Resumen de Optimización de la producción del campo Parahuacu mediante técnicas de estimulación

Denisse Michelle Ayala Piña, Gustavo Raúl Pinto Arteaga

• español

  La optimización de la productividad del campo Parahuacu es posible mediante técnicas de estimulación tales como fractura hidráulica y acidificación de areniscas, puesto que el campo presenta un declive de producción y un potencial de productividad bastante significativos. Se determinó el estado actual de 9 pozos pertenecientes al campo, de los cuales 5 pozos están cerrados (PRH_04, PRH_05, PRH_08, PRH_09 y PRH_21) y 4 abiertos (PRH_02, PRH_13, PRH_18 y PRHN_01), de manera que sea posible identificar si cumplen las condiciones mecánicas necesarias para la intervención y cuál sería la técnica de estimulación apropiada, si sus reservorios son aún capaces de producir. Se analizaron las curvas IPR con el fin de determinar cuan beneficiosa resultaría la intervención, estas curvas se presentaron en función de las características más relevantes de los reservorios, tales como: Pr, Pwf, Pb, k y s. Para determinar la factibilidad técnica se analizaron los criterios: Pruebas iniciales de perforación y completación, historial de producción, historial de reacondicionamientos, última intervención, registros de pozos, resultados de Build up, estado mecánico actual, registro de cementos y curvas IPR. Para determinar la técnica de estimulación adecuada se analizó la permeabilidad y el daño. Con la aplicación de las técnicas de estimulación sugeridas a los 9 pozos, se obtuvo un incremento de producción de 2074 BPPD.

• English

  The optimization of Parahuacu field productivity is possible using stimulation techniques such as hydraulic fracture and sandstone acidizing, since the field shows a production drop and high productivity potential. The current status of 9 wells that belong to the field, of which 5 are closed (PRH_04, PRH_05, PRH_08, PRH_09 and PRH_21) and 4 are open (PRH_02, PRH_13, PRH_18 y PRHN_01), so is possible to identify if they satisfy the mechanical conditions needed for the intervention and which stimulation technique is appropriate, if their reservoirs are still able to produce. The IPR curves were analyzed with the purpose of determinate how beneficial would be the intervention, this curves were presented in function of the most relevant characteristics of the reservoirs, such as: Pr, Pwf, Pb, k and s. In order to determine the technical feasibility, the criteria analyzed: completion initial proof, production history, workover history, last intervention, well log, Build up results, wellbore schematic, cement bond log and IPR curves. In order to determine the stimulation technique the permeability and the skin factor were analyzed. With the application of the suggested stimulation techniques to the 9 wells, the increment of production was 2074 BOPD.