Concepto De Daño A La Formacion

DAÑO A LA FORMACIÓN: CONCEPTO

La producción de daños a la formación se ha definido como el deterioro de lo invisible por lo inevitable, causando una reducción desconocida en el incuantificable. En un contexto diferente, el daño de formación se define como el deterioro al depósito (producción reducida) causada por los fluidos del pozo utilizados durante las operaciones de perforación / terminación y reparación de pozos. Es una zona de permeabilidad reducida en las cercanías de la boca del pozo (piel) como resultado de la invasión de fluido exterior en la roca del yacimiento. Típicamente, cualquier impedancia no intencionada al flujo de fluidos dentro o fuera de un pozo se conoce como daño de la formación. Esta amplia definición incluye restricciones de flujo causadas por una reducción en la permeabilidad en la región cercana al pozo, cambios en la permeabilidad con respecto a la fase de hidrocarburos, y restricciones de flujo no deseados en la propia terminación. Restricciones de flujo en la tubería o las impuestas por el bien penetrando parcialmente un depósito u otros aspectos de la geometría de finalización no se incluyen en esta definición, ya que, si bien pueden impedir el flujo, que o bien se han puesto en marcha por el diseño para servir a un propósito específico o no aparecen en las medidas típicas de daño de formación, como la piel.

La prevención de daños a la formación Durante las últimas cinco décadas, una gran parte de la atención se ha prestado a las cuestiones de daños a la formación por dos razones principales: 1. Capacidad para recuperar los fluidos desde el depósito se ve afectado fuertemente por la permeabilidad de hidrocarburos en la región cercana al pozo 2. A pesar de que no tenemos la capacidad de controlar propiedades de las rocas del yacimiento y de las propiedades del fluido, que tienen algún grado de control sobre las operaciones de perforación, terminación y producción Por lo tanto, podemos hacer cambios operativos, reducir al mínimo la magnitud del daño inducido por la formación en y alrededor de la boca del pozo, y tienen un impacto sustancial en la producción de hidrocarburos. Ser consciente de las implicaciones de daños formación de diversos perforación, terminación, y las operaciones de producción puede ayudar a reducir sustancialmente el daño de formación y la mejora de la capacidad del pozo para producir fluidos.

Daño al revestimiento de la formación. Fig. 1 ilustra la formación de daños en el revestimiento.

Fig. 1—Formation skin damage. Más información se puede encontrar en Determination of flow efficiency and skin.

Mecanismos de daño Daño de la formación es una combinación de varios mecanismos, entre ellos:  Sólidos taponamiento. Fig. 2 muestra que el taponamiento de los espacios de los poros del depósito-roca puede ser causado por los sólidos finos en el filtrado de lodo o sólidos desalojado por el filtrado dentro de la matriz de la roca. Para minimizar este tipo de daño, minimizar la cantidad de sólidos finos en el sistema de lodo y la pérdida de fluido. Ver Perforación daño de la formación inducida

Fig. 2—Formation damage caused by solids plugging.  hinchazón de la arcilla de partículas o dispersión (hinchazón o dispersión de las partículas de arcilla). Este es un problema inherente en piedra arenisca que contiene arcillas sensibles al agua. Cuando un filtrado de agua dulce invade la roca del yacimiento, que hará que la arcilla se hinche y por lo tanto reducir o bloquear totalmente las áreas de la garganta. Ver daño de formación de arcillas expansivas.  cambios de saturación. La producción se basa en la cantidad de saturación dentro de la roca del yacimiento. Cuando un filtrado-sistema de lodo entra en el depósito, que causará un cambio en la saturación de agua y, por lo tanto, el potencial de reducción de la producción. Fig. La figura 3 muestra que la alta pérdida de fluido provoca la saturación de agua para aumentar, lo que resulta en una disminución de la permeabilidad relativa de la roca.

Fig. 3 — Formation damage caused by saturation.

 inversión de la Mojabilidad. Las rocas del yacimiento son de naturaleza húmeda de agua. Se ha demostrado que durante la perforación con sistemas de lodo a base de aceite, el exceso de surfactantes en el filtrado de lodo que entran en la roca pueden causar inversión de la humectabilidad. Se ha informado de la experiencia de campo y demostrado en pruebas de laboratorio que tanto como 90% en la pérdida de producción puede ser causada por este mecanismo. Por lo tanto, para proteger contra este problema, la cantidad de exceso de surfactantes utilizados en los sistemas de lodo a base de aceite debe mantenerse a un mínimo. Ver Otras causas de daño de formación

 bloqueo emulsión (bloqueo por emulción*). Inherente a un sistema a base de aceite es el uso de un exceso de surfactantes. Estos surfactantes entran en la roca y pueden formar una emulsión dentro de los espacios de los poros, lo que dificulta la producción a través de emulsión obstrucción. Ver Otras causas de daño de formación.  bloqueo acuosa filtrado (bloqueo por filtrado acuoso). Durante la perforación con lodo a base de agua, el filtrado acuoso que entra en el depósito puede causar alguna obstrucción que reduzca el potencial de producción del depósito. Ver Otras causas de daño de formación.  precipitación Mutual de sales solubles en el filtrado del pozo-líquidos y agua de formación. (precipitación mutua de sales solubles en la filtración del pozo de fluidos y agua de formación*)Cualquier precipitación de sales solubles, ya sea por el uso de los sistemas de lodo de sal o de agua de formación o de ambos, puede causar la obstrucción de sólidos y dificultar la producción.  La migración de finos (migración de partículas finas*)(migración de material inferior a 60 nanómetros (60 micrones), p. ej. las fracciones limo y arcilla) . La acumulación de partículas finas, especialmente en yacimientos de areniscas, puede reducir significativamente la productividad del pozo. Ver daños Formación de la migración de finos.  La deposición de parafinas o asfaltenos. Parafinas y asfaltenos pueden depositar tanto en los tubos y en los poros de la roca del yacimiento, lo que limita significativamente la productividad del pozo. Ver daño de formación de parafinas y asfaltenos.  banco de condensado. Una acumulación de condensado alrededor del pozo puede impedir el flujo de gas al reducir la permeabilidad. Ver daño de formación de banco de condensado

 Otras causas. Estos pueden incluir el taponamiento bacteriana y escape de gas. Ver Otras causas de daño de formación.

La cuantificación de daños a la formación Una medida comúnmente usada de la productividad del pozo es el índice de productividad, J, en barriles por libra por pulgada cuadrada:

.................... (1) La medida más comúnmente utilizada de daño de la formación en un pozo es el factor de la piel, S. El factor de la piel es una caída de presión adimensional causada por una restricción de flujo en la región cercana al pozo. Se define de la siguiente manera (en unidades de campo):

.................... (2)

Fig. La figura 3 muestra cómo las restricciones de flujo en la región cercana al pozo pueden aumentar el gradiente de presión, lo que resulta en una caída de presión adicional causada por daño de la formación (Δpskin).

Fig. 3—Pressure profile in the near-wellbore region for an ideal well and a well with formation damage.[1]

En 1970, Standing [2] introdujo el concepto importante de la eficiencia del flujo así, F, al que definió como:

.................... (3) Claramente, una eficiencia de flujo de 1 indica un pozo sin daños con Δpskin = 0, una eficiencia de flujo> 1 indica un pozo estimulado (quizás debido a una fractura hidráulica), y una eficiencia del flujo de <1 indica un pozo dañado. Tenga en cuenta que, para determinar la eficacia del flujo, debemos conocer la presión promedio del yacimiento, de la banda, y el factor de revestimiento, S. Los métodos para medir estas cantidades se discuten en la determinación de la eficiencia del flujo y del revestimiento.

El impacto de la piel en la productividad del pozo se puede estimar mediante el uso de relaciones de rendimiento de flujo entrante (DPI) para el bienestar tales como los propuestos por Vogel, [3] Fetkovich, [4] Standing. [2] Estos IPRs (derechos de propiedad intelectual*) pueden resumirse de la siguiente manera [5]:

.................... (4) Donde:

.................... (5) Cuando x = 0, se recupera un modelo lineal de los IPR; cuando x = 0.8, obtenemos IPR de Vogel; y cuando x = 1, se obtiene un IPR de Fetkovich. Un ejemplo de una parcela para la producción de hidrocarburos adimensional como una función de la presión de fondo de pozo adimensional (IPR) se muestra en la Fig. 4 para diferentes eficiencias de flujo. Es evidente que, como la eficiencia del flujo disminuye, las tasas de hidrocarburos poco a poco se obtienen para la misma reducción

.

Fig. 4 — Inflow performance relations for different flow efficiencies (F). [3] La elección de la IPR usado depende de las propiedades del fluido y mecanismo de accionamiento del depósito. El IPR de Standing es el más apropiado para depósitos de solución de conversión de gas de accionamiento, mientras que un IPR lineal es más apropiado para depósitos de unidad de agua que producen a presiones por encima del punto de burbuja y de hidrocarburos sin gas disuelto sustancial. Una discusión más detallada de este se proporciona en Peters [5]

Daños Formación vs. pseudodaño Es importante distinguir claramente el daño de la formación de los efectos de terminación y de depósito así que son una consecuencia de cómo el pozo penetra en el depósito y donde se colocan las perforaciones (a veces referido como efectos pseudodaño) [6] [7] [8] [9 ] y la pérdida de la permeabilidad como resultado de agotamiento. Se presentan [10] los modelos de ingeniería de yacimientos para el flujo de entrada limitada en pozos parcialmente penetrantes en varios textos de ingeniería de yacimientos como Dake. [6] (*Es importante distinguir claramente el daño de la formación desde la terminación del pozo y efectos del reservorio que son una consecuencia de como el pozo penetra en el depósito y donde se colocan las perforaciones (a veces referido como efectos pseudodaño) [6] [7] [8] [9 ] y la pérdida de la permeabilidad como resultado de agotamiento. Se presentan [10] los modelos de ingeniería de yacimientos para el flujo de entrada limitada en pozos

parcialmente penetrantes en varios textos de ingeniería de yacimientos como Dake. [6]) La segunda causa principal de pseudodaño es flujos de alta velocidad cerca de la boca del pozo, lo que induce turbulencia o efectos inerciales. Como se discutió en la sección anterior, la turbulencia o efectos inerciales pueden conducir a una caída de presión turbulento adicional que debe distinguirse claramente de la caída de presión inducida por una reducción de la permeabilidad. Por último, las restricciones de flujo en el propio pozo como estrangulaciones, la acumulación de sarro, cera, o depósitos de asfaltenos a menudo pueden resultar en pérdidas de carga de tubos que son sustancialmente mayor de lo previsto. Esta reducción en la productividad del pozo no se conoce comúnmente como daño de la formación. Otros tipos de deterioro producción causados dentro de la tubería se colapsan los tubos de flujo o restricciones causadas por las restricciones mecánicas tales como:

 Los productos de corrosión  empleos de cemento pobres, resultando en combinación de fluidos producidos a partir de diferentes zonas  diámetro de la tubería es insuficiente o el diseño inadecuado de sistemas de levantamiento artificial Esta lista parcial proporciona algunos ejemplos de restricciones de flujo causadas principalmente en la tubería y no deberían normalmente ser categorizados como daño de formación. Ellos no aparecen en las medidas de daño de formación, como la piel, que son principalmente medidas de restricciones de flujo en la región vecina al pozo. Restricciones de flujo en la realización en sí como la zona compactada alrededor de túneles de los disparos y enchufados empaques de grava se incluyen en la determinación de la eficiencia del flujo y del daño, ya que normalmente se miden como un daño al pozo.

nomenclatura

B = proporcional al coeficiente no Darcy, D F = bien fluya eficiencia

k = permeabilidad global, md Pr = presión promedio del yacimiento pwf = presión de fondo fluyente ΔPskin = caída de presión adicional causada por daño a la formación q = caudal qo = caudal de aceite S = factor de daño J = índice de productividad

References 1.

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DETERMINACIÓN DE EFICIENCIA DE FLUJO Y EL DAÑO Para cuantificar el daño de formación y conocer su impacto en la producción de hidrocarburos, uno debe tener estimaciones razonables de la eficiencia del flujo o factor de daño. Se han propuesto varios métodos para evaluar estas cantidades para pozos de petróleo y de gas. Los métodos más comunes son:  pruebas multivelocidad.  pruebas de pozo de gas isócrono.  pruebas de pozos transitorios (análisis de incremento de presión).

pruebas multifrecuencia

Pruebas multifrecuencia pueden llevar a cabo en los dos pozos de petróleo y gas. En estas pruebas, varios volúmenes de flujo estabilizados, qi, se consiguen en los correspondientes estabilizado fluye presiones de fondo, pwf. El análisis

más simple considera dos tasas estabilizadas diferentes y presiones. La IPR se puede escribir como:

.................... (1)

Simplificando y despejando la eficiencia del flujo, F, obtenemos

.................... (2) Donde x ≠ 0. La ecuación anterior muestra claramente que es posible obtener la eficiencia del flujo en lugar simplemente con dos estabilizado presiones de fondo y dos volúmenes de flujo estabilizados. Un análisis similar se puede realizar para obtener una expresión para un IPR lineal (x = 0). Pruebas multifrecuencia en pozos de gas: efectos inerciales

Para muchos pozos de gas y algunos pozos de petróleo, las tasas de flujo son suficientemente alta que las gotas turbulentos o inerciales de presión cerca del pozo pueden ser significativos. En tales casos, la caída de presión adicional medido por la piel puede ser confundida con la caída de presión debido a la noDarcy o flujo inercial. Es muy importante para separar la caída de presión causada por el flujo turbulento de la causada por la piel física, ya que tiene un impacto significativo en las recomendaciones de estimulación realizadas en el pozo. Para analizar los pozos de gas o de petróleo de alta tasa, es necesaria la siguiente ecuación. [1] La ley de Darcy para pozos de gas de alta tasa puede escribirse como

.................... (3)

Aquí

.................... (4) Esta ecuación se puede reordenar para obtener

.................... (5)

Aquí, Aqsc representa una caída de presión laminar y Bq2sc representa una caída de presión inercial o no Darcy (a veces referido como una caída de presión turbulento). Tenga en cuenta que A contiene el daño fisico, S, y B es directamente proporcional al noCoeficiente de Darcy, D. Al graficar los datos de prueba multifrecuencia como una parcela de, obtenemos A y B como una intersección y la pendiente, respectivamente. A continuación, es posible comparar la magnitud de la caída de presión causada por S con la causada por los efectos inerciales, Dqsc. Si S> Dqsc, se recomienda un tratamiento de estimulación. Sin embargo, si Dqsc> S, el pozo puede ser necesario reperforado o fracturado para aumentar el área de entrada y para reducir los efectos inerciales.

Prueba isócrona en pozos de gas En los pozos de gas en el que se necesita mucho tiempo para lograr tasas estabilizados, los pozos están encerrados y producidos durante un intervalo de tiempo fijo (Δt) a varias velocidades diferentes. Estas pruebas isócronos son interpretados por la siguiente relación "capacidad de entrega",

.................... (6) donde el exponente n se encuentra entre 0,5 y 1. Un exponente más cerca de 0,5 indica que los efectos no Darcy son importantes; un exponente cercano a 1 indica que no lo son. [2]

Cabe señalar que la ecuación "capacidad de entrega" es una variación de la ecuación derivada en la sección anterior. Análisis de incremento de presión El método más común para la determinación de la piel es una prueba de incremento de presión. [2] [3] En esta prueba, un pozo que ha estado produciendo durante un tiempo, tp, se cierra en el tiempo Δt. La acumulación de presión se registra como una función del tiempo. Mediante la construcción de una parcela Horner [2] [3] como el mostrado en la Fig. 1, podemos calcular la piel y el producto del espesor de la permeabilidad y la formación, kh, del depósito (en unidades de campo).

.................... (7) Y

.................... (8) Aquí, m es la pendiente de la porción lineal de la trama Horner, y P WS, 1 hora es la presión de cierre en extrapolado a un tiempo de cierre de 1 hora.

Fig. 1—Horner plot from a pressure-buildup test.[2]

También es posible obtener la presión promedio del yacimiento con el método Mateo, Brons, y Hazelbrook partir de los datos de incremento de presión. [4] Sabiendo tanto la presión promedio del yacimiento y la piel, podemos calcular la eficiencia del flujo del pozo. Este método proporciona una medida directa y cuantitativa de la extensión del daño de la formación en un pozo. Métodos Siguiendo el mismo principio se han desarrollado para pozos desviados y horizontales. Las ecuaciones para el análisis son más complejos y no se tratan en esta página. Los mismos métodos también se pueden utilizar para analizar los datos de pozos de gas y de los pozos en la elevación artificial. El breve debate presentado arriba muestra cómo el daño de formación cerca del pozo se puede cuantificar mediante mediciones realizadas en pozos de petróleo y gas. Estas medidas son esenciales para determinar el alcance y la magnitud del daño de formación y su impacto en la producción de hidrocarburos. Sin embargo, estas medidas no nos dan ninguna pista sobre los motivos del daño de formación. nomenclatura Aqsc = pérdida de carga laminar. B = proporcional al coeficiente no Darcy, D Bq2sc = inercial o Darcy no caída de presión c = compresibilidad Dqsc = efectos inerciales F = bien fluya eficiencia k = permeabilidad global, md Ki = permeabilidad inicial, md kh = permeabilidad y el espesor de la formación m = pendiente n = exponente p = presión pb = presión de burbujeo Pr = presión promedio del yacimiento pwf = presión de fondo fluyente

PWS, 1 hr= extrapolado presión de cierre a un cierre en tiempo de 1 hora ΔPskin = caída de presión adicional causada por daño a la formación q = caudal qi = caudales QSC = caudal volumétrico, condiciones de la superficie re = radio de límite externo rw = radio del pozo S = factor de daño T = temperatura t = tiempo Δt = intervalo de tiempo fijo z = factor de compresibilidad gas real μ = viscosidad g = viscosidad del gas

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DAÑOS EN FORMACIÓN pozos de inyección

Mientras que el daño de formación es típicamente un problema que afecta a la productividad del pozo, también puede plantear problemas para la inyección. La comprensión de las causas de este tipo de daño a la formación es importante para que puedan llevarse a cabo esfuerzos para prevenirlo. Esta página discute los tipos de daños que afectan la formación de pozos de inyección. inyección de agua Agua comúnmente se inyecta en formaciones por tres razones principales:  Mantenimiento de presión  disposición del Agua  La inyección de agua En tales proyectos, el costo de las tuberías y bombear el agua está determinada principalmente por la profundidad del depósito y la fuente del agua. Sin embargo, los costes de tratamiento de agua pueden variar sustancialmente, dependiendo de la calidad del agua requerida. En la mayoría de los casos, la inyectividad bien es un factor crucial para determinar el costo de la inyección de agua. El mantenimiento de altos injectivities durante largos períodos de tiempo es muy importante para todos los proyectos de inyección de agua. Históricamente, una gran cantidad de gastos y esfuerzos se han gastado en el tratamiento de agua para asegurar que el agua de muy alta calidad se inyecta de manera que la inyectividad del pozo se puede mantener durante un largo período de tiempo. Las causas de daño de formación Hay dos propiedades principales de agua de inyección que determinan el daño de la formación o la inyectividad de los pozos de inyección de agua: [1] [2] [3] [4] [5] [6]  El total de sólidos disueltos en el agua de inyección  Total de sólidos en suspensión (sólidos y gotitas de aceite) en el agua de inyección El contenido de la salinidad y de iones en el control del agua de inyección de dos tipos de daño de formación en un pozo de inyección:

 sensibilidad de agua dulce de la formación  La precipitación de incrustaciones inorgánicas

La migración de partículas finas

En las formaciones sensibles al agua, si se está inyectando agua dulce de un lago o río cercano, se debe tener cuidado para asegurarse de que la migración de finos, no es un factor importante. Esto puede lograrse garantizando que la salinidad está por encima de la concentración de sal crítico para la roca. Los pozos de inyección suelen ser menos susceptibles a problemas de multas a la migración que los pozos de producción, ya que las multas que se generan son empujados fuera de la boca del pozo, que conlleva un deterioro menos grave en la región vecina al pozo y, por tanto, relativamente pequeñas pérdidas en la inyectividad. En algunos casos en los que el depósito contiene grandes proporciones de arcillas y multas, las pérdidas de inyectividad graves pueden ser experimentados cuando se inyecta por debajo de la concentración de sal crítico. Escalas y precipitados La precipitación de incrustaciones inorgánicas es una preocupación importante cuando se inyecta salmueras con una alta concentración de iones divalentes. La dureza del agua de inyección es un buen indicador de su tendencia de escala. Si el análisis del agua indican grandes concentraciones de calcio, magnesio, hierro, o bario, una planta de tratamiento de agua que suaviza el agua puede ser requerida. Este también es un tema cuando se inyecta agua de mar en las formaciones que contienen las salmueras con alta salinidad. Se espera que las gotas grandes persistentes en inyectividad cuando escalas inorgánicos se forman en los pozos de inyección. La mayoría de la experiencia de campo, sin embargo, indica que el fluido de inyección desplaza rápidamente las salmueras nativas lejos de la región cercana al pozo con muy poca mezcla. La precipitación de incrustaciones inorgánicas resultado de una incompatibilidad entre la inyección y salmuera depósito por lo tanto no es generalmente un problema para la mayoría de los pozos de inyección. Interacciones geoquímicas entre los fluidos inyectados y los minerales de yacimientos a veces puede resultar en la formación de precipitados insolubles. Escala de precipitación también puede ser inducida por los cambios en:  pH  Temperatura

 Estado de la oxidación de la salmuera La formación de hierro insoluble precipita como resultado de la corrosión es una fuente común de daños en los pozos de inyección. Estos precipitados, mezcladas con otros materiales orgánicos, pueden dar lugar a reducciones graves e irreversibles en la inyectividad bien. Un análisis cuidadoso de ambos las salmueras de formación y fluidos inyectados y un cheque de la mineralogía del depósito son necesarios. Comprobación de la compatibilidad y la garantía de que las precipitaciones escala inorgánico no se produce en condiciones de temperatura y presión del yacimiento son importantes cuando se planifica un programa de inyección de agua. Los sólidos y gotitas de aceite La presencia de sólidos y gotitas de aceite en el fluido de inyección puede resultar en descensos graves y rápidos en la inyectividad. [1] [2] [3] [4] [5] [6] Si la presión de inyección está por debajo del gradiente de fractura y si la fractura no es deseable desde un depósito de ingeniería o punto de vista ambiental, pequeñas concentraciones de sólidos pueden provocar un rápido reducciones en la inyectividad bien. Como ejemplo, 5 ppm de sólidos que se inyecta en un pozo a 10.000 B / D computa a 45 kg de sólidos que se inyecta cada día. Este gran volumen de sólidos puede resultar en obstrucción severa y rápida del pozo de inyección en una duración relativamente corta. La experiencia de campo en muchas partes del mundo sugiere que la inyección de matriz de salmueras limpios que contienen de 3 a 5 ppm de sólidos suspendidos resultados en pozo de inyección vida media (tiempo que tarda la inyectividad a disminuir a la mitad de su valor), de 3 a 6 meses. Fig. La figura 1 muestra la inyectividad de un pozo en la costa del Golfo de México. El agua de mar se está inyectando en este pozo en las proporciones indicadas. [3] Como muestra la figura, a pesar de la relatividad de buena calidad del agua, se observó una rápida reducción de la capacidad de inyección en este y otros pozos en este campo. Esta reducción llevó a costosas operaciones de estimulación y reparación de pozos en estos pozos submarinos.

Fig. 1—Behavior of Well A10: (a) injectivity decline; (b) pressure and rate data.[3] En otras experiencias de campo, el agua ha sido inyectado en los pozos de inyección con un impacto mínimo en la inyectividad. Un buen ejemplo de este tipo de comportamiento del pozo de inyección es la inyección de agua producida en el campo Prudhoe Bay, en Alaska, donde 2.000 ppm de hidrocarburos más sólidos en el agua de inyección se ha inyectado de forma rutinaria con un impacto relativamente pequeño en la inyectividad bien. La aparente falta de daño de la formación es una consecuencia de las fracturas así inyección inducidos térmicamente que se propagan a cientos de metros en la formación. [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] Una gran cantidad de trabajo se ha hecho para estudiar el impacto de la calidad del agua en el crecimiento de las fracturas en los pozos de inyección de agua y el impacto de la inyección así fracturas en barrido depósito y recuperación de petróleo. [14] [15] calidad del agua Cuando fracturar pozos de inyección es indeseable o inaceptable, la calidad del agua de inyección juega un papel importante en la determinación de la

inyectividad bien o daño de la formación en los pozos de inyección. Varios dispositivos de clarificación de agua están disponibles, tales como:  tanques de sedimentación  Los filtros de arena  Los filtros de cartucho  dispositivos de flotación  Hidrociclones Ver separación de hidrocarburos a partir de agua y la eliminación de los sólidos del agua para más información. Estas instalaciones de prolongar significativamente la vida de los pozos de inyección de agua y reducen significativamente el daño de la formación. Un análisis económico es necesario asegurarse de que los beneficios son mayores que los costos.

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DAÑOS DE FORMACIÓN a patir de perforación y CEMENTACIÓN Cuando el cemento se obstina en el espacio anular para desplazar el barro, la presión diferencial entre el cemento y el fluido de formación puede conducir a una pérdida significativa de filtrado de cemento en la formación. Si, sin embargo, grandes volúmenes de filtrado de cemento invaden la roca, existe la posibilidad de daño de la formación. filtrados de cemento Los principales componentes de la fase acuosa en contacto con la hidratación del cemento son:  silicatos de calcio

 aluminatos de calcio  sulfatos de calcio  carbonatos de calcio o bicarbonatos  sulfatos alcalinos Dependiendo de la composición específica del cemento y su pH, el filtrado puede ser sobresaturado con carbonato de calcio y sulfato de calcio. Como el filtrado de cemento invade la formación y reacciona con los minerales de formación, su pH se reduce de> 12 a un pH tamponado por los minerales de formación. Este rápido cambio en el pH puede resultar en la formación de precipitados inorgánicos de carbonato tales calcio y sulfato de calcio. Mecanismos de daño Evidencia de daños a la formación inducida por filtrados de cemento se ha demostrado claramente en estudios experimentales presentados en Cunningham y Smith [1] y Jones, et al. [2]. Cunningham y Smith [1] investigaron la influencia de cemento filtrados en permeabilidad de la formación y concluyó que había poca evidencia de la migración de finos o arcilla hinchazón inducidos por el filtrado de cemento. Se observaron reducciones de permeabilidad graves de 60% a 90% en los núcleos invadidas por filtrado cemento. Yang y Sharma [3] investigaron el efecto de los aditivos de cemento, tales como derivados de lignina, derivados de celulosa, ácidos orgánicos, y polímeros sintéticos en la medida de la reducción de la permeabilidad en los núcleos expuestos a filtrado de cemento. En ese estudio, filtrado de cemento se inyectó inmediatamente después de la filtración en un núcleo de arenisca. Las reducciones en la permeabilidad de 40% a 80% se observaron hasta 6 in. En el núcleo. La mayor parte del daño observado se atribuyó a la precipitación de material insoluble tal como carbonato de calcio y sulfato de calcio en el núcleo. La cantidad de precipitado y la tasa de precipitación con respecto a la convección del fluido, fueron los factores que controlan la extensión y profundidad del daño a la permeabilidad. Filtrados de cemento que mostraron tasas rápidas de precipitación tienden a dañar el extremo de aguas arriba del núcleo, mientras que los filtrados con tasas de precipitación lenta tendían a conectar el extremo de aguas abajo del núcleo o no conecte el núcleo en absoluto. La composición del cemento jugó un papel importante en la determinación de la cantidad y los tipos de precipitación. Por ejemplo, la adición de derivados de lignina o polímero reduce la cantidad de precipitado y dio como resultado menos daño a la roca. La adición de derivados de celulosa, por otro lado, el aumento de la tasa y la cantidad de precipitación en un orden de magnitud y resultó en más daño. [3]

Si la profundidad de la invasión del filtrado de cemento se puede restringir a ≈ 4 pulg., Daño inducido-cemento-filtrado no debe ser una preocupación importante, ya que los túneles de los disparos pasará por alto el daño. Sin embargo, en algunas situaciones en las que se pueden perder grandes volúmenes de filtrado de cemento, esta forma de daño debe ser considerada seriamente. En tales casos, el uso de aditivos de control de pérdida de fluido y polímeros en la lechada de cemento tiene que ser evaluada cuidadosamente, de modo que el cemento está correctamente diseñado para minimizar tanto la fuga de descuento y la cantidad de precipitados insolubles formadas en la formación. Perforado El proceso de perforación es crítico para la productividad del pozo debido a la perforación es el único canal de comunicación entre el pozo y la formación. Durante perforación bajo balance, la oleada inicial de líquido en el pozo debe limpiar el túnel de los disparos de todos los residuos de roca y revestimiento desagregada. Cualquier residuo que queda en el túnel podría conectar los empaques de grava durante la producción. Incluso los túneles de disparos limpios muestran una estrecha región de permeabilidad reducida a su alrededor. La naturaleza de esta zona triturada o compactado alrededor de túneles de los disparos creado durante las operaciones ha sido ampliamente estudiado. [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20 ] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [27] En la actualidad se reconoce que consiste en granos rotos y multas generados por la carga de la perforación y quizás multas que fluyen desde la formación durante la oleada de bajo balance. La reducción de la permeabilidad en la región compactada es típicamente del orden de 20 a 50%, pero puede ser mayor en algunos casos. [27] El uso de una óptimos resultados bajo balance de presión en un mejor rendimiento de perforación. [6] Las razones para esto no se entienden completamente. Es probable que los resultados demasiado bajo un bajo balance en la limpieza de perforación insuficiente y demasiado grandes resultados un bajo balance en la generación y migración de finos adicionales. Esta explicación es consistente con la observación de que la presión óptima bajo balance es mayor para las formaciones de baja permeabilidad.

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Daño de la formación desde la terminación de reacondicionamiento FLUIDOS. Cuando las operaciones de terminación o reparación de pozos se llevan a cabo en un pozo (perforación, el empaque de grava, etc.), el fluido presente en el

pozo debe minimizar el impacto en la permeabilidad cerca del pozo. Hace varias décadas, los ingenieros se dieron cuenta de que el uso de fluidos de perforación durante las terminaciones no era apropiada porque los líquidos causaron severos daños en la zona productiva. Una amplia variedad de fluidos están ahora disponibles como terminación o reparación de pozos fluidos. Esta página se centra en cuestiones de daños formación relacionados con estos diferentes tipos de terminación y reparación de pozos fluidos. Tipos de terminación y reparación de pozos fluidos Una lista de los fluidos utilizados para la terminación o reparación de pozos se proporciona en la Tabla 1.

Table 1

Reducción de la permeabilidad

Fluidos a base de agua por lo general consisten principalmente en salmueras claras. El único problema con las salmueras claras es que no son siempre muy claro [1] [2] [3] Ellos siempre contienen algunos sólidos, incluyendo.:

 Los productos de corrosión

 Las bacterias  Los restos de los tanques de pozo y de superficie La densidad de la salmuera se mantiene lo suficientemente grande como para que la presión de fondo de pozo supera la presión del depósito con un margen seguro (típicamente 300 a 600 psi). Las cantidades importantes de sólidos pueden ser empujados dentro de la formación, lo que resulta en una pérdida de la permeabilidad en la región cercana al pozo. Fig. 1 muestra la pérdida de la permeabilidad observada cuando salmueras con diferentes cantidades de sólidos se inyectan en un núcleo. Rápida reducción de la permeabilidad se observan incluso con fluidos relativamente limpias. Instalaciones de filtración de superficie se utilizan a menudo para aclarar y filtrar salmueras de terminación, que pueden ayudar a reducir sustancialmente el deterioro de la permeabilidad. La mayoría de las salmueras de alta densidad utilizado puede ser bastante caro. Los grandes volúmenes de pérdida de fluido pueden aumentar considerablemente el coste de una operación de finalización. Un dato importante a tener en cuenta con la terminación y reparación de pozos fluidos es que, a diferencia de los fluidos de perforación, que no contienen sólidos de perforación. Esto significa que no hay material de puente eficaz disponible para reducir la pérdida de fluido.

Fig. 1 — Apparent permeability reduction in Cypress sandstone cores injected with treated and untreated bay water from offshore Louisiana. [4]

Cuando las tasas de pérdida de fluido son muy altos, aditivos de control de pérdida de fluido pueden ser utilizados para minimizar el daño de pérdida de fluido y la formación. El uso de aditivos granulares solubles en ácido, tales como carbonato de calcio es la estrategia más común. [5] [6] [7] [4] [8] [9] [10] Si este método resulta ser ineficaz, polímeros viscosificantes se utilizan para reducir la cantidad de pérdida de fluido. Hidroxietilcelulosa (HEC) se utiliza comúnmente debido a que es soluble en ácido clorhídrico. HEC es un pobre en agente de viscosidad más altos (> 250 ° F), y temperaturas ininterrumpida y no hidratado HEC en forma de ojos de pescado puede ser perjudicial. Fluidos de polímeros sufren de desventajas similares. Puede producir daño en la formación severa si grandes cantidades de polímero se pierden a la formación. Este problema es particularmente agudo si el polímero no está completamente hidrolizado en la salmuera. Si los requisitos de densidad del fluido de terminación son relativamente modestas, emulsiones pueden ser utilizados como fluidos de terminación. En estos casos, las gotitas que forman el acto fase dispersa como un agente de control de filtración. Ambas emulsiones externas de agua y aceite se han utilizado cuando las presiones del yacimiento son bajos. Fluidos a base de aceite tal como aceite crudo y lodos de emulsión inversa pueden ser utilizados como fluidos de terminación. Es importante asegurarse de que el petróleo crudo no contiene asfaltenos o parafinas que pueden precipitar bajo cambios de presión y temperatura que el fluido se hace circular en el pozo. Varios autores [5] [6] [7] [4] [8] [9] [10] [11] proporcionan una discusión más detallada de algunos de los problemas que se resumen en esta página. Además, el petróleo crudo es inflamable y desordenado de manejar.

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PERFORACIÓN daño inducido FORMACIÓN. Los fluidos de perforación sirven para equilibrar las presiones de formación durante la perforación para asegurar la estabilidad del pozo. También llevan esquejes a la superficie y refrigerar la broca. El ingeniero de perforación diseña tradicionalmente fluidos de perforación con dos objetivos principales en mente:  Garantizar, perforaciones estables seguras, lo que se logra mediante la operación dentro de una ventana de densidad del lodo aceptable  Para lograr altas tasas de penetración de modo que el tiempo de equipo y el costo así pueden minimizarse Estas consideraciones primarias no incluyen las preocupaciones de productividad así. Un creciente reconocimiento de la importancia del daño de la formación inducida de perforación ha llevado al uso de fluidos de perforación (líquidos utilizados para perforar a través de la zona productiva) que minimizan el daño de formación. Esta página discute el daño a la formación que puede estar asociada con varios tipos de fluidos de perforación. Fluidos de perforación para reducir el daño de formación Preocupaciones de perforación y de productividad, así se abordan en el diseño de los fluidos de perforación. Para cumplir con los objetivos de productividad, así (es decir, para reducir al mínimo el daño de formación), el fluido de perforación de entrada debe cumplir con los siguientes objetivos adicionales:  Minimizar la extensión de la invasión de sólidos en la formación por puente a través de los poros y la formación de una, de baja permeabilidad, torta de filtro fino  minimizar el alcance de filtrado y la invasión polímero en la formación a través de la formación de una torta de filtro externo  asegurar la facilidad de eliminación de la torta de filtro externo durante el flujo de retorno para maximizar el área de entrada durante la producción y para evitar el taponamiento empaques de grava Para alcanzar estos objetivos, diferentes estrategias han sido adoptadas. Lodos tradicionales a base de agua, lodos a base de aceite, y algunas formulaciones especiales de fluidos de perforación de formaciones fracturadas y arenas no consolidadas se discuten a continuación.

Lodos a base de agua. La gran mayoría de los fluidos de perforación consta de:

 bentonita mezclada con polímeros para mejorar la reología (o, más específicamente, los recortes de capacidad de transporte del fluido)  Los almidones para controlar la pérdida de líquidos  Las sales disueltas tales como cloruro de potasio o cloruro de sodio  Tal vez un tampón de pH para mantener el pH del lodo hasta el nivel deseado Una gran parte del trabajo se ha hecho en las últimas tres décadas en la evaluación del potencial daño de la formación de los fluidos de perforación base agua. [1] [2] [3] [4] [5] Se han observado los siguientes factores a tener un impacto en la profundidad de la invasión de los sólidos y el filtrado y, por tanto, de la extensión y profundidad del daño de formación o deterioro de la permeabilidad:  Estado de la dispersión de sólidos en el lodo  tamaño y la concentración de sólidos y polímeros en el barro  tamaño de poro garganta o permeabilidad de la formación  pH y la salinidad del filtrado  sensibilidad del Agua de la formación En la mayoría de casos, la invasión de los sólidos en la formación está limitado a 2 o 3. De la pared del pozo, lo que implica que la productividad de los pozos perforados con relativamente poca profundidad de daño no se verá afectada de manera significativa. Fig. La figura 1 muestra el índice de productividad (IP) de un pozo para diferentes profundidades de daños suponiendo un 8 pulgadas de largo perforación. Es evidente que mientras la profundidad del daño es menor que la longitud de perforación, la PI así no se ve afectada de manera significativa. Wells que se completan agujero abierto sin estimulación son particularmente susceptibles a este tipo de daño.

Fig. 1—(a) Schematic of a gun perforation showing zone of crushed rock around tunnel.[6] (b) Effect of damage by mud while drilling on well productivity when perforated with a nondamaging fluid is permeability of crushed zone around perforated tunnel as a percent of initial permeability.[6]

En algunos casos, puede ocurrir la penetración profunda de los sólidos de perforación. Fig. La figura 2 muestra la profundidad de la invasión de daño de formación cuando un 300 md Berea núcleo de arenisca se somete a la circulación dinámica de diferentes fluidos de perforación base agua a través de su cara. [7] Es evidente que, en los lodos sobre tratada (que contienen demasiado delgado o dispersante), dispersa partículas de bentonita puede penetrar a través de> 8 in. De roca y causar daños graves e irreversibles. Los otros, lodos floculados extremas (muy poco más delgadas o demasiada sal), limitarán invasión sólidos pero resultarán en espesor, de alta permeabilidad tortas de filtración. Filtrar tortas pueden dar lugar a problemas como la tubería pegada y gran pérdida de filtrado. El uso de sales y diluyentes es, por lo tanto, una parte crítica del diseño de los fluidos de perforación para una aplicación dada. Apropiadamente acondicionado lodos deben utilizarse para eliminar la posibilidad de la invasión de sólidos y reducir al mínimo la invasión del filtrado. Como se verá más adelante, usando sólidos de puente de tamaño es una poderosa herramienta para la reducción de los sólidos y la invasión de polímero.

Fig. 2—Depth of permeability damage cause by mud invasion for muds with different degrees of bentonite dispersion. All muds contain 4% bentonite by weight.[7]

Aunque la invasión de sólidos es claramente perjudicial para la productividad de los pozos, la invasión de filtrado también puede conducir a daños a la formación sustancial ya mayores profundidades en algunos casos. Se ha demostrado, por ejemplo, [7] [8] que el uso de lodos de agua dulce puede resultar en filtrados que pueden ser perjudiciales para areniscas sensibles al agua. En tales casos, el simple proceso de aumento de la salinidad del filtrado puede prevenir la migración de finos inducida por la pérdida de fluido filtrado. La pérdida de filtrados acuosos también se traduce en una reducción en la permeabilidad relativa a las fases de hidrocarburos. [8] Tales efectos de permeabilidad relativa se conocen como bloques de agua y se discuten en daño de formación resultante de la formación de la emulsión y de lodos. Del mismo modo, el uso de polímeros es generalizado, pero puede, en algunos casos, conducir a daño de la formación. Su ha demostrado que el uso de los productores mezcla inadecuada en los polímeros se disuelven en salmueras puede resultar en la formación de "ojos de pez", o agregados no hidratadas de polímero que pueden ser varias micras de diámetro. Estos geles de partículas son muy eficaces como agentes de taponamiento y puede conducir a un daño irreversible si no roto y completamente hidratado en el barro. Acondicionamiento adecuado y dispersión de polímeros es de importancia crítica en el campo. [9] [10] [11] [12]

Hay una base de datos limitada sobre el daño causado por la formación de almidones y otros polímeros tales como xantano o carboximetilcelulosa. Estos datos indican que el flujo de tales polímeros puede inducir una reducción sustancial de la permeabilidad como resultado de la constricción de las gargantas de poros, particularmente en formaciones de baja permeabilidad. Lodos a base de aceite

Los lodos a base de aceite consisten en gotitas de agua dispersas en una fase continua de aceite. Las gotitas de agua son estabilizadas por emulsionantes y arcillas organofílicas. Pruebas de pérdida de fluido API estándar muestran que la tasa de pérdida de fluido en los lodos a base de aceite es sustancialmente inferior a la de los lodos a base de agua. Sin embargo, como se muestra en otros lugares, [13] cuando se llevan a cabo pruebas sobre núcleos saturados de aceite (no papel de filtro), las tasas de fugas para lodos a base de aceite puede ser combrble a las de los lodos a base de agua. Una conclusión importante de este estudio es que la API de pruebas de pérdida de fluido no se deben utilizar para determinar las tasas de filtración de lodos a base de aceite. En cambio, las pruebas de filtración dinámica realizadas en núcleos saturados de aceite son mucho más representativo. La permeabilidad relativa al petróleo en zonas saturadas de petróleo es alto, lo que lleva a las grandes tasas de pérdida de fluido en la zona productiva. [13] La invasión de sólidos y gotitas de aceite en la formación se determina en gran medida por la eficacia de la torta de filtro externo formado por bentonita y gotas de agua organofílicas. La estructura de la torta de filtro formado es sustancialmente diferente de la de los lodos a base de agua. Las gotas de agua puente sobre las gargantas de poros para formar la torta de filtro externo. Debido a que las gotitas son deformables, pueden formar tortas de filtración muy impermeables, que conduce a un buen control de pérdida de fluido. Sin embargo, si la presión sobrebalance supera la presión capilar necesaria para exprimir las gotas de agua en los poros, una pérdida significativa en la productividad puede resultar. Para evitar que esto suceda, las grandes presiones sobre balance debe ser evitado. Los estudios experimentales han demostrado que la acumulación de sólidos de perforación en los resultados de barro en la introducción de multas que puede ser mucho más perjudicial que el lodo limpio. Control de Drill-sólidos, por lo tanto, es un tema importante en los lodos a base de aceite. En general, sin embargo, los lodos a base de aceite han demostrado ser excelente (aunque caro) candidatos a agujero de calibre de perforación y proporcionar pozos de alta productividad. [13] [14]

Es importante reconocer e identificar los daños causados por los lodos a base de aceite debido a que los procedimientos de tratamiento recomendadas para la estimulación de pozos dañados por los lodos a base de aceite pueden ser bastante diferentes de aquellos para los pozos dañados con los lodos a base de agua. Acidificación pozos con formulaciones de ácido convencionales pueden no tener éxito, y, de hecho, pueden resultar en un daño adicional como resultado de la presencia de emulsionantes en el filtrado. Pueden necesitar ser diseñado sobre la base de las pruebas de compatibilidad entre el lodo, petróleo crudo, y la formulación de ácido preflushes disolvente.

Presión bajo balance mínimo Pues bien, de la discusión anterior que la formación de una torta de barro externa es importante para proteger la formación de sólidos y la invasión de filtrado. Hay al menos dos situaciones en las que una torta de filtro externo no forman través de la cara de la formación:  La pérdida de circulación  Perforación perdió el equilibrio por debajo de la presión mínima sobrebalance Al taladrar rocas de muy alta permeabilidad o formaciones fracturadas, sólidos presentes en el fluido de perforación no puede ser capaz de tender un puente a través de la cara de los poros o fracturas, lo que resulta en pérdida de fluido de lodo en la formación. [15] Esta off fuga puede causar daños muy graves, irreversibles a la fractura o matriz. En general, se añaden sólidos puente al fluido de perforación de puente a través de los poros o fracturas. Dimensionamiento de estos sólidos se discute en más detalle en Suri [4]. El segundo caso en el que tortas de filtración no forman es menos intuitivamente obvio. Para formar una torta de lodo, sólidos en el lodo son empujados contra la formación de una fuerza hidrodinámica que es proporcional a la velocidad de pérdida de fluido. Además, a causa de la circulación del fango, las partículas están constantemente siendo cortado lejos de la cara de la torta externo. Este equilibrio entre la acción de corte hidrodinámico que resulta de la circulación del fango y la pérdida de fluido en los resultados de la formación en un espesor de la torta de equilibrio. [16] [17] Debido a que la fuga fuera es proporcional a la presión sobre balance, las presiones sobre balance más pequeños se llevan a tasas de pérdida de fluido más pequeños y más delgados tortas de filtración externos, lo que resulta en

una presión sobre balance mínimo por debajo del cual no hay pastel filtro externo se forma en absoluto. Dicho de forma alternativa, hay una permeabilidad mínima para una presión sobrebalance fija por debajo del cual no se formará torta de filtro externo. Esto sugiere que siempre debemos perforar ya sea bajo balance o por encima de la presión mínima sobre balance para asegurar que un pastel externa se forma y disponible para proteger la formación durante la perforación a través de la zona productiva. Detalles adicionales para el cálculo de la presión mínima sobrebalance se proporcionan en Di y Sharma [17]. Los yacimientos fracturados Al perforar a través de formaciones fracturadas, grandes cantidades de lodo se pueden perder a la red de fracturas, lo que resulta en el taponamiento de la fractura. Debido a las fracturas contribuyen casi toda la productividad de dichos pozos, es importante mantener estas fracturas abiertas tanto como sea posible. En tales casos, se recomienda la perforación bajo balance y frecuentemente utilizado. De perforación bajo balance permite que los fluidos de la fractura a fluir hacia el pozo, manteniendo las fracturas relativamente sin daños. Si, sin embargo, debido a las limitaciones de seguridad y regulatorias, la perforación bajo balance no es posible, aditivos de puente deben ser añadido al sistema de lodo para garantizar que las partículas suficientemente grande están disponibles para tender un puente a través de la cara de la fractura. Los aditivos de puente más comúnmente utilizados para garantizar la formación de un puente a través de la cara de fractura son carbonato de calcio y aditivos fibrosos, tales como fibras celulósicas y fibras solubles en ácido. [18] [19] Dimensionamiento de estos aditivos granulares o fibrosas se ha discutido en detalle en Di y Sharma [18] y Singh y Sharma [19]. Los pozos horizontales

Los pozos horizontales son más susceptibles a daño de formación de pozos verticales por las siguientes razones. [20] [21]  Zona productiva en un pozo horizontal entra en contacto con un fluido de perforación por un período mucho más largo que una zona productiva vertical (en comparación con los días horas)  mayoría de los pozos horizontales son terminaciones de pozo abierto, lo que significa que los daños incluso poco profundo que en una realización perforado revestido se pasa por alto por las perforaciones se vuelve significativa  Debido a que la velocidad del fluido y el gradiente de presión durante el flujo de retorno son generalmente pequeñas, la limpieza de tortas internos y

externos no es tan eficaz como en pozos verticales. Por lo tanto, sólo una fracción del pozo contribuye a fluir cuando el pozo es devuelto a la producción  Extracción de daño de formación inducida de barro por acidificación pozos horizontales es a menudo muy difícil y costoso debido a los grandes volúmenes de ácido requerido y la dificultad de colocar el ácido en los lugares apropiados del pozo Estudios llevados a cabo en un pozo horizontal simulada indicaron que el talón es más dañado que el dedo del pie y que la parte superior del pozo es menos dañada que la parte inferior del pozo, donde la tubería de perforación descansa. [20] La zona de daño alrededor del pozo horizontal, por lo tanto puede ser modelado como un cono excéntrico alrededor del pozo con una profundidad significativamente mayor de penetración en el talón y una profundidad de penetración en el dedo del pie. [21] Debido a que el fluido de perforación está en contacto con la zona de producción durante un período prolongado de tiempo, en los fluidos de perforación se han ideado para minimizar el daño de la formación potencial. Carbonato de calcio de tamaño y fluidos de sal de tamaño son los fluidos de perforación utilizados con mayor frecuencia en este tipo de aplicaciones. Los lodos a base de aceite también se han evaluado para este propósito. Una discusión más detallada de su potencial daño de la formación es proporcionada por varias fuentes. [22] [23] [24] [25] [26] [27] [28] [29]

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Problemas de perforación. Es casi seguro que se presenten problemas durante la perforación de un pozo, incluso en pozos muy cuidadosamente planificadas. Por ejemplo, en las zonas en las que se utilizan prácticas de perforación similares, pueden haber sido informado de problemas en el pozo donde no existían tales problemas anteriormente porque son formaciones no homogénea. Por lo tanto, dos pozos cercanos entre sí pueden tener totalmente diferentes condiciones geológicas. Tipos de problemas de perforación

En la planificación así, la clave para lograr los objetivos con éxito es diseñar programas de perforación sobre la base de la anticipación de posibles problemas en el pozo en lugar de en la prudencia y contención. Problemas de perforación pueden ser muy costosos. Los problemas de perforación más prevalentes incluyen:  pegue Pipe

 Pérdida de la circulación  desviación Agujero  fallas de tubería  inestabilidad Borehole  contaminación Mud  daños Formación  limpieza del pozo  zonas H2S devengan  zonas de gas poco profundos  equipamiento y personal relacionados con problemas Análisis y pronóstico problemas de perforación, la comprensión de sus causas y soluciones de planificación son necesarios para el control de pozos costo general y para alcanzar con éxito la zona de destino.