Imprimir.docx

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS

PROPUESTA MEJORA DE PRODUCCION DEL POZO KANATA E 1

PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS

COCHABAMBA-BOLIVIA 2018

AGRADECIMIENTO

DEDICATORIA

CONTENIDO

Contenido 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 10 2. ANTECEDENTES ........................................................................................... 11 2.1. Antecedentes generales ............................................................................. 11 2.2. Antecedentes específicos ........................................................................... 12 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 13 3.1. Identificación del problema ......................................................................... 14 3.2. Árbol de problemas ..................................................................................... 15 3.3. Formulación del problema .......................................................................... 16 4. OBJETIVOS.................................................................................................... 16 4.1. Objetivo general .......................................................................................... 16 4.2. Objetivos específicos .................................................................................. 16 5. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................. 16 5.1. Justificación técnica .................................................................................... 16 5.2. Justificación económica .............................................................................. 17 5.3. Justificación académica .............................................................................. 17 6. ALCANCES .................................................................................................... 17 6.1. Alcance temático ........................................................................................ 17 6.2. Limitaciones ................................................................................................ 18 7. MARCO TEÓRICO ......................................................................................... 19 7.1. Estimulación ............................................................................................... 19 7.2. Problemas de pozos ................................................................................... 20 Tasa de Producción Limitada ......................................................................... 20 Baja Permeabilidad de la Formación ............................................................. 20 Baja Presión del Yacimiento .......................................................................... 20 Daño de la Formación .................................................................................... 21 Taponamiento de la Tubería de Producción .................................................. 21 Alta Viscosidad del Petróleo........................................................................... 21 Excesiva Contrapresión Sobre la Formación ................................................. 22

Inadecuado Sistema de Levantamiento ......................................................... 22 Alta Producción De Agua ............................................................................... 22 Adedamiento De Agua ................................................................................... 22 Conificación De Agua ..................................................................................... 23 Alta Producción De Gas ................................................................................. 24 Gas Disuelto En El Petróleo ........................................................................... 24 Capas De Gas Primarias o Secundarias ........................................................ 25 Flujo De Gas De Zona Infra o Suprayacentes................................................ 25 Problemas Mecánicos .................................................................................... 25 Falla En La Cementación Primaria ................................................................. 25 Filtración Del Revestidor ................................................................................ 25 Equipo De Levantamiento Artificial ................................................................ 25 Comunicación Por Terminaciones Múltiples .................................................. 26 7.3. DAÑO ......................................................................................................... 26 Mecanismo de daño ....................................................................................... 26 Daño a la permeabilidad absoluta .................................................................. 26 Cambios en la permeabilidad absoluta .......................................................... 27 Alteración de la viscosidad ............................................................................. 27 TIPOS DE DAÑO ........................................................................................... 30 OPERACIONES DURANTE LAS CUALES SE PRODUCE EL DAÑO .......... 33 PRODUCCION DE ARENA ........................................................................... 36 EFECTO DE LA PRODUCCION DE ARENA ................................................. 43 METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR EL DAÑO DE FORMACIÓN ............. 44 7.4. ESTIMULACIÓN DE POZOS PETROLEROS ............................................ 44 Acidificación ................................................................................................... 45 Estabilizador de fierro..................................................................................... 46 Estimulación matricial en carbonatos ............................................................. 46 Estimulación matricial en arenas .................................................................... 46 7.5. Categorías de acidificación ......................................................................... 47 Acidificación de matriz.................................................................................... 47 Acidificación de fractura ................................................................................. 47

7.6. TIPOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL ................................................... 47 Estimulación no reactiva ................................................................................ 47 Tratamientos reactivos no ácidos ................................................................... 48 Estimulación matricial reactiva ....................................................................... 49 Escamas o incrustaciones en el campo petrolero .......................................... 50 7.7. COMPONENTES E UN TRATAMIENTO ACIDO ....................................... 53 Pre flujo .......................................................................................................... 53 Tratamiento principal ...................................................................................... 54 Sobre desplazamiento.................................................................................... 55 Calculo del volumen de fluido a penetrar en la formación .............................. 55 Reserva actual ............................................................................................... 56 Calculo de la presión máxima de bombeo ..................................................... 56 Calculo de la presión de inyección máxima en superficie .............................. 57 8.

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ...................................................................... 58 IPR compuesto ............................................................................................... 58 Presión de fondo fluente ................................................................................ 59

TABLAS

CAPITULO l 1. INTRODUCCIÓN En todo el mundo, la industria del petróleo debido a su creciente escasez y demanda de los combustibles, especialmente del petróleo y gas ha venido realizando investigaciones que tienden a perfeccionar las técnicas de explotación de los yacimientos para obtener el máximo factor de recobro, que depende en gran parte de la forma en cómo se lleven a cabo las operaciones de completamiento y reacondicionamiento de pozos. Hoy en día va cobrando mayor importancia la restitución y aumento en la producción de hidrocarburos debido a la gran demanda que existe por el gas natural y por los productos derivados de petróleo. Cada vez es más difícil la extracción del petróleo, lo que ha llevado a esta industria a desarrollar e innovar tecnologías y métodos que permiten recuperar el mayor volumen de hidrocarburos. Tener muy claros los conceptos de productividad de pozos permitirá tener un mejor panorama acerca de consideraciones que debemos tomar en cuenta al momento de ver si nuestro pozo es un adecuado candidato para realizar esfuerzos de mejora de productividad, en caso de que este en caída. Es importante de conocer su historia de producción, así como el historial de intervenciones que se le ha realizado, lo que nos permitirá realizar una evaluación y así seleccionar el tratamiento adecuado para el pozo. En el campo Kanata los pozos enfrentan varios problemas de deterioro, por daño en las formaciones, intrusión de arena y agua, por lo que la producción se ve disminuida y las tareas de limpieza y remoción se realizan en forma periódica y con mucha frecuencia, lo que genera gastos adicionales de producción. El pozo KNE-1 que atravesó los reservorios Yantata y Petaca, se ve afectado por el daño que produce árenamiento y la intrusión de agua, inducido por fallo mecánico debido a los esfuerzos producidos a lo largo de su vida productiva.

Por lo que es pertinente, realizar la presente propuesta de reacondicionamiento, de modo que la producción de gas y condensado mejore y se mantenga estable en el tiempo. 2. ANTECEDENTES 2.1. Antecedentes generales Existen números infinitos de surfactantes y mezclas del mismo para estimular pozos de gas o petróleo o inyectores de agua. El que se desee utilizar de ser seleccionado cuidadosamente por medio de pruebas de laboratorio para verificar su comportamiento y garantizar que no se produzcan efectos no deseados. La estimulación matricial se cuenta entre las técnicas mas comunes de los procesos de estimulación de pozos que se utiliza todavía en el presente, pero su uso comenzó a penas en el siglo pasado. Después de los primeros procesos que se realizaron de estimulación a los tratamientos en las areniscas a mediados del siglo XX, esta técnica fue parada por mas de treinta años ya que el ácido clorhídrico (HCL) no reaccionaba como debía en las areniscas y al aumento de corrosión como efecto secundario en las tuberías de revestimiento por el taponamiento indeseado. Estos usos de ácidos fueron corregidos a principios del año 1940 cuando para la estimulación se comenzó a usar una combinación de HCL y arsénico que inhibia la acción corrosiva del HCL en las tuberías. En Africa, medio oriente y Asia los métodos de estimulación se van extendiendo a través del desarrollo de nuevos fluidos y modernas técnicas. En Sudamérica, en la cuenca Neuquina de Argentina se efectuó la intervención de sus pozos empleando agentes surfactantes. Los resultados obtenidos fueron altamente satisfactorios ya que se logró triplicar la producción de gas y condensado. Este método, gran parte de la producción real, en pozos que por efecto de acumulación de líquidos bajan su producción.

