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Capítulo IV Análisis de la Productividad
119
Capítulo IV
Análisis de la Productividad
4.1. Geometrías de Flujo
En la Fig. 4.1 se muestran las geometrías de flujo que pueden esperarse en la producción
de hidrocarburos. En los pozos productores de aceite y gas, el flujo radial y lineal son
probablemente los más comunes. Otras geometrías de flujo, también comunes, son las
que se presentan en pozos parcialmente penetrantes (flujo esférico) y en pozos
fracturados (flujo lineal y bilineal).
Ya que las geometrías de flujo más comunes en el yacimiento son la radial y la lineal, a
continuación se desarrollarán las ecuaciones de flujo para dichas geometrías.
En el desarrollo de las ecuaciones de flujo, se tomará como base la Ley de Darcy escrita
en forma diferencial, es decir:
donde:
A = Área abierta al flujo, [ ]
q = Gasto volumétrico, [bl/día]
= Permeabilidad absoluta del medio poroso, [mD]
v = Velocidad aparente del fluido, [pie/seg]
µ = Viscosidad del fluido, [cp]
dp/dx = Gradiente de presión, [lb//pie]
dx
dp
μ
Ak
-Avq == …..…………….……………...4.1

120
Fig. 4.1 Geometrias de Flujo
4.1.1. Flujo Lineal
Para flujo lineal, considerando área de flujo constante, la Ec. 4.1 será integrada para
obtener la caída de presión ocurrida a lo largo de la longitud L ver Fig. 4.2:

121
Fig. 4.2 Sistema de Flujo Lineal
Si se considera que k, µ, y q son independientes de la presión, ó que puedan ser
evaluadas a la presión promedio en el sistema, la Ec. 4.2 quedaría como:
Cuyo resultado sería:
o bien:
donde
C es un factor de conversión. El valor correcto para C es 1.0 para unidades de Darcy y
1.127 x 10 - 3
para unidades de campo en el sistema inglés.
4.1.2. Flujo Radial
La Ley de Darcy puede ser usada para calcular el flujo hacia el pozo, donde el fluido
converge radialmente. En este caso, el área abierta al flujo no es constante, por lo tanto,
deberá ser incluida en la integración de la Ec. 4.1. Haciendo referencia a la geometría de
∫∫ =
L
0
P
P
dx
A
qBμ
-dp
2
1
……………………...…………4.3
L
Ak
qBμ
p-p 12 = …………………………..….…4.4
LμB
)p-(pAkC
q
oo
21o
= …………………………...…….4.5
∫∫ =
L
0
P
P
dx
A
qB
-
μ
dpk2
1
……………………………..4.2

122
flujo ilustrada en la Fig. 4.3, el área de la sección transversal abierta al flujo para cualquier
radio sería A = 2 π r h.
Fig. 4.3 Sistema de Flujo Radial
Del mismo modo, definiendo como negativo el cambio en la presión con respecto a la
dirección de flujo
dr
dp
− . Haciendo las sustituciones en la Ec. 4.1 se obtiene:
Cuando se aplica la ecuación de Darcy para flujo de aceite en un yacimiento, se asume
que sólo el aceite es ligeramente compresible. Una pequeña variación en el gasto con
respecto a la presión puede ser relacionada por medio del factor de volumen del aceite,
por lo tanto, el gasto puede ser expresado a condiciones superficiales o de tanque de
almacenamiento. Por consiguiente, para flujo de aceite la Ec. 4.6 quedaría como:
o bien:
dr
dp
μ
khπ2
q = ………………………………….4.6






=
dr
dp
μ
khrπ2
Bq
o
o
oo
………………………….4.7
∫∫ =
e
w
e
wf
r
r
o
P
P oo
o
r
dr
qdp
Bμ
k
hπ2 …….……………………4.8

123
Cuando se integra esta ecuación, usualmente se considera que
oo
o
Bμ
k , es independiente
de la presión o que puede ser evaluada a la presión promedio del drenado del pozo.
Utilizando esta consideración e integrando la Ec. 4.8 en la vecindad del radio de drene del
pozo, se obtiene:
Para unidades de campo en el sistema ingles la Ec. 4.9 quedaría como:
donde:
= Factor de volumen del aceite, [bl@c.s./bl@c.y.]
h = espesor del yacimiento, [pies]
= Permeabilidad efectiva al aceite, [mD]
= Presión en r = , [lb/ abs]
= Presión de fondo fluyendo, [lb/ abs]
= Gasto de aceite, [bl/día]
= Radio de drene del pozo, [pies]
µ
= Radio del pozo, [pies]
o = Viscosidad del aceite, [cp]
La Ec. 4.10 se aplica para régimen estacionario (
yp
= constante), flujo laminar de un pozo
en el centro de un área circular de drenado. Ahora bien, la Ec. 4.10 es más útil si se
expresa en términos de la presión media del yacimiento y para régimen pseudo-
estacionario o flujo estabilizado ( wfy pp - = constante):
donde:
yp = Presión promedio en el volumen de drene del pozo, [lb/
Los términos restantes son los mismos que se definen en la Ec. 4.10.
abs]
( )weoo
wfeo
o
rrlnBμ
)p-(phkπ2
q = …………………………..4.9
( )weoo
wfeo
o
rrlnB
)p-(phk0.00708
q
µ
= ………………………4.10














−





−
=
75.0ln
Bμ
hk0.00708
q
oo
o
o
w
e
wfy
r
r
pp
………………………4.11

124
4.2. Regímenes de Flujo
En el comportamiento de la presión de un pozo que produce a gasto constante se pueden
identificar tres periodos de flujo:
• Flujo estacionario
• Flujo transitorio
• Flujo pseudo-estacionario
El flujo estacionario se refiere a la situación en la cual la distribución de presión y de gasto
en el yacimiento permanece constante con el tiempo. En contraste, el flujo transitorio es
la situación en la cual la presión y/o el gasto varían con el tiempo. El flujo pseudo-
estacionario es una clase especial de flujo transitorio, el cual se asemeja al flujo
estacionario. A continuación se enuncian las principales características de cada uno de
los regímenes de flujo presentes en un pozo productor.
4.2.1. Flujo Estacionario
A saber, muchos yacimientos producen bajo régimen estacionario. Este tipo de flujo
ocurre cuando un yacimiento está produciendo con un fuerte empuje de agua, de tal
forma que cada barril de aceite producido es reemplazado por un barril de agua en el
yacimiento. Para que la situación de flujo estacionario este presente, es condición
necesaria que el gasto másico a lo largo del yacimiento sea igual al gasto másico que sale
del yacimiento.
La distribución de presión y gasto para un sistema de yacimiento con empuje de agua se
muestra en la Fig. 4.4. Esta distribución de presión y gasto permanece igual en el área de
drene durante el flujo estacionario.
De acuerdo con la ecuación de Darcy considerando flujo radial, ésta se puede expresar
en términos de gradiente de presión
Δx
Δp
para cualquier radio de drene, esto es:
El signo menos de la ecuación de Darcy ha sido eliminado debido a que la distancia, r, es
medida en contra de la dirección de flujo. En consecuencia, la pérdida de presión ocurre
con la disminución del radio y
Δr
Δp es positivo.
Ak1.127
μq
Δr
Δp
rr
=





…………………………..4.12

125
Fig. 4.4 Distribución de presión y gasto para flujo estacionario
El área de la sección transversal se representa con el subíndice r, para indicar que es una
función de radio de drene. De esta forma, el gradiente de presión es también una función
del radio y de forma similar se representa con un subíndice r. Para un radio r y un gasto q
en particular, la pendiente de la gráfica de presión contra el radio
Δr
Δp permanece
constante todo el tiempo. En consecuencia, durante el tiempo en que permanece
constante el gasto, la distribución de presión también permanece constante.
Esta idea puede ser extendida para aplicarse a fluidos compresibles, por ejemplo, un gas,
si el gasto se establece en unidades convenientes, por ejemplo pies cúbicos estándar. De
este modo, el historial de presión y gasto del pozo pueden ser empleados para determinar
si un pozo se encuentra en régimen estacionario. Si el gasto es constante y la presión de
fondo permanece constante, no hay duda que el área de drene de este pozo se encuentra
en régimen de flujo estacionario.
Para que tal situación ocurra, el flujo a través del radio de drene, , deberá ser igual a el
flujo a través del radio del pozo, , y el mismo fluido deberá cruzar ambos radios. Esta
condición estrictamente no es conocida en un yacimiento. Sin embargo, un fuerte empuje
por agua, por medio del cual un gasto de agua es igual al gasto de producción
proporciona un historial de presión y gasto casi idéntico al descrito en la Fig. 4.4.
Mantener la presión por medio de inyección de agua bajo la estructura almacenadora de
hidrocarburos o por medio de inyección de gas por arriba de la estructura, también se
aproxima a las condiciones de régimen estacionario. En general, el flujo estacionario
ocurre cuando no existe cambio en la densidad del fluido en cualquier posición del
yacimiento como función del tiempo. Prácticamente, esto significa que no existirá cambio

126
en la presión en cualquier posición del yacimiento. Es decir, la variación de la presión con
respecto al tiempo será cero 0
t
p
=
∂
∂
.
Las ecuaciones de flujo estacionario son además útiles en el análisis de las condiciones
cercanas al pozo. Al igual que en un sistema de flujo transitorio, el gasto cerca del pozo
es aproximadamente constante de tal forma que las condiciones alrededor del pozo son
casi constantes. Así, las ecuaciones de flujo estacionario pueden ser aplicadas a esta
porción del yacimiento sin que se presenten errores significativos. Es decir, las
ecuaciones de flujo estacionario pueden ser utilizadas para representar períodos cortos
de tiempo para el flujo alrededor del pozo.
4.2.2. Flujo Transitorio
El flujo transitorio es aquel que ocurre mientras el gasto y/o presión cambian con el tiempo
variable
t
p
=
∂
∂ . La Fig. 4.5 muestra la gráfica de presión contra gasto a diferentes tiempos
para un yacimiento bajo condiciones de flujo transitorio.
Fig. 4.5 Distribución de presión y gasto para flujo transitorio con una presión de pozo,
Inicialmente, la presión es uniforme a lo largo del yacimiento e igual a la presión inicial,
, constante
,
la cual representa el tiempo cero de producción. No existe flujo de agua o movimiento de
otros fluidos a través de
Las condiciones de frontera cerrada representan una zona donde no existe entrada de
fluidos en el área de drene. Generalmente, las condiciones de frontera cerrada se
presentan cuando un pozo se pone fuera de producción y/o existen barreras geológicas
tales como fallas y discontinuidades geológicas.
, lo que implica que se tienen condiciones de frontera cerrada.

127
Después de un periodo corto de producción a un determinado gasto (de tal forma que la
presión, , permanezca constante) se podrá obtener una distribución como se muestra en
la Fig. 4.5, es decir, p a . A este tiempo sólo una pequeña porción del yacimiento será
afectada, lo cual implica que no se tendrá una significativa caída de presión. Se debe
tener en cuenta que el flujo de los fluidos es causado por la expansión o compresibilidad
de los fluidos. Consecuentemente, si no existe una caída de presión en el yacimiento en
un punto en particular o fuera de éste, no podrá llevarse a cabo el flujo de los fluidos en
un radio en particular. Esta condición puede ser mostrada por la expresión matemática
para la compresibilidad:
La Ec. 4.14 representa la compresibilidad de cualquier material y es simplemente el
cambio fraccional en el volumen por unidad de cambio de presión. La expansión del
fluido en el yacimiento está representada por ∆v, la cual es igual a
C v ∆p. El fluido no puede llevar a cabo una expansión sin una caída de presión.
Así, como se muestra en la gráfica para q a , el gasto en el radio de drene, , es cero y se
incrementa al reducirse éste, hasta un gasto máximo el cual se obtiene en el radio del
pozo, . La distribución de presión y gasto en el tiempo representan un instante en el
tiempo y se desplazarán a lo largo de estas posiciones conforme la producción continúe
afectando mayor parte del yacimiento. Esto es, nuevas áreas experimentan una
significativa caída de presión y están sujetas a fluir hasta que la totalidad del yacimiento
esté afectada, como se muestra en la Fig. 4.5, es decir, la presión p en el tiempo
El gasto q para
.
indica que el gasto en este tiempo se extiende a lo largo del yacimiento
debido a que ha sido afectado y presenta una significativa caída de presión. Se puede
advertir que el gasto ha declinado en parte a partir de a a causa de la misma caída de
presión ( –
Cuando la presión ha afectado la totalidad del yacimiento, éste experimenta una
declinación de presión conforme la producción continua. Por tanto, la distribución de
presión tendrá la tendencia mostrada en la Fig. 4.5 para p a
), lo cual implica que un volumen mucho más grande del yacimiento ha sido
afectado.
El gasto habrá declinado durante el tiempo
.
a debido al incremento en el radio en el cual
se lleva a cabo el flujo de fluidos. Este gasto continúa declinando desde a debido a la
caída de presión total desde hasta . La Fig. 4.5 es un ejemplo de flujo transitorio
debido a que tanto el gasto como la presión cambian con el tiempo, excepto para la
presión que se mantiene constante artificialmente en el pozo ( ). Esta situación es
comparable a un pozo que fluye con un estrangulador de diámetro constante o bien, a un
pozo que se mantiene con bombeo subsuperficial. Bajo estas condiciones, en la Fig. 4.5
se puede advertir que a un tiempo de producción pequeño
Δp
v
Δv
C






=
, la presión del yacimiento está
…………………………………..4.13

128
afectada significativamente sólo en un radio particular, . Dado que el yacimiento produce
debido a la expansión de los fluidos contenidos en él, el gasto a cualquier radio mayor que
será igual a cero, debido a que no ocurre una caída de presión que afecte la expansión
del fluido y en consecuencia, el subsecuente flujo. Sin embargo, mientras la producción
del pozo continúa, mayor parte del yacimiento se ve afectado, hasta que eventualmente la
totalidad del yacimiento experimenta una caída de presión.
4.2.3. Flujo Pseudo-Estacionario
Después de un período inicial de producción con presión y gasto no constante, es decir,
flujo transitorio, las condiciones de frontera externa (no flujo y p = cte) comienzan a afectar
la producción en el pozo y el flujo se estabiliza. Cuando la estabilización en el yacimiento
se lleva a cabo, la condición de frontera externa de presión constante da origen al flujo
denominado como flujo pseudo-estacionario. La condición de frontera externa de presión
constante representa la frontera en la cual la presión del yacimiento se mantiene en su
valor inicial. La condición de frontera externa de presión constante es usualmente
causada ya sea por la entrada de agua de un acuífero asociado o por la inyección de
agua o gas a través de pozos inyectores, o bien, la combinación de los tres.
La Fig. 4.6 ilustra la distribución de presión y gasto para el mismo sistema de flujo
pseudo-estacionario. En este caso en particular el gasto en el pozo, , es constante. Esta
condición es comparable a un pozo que está bombeando a gasto constante.
Nuevamente, a un tiempo t = 0 la presión a lo largo del yacimiento es uniforme a .
Entonces después de un tiempo corto de producción , a un gasto constante, sólo una
pequeña porción del yacimiento ha experimentado una caída de presión significativa, en
consecuencia, el yacimiento esta fluyendo sólo fuera del radio . Mientras la producción
continúa a gasto constante, el yacimiento en su totalidad experimenta una caída de
presión significativa, mostrada como p a un tiempo
Poco después de que la presión del yacimiento en su totalidad ha sido afectada, una
situación inesperada surge. El cambio en la presión con respecto al tiempo en todo el
radio de drene en el yacimiento llega a ser uniforme. Por consiguiente, la distribución de
presión en los subsecuentes tiempos son paralelos, como se ilustra en la Fig. 4.6 a un
tiempo
en la Fig.4.6.
, y
constante
t
p
=
∂
∂
. Matemáticamente, esto es equivalente a que la derivada de p con respecto
a t sea constante . Esta situación continúa con un cambio uniforme en la
presión con respecto al tiempo en todo el radio de drene y con una distribución de presión
paralela, hasta que el yacimiento no puede mantener un gasto constante en el pozo. Este
punto ocurre cuando la presión en el pozo, , ha alcanzado su límite inferior físico.
Adviértase que durante el tiempo en el cual el cambio de presión con respecto al tiempo a
lo largo del yacimiento es constante, la distribución del gasto permanece constante. Esto
se puede apreciar examinando la siguiente ecuación, expresada en función del gasto a un
radio en particular .

129
Fig. 4.6 Distribución de presión y gasto para un sistema bajo condiciones de flujo pseudo-
estacionario
Como se puede advertir, para un radio en particular,
Δr
Δp
es una constante. Además, a
menos que un cambio de saturación ocurra en el yacimiento, la permeabilidad, k,
permanece constante. Adviértase que en cualquier radio en particular representa la
pendiente de la gráfica de presión contra radio. Todo el tiempo que la distribución de
presión permanece constante, la pendiente de la curva en un radio en particular y el gasto
en dicho radio será constante.
Esta situación se presenta después de que el yacimiento ha producido a gasto constante
el tiempo suficiente para afectar en su totalidad al yacimiento, provocando un cambio
constante en la presión con el tiempo en todo el radio de drene. Esto da como resultado
una distribución de presión paralela con su correspondiente distribución de gasto
constante. Dado que todos los términos en la ecuación de Darcy permanecen constantes
o se hacen constantes, es normal asumir que el flujo estacionario existe.
El período de flujo pseudo-estacionario inicia al final del período transitorio cuando la
condición de frontera externa de No- flujo más alejada de la pared del pozo es alcanzada
por el disturbio de presión y el área total de drene comienza a contribuir a la producción.
Así mismo, las condiciones en las cercanías del pozo (gasto y presión) tienden a
estabilizarse durante el flujo pseudo-estacionario. Un rasgo particular del flujo pseudo-
estacionario, asumiendo un gasto de producción constante, es que la presión declina al
mismo ritmo en cualquier parte del yacimiento. Por tanto, para asegurarse de mantener la
r






∆
∆
=
r
pAk1.127
q r
r
µ
….……………………….…...4.14

130
presión constante, es decir, que ∆p sea constante se deberá reducir el gasto de
producción, o sea q a en la Fig. 4.6.

131
4.3. Productividad de pozos.
Al analizar el comportamiento de un pozo fluyente es necesario considerar el sistema de
producción en su conjunto. Para determinar la capacidad de producción de un pozo, se
debe tener un conocimiento adecuado del yacimiento y de sus fluidos contenidos. La
variación de las propiedades de sus fluidos contenidos en el yacimiento puede afectar
significativamente la productividad de los pozos. Por ejemplo, si un pozo produce un
aceite con alta viscosidad, esto provoca que su movilidad disminuya y sólo aumentando la
temperatura en la vecindad del pozo (combustión in-situ) puede facilitarse su
recuperación.
Para saber si un pozo produce en forma apropiada, es necesario conocer su potencial, el
cual se define como el gasto máximo que aportaría el pozo si se le impusiera el mejor
conjunto de condiciones ideales. Ahora bien, si un pozo no produce en la forma esperada,
la o las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el
método correctivo adecuado. Invariablemente, los problemas asociados a una baja
productividad del pozo están relacionados, tanto a la formación productora como a los
fluidos contenidos en ésta. Es decir, si la formación productora presenta valores promedio
bajos de permeabilidad, de porosidad, de presión en el yacimiento, o bien, depósitos
orgánicos o inorgánicos, residuos materiales de estimulación, etc., el flujo de los fluidos
del yacimiento hacia el pozo se verá restringido, disminuyendo así la productividad del
mismo.
Para determinar la productividad de un pozo se requiere establecer los conceptos de
índice de productividad y la relación de comportamiento de afluencia.
4.3.1. Índice de productividad
Una vez que un pozo se abre a la producción, se hace necesario, por no decir
indispensable, evaluar la productividad del pozo a las condiciones en que se encuentra al
momento de ponerlo a producir. Existen diversos métodos considerados como
tradicionales que permiten elaborar curvas de comportamiento de afluencia, las cuales a
su vez permiten determinar la capacidad de un pozo para producir fluidos.
El método de determinación de la capacidad productora es conocido como IPR (Inflow
Performance Relationship) o bien, Relación de comportamiento de afluencia. Con la
preparación de las curvas de afluencia se tendrá una idea más precisa de la capacidad de
producción de pozos, sean estos de aceite o de gas y recaerá en el mejor conocimiento
del gasto de producción con el cual se deberá explotar el yacimiento para extender la vida
fluyente de éste.
En el cálculo de la productividad de un pozo, comúnmente se asume (Vogel, 1968) que el
flujo hacia el pozo es directamente proporcional a la diferencial de presión entre el
yacimiento y la pared del pozo. En otras palabras, la producción es directamente
proporcional a una caída de presión existente en el sistema yacimiento- pozo. La
constante de proporcionalidad es conocida como índice de productividad IP, derivada a

132
partir de la Ley de Darcy para flujo radial estacionario y un sólo fluido incompresible. El
concepto de índice de productividad es un intento para encontrar una función simple que
relacione la capacidad de un pozo para aportar fluidos y un determinado abatimiento de
presión.
T.V Moore (1939) sugiere un método para medir la productividad de pozos, el cual
requiere medir la presión de fondo fluyendo, , y la presión estática del yacimiento, a
varios gastos. La relación del gasto de producción de un pozo y el abatimiento de la
presión en este gasto particular se denomina Índice de productividad IP y se simboliza
con la letra J. Si la producción q está en bl/día de líquido a las condiciones de
almacenamiento y el abatimiento está expresado en [lb/], el IP se define como:
El gasto de producción es medido directamente en la superficie a condiciones de
almacenamiento y la presión del yacimiento normalmente se obtiene a partir de una
prueba de incremento de presión. Después de un período de producción, la presión de
fondo fluyendo es medida con un registrador de presión de fondo o mediante la
determinación del nivel del fluido en el espacio anular.
Es práctica común evaluar J durante las primeras etapas productivas de un pozo y
continuar usando este valor en etapas posteriores de explotación del mismo. Esto puede
efectuarse con cierta precisión en pozos cuyo yacimiento esté sometido a empuje
hidráulico, siempre y cuando la presión de fondo fluyendo sea mayor a la de burbujeo. Sin
embargo, se puede incurrir en un error en pozos cuyo yacimiento esté sujeto a empuje por
gas disuelto, y que se encuentre por debajo de la presión de burbujeo. Para un yacimiento
con empuje hidráulico muy activo, en el cual la presión permanece por encima de la
presión de burbujeo, el índice de productividad J será constante. Para un yacimiento con
empuje por gas en solución, en el cual la sea menor que la , J cambiará en función de la
recuperación acumulada.
Suponiendo que el índice de productividad de un pozo es constante e independiente del
gasto de producción, se tiene que la Ec. 4.16 adquiere la siguiente forma:
despejando a ,
..……………………...4.15








==
2
wfws
o
lb/pg
c.s@bl/día
p-p
q
IPJ
wfws
o
p-p
q
J = ……………..…………………....4.16
J
q
pp o
wswf −= ……..…………..……………..4.17

133
En una gráfica de p vs se tiene que la Ec. 4.17 representa una línea recta de pendiente –
/J y ordenada al origen igual a . Para un período corto de tiempo de explotación, J se
considera constante, independiente de la producción. Así mismo, se considera
constante. Una gráfica de vs , exhibirá una línea recta siempre que la presión del
yacimiento permanezca por encima de la presión de saturación , (que corresponde a un
yacimiento bajosaturado o cuando el yacimiento esté sometido a empuje hidráulico con >
Se adoptó el eje de las ordenadas para representar la presión y el eje de las abscisas
para representar el gasto de producción. En la Fig. 4.7 se puede apreciar la
representación gráfica del índice de productividad.
) y bajo régimen laminar. De esta forma J permanecerá constante.
Fig. 4.7 Representación gráfica del índice de productividad.
Observando la gráfica de la Fig. 4.7 se pueden advertir los siguientes aspectos:
• Cuando es igual a cero, es igual a
• Cuando
.
es igual a cero, es igual J , es decir, se tiene un máx
El máx
Cuando
es aquel en el cual la formación entrega el máximo gasto hacia el pozo, aunque en
condiciones reales nunca se podría alcanzar se utiliza para análisis de pozos, y se
presenta cuando la presión de fondo fluyendo es cero. Es decir, cuando la presión de
fondo es la atmosférica. En aquellos pozos en los que se usa el vacío (No existe columna
de fluido que ofrezca resistencia al flujo de fluidos desde el fondo del pozo hacia la
superficie), el potencial del pozo podría definirse cuando la presión de fondo fluyendo es
cero.
es menor que , el índice de productividad para cualquier gasto de producción es
definido como el ritmo del cambio del gasto de producción con el abatimiento de presión.

