Estimulación de Pozo (parte I)

Estimulación de Pozo (parte I)


Durante el período de terminación del pozo, o durante la vida productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga  fácilmente el volumen de hidrocarburos estimado hacia el mismo. Esta inconveniencia puede ser sencilla de solventar o por el contrario representar un gran reto para los profesionales responsables. Algunos de los métodos usados se exponen a continuación:

Succión   

Justificación: Durante  la terminación, la estimulación más sencilla es la succión. Mientras dura la perforación y la terminación, el fluido de perforación impone contra la pared del hoyo una presión mayor que la que puede tener un estrato. Esta diferencia de presión hace que la parte líquida del fluido se filtre hacia la periferia del pozo, esta invasión puede ser severa y deteriorar la permeabilidad del estrato. Por lo tanto, cuando se hagan los intentos de poner el pozo a producir no se logrará el flujo anticipado. Entonces, es necesario inducir al fluido.

Procedimiento: Se utiliza la misma tubería de educción y un cable en cuyo extremo va colgado un émbolo especial de succión. El émbolo se introduce a una cierta profundidad en la tubería, y al sacarlo facilita la extracción  de cierto volumen de fluido de la tubería y a la vez impone una fuerza de succión al estrato  productor. En la práctica, un mínimo de succiones pueden ser suficientes para lograr el flujo, pero a veces se succiona durante muchas horas o días sin éxito y entonces hay que recurrir a otros métodos.

Propósito: Limpiar la periferia invadida del pozo, establecer la permeabilidad e inducir el flujo del pozo utilizando la energía natural del yacimiento.

.Inyección de fluidos

Justificación: Si durante las tareas de terminación el estrato productor no permite que el petróleo fluya con facilidad, eso indica que el daño a la permeabilidad en la periferia del pozo debe ser corregido habilitando los canales de flujo

Procedimiento: Se inyectan fluidos como querosén o destilados que contengan agentes que faciliten su desplazamiento y su acción de barrido del material que obstruye los poros. El volumen de fluidos, aditivos y la presión de inyección dependerá de las características de la roca.

Propósito: Lograr arrancar o desplazar las obstrucciones y facilitar la limpieza de los canales de flujo durante el contraflujo que se produce al poner el pozo en pruebas de producción.


Texto tomado de: El pozo ilustrado. Efraín Barberii.

Entradas populares de este blog

Un simple procedimiento para desarrollar curvas analíticas IPR a partir de simuladores de yacimientos con aplicación en optimización de producción

Imagen
Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu
Leer más

Estimulación de Pozo (parte II)

Imagen
Estimulación de Pozo (parte II) FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Justificación : En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud. Procedimiento : Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyec
Leer más