El primer método de estimulación de productividad que fue aplicado a un pozo se remota al inicio de la explotación industrial del petróleo, aproximadamente en 1860. Este proceso fue ideado a través del uso de nitroglicerina que se hacía explotar. El método se llamó fracturamiento, pasando a ser popular en los años 1920. En el campo los Penocos de Bolivia, operado por YPFB Andina se realizaron tratamientos de estimulación, entre otros estudios y prueba, para incrementar la producción de petróleo en la formación Petaca. Los resultados no fueron positivos, debido a que la producción post tratamiento no se mantenía en el tiempo, lo que quiere decir que era muy inestable. Haciendo los análisis respectivos del historial de producción en uno de sus pozos, se concluyó que la presencia de parafina y finos precipitados disminuyendo

en

el diámetro de

la

tubería

en los

empaquetadores. Luego de un exhaustivo análisis de laboratorio de la mineralogía de las muestras de roca, agua y petróleo, se determinó la secuencia óptima de los fluidos para esa operación. La combinación incluyo al ácido orgánico para arcillas (OCA), como fluidos principales y el 10% de acido acético como pre flujo. Esta combinación resulto ser altamente efectiva para controlar la migración de finos que origino la caída inicial. 2.2. Antecedentes específicos Bermejo, Camiri y Sanandita son tres de los campos mas antiguos que entraron en explotación en el país durante los años 1920 y 1930 y que todavía mantienen producción estable o continua, con excepción de Sanandita. Decir que un pozo tiene 88 años de explotación continua es hablar de grandes reservas de líquidos. Actualmente, el campo tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, once se encuentran en reserva y 21 están abandonados. El pozo BJO-X2, al 1 de enero de 2012, registra una produccion acumulada de 727.131 barriles, con una densidad de crudo de 24.7 grados API (American petroleum Institute). En la actualidad produce 35 barriles por día (BPD)

de petróleo, constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero. YPFB investigo en las formaciones más profundas, perforado los pozos: BJO-X42, BJO-X43 con el objetivo de explorar reservorios del Devónico. Dichos pozos fueron abandonados por razones de capacidad de equipo y por dificultades en los accesos a las locaciones. Entre los años 1983-1986, con la perforación del pozo BJO-X44, ubicado en zona de culminación, ligeramente desplazado hacia el sector Norte y Flanco Este de la culminación, se descubrió el reservorio profundo Huamampampa, importante productor de gas y condensado. El pozo BJO-X37 del campo Bermejo, esta ubicado en a serranía CandadoSuaruno en el subandino Sur, en el departamento de Tarija. El campo produce las formaciones Huamampampa I, huamampampa II (gas condensado) y Tarija (petróleo). 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Existen variedad de, motivos por los cuales un pozo no aporta la producción que se espera de el o declina su producción con el tiempo. Un análisis cuidadoso puede identificar las causas de este comportamiento; ya que pide atribuirse la baja productividad a daños a la formación donde los factores involucrados pueden ser de origen mecánico, debido a las diferentes operaciones que se llevan a cabo en un pozo a lo largo de su vida; o de origen natural, debido al agotamiento de la energía natural del yacimiento. El daño a formación es una condición que ocurre cuando se desarrollan barrenas o de impedimentos que reducen el flujo en la vecindad del pozo, reduciendo la permeabilidad del mismo. Para solucionar este problema se han desarrollado numerosos técnicas y operaciones donde se pude incrementar la productividad del pozo, mediante la remoción del daño existente.

El pozo Kanata Este X-1 ha venido sufriendo una declinación constante de su producción el año 2011 tenía una producción promedio de 48 barriles por día, el año 2017 la producción sigue cayendo hasta alcanzar tan solo 25 barriles por día. Sugun las ultimas pruebas de restitución de presión se muestra una disminución de la presión del reservorio, los datos proporcionados por la empresa, nos muestran que la presión de cabeza era de 361 psig, actualmente bajo a 256 psig, con una declinación de producción del 25% y un incremento de agua de 4,5%, por lo que se evidencio daño a la formación productora que ha ocasionado la baja permeabilidad además de la acumulación de agua en la tubería se pudo observar que no se tiene a un flujo normal y que se tiene problemas en el arenamiento y la baja permeabilidad de la formación Yantata, esto debido a la deposición de la materia pelitico y lutitas que han originado un daño a la formación. La baja consolidación de la formación Petaca ha originado la migración de finos que también a taponeado al filtro. 3.1. Identificación del problema Los problemas que ocasionan la baja en la producción del pozo Kanata Este X-1, es el daño que presenta la formación productora, este provoca una baja permeabilidad además de la acumulación de agua en la tubería y por consiguiente con el aumento de producción de agua se produce el arenamiendo producido por la erosión que el agua ocasiona dentro de las formaciones.

3.2. Árbol de problemas

Altos índices de fracturamiento

Pérdidas económicas y cierre de pozo.

Aumento de los volúmenes de agua en la producción

EFECTO

PROBLE MA

CAUSA

DECLINACION DE LA PRODUCCION DEL POZO KANATA ESTE X-1(KNE1)

Formación estratigráfica no consolidada

Daño en la formación

Baja permeabilidad

Disminución de la presión

3.3. Formulación del problema ¿Aplicando un método de estimulación se podrá mejorar la producción del pozo KNE-X1? 4. OBJETIVOS 4.1. Objetivo general Propuesta de mejora de la producción mediante la estimulación del pozo KNE-X1. 4.2. Objetivos específicos  Precisar la estratigrafía del pozo KNE-X1.  Identificar el tipo de daño generada en la formación.  Seleccionar el tipo de estimulación a aplicar.  Calcular los principales parámetros del proceso de estimulación.  Desarrollar las curvas de producción antes y después de la estimulación.  Calcular los costos para implementar la presente propuesta. 5. JUSTIFICACIÓN 5.1. Justificación técnica La información básica obtenida del campo nos permitirá avanzar en las técnicas de mejoramiento de la producción, también nos permitirá dar información geológica y estratigráfica del campo. Mejorar el conocimiento del yacimiento mediante el análisis de la información de los pozos obteniéndose una mejor idea de las características de la formación, pr ejemplo la presencia de deposiciones presentes en la formación, capas con diferentes permeabilidades, etc. También al tenerse una historia de producción y presiones se puede refinar el calculo de las reservas originales de hidrocarburos usando el balance de materiales, que además permite corroborar los mecanismos de producción asociados al yacimiento e identificar la presencia de acuíferos.

5.2. Justificación económica La baja producción originada por el daño a la formación, causan una serie de gastos económicos que elevan los costos de producción individualizado el pozo par su producción, principalmente en épocas tan especiales como las que se viven, debido a la caída de los precios internacionales. 5.3. Justificación académica Como estudiante de los últimos semestres no plantea los de plantear investigaciones de tipo científico aplicado. Permitiendo la aplicación de la bsata información proporcionada durante nuestra formación. Permitiendo que uno de los puntales del proceso académico que es el de aprender a hacer se completado y de esta manera poder tener nuevas armas y conocimientos para la vida profesional. 6. ALCANCES 6.1. Alcance temático Se diseñará un programa y combinaciones químicas para la estimulación que realicen la estimulación de manera eficiente, el cual puede ser usado en todos aquellos pozos del campo Kanata que requieran de estimulación seleccionado. Se estudiará la composición y estratigrafía del pozo determinado los principales componentes que originaron el daño a la formación y consecuente caída de la permeabilidad. En base a los elementos del diagnóstico se seleccionará el tipo de estimulación a aplicar para la formación productora. Se determinarán las curvas IPR del pozo antes de la intervención y después de realizado el procedimiento. Se determinarán los costos aproximados de la técnica a emplear y se realizara una descripción de los equipos a utilizar.

6.2. Limitaciones La investigación no realizara el diseño a detalle de elementos mecánicos y los elementos químicos que pudieran ser usados serán descritos en sus principales características sin entrar en detalles de los procesos químicos. El proyecto de investigación abarca las áreas de especialidad de ingeniero petrolero, dentro de geología, estratigrafía, producción petrolera en cuanto a técnicas de producción, estimulación de pozo petrolero. Solo se realizará una investigación de los principales costos de equipos y materiales a usar en el proceso de estimulación, la misma no plantea análisis económico.

CAPITULO ll 7. MARCO TEÓRICO 7.1. Estimulación La de un pozo se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca de producción de un yacimiento. Este proceso sirve para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo o de este a la formación. El objetivo de la estimulación para pozos productores es incrementar la producción de hidrocarburos, para pozos inyectores, aumentar la inyección de fluidos como el agua, gas o vapor, finalmente, para procesos de recuperación secundaria y mejorada, el objetivo es optimizar los procesos de flujo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de aceite y gas, lo que favorece en la recuperación de reserva. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes tipos de tratamiento que pueden ejecutarse en un yacimiento, de acuerdo con sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su daño y proponer los diseños más adecuados de la forma rápida y con mayor certeza. La estimulación se efectúa en rocas carbonatadas (calizas), utilizando acido clorhídrico (HCl) a diferentes concentraciones. Una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado ácido fluorhídrico (HF) o más recientes, a través del fractura miento hidráulico.

7.2. Problemas de pozos Durante la vida productiva de un pozo ocurren diversas situaciones que reducen su capacidad de producción, lo que obliga en un momento específico a declarar el pozo como económicamente no rentable. A esto se realizan trabajos adicionales con la finalidad de aumentar la producción de hidrocarburos mediante el uso de algunos dispositivos mecánicos o de estímulo a la formación que produzcan un incremento en la permeabilidad efectiva. Los problemas que comúnmente atraviesan los pozos son: Tasa de Producción Limitada Los problemas de baja tasa de producción pueden ser consecuencia de varios factores, a nivel del yacimiento o del mismo pozo, que alteran la normal producción del sistema pozo-yacimiento. Estos factores son: Baja Permeabilidad de la Formación Esta puede ser una característica común en toda el área de un yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja productividad es la baja permeabilidad, debe ser considerado siempre junto a otras posibles causas de baja productividad. La característica básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe una rápida declinación de la producción. De no existir suficiente información petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y presión pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la formación. Baja Presión del Yacimiento El nivel de presión de un yacimiento está directamente relacionado con los mecanismos de producción presentes en el yacimiento. Por el cual, se debe tener un buen control de las mediciones de presión que permitan definir a tiempo el comportamiento de ésta y así ayudaría a definir los mecanismos dominantes de la producción.

