Cuando un pozo presenta un índice de productividad menor que el esperado, o una tasa anormal de declinación, lo primero que hay que abordar es la posible existencia de daño a la formación, sin embargo esto debe ser demostrado por medio de un análisis sistemático, que permita identificar si en realidad existe daño a la formación.
Si logramos identificar que la causa aparente de la baja tasa de productividad de un pozo se debe a la presencia de daño, se podrá contar con un posible método cuyo mecanismo seria un tratamiento químico.
Sin mas preámbulos a continuación los distintos métodos disponibles para evaluar la presencia de daño:
Prueba de restauración de presión con tubería de perforación (DST).
Conviene destacar que la prueba DST es usada en formaciones nuevas para confirmar el potencial de producción de un pozo, sin embargo si los análisis de los ripios establece presencia de hidrocarburos si se corre un DST y la presión se restaura rápidamente durante el periodo de cierre a pesar de que hay gran diferencia entra la presión de flujo inicial y final en poco tiempo, esto significa que hay transmisibilidad de la presión, pero muy poca al flujo, lo cual puede ser debido al daño a la formación.
Registros de resistividad.
El grado y profundidad de la invasión del filtrado durante la perforación puede ser estimado por medio de los registros eléctricos (Dual inducción, Inducción Latero Log, etc.) El grado de invasión ha sido clasificado: Invasión poco profunda, invasión medianamente profunda, invasión profunda, los registros dan una idea semicuantitativa de posible daño durante la producción. La combinación del Dual Inducción Y el Latero Log son generalmente suficientes en muchos casos para indicar la profundidad de la invasión del filtrado.
Revisión de las historias de perforación/terminación/reparación del pozo.
Es el paso critico de diagnostico de daño a la formación, ya que es durante estas operaciones cuando se causan la mayoría de los daños detectados. Es importante revisar, dentro de la historia de perforación, la composición detallada del lodo, día a día mientras se estuvo perforando el yacimiento, y detectar todos los aditivos que se le agregaron al lodo, y en que concentraciones. Se debe conocer la composición química de estos aditivos para determinar sus posibles efectos sobre la formación. También se deben detectar la ocurrencia de problemas tales como: pegamientos de tuberías, perdidas de circulación, fallas en el funcionamiento del equipo de control de sólidos, reducción o aceleración en las tasas de penetración.
En el análisis de los procesos de terminación y reparación, es importante revisar la composición del fluido utilizado, sobretodo el que estaba presente en el momento del cañoneo, para determinar posibles interacciones con el filtrado del lodo, los fluidos de la formación y las rocas. También es importante conocer el método de cañoneo, la densidad y penetración de los disparos, y el fluido utilizado para controlar el pozo después del cañoneado. Si el pozo ha sido completado con empaque de grava o ha sido fracturado como parte de la completación, hay que revisar los fluidos utilizados para estos procesos. Se debe determinar además el nivel de filtración de los fluidos.
Revisión de la historia de producción.
Las curvas de historia de producción se deben revisar para determinar la existencia y la extensión relativa del daño. Estas curvas han de graficarse en papel semilogarítmico, mostrando en el eje de las ordenadas el logaritmo de la tasa de producción (barriles por día), contra una escala de tiempo que generalmente esta en años y subdividida en meses. En estas curvas puede verse el comportamiento del pozo y detectarse cambios y anomalías, que pueden ser indicios de daños a la formación.
Es importante ver si los cambios bruscos en la curva de historia de producción están asociados a eventos de reparación o estimulación del pozo, ya que es el mejor indicio del proceso que género el daño.
La declinación brusca es la mejor indicación de que un pozo esta dañado. La curva tiene una declinación normal, se trabaja el pozo, y después de la reparación con un fluido de trabajo, la historia subsiguiente muestra una declinación brusca, mayor que la normal. Esto es indicación de daño por causa del fluido utilizado y puede ser tratado químicamente.
Un cambio suave y gradual en la pendiente de la curva es indicación de la acumulación gradual de depósitos en la tubería, situación que puede corregirse con tratamiento químico.
