El documento detalla las pérdidas de filtrado durante la perforación de pozos y propone el uso de obturantes para mitigar el daño a la formación. Se presentan pruebas de laboratorio que evalúan diferentes combinaciones de obturantes, logrando un grado de invasión significativamente reducido en las muestras. El estudio concluye que ciertos obturantes pueden mejorar la contención del filtrado y preservar la permeabilidad del reservorio.

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Control de Invasióndel filtrado
aplicando Liquid Casing
Autor:Ing.Jorge Augant Hdz.
Gerenciade Desarrollode Negocios
Junio 2018

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Introducción
Desde el momento en que la barrena inicia a
perforar la zona productora ésta, es sometida a
una serie de alteraciones provocadas por el fluido
de perforación que determinarán, finalmente la
capacidad de producción de dicha zona
productora.
Esta reducción en la producción la conocemos
como “Daño a Formación” y se define como la
alteración del área cercana al pozo de la zona
productora, como resultado de la interrelación de
fluidos ajenos a los contenidos naturalmente en
dicha roca.
Para prevenir el flujo de fluidos hacia la
formación, la presión hidrostática del lodo debe
ser mucho menor que la presión de poro, sin
embargo, si la presión del lodo es menor que la
presión de la formación se puede perder el
control del pozo. Por otra parte, el lodo tiende a
invadir las formaciones permeables debido al
sobrebalance entre las presiones, sin embargo,
estás perdidas que pueden llegar a ser masivas,
logran ser controladas mediante partículas
introducidas dentro de la formulación del lodo
que se posicionan sobre la cara del pozo,
formando un enjarre de permeabilidad
relativamente baja que limita el flujo del filtrado
de lodo. Las partículas más grandes se depositan
en el exterior y forman un puente externo, las
medianas forman un enjarre interno y las más
pequeñas pueden penetrar sin restricción. Como
resultado, tres zonas son establecidas:
 Enjarre externo,
 Enjarre interno y
 Zona invadida de lodo
Invasión de una formación permeable por lodo de
perforación.
Filtración estática
La filtración estática tiene lugar cuando el lodo no
está circulando y, por lo tanto, no se altera el
espesor del enjarre. Larsen (1938), encontró
que, si un lodo de perforación es filtrado a través
de un papel a temperatura y presión constante,
el volumen de filtrado 𝑉𝑓 es proporcional a √𝑡,
más una perdida inmediata de filtrado llamada
mud spurt [12]
De esta forma las propiedades de filtración de
diversos lodos pueden ser evaluadas midiendo el
volumen de filtrado acumulado en función del
tiempo.
Filtración dinámica
Tiene lugar cuando el lodo es circulado y el
espesor del enjarre es constantemente
erosionado y modificado. Las tasas de filtración
dinámica e invasión son mucho más altas que las
tasas en un sistema estático. Cuando la roca es
expuesta por primera vez, la tasa de filtración es
muy alta y el enjarre crece rápidamente. Sin
embargo, esta tasa de crecimiento disminuye
con el paso del tiempo; eventualmente la erosión
es igual a la tasa de crecimiento, preservando un
espesor del enjarre casi constante.

3. 3 | P a g e
Radio de invasión
Una barrera o daño localizado alrededor del pozo
ocasiona dificultad en el flujo de las fases de
aceite o gas. Esta zona es producto de la
invasión de filtrado y partículas sólidas y depende
de un conjunto de variables presentes durante la
perforación del pozo.
Teóricamente esta zona se ha definido como el
área de un cilindro de radio regular debido a la
invasión de un volumen finito de filtrado [13], ver
Figura 1-5; sin embargo, este concepto es
erróneo ya que las propiedades petrofísicas
varían durante la perforación; por otra parte, el
tiempo de exposición es mayor para los primeros
pies perforados, de modo que el radio de
invasión toma la forma de un cono, ver
Radio de invasión para tiempos de exposición al
lodo constantes y no constantes.
Desarrollo
Durante la perforación, el daño de la formación
es atribuido a dos fuentes, principalmente:
 La Invasión del filtrado del fluido de
perforación
 Migración de sólidos finos y ultra finos,
cuya fuente puede ser el propio fluido de
perforación o de la propia formación
La introducción y asentamiento de esto sólidos
móviles hacia el interior de las zonas
productoras, provocaran bloqueos de los canales
interporales y reducción en la permeabilidad de
la formación.
La principal causa de daño a formación causado
durante el proceso de perforación se relaciona
con los sólidos finos que migran hacia el interior
de la formación productora, cuando el tamaño de
dichos sólidos es mucho más pequeño que los
poros, permiten que los finos migren a través de
ellos durante la formación del enjarre del fluido
de perforación, restringiendo los poros y
causando una reducción en la permeabilidad de
la roca.
Los numerosos mecanismos que resultan en
daño de formación, pueden generalmente ser
clasificados por la forma en que ellos decrecen o
afectan la producción.
 Reducción de la Permeabilidad Absoluta
 Las partículas y materiales ocupan
parcialmente o totalmente el espacio
poroso de la formación:
 Presencia de finos o arcillas.
 Sólidos de fluidos de perforación,
completación, reacondicionamiento
(reparación).
 Depósitos orgánicos e inorgánicos

4. 4 | P a g e
 Reducción de la Permeabilidad Relativa
 Reducción de la Permeabilidad
Relativa
 Cambio en la Humectación
(mojabilidad) al aceite
 Cambios en la saturación de fluidos
 Viscosidad
 Formación de Emulsiones
Alternativas de Fluidos para
Perforar zonas de arenas
deleznables o Productoras
Todos los efectos negativos del filtrado del
lodo, pueden y deben ser controlados para
mitigar los riesgos durante la construcción o
reducir el daño a formación.
El uso de Polímeros reductores de filtrado a
permitido controlar efectivamente el filtrado
de los fluidos de perforación. Sin embargo,
los costos de estos aditivos se incrementan,
en la medida que se requiere reducir aún
más el filtrado.
Con el propósito de encontrar una alternativa
efectiva en reducir la filtración,
principalmente en zonas constituidas,
predominantemente por arenas, se
desarrolló un estudio de laboratorio,
destinados a controlar la invasión del filtrado
de los fluidos de perforación y, además,
obtener un elemento que refuerce y
estabilice la pared del pozo particularmente
en tramos extensos de arenas y arcillas
dispersable.
PROTOCOLO DE PRUEBA:
Para realizar las pruebas se utilizó un
aparato que permitía simular una zona con
alta permeabilidad, a la cual se somete a la
presencia de un fluido de perforación (Base
Agua o Base Aceite) y se le aplica 100 psi de
presión.
1. Por un tiempo de 10 min, se mide el grado
de invasión del fluido de perforación, en
las condiciones con las que se esté
trabajando, en una arena 20:20, (media a
gruesa). Y se determina porcentualmente
la presencia de fluido en el cuerpo de
arena.
El volumen de arena que se invade,
dependerá directamente de las
características del fluido y de la capacidad
del mismo, para formar un enjarre
impermeable
2. Posteriormente se aplica presión de 100
psi por un periodo de 30 minutos y de mide
la cantidad de fluido, que pasa a través del
cuerpo de arena

5. 5 | P a g e
3. El porcentaje de invasión se determina a
través de la relación entre, los centímetros
invasión dividido por la altura total de la
arena, antes de iniciar
Característica de la arena utilizada para
la prueba
La muestra de arena de la izquierda, fue
utilizada en todas las pruebas realizada para
evaluar cada uno de los obturantes
comerciales. A la derecha corresponde a
una muestra de arena obtenida del pozo
Rabasa 156. Se puede observar que esta
última es muy fina. Sin embargo, El largo del
tramo a ser perforado con ese tipo de arena
es de más de 1000 mts
RESULTADOS
El primer objetivo conocer el comportamiento
de los distintos materiales obturantes que se
encuentran disponibles en el mercado. El
fluido de prueba correspondió a un lodo base
aceite de un pozo Rabasa. Las propiedades
físicas del fluido de referencia eran las
siguientes:
Propiedades del Fluido de referencia.
(Muestra obtenida del pozo Rabasa 156)
Fluido de Referencia
Sin tratamiento
L600 39
L300 22
L200 15
L100 9
L6 2
L3 1
Va 19.5
Vp 17
Pc 2
FILTRADO 5.2

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El fluido de emulsión inversa sin obturante y con una densidad de 1.16 gr/cc, dio como referencia
una invasión de 34%. A partir de este valor se realizaron pruebas con diferentes combinaciones
de obturantes comerciales disponible en el mercado, cuyos resultados se detallan a continuación:
Desarrollo
Prueba 1
Porpiedades del Fluido
L100 9 10
L6 2 2
L3 1 1
Va 19.5 21
Vp 17 18
Pc 2 6
FILTRADO 5.2 3.2
Prueba 2
Fluido Sin tratamiento Fluido
con
Obturante
L600 39 42
L300 22 24
L200 15 17
L100 9 10
L6 2 2
L3 1 1
Va 19.5 21
Vp 17 18
Pc 2 6
FILTRADO 5.2 3.2
La concentración y combinación de los obturantes aplicado en esta prueba, mejoró
sensiblemente el sello del cuerpo de arena, permitiendo, además, demostrar que la invasión si
bien continuó en el tiempo, los sólidos fino y ultra fino no migraron hacia el cuerpo arenoso.
Prueba CaCO3
Fino
Kg/m3
CaCO3
Grueso
Kg/m3
LIQUID
CASING
Fino Kg/m3
1 10 10 3.5
Prueba CaCO3
Fino
Kg/m3
CaCO3
Grueso
Kg/m3
LIQUID
CASING- Fino
Kg/m3
2 15 15 15
La muestra dos se dejó por espacio de 24
hrs. Y presión constante de 100 psi, sin
obtener un incremento en la filtración,
solo se observa el desplazamiento de la
fase continua del fluido.

7. 7 | P a g e
Este factor resulta ser de gran importancia, frente a las zonas productoras, debido que
la ausencia de los sólidos no representará riesgo de bloqueos en los canales interporales.
El grado de invasión alcanzó en esta prueba un 11.3%.
En esta prueba el carbonato de Calcio malla 325 y malla 200, se distribuyen adecuadamente
en los espacios porales, siendo que el obturante celulósico Liquid Casing, permite que dichos
granos permanezcan en su posición obstruyendo el espacio entre los granos de la arena.
Prueba 3
Fluido Sin
tratamiento
Fluido
con
Obturante
600 39 42
L300 22 24
L200 15 17
L100 9 10
L6 2 2
L3 1 1
Va 19.5 21
Vp 17 18
Pc 2 6
FILTRADO 5.2 3.2
En la prueba 3, se reemplazó el carbonato de Calcio granular por carbonato de Calcio en
escamas, este tipo de obturante en escamas, alcanzó un grado de invasión de 14.3 %,
probablemente debido que a las láminas de carbonato requieran una mayor concentración del
obturante celulósico Liquid Casing, para fijarse sobre la pared.
Prueba 4
Fluido Sin tratamiento
Fluido con
Obturante
L600 39 41
L300 22 22
L200 15 15
L100 9 9
L6 2 2
L3 1 1
Va 19.5 20.5
Vp 17 19
Pc 2 3
FILTRADO 5.2 4
Prueba CaCO3
Esc. Fino
Kg/m3
CaCO3 Esc.
Grueso
Kg/m3
LIQUID
CASING -
Fino Kg/m3
LIQUID CASING
- Grueso
Kg/m3
3 10 10 3.5 3.5
Prueba CaCO3 F
Kg/m3
CaCO3 G
Kg/m3
LIQUID
CASING - F
Kg/m3
LIQUID
CASING - G
Kg/m3
4 10 10 3.5 3.5

8. 8 | P a g e
Aplicación de Liquid Casing en pozos del terciario, de la Región Sur
Arrollo Prieto
EL grado de Invasión, que el fluido de emulsión inversa, alcanzó antes
del tratamiento, fue de un 30 %. Se tomó una arena de tamaño medio
a grueso como material para simular las condiciones de la formación
en un escenario menos favorable al control de invasión.
Debido a un sobre presionamiento en el espacio anular, se indujo una
pérdida de fluido.
Se realizaron pruebas a nivel de laboratorio simulando las
condiciones de la operación, llegando a proponer un tratamiento con
material obturante combinando Liquid Casing, con Carbonatos medio
y grueso. Obteniéndose los siguientes resultados
Tratamiento
Fluido Concentración de Obturantes
( Kg/m3)
Densidad CaCO3 -
Fino
CaCO3
Grueso
LIQUID
CASING - Fino
1.41 20 20 60
El bache obturante diseñado, tuvo un grado de invasión de 3.8%,
como se puede observar en la imagen de la derecha. Al aplicarse,
se consiguió solucionar totalmente el problema, permitiendo
continuar con las operaciones, correr TR y cementar el pozo sin
nuevos eventos de pérdida de fluido.

9. 9 | P a g e
Pruebas Comparativas con sistemas de control de
perdidas
El objetivo de este set de pruebas, además, de verificar el grado de invasión fue estudiar el
comportamiento de los materiales obturantes con el transcurso del tiempo. En otras palabras, cuan
efectivo y rápido una combinación de materiales obturantes consiguen contener una perdida y su
comportamiento con el tiempo.
Tabla 1
30Seg. 1Min. 5Min. 7.5Min. 10Min. 15Min. 30Min
CaCO3Esc.
Fino
CaCO3 Esc.
Grueso
Liquid
Casing -
Fino
Liquid
Casing -
Grueso
Grafito
Medio
Grafito
Fino
LCM
Totalde
Material
agregado
Muestra 1 6.5 6.5 1.5 5.5 4 6 8.5 38.5 1.16 40 25 14 79 10%
Muestra 2 6 1.5 1 1 2.5 4.5 7 23.5 1.16 15 15 6 6 6 48 17%
Muestra 3 6.8 1.9 1 1.1 1.9 3.1 4.6 20.4 1.16 15 15 10 10 8 12 70 11%
Muestra 4 3.2 2.4 2.6 0.2 1.3 0.4 3.4 13.5 1.16 40 25 14 79 10%
Muestra 5 3.4 2.2 2.9 1.8 2.6 1.4 3.8 18.1 1.16 30 12 12 54 13%
Muestra 6 3.6 2.8 1.1 1 2.1 1.8 3.5 15.9 1.16 30 20 20 70 9%
Muestra 7 3.8 1.4 0.4 0.2 0.7 0.6 1 8.1 1.16 15 15 20 12 8 12 82 7%
Muestra 8 3.2 1.2 0.3 0.2 0.2 0.4 0.7 6.2 1.16 20 20 20 60 20%
Invasión %
SP=
Mililitros
Tiempo
Totalde
filtrado
Densidad
Gr/cc
ConcentraciondeObturamtes (Kg/m3)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
38
40
Muestra1
Muestra2
Muestra3
Muestra4
Muestra5
Muestra6
Muestra7
Muestra8
Volumenfiltradoml
Comportamiento de Obturación
30 Seg. 1 Min. 5 Min. 7.5 Min. 10 Min. 15 Min. 30 Min

