El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util

1. Materia:
Estimulación de Pozos
Ácidos y No Ácidos
Alumno:
Carlos Eduardo Prados Izquierdo
Petroleum Engineering
Grade: VI Group: B
1
Ing. Guilmer Cerino
Córdova

2. Daño a la
Formación
Características
También puede obtenerse a partir de la
siguiente expresión:
Donde:
K: Permeabilidad media de la formación
productiva
Ks :Permeabilidad media de la zona afectada
por el daño (skin)
rs : Radio desde el centro del pozo al borde
externo del skin
rw: Radio del pozo
•Pozo dañado. En este caso, existen
restricciones adicionales al flujo hacia el pozo.S>0
•Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen
restricciones de flujo hacia el pozo. El pozo
está produciendo con un diámetro igual al
real.
S=0
•Pozo estimulado. El pozo estará produciendo
más de lo esperado, este valor puede tener que
ver con alguna estimulación provocada por
fracturación hidráulica o estimulación ácida.
S<0
Se define como "cualquier factor que afecte a la
formación reduciendo o impidiendo la producción de
hidrocarburos en un pozo".
El daño de formación también puede definirse como
la reducción del flujo natural de los fluidos de la
formación hacia el pozo debido a la disminución de
la permeabilidad original de la formación. Este daño
puede ocurrir de manera natural o puede ser
provocado artificialmente.

4. Daño vs
Pseudodaño
Daños en la formación en los alrededores
del pozo, este actúa directamente en el
sistema poroso, disminuyendo la porosidad
y permeabilidad en la zona skin.
Daño superficial en la cara de la
formación, Desgaste mecánico producido
por el trepano de frotamiento, Desgaste
mecánico producido por el flujo durante la
perforación.
Invación y Daño a la
FormaciónTaponamiento causados por migración
de finos.
Los finos son pequeñas partículas que están
adheridos a las paredes de los poros de la roca.
Causan un taponamiento severo y una disminución
en la permeabilidad del medio poroso en la región
cercana al pozo.

5. Precipitación Orgánica
Partículas ya presentes en el crudo y se precipitarán
bajo cambios rápidos de temperatura o presión.
 Asfáltenos
 Parafinas
 Ceras
teracciones Fluido-Fluido
Precipitación Inorgánica
Causado por incompatibilidad de fluidos,
producción de agua o cambios rápidos en
temperatura o presión.
 Carbonato de cálcio.
 Sulfato de cálcio.
 Sulfato de bário.
 Carbonato de hierro.
 Oxido férrico .
 Sulfato de estroncio.

6. Bloque por Agua
Fenómenos Interfaciales
Bloqueo por Emulsiones
Es la interacción de Fluidos que usamos en la
Perforación, Cementación, Terminaciones, Reparaci
ones , Estimulación, etc. con los Fluidos de la
Formación. Esto causa problema de Emulsiones de
alta viscosidad que ocupan el espacio poroso y por
consiguiente obstrucción de hidrocarburos.

7. Inversión de
Mojabilidad
Mojabilidad es la capacidad que tiene un liquido de extenderse y dejar una traza
sobre un solido y se determina a partir del Angulo que el liquido forma en la superficie
del solido. A menor ángulo de contacto mayor mojabilidad.
La pérdida de tensio-activos en los fluidos de perforación y terminación, inhibidores de
la corrosión y dispersantes en los fluidos de estimulación, el uso de resinas para el
control de arena puede provocar cambios en la mojabilidad de la región cercana al
pozo

8. Origen del Daño a la
Formación
El daño puede ocurrir durante las operaciones de perforación, terminación o producción
y puede ser el resultado de hinchamiento de partículas arcillosas en arenas limosas,
invasión de partículas del lodo de perforación, precipitación química, formación de
emulsiones, desarrollo bacterial, aumento en agua innata y depósitos de parafina o
asfáltenos.
Daños de Origen BiológicoEl daño puede ocurrir durante las operaciones de perforación, terminación o producción
y puede ser el resultado de hinchamiento de partículas arcillosas en arenas limosas,
invasión de partículas del lodo de perforación, precipitación química, formación de
emulsiones, desarrollo bacterial, aumento en agua innata y depósitos de parafina o
asfáltenos.
Daños de Origen durante la
perforación
El objetivos de los fluidos son garantizar la seguridad de
las perforaciones y operaciones que se llevan a cabo en
el pozo, así mismo maximizar las tasas de operación.
 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.
 Propiedades físicas y químicas
 Tiempo de circulación y en el que el fluido permanece estático.
 Propiedades de la roca , porosidad permeabilidad y fracturas.
 Diámetro del hueco.
 La velocidad anular.

10. Daños de Origen durante la
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 en estas operaciones, ya que estas por ser porosas y
permeables permiten la filtración de ciertos productos químicos de la lechada de
cemento que pueden influir en la composición de las aguas de formación, provocando
precipitaciones que van taponando los poros hacia el interior de la formación
reduciendo su permeabilidad.
Daños de Origen
durante los
Disparos
Debido a que las formaciones
productoras son porosas,
permeables y además no
consolidadas, en la operación de
disparos 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 (Sobrebalance), se
puede reducir la permeabilidad de
la roca por el taponamiento de los
poros con finos triturados de la
misma formación, por residuos de
los disparos y contaminantes del
fluido utilizado durante los mismos.

