CAP 14: FORMACIÓN DE DAÑOS: ORIGEN, DIAGNÓSTICO Y ESTRATEGIA DE TRATAMIENTO 14-1. Introducción Daño de formación reduce la producción del pozo o capacidad de inyección, y la eliminación de daño es uno de los principales objetivos de los ingenieros del petróleo. Este capítulo identifica y cuantifica el daño de formación e incluye ideas sobre la estrategia de tratamiento. Es importante tener en cuenta que no todos los tipos de daño de formación requerir un tratamiento de eliminación. Algunos tipos de daños se limpian durante la producción, y otros pueden ser eliminado por los cambios en las prácticas operativas. Adicionalmente, algún impedimento producible es errónea como "daño", cuando es diseño realmente mala, así que se puede remediar con los cambios operacionales. La clasificación de los daños requiere correctamente más de experiencia en la química o la física de daño. Un conocimiento profundo de las condiciones de operación de campo es esencial, y la identificación correcta es crítica para eliminación con éxito. El daño daño de formación términos y efecto piel se han aplicado para describir muchos productividad del pozo impedimentos (Krueger, 1986; Porter, 1989). El daño puede ser cualquier cosa que obstruya el flujo normal de los fluidos a la superficie; que puede estar en el formación, perforaciones, sistema de elevación, tubulares o restricciones a lo largo de la trayectoria de flujo. Daños Formación se refiere específicamente a las obstrucciones se producen en el región vecina al pozo de la matriz de la roca. Otros tipos del daño puede ser identificado por ubicación. Figura 14-1 muestra algunos tipos comunes de daño; éstos producción

alteraciones pueden ocurrir en cualquier parte de la producción sistema, desde el pozo a perforaciones y en la formación. Tal distinción no es por lo general hecho porque rara vez son la mayor parte del taponamiento fenómenos ubicados en sólo una parte del sistema de flujo. La importancia de la determinación de las causas de el daño observado no puede ser subestimada. Solamente si se conoce el mecanismo de daño, su ubicación y cómo está afectando el flujo puede un tratamiento eficaz Se desarrollará estrategia. No han sido significativos mejoras en los últimos años en el reconocimiento y la descripción de los diversos tipos de daño, y muchas publicaciones han aparecido en el sujeto (Allen, 1973; Hurst, 1973; León, 1973; Sands, 1973; Cristiana y Ayres, 1974; Bruist, 1974; Shaw y Rugg, 1974; Negro y Rike, 1976; Maly, 1976; Sparlin y Hagen, 1983; Krueger, 1988; Amaefule et al., 1998; Adair y Smith, 1994; Beadie, 1995; Reid, 1996). El objetivo de este capítulo es dar una visión amplia de daño de formación. Caracterización de daños es la clave para el diseño adecuado de los tratamientos de eliminación. Un general Descripción de los distintos tipos de daños y mecanismos se presenta, seguido por una discusión de la orígenes de los daños resultantes de causas naturales y así operaciones. La prueba necesaria para determinar la presencia de daño de formación y sus caracterizaciones También se discuten. Las estrategias de tratamiento para eliminar el daño de formación se presentan. 14-2. Caracterización Daños Caracterización de daños es la "historia" en daños eliminación. La búsqueda de la identidad de los daños comienza en la historia de la producción y el desarrollo de los pozos bien e incluso vecinos. Perforación registros, diseño finalización, el rendimiento pozo vecino

y / o experiencias de operador y tratamientos anteriores registros son todas las fuentes de información. El objetivo es identificar la ubicación y el tipo de daño que puede ser un problema. Aunque el daño se considera por lo general un problema singular, múltiples ocurrencias de daños son comunes, algunas de ellas con la eliminación de interferencia tratamientos. Identificación de daño de formación e investigación incluir • tipos de daños • ubicación de los daños • alcance y proyección de los daños • Efecto de los daños en la producción o pozo de inyección. 14-2,1. Pseudodamage Capítulo 1 demuestra el impacto del efecto de piel reducción en el rendimiento también. El capítulo 2 describe técnicas para la estimación de la piel bienestar total efecto, que se lleva a cabo principalmente a través de así pruebas. Como se discutió en el capítulo 1, no toda la piel efecto es debido a los daños. Hay otras contribuciones que no están relacionados con el daño de formación. Estos pseudodaño efectos son generalmente mecánica, lo que resulta de obstrucciones al flujo o por RATE y efectos dependiente de la fase. Sus valores deben restarse del efecto total de la piel para estimar la piel efecto asociado con el daño de formación (Petersen et al., 1984). Una forma de lograr esto es utilizar NODAL análisis del sistema de producción para desarrollar una relación rendimiento de entrada (DPI) específica curva al pozo. Análisis NODAL permite optimizar la producción condiciones para un hecho así y así optimizar la terminación del pozo (Fig. 14-2). 14-2,2. Pseudodaño efectos y bien terminación y configuración Pseudodaño efectos positivos pueden resultar del pozo

diseño de la terminación o configuración también. Problemas incluir • limita la entrada a fluir (Odeh, 1968; Jones y Watts, 1971; Saidikowski, 1979) • fuera del centro de pozos (Denson et al, 1976;. Fetkovitch y Vienot, 1984) • baja densidad de perforación, perforaciones cortas o eliminación gradual incorrecta (Hong, 1975; Locke, 1981; McLeod, 1983) • restricciones de flujo mecánicos • Los sistemas de fluidos elevadoras coincidentes o inadecuadas • embalses laminadas (rayas de esquisto). Un efecto negativo de pseudodaño siempre existe en desviado pozos; es una función del ángulo de desviación y el espesor de la formación (Cinco-Ley et al., 1975). • pseudodaño y tasa-y-efectos de fase Las presiones de trabajo y las condiciones de producción puede inducir pérdidas de carga adicionales o pseudodaño efectos. La producción de un pozo a una velocidad de flujo de alto puede provocar un flujo turbulento en las perforaciones y, a veces en la formación (Fig 14-3.) (Tariq, 1984; Himmatramka, 1981). El correspondiente positivo pseudodaño efecto es proporcional a la velocidad de flujo por encima de un valor umbral mínimo. Por debajo de esta crítica valor, este efecto pseudodaño se suprime (Jones et al., 1976). El problema aumenta con perforaciones empacados con grava (para el control de arena) y para los pozos de gas de alta producción a tasas en general. La problema se hace especialmente grave para la fractura- conexión a pozo en pozos desviados con fracturas en un ángulo a la pared del pozo. Escala precipitación en y alrededor de las perforaciones puede modificar progresivamente las condiciones de flujo del yacimiento, el aumento de la caída de presión y el cambio de la fluir régimen de Darcy para no Darcy y creación

un efecto pseudodaño turbulencia (Meehan y Schell, 1983). Esto es en adición a la piel real daño efecto. La producción de un bien por debajo de la presión de burbujeo puede causar un efecto positivo pseudodaño como líquidos condensarse alrededor del pozo, lo que impide el flujo de (Blacker, 1982; Hinchman y Barree, 1985; Economides et al., 1989). Esta es una permeabilidad relativa fenómeno, con la concentración de gas libre alrededor del pozo causando una reducción a la permeabilidad relativa al petróleo. Una similar pero más grave problema puede ocurrir cuando la producción de gas pozos de condensado por debajo del punto de rocío. Ambos fenómenos se manifiestan como efectos pseudodaño positivos. En yacimientos de arena no consolidadas, un flujo ratedependent efecto de la piel puede ser causada por modificaciones de los arcos de arena alrededor de las perforaciones. Variaciones bruscas de efecto piel y concomitante comunicados de arena ocurren por encima de la tasa de flujo umbral valor (Tippie y Kohlhaas, 1974). • Otros pseudodamages Otras causas mecánicas de deterioro producción son - Colapso tubos o restricción por objetos perdidos o cualquier depósito adhiriéndose - Perforaciones colapsado en formaciones donde el competencia de formación ha sido sobreestimado (Antheunis et al, 1976;. Chenevert y Thompson, 1985) - Pobre aislamiento entre las zonas resultantes de pobre cementación de la corona circular-por ejemplo, la invasión de aceite de una tapa de la gasolina reduce significativamente la relación permeabilidad a los gases, la mezcla de aceites de dos diferentes zonas pueden causar parafina y asfaltenos precipitación o agua invadiendo un petrolífera zona reduce la permeabilidad relativa al petróleo

(Bloque de agua), puede crear emulsiones y puede causar problemas de arcilla y escala. Tratamientos de estimulación que no logran los resultados requeridos y que causa daño adicional puede haber sido saboteado por el mal aislamiento (Abdel-Mota'al, 1983). - Mal diseño de la elevación de gas sistemas de pequeño diámetro tubería, la presión del gas de elevación de funcionamiento inadaptado (Blann y Williams, 1994), la válvula inadecuada diseño y contrapresión de superficie alta (Jones y Brown, 1971). 14-3. Descripciones de daños Formación Una vez identificados los efectos pseudodaño mecánicos, efectos positivos de la piel se pueden atribuir a la formación daños. Daño de la formación se clasifica típicamente por el mecanismo de su creación, ya sea natural, o inducido. Daños naturales son aquellos que se producen principalmente como resultado de producir el fluido del depósito. Daños inducidos son el resultado de una operación externa que se realizó en el pozo, tal como una perforación, así terminación, reparación, tratamiento de estimulación o operación de inyección. Además, algunos finalización operaciones, daños inducidos o problemas de diseño puede desencadenar mecanismos de daño naturales. Daños naturales incluyen • Migración multas • arcillas hinchables • escalas formado con el agua • depósitos orgánicos, tales como parafinas o asfaltenos • depósitos orgánicos / inorgánicos mixtos • emulsiones. Daños inducidos incluyen • conectar por partículas arrastradas como sólidos o polímeros en los fluidos inyectados • Cambios de humectabilidad causados por líquidos inyectados o fluidos de perforación base aceite • Reacciones ácido

