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Daño de Formación

1. Definición de daño de formación    


El daño de formación se define como la pérdida de productividad o inyectabilidad de un pozo, resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños durante las operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación del pozo, o de una restricción de los canales permeables asociado con el proceso natural de producción.



También se define como cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsionan las líneas de flujo desde el yacimiento hacia el pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del pozo.



2. Causas de daño de formación



La mayor parte de las operaciones que se llevan a cabo en un pozo petrolero, a lo largo de su vida, pueden ocasionar daños a la productividad del pozo. El daño deformación puede ser originado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo.



Las operaciones de campo como la perforación de pozos, la cementación de tuberías de revestimiento, la terminación o reparación de los pozos, e inclusive las de estimulación son las causas más importantes que generan daño de formación. En estas intervenciones a los pozos la fuente del daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación.



En el transcurso del proceso natural de producción de los pozos, puede originarse también el daño de formación, al alterarse las características originales de los fluidos del yacimiento o las de los minerales que constituyen la roca.


  • Daños durante la perforación: 


La causa más común de daños de formación en los pozos es el proceso de perforación de los mismos. Desde que se empieza a perforar la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del pozo, se expone esta zona al contacto con lodos de perforación y a diferentes operaciones, que afectarán la productividad del pozo.



El daño y su impacto en la producción del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del propio fluido de perforación como de los recortes de la barrena en el medio poroso. El lodo de perforación contiene entre otros materiales arcillas, agentes densificantes y aditivos químicos, todos ellos potencialmente dañinos. La invasión de estos materiales depende de la efectividad del control de pérdida del filtrado y del tamaño relativo de los sólidos y los poros de la formación. Esta invasión puede variar de pocas pulgadas a varios pies.



Adicionalmente la acción escariadora de la broca y de los estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes en la pared del pozo.


  • Daños durante las operaciones de cementación:


En el transcurso de las operaciones de cementación, al bajar la tubería de revestimiento se puede causar una presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo y aumentando las posibilidades de pérdida de fluidos. 




Las lechadas de cemento también producen un alto filtrado y los propios sólidospueden invadir la formación. Los fluidos lavadores y espaciadores, y otros químicos contenidos en la propia lechada de cemento, utilizados normalmente durante la cementación, pueden reaccionar con los minerales y los fluidos de formación, produciendo desestabilización de las arcillas, migración de partículas finas, cambios de mojabilidad y cambios en la saturación de fluidos alrededor del pozo. Los filtrados de lechadas con pH elevado, son particularmente dañinos en formaciones arcillosas, adicionalmente al entrar en contacto con salmueras de la formación de alta concentración de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales.



  • Daños durante las operaciones de terminación/reparación:


Durante la terminación y la reparación del pozo se realizan diferentes intervenciones, como controles de pozo, limpieza del pozo, perforación del intervalo a explotar e inducción del pozo a producción. Estas actividades pueden ocasionar daños de formación.



Durante la perforación del intervalo se recomienda trabajar con un fluido de control libre de sólidos, y una presión diferencial a favor de la formación, debido a que el exceso de presión diferencial contra las zonas productoras puede provocarpérdidas de circulación. Aunque se tomen en cuenta estas precauciones, los túneles de las perforaciones quedan con residuos de las cargas explosivas, de la propia formación y del cemento de la tubería de revestimiento.



Los fluidos usados en este tipo de operaciones son, en general, salmueras de alta concentración de sales, que pueden contener algún polímero para poder sostener sólidos, inhibidores de corrosión y surfactantes. Estas sales disueltas pueden ocasionar reacciones químicas con los fluidos presentes en la formación, y en algunos casos, con los minerales.



Los residuos de los polímeros utilizados, sobre todo en operaciones de empaque de grava, también son una fuente de daño, ya que no se rompen por completo. Existe una tendencia a formar emulsiones entre el agua introducida y el petróleo presente, estabilizadas por partículas finas, o por el exceso de inhibidor de corrosión presente. También puede haber reacciones entre la salmuera que se filtra a la formación y el filtrado del fluido de perforación que ocupa el espacio alrededor del pozo. En general, el resultado de estas interacciones es la formación de emulsiones.