11. Daños de Origen durante la
Terminación y Reparación
Fluidos que siempre contienen algunos sólidos, incluyendo productos de corrosión, las
bacterias y los desechos de la perforación de pozo 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 reservorio por un margen de
seguridad (normalmente de 300 a 600 psi). Cantidades importantes de sólidos pueden
ser empujados en la formación, resultando en una pérdida de permeabilidad en la
región de agujero cerca del pozo.
Otro tipos de daño
 Durante la limpieza del pozo
 Durante el tratamiento ácido
 Daño por pozos inyectores
 Depósitos mixtos
 Fangos y arcilla

12. Fracturamiento HidráulicoConsiste en la inyección de fluido a presión desde la superficie a través de una
perforación o pozo hasta una zona determinada del mismo, aislada por sellos, la cual
sufrirá los efectos de la presión hidráulica fracturándose en la dirección del máximo
esfuerzo principal de confinamiento en profundidad. Esta técnica fue desarrollada
como una opción para incrementar la producción y evitar la perforación de un nuevo
pozo.
Consiste en una mezcla de químicos especiales para obtener un fluido apropiado y así
poder bombear la mezcla del fluido dentro de la zona a altas presiones para acuñar y
extender la fractura. Inicialmente un fluido es bombardeado para la fractura inicial, la
primera cantidad de fluido que entra en la fractura se encarga de la creación de la
misma y del control de la pérdida de fluido en la formación. Las fracturas se propagan
a medida que se continúa bombeando el fluido. Se podría considerar que después de
fracturar un pozo, se origina un cambio de patrón de flujo radial o lineal.

14. Fracturamiento AcidoEl fracturamiento acido es un proceso de estimulación de pozos en el cual acido,
generalmente el acido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una
presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas existentes.
El acido fluye de manera no uniforme en la fractura, disolviendo la roca en la cara de la
misma, la longitud de la fractura depende del volumen de acido, ritmo de reacción, y
perdidas de filtrado.
Se inyecta un fluido acido a una presión lo suficientemente alta para sobrepasar la
resistencia mecánica de la roca y establecer en ella una fractura o abrir una fractura
preexistente ocasionada en el momento del cañoneo.
Longitud de fractura efectiva: Está
controlado por pérdida de fluido,
ritmo de reacción, y gasto de ácido
en la fractura.
Conductividad de la fractura: Este
parámetro determina la efectividad
de la misma, depende del ritmo de
reacción del ácido con la
formación y en la forma en que este
grava las caras de la fracturas al
terminar el tratamiento.

15. Geometría de las FracturasAlgunas consideraciones importantes a tener en cuenta para determinar las geometría
de la fractura son:
 Material isotrópico y homogéneo
 Comportamiento elástico lineal
 Reología conocida
Dado a que el menor esfuerzo se encuentra usualmente en dirección horizontal, las
fracturas suelen ser en pozos verticales. El esfuerzo mínimo en sitio domina el desarrollo
de la fractura. Cuando este esfuerzo disminuye durante el fracturamiento puede haber
un crecimiento incontrolado, la mayoría de las fracturas son de crecimiento vertical
controlado.
La fractura se crea y se propaga siempre en sentido
perpendicular al de menor esfuerzo de la roca. Por
ejemplo una fractura horizontal se crea cuando el
esfuerzo vertical es menor que el lateral.

16. Fluidos FracturantesLos fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y
llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada.
 Bajo coeficiente de perdida
 Alta capacidad de transporte del apuntalante
 Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y
altas en la fractura.
 Fácil remoción después del tratamiento
 Compatibilidad con los fluidos de formación.
 Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.
Existen diferentes tipo de fluidos fracturantes como:
 Base Agua: Se pueden utilizar polímeros solubles en
agua, bajo costo, alto desempeño, fácil manejo en
superficie, minimiza la fricción tubular, no existen
problemas de incendios.
 Base Aceite: Altos valores de viscosidad, el flujo de
retorno es incorporado directamente a la producción,
minimiza perdidas de fluido, previene la decantación de
agente de sostén hacia el fondo de la fractura.
 Polímeros (Viscosificante)
 Los Geles
Un fluido de fractura tiene que
ser compatible con el fluido
de formación y compatible
con la roca.

17. Agente de
Sostén
Previenen el cierre de la fractura tras el bombeo. Se añaden al fluido de fracturamiento
al mismo momento que éste es bombeado dentro de la fractura. ‡ Redondez y
esfericidad.
 ‡ Gravedad específica.
 ‡ Densidad volumétrica.
 ‡ Partículas finas y limos.
 ‡ Resistencia a la ruptura
Agente
Gelificante
Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de
sostén penetre hasta la longitud deseada. El gel debe ser capaz de transportar el
agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación.