Effect of well stimulation on the skin factor in elongated reservoirs

Resumen

Muchos yacimientos en el mundo poseen una geometría larga y estrecha causada por depositaciones fluviales o fallamiento. En ellos, se espera el desarrollo del flujo lineal una vez que el regimen de flujo radial, si lo hubiere, se desvanezca. En un sistema a través del cual existe flujo de fluidos, cualquier cambio en la trayectoria de flujo origina una caída de presión adicional. Los yacimientos de hidrocarburos no se exceptúan de esta regla. Un cambio de flujo radial a flujo lineal se refleja como una caída de presión adicional la cual podría tratarse como un factor de daño. Los factores de daño debido al cambio de patrones de flujo han sido mencionados un par de veces en la literatura petrolera. Además de ésto, la mayoría de los programas de computador comerciales no incluyen la determinación de este tipo de factores de daño puesto que sus simulaciones usan el método de las imágenes, y por lo tanto, los factores de daño debido a cambios en la dirección de flujo podrían estar siendo ignorados.  En este trabajo se determinó por la experiencia del uso de la única metodología disponible para estimar los factores de daño lineales en algunos casos de campo, que éstos pueden tener valores muy altos en algunos casos o muy pequeños en otros sistemas. Por lo tanto, el propósito de este artículo es el de determinar los agentes que afectan el valor del factor de daño lineal y su impacto en la administración del yacimiento.  Se encontró que ni la permeabilidad ni la elongación del yacimiento tuvieron un impacto significativo en el valor del factor de daño lineal; sin embargo, el grado de estimulación en el pozo sí juega un papel importante. Entre mayor sea el daño en el pozo, mayor será el valor del factor de daño lineal. En nuestro estudio de simulación, encontramos que aunque el pozo posea cero daño mecánico, todavía el valor del factor daño lineal es alto. Además, demostramos que el factor de daño total se incrementa con el factor de daño lineal en una proporción de 2,7385:1,7385, respectivamente. Trabajamos dos casos de campo en yacimientos Colombianos para verificar los descubrimientos presentados en este artículo.