Cuando se ha definido la causa de la baja presión en el yacimiento, se debe buscar una solución que permita restituir ésta, por medio de recuperación adicional, por estimulación o utilizando métodos artificiales de producción. Daño de la Formación El daño de la formación se puede describir como una disminución de la productividad o de un pozo, por efecto de las restricciones en la vecindad del pozo. Taponamiento de la Tubería de Producción Cuando existe una baja en la productividad de un pozo, la primera opción es revisar el sistema de levantamiento artificial y, como segunda opción, verificar el posible taponamiento de la tubería, perforaciones. Para determinar las restricciones que pueden existir, para ello se toman muestras de petróleo y agua para analizar las causas de las mismas y aplicar los correctivos necesarios. El taponamiento puede ser causado por factores como: inadecuado empaque con grava, fracturamiento con arena, lodo, roca de la formación, tubería de producción o revestidor colapsado, etc. Alta Viscosidad del Petróleo La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad, por lo tanto, cuando se aumenta la viscosidad, disminuye la tasa de producción. Es normal observar alta viscosidad del petróleo cuando se está produciendo un yacimiento bajo el mecanismo de empuje por gas en solución, ya que a medida que se libera gas, la viscosidad tiende a incrementarse. La solución para este tipo de problemas puede ser el levantamiento artificial. Si el problema de producción del pozo es por efecto de alta viscosidad debido a la presencia de una emulsión de agua en petróleo, la solución en este caso sería un tratamiento con surfactantes para romper o invertir la emulsión.

Excesiva Contrapresión Sobre la Formación La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable reducción de la producción de petróleo o gas más aún, la inactividad del pozo. Este problema puede ser causado por: taponamiento de las perforaciones, reductores en fondo y en superficie, separadores gas-petróleo, taponamiento de líneas de flujo, tubería de producción o revestidor de baja medida, excesiva contrapresión en la línea de flujo. Inadecuado Sistema de Levantamiento Si el levantamiento artificial ya está instalado, puede existir un método inadecuado, o mal funcionamiento del equipo causa de la declinación de la producción. Según el método que se esté aplicando, se debe hacer el análisis del problema que está ocasionando la declinación de la producción. Alta Producción De Agua La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas, puede ser causada por el empuje natural debido al adedamiento y la conificación de agua. También por fuentes extrañas de agua, lo que incluye: roturas del revestidor, fallas del equipo de completación o de la cementación primaria, fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de hidrocarburos. Adedamiento De Agua El empuje de agua se hace presente en yacimientos estratificados más permeables, formando adedamientos. Para estos tipos de yacimientos, presentan varias alternativas para completar los pozos. Dándose el caso de completaciones con selectividad de producción para cada estrato, lo cual da flexibilidad de producción y hace menos costosa la operación de producción; pero complica operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.

Figuara N° Adedamiento de Agua.

Fuente: (CIED). Completación y Reacondicionamiento de pozos. Conificación De Agua Se define como el movimiento preferencialmente vertical, este problema que ha entrado a la zona productora. Se presenta en yacimientos con acuíferos asociados La conificación de agua no traspasa barreras de permeabilidad verticales, a menos que éstas sean rotas, bien sea por fracturas naturales o inducidas. Estos problemas son más severos en yacimientos con buena permeabilidad vertical, por lo cual se debe mantener un buen control de las diferencias de presión generadas con un pozo debido a las altas tasas de producción. La eliminación de un cono de agua requiere reducir la tasa de producción o el cierre temporal para aliviar por un tiempo la entrada de agua. Una recompletación puede aliviar el problema si la conificación es por mala cementación o a través de fracturas verticales.

Fugura N° Conificación de Agua.

Fuente: (CIED). Completación y Reacondicionamiento de pozos.

Alta Producción De Gas El comportamiento de la relación gas-petróleo, para cada mecanismo de producción, debe tomarse en cuenta en el análisis de problemas. A continuación se describen las principales causas de la alta producción de gas. Gas Disuelto En El Petróleo En yacimientos con empuje por gas disuelto, la saturación de gas se incrementa por la continua producción de petróleo y la declinación de presión del yacimiento. Cuando el gas en solución se libera y tiende a ser fluido principal de empuje del yacimiento.

Capas De Gas Primarias o Secundarias Si no existen barreras para flujo vertical en un yacimiento, se genera una expansión de la capa de gas, invadiendo el intervalo productor. Al haber altas caídas de presión en el pozo, el gas tiende a conificarse. Flujo De Gas De Zona Infra o Suprayacentes En yacimientos estratificados, también puede ocurrir barridos preferenciales del gas con altas caídas de presión. Los adedamientos de gas ocurren por altas diferencias de permeabilidad entre zonas. En yacimientos lenticulares, puede ocurrir por: filtración del revestidor, falla del cemento, comunicación de fracturas con la zona de gas, acidificación de la zona de gas. Problemas Mecánicos La mayoría de los tipos de fallas mecánicas pueden causar pérdidas de producción e incremento en los costos de operaciones de un pozo. Algunas de las fallas más comunes son. Falla En La Cementación Primaria Las

fallas

de

la

cementación

entre

revestidor-cemento-formación,

son

frecuentemente causadas por la aplicación de presiones de fracturas durante trabajos de acidificación y/o estimulación. Filtración Del Revestidor Para la localización de filtración del revestidor los análisis de agua son de uso común para diferenciar si la producción del agua es por filtración o por empuje normal del agua de formación. Los registros de producción son útiles para este fin. Equipo De Levantamiento Artificial Se deben a malos asentamientos o averías de las válvulas, etc.

Comunicación Por Terminaciones Múltiples A terminaciones de múltiples zonas, pueden ser detectadas por pruebas de filtración de empacaduras, por cambios abruptos en las características de producción, observando la presión de cierre en dos o más zonas completadas. 7.3. DAÑO Se define como daño de la formación (skin) a la disminución de permeabilidad (k) y porosidad (ø) en las zonas aledañas al pozo, existido una zona dañada que puede tener unos pocos milímetros hasta en varios centímetros de profundidad. El daño, como se mencionó anteriormente, es una causa artificial o inducida que reduce la productividad de una capa productora que no es posible evitar, y por lo tanto, debe ser minimizado. En un equilibrio físico y químico como es un reservorio al perforarlo, el sistema equilibrado se pone en contacto con otro artificial, que puede ser o no compatible con ese reservorio; de esta manera, esta siento alterada el sistema inicialmente en equilibrio. La prevención del daño apunta que todas las operaciones realizadas se hagan con el mínimo daño o mínima contaminación posible, evitando así, que la producción no se vea afectada. Mecanismo de daño Independientemente del origen o la naturaleza del daño, este afecta el patrón del flujo natural de los fluidos en la formación. Los daños que tradicionalmente conocemos, que están presentes en el sistema roca fluido podemos agruparlos en tres tipos básicos: Daño a la permeabilidad absoluta Este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcialmente o tal el espacio poroso de la formación, ya sea por: o La presencia de finos y arcillas de la propia formación. o Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación.

o Incrustaciones de depósitos de orgánicos (asfaltenos o parafinas). o Depósitos complejos de orgánicos, entre otros. Cambios en la permeabilidad absoluta Los cambios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, debido a cambios de la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburo mojado con agua o por cambios en la saturación de fluidos, por tratamientos previos de un trabajo de reparación. Alteración de la viscosidad El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, etc, y esto dificulta el flujo de los fluidos. La representación del fluido se puede observar en la figura 2. Describe las condiciones de la vecindad del agujero, donde Rx y Kx representa la penetración del daño y la permeabilidad e la zona afecta respectivamente, Kx es diferente a la permeabilidad de la formación en la zona virgen, representada con la permeabilidad k. Figura Nº 2 representación esquemática de una zona dañada.

Fuente:

El factor de daño (S) está dado por la ecuación (1): Ec. (1)

𝑘

𝑟

𝑆 = [𝑘 − 1] ∗ 𝑙𝑛 (𝑟𝑥 ) 𝑥

𝑤

Dónde: o S= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión. o K = Permeabilidad Zona Virgen (md) o Kx = Permeabilidad Zona de Daño (md) o rx = Radio del daño (pulgs.) o rw = Radio del pozo (pulgs.)

En general el efector del daño (S) implica S=0 no existe daño, por lo que 𝑘𝑥 = 𝑘 S>0 existe daño, por lo que 𝑘𝑥 < 𝑘 S<0 el pozo esta estimulado 𝑘𝑥 > 𝑘

Tabla Nº 1 valores típicos de factor de daño

Fuente: El daño de formación, inducido por los fluidos de perforación y terminación, la filtración de cemento, los disparos y la migración de finos, contribuyen a la obtención

de

resultados

insatisfactorios,

referidos

a

la

producción

de

hidrocarburos. El efecto es aún más crítico si se cuenta con una formación de baja permeabilidad. Los empaques de grava poseen típicamente algún grado de daño y en muy pocas ocasiones logran producir valores de factor de daño bajos en forma consistente. Las terminaciones con tratamientos Frac Pack, por otra parte, con frecuencia dan como resultado pozos con mayor productividad que la obtenida con empaques de grava. El tratamiento de estimulación puede ser eficiente dependiendo de la remoción del daño que la producción presentándose durante diferentes operaciones que se realicen en un pozo. A continuación se describe estos tipos de daño.

TIPOS DE DAÑO Daño por invasión Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación, y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad, de la permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los componentes mineralógicos de la roca. La fuente de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación, dependiendo su penetración del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial, generando daños como: Daño por arcilla Las arcillas de las formaciones se las considera potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad de fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento. Estas se conforman en el espacio poroso, como resultado de reacciones de otros minerales con el agua de formación. Daño por bloqueo de agua La invasión de fluidos acuosos promueve una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa de los hidrocarburos. El bloqueo de agua es uno de los mecanismos más comunes de daño para las formaciones con baja porosidad y baja permeabilidad, causadas por la invasión de filtrado del fluido de perforación, durante las operaciones de perforación. Originalmente, el agua siempre adsorbe la superficie de rocas húmedas u ocupa la esquina de micro-poros, mientras que el aceite y el gas están en las zonas medias y proporcionas el paso de flujo.

Figura Nª 2 daño por bloqueo de agua

Fuente: Daño por bloqueo de aceite Todo fluido base aceite que invada la formación, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causara una reducción de la permeabilidad relativa de los hidrocarburos. Daño por bloqueo de emulsiones Sucede cuando los fluidos de invasión y los de la formación se mezclan, logrando un al Ph, provocando que estas emulsiones tengan alta viscosidad. Daño por invasión de solidos Uno de los más comunes, se debe al obtura miento del sistema poroso causado por los componentes solidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación. Estos solidos son forzados por la presión de la formación, a través del espacio poroso de la roca, provocando un obturamiento parcial o toral al flujo de fluidos, dejando como resultado u daño severo en la permeabilidad de la roca, por lo general se limita a unos centímetros de la pared del pozo; y, dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos se pueden remover en contra

flujos. Sin embargo a través de cavernas, fisuras o fracturas inducidas provocan una invasión considerable de solidos a la formación y siempre son difíciles de removerlos. Daño por precipitación de parafinas Se ha visto que el daño a la formación por la precipitación y depositacion de parafinas, proceso causado por varias operaciones de campo. El daño a la formación resulta de la cristalización y de la depositacion de las parafinas dentro del yacimiento y su magnitud está relacionada con la permeabilidad del reservorio. La precipitación de parafinas que causa el daño a la formación es principalmente el resultado de la difusión molecular de aceite por enfriamiento de los fluidos de tratamiento. Si los fluidos del yacimiento se encuentran en una presión y una temperatura por debajo del punto de nube, las partículas sólidas parafinicas fluyen a través del yacimiento, tapando las gargantas del poro o adhiriéndose en las paredes del poro, proceso conocido como depositacion. Por lo general algunos yacimientos bajan la temperatura a menos de 180ºF. siendo susceptibles a sufrir precipitación de parafinas. Daño asociado con la producción La producción de pozos ocasiona cambios de presión y temperatura cerca al pozo, .provocando un desequilibrio de fluidos agua, petróleo y gas, depositando sólidos y genera obturamientos en los canales porosos dañando la formación. La migración de los finos, generalmente presentados en formación poco consolidadas o mal cementadas, provoca tambien obturamiento en los canales porosos, causando una reducción en la producción.

OPERACIONES DURANTE LAS CUALES SE PRODUCE EL DAÑO Daño causado durante la perforación Desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se alcanza la profundidad total del pozo, esta zona esta expuesta a lodos de perforación y operaciones diversas, que afectarán fuertemente la capacidad de producción del pozo. Cuando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido de control y presión diferencial ejercida contra la formación son críticas. El daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del filtrado del lodo de los fluidos y de los minerales que contiene la roca y de la invasión de los sólidos, tanto del propio fluido de perforación, como de los recortes de la barrena. El lodo de perforación contiene, entre otros materiales, arcillas, agentes densificantes y aditivos químicos, todos ellos potencialmente dañinos. La invasión de estos materiales depende de la efectividad de control de pérdida del filtrado y tamaño relativo de los sólidos y los poros de la formación. Esta invasión puede variar de pocas pulgadas a varios pies. Adicionalmente, la acción escariadora de la barrena y de los estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes en la pared del pozo. Daño causado durante las operaciones de cementación Al bajar la cementación de la tubería de revestimiento, puede causarse una presión diferencial adicional contra las zonas productoras, comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de pérdida de fluido. La lechada de cemento también produce un alto filtrado y los propios solidos pueden invadir la formación. Los fluidos lavadores y espaciadores, y otros productos químicos contenidos en la propia lechada de cemento, utilizados moralmente durante la cementación, pueden ser fuentes potenciales de daño a la formación. Los filtrados de lechada con potencial de hidrogeno (ph) elevado, son particularmente dañinos en formaciones arcilloso y adicionalmente, al entrar en contacto con salmueras de la

formación de alta concentración de calcio, pueden provocar precipitaciones de sales. Daño causado durante las operaciones de terminación Durante la terminación de pozos se llevan a cabo vario operaciones, como el control de re cementaciones, limpieza de pozo, asentamiento de aparejo de producción, perforación de intervalo a explotar e inducción del pozo a producción. El control del pozo y la re cementación de tuberías propicia la inyección forzada de fluidos y sólidos. Si el asentamiento del aparejo de producción se lleva a cabo después de haber sido perforado en el intervalo de interés, puede perdidas de fluido d control, agravándose más si este fluido contiene sólidos. Durante la perforación del intervalo debe procurarse en generar un fluido de control limpio (libre de solidos), y la presión diferencial a favor de la formación. A un con esta precauciones, los túneles de las perforaciones quedan empacados con detritos de las propias cargas explosivas, de la tubería de revestimiento de cemento y la propia formación. Adicionalmente a zona de la roca alrededor de los túneles de las perforaciones es compactada y esencialmente adquiere una permeabilidad

nula.

Por

ambas

razones

las

perforaciones

pueden

ser

completamente bloqueadas. Durante la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y solidos que invaden la formación ocasionando también su daño. En terminaciones especiales para el control de arena, los empaquetamientos de arena pueden quedar dañados por locación deficiente, dejando espacios vacíos entre la formación y el cedazo, contaminando la grava por incompleta limpieza antes de su localización o mal diseño de su granulometría de la grava o de la apertura del cedazo. Daño causado durante la operación de cañoneo El cañoneo es el proceso de crear abertura, a través de la tubería de revestimiento el establecido de este modo la comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se denomina cañones.

El proceso de cañoneo dura microsegundos, durante este tiempo la carga hueca es capaz de abrir túnel en la formación que permite el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Las balas pueden originar daño en la formación ya que puede afectar a las formaciones poco consolidadas. Daño causado durante las operaciones de estimulación La estimulación debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratamiento

inyectados

en

la

formación

dejen

residuos

por

causa

de

precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Los fluidos ácidos

de estimulación son la mayor fuente de daño, y su mala

selección puede generar daños severos y en el peor de los casos irreparables. Estos fluidos llevan consigo productos químicos (ácidos y aditivos) que pueden producir: o Cambios en la mojabilidad. o Formación de emulsiones y/o sludges. o Formación de incrustaciones. o Migración de finos y/o arcillas. o Des consolidación de la roca, etc. Daño causado durante la operación de limpieza Normalmente se usan solventes y productos químicos para remover materiales diversos (parafinas, asfáltenos, etc.). Estos fluidos son circulados y entran en contacto con la zona productor pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de la roca o propiciar daños por incompatibilidad. A veces se usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los residuos de esta operación circular hacia el fondo y logran penetrar la formación, es también factible su taponamiento. Daño causado durante la operación de reparación de pozo El daño durante estas operaciones es originado por las mismas causas que al terminar los pozos: el exceso de presión diferencial contra las zonas productoras

puede ocasionar pérdidas de circulación; el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producirá daño. Daño causado durante el proceso de producción Los intervalos cañoneados son susceptibles a ser taponeados por solidos (arcillas y otros finos) que migran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo. En formaciones de areniscas este problema es mayor y será mucho más fácil taponarla con estos sólidos.  Los daños mas frecuentes observados durante la vida productiva de un pozo son:  Migración y taponamiento por finos en la cara del pozo.  Formación de incrustaciones.  Formación de emulsiones y/o sludges.  Producción de los granos, debido altas velocidades de flujo producidas por altas presiones diferenciales en la cara del pozo.  Colapso de los poros por alta presión diferencial o por agotamiento de la presión del yacimiento.  Colapso de los poros de arena durante procesos de recuperación térmica por alto valor del ph y re precipitación de sílice en el medio poroso. Daño causado durante la inyección de agua Generalmente, en estos casos se ocasiona daño cuando el agua no es tratada apropiadamente, pudiendo contiene solidos por uso inadecuado de los filtros, por el contenido de sales no compatibles con el agua de formación, por incompatibilidad con las arcillas, por bacterias, o por geles residuales en la inyección de polímeros. PRODUCCION DE ARENA La producción de arena es el proceso mediante el cual parte de la formación migra desde el yacimiento hacia el pozo y la superficie conjuntamente el fluido que se

esta produciendo. El material que migra es comúnmente denominado como arena o finos, y es definido como toda partícula con un rango de tamaño entre 2 y 0.0625 mm de diámetro. Las condiciones en las que puede ocurrir la producción de arena son por el estado en que se encuentra la formación detrás de la tubería de revestimiento, estos se determinan en base a varios factores para describir tanto la naturaleza del material de la formación, como las fuerzas que ocasionan la falta en las estructura de la misma. Causa de la producción de arena Los mecanismos a través de los cuales se origina la producción de arena en formaciones productoras de hidrocarburos son:  Cohesión.  Tensión.  Corte.  Colapso de poro.  Flujo de fluidos.  Factores geográficos y geológicos.  Grado de consolidación.  Reducción de presión de poro.  Tasa de producción.  Viscosidad del fluido de yacimiento.  Aumento de la producción de agua. Cohesión La cohesión se refiere las fuerzas que mantienen unidos los granos de la formación y que impiden su flujo libre. La roca adquiere su cohesión a través de procesos biogenéticos (compactación, cementación, recristianización y solución de minerales). Mientras mayor sea el grado de diagénesis mayor será el grado de cohesión de la roca.

