Factor de Daño en Pozos Horizontales

El factor de daño en pozos horizontales es una de las principales preocupaciones durante la perforación y producción de estos pozos.

Se define como la reducción de la permeabilidad de la formación alrededor del pozo, lo que limita el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Este factor puede ser causado por diversos mecanismos, incluyendo:

• Invasión de fluidos de perforación: Los fluidos de perforación, como el lodo, pueden penetrar en la formación y obstruir los poros, reduciendo la permeabilidad.
• Precipitación de sólidos: Los minerales presentes en el fluido de perforación pueden precipitar en la formación, creando una capa impermeable.
• Hinchamiento de arcillas: Las arcillas presentes en la formación pueden hincharse al contacto con el agua, lo que reduce el tamaño de los poros y la permeabilidad.
• Daño mecánico: La fricción entre la tubería de perforación y la pared del pozo puede causar daño mecánico a la formación, lo que reduce la permeabilidad.

El daño a la formación puede tener un impacto que debe ser cuantificado en la productividad de un pozo horizontal.

Reducir la permeabilidad alrededor del pozo significa que se necesita una mayor presión para extraer los hidrocarburos, lo que puede aumentar los costos de producción con planes de estimulación o remediación de la capacidad de producción.

Las fuentes de daño a la formación deben tratarse con profundidad para recurrir con el tratamiento apropiado.

Estimación del Factor de Daño en Pozos Horizontales

Un pozo horizontal crea un patrón de drenaje que es bastante diferente del área de drenaje de un pozo vertical.

La geometría de flujo que existe en un yacimiento que tiene completado una sección horizontal es radial en su cercanía y puede ser predominante lineal lejano al pozo, mientras que en un pozo vertical (sin una fractura hidráulica), sólo el flujo radial es dominante.

Como resultado, un pozo vertical que penetra el yacimiento es totalmente insensible a la anisotropía de la permeabilidad, tanto la anisotropía de la permeabilidad vertical y lateral son factores muy importantes en la productividad de un pozo horizontal, y ambos se encuentran impactados por los mecanismos de daño.

La fórmula convencional de Hawkins no puede ser aplicada para la estimación de daño o efecto skin en pozos horizontales, debido a que el flujo radial en el pozo horizontal está sujeto a la anisotropía vertical/horizontal de la permeabilidad.

Adicionalmente, lo más probable es que el daño de la formación a lo largo de la sección horizontal no sea uniforme debido a la heterogeneidad del yacimiento y al diferente tiempo de exposición al fluido de perforación y terminación.

Modelo de Furui et al

Furui, Zhu y Hill presentaron un modelo de factor de daño o factor skin para pozos horizontales. Este modelo supone que la sección transversal de daño perpendicular al pozo imita las isobaras dadas por la solución de Peaceman para el flujo a través de un campo de permeabilidad anisotrópica hacia un pozo cilíndrico (Figura 1).

Debido a que el daño de la formación es frecuentemente relacionado al flujo o velocidad, se asumió que el deterioro de la permeabilidad tiene una distribución similar al campo de presión.

Con esta asunción de la distribución de daño en el plano normal y-z hacia el eje del pozo, la ecuación de Hawkins puede ser transformada para un espacio anisotrópico, y el daño local s_d(x) es expresado baja la siguiente ecuación:

(Ec. 1)

La ecuación de factor de skin o daño local descrita en la ecuación 1 describe los efectos de daño en el flujo 2-D en el plano perpendicular hacia el eje horizontal del pozo.

En la ecuación 1, el término r_sH es la longitud media del eje horizontal de la elipse de daño, k_s es la permeabilidad de la zona de daño y k es la permeabilidad de la zona no alterada del volumen de drenaje.

Debido a que, en última instancia, el flujo hacia el pozo horizontal se vuelve pseudo radial como una elipse a lo largo de toda la longitud del pozo, el factor skin o daño promedio para el lateral horizontal es obtenido integrando la ecuación 2-D de afluencia sobre la longitud lateral, arrojando:

(Ec. 2)

Donde L es la longitud de la sección horizontal del pozo, r_w es el radio de pozo, h es el espesor útil del área de drenaje, I_ani es el radio de anisotropía y s_d(x) es la distribución local del factor de daño descrito en la ecuación 1.

El factor skin local puede ser causado por cualquier distribución arbitraria del daño a lo largo del pozo.

Para obtener un valor general de factor de skin para un pozo horizontal, la distribución del daño a lo largo del pozo, s_d(x) debe ser conocido, lo que a su vez requiere conocimiento de la profundidad de la distribución del daño, r_sH(x). Dos casos limitantes han sido presentados en la literatura.

Caso 1

Frick y Economides postularon que el daño causado por la invasión del filtrado del lodo de perforación puede ser profundo en el talón de la sección horizontal y poco profundo hacia la punta del pozo, debido a la variación del tiempo de exposición del hoyo sometido al lodo de perforación.

Esto puede conllevar a una sección de daño de forma cónica desde el talón al dedo o punta del pozo, como se puede mostrar en la Figura 2.

Para esta situación, si la profundidad del daño en la dirección horizontal es r_sh,max en el talón, disminuyendo hasta llegar a cero en la punta de la sección horizontal, por tanto, r_sH(x) es igual:

(Ec. 3)

Incorporando esta expresión dentro de la ecuación 1, el factor de daño general para esta distribución cónica de daño es obtenida con la colocación de la expresión resultante para s_d(x) dentro de la ecuación 2 e integrando numéricamente.

Caso 2

Otra aproximación es asumir que la distribución del daño es uniforme a lo largo de la sección horizontal.

Esta asunción se encuentra justificada cuando el filtrado del lodo de perforación o la invasión del fluido de completación ocurren rápidamente y retardan una invasión adicional, taponando con partículas para evitar un daño más profundo.

Para esta distribución de daño, r_sH(x) y s_d(x) son constantes, y la combinación de la ecuación 1 y 2 arrojan:

(Ec. 4)

En general, el efecto del daño en la región cercana al pozo es mucho menor en pozos horizontales que en pozos verticales.

Sin embargo, si el espesor del yacimiento es grande y/o la permeabilidad vertical es pequeña, el flujo radial o elíptico empieza a ser dominante y el impacto del daño a la formación en la sección horizontal puede ser significativo.

Fuente:

• Economides, M.; Hill, A.D.; Ehlig-Economides, C. y Zhu, D. Petroleum Production Systems 2nd Edition. Prentice Hall. Westford, Massachusetts (2013).

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