• ácido subproductos • precipitación de hierro • lodos de hierro catalizada • bacterias • Bloques de agua • incompatibilidad con los fluidos de perforación. Cada uno de estos mecanismos se aborda en detalle en las siguientes secciones. Los daños causados por la precipitación de hierro y lodos de hierro catalizada se discute en otra parte en este volumen. 14-3,1. Multas migración Daño de la formación puede ocurrir como resultado de partícula la migración en el fluido producido. Las partículas pueden puente a través de las gargantas de poros en la región vecina al pozo región y reducir la productividad del pozo. Cuando el partículas dañinas vienen de la roca del yacimiento, se refieren generalmente como multas. Migración multas puede ser una variedad de materiales diferentes, incluyendo arcillas (filosilicatos con un tamaño típico de menos de 4 micras) y limos (silicatos o aluminosilicatos con tamaños que van desde 4 hasta 64 micras). Plaquetas caolinita (Fig. 14-4) se cree que son algunos de los más comunes arcillas migratorias. Tabla 14-1 se enumeran los principales componentes de diversas arcillas y partículas multas. La tabla también muestra el área de la superficie de las arcillas, uno de los indicadores de la rapidez con la arcilla puede reaccionar con un fluido reactivo (Davies, 1978). El daño de las multas es situado en la zona cerca del pozo, dentro de un 3 a 5 ft radio. El daño también puede ocurrir en un empaque de grava (por ejemplo, silicatos y aluminosilicatos en la Fig. 14-1). La distinción entre los tipos de arcillas depende más en la disposición de los átomos en su cristalina estructura en lugar de cualquier diferencia importante en 14-3,2. Arcillas Hinchazón

Las arcillas pueden cambiar el volumen como la salinidad del fluido fluye a través de los cambios de formación. Varios autores han tratado con arcilla hinchazón en areniscas, mostrando ya sea de intercambio iónico, movimiento o crítica concentración de sal activación dispersión de arcilla (Azari y Leimkuhler, 1990b; Jones, 1964; Khilar y Fogler, 1983; Mungan, 1968; Sharma et al., 1985; Priisholm et al., 1987). Los cambios en la permeabilidad de la formación que resulta de la alteración de arcilla se deben a la cantidad, ubicación y tipo de minerales de arcilla en la formación. La cantidad total de arcilla dentro de la la formación es una indicación engañosa de potencial cambios en la permeabilidad. Es la disposición de la arcilla, su estado químico en el momento de contacto y la ubicación de la arcilla con respecto a la que fluye fluidos que son responsables de los cambios. Predecir la respuesta de una arcilla al flujo de agua es casi imposible sin pruebas. Las arcillas de hinchamiento más comunes son esmectita y mezclas de esmectita. Hincha esmectita tomando agua en su estructura. Puede aumentar su volumen hasta 600%, reduciendo significativamente la permeabilidad. Si esmectita arcilla ocupa sólo las gargantas de poros más pequeños y pasajes, no será un problema grave; sin embargo, si ocupa los poros más grandes y, especialmente, el poro gargantas, entonces es capaz de crear un casi barrera impermeable fluya si se hincha. Las arcillas u otros sólidos de perforación, terminación o fluidos de reacondicionamiento pueden invadir la formación cuando éstos partículas son más pequeñas que las aberturas de garganta de poro. Cualquier aumento posterior en la tasa de flujo a través del

zona invadida obligará a una alta concentración de partículas en la matriz de roca. 14-3,3. Báscula Las escalas son químicos solubles en agua que se precipitan fuera de la solución en respuesta a cambios en las condiciones o la mezcla de aguas incompatibles. Ellos pueden ser presente en el tubo, perforaciones y formación (Fig. 14-1). Las escalas de campos petroleros más comunes son el calcio carbonato, sulfato de calcio y sulfato de bario. Depósitos de cal al agua formada se encuentran entre los más problemas de daños problemáticos (Cowen y Weintritt, 1976). Escala general consiste de precipitados formado a partir de la mezcla de aguas incompatibles o alterar el equilibrio de solución producida aguas. Un agua que puede ser estable en depósito condiciones pueden llegar a ser sobresaturada con un ion cuando la presión disminuye, lo que permite de carbono dióxido (CO2) desgasificación, o la temperatura cambios. Las soluciones sobresaturadas reaccionan precipitando un compuesto de la solución. La deposición de la escala está influenciada por la caída de presión, temperatura, gases disueltos, viscosidad de flujo, sitios de nucleación y tipo de metal resumen, cualquier cosa que molesta a la solución equilibrio. Las siguientes escalas se encuentran entre los más problemáticos. • El carbonato de calcio o calcita (CaCO3) CaCO3 se forma normalmente cuando la presión es reducida en aguas que son ricos en calcio y iones bicarbonato. La deposición puede ser afectada por la desgasificación de CO2, lo que eleva el valor pH y hace que las altas concentraciones de calcio inestable. • Yeso ("gyp") El yeso puede ser la escala de sulfato más común en la industria petrolera (Cowen y Weintritt, 1976).

Con una estructura química de CaSO4 ⋅ 2H2O, que comparte una composición similar a la hemihidrato CaSO4 ⋅ 1/2H2O, comúnmente llamado yeso de París o por su nombre mineral, bassonite. También es formulaically similar a la anhidrita minerales evaporíticos (CaSO4). • El sulfato de bario (BaSO4) BaSO4 es una forma menos común de depósito de sulfato, pero causa problemas extensos. Casi cualquier combinación de iones de bario y sulfato provoca la precipitación. Es difícil de eliminar, ya que no es significativamente soluble en ácidos y disolventes a menos que sea finamente molidos o la estructura se interrumpe con impurezas tales como incrustaciones de carbonato. Como el calcio sulfato, sulfato de bario se piensa generalmente para ser una producto de la mezcla aguas incompatibles, con precipitación acelerado por la caída de presión, la desgasificación o turbulencia. Algunos sulfato de bario es radiactivo; esto es parte de materiales radiactivos naturales (NORM) escalas. Los resultados de radiactividad a partir de una concentración de uranio en la red de la escala. La acumulación de escala radiactivo puede ser monitoreado usando una herramienta de registro de rayos gamma. Cuidado debe ser ejercido en el análisis de los restos bien a evitar barita etiquetado incorrecto (BaSO4) de la perforación residuos de barro como escala de sulfato de bario. Sulfato de estroncio o celestita (SrSO4) es una común sustituto en la red cristalina de sulfato de bario. Escala de estroncio se puede asociar con radiactivo escala (NORM). Puede ser más soluble que el bario sulfato en sistemas removedor químico. • escalas de hierro

Escalas de hierro tales como carbonato de hierro y sulfuro de hierro puede ser extremadamente difícil de quitar. Son que suele presentarse en los pozos que tienen tanto un alto fondo recuento de hierro y una tendencia a precipitar carbonato de calcio. Escalas de sulfuro de hierro reaccionan según a su estructura. Siete formas diferentes de hierro sulfuro de escala han sido identificados. Sólo dos de estas formas de sulfuro de hierro son fácilmente solubles en ácido clorhídrico (HCl). El sulfuro de hierro restante escalas son ya sea lentamente soluble o no significativamente soluble. • escalas Chloride Escalas de cloruro, tales como la precipitación de cloruro de sodio de agua causada por la disminución de la temperatura o la evaporación del agua, son comunes. No hay forma eficaz de prevenir la precipitación de sales, y la limpieza se ha logrado utilizando solamente agua. La sal tiene una solubilidad limitada en ácido (1/4 lbm / gal en 28% de HCl), por lo que el uso de ácido no se considera en general. Rediseñar el sistema mecánico para evitar la pérdida de temperatura y la evaporación del agua es también una posibilidad. • escalas de sílice Escalas de sílice generalmente ocurren tan finamente cristalizaron depósitos de calcedonia o ópalo amorfo. Están asociados con alcalina o inyección continua de vapor proyectos y el tallo de la disolución de silíceo minerales de formación de líquidos de alto pH (Lieu et al., 1985) o de alta temperatura condensados de vapor (Reed, 1980;. McCorriston et al, 1981; Amaefule et al., 1984). Esta disolución puede causar mal areniscas consolidadas colapsen o sílice para reprecipitar a una distancia desde el pozo donde la alcalinidad, temperatura o ambas de las inundaciones tiene disminuido. 14-3,4. Depósitos orgánicos

Depósitos orgánicos son hidrocarburos pesados (parafinas o asfaltenos) que precipitan como la presión o se reduce la temperatura. Esta es una forma de destilación. Por lo general se encuentran en el tubo, perforaciones o formación (Fig. 14-1). Aunque la formación mecanismos de depósitos orgánicos son numerosas y complejo (Houchin y Hudson, 1986), el principal mecanismo es un cambio en la temperatura o la presión en el sistema de flujo. Enfriamiento del pozo o la inyección de fluidos de tratamiento en frío tiene una mucho más pronunciada efecto. Depósitos orgánicos no deben confundirse con otro tipo de depósito llamado lodo. Los lodos son viscosas emulsiones producidas por las reacciones entre cierta aceites crudos y ácidos inorgánicos fuertes o algunos salmueras. Los lodos no pueden ser fácilmente disueltos. • Parafinas Las parafinas son el más simple de los hidrocarburos. Ellos se componen de solamente átomos de carbono e hidrógeno, y los átomos de carbono se producen como una cadena no ramificada. Longitud de la cadena de carbono asociadas con la formación de depósitos de parafina sólida tiene un mínimo de 16 carbono átomos por molécula y pueden tener hasta 60 o Más. La precipitación de parafinas se desencadena por una pérdida de presión, la pérdida de temperatura o la pérdida de compuestos de hidrocarburos de cadena corta (es decir, la luz termina). La temperatura a la que la primera sólida formas de cristal de parafina de una solución todo-líquido se llama el punto de enturbiamiento. El diseño de la finalización de modo que las temperaturas de la superficie de fluidos producidos son por encima del punto de turbidez y la modificación de la nube

punto utilizando métodos químicos se aceptan prácticas para evitar la deposición de parafina en la tubería. Los puntos de fusión aumentan a medida que la longitud de la cadena aumentos de parafina. La dureza del sólido estructura de parafina también aumenta con molecular tamaño. Tabla 14-2 enumera varias longitudes de cadena de parafina y sus puntos de fusión. Las impurezas pueden causar la punto de fusión de una muestra de campo para variar un poco. Las parafinas se pueden formar en cualquier parte del productora sistema cuando las condiciones sean favorables para la precipitación (Cole y Jessen, 1960;. De Burger et al, 1981; Newberry et al., 1986; Thomas, 1988; Newberry, 1981; Sutton y Roberts, 1974). Las parafinas se encuentran normalmente en el tubo cerca de la de superficie, donde las gotas de presión y temperatura son más caros. En casos como los embalses que se agotan casi presión o formaciones que tienen ciclismo gas seco con experiencia (que elimina la hidrocarburo ligero termina), las parafinas pueden formar en las perforaciones o en la formación. Las parafinas puede también ser precipitada por la inyección de un fluido frío. Aunque no se considera por lo general, esta última causa puede ser la razón de la lenta limpieza de muchos pozos después de la estimulación. • Los asfaltenos Los asfaltenos son materiales orgánicos que consisten en condensada compuestos de anillos aromáticos y nafténicos con pesos moleculares de varios cientos a varios mil (Leontaritis, 1989; y Leontaritis Mansoori, 1987; Tuttle, 1983; Newberry y Barker, 1985; Addison, 1989; Bunger, 1979; Descongelador et al., 1990). Se caracterizan por la moléculas de nitrógeno, azufre y oxígeno que contienen y se definen como la parte orgánica de aceite que tiene no soluble en una cadena lineal disolvente tal como pentano

o heptano. Los asfaltenos se encuentran generalmente en una de tres formas distintas: - Sustancia carbón como duro - Lodos ennegrecido o emulsión rígida de película (por lo general provocada por el hierro en solución) - En combinación con parafinas. En "solución", por lo general existen como coloidal de suspensión, que forman partículas de 30 hasta 65 Å de diámetro y estabilizado por moléculas malteno en el aceite. El volumen de las resinas malteno es la primera clave para la estabilidad de la asfaltenos en suspensión. La cantidad real de asfaltenos en el aceite es mucho menos importante. La estabilidad de las dispersiones asfálticas depende de la relación de la cantidad de resinas a la cantidad de materiales asfálticos. Ratios más grande de 1: 1 (resinas a asfaltenos) son más estables, mientras que las proporciones de menos de 1: 1 son inestables y pueden precipitar durante la producción. Ratios de más de 10: 1 son conocidos y son mucho menos propensos a causa problemas significativos. Aunque los contenidos de asfaltenos hasta un 60% se han encontrado, se producen mayores problemas con aceites con una gama de asfaltenos 1% a 3%. La precipitación de asfaltenos puede ser influenciada por caída de presión, cizallamiento (turbulencia), ácidos, solución CO2 (disminuye el valor del pH), emisión de gases de CO2 y otros gases (turbulencia), inyectada condensado, gas, commingling con otros (incompatibles) y aceites superficies metálicas cargadas (Danesh et al., 1988; Monger y Trujillo, 1991; Kawanaka et al., 1991; Monger y Fu, 1987; Pittaway et al., 1987). Cualquier cosa que le quita las resinas o rompe el estabilidad de la partícula de agregado puede conducir a una precipitación de asfaltenos. Los iones de hierro en solución (por lo general durante un trabajo de ácido) compuesto y favorecer la

formación de deposición de asfaltenos. Como se señaló anteriormente, la concentración de asfaltenos no es una buen indicador de problemas potenciales. Solo el historial de tratamiento y examen respuesta bien puede sugerir el potencial de problemas de asfaltenos. Deposición de asfaltenos en las paredes de los poros no pueden disminuir significativamente la porosidad de la formación y permeabilidad absoluta. Sin embargo, a través de este proceso, la roca tiende a convertirse en aceite húmedo, que reduce la permeabilidad relativa al aceite (Clementz, 1982; Collins y Melrose, 1983) y, bajo ciertas condiciones, favorece la acumulación de emulsión bloques si se produce simultáneamente agua. • Tar El alquitrán es simplemente una asfaltenos u otro de petróleo pesado depósito. No se puede quitar por el ácido o mutua disolventes. Remoción requiere dispersión en un aromático solvente, y la energía es típicamente necesario para lograr la eliminación. 14-3,5. Depósitos mixtos 14-3,6. Emulsiones Las emulsiones son combinaciones de dos o más inmiscible líquidos (incluyendo el gas) que no se dispersen molecularmente entre sí (Hoover, 1970; Sherman, 1968; Lissant, 1974; Lissant y Mayhan, 1973; Bandbach, 1970; Hausler, 1978; Bikerman, 1964; Ogino y Onishi, 1981; Gidley y Hanson, 1973; Coppel, 1975). Las emulsiones se componen de un externo fase (también llamado nondispersed o continua) y una fase interna (también llamado dispersa o discontinua). La fase interna se compone de gotitas suspendido en la fase externa. Casi todas las emulsiones que se encuentra en el campo son producidas por la adición de alguna forma de energía que produce la mezcla. Más emulsiones se rompen rápidamente cuando la fuente de energía es eliminado. El mecanismo de rotura de estos inestable emulsiones es por contacto de las gotitas y el crecimiento y luego

por separación de densidad del fluido. Como las gotitas de dibujar , la película de superficie cerca y tocar alrededor de la gota puede delgada y ruptura, formando grandes gotas en un proceso denominado coalescencia. Las gotas más grandes se depositan rápidamente debido a diferencias de densidad entre los líquidos formando capas separadas. Sólo una parte de las gotas ese toque será unirse. Cuando coalescencia mínima se produce, la emulsión es estable. Si no se produce la separación de la emulsión, hay es una fuerza estabilizadora que actúa para mantener los líquidos emulsionados. Las fuerzas estabilizadoras más comunes son una modificación de la resistencia de la película superficial en la interfase por reacción química, la precipitación o la adición de mojada parcialmente partículas finas, carga eléctrica, o de alta la viscosidad de los componentes o la viscosidad del fluido resultante. Estas fuerzas pueden actuar solos o en combinación. Tensioactivos naturales ayudan a estabilizar las emulsiones por rigidización la película alrededor de la gotita o parcialmente por mojando pequeñas partículas sólidas. Surfactantes naturales son presentar en muchas aguas y la mayoría de los crudos. Ellos pueden ser de varias fórmulas químicas y puede ser una subproducto de bacterias u originar como parte de la oilgeneration proceso. Como otros tensioactivos, tienen un extremo soluble en aceite y un extremo soluble en agua (por lo general que posee una pequeña carga eléctrica) y se congregan en la interfase aceite / agua. Sólidos de Micron-size en el líquido pueden estabilizar una emulsión mediante el aumento de la dureza de la superficie película alrededor de las gotitas o al actuar como un emulsionante

y gotitas de líquido disperso con una unión carga eléctrica. Casi cualquier sólido puede ser un estabilizador agente si es suficientemente pequeña. Para un sólido a efectiva en la estabilización de una emulsión, que debe estar presente en la interfaz de la gota y el continuo fase. Los materiales sólidos más comunes que estabilizan emulsiones campos petroleros son sulfuro de hierro, parafina, arena, limo, arcilla, asfalto, escala, escamas metálicas (de tubería dope), esquejes y productos de corrosión. Los cambios en el valor del pH pueden afectar la estabilidad de la emulsión. La mayoría de los nocauts de agua libre y tratadores operan de manera eficiente a un valor de pH de 6 a 7, dependiendo de condiciones del pozo individuales. Después de un tratamiento con ácido, el valor del pH puede caer por debajo de 4 y emulsiones puede ser creado. Emulsiones creados de esta manera son estables hasta que el valor de pH se eleva por encima de 6 o 7. Cuando el ácido tratando a un pozo donde el crudo es una emulsionante o un lodo antiguo, la cabeza del pozo puede estar equipado con un puerto de inyección química simplemente aguas arriba del estrangulador o una válvula de inyección de productos químicos puede ser colocado en un mandril de gas-lift en algún momento de la cadena de tratamiento. Estos puertos se utilizan para inyectar un interruptor de emulsión o de-emulsionante. 14-3,7. Partículas inducida enchufar Además de partículas de origen natural migratorias tal como arcillas y multas, muchas partículas extrañas introducido en la formación normal de bien durante operaciones. Perforación, terminación, reparación de pozos, estimulación, y las operaciones de producción secundarias o terciarias 14-3,8. Alteración Mojabilidad

Formación de taponamiento puede ser causada por el líquido (o gas) cambio de la permeabilidad relativa de la formación roca. Permeabilidad relativa puede reducir la eficacia la permeabilidad de una formación a un fluido particular como tanto como 80% a 90%. La humectabilidad y relacionados permeabilidad relativa de una formación se determinan por la cantidad de flujo de fase y por recubrimientos de origen natural y se inyecta surfactantes y aceites. Si una gota de un líquido se coloca en la superficie de otro líquido inmiscible o en la superficie de un sólido que no puede disolver, puede extenderse en una delgada película o puede permanecer en forma de una gota o una gruesa lente (Hausler, 1978). Si la caída de los diferenciales de líquidos, que moja la superficie; si la gota de líquido no propagación, que no moja la superficie. La superficie libre energía de las dos fases y la tensión interfacial entre ellos determinar si los diferenciales líquidos o permanece en una gota deformado. La humectabilidad se mide por el ángulo de contacto que una gotita de fluido formas en una superficie determinada. Si el ángulo de contacto θ es menor que 90 °, la gota se extiende desde la inicial forma de bola y la superficie se dice que está humedecida por la líquido. Cuanto menor sea el ángulo, mayor es el agua humectabilidad. Si el ángulo es de más de 90 °, la superficie no está humedecida por el líquido. Mojabilidad se puede medir con un líquido rodeado de gas o un líquido rodeados por un líquido inmiscible. Humectación simple tiene poco significado: es el efecto resultante de mojar en el flujo de fluido que es importante. En el estado natural, formaciones pueden ser humedecida con agua, aceite mojado o neutral, dependiendo tanto de la superficie

expuesta al fluido y los tensioactivos naturales en el fluido. Hay algunos casos, tales como el Cardium depósito en Alberta, Canadá, donde tanto petróleo y Se han reportado comportamiento orinarse agua en diferentes secciones del reservorio. Cuando una superficie de un pasaje de poros es aceite húmedo, más del pasaje está ocupado por el aceite unida (más gruesa capa monomolecular), y menos del poro está abierto al flujo que en un poro humedecida con agua. Naturalmente, para obtener la mayor mucho la capacidad de flujo como sea posible en una formación, es deseable cambiar la humectabilidad a húmeda de agua (en la mayoría de los casos). Desafortunadamente, es imposible cambiar la mayoría de las superficies de forma natural en petróleo mojado por mucho tiempo. Mojabilidad puede ser modificado por la formación prellenado con una tensioactivo humectante o un disolvente que establece una nueva recubrimiento en la cara de la formación o limpia la recubrimiento actual de la formación. A pesar de condición alterada de una superficie, la humectabilidad es eventualmente decidido por los tensioactivos en la producción fluido. Por lo tanto, la condición húmeda de agua de una formación tras un trabajo de ácido puede volver a una condición de aceite mojado después de un volumen suficiente de fuerza de aceite humectante crudo se produce. 14-3,9. Reacciones ácido y reacción ácido subproductos Numerosos problemas que pueden ocurrir durante la acidificación tratamientos incluyen • dañar el material de la tubería de entrar en el formación • El aceite de orinarse del depósito por surfactantes, especialmente inhibidores de la corrosión, que pueden crear emulsión bloques • Bloques de agua

• asfaltenos o deposición de parafina cuando grandes volúmenes de ácido se inyectan. Además de estos procesos perjudiciales comunes, deterioro de producción puede ser el resultado de un mal diseño de un tratamiento de acidificación. Deficiencias incluyen la siguiente: • lodos producidos por la reacción entre ácidos y asfaltenos, especialmente en la presencia de algunos aditivos (particularmente surfactantes) o disueltos hierro • subproductos precipitados por la reacción de ácidos con materiales de formación. Simuladores geoquímicos puede predecir la naturaleza química de los subproductos, dependiendo de la roca y el tratamiento formación composiciones de fluido y la presión y la temperatura. Simuladores no pueden predecir el daño potencial de los subproductos. Sílice hidratada puede precipitar sobre las superficies de arcilla y no es necesariamente perjudicial. Compuestos tales como borosilicatos y fluoboratos incluso puede ser beneficioso. Precipitados gelatinosos, tales como óxido férrico, puede tapar por completo poros y ser particularmente difíciles de eliminar. Otra clase de subproductos consiste en especies tales como fluorsilicates precipitantes en la forma de cristales individuales que pueden migrar hacia poro gargantas y puente en las gargantas. El sulfuro de hierro que precipita, incluso a valores de pH muy bajos durante la acidization de pozos amargo, es otro compuesto que pertenece a esta categoría. • precipitados formados por la adición de cierta agentes secuestrantes de ácidos para evitar problemas de hierro cuando el ácido se gasta y no de hierro está presente • alteración de la permeabilidad de los residuos presente en

inhibidores de la corrosión o producidos a través de la térmica degradación de los polímeros, tales como la fricción reductores. 14 a 3,10. Bacterias Aunque muchos microorganismos pueden estar presentes en el mundo no estéril del campo petrolífero, sólo un puñado producir problemas generalizados (Shuler et al., 1995; Clementz et al., 1982; Crowe, 1968; Carlson et al., 1961; Raleigh y Flock, 1965). Las bacterias pueden ser un serio problema en las operaciones de producción a causa de lo que consumen y sus subproductos. Bacterias puede crecer en muchos ambientes y condiciones diferentes: temperaturas que oscilan entre 12 ° F a mayor a [-11 ° a> 120 ° C] 250 ° F, los valores de pH que oscila de 1 a 11, salinidades a 30% y presiones para 25,000 psi. Las bacterias se clasifican de la siguiente manera: • Las bacterias aeróbicas son bacterias que requieren oxígeno. 14 a 3,11. Bloques de agua El agua puede causar bloqueo en rocas de baja permeabilidad (Fig. 14-6) (Keelan y Koepf, 1977). Bloques de agua son un caso especial de problemas de permeabilidad relativa. En un bloque de agua, agua por lo general ocupa el flujo espacios (ya sea poros o fracturas naturales) que son típicamente utilizado por hidrocarburos a fluir hacia el pozo. Debido a las diferencias de movilidad y la viscosidad, el fluido de hidrocarburo puede no ser capaz de desplazar el agua. Los casos más graves de bloques de agua por lo general se observan en de baja presión, de baja permeabilidad, productor de gas formaciones después del tratamiento con agua que tiene una alta tensión superficial. 14 a 3,12. Fluidos de perforación base aceite

Lodo base aceite (OBM) es el fluido de perforación de elección para la lubricidad requerida en muchos altamente desviado pozos y para las formaciones que son extremadamente sensibles de lodo base agua (WBM). La mayoría de OBM, y en particular aquellos con densidades superiores a 14 lbm / gal, contener sólidos suficientes para crear limo estabilizado- emulsiones cuando se mezcla con las salmueras de alta salinidad o ácidos. Estas emulsiones son viscosas y se resisten a la rotura. Algunas de estas emulsiones se han demostrado para ser estable durante varios meses, tanto en el laboratorio y en el pozo. El nivel de los daños causados por éstos emulsiones pueden ser tan graves que una zona productiva entera se puede desaprovechar. Por ejemplo, en un sur de Texas bien la emulsión daños creado OBM tan grave que casi no hay flujo desde el pozo se podía medir. Cuando se retiró el daño, el bien probado en más de 12 MMpc / D. Un problema relacionado con OBM es la permeabilidad relativa efectos comúnmente creados por los poderosos humectantes tensioactivos utilizados para la creación de OBM estable. Cuando estos materiales abrigo o adsorber en la formación, la humectabilidad de la formación se altera, y permeabilidades puede ser sólo 10% a 20% de lo que eran inicialmente. Los problemas más graves por lo general ocurrir con lodos que pesen más de 14 lbm / gal. La causa principal de los problemas es el aceite de orinarse del multas de agentes de carga y viscosificantes y a partir de esquejes. 14-4. Orígenes del daño de formación Esta sección describe los orígenes del daño de formación y revisa las operaciones típicas así, incluyendo perforación, cementación, terminación, empaque de grava, la producción, estimulación y de inyección para mejorada de petróleo

la recuperación. Todos son fuentes potenciales de daños. El daño también es comúnmente clasifica por sus asociados así de operación (Tablas 14-3, 14-4 y 14-5). 14-4,1. Perforación • invasión sólidos del fango Sólidos del fango pueden llenar progresivamente la porosidad de la roca del yacimiento si se le obliga a la zona de pago. Los intentos posteriores para iniciar la producción o inyección con los caudales moderados o altos pueden causar estos materiales para salvar y severamente disminuyen la permeabilidad de la zona vecina al pozo. Tales procesos dañinos se limitan generalmente a las primeras pulgadas alrededor del pozo (un promedio valor de 3 en. se utiliza comúnmente), pero la reducción de la permeabilidad resultante puede ser tan alta como 90%. Invasión de la formación rocosa de fluido de perforación sólidos se favorece por - Gran tamaño de los poros de la roca formación (Brownson et al., 1980) - Presencia de fisuras y fracturas naturales en el depósito - Pequeño tamaño de las partículas de los componentes sólidos del fluido de perforación (el tamaño de partícula inicial de agentes de carga y perdido circulación preventores es generalmente grueso, pero puede ser fragmentado por la broca) (Abrams, 1977) - Tasa de perforación bajo que resulta en la destrucción mudcake (Aumento de barro pérdida) y de larga formación-tomud tiempo de contacto - Velocidad de circulación de fluidos de perforación de alta (mudcake erosión) - Densidad del fluido de perforación de alta causando gran sobrebalance presión (Givens, 1976) - Raspado de revoque, presión provocando oleadas

y el aumento de la formación-to-barro tiempo de contacto durante los viajes de bits (Records, 1976). El uso de salmueras claras (que no contienen partículas materiales) como fluidos de perforación minimiza la formación invasión de las multas, pero puede crear una gran pérdida de líquidos en la matriz de la roca. Cuando se perfora una formación con fracturas naturales, cierta pérdida de lodo que se espera en la fractura naturales sistema. Debido a las fracturas naturales son importantes para flujo de depósito, evitando la pérdida de lodo a la fractura sistema mediante el uso de un control de pérdida de fluido de alta calidad sistema es crucial. Si las fracturas naturales son ya dañado por el lodo, el éxito de la limpieza dependerá de cómo se perdió mucho barro y el tipo y la condición del lodo cuando estaba perdida. Si se utilizó un lodo de bajo contenido de sólidos en un sistema de con sobrebalance mínima, poco daño puede tener ocurrido. Si un sistema de lodo de alto peso con una gran importe de las multas se utilizó o si el sobrebalance perforación fue alta (más de 2 lbm / gal sobrebalance equivalente), el daño puede ser grave. 14-4,2. Cementación • Lava y espaciadores La eliminación de lodo de perforación, aunque necesaria para la mejora de la unión cemento, normalmente exacerba daño de la formación a través de cualquiera de aumento de líquido pérdida o incompatibilidad problemas con cemento lavados y los espaciadores. La duración de un trabajo de cementación se compara corta con la duración de la perforación a través de un pago zona. La profundidad máxima de invasión por el filtrado de cualquiera de espaciadores o lechadas de cemento es una pocas pulgadas, que es insignificante en comparación con el

pocos pies de la invasión de filtrado de lodo de perforación. Esto hace no significa que la pérdida de cemento o separador de líquidos debe descuidarse. El mal control de pérdida de fluido puede resultar en fracaso laboral prematura por la pérdida completa de cualquiera los fluidos de pre-limpieza (volúmenes insuficientes) y posteriores contaminación (y fuerte gelificación) de la lechada de cemento por el fluido de perforación o deshidratación de la propia lechada de cemento. • lechadas de cemento La amplia distribución de tamaño de partícula de cemento granos, junto con el uso de alta eficiencia agentes de pérdida de fluido, da como resultado partículas limitado y la invasión de filtrado de lechadas de cemento (Jones et al., 1991b). Sin embargo, hay cuatro casos donde grandes impedimentos de permeabilidad pueden ocurrir: - El valor de pH relativamente alto de lechada de cemento filtrados es particularmente perjudicial para la formación minerales de arcilla. Los iones de calcio liberados por cemento partículas se intercambian rápidamente arcillas cerca el pozo, y la modificación resultante de la composición filtrado hace que sea un desestabilizador perfecto fluido en términos de capacidad de dispersión (Cunningham y Smith, 1968). - Cemento filtrado que entra en contacto con connate salmueras que contienen altas concentraciones de calcio puede provocar la precipitación de calcio carbonato de cal (Documentos y Ritter, 1978) o silicato de calcio hidratado (Krueger, 1986). - Lodos overdispersed (sin valor de rendimiento) promover la rápida separación de partículas de cemento en la parte inferior y el agua en la parte superior del cemento columna. Una gran invasión de agua libre albedrío más probablemente llevará a cabo, y el bloqueo de agua resultante puede ser significativo.

- Pérdida de cemento para el sistema de fracturas naturales es un problema catastrófico cuando se utiliza un entubado y finalización perforada a través de formaciones con sistemas de fracturas naturales. En el lado de la otra, así comparaciones, la pérdida de cemento en las fracturas naturales en la zona de pago se ha demostrado que disminuye la producción hasta el punto donde la zona no puede fluir eficazmente. Una vez que el cemento se pierde en la fractura sistema, la fracturación hidráulica o sidetracking y volver a perforar el pozo son las mejores alternativas. En algunas formaciones de carbonato, fracturamiento ácido puede ser beneficioso. 14-4,3. Perforado Las perforaciones son el punto de entrada de la formación a el pozo, y todo el flujo en una, la terminación perforada entubado debe pasar a través de estos túneles. Aunque la calidad del empleo perforación es a veces pasado por alto en el búsqueda de razones por las que un bien no produce como era de esperar, en cualquier momento se sospecha que el daño de formación las perforaciones se deben examinar primero. Perforating es siempre una causa de daño adicional (Suman, 1972). Sobrebalance Extreme (EOB) de perforación se ha utilizado expresamente para reducir el daño a los túneles de los disparos (ver Capítulo 11). • Perforación ligeramente sobrebalance formación siempre fuerzas y escombros arma contra las paredes de perforación y disminuye la permeabilidad cerca de las perforaciones (Keese y Oden, 1976). • Perforación ligeramente perder el equilibrio en los fluidos que contienen partículas produce un efecto similar (Pablo y Plonka, 1973; Wendorff, 1974) y también construye una densa torta, impermeable sobre las paredes de perforación.

• La penetración de la perforación insuficiente no daño de perforación de derivación (Klotz et al, 1974;. Semanas, 1974). Penetración también disminuye con la formación tensión efectiva (Saucier y Tierras, 1978), un definitivo preocupación en pozos profundos. • Si la presión bajo balance necesario para alcanzar perforaciones libres de daños se estima de forma incorrecta, la diferencia de presión insuficiente limitará daños eliminación (Hsia y Behrmann, 1991; Behrmann, 1995; Bird y Dunmore, 1995), mientras que las diferencias de presión excesivas conducen a el influjo de arena en el pozo • Baja densidad de perforación restringe el flujo. Las armas y los procesos deben dejar perforantes orificios de entrada adecuados para la cantidad de líquido que fluye en el pozo. Esto puede ir desde un solo disparo cada otro pie en baja velocidad, formaciones homogéneas (Alta permeabilidad vertical) a tantos como 12 a 16 disparos por pie (spf). La mayoría de las formaciones difieren en vertical, a la permeabilidad horizontal, con permeabilidad horizontal de 3 a más de 10 veces el verticales permeabilidad. Esta propiedad hace que la densidad de perforación crítico, sobre todo si hay laminaciones de lutitas en la zona de pago. Si muy pocos perforaciones se utilizan en una zona de laminado o muy estructurado (muchos verticales barreras de permeabilidad), entonces el flujo de la zona de la voluntad ser sólo una fracción de lo que una terminación de pozo abierto podría ser. 14-4,4. Empaque de grava Mecanismos de daño Formación pueden afectar grava paquetes. Empaques de grava son técnicas de exclusión de arena, esencialmente filtra, frente a la cual las multas de formación se espera que salvar. Es casi una verdad universal que los empaques de grava se deterioran con el tiempo, causando una

reducción progresiva del rendimiento también. Esto está en contraste con los métodos actuales de control de la producción de arena y fracturamiento de alta permeabilidad (llamado frac y pack), en el que el rendimiento también mejora con el tiempo. Las principales fuentes de daño en los empaques de grava son • colocación incorrecta del paquete de grava (perforaciones permanecer vacío o el espacio anular entre la carcasa y la pantalla se llena de forma incompleta), lo que permite la perforación llenado de arena de formación, el paquete de fluidificación y posterior entremezcla de arena y grava en el caso de picos de presión (Stadalman et al., 1985; Jones et al, 1991a.; Chuah et al., 1994) • Daños por geles intactas o partículas de formación durante la colocación, como resultado de la perforación incompleta limpieza (Sparlin, 1974) • invasión de materiales de control de pérdidas (LCM) (Blanton, 1992; McLeod y Minarovič, 1994; Hodge et al., 1995) • droga hilo, pintura, óxido y residuos de polímeros forzado entre la arena y la grava formación paquete durante la colocación • tamaño inadecuado de grava, lo que de empaque de grava invasión de multas de formación durante la producción (Gulati y Maly, 1975) • pantallas con ranuras demasiado grande (no conservan grava) (Flanigan, 1980) o con ranuras demasiado estrecho que obstruirse y reducir la producción. 14-4,5. Reacondicionamientos Los diversos tipos de daño de terminación y fluidos de reacondicionamiento son similares a los daños creado por los fluidos de perforación (Eaton y Smithey, 1971; Patton y Phelan, 1985): • alteración de la permeabilidad de rocas de la formación y deterioro de la productividad de perforaciones por suspendida

sólidos (Rike, 1980; Rike y Pledger, 1981), incluyendo las bacterias y los residuos de polímeros (Lissant, 1974) • problemas comunes resultantes de la invasión de filtrado: hinchazón de la arcilla y la dispersión (Azari y Leimkuhler, 1990a, 1990b), bloques de agua (Oudeman et al., 1994) y bloques de emulsión, y la precipitación escala. La necesidad de utilizar, fluidos de reacondicionamiento filtrados limpias durante mucho tiempo ha sido reconocido (Fig. 14-7). Técnicas colocar estos líquidos adecuadamente sin Contamin Para baja permeabilidad del yacimiento, ni uno es mucho de un factor. Como los aumentos de permeabilidad, daños apuntalante-pack (y su evitación) se vuelve cada vez más importante, mientras que el daño a la cara reservorio es relativamente poco importante. En altas permeabilidades, ambos son importantes, con fractura- daños rostro que domina a muy altas permeabilidades. La selección de los fluidos de fracturamiento, concentraciones de polímero y los interruptores es fundamental en el tratamiento de estos temas. Ruptura incompleta de los polímeros en fluido de fracturación es la causa más obvia de daño dentro de las fracturas hidráulicas (Gidley et al., 1992), así como la mala selección de agente de sostén fluidos de fracturamiento (Brannon y Pulsinelli, 1990) y desprendimiento formación rocosa o se introducían en la empaque de apuntalante (Strickland, 1985). Es cierto daño en la roca formación es la consecuencia de la excesiva pérdida de fluido en los depósitos de alta permeabilidad cuando polimerización geles de base se utilizan en combinación con ineficiente agentes de pérdida de fluido (Elbel et al, 1995;. Parlar et al., 1995). Estos daños son generalmente severa y

por lo general no se puede mejorar con tratamientos de la matriz. Para aliviar este problema, libre de polímero, Se han propuesto fluidos a base de surfactantes (Stewart et al., 1995); sin embargo, no pueden ser utilizados en el ausencia de petróleo crudo, que se requiere para romper las micelas de tensioactivo. • Mala recuperación de carga de líquidos Recuperación típica carga de líquido en un tratamiento de estimulación o el tratamiento de recuperación puede variar desde tan poco como 20% a 100%. Fluidos de carga pueden invadir y quedar atrapado en la formación mediante la introducción de la poros capilares más pequeños durante las presiones de inyección más altas, O pueden arcillas capa con alta microporosidad (Una condición en la que un área superficial grande existe para revestimiento de agua o la captura). Una vez el la presión de inyección se libera, la presión capilar efectos sostendrán importantes volúmenes de fluido en la formación. En algunas formaciones, más de 50% del fluido de carga puede ser atrapado después de un tratamiento, y sin embargo, la formación no puede aparecer dañado. La mayor parte del flujo es a través del sistema de poros más grande y fracturas naturales, y por lo general estos pasajes limpiar rápidamente. Los pasajes más pequeños poros puede trampa de líquido embebiendo o absorberlo, pero tienen ningún efecto real sobre el flujo a través de la formación. 14-4,7. De producción o inyección normal operaciones • formaciones no consolidadas Formaciones que son capaces de liberar partes de la matriz durante la producción o después de la estimulación plantear problemas que tratan especiales. Aunque estas situaciones

se piensa comúnmente en como-control de arena problemas en vez de daño de formación, el efecto de arena móvil y la caída de presión causada por túneles colapsados formación se parecen mucho a la efecto de daño de formación. Algunos embalses no pueden ser producido con caudales altos o grandes detracciones sin ser afectado adversamente. Permanente daño, que no se puede quitar simplemente por la reducción de la tasa de producción, puede ser creado. Un problema importante es el movimiento de finos en la formación en respuesta a cualquiera velocidad de flujo o cambios en la salinidad del fluido que fluye. Aunque este tema fue abordado en la Sección 14 a 3,1, vale la pena mencionar de nuevo, ya que es por lo general un factor significativo en el comportamiento de formaciones inestables. Limos y arcillas nativas vagamente unidos a poro paredes se pueden poner en movimiento por las altas tasas de flujo (Hower, 1974;. Holub et al, 1974), especialmente cuando dos o más se producen fluidos inmiscibles al mismo tiempo (Muecke, 1979; Sengupta et al,. 1982). Dependiendo de su tamaño de partículas, que pueden ya sea gargantas bloque de poro en las inmediaciones de su inicial ubicación o migrar hacia el pozo. Si las partículas que migran llegan al pozo o puente sobre la garganta de poro entradas depende su concentración original en la formación, su tamaño, la medida del aumento de su concentración cerca del pozo (debido a flujo radial) y el caudal máximo (Vaidya y Fogler, 1990; Gunter et al., 1992; Oyenenin et al., 1995). Bridging se promueve cuando uno o más de estos parámetros se incrementan. Bridging es menos perjudicial que el bloqueo debido a un corto período de flujo inverso, seguido por la producción a una tasa de flujo menor que en el que ocurrió puente, puede puentes mecánicamente dispersas (Fig. 14-8). Sin embargo, esto no se puede lograr cuando el puente

aglomerados se cementan previamente por precipitados (asfaltenos o escalas) o estabilizado químicamente a través de la inyección de floculantes (tales como estabilizadores de arcilla). 14-5. Identificación y de laboratorio la selección del tratamiento Los objetivos de los experimentos de laboratorio son identificar daño potencial y selección de ayudas de la óptima fluido de tratamiento y el diseño. Para lograr estos objetivos, el material de formación (núcleos), producen líquidos y material dañado se deben analizar. Estudios de flujo básico definitivo y pruebas de solubilidad son por lo general se requiere para identificar el origen de los daños y para ayudar a determinar el mejor procedimiento para daños eliminación. 14-5,1. Identificación de daños • Análisis Core El análisis detallado de los núcleos de formación es requerido para diseñar el tratamiento de eliminación de daños. Es difícil determinar la mineralogía formación sin el uso de núcleos (la pared lateral o convencional). Núcleos convencionales se recomienda completar el análisis porque núcleos laterales puede estar contaminados con fluidos de perforación y puede que no ser representativa de la formación. Si la pared lateral se utilizan núcleos, el análisis deben realizarse en núcleos de duplicados. • mineralogía Formación La mineralogía de la formación es un parámetro importante que afecta el éxito de la estimulación. El conocimiento de la petrografía de la formación es esencial para comprensión de lo que la respuesta de la roca (formación materiales) será la de cualquier líquido. La relación entre la roca y el fluido de tratamiento depende de los minerales presentes y la posición de los minerales

dentro de la matriz de la roca. Las técnicas analíticas utilizado para caracterizar la mineralogía son Difracción de rayos X (XRD), SEM y sección delgada análisis. Análisis XRD proporciona una identificación rápida y precisa del material cristalino de la roca matriz. Cada material cristalino tiene una específica Patrón de XRD. Los tipos y cantidades de arcillas y feldespatos pueden determinarse cualitativamente mediante DRX. Depósitos de cal cristalina también puede ser identificados usando XRD. SEM proporciona información sobre mineralogía y la morfología y el tamaño de los materiales de poros de revestimiento. Análisis elemental cuantitativo y la identificación de minerales se puede lograr mediante el uso de esta técnica en junto con espectrofotometría de energía dispersiva (EDS). Las principales ventajas de SEMEDS análisis sobre microscopía de luz son la profundidad del enfoque y ampliación. Las técnicas son útil para observar la estructura de plaquetas de arcilla y los análisis. Las estructuras de esmectita, caolinita, clorito y illita se muestran en la Fig. 14-4. Análisis de corte fino se utiliza ampliamente para estudiar roca estructura y cuantificar minerales. Adicionalmente, cementación minerales y los tipos y la ubicación de poros pueden ser identificados. La roca se impregna con una resina de color azul para llenar el interconectado porosidad. Una delgada (aproximadamente 30 micras de espesor) rebanada se corta perpendicular a la ropa de cama avión, y las superficies son pulidas. Usando una microscopio polarizado, los minerales pueden ser observado por luz transmitida porque tienen propiedades ópticas característicos. La estructura de poros se identifica fácilmente por la resina azul.

• humectabilidad Formación La mayoría de las formaciones de arenisca (o carbonatos) son humedecida con agua. En ocasiones, las formaciones de aceite mojado son encontró, especialmente cuando el aceite producido es un aceite de baja gravedad. En algunas situaciones, la formación parece ser aceite mojado porque del petróleo producido y los tensioactivos naturales presentes en el aceite; sin embargo, cuando se retira el aceite usando apropiado disolventes, la formación puede ser humedecida con agua. ¿Cuándo el aceite se adhiere a la matriz de la roca fuerte, debe ser removido antes de la mineralogía o Test- reactividad 14-5,2. La selección del tratamiento La solubilidad del material de formación o daño, el tratamiento de la compatibilidad del fluido y los estudios de flujo del núcleo debe llevarse a cabo para ayudar a diseñar el mejor tratamiento para la eliminación de daños y para seleccionar el producto químico productos que son los más compatibles. • Pruebas de solubilidad - Material de la formación Calcita, dolomita y ankerita son solubles en HCl y sistemas ácidos barro. Arcilla y limo son solubles sólo en sistemas ácidos de barro. Debido a su alto superficie, arcillas y otras multas son mucho más reactivo con ácido barro que los granos de arena son. La solubilidad total del material de formación es la suma de la solubilidad de cada mineral en la muestra de la formación. Los minerales distintos de los carbonatos también son solubles en HCl; por lo tanto, solubilidades se debe utilizar con precaución. Estos minerales incluir sulfatos (por ejemplo, anhidrita), hierro óxidos y halita. Las solubilidades de común minerales se muestran en la Tabla 14-8. Pruebas de solubilidad se realizan bajo laboratorio ideal condiciones y por lo tanto exhiben la la máxima solubilidad formación. La estructura de la roca y la posición de cada mineral en relación

a las trayectorias de flujo en la matriz de la roca puede resultar en diferentes solubilidades durante real operaciones de acidificación. Solubilidad determinado en el laboratorio no es un valor definitivo para la la máxima solubilidad que pueda resultar durante el proceso de acidificación, pero proporciona directrices como a la que fluidos de tratamiento son más aplicables. Una combinación de resultados de la prueba de solubilidad y XRD se utiliza comúnmente para estimar el carbonato, limo y arcilla minerales y otros contenidos minerales en la matriz de la roca. Determinación de la solubilidades de ácido de los diversos materiales en HCl y ácido barro determina la solubilidad total. Cuando se utilizan los resultados en conjunción con Análisis de XRD, la composición se puede determinar mediante el siguiente procedimiento. 1. La solubilidad total en el HCl se utiliza típicamente como una estimación del contenido total de carbonato. 14-6,2. Báscula Varios disolventes disuelven escalas, dependiendo de su mineralogía. Los tratamientos más comunes para el escamas en un pozo son los siguientes: • Escala de carbonato (CaCO3 y FeCO3) -HCl voluntad se disuelven fácilmente todas las escalas de carbonato de si el ácido puede penetrar a la ubicación escala (Tyler et al., 1985).

• El yeso (CaSO4 ⋅ 2H2O) o anhidrita (CaSO4) - Estas escalas de sulfato de calcio se eliminan con compuestos que convierten el sulfato a un hidróxido u otra forma de iones seguido de ácido o directa disolventes tales como el ácido ethylenediamenetetraacetic (EDTA) u otros tipos de agentes. Después de una calcio disolvedor sulfato con ácido puede duplicar el cantidad de escala disolvió porque la mayoría de las escalas son

mezclas de materiales y HCl tiene cierta capacidad para disolver las partículas más finas de sulfato de calcio. La Se prefiere la sal tetrasódica de EDTA porque su velocidad de disolución es mayor en una ligeramente alcalino valor de pH; la sal disódica más ácida tiene también ha utilizado, así como otros fuertes secuestrantes de la misma familia, a pesar de que no muestran una marcada diferencia de la ejecución EDTA. Se debe tener cuidado de no sobre-correr la escala pasado soluciones Dissolver o convertidor con ácido porque reprecipitación masiva de la escala se producirá. • Barita (BaSO4) o celestita (SrSO4) sulfato -Estos escalas son mucho más difíciles de eliminar, pero su ocurrencia es más predecible. Bario y estroncio sulfatos también se pueden disolver con EDTA si la temperatura es alta y tiempos suficientes de contacto son suficientes (por lo general un mínimo de remojo de 24 horas tiempo para un pozo de 12.000 pies cuadrados con una temperatura de fondo de pozo de alrededor de 212 ° C [100 ° C]; Clemmit et al., 1985). Eliminación de bario y sulfato de estroncio métodos son por lo general mecánico. La mayoría química removedores son sólo ligeramente reactivo, especialmente en depósitos gruesa, pero las mezclas de sulfato de bario y otras escalas generalmente se pueden eliminar mediante adecuadamente disolvedores formuladas con suficiente tiempo de inmersión. Depósitos gruesos deben eliminarse por medios mecánicos o métodos abrasivos. Se debe tener cuidado cuando se el análisis de los restos bien para evitar barita etiquetado incorrecto de perforación de residuos como lodo escala sulfato de bario. • Cloruro de sodio escala cloruro (NaCl) -sodio se disuelve fácilmente con agua fresca o débil soluciones ácida (HCl, ácido acético). Rediseñar el

sistema mecánico para evitar la pérdida de calor y agua deserción son también las posibilidades de tratamiento. • escalas de hierro, tales como sulfuro de hierro (FeS) u óxido de hierro (Fe2O3) -HCl con la reducción y secuestrante Agentes (EDTA) se disuelve estas escalas y previene la reprecipitación de subproductos, como el hierro hidróxidos y azufre elemental (Crowe, 1985). El tiempo de inmersión de 30 minutos a 4 horas suelen ser beneficiosa en la eliminación de estas escalas cuando se utiliza ácido. Donde sulfuro de hierro es un depósito de espesor, la acción mecánica tal como la molienda se sugiere. Chorro de agua por lo general lo hará No corte a escala sulfuro de hierro, excepto donde se dispersa con otras escalas o existe como una capa fina. • Sílice escalas-sílice escalas generalmente se producen como depósitos finamente cristalizadas de calcedonia o como amorfa ópalo y se disuelven fácilmente por HF. • escalas Hidróxido: magnesio (Mg (OH) 2) o calcio (Ca (OH) 2) hidróxidos-HCl o cualquier ácido que suficientemente puede disminuir el valor de pH y no precipitar sales de calcio o de magnesio se pueden utilizar para eliminar estos depósitos. El tiempo de contacto es un factor importante en el diseño de un tratamiento de eliminación de escala. La preocupación principal en el tratamiento de los depósitos de incrustaciones es con tiempo suficiente para el fluido de tratamiento para alcanzar y disolver eficazmente el mayor parte del material escala. El mosto fluido de tratamiento disolver la mayor parte de la escala para que el tratamiento sea exitoso. 14-6,3. Depósitos orgánicos Depósitos orgánicos son generalmente resolubilized por orgánico disolventes. Las mezclas de disolventes pueden adaptarse a una determinada problema, pero un disolvente aromático es un eficiente,

fluido de propósito general. Preocupaciones ambientales han conducido al desarrollo de disolventes alternativos (Samuelson, 1992). Eliminación de parafina se puede lograr usando calor, raspado o disolventes mecánica. El calentamiento de la tubería con un engrasador caliente puede ser el tipo más común de tratamiento. También puede ser la más perjudicial y menos eficaz en algunos casos. La inyección de aceite caliente de la superficie se derrite la parafina de las paredes de la tubería, pero la profundidad a la que el fluido inyectado permanece caliente es una función de la configuración también. Si el bien se permite a circular por el espacio anular mientras el aceite caliente se inyecta por la tubería, el calor lo hará no penetran más de unas pocas articulaciones de tubería de la superficie. El calor se transfiere rápidamente a través de la tubería de acero a los fluidos en ascenso en el anillo y poca, si alguna, el calor llega profundamente en el pozo. A medida que el calor aceite se enfría, la parafina recogió en la parte superior de el pozo puede precipitar. Si se requiere lubricación caliente a profundidades mayores de 150 ft, un método alternativo de colocación debe ser utilizado. Deeper aplicación de calor está disponible con otros procesos que cuentan con el calor generación como parte de una reacción química exotérmica. Los procesos requieren un estrecho control y son generalmente caros. Raspado mecánico puede ser útil en casos donde extensos depósitos de parafina deben retirarse de manera rutinaria. Raspar se logra generalmente con línea de acero y un cortador. En los pozos que utilizan una sarta de varillas, colocando raspadores en la cuerda puede automáticamente

raspar las paredes de la tubería. Disolvente de tratamiento para separar parafina puede basarse alrededor de un disolvente aromático de cadena lineal o. La más disolvente apropiado depende de la específica parafina y la ubicación del depósito. El calor (por lo menos a 130 ° F [55 ° C]) y la agitación aumentar significativamente la velocidad de eliminación. Tratamientos de eliminación de asfaltenos utilizan aromático disolventes tales como xileno y tolueno o disolventes que contienen altos porcentajes de compuestos aromáticos. La nafta es por lo general no es eficaz como disolvente. Algunos materiales siendo probado proporcionar beneficios dispersantes sin estabilizar toda la masa de la asfaltenos. Solvente tiempo de inmersión, el calor y la agitación son consideraciones importantes para el tratamiento. 14-6,4. Depósitos mixtos Depósitos combinados requieren un sistema de doble disolvente, tales como dispersión de un disolvente de hidrocarburo (por lo general aromático) en un ácido. 14-6,5. Emulsiones Las emulsiones se estabilizan por materiales tensioactivos (tensioactivos) y por multas extranjeros o nativos. Generalmente, disolventes mutuos, con o sin emulsionantes-DE, se utilizan para el tratamiento de problemas de emulsión. De-emulsionantes, que puede funcionar bien en un laboratorio o en un o tanque separador debido al gran número de gotitas en contacto por unidad de volumen, no pueden trabajar por sí mismos en un medio poroso a causa de masstransport fenómenos en hacer llegar el producto al lugar donde que debería funcionar. Otra razón por la que no pueden trabajar solo es el mecanismo implicado en romper emulsiones, que debería provocar la coalescencia de gotitas y luego separación de fases.

Lodos de hierro catalizada asfálticos son los más difíciles emulsiones se rompan. Estas emulsiones son catalizadas por el hierro disuelto en el ácido o agua y parecerse a un polímero reticulado de aceite en algunos instancias. La prevención es el mejor tratamiento. Una efectiva tratamiento antisludge para la zona y un ironreducing agente en el ácido son los mejores métodos. La eliminación de un lodo de asfaltenos existente es generalmente logrado mediante la dispersión en un disolvente y atacar a los componentes de los lodos con aditivos diseñado para la limpieza y remoción. 14-6,6. Bacterias Prevención de la destrucción de polímero por bacterias es generalmente manejado con biocidas y monitoreo de tanques. El control de bacterias de fondo de pozo es más difícil y implica raspar o tratamientos con sodio hipoclorito u otros oxidantes, seguido de acidificación y luego tratamiento con un biocida eficaz a una nivelar al menos 1,2 veces el nivel de matanza mínimo. Rotación frecuente del tipo de biocida también es necesario para prevenir el desarrollo de biocida resistente cepas de bacterias. 14-6,7. Partículas inducida enchufar • sólidos del fango Para eliminar daños barro poco profundo en las fracturas naturales, un disolvente o limpiador que se dispersará el lodo debe seleccionarse sobre la base de pruebas de una muestra de campo del barro. Energizar el fluido con N2 puede ayudar en la eliminación de las grandes masas de la perforación barro de un sistema de fractura. La experiencia con lodos de perforación de limpieza de los sistemas de fracturas naturales muestra que las babosas de lodo de perforación pueden fluir de nuevo en el tratamiento inicial, y el daño a menudo puede reafirmar como barro se mueve desde los límites exteriores de la

sistema de fractura en el pozo. Esta condición puede requerir tratamientos repetidos de la misma alta eficiencia más limpio, más N2, para conseguir una buena limpieza de los el pozo. El ácido puede ayudar, pero las pruebas de que el ácido de Se requiere efecto sobre la muestra de campo barro. Cuando extremadamente grandes volúmenes de peso pesado barro se pierden, puede ser beneficioso para desviar la bien y redrill la zona productiva. Cuando sea posible, el sobrebalance lodo de perforación debe reducirse al mínimo, y el lodo debe ser condicionada para reducir sólidos antes de la zona de pagos se perforan. Experiencia con la perforación de formaciones altamente fracturadas ha llevado a la experimentación con la perforación bajo balance en algunas zonas. Perforación bajo balance puede resultar en solamente un daño mínimo en la producción de pozos en comparación con el daño creado por tradicional métodos de perforación. Hay peligros, sin embargo, en de perforación bajo balance, y el riesgo-beneficio debe ser evaluado cuidadosamente. Mudcakes suelen ser perjudiciales sólo en pozo abierto terminaciones sin fracturas importantes (Burton, 1995). En los pozos verticales, por lo general son fácilmente eliminado mecánicamente en gran medida por caída de presión. En pozos horizontales largos, la reducción necesaria es casi imposible imponer a cualquier sección que no sea el talón, especialmente cuando un fluido compresible se encuentra en el agujero. Circulaciones para la eliminación mudcake deben llevarse a cabo con espacio libre mínimo entre el lavado tubería y el pozo para promover la turbulencia. Mudcake residual en preenvasado pantallas o ranurado terminaciones liners es particularmente problemático porque puede tapar la pantalla

• fluidos sucios Cuando se conoce el daño de partículas que se han producido debido a la utilización de fluidos calidad pobre o sin filtrar, la limpieza depende de encontrar un disolvente o ácido que puede o bien eliminar las partículas o romper el estructura de los puentes formados en la formación o sistema de fracturas. Los agentes tensioactivos, ácidos y disolventes mutuos son por lo general los materiales más beneficiosos. La adición de N2 para proporcionar un impulso de alta energía también puede ser beneficioso. La decisión de qué tensioactivo o disolvente mutuo utilizar debe basarse en pruebas básicas o campo respuesta. Incluyendo un gas tal como CO2 o N2 es basado en los requisitos de recuperación de líquidos y sólidos y la capacidad de descarga del pozo. Para el diseño las operaciones de limpieza de los daños de partículas, que fluye el bien atrás rápidamente después del tratamiento ayuda en la eliminación de las partículas. Bajar las formaciones de presión puede requerir un impulso de gas. En mayor presión formaciones, flujo natural suele ser adecuada para descargar estos sólidos, especialmente cuando un correctamente de fluido diseñado se ha utilizado y los sólidos no son más profunda que la superficie de la cara del pozo. Raspado y limpieza mecánica puede ejercer influencia sólo hasta la pared del pozo. • Acidificación El borde delantero de una otra manera efectiva mutua sistema de disolvente y el ácido puede ser cargado con escombros limpiado las paredes de los tanques y tuberías. Para esta razón, el borde de ataque del trabajo ácido es por lo general circulado fuera del pozo utilizando un proceso de

llamado decapado de la tubería. En este tratamiento, ácido y disolventes son inyectados hacia abajo el tubo para dispersar y disolver el hierro, compuesto para tuberías, barro y otros residuos de la tubería y luego son distribuidas o invertido fuera del pozo sin ser inyectado en la formación. Estos puestos de trabajo son extremadamente eficaces cuando el tubo no se ha limpiado o su condición es desconocida. Los volúmenes de ambos ácidos y tratamientos aditivos varían de 1 a 21/2 volúmenes de tubos dependiendo de la condición de los tubulares. Volúmenes de ácidos y solventes mínimos suelen oscilar De 250 a 500 galones. Tubo recubierto puede reducir el hierro escalar significativamente, pero otros contaminantes, tales como escala y compuesto para tuberías, todavía pueden estar presentes. Si la recuperación de carga de líquido influye en la producción del pozo, tensioactivos o disolventes mutuos que reducen tensión superficial e interfacial son generalmente benefi cial. Los volúmenes de tratamiento dependen de los fluidos, la formación y la cantidad de fluido de carga perdieron. • inyección de agua La eliminación de partículas inyectado durante la inyección de agua operaciones depende de la identidad de la el material y el uso de un limpiador y un ácido para dispersar el material. Una de las mejores técnicas para la limpieza de pozos de inyección o pozos de eliminación es el reflujo del pozo tan duro como sea posible antes de la tratamiento. Esto por lo general elimina suficiente masa desde el pozo para eliminar la necesidad para la estimulación. Sin embargo, si no refluya adecuadamente limpiar el pozo, ácido y un disolvente mutuo en volúmenes que van de 50 a 100 gal / ft son suele ser necesario. Cuando grandes cantidades de sólidos se espera, el pozo debe backflowed después

acidificación. Si arrastre de aceite y emulsiones son los problema, ácido y un disolvente mutuo puede ser inyectado y desplazado permanentemente con agua de inyección detrás del trabajo de acidificación. 14-6,8. Fluidos de perforación base aceite La prevención de emulsiones OBM es relativamente fácil. Ya sea un limpiador surfactante-base que se mezcla después pruebas de OBM específico o un lavado de xileno más general de la zona que se debe hacer antes del contacto con cualquiera salmuera de alta salinidad o ácido. Después de que los esquejes y multas de barro se han limpiado y totalmente waterwetted, los problemas de daño restantes de humectabilidad se puede revertir con un limpiador de formación o la mutua disolvente. Ácido se utiliza generalmente como etapa siguiente después de la limpieza para eliminar las partículas de lodo y limpiar escombros formación. La eliminación de emulsiones OBM conocidos resultante de la mezcla con salmuera de alta salinidad o ácido por lo general requiere un lavado con disolvente aromático o un tratamiento con surfactante especializado que dirige el siltstabilized emulsión. Evaluación de cualquier limpieza mecanismo o tratamiento utilizando muestras de laboratorio de OBM debe ser evitado. Sólo las muestras de campo de la barro son apropiadas para diseñar el tratamiento de eliminación. Los volúmenes de fluido de tratamiento varían desde 15 a 50 gal / ft de disolvente aromático o mezcla de tensioactivos, y la agitación y remojo las horas son críticas para el éxito del tratamiento. Dificultades de aplicación incluyen la captura de los fluidos de tratamiento en todo el sueldo en una columna de fluidos pesados donde la segregación densidad

puede ser rápido. Packers y los enchufes son gelificados la primera línea de aislamiento. 14-6,9. Bloques de agua La eliminación de un bloque de agua se puede lograr usando un tensioactivo o alcohol aplicado como una pre-limpieza a reducir la tensión superficial, seguido de un pos-limpieza de N2 o CO2 para eliminar el agua de la cerca del pozo área y saturación de gas Restablecer. Una vez que el agua se ha mezclado con la tensión superficial de disminución materiales, la eliminación es más fácil. Las dificultades en este tipo de operación son la colocación del fluido y conseguir una distribución uniforme del fluido alrededor del pozo. Los tratamientos repetidos suelen ser necesarias, y dispositivos de inyección selectivos son beneficiosos. 14 a 6,10. Alteración Mojabilidad Daño alteración de la mojabilidad se elimina mediante la inyección de Disolventes (de inversión) para eliminar el aceite mojar fase de hidrocarburos y luego inyectar fuertemente waterwetting tensioactivos. Una vez más, un surfactante por sí mismo lo hará no funciona. La fase de aceite, que normalmente se precipitó asfaltenos o parafinas, primero debe ser eliminado con un disolvente. (Lo mismo se aplica a un adsorbido surfactante oleófila.) A continuación, una fuerte orinarse en el agua tensioactivo puede ser inyectado y se adsorbió sobre la roca minerales. Esto reduce la tendencia de nuevo hidrocarburo precipita a pegarse a las superficies minerales y aceite mojar de nuevo. Para los problemas de condensación retrógrada, la más técnica de tratamiento adecuado es la inyección de aseado gas natural en una operación periódica "resoplar". El condensado es recogido por el gas y transportado

en el depósito. Reprecipition requiere la retrógrada del proceso después de varios meses de producción. 14 a 6,11. El daño del pozo • Daño mecánico de perforación El proceso de perforación en sí modifica lo local subraya alrededor del pozo, generando una zona de de la permeabilidad reducida en la zona vecina al pozo (Dusseault y Gray, 1992). Se ha demostrado que tal daño afecta principalmente formaciones blandas donde la diferencia entre el mínimo y tensiones máximas ortogonal a la pared del pozo es grande. En los peores casos, la medida de la permeabilidad disminución puede ser tan grande como 21 medios pozo diámetros (Morales et al., 1995), y perforaciones no pasar por alto la zona dañada. Debido a la permeabilidad deterioro en este caso es el resultado de roca compactación, acidificación es ineficaz. Apuntalante Corto tratamientos de fracturamiento son aparentemente el único cura, mayo aunque sobrebalance extrema perforación dar resultados positivos en algunos casos (Petitjean et al., 1995). • Problemas de tubería Cada vez que se reduce la producción del pozo, la primera determinación debe ser establecer que el tubo está abierta y el sistema de elevación está trabajando. Numerosos problemas de fugas de tuberías para colapsaron tubería puede ocurrir, y rellenar el tubo es también una posibilidad. Bueno condiciones cambian con el tiempo, y un realización efectiva al comienzo de la vida del pozo puede no ser eficaz después de varios años de producción como la disminución de la presión del yacimiento. • perforaciones Pobres El tratamiento habitual para perforaciones pobres es añadir perforaciones adicionales. En las zonas que son extremadamente

laminado, tales como las arenas arcillosas del Golfo de EE.UU. Costa y otras áreas, de 8 a 12 spf se considera , pero las averías de perforación adecuados (es decir, los pequeños fracturas) pueden ser necesarios para la vinculación completa. Baja densidad de perforación es posible si el pozo será fracturado. Fracturamiento cruzará las barreras de laminaciones, y en muchos casos de campo ha proporcionado amplios aumentos de productividad. Adición de perforaciones es fácil, pero las típicas 0 ° por etapas, las pequeñas armas tubing pasante entregan solamente pequeños agujeros y penetraciones cortas. La más reciente armas-de fondo de pozo de despliegue que proporcionan mínimo Se prefieren limpieza y eliminación gradual, especialmente cuando se realiza la fracturación hidráulica. • Hidrata Los hidratos son mezclas de hielo y otros elementos, principalmente el gas natural, que puede parecerse a una sucia depósito de hielo. A diferencia de hielo, pueden formar a temperaturas mayor que 32 ° F. La formación de hidratos por lo general se asocia con una disminución de la temperatura o una reducción de la presión que puede acompañar a la producción de fluidos. Hidrata también puede formarse en gas de corte lodo de perforación, en particular cuando el barro se hace circular cerca del fondo marino en lugares fríos. Taponamiento Soda bobinas y válvulas puede ser un problema grave. La abrasión de partículas Soda equipo también es posible. La ocurrencia más común de hidratos es en los pozos de gas con una pequeña cantidad de la producción de agua. La cantidad de agua respecto a la cantidad de la producción de gas es crítica. A medida que el corte de agua aumenta, muchos problemas de hidratos desaparecen.

Los hidratos se impide mediante la adición de un punto de congelación depresor tal como alcohol o glicol por debajo de la punto de formación de hidratos. También pueden ser controlados por preservación de la temperatura en el producido fluido o la eliminación de una fuerte presión gotas que permiten la expansión de gas para enfriar los líquidos a sus puntos de congelación. • Llene Los restos de la formación de la exfoliación en la perforación o pozo puede ser uno de los inconvenientes más graves a la producción. Rellene el pozo es fácilmente identificado con una barra de platina en la telefonía fija y es generalmente eliminado fácilmente utilizando tubería o tubería flexible y las prácticas de descarga N2 o espuma. Rellene el perforaciones es más difícil identificar y mucho más difíciles de eliminar. Cuando relleno en las perforaciones es sospechoso, nue- vos disparos del pozo es generalmente el método más directo de probar la teoría y restaurar el bien a la productividad. Donde el llenar es soluble ácida, la inyección de ácido puede ser útil; Sin embargo, la inyección de ácido en una perforación que es lleno de desechos pequeños suele ser difícil. • Los problemas del agua La producción de agua no sólo es un importante económico problema en la separación de la superficie, pero también causa una reducción importante en la permeabilidad relativa de aceite y gas. La producción de agua del pozo puede conducir a problemas importantes como la corrosión, la contrapresión, emulsiones y el movimiento de la formación o multas. El agua puede fluir desde la parte inferior (Conicidad), se elevan a través de fracturas o el flujo de la borde de las fracturas a través de la matriz o en highpermeability rayas. Debido a su baja viscosidad,

el agua fluye mucho más fácil que el aceite, y una vez en el poros de la roca que es difícil desplazar con fluidos de baja viscosidad, como el gas. Interrumpir el agua (Control de agua) es una técnica especial y se discute en la literatura en otros lugares. • Microporosidad Microporosidad se crea por una serie de arcillas y algunos minerales. Es simplemente una condición en la que un existe gran área de superficie para el recubrimiento de agua o atrapamiento. Microporosidad rara vez se presenta un problema excepto cuando ocupa el área de la garganta de poro de la formación. En estos casos, se puede atrapar ya sea escombros o agua y el flujo de obstruir. La eliminación de microporosidad en general, se puede lograr con HF, o problemas profundos pueden ser anuladas por fracturarse. 14-7. Conclusiones Para maximizar el rendimiento, así, los caminos de la formación a la tubería deberá presentar el más bajo impedancia de presión posible. El logro de esta condición requiere tanto una terminación bien diseñado y la eliminación del daño de formación. Las herramientas están una gran variedad de técnicas de eliminación de estimulación y daños y los productos químicos que están fácilmente disponibles. Aún así, aunque la eliminación daño de formación parece fácil alcanzable, el objetivo de una realización sin daños puede ser difícil de alcanzar. El problema no es tanto el de encontrar una herramienta, sino el de encontrar la herramienta adecuada. Un poco la experiencia demuestra que la herramienta adecuada puede seleccionarse sólo cuando el problema ha sido identificado. El esfuerzo y expensas, para comprender la naturaleza y la identidad de el problema puede ser las inversiones más sabias.

Los mecanismos de daño más comunes y sugerido métodos de eliminación se enumeran en las Tablas 14-3, 14-4 y 14-5. Vale la pena repetir que muchos daños condiciones tienen síntomas similares y que hay no hay tratamientos universales.