Otro factor que contribuye a la cohesión de la roca son las fuerzas capilares que se producen entre los granos de la roca y el fluido humectante, debido a la tensión interfacial presente entre los granos, la cual crea una fuerza cohesiva en la matriz de la roca. Esto sucede porque entre los puntos de contacto de los granos se encuentra agua, formándose un menisco que toca la superficie de los granos, donde se pone de manifiesto la tensión superficial, que genera una fuerza de adherencia entre los granos. Las fallas por cohesión ocurren cuando el esfuerzo normal es igual a cero, mientras que la producción de arena ocurre cuando las fuerzas de arrastre causados por los fluidos, exceden el esfuerzo de cohesión del material. Los granos de rocas son separados y arrastrados hacia cañoneos y por ende al pozo. Tensión Las fallas por tensión ocurren cuando la envolvente de la falla intercepta el eje de las bascisas en un valor de esfuerzos de corte igual a cero. Las fallas por tensión pueden ocurrir, si cumplen los esfuerzos por tensión y son mayores al diferencial de presión generado alrededor del pozo. 𝑃𝑤𝑓 ≥ 𝑃 + 𝜎𝜃𝜃 + 𝜎𝜏 Donde: o Pwf=presión de fondo fluyente o P= presión de poro o 𝜎𝜃𝜃= esfuerzo efectivo tangencial al hoyo o 𝜎𝜏= esfuerzo de Tensión. Esto sucede cuando la tasa de producción es tan alta que crea un gran diferencial de presión alrededor del pozo, produciéndose la rotura de la formación.

Colapso de poro La presión de sobrecarga a la cual está sometida la formación es soportada por los granos que constituyen el esqueleto mineral del sistema, así como también por los fluidos contenidos dentro del espacio poroso. El esfuerzo al cual está sometido el esqueleto mineral es una fracción del esfuerzo total aplicado. El esfuerzo efectivo a que está sometido el material se incrementa a medida que se reduce la presión de poro. El esfuerzo efectivo puede ser expresado analíticamente, de la siguiente manera: 𝜎‘ = 𝜎 + 𝛼 ∗ 𝑝 o 𝜎‘= esfuerzo efectivo. o 𝜎= esfuerzo total debido a la presión de sobregarga. o 𝛼= constante de Biot. o p= presión de poro. El coeficiente de Biot, describe la eficiencia de la presión de los fluidos para contrarrestar los esfuerzos totales aplicados. Este parámetro oscila entre 0 y 1. Representa la manera de cómo se manifiesta el esfuerzo en os poros producidos por los fluidos que estos contienen. Figura nº esfuerzo en los poros de la formación

Fuente: Martorano. (2014).Clases de pozos II.

Corte o cizallamiento El corte ocurre cuando la roca es sometida a u campo de esfuerzos de tal forma que se alcanza la resistencia al corte del material. Las fallas por corte ocurren cuando la combinación de esfuerzos intercepta la envolvente de ruptura. La resistencia de los materiales porosos es variable y aumenta con los esfuerzos compresionales. La siguiente figura evidencia como son los esfuerzos de corte en la formación. Figura Nº forma en que actúan los esfuerzos de corte en la formación.

Fuente: Martorano. (2014).Clases de pozos II.

Flujo de fluidos Las tensiones en su mayoría tienden a causar la producción de arena. Usualmente son las que se derivan del flujo de fluido, que es proporcional a la caída de presión entre el pozo y el yacimiento. El arrastre relaciona la fuerza impartida por el flujo a la velocidad y a la viscosidad del fluido. Si la arena es mojada por agua o petróleo también se pude afectar su tendencia a ser producida. Las uniones intergranulares proporcionan restricciones entre los mayores esfuerzos y las tensiones. Por esta razón, la tasa de un pozo y el grado de consolidación natural en la formación influyen en el yacimiento.

Factores geográficos y geológicos La producción de arena ha sido experimentada en casi todas las áreas del mundo donde la taza de hidrocarburos proveniente de los yacimientos de arenas; por lo tanto, el problema es mundial. La producción de arena es muy común en los yacimientos de la edad terciaria, debido a que estos yacimientos son geológicamente

jóvenes

y

normalmente

se

localizan

a

profundidades

relativamente bajas, no logrando compactarse pues tienen cementación intergranular pobre. Grado de consolidación La cementación de las areniscas suele constituir un proceso geológico secundario y por lo general, los sedimentos mas antiguos tienden a estar consolidados que la mas reciente. Esto significa que la producción de arena constituye normalmente un problema cuando

se

origina

en

formaciones

sedimentarias

que

superficiales

y

geológicamente mas jóvenes. Las formaciones jóvenes suelen poseer poco (material de cementación) que mantenga unidos los granos de arena, por lo que estas formaciones suelen calificarse de “poco consolidadas” o “no consolidadas”. Una característica mecánica de la roca que se asocia al grado de consolidación es la resistencia a la compresión. Las formaciones de arenisca poco consolidadas suelen tener una resistencia a la comprensión inferior a 1000 libras por pulgada cuadrada (psi). Reducción de la presión de poro La presión del yacimiento sustenta parte del peso de la roca suprayacente. A medida que se agota la presión del yacimiento a lo largo de la vida productiva de un pozo, se pierde parte del soporte que poseía la roca suprayasente. La disminución de la presión del yacimiento genera una cantidad creciente de esfuerzo en la arena de formación. En un momento determinado, los granos de arena de formación podrían separarse de la matriz o triturarse, lo cual generaría

finos que se producen conjuntamente con los fluidos del pozo. La compactación de la roca yacimiento por reducción de la presión de poro puede ocasionar el fenómeno de subsidencia de la superficie. Tasa de producción La producción de fluidos de yacimiento genera un diferencial de presión y fuerza de arrastre fraccional que pueden combinarse para vencer la resistencia a la compresión de la formación. Esto significa que existe una tasa de flujo critica para la mayoría de los pozos por debajo de la cual el diferencial de presión y las fuerzas de arrastre friccional no son lo suficientemente grandes como para exceder la resistencia de la formación y ocasionar la producción de arena. La tasa de flujo de un pozo podría determinarse aumentando lentamente la tasa de producción hasta que se detecte producción de arena. Un técnica que se emplea para minimizar la producción de la misma consiste en reducir la tasa de flujo hasta llegar a la tasa de flujo crítica en la que se produce arena o el nivel de producción es aceptable. Viscosidad del fluido del yacimiento La fuerza de Arrastre friccional que ejerce sobre los granos de arena de la formación es creada por el flujo de fluidos del yacimiento. Dicha fuerza es directamente proporcional a la velocidad del flujo de fluido y la viscosidad del fluido de yacimiento que se esta produciendo. La fuerza de arrastre friccional sobre los granos de arena de la formación es mayor en el caso de fluidos de yacimiento de alta viscosidad, en comparación con los de viscosidad baja. Aumento de producción de agua La producción de arena podría incrementarse o iniciar cuando comience a producirse agua o aumente el corte de agua debido, posiblemente a dos razones. En primer lugar, en el caso de una formación de arenisca mojada en agua, parte de la cohesión existente entre los granos se deriva de la tensión superficial del agua de formación que rodea a cada grano inicio de la producción de agua. El

agua de formación tiene a adherirse al agua producida, lo que disminuye las fuerzas de tensión superficial y por consiguiente, la cohesión intergranular. Se ha demostrado que la producción de agua restringe severamente la estabilidad del arco de arena que rodea una perforación, lo que a su vez da inicio a la producción de arena. El segundo mecanismo mediante el cual la producción de agua afecta la producción de arena está asociado a los efectos de permeabilidad relativa. A medida que aumenta el corte de agua disminuye la permeabilidad relativa al crudo, por lo cual se requiere un diferencial de presión mayor para producir crudo a la misma velocidad. Todo aumento del diferencial de presión en la zona cercana a la cara de la formación. También en este caso el aumento de los esfuerzos puede desestabilizar el arco de arena alrededor de cada perforación y por ende iniciar el proceso de producción de arena. EFECTO DE LA PRODUCCION DE ARENA Los efectos de la producción de arena son casi siempre perjudiciales para la productividad a corto y/o a largo plazo del pozo, si bien algunos experimentan una producción de arena dentro de límites manejables, estos pozos constituyen la excepción y no la regla. En la mayoría de los casos, tratar de manera los efectos de una producción severa de arena a lo largo de la vida del pozo no representa una opción operativa económicamente. Acumulación en los equipos de superficie Cuando la velocidad de producción es lo suficientemente rápida para transportar arena hacia arriba por la tubería de producción, esta arena se queda atrapada en el separador, la caldera o la tubería de producción. Si el volumen de arena que permanece atrapada en alguna de estas áreas es suficientemente grande, será necesario efectuar una limpieza para que el pozo pueda producir eficazmente. Con el fin de restablecer la producción, cerrar el pozo, abrir el equipo de superficie y extraer manualmente la arena, no solo deberán considerarse los costos de limpieza, sino también aquellos que genera el diferimiento de la producción.