Cuando un pozo presenta un índice de productividad menor que el esperado, o una tasa anormal de declinación, lo primero que hay que abordar es la posible existencia de daño a la formación, sin embargo esto debe ser demostrado por medio de un análisis sistemático, que permita identificar si en realidad existe daño a la formación.
Si logramos identificar que la causa aparente de la baja tasa de productividad de un pozo se debe a la presencia de daño, se podrá contar con un posible método cuyo mecanismo seria un tratamiento químico.
Sin mas preámbulos a continuación los distintos métodos disponibles para evaluar la presencia de daño en un pozo:
Análisis de Estimulaciones Previas.
Es importante analizar las estimulaciones previas hechas en pozos del mismo yacimiento para determinar si se ha tratado de eliminar un tipo de daño recurrente, la efectividad de las estimulaciones realizadas y en caso de fracasos, determinar si se han dañado más los pozos, por que mecanismos y tratar de mejorar los diseños.
Comparación con Pozos Vecinos.
La comparación del comportamiento de un pozo con el de sus vecinos del mismo yacimiento puede hacerse de varias maneras. Existe una forma rápida de detectar un comportamiento anormal de un pozo comparado con sus vecinos, por ejemplo:
La siguiente tabla permite observar el comportamiento de 4 pozos vecinos, en el mismo yacimiento. La columna Øh es una comparación cualitativa del potencial de la formación. La porosidad y el espesor de la formación pueden obtenerse del análisis de los registros de pozo.
Análisis Nodal.
El análisis nodal es una herramienta para detectar el daño de formación y determinar los procedimientos de estimulación efectiva, mediante este método se puede optimizar la producción en pozos de petróleo y gas, evaluando el efecto de varios componentes, tales como : el tamaño de la sarta de tubería, válvula de seguridad, las restricciones del hoyo y técnicas de completación, incluyendo empaque con grava y pozos perforados en forma convencional, cada componente se evalúa por separado y por ultimo se combinan para optimizar el sistema completo a fin de obtener la mas eficiente tasa de flujo.
Pruebas de Análisis de Presión.
Los datos de presión pueden ser utilizados para determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo para medir cuan eficiente ha sido una estimulación, se debe tomar en cuenta que se requiere q haya una mínima caída de presión (drawdown) dentro del yacimiento o sea que la diferencia (Pe-Pwf) sea mínima lo cual resultará en la máxima presión fluyente en el fondo del pozo para levantar los fluidos producidos.
Para cuantificar el daño existen varios métodos de interpretación de restauración de presiones siendo el más adecuado el de Horner. Para el análisis de pruebas de restauración de presión, por el método de Horner si hay la presión estática promedio del yacimiento, la presión del fondo fluyente, la permeabilidad efectiva, la pendiente de la línea recta y un factor de daño total.
Pruebas de Flujo a Través de Núcleos.
Las pruebas de laboratorio utilizando núcleos y fluidos de los yacimientos es otra manera de reproducir los fenómenos que han ocurrido a nivel del pozo. Esto permitirá determinar la existencia del daño, los mecanismos que la provocan y las posibles soluciones al mismo. Las técnicas más empleadas son:
Petrografía.
Mineralogía.
Pruebas de flujo a través de los núcleos.
Caracterización de los fluidos.
Compatibilidad de los fluidos.
A continuación se describen los análisis necesarios para determinar la composición mineralógica de la formación a la que se le va a diseñar un tratamiento químico. Las herramientas de laboratorio disponibles son:
Difracción de rayos X.
SEM Microscopia electrónica de barrido.
Técnica de electrón retrodispersado para análisis de ripios.
Microscopia óptica de secciones finas (análisis petrográfico).
Pruebas de solubilidad en ácidos.
Análisis tamizado (granulometría).
Curvas de respuesta a ácidos.
Como se puede observar, todos estos análisis requieren que se disponga de núcleos de la formación, lo cual no es frecuente, a menos que se trate de pozos exploratorios, o perforados para algún proyecto de recuperación secundaria importante y mas frecuentemente, ripios o cortes obtenidos durante la perforación, con los que hay que tener especial cuidado, ya que hay que observarlos al microscopio para separar de ellos los que representen arena de formación para ser analizados.
Análisis de Difracción de Rayos X.
Es la técnica mas utilizada en la determinación de los compuestos presentes en los núcleos. Su gran avance a permitido desarrollar patrones para identificación de cristales complejos, mediante la medición del Angulo de difracción de rayos X sobre una muestra de roca se puede identificar los minerales que la componen si se tiene un patrón con el cual comparar.
Para la realización de este análisis basta con pequeñas cantidades de muestra, por lo que pueden usarse recortes de núcleo como cortes de perforación.
Este análisis puede ser usado para la identificación de escama, cada compuesto químico de los diafractogramas tiene una manera característica de presentación, lo permite su identificación. Este es el método más rápido y el que requiere menos cantidad de muestra.
Procedimiento:
Inicialmente la muestra es disgregada en un mortero de ágata para homogeneizar y pulverizar los cristales.
Luego un grano es orientado al azar mediante la invasión el alcohol etílico y depositada en una lamina de vidrio.
Por ultimo la muestra se seca al aire libre y se somete al análisis por distracción de rayos X.
La lámina de vidrio es colocada dentro del goniómetro del equipo y sometida a condiciones de rayos X con un tubo emisor de cobre a 20 miliamperios y 30 kilovoltios.
El registrador del equipo es calibrado a 1 grado/centímetro/minuto, luego de transcurrir 30 minutos es retirado el diafractograma del registrador y se procede a la identificación cualitativa de los minerales a través de curvas patrón.
Finalmente se calcula semicuantitativamente la relación de porcentaje de cada uno de los minerales identificados.
Microscopia Electrónica de Barrido.
A través de esta técnica pueden reconocerse los diferentes tipos de arcilla y observar su localización en los poros. Es útil para ver la variación de una muestra antes y de aplicar un tratamiento.
Para la realización de esta técnica las muestras se preparan y se recubren con una capa delgada de grafito, luego se observan en el microscopio electrónico de barrido, mediante esta técnica se obtienen macrofotografías mediante la cual se pueden obtener la siguiente información:
Porosidad porcentual en dos dimensiones.
Composición mineral
Distribución del tamaño de los poros.
Distribución del tamaño del cuello de los poros
Distribución granulométrica
Componentes insolubles del lodo de perforación, como barita y bentonita, para hacer seguimiento al comportamiento del lodo.
Microscopia Óptica de Secciones Finas.
Permite el reconocimiento de la evolución diagenética de la formación y su relación con los cambios de porosidad/permeabilidad de un modo cualitativo.
Pruebas de Solubilidad en Ácido.
Estas pruebas permiten conocer el porcentaje de muestra que es soluble en ácido. Para realizar las pruebas se pesa las muestras antes de la acidificación y se coloca en ácidos durante dos horas. Luego se seca y se pesa el remanente de la muestra, y se calcula el porcentaje de muestra que es soluble al ácido, la solución que queda de los minerales que reaccionan con el ácido se analiza por absorción atómica para saber cuáles minerales de la roca reaccionaron con el ácido serán los productos que permanecen solubles.
Análisis Tamizado.
El análisis tamizado por muestras de pared mostrara grandes cantidades de material muy fino de 45 micrones en las formaciones con alto contenido de arcillas, esta es la cantidad de material que quedara en el tamiz ciego. El volumen corresponderá aproximadamente con el porcentaje soluble en HF.
Conclusión:
Basados en la gran variedad de problemas que podrían presentarse en la producción de petróleo siendo en este caso por daños a la formación, con estos distintos métodos se busca de una forma óptima y eficaz solucionar lo mas rápido posible la repentina baja de productividad en un pozo adherentes a esta problemática y desarrollar además el estudio y análisis para prevenir futuros eventos que podrían volver a presentarse sobre la producción los cuales producen un cambio brusco de los pozos en los yacimientos en general, es decir una disminución no natural de la tasa de producción.
Bibliografia consultada: