayos x
Mediante el Angulo de difracción de los rayos, pueden identificarse los minerales que
componen la muestra, siendo una técnica útil para diferenciar tipos de arcilla.
Microscopia electrónica
Prueba útil para reconocer tipos de arcilla y observar su localización en los poros. En esta
prueba se recubre la muestra ultra delgada de grafito y luego se observa en el microscopio
electrónico de barrido, equipado detector de retrodispersado y de rayos x.
Microscopia óptica de secciones fina
Permite el reconocimiento de la evolución diagenetica de la formación
Análisis de tamizado
Esta prueba muestra grandes cantidades de material, muy fino en las formaciones con alto
contenido de arcilla
Curvas de respuesta al acido
Muestra una curva de flujo de fluidos a través de un núcleo, para determinar el incremento de
la permeabilidad al paso de de cada fluido

43. En casos donde la información disponible de los pozos sea escasa existe una serie de
indicación que indican un daño a la formación:
La formación contiene arcillas hinchables o susceptibles de migración
El pozo fue perforado con lodo con alta perdida de filtrado o bajo control de salidos
El pozo produce pequeñas cantidades de agua a intervalos irregulares
El hoyo ha sido ampliado, pero la producción es baja
Declinación brusca de la producción
Buena presión de fondo pero poca producción
Declinación de la producción después de una cementación forzada
Producción de lodo o sólidos de lodo
Perdida de lodo o agua hacia la formación
Baja resistividad en os registros de producción pero sin producción de agua

44. Es aquella en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los
materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos
de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control o depósitos orgánicos.
Fluidos a utilizar:
Soluciones
oleosas u
acuosas
Alcoholes
Solventes
mutuos

45. Las fuerzas que retiene los fluidos están representados
por fenómenos de superficie los cuales gobiernan el
flujo de los fluidos a través del medio poroso
La acción de esta estimulación no acida concierne
principalmente con la alteración de estas fuerzas
manifestadas en los fenómenos de tención superficial e
interracial, mojabilidad y capilaridad

46. Se utiliza principalmente para remover daños:
Daños por bloqueo (agua, aceite o
emulsiones)
Daños por perdidas de lodo
Daños por depósitos orgánicos
Mojabilidad por aceite

47. El éxito de la estimulación depende primordialmente de la buena
selección del fluido de estimulación
El proceso de selección de un fluido es en lo general muy
complejo, pues la mala selección del fluido de estimulación podría
resultar en un problema mayor al original.

48. Para la selección del fluido de estimulación se deben tener en cuenta
los siguientes parámetros:
• Tipo de daño de la formación
• Características de la formación
• Condiciones del pozo
• Mineralogía de la formación
• Criterio económico
• Compatibilidad con la roca de la formación

49. El Fluido a través de los medios porosos están fuertemente
afectados por los fenómenos de superficie y los alcances de la
estimulación no acida dependerá de la alteración de estos
fenómenos presentes en la rocas como lo son
Tención Superficial e interracial
Mojabilidad
Capilaridad

50. En los Diferentes estados de la materia las moléculas
presentan fuerzas de atracción mutuas llamadas fuerzas de
cohesión, en la interface de un liquido y un solido o un liquido y
un gas, estas fuerzas son desbalanceadas, creando una
energía libre en la superficie de contacto, de esta manera la
tensión superficial se define como
“El trabajo por unidad de área que se requiere para vencer la
energía libre en la superficie de un liquido”

51. Su valor es especifico para
cada liquido y esta depende
principalmente de la
temperatura y la presión a las
cuales se encuentre el liquido.
Tensión superficial:
Liquido-Aire
Tensión interfacial
Liquido-Liquido o Liquido-
Solido

52. “Se define como la tendencia que tiene un liquido a adherirse
preferiblemente a un determinado solido”.
Este fenómeno es de gran importancia para el flujo de aceite
en un medio poroso, si la roca se encuentra mojada por agua,
la permeabilidad al aceite es muy superior, por lo tanto es
muy importante que el medio poroso, este o quede mojado
por agua.

54. Por definición la presión capilar es la diferencia de presión a través de la
interface entre dos fluidos inmiscibles, los cuales se hayan en equilibrio
una vez que han ascendido por medio de un capilar.
Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son el
resultado del efecto combinado de las tensiones (superficiales e
interfaciales) que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en el
medio poroso.

56. Surfactantes
Solventes mutuales
Alcoholes
Inhibidores de precipitados de sulfato de calcio
Estabilizadores de arcilla

57. Prevenir, remover, disminuir o gravar los daños de la formación no
debe usarse sin conocer el tipo de daño de la formación y pruebas
de laboratorio

59. Reducción de la saturación de agua en la
cercanía de la cara del pozo
Solubiliza una porción del agua dentro de la
fase de hidrocarburo
Proporciona acuohumectación a la
formación
Previene de finos insolubles provenientes de
la oleohumectación.
Estabiliza las emulsiones
Mantiene las concentraciones necesarias de
los surfactantes e inhibidores en solución

60. Productos cuya función fundamental es evitar las
principales causas de reducción de
permeabilidad asociadas con arcillas
Características
Bajo y uniforme peso molecular.
No mojante a la arena.
Fuerte afinidad a las arcillas.
Moléculas del estabilizador con carga
catódica adecuada para neutralizar las cargas
aniónicas de la arcilla.

61. Cuando en la formación están presentes aguas con alto
contenido de sulfatos, es necesario evitar el contacto del
agua con HCl ya que producirá cloruro de calcio.
Se puede usar EDTA tetra sódica en el HCl, acido fosfórico
o poliacrilaros.

62. Nombre Químico:
Etilendiamino Tetraacetato
Tetrasódico
Fórmula Química :
C10H12N2O8Na4
Polvo cristalino
PH = 11

64. Se evalúa el daño con el fin de determinar que tipo de estimulación se debe
de efectuar. Si el daño es susceptible de removerse a través de una
estimulación no acida se selecciona la solución de tratamiento por la cual
se va a realizar el proceso de remoción.
Nota:
En caso que el tipo de daño no se logre identificar
plenamente la estimulación no acida no debe de
aplicarse, solo quedando indicada la estimulación
matricial acida. Ya que existe un gran posibilidad de
utilizar fluidos de estimulación contraindicados,
corriéndose el riesgo de empeorar los daños a
eliminar.

65. La selección de surfactantes adecuados permite tanto
prevenir como remover determinados tipos de daños de
las formaciones.
Para su selección deben efectuarse pruebas de
laboratorio similares a las descritas en la norma API RP-
42.
Es recomendable que los fluidos y productos químicos
utilizados en las operaciones, se sometan a pruebas de
compatibilidad con los fluidos de la formación, y de ser
posible con núcleos representativos.

66. Se deben seleccionar a través de pruebas
de laboratorio surfactantes que permitan
prevenir el daño. Entre las pruebas para la
selección de los surfactantes están:
Determinar la tendencia a formar
emulsiones.
Selección de surfactantes para prevenir
la formación de emulsión.
Selección de surfactantes para remover
la emulsión.

67. Pruebas de Mojabilidad
Para los surfactantes solubles o
dispersables en aceite.
Para los surfactantes solubles o
dispersables en agua
Para soluciones acidas

68. Las arcillas u otros finos mojados
fuertemente de agua se dispersan
rápidamente en la fase acuosa, pero se
aglutinan en la fase oleosa
Las partículas mojadas de aceite se
aglutinan en la fase acuosa
Si el crudo es de color obscuro, las arenas
mojadas de aceite deben de aproximarse
al color del crudo.
Si el crudo tiende a formar
espontáneamente una emulsión al
contacto con las soluciones acuosas de
surfactantes, la arena puede tener la
misma apariencia que si estuviera mojado
de aceite.

69. Un surfactante utilizado para prevenir o remover daños debe en lo general:
Reducir la tensión superficial e interfacial.
Prevenir la formación de emulsiones o romper las previamente formadas.
Mojar de agua a la roca del yacimiento (considerando salinidad y PH del agua
utilizada).
No hinchar, encoger, o dispersar a las arcillas de la formación.
Mantener la actividad de superficie a las condiciones de yacimiento.
Ser compatibles con los fluidos de la formación.

70. De ser posible debería estimarse el incremento de productividad
esperado.
El incremento en la productividad obedece a la siguiente ecuación
Esta ecuación esta en función de las relaciones entre el radio de
drenaje, el radio del pozo y el radio de penetración, así como
también la relación entre la permeabilidad de la formación y la
permeabilidad de la formación y la permeabilidad de la zona de
penetración

71. Este programa consiste en:
Especificar todas las acciones que se tomaran, desde la planeación previa de la
estimulación antes, durante y después de la misma.
Se deben incluir los volúmenes, gastos, presiones de inyección; tiempos y tipos de
fluidos; así como también los antecedentes históricos del comportamiento del
pozo y su configuración o estado mecánico.
Es de vital importancia que transcurrida la estimulación matricial no reactiva el
pozo debe estar cerrado 24 horas para permitir que el surfactante alcance las
interfaces y actué según la respuesta esperada.