Acumulación en el fondo Cuando la velocidad de producción no es suficientemente elevada como para arrastrar arena hasta la superficie, esta queda bloqueada en la tubería de producción o cae y empieza a llenar el interior de la tubería de revestimiento. Tarde o temprano, el intervalo productor podría quedar totalmente cubierto de arena. Cualquiera que sea el caso la tasa de producción se detenga. En situaciones como esta, se requiere adoptar medidas correctivas para limpiar el pozo y restablecer la producción. METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR EL DAÑO DE FORMACIÓN 7.4. ESTIMULACIÓN DE POZOS PETROLEROS La estimulación de pozos es una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de los pozos petroleros estos consisten en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Es un proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas. La utilización del ácido clorhídrico es prácticamente el común denominador de las estimulaciones; sin embargo, la experiencia no ha revelado que no todos los pozos con problemas de producción requieren necesariamente del uso de ácido clorhídrico. Muchos de nuestros pozos con problemas de producción requieren de estimulaciones no acidas (no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinación de su producción, por lo tanto, la selección de un pozo candidato a estimular y el diseño de su tratamiento requiere de un análisis de gabinete.

Existen varios tipos de estimulación entre los que podemos mencionar:  Método mecánico: limpieza mecánica, fracturamiento hidráulico/ácidos, re perforación.  Método químico: acidificación matricial, limpieza química con acidos, estimulación con surfactante, solventes, solvente manual.  Método térmico: inyección alternativa de vapor, combustión in-situ, calentamiento eléctrico. El método

que se utilizó en el presente trabajo es el método

Acidificación La remoción efectiva del daño por permeabilidad absoluta involucra la disolución o dispersión/disolución del material físico lo que provoca la restricción en la permeabilidad. Si el material de daño es soluble en acido, un fluido base acido puede ser efectivo en disolver y remover el material. Tanto las formaciones carbonatadas como las areniscas pueden acidificarse, sin embargo, la efectividad de su tratamiento siempre estará directamente relacionado como el tratamiento seleccionado elimina el daño. Aditivos Existen na gran cantidad de aditivos en los tratamientos ácidos que facilitan el uso de los sistemas, permitiendo una mayor efectividad. Estos pueden agruparse básicamente en:

Inhibidores de corrosión Surfactantes Solventes mutuos Gas Estabilizador de fierro Muchas formaciones contienen siderita, hematitay otros minerales ricos en fierro, además del fierro que puede ser desprendido de la misma tubería, por lo tanto, los agentes secuestrantes de fierro son un aditivo común en los tratamientos acidos. La química de los compuestos de incrustaciones de fierro e mas compleja que las de otro tipo, ya que existen dos formas de fierro en las estimulaciones. En soluciones, la forma ferosa puede ser oxidada a férrico en presencia de oxigeno. La mayoría de las aguas de formaciones contienen menos de 100 ppm de fierro, que se puede verse incrementada substancialmente por corrosión o por contactos de magnetita o de hematita. Estimulación matricial en carbonatos Para las fromaciones de carbonatos los tipos de acido que pueden usarse son:  Ácido clorhídrico (HCl)  Ácidos orgánicos (acético, formico) Este tipo de estimulaciones, ya sea en formaciones calizas o en dolomías, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generación de canales por la disolución de material que genere el acido. Estimulación matricial en arenas Con el uso de surfactantes, solventes mutuos y desemulsificantes, en el caso de pozos de gas es recomendable el uso de ácidos alcohólicos. Los depósitos orgánicos como parafinas y asfaltenos dañan la permeabilidad absoluta, sus orígenes son numerosos y complejos, su principal mecanismo en el

cambio en la temperatura y presión en el pozo y las cercanías, pueden removerse con solventes aromáticos (xileno y tolueno) y aditivos (antiasfaltenos, dispersantes de parafinas). Se pude mezclar acido fluorhidric con acido clorhídrico o con acidos organicos para disolver minerales arcillosos, ferldespatos y arenas. Debido a que los minerales arcillosos y los feldespatos tienen mayor área de contacto, la mayoría del Hf se gastara mas rápido en estos materiales que el cuarzo o arenas. 7.5. Categorías de acidificación Puede dividirse en dos: Acidificación de matriz Utilizado en formaciones de arenisca, los acidos son bombeados a un pozo a bajas presiones, disolviendo sedimentos y solidos de lodo, aumentando la permeabilidad de la roca y el tamaño de los poros naturales, estimulando el flujo de petróleo y gas. Acidificación de fractura Utilizado en formaciones de carbonato, los ácidos son bombeados a un pozo a presiones mas altas, pero a mas bajas presiones utilizadas durante el fracturamiento hidráulico. Los ácidos fracturan la roca, permitiendo el flujo de petróleo y gas. 7.6. TIPOS DE ESTIMULACIÓN MATRICIAL Estimulación no reactiva Se usa para remediar daños en la formación causados por fenómenos interfaciales tales como bloqueo de emulciones, perdida de circulación de lodo, depósitos de orgánicos y/o inorgánicos, etc. Los fluidos se inyectan dentro de la matriz y no reaccionan químicamente con los materiales o minerales de la roca. Se utilizan soluciones de surfactante, base de hidrocarburos acuosos, con aditivos químicos que actúan en la interface o en la superficie del medio, modificando la

tensión superficial e interfacial. Los aditivos químicos orgánicos incluyen desmulsificante, inhibidores/dispersantes de parafinas y asfáltenos, inhibidores de incrustación, inhibidores de corrosión, reductores de viscosidad, bioproductos, suecuestrante de H2S, estabilizadores de arcilla, etc. En la estimulación no acida, los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales o solidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuas, con aditivos, principalmente los surfactantes. Esta estimulación se emplea para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsiones; daños por perdida de lo, por depósitos de orgánicos. Tratamientos reactivos no ácidos En algunos casos, el tratamiento que debe realizarse en un pozo no debe contener acido, por lo menos en su fase inicial. Asi que, aquellos pozos que presentan daño por deposición de asfaltenos o parafinas, se trataran con mezclas de solventes aromáticos, surfactantes y solventes mutuos, que en algunos casos podrán contener ácidos acético anhidido, ara reducir el agua presente en los alrededores del pozo. Un tratamiento especial a los pozos inyectores de agua que presentan taponamientos por bacterias sulfatoreductoras consiste en inyectar al pozo una solución concentrada de hipoclorito de sodio con hidróxido de sodio. El ácido clorhdrico puede ser necesario, pero solo después de haber inyectado un volumen de agua para evitar el contacto del hipoclorito con el acido, lo cual puede generar cloro gaseoso, con grave peligro para la seguridad. Es importante realizar pruebas de laboratorio para determinar la posible reacción de hipoclorito u otro oxidante fuerte con los minerales, en general se recomienda que los oxidantes no penetren mucho en el medio poroso, sino que solo limpien la cara de la formación. Algunas formaciones muy sensibles al ácido clorhidrico (HCl) (por ejemplo: las que contienen clorita), pueden tratarse con soluciones acuosas no acidas de cloruro de amonio, solvente mutuo y estabilizadores de arcilla. Merece especial atención el tratamiento específico para remediar daños causados por el filtrado de lodos de emulsión inversa, causantes de formación de emulsiones y cambios de

mojabilidad en medio poroso. Los bloqueos por agua pueden tratarse también con mezclas de solventes y surfactantes para reducir al mínimo la tensión enterfacial. Estimulación matricial reactiva En esta estimulación los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y los propios solidos de la roca. En este caso se utilizan los sistemas de acidos. Se emplea para remover algunos tipos de daño como los daños ocasionados por partículas solidas (arcillas) y precipitaciones inorgánicas. En algunos casos, principalmente en formaciones de alta productividad, la estimulación matricial reactiva se utiliza no solo para remover el daño, sino también para estimular la productividad natural del pozo, a través de mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo. En este caso se tiene técnicas de acidificación matricial en arenas y areniscas y en rocas calcáreas. El éxito de la estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento. El proceso de selección de un fluido es, en lo general, muy complejo, debido a muchos parámetros involucrados que varian ampliamente, como son el tipo de daño, las características de la formación, las condiciones de pozo y el criterio económico. Dada la amplia variedad de condiciones, se han desarrollado un gran número de fluidos de tratamiento, los cuales pueden ampliarse en situaciones especifica. La selección de fluido optimo, es decir, aquel que reporte mayores ventajas para la solución de un problema dado, debe basarse en las consideración de todos los parámetros relevantes, como son: la mineralogía de la formación y evaluación del daño, la experiencia que se tiene en el área y los resultados de pruebas de laboratorio. Entre los factores más importantes a considerar están el tipo de daño, a severidad y localización del daño a remover. La selección del fluido de tratamiento dependerá básicamente de estos factores y de su compatibilidad con la roca de la formación y sus fluidos.

En el caso de que tipo de daño no se logre identificar plenamente, la estimulación matricial no reactiva no deberá aplicarse, solo quedando indicada la estimulación matricial reactiva. Esto debido a que existe una gran posibilidad de utilizar fluidos de estimulación contraindicados, corriéndose riesgo no solo de remover daño, sino también de agravarlo. Escamas o incrustaciones en el campo petrolero El sistema de producción de los pozos puede verse como una cadena de elementos, la cual permite que el crudo fluya desde el yacimiento hasta los equipos instaladas en superficie. Dichos componentes incluyen el yacimiento, la completacion, las tuberías el levantamiento artificial y las instalaciones de superficie. Estas instalaciones generalmente se deben considerar como un hecho consumado en los estudios de mejora de producción en pozos individuales. El fluido se produce desde el yacimiento hacia el pozo a través de la completacion. Ello incluye las perforaciones y/o tuberías ranuradas, el espacio anular entre el cemento y el hoyo, e empaque de grava y cualquier zona de daño de la formación. Una causa de reducción de las tsas de producción puede deberse a la disminución de las áreas efectivas de flujo, como consecuencia de la acumlaion de incrustaciones dentro de la tubería de producción, o por una restricción innecesaria. Los sistemas de levantamiento artificial por inyección de gas y/o los equipos de bombeo pueden necesitar su remplazo o la optimización de su funcionamiento. Las escamas pueden desarrollarse en los poros de la formación en las cercanías del pozo, con lo cual la porosidad y la permeabilidad se ven reducidas. Asimismo, pueden llegar a bloquear el flujo normal cuando se obstruyen los cañoneos. Reacciones de formaciones con diferentes ácidos Ácido clorhídrico La reacción del ácido clorhídrico con las calizas es la siguiente: 2𝐻𝐶𝑙 + 𝐶𝑎𝐶𝑂3 → 𝐶𝑎𝐶𝑙2 + 𝐻2𝑂 + 𝐶𝑂2

La reacción de la dolomita es similar, pero se disuelve menor cantidad: 2𝐻𝐶𝑙 + 𝐶𝑎𝑀𝑔(𝐶𝑂3)2 → 𝐶𝑎𝐶𝑙2 + 𝑀𝑔𝐶𝑙2 + 𝐻2𝑂 + 𝐶𝑂2 El ácido clorhídrico disolverá los óxidos de hierro presentes en la tubería del pozo, y los minerales que contengan hierro en la formación tales como: pirita, clorita i siderita. Los iones de hierro son disueltos en ácidos férrico y ferroso. Al gastarse el ácido, cuando el ph sube por encima de 2,2 el hierro lll formara precipitados insolubles. Para evitar este efecto se necesita usar agentes estabilizadores de hierro. El ácido clorhídrico no reacciona con el ácido sulfúrico de calcio ni con el bario, pero si con el de hierro. Con el petróleo, el ácido clorhídrico puede formar emulsiones de muy alta viscosidad, por precipitaciones de asfaltenos. Ácido fluorhídrico La reacción de la formación con el ácido fluorhídrico HF viene determinado por su composición química. Las areniscas generalmente están compuestas de cuarzo o sílice (SiCO2), feldespatos, caliza o dolomita, arcilla, (caolinita, lillita), clorita o mezclas y otros minerales como pirita (sulfato de hierro), siderita (carbonato de hierro), hematita o limonita (óxidos de hierro) mica y otros menos comunes. El orden de reactividad con el HF es el siguiente: Calcita o caliza y dolomita, reacción instantánea.  Arcillas.  Feldespatos.  Cuarzo o sílice, muy lenta. La reacción del ácido fluorhídrico con calizas dará lugar a la precipitación del fluoruro de calcio que dañará la permeabilidad. No se debe usar nunca este ácido si se sospecha de la presencia de carbonatos. La práctica común es, en primer lugar, usar el ácido para disolverlos seguido del fluorhídrico, en cualquiera de sus variantes, para reaccionar con minerales silíceos.

Las reacciones consecutivas del acido fluorhídrico en arenas limpias serán: 𝑆𝑖𝑂2 + 4𝐻𝐹 → 𝑆𝑖𝐹4 + 2𝐻2𝑂 La primera reacción es muy rápida, agotando el HF disponible; luego se forma el ácido fluosilicico en la segunda, comenzando a reaccionar con los iones disponibles en la formación. En presencia de calcio, sodio o potasio, se forman sales insolubles que precipitan. Esta es la razón por lo que no se deben usar fluidos de estas sales cuando se va acidificar un pozo con MUD-ACID. Por el contario, se deben realizar a base de cloruro de amonio como espaciadores, antes y después del ácido. La reacción del ácido fluorhídrico con arcilla/ aluminosilicatos será: 36𝐻𝐹 + 𝐴𝑙2(𝑆𝑖4𝑂10)(𝑂𝐻)2 → 4𝐻2𝑆𝑖𝐹6 + 2𝐻3𝐴𝑙𝐹6 + 12𝐻2𝑂 Bentonita acido fluosilicico, acido fluoraluminico. Las reacciones pueden continuar si se hallan presentes Ca, Fe, Mg, K, Na, para formar complejos. Generalmente de estas reacciones en cadena precipita hidróxido de silicio o sal gel, si (OH)4+12H2O. las reacciones del ácido fluorhídrico con carbonatos pueden dar lugar a la precipitación de fluoruro de calcio o magnesio que son insolubles. Debe hacerse un lavado previo con acido de hierro que son solubles también en HCl, por lo que el preflujo siempre es aconsejable. El acido fluorhídrico es causante de muchos presipitados al reaccionar con otros minerales, tales como el hidróxido de sílice gel, los fluosilicatos de metales alcalinos como el calcio, sodio o potasio. Estos presipitados se pueden evitar separando las aguas saladas del acido por medio de espaciadres de cloruro de amonio. Ácido fórmico Es un acido organico, que se usa para remplazar e HCl en casos de altas temperaturas y para la preparación en la formación. A pesar de estas ventajas, su costo es muy elevado. El acido formico al 10% tiene el mismo poder de disolución de carbonatos que el HCl al 8%.

Ácido acético Es un ácido orgánico que generalmente se usa en tratamiento de pozos de temperaturas anormales altas, que harían poco efectivo el acido clorhídrico. El uso de acido acético es muy ventajoso, ya que requiere poca concentración de inhibidores de corrosión para proteger las tuberías y no causar precipitados en sus reacciones con minerales de la formación. Se utiliza ´para disolver calizas y dolomitas, formando acetato de calcio o magnesio, según el caso. Una solución de acido acético al 10% de concentración disolverá la misma cantidad de carbonatos que una de HCl al 6%. El acido acético en estado anhídrido glacial puede usarse mezclando con solventes aromáticos y mutuos para remover bloqueos por agua, por su gran afinidad con esta. 7.7. COMPONENTES E UN TRATAMIENTO ACIDO Pre flujo El objetivo de los preflujos en tratamientos acidos es evitar el contacto de:  Cualquier acido con el petróleo en la formación.  El acido fluorhídrico con compuestos de sodio, potasio o calcio. En el primer caso, los preflujos deben se de mezclas de hidrocaruros livianos, con solventes aromáticos, solventes mutuos y surfactantes, tales que garanticen la minima tensión interfacial de modo que se reduzca al minimo la saturación del petróleo residual en la zona a ser tratado por el acido, evitando a la formacin de emulsiones y al mismo tiempo asegurando el retorno rápido de los fluidos inyectados, al disminuir la presión capilar. En el segundo caso el preflujo es asido clorhídrico , para eliminar carbonatos o de cloruro de amonio, para evitar el contacto de HF con salmueras de calcio, potasio, o sodio. Volumen del fluido de prelavado, Vf (gal) Daño somero: penetración recomendada 2 pies Daño profundo: penetración recomendada 5 pies

𝑉𝑓 = 23.5 ∗ ∅ ∗ ℎ ∗ (𝑟𝑥 2 − 𝑟𝑤 2 ) Calculo del tiempo de inyección del prelavado, tf (min): 𝑡𝑓 =

0.023805 ∗ 𝑉𝑓 𝑞𝑖𝑚𝑎𝑥

Tratamiento principal Consiste en mexclar acidos que contienen HF y aditivos para controlar sus funciones esta diseñado para eliminar el daño que ha sido diagnosticado. Coreccion de Paq por contenido de silicatos, Paqs (inch). Con concentración de silicatos y la siguiente figura se obtiene el factor Cs. 𝑃𝑎𝑞𝑠 = 𝑃𝑎𝑞 ∗ 𝐶𝑠

Volumen de sistema de acido, V2 radio de penetración 𝑟𝑥𝑝 (in) 𝑟𝑥𝑝 = 𝑟𝑤 + 𝑃𝑎𝑞𝑠 Radio efecivo de penetración 𝑟𝑎 (in) 2 𝑟𝑎 = 𝑟𝑥𝑝 − 𝑟𝑤 2

Con 𝑟𝑎 y figura 24 se obtiene el volumen unitario de acido, Va. 𝑉2 = 𝑉𝑎 ∗ ℎ Tiempo de inyección del sistema acido, 𝑡2 (min). 𝑡2 =

0.023805 ∗ 𝑉2 𝑞𝑖𝑚𝑎𝑥

Volumen de desplazamiento, 𝑉3 (gal). Para un radio de penetración minima de 4 pies 𝑟3 = 4 + 𝑟𝑤

𝑉3 = 23.5 ∗ ∅ ∗ ℎ ∗ (𝑟32 − 𝑟𝑤 2 ) El volumen 𝑉3debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces el volumen 𝑉2, en caso contrario deberá tomarse el limite mas cercano como 𝑉3. Tiempo de inyección del volumen de desplazamieno 𝑡3 (min). 𝑡3 =

0.023805 ∗ 𝑉3 𝑞𝑖𝑚𝑎𝑥

Sobre desplazamiento Tiene por objetivo desplazar el acido hasta el limite del área critica alrededor del pozo,

permitiendo

gastarse

completamente,

y

alejando

los

precipitados

secundarios de las reacciones. Los desplazamientos pueden ser: Soluciones de cloruro de amonio con solventes mutuo y estabilizador de arcilla.  HCl débil.  Gasoil con solvete mutuo (solo pozos petroleros) Volumen de sobre desplazamiento, 𝑉𝑠 (gal). 𝑉𝑠 =

𝜋 2 𝑑𝑡 ∗ ℎ𝑡 4

𝑉𝑠 = volumen de las tuberías hasta la base del intervalo a estimular. ℎ𝑡= altura de la tubería de producción. Calculo del volumen de fluido a penetrar en la formación El volumen por pie de espesor que se necesita para llenar radiamente el volumen poroso de los pozos en estudio se optiene mediante la siguiente ecuación: 𝑉𝑝 = 𝜋𝑅𝑝2 ∗ 𝑝 ∗ ℎ ∗ 𝑓𝑐 𝑉𝑝 = volumen de fluido de penetración (bls) 𝑝= porosidad (fracción)

ℎ= espesor del intervalo perforado de la arena (ft) 𝑅𝑝2 =radio de penetración (ft) 𝑓𝑐 = factor de conversión expresado en bls/ft3 En el volumen de acido el volumen de desplazamiento lo que veria es el radio de penetración, dependiendo el espesor de la arena. Si la área tiene un espesor muy grande se calcula con 1 o 2 pies por debajo para disminuir costos. Reserva actual El reservorio debe tener hidrocarburos los cuales hagan viable el proyecto de estimulación. Volumen original de petróleo. 𝑁=

7,758 ∗ 𝐴 ∗ ℎ(𝑓𝑡) ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤 ) 𝛽𝑜𝑖

Donde: N= petróleo en sitio (bbl @ yacimiento) ∅= porosidad 𝑆𝑤 = saturación de agua connata ℎ= espesor promedio de la arena neta petrolífera (pies) 𝐴= área de la zona de petróleo (acres) 𝛽𝑜𝑖 = factor volumétrico incial de petróleo de formación (bbl @ yacimiento/stb) Calculo de la presión máxima de bombeo La presión máxima de bombeo permite inyectar el producto a la formación sin dañar o fracturar el yacimiento. El calculo de la presión máxima de bombeo se determino mediante la ecuación:

𝑃𝑚𝑎𝑥 = 𝑃𝑓 − 𝑃ℎ La presión de fractura Pf es la presión necesaria para inyectar un fluido a un yacimiento, fracturándolo. Se determino mediante la siguiente ecuación: 𝑃𝑓 = 𝐺𝑓 ∗ 𝐷 1 𝑃𝑟 𝐺𝑓 = (1 + ) 2 𝑇𝑉𝐷 𝐺𝑓= gradiente de fractura (psi/ft) 𝐷=profundidad del pozo (ft) 𝑇𝑉𝐷= profundidad vertical verdadera La presión hidráulica del yacimiento Ph, también conocida como presión de poro, es la presión ejercida por los fluidos confinados dentro de los poros de una formación. Este calculo se realizo mediante la ecuación: 𝑃ℎ = 0.433 ∗ 𝜌𝑒 ∗ 𝑃𝑝 𝑃𝑝= profundidad promedio de la arena (ft) 𝑃ℎ= presión hidráulica (psi/ft) 𝜌𝑒= densidad especifica del crudo Calculo de la presión de inyección máxima en superficie 𝑃𝑠𝑚𝑎𝑥 < 𝑃𝑓 − 0.433 ∗ 𝐷 ∗ 𝜌𝑓 Donde: 𝑃𝑠𝑚𝑎𝑥 =presión máxima de inyección en la superficie 𝐷= profundidad de pozo (ft) 𝑃𝑓= presión de fractura (psi) 𝜌𝑓= densidad del fluido de tratamiento (g/cc)

8. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de la capacidad de producir, es una propiedad de los pozos comúnmente medida. Después de un periodo de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo, se determina la presión estática. Luego que el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión de fondo fluyente, empleando el mismo medidor. La diferencia de presión estática y la presión de fondo fluyente se denomina presión diferencial o caída de presión. La rata de flujo se determina por medio de medid en el tanque de almacenamiento o en algunos casos con medidas de los separadores o en algunos casos con medidores de desplazamientos positivo. En algunos pozos el índice de productividad o IPR permanecerá constante para una amplia variación en la rata de flujo, en tal forma esta directamente proporcional a la presión diferencial de fondo. IPR compuesto El IPR compuesto es una combinación de índices de productividad. Se basa en la ley de Darcy, cuando las presiones están por encima de la presión de punto de burbuja, y cuando la presión esta debajo de esta, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR esta particularmente utilizado cuando la presión de reservorio (Pr) esta por encima de la presión de burbuja y la presión dinámica de fondo fluyente esta por debajo. Figura N° IPR compuesto

Fuente: 𝑞𝑡𝑒𝑠𝑡

𝐼𝑃 = (𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) +

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 2 𝑃𝑏 (1 − 0,2 − 0,8 ( 1,8 1778) ) 𝑃𝑏

Donde: 𝑞𝑡𝑒𝑠𝑡 = caudal de prueba (bpd) 𝑃𝑟= presión estatica de reservorio (psia) 𝑃𝑏= presión de burbuja (psia) 𝑃𝑤𝑓= presión de fondo fluyente Hay que considerar el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor Skin o daño por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos qu no tienen daño. Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o estimulados. La curva del IPR puede generarse cualquiera sea el caudal máximo (𝑞𝑜 𝑚𝑎𝑥) asi como también se la presión promedio de reservorio (Pr 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎) y el caudal (𝑞𝑜 ) sea a la correspondiente presión dinámica. Para cualquier caso, se necesita realizar un ensayo de recuperación de presión (buil up) para conocer Pr y también se debe realizar un ensayo de flujo por orificio calibrado, para conocer el caudal por la formacion. Presión de fondo fluente La presión de fondo fluyente (𝑃𝑤𝑓) es la prsion que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos y a condiciones de flujo, gobernado por un estrangulador. Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos para provocar una restricción de al flujo, con el objetivo el aporte de agua y arena proveniente de yacimientos. Generalmente los estranguladores se colocan en la superficie, en el árbol de la válvula o en el cabezal de recolección a

la llegada de cada pozo. También se pueden colocar dentro del pozo, en la boca del aparejo de producción. Matemáticamente, la presión de fondo fluyente se describe de la siguiente manera, cuando el caudal asumido es menor o igual que el caudal de burbuja (qo≤qb): 𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑟 −

𝑞𝑜 𝐼𝑃

Donde: 𝑃𝑤𝑓= presión de fondo fluyente (psia) 𝑃𝑟= presión estática de reservorio (psia) 𝑞𝑜 = caudal (bpd) 𝐼𝑃= índice de productividad (bdb/psi) Cuando el caudal asumido es mayor al caudal de burbuja, la ecuación de Vogel puede ser resuelto directamente por la siguiente ecuación.

𝑃𝑤𝑓 = 0,125 [−1 + √81 − 80

(𝑞 − 𝑞𝑏 ) ] (𝑞𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏 )

Donde: 𝑞𝑜

𝑞𝑚𝑎𝑥 = (1 − 0,2

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 2 − 0,8 ( ) ) 1778 𝑃𝑏

𝑃𝑏 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏)