PRODUCTIVIDAD, CURVAS DE DECLINACIÓN Y EL FACTOR DE DAÑO.
% 2017 Enero 27 U inferior 364.2 1 25
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
•
En el pozo Drago Norte 23 el factor de daño disminuyó de 14 a -2, y en el pozo Drago Norte 33 disminuyó de 10 a -2 lo cual indica que el trabajo de fracturamiento en ambos pozos ayudó a que el daño de formación sea reparado y no exista posibles filtraciones en la zona de pago.•
El índice de productividad en el pozo Drago Norte 23 aumentó de 0.938 bbl/d/psi a 3.99 bbl/d/psi y en el pozo Drago Norte 33 aumentó de 0.117 a 2.26 consecuencia de esta variación del IP el caudal de petróleo aumentó de 346.27 bbl/día a 1687.44 bbl/día en el pozo Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día, por lo tanto, el trabajo de fracturamiento realizado en este pozo fue exitoso.•
Las reservas remanentes incrementaron en ambos pozos luego de realizado el trabajo de fracturamiento lo cual provocó que el tiempo de vida de los pozos se incremente en 5 años del pozo Drago Norte 23 y en 9 años del pozo Drago Norte 33.• El fluido de fractura inyectado fue el YF135HTD el cual fue escogido debido a que soporta las altas temperaturas a las que se puede encontrar el reservorio y ayudo a que la eficiencia hidráulica de la fractura mejore.
• En ambos pozo se incrementó la permeabilidad, lo que permitió que existan más canales de flujo para que el crudo llegue a superficie y por lo tanto se produjo un aumento del caudal de petróleo de más del 60% lo que indica que el fracturamiento mejoró la producción.
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4.2 RECOMENDACIONES
• En los pozos en los cuales existe filtrado en arenas aledañas a la arena productora revisar que tenga un buen sello mediante una corrida de registros de cementación para evitar que exista filtrado de agua y afecte a la producción.
• En ambos pozos bajar una sarta de limpieza para sacar ripios, arena de fractura, basuras que se encuentren en el fondo luego de haber realizado la fractura para evitar un posible atascamiento de la bomba BES con alguno de estos sólidos.
• Después de haber realizado el fracturamiento en ambos pozos realizar una corrida de registros a hueco entubado para verificar que no se haya dañado la formación, la calidad del cemento continúe siendo buena y que las tuberías no se hayan perforado.
• Aplicar la tecnología de fracturamiento hidráulico en más pozos que sean candidatos ya sea por su baja producción de petróleo, por su baja permeabilidad o porque su formación se encuentra con un alto factor de daño para demostrar la eficiencia de este método.
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