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productividad de pozos
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Durante el desarrollo de este trabajo se han podido advertir diferentes situaciones consideradas como “no ideales,
las cuales tienen una influencia negativa en la productividad actual y futura del pozo. Por tanto el objetivo
fundamental del presente trabajo será mostrar en forma clara, diferentes alternativas que permitan determinar las
condiciones de flujo de un pozo fluyente, con lo cual se logra optimizar, en la medida de lo posible, la productividad
del pozo
Ahora bien, para poder establecer las condiciones ideales de flujo bajo las cuales un pozo deberá someterse, a fin
de obtener la mayor productividad, se debe tener un conocimiento en forma general del sistema de producción de un
pozo fluyente, es decir, desde el yacimiento hasta la batería de separación. El conocimiento y análisis de cada uno de
los elementos que conforman el sistema de producción, permitirá determinar la capacidad de producción y transporte
de crudo en superficie. El capítulo I esta enfocado en el estudio y análisis de los elementos que conforman un sistema
integral de un pozo fluyente.
En el capítulo II se presentan los factores que controlan el paso de los fluidos desde la formación productora hasta
el pozo. Si se considera flujo laminar se podrá aplicar la Ley de Darcy conjuntamente con el índice de productividad
para evaluar el comportamiento de afluencia. Para tal efecto, resulta necesario el conocimiento de conceptos
relacionados con el flujo de fluidos en el medio poroso tales como; permeabilidad relativa y absoluta, espesor de la
zona productora, presión viscosidad del fluido y factores de volumen.
Debe advertirse que si los gastos de producción aumentan, las condiciones de alta velocidad estarán presentes,
con lo cual se tendrán incrementos en las caídas de presión totales y a su vez, la condición de daño en la vecindad del
pozo afectará notablemente la productividad esperada del mismo.
Un aspecto importante en el estudio del comportamiento de afluencia de pozos, es obtener el comportamiento de
afluencia IPR a futuro. Esto permitirá determinar los gastos de producción que se tendrán en un determinado tiempo
de producción, lo cual permitirá, a su vez, en caso de que el pozo así lo requiera, la instalación de un sistema artificial
de producción. Esta herramienta de producción, por decirlo así, se podrá aplicar tanto a pozos fluyentes como a
pozos produciendo con algún sistema artificial de producción.
En este trabajo se presentan diferentes métodos que tienen gran aceptación en la industria Petrolera. No obstante,
la aplicación de alguno de ellos dependerá del conocimiento que se tenga de cada uno de ellos, así como también de
los requerimientos y necesidades inmediatas.
Por otra parte, si un pozo no produce a un determinado gasto de producción esperado, debe suponerse que existe
un daño en la formación. Esto implica determinar las condiciones en que se encuentra el intervalo productor, es decir,
su permeabilidad. Generalmente se incurre en un error muy grave que consiste en considerar un efecto de daño total.
Bajo tales circunstancias no se podrá elaborar una planeación adecuada para mejorar la productividad del pozo. En el
presente trabajo se hace un análisis de cada uno de los componentes que conforman el factor de daño total, así mismo,
las posibles causas y soluciones que permitan minimizar, en la manera de lo posible, tal efecto. Esto permitirá la
planeación de la estimulación del pozo en un determinado tiempo, con lo cual se incrementará de manera sustancial la
productividad del pozo.
En los capítulos subsecuentes, se establecen algunas técnicas de análisis para identificar las tendencias de
producción de un pozo. Así mismo, se establecen las diferentes alternativas que permiten aumentar o extender la vida
productiva de un pozo fluyente cuando éste ya no es capaz de producir por si mismo, es decir, mediante la energía
propia del yacimiento, no alcanza la presión a llegar a la batería de separación. Al ocurrir esta, es recomendable la
implementación de algún sistema artificial de producción o bien aplicar algún método de Recuperación secundaria o
Mejorada.
En los anexos se establece el método de Flujo multifásico en tuberías horizontal vertical e inclinadas para que se
comprenda mejor el flujo a través de las tuberías, también se anexa una tabla de conversiones amplia confiable para la
comprensión de los sistemas, y la nomenclatura utilizada en la industria petrolera.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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Esperando que este trabajo le sea de utilidad a los compañeros que cursan la asignatura de comportamiento de
pozos y además para los Ingenieros Petroleros.