CT&F Ciencia, Tecnología & Futuro (Jan 2006)
EFFECT OF WELL STIMULATION ON THE SKIN FACTOR IN ELONGATED RESERVOIRS Efectos de la estimulación del pozo sobre el factor de daño en yacimientos alargados
Abstract
Because of fluvial deposition or faulting, many reservoirs around the world may possess a long and narrow geometry in which linear flow is expected to take place once radial flow vanishes, if existed. In any system through which a fluid flows, a change in the path direction causes additional pressure drop. Hydrocarbon reservoirs are not the exception to the rule. A change from radial flow to linear flow will be reflected as an additional pressure drop which may be referred as a skin factor, or more specifically, a geometric skin factor. A couple of studies in the oil literature have named skin factors due to the change in flow patterns. Besides this, most of the commercial softwares may neither include nor calculate these types of skin factors since the simulations are normally run using the image methods, then, skin factors due to changes in flow path may be neglected. Using the only methodology available to estimate the linear skin factors, it has been found from the experience on some field cases that this parameter is quite high in some cases and very small in other systems. Therefore, this paper is committed to the determination of the factors affecting the value of the linear skin factor and their impact on reservoir management. It was found that neither reservoir permeability nor reservoir elongation had a significant impact on the linear skin factor value; however, the well stimulation does play an important role. The more damaged the well, the higher the linear skin factor value. From our simulation study, we found out that no matter if the well has a zero mechanical skin factor, still the linear skin factor has a high value. Besides, we demonstrated that the total skin factor increases as the linear skin factor increases with a ratio of 2,7385: 1,7385. Two Colombian field cases were worked with the purpose of verifying the findings of this article.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.