En la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y sólidos que invaden la formación ocasionando daños. Generalmente se usan solventes y productos químicos para remover diferentes materiales (parafinas, asfáltenos, etc.). Estos fluidos son circulados y entran en contacto con la zona productora pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daños por incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los residuos de esta operación circulan hacia el fondo y logran penetrar la formación, es también factible su taponamiento.



  • Daños durante las operaciones de estimulación:


Para realizar una estimulación en un pozo se debe tener cuidado con los fluidos de tratamiento inyectados, ya que pueden producirse precipitaciones secundariaso incompatibilidades con los fluidos de la formación. Una selección inapropiada del fluido de estimulación, o el no tomar en cuenta las condiciones de los pozos en los que se realiza una estimulación, puede llevar a daños severos y en ocasiones permanentes. Los fluidos ácidos de estimulación son de las fuentes de mayor potencialidad de daños. Los fluidos de estimulación llevan productos químicos (ácidos, surfactantes, etc.), que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asfalticos, desconsolidar la roca, causar precipitaciones indeseables, y provocar otros daños de formación.



  • Daños causados durante el proceso de producción:


Los daños más comunes que se pueden observar durante la vida productiva de un pozo son la migración y taponamiento por partículas finas alrededor del pozo, principalmente en los intervalos disparados porque son susceptibles de ser taponados por sólidos (arcillas y otros finos) que emigran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo. Otro daño que se presenta es la precipitación de inorgánicos (sales) y orgánicos (asfáltenos y/o parafinas) al cambiar las condiciones de presión y temperatura, con el consecuente taponamiento del espacio poroso y el daño de formación. Así mismo, en pozos de gas pueden ocurrir fenómenos de condensación retrograda que ocasionan bloqueos de líquidos en la vecindad del pozo.



En ocasiones es necesario utilizar productos químicos para inhibir precipitaciones o corrosión, su efecto puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca en forma desfavorable.



La producción de arena debida a altas velocidades de flujo, producidas por altas presiones diferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo, puede ocasionar daño de formación. Este efecto puede producirse también al comenzar a producir agua, ya que ésta arrastra el material cementante en forma de partículas finas, reduciendo la resistencia mecánica de la roca.



  • Daños causados durante procesos de inyección de gas o agua:


Normalmente se ocasiona daño en estos casos cuando el agua no está tratada apropiadamente, reduciendo la inyectividad por taponamiento debido a sólidos suspendidos en el agua de inyección. Lo anterior se presenta por el uso inadecuado de los filtros, por el contenido de sales no compatibles con el agua de formación, por acarreo de finos de la misma formación, por incompatibilidad con las arcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyección de polímeros, entre otros.



Usualmente el gas alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones antes de llegar al intervalo abierto, originando un efecto de barrido de grasa para roscas, escamas de corrosión u otros sólidos que taponarán los poros del yacimiento. Igualmente, el gas inyectado puede transportar residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo lo cual reduce la permeabilidad al gas y su inyectabilidad.


3. Mecanismos de daño de formación
Se encuentran varios mecanismos por los cuales puede restringirse el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta el pozo. Dentro de estos mecanismos están los que producen precipitados que alteran los poros y la matriz de la roca, por las interacciones roca/fluidos y fluido/fluido; también están los que alteran las propiedades interfaciales entre la roca y los fluidos, y las de la superficie de la roca; además existen daños puramente mecánicos y otros de origen biológico.

Los mecanismos de daño de formación más conocidos son la migración de finos, la acumulación de incrustaciones, la acumulación de parafinas, asfáltenos u otros materiales orgánicos y la acumulación combinada de material orgánico e inorgánico. También el daño de formación puede ser producido por el taponamiento ocasionado por la presencia de partículas extrañas en los fluidos inyectados, cambios en la mojabilidad, hinchamiento de arcillas, emulsiones, precipitados o sludges resultantes de reacciones ácidas, por la actividad bacteriana y por el bloqueo por agua. Estos mecanismos pueden ser naturales o inducidos. 

La figura muestra los diferentes mecanismos de daño de formación más comunes en los pozos de petróleo y gas.

Figura. Mecanismos de daño de formación

Fuente: RESTREPO, Alejandro. A Multi-Parameter Methodology for Skin Factor Characterization.Memorias de la XI Semana Técnica Internacional de Ingeniería de Petróleos. Bucaramanga: BP Colombia, 2008



Publicado: Viernes 28 de Junio de 2013

Temas relacionados: Producción (explotación) de Petróleo y Gas Natural, Perforación de pozos de Petróleo y Gas Natural, Completación de Pozos.

Este texto fue extraído de las Págs. 56 – 62 del trabajo de grado: “Metodología para la Selección de Enzimas Biológicas en Procesos de Estimulación de Pozos”

Autoras:

ZULLY YILEN OTERO GUAUQUE
MÓNICA FERNANDA SALAMANCA VIANCHA

Este trabajo de grado fue presentado como requisito para optar al título de: INGENIERO (A) DE PETRÓLEOS. Universidad Industrial de Santander, Facultad de Ingenierías Físico-Químicas, Escuela de Ingeniería de Petróleos. Bucaramanga 2010.



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Compresores


Los compresores mueven gases y vapores donde deben ser creadas grandes diferencias de presión. Estos son clasificados como dinámicos (centrifugo o axial) o reciprocantes. 

Tipos de compresores 



Los compresores reciprocantes usan pistones para "comprimir" gas a alta presión. Estos son comunes en los sistemas de manipulación de gas natural y otros sistemas a alta presión, pero de menor aplicación en procesos. Los compresores reciprocantes pueden producir muy grandes diferencias de presión, pero debido a que ellos producen un flujo intermitente, pueden requerir un tanque receptor grande para atenuar la intermitencia.



Los compresores dinámicos usan aspas rotatorias para impartir velocidad y presión a la corriente de fluido. Estos operan a altas velocidades y son accionados por turbinas de gas o vapor o por motores eléctricos. Los compresores dinámicos tienden a ser más pequeños y ligeros (y por lo tanto menos costosos) que las máquinas reciprocantes para el mismo servicio.



Los gases entran a un compresor axial a través de una boquilla de succión y es direccionada hacia la primera etapa del impulsor mediante un conjunto de ranuras guía. Las aspas presionan al gas hacia el interior de la sección del difusor donde la velocidad del gas es disminuida y la energía transferida desde las aspas es transformada en presión.


En un compresor de múltiples etapas, el gas luego encuentra otro conjunto de ranuras guía y el paso de compresión es repetido.

Compresores Reciprocantes 


Funcionan con el principio adiabático mediante el cual se introduce el gas en el cilindro por las válvulas de entrada, se retiene y comprime en el cilindro y sale por las válvulas de descarga, en contra de la presión de descarga. La válvula de entrada se abre cuando el movimiento del pisto ha reducido la presión por debajo de la presión de entrada en la línea. 



La válvula de descarga se cierra cuando la presión acumulada en el cilindro deja de exceder la presión en la línea de descarga luego de completar el golpe de descarga previniendo de esta manera el flujo en sentido reverso. 



Los compresores reciprocantes pueden ser del tipo lubricado o sin lubricar. Si el proceso lo permite, es preferible tener un compresor lubricado, porque las piezas duraran mas, sin embargo, estas maquinas son sensibles al arrastre de liquido, debidoa las destrucción de la película lubricante. Estos compresores rara vez se emplean como unidades individuales, salvo que el proceso requiera funcionamiento intermitente.



Los compresores reciprocantes compiten con el resto de los compresores excepto con los compresores centrífugos y axiales a flujos muy grandes. Se encuentran disponibles para capacidades por debajo del rango de flujo económico de los compresores centrífugos, son mucho menos sensitivos a la composición de los gases y a sus propiedades cambiantes que los compresores dinámicos. 


En servicios continuos se requieren múltiples unidades para impedir paradas de plantas debido al mantenimiento, ya que los costos de mantenimiento son de dos a tres veces mayores que los costos para compresores centrífugos en la figura (1) se puede apreciar la vista externa de un compresor reciprocante.


Figura 1 . Compresor Reciprocante 


Compresores Dinámicos.

En un compresor dinámico, el aumento de presión se obtiene comunicando un flujo de gas, cierta velocidad o energía cinética, que se convierte en presión al desacelerar el gas, cuando este pasa a través de un difusor. En este tipo de compresores tenemos los Centrífugos y los Axiales. 

Centrífugos:



En los compresores centrífugos, el desplazamiento del fluido es esencialmente radial. El compresor consta de uno o más impulsores y de números de difusores, en los que el fluido se desacelera. El fluido aspirado por el centro de una rueda giratoria, ojo del impulsor, es impulsado por los álabes de ésta y debido a la fuerza centrífuga, hacia los canales del difusor. Después que la energía cinética se ha convertido en presión, el fluido es conducido hacia el centro del próximo impulsor y así sucesivamente.



Las velocidades de funcionamiento son bastantes altas comparadas con otros compresores. La gama comprendida entre 50.000 – 100.000 r.p.m. es bastante frecuente en industrias aeronáuticas y especiales donde el peso es un factor dominante. Los compresores centrífugos, con velocidades próximas a las 20.000 r.p.m. suele ser la gama comercial más común, aún cuando están fabricando con velocidades un tanto mayores. 



Debido a las elevadas velocidades con que se construyen los compresores dinámicos de tamaño medio, se utilizan cojinetes amortiguadores inclinados o abiertos en lugar de los rodillos, que son los que se incorporan a los compresores de desplazamiento. El caudal mínimo de un compresor centrífugo, está limitado principalmente por el flujo de la última etapa.

Figura 2: Compresor Centrífugo. 


Axiales: 

Se caracterizan, y de aquí su nombre, por tener un flujo axial en forma de paralela al aje. El gas pasa axialmente a lo largo del compresor, que a través de hileras alternadas de paletas, estacionarias y rotativas, comunican cierta velocidad del gas o energía, que después se transforma en presión. La capacidad mínima de este tipo de compresores, viene a ser del orden de los 15metros cúbicos por segundo.

Utilizan un tambor de equilibrio para contrarrestar la reacción o empuje axial. Debido a su pequeño diámetro y para un mismo tipo de trabajo, funcionan a velocidades más elevadas que los compresores centrífugos. Estas velocidades son superiores a un 25% aproximadamente. 

Se destinan a aquellas aplicaciones, en que es preciso disponer de un caudal constante a presiones moderadas. Los compresores axiales son más adecuados, para aquellas plantas que precisen grandes y constantes caudales de aire. Una aplicación muy frecuente es el soplado de altos hornos. Normalmente se utilizan para capacidades alrededor de los 65 metros cúbicos por segundo y para presiones efectivas de hasta 14 bar.


Figura 3: Compresor Axial.


Publicado: Viernes 28 de Junio de 2013

Temas relacionados: Procesos de Gas Natural, Planta de Gas Natural, Tipos de Compresores, Diseño de Planta.



Este texto fue extraído de las Págs. 28 – 33 del trabajo de grado: "Estudio de los Problemas Asociados con el Proceso de Separación Flash en las Plantas Típicas de Compresión de Gas Natural"

Autores:

HERRERA F. BLADIMIR J.

SALAZAR M. LAURA C.


Este trabajo de grado fue presentado ante la Universidad de Oriente como requisito Parcial para optar al Título de: INGENIERO DE PETRÓLEO. Universidad de Oriente, Núcleo de Anzoategui, Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas, Departamento de Ingenieria de Petróleo, Cursos Especiales de Grado. Barcelona, Octubre de 2008.


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