10. 10 | P a g e
Desarrollo de las pruebas
Se utilizó un equipo PPT, con un disco de 35
Darcy aplicando una presión de 100 psi. Las
tomas de registro de hicieron a los 30 seg. de
aplicada la presión, con el objeto de evaluar
la efectividad de las mezclas para obturar.
La muestra a 30”: Las muestras que
presentaron una rápida contención de la
pérdida fueron las muestras 4; 5 y 8. Estas
muestras han obturado rápidamente,
aportando bajo volúmenes de filtrado, (entre
3.2 y 3.6 cc). Sin embargo, hay que
considerar que el volumen total de material
obturante en la muestra 4 es de 79 kg/m3,
contra los 54 y 60 Kg/m3 de las muestras 5 y
8 respectivamente. Esto refleja un aspecto de
costo importante, a ser tomado en cuenta en
el momento de definir la aplicación.
En cada una de las estaciones de toma de
muestra se puede observar, que en general
los aditivos utilizados para controlar la
invasión, presentan un mejor resultado,
comparado con el fluido original, a pesar que
este cumple con las condiciones que se
especifican en la norma.
Sin embargo, las muestras 7 y 8, demuestran
tener un mejor control sobre la esta última
presentan una mejor respuesta controlando la
infiltración de fluido, a partir de la segunda
toma de muestra al cumplirse el primer
minuto. Este efecto de sellado es el deseable
para un fluido de perforación que se aplique
principalmente frente a la zona productora.
El resultado final nos demostró que el fluido
tratado con Liquid Casing (Muestra 8), al ser
incorporado a la formulación del fluido de
perforación, mantiene estable la pared del
pozo, generando un mejor calibre y
permitiendo mejores condiciones para las
operaciones de cementación. Pero, sobre
todo, permite perforar la zona de interés con
una mínima interferencia reduciendo el daño.
Sección del Terciario perorado con Fluido Polimérico –
Inhibido, tratado con Liquid Casing
Conclusiones:
Para minimizar el Daño de Formación durante
la perforación del pozo se debe tener en
cuenta:
 Calidad del fluido de perforación y la presión
diferencial ejercida contra la formación
 Interacción del filtrado del lodo con los
fluidos y minerales que contiene la roca y de
la invasión de sólidos tanto del lodo como de
los recortes de la barrena.
 Perforar con la densidad de lodo más baja
posible (Según la curva de Presión de Poro)
 El lodo debe tener una resistividad definida
para que cuando se corran los registros se
pueda derivar la resistividad de la formación.

11. 11 | P a g e
 Control de pérdidas de circulación.
 Hinchamiento de las arcillas presentes en la
formación.
 Cambio de mojabilidad de la roca que reduce
el flujo del petróleo y/o gas en la formación
hacia el pozo.
 El arrastre de partículas sólidas del lodo hacia
la formación sellando las vías de flujo de los
fluidos hacia el pozo.
 Formación de emulsiones del fluido de
perforación con el fluido de la formación que
bloquea y sella la formación al flujo.
 Si se perfora más rápido de lo que se circula
el lodo, las partículas finas penetran en la
formación.
 La lechada de cemento también produce
alta perdida de filtrado y los sólidos pueden
penetrar a la formación.
 El cañoneo con presiones diferenciales
altas a favor del fluido de completamiento
crea una zona de compactación alrededor
de las perforaciones.
Bibliografía de Consulta
1. Variables que afectan la magnitud del radio de invasión la pérdida de permeabilidad - Ing.
Johanna Vargas Clavijo
2. ¿Es posible que durante la perforación de los pozos se minimice el daño de formación? -
Instituto Colombiano de Petróleos
3. Daño a la formación por minerales de arcillas
4. Mecanismos de Daño a la Formación – Ing. Marcelo Madrid
Comentarios: Mr. Gabriel Forest
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