Fundamentos del Factor de Daño y Comportamiento de Influjo en Pozos Petroleros

Factor de Daño (Skin - S)

Durante las operaciones de perforación y completación, la permeabilidad de la formación en la sección cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona dañada.

La invasión de fluidos de perforación, la dispersión de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturación de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables de la reducción de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulación, tal como la acidificación o el fracturamiento, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, reduciendo así el daño de la formación (skin).

Pseudo-daño (Pseudo Skin)

Este factor de daño, determinado por ensayos de pozo, refleja cualquier fenómeno mecánico o físico que restrinja el flujo hacia el pozo. Las causas más comunes a las que también se les atribuyen restricciones son:

• Penetración parcial de la perforación del pozo en la formación.
• Poca penetración de punzados.
• Taponamiento del punzado.
• Turbulencia.

Estos efectos restrictivos son comúnmente llamados pseudo-daño (pseudo skin).

Consideraciones sobre el valor del daño

Es importante notar que el efecto de daño completo o total, incluyendo la turbulencia, puede ser mayor a 100 en pozos con completaciones muy pobres. Sin embargo, el efecto de daño mínimo en una formación altamente estimulada es de alrededor de -5.

El factor de daño (St) es una constante que relaciona la caída de presión debido al daño con el caudal y la conductividad de la formación.

El IPR (Inflow Performance Relationship)

El IPR se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión dinámica de fondo. Gilbert, en 1954, fue el primero en proponer esta relación.

El IPR se define en el rango de presión desde la presión promedio de reservorio hasta la presión atmosférica. El caudal correspondiente a la presión atmosférica, como presión dinámica de fondo, se define como el flujo potencial completamente abierto al pozo (Qmax), mientras que el caudal a la presión promedio del reservorio en fondo es siempre cero.

Índice de Productividad (IP)

Una simple aproximación para describir la performance de influjo de un pozo petrolero es el uso del concepto de índice de productividad (IP). Este fue desarrollado asumiendo las siguientes simplificaciones:

• Flujo radial alrededor del pozo.
• Flujo de una sola fase.
• Distribución de la permeabilidad homogénea.
• La formación está saturada completamente con el fluido en cuestión.