134
El término de índice de productividad no constante (IPR) fue sugerido por Gilbert (1954),
mientras que el término de índice de productividad lineal (IP) fue originalmente introducido
por Muskat (1937).
Fig. 4.8 Curva IPR
Ahora bien, si se considera el efecto de las propiedades del yacimiento y apoyándose en
la ecuación de Darcy para flujo radial, representada en la Ec. 4.18, el índice de
productividad puede expresarse de la siguiente forma:
Sea:
Sustituyendo
donde:
en la Ec. 4.16 y eliminando términos semejantes se tiene que:
h : Espesor neto productor, [pie]
: Factor de volumen del aceite, [bl@ c.y. / bl@ c.s]
: Permeabilidad absoluta, [mD]






=
w
e
oo
wferoa
o
r
r
lnB
)p-(phkk7.08
q
µ
………………..………..4.18
lb/pg
bl/día
r
r
lnBμ
hkk7.08
IPJ 2
w
e
oo
roa












== ………….…..………..4.19

135
μ
: Permeabilidad relativa del aceite, [Adimensional]
: Viscosidad del aceite, [cp]
: Radio de drene del pozo, [pie]
: Radio del pozo, [pie]
4.3.2. Curvas IPR
Vogel (1968) propuso la siguiente expresión para predecir el comportamiento de pozos
produciendo con empuje de gas disuelto, usando una gráfica normalizada, con presiones
y gasto adimensionales. La ecuación propuesta es:
donde:
: Presión de fondo fluyendo, [lb/]
: Presión estática del yacimiento, [lb/]
: Gasto de aceite medido a la , [bpd]
máx: Potencial del pozo (considerando = 0), [bpd]
La Ec. 4.20 puede interpretarse como una solución general para yacimientos con empuje
de gas disuelto. Esta ecuación aplica a casos donde no existe daño a la formación, es
decir la eficiencia de flujo EF es igual a 1. La representación gráfica de la Ec. 4.20 se
puede apreciar en la Fig. 4.9.
En esencia la ecuación de Vogel representa un modelo homogéneo donde las
características estructurales del medio poroso no se reflejan. Los cambios en los Índices
de productividad son atribuidos a los cambios en saturación, permeabilidades relativas y
depresionamiento.
Para el desarrollo de su modelo, Vogel realizó cálculos con datos de yacimientos
hipotéticos sin validarlo con datos de campo, sin embargo, a través de los años este
método ha ganado simpatía por su facilidad de aplicación y confiabilidad de resultados.
Para utilizar la correlación de Vogel se requiere una prueba de producción y ésta consiste
en obtener un gasto de aceite a una presión de fondo fluyendo para la presión de fondo
estática. Al comportamiento de flujo utilizando la correlación de Vogel, se le conoce como
curva de IPR.
2
ws
wf
ws
wf
máxo
o
p
p
0.8-
p
p
0.2-1
q
q
















= ………...………..4.20

136
Fig.4.9 Curva de afluencia para pozos sin daño de un yacimiento con empuje por gas disuelto.
EF = 1.
Otra forma de expresar la Ec. 4.20 es en función de la presión de fondo fluyendo:
La curva de la Fig. 4.9 sólo es aplicable para EF = 1. Por ello, Standing (1970) extiende el
trabajo de Vogel (1968) y presenta un método gráfico basado en el método de Vogel,
donde considera eficiencia de flujo:
: Presión de fondo fluyendo con daño, [lb/]
: Presión estática del yacimiento, [lb/
’
]
: Presión de fondo fluyendo sin daño, [lb/]
0.8
q
q
0.80.1
pp máxo
o
wswf














+−
= ………...………...4.21
…………..……...………...4.22
wfws
'
wfws
p-p
p-p
EF =

137
La eficiencia de flujo (EF), depende de la variación de las condiciones naturales de la
formación. Cualquier cambio en ellas alterará la distribución de presiones y
consecuentemente el gasto de producción. Cuando no varían las condiciones naturales
de la formación, ésta puede explotarse en agujero descubierto y con todo el intervalo
expuesto al flujo. Esto no es común; sin embargo, en la práctica, bajo ciertas condiciones
de terminación, se ha observado que un pozo produce como si estuviera en condiciones
de flujo ideal, es decir, con EF = 1.0, si estuviera en agujero descubierto y sin daño
(Vogel, 1968).
Por su parte, Standing (1970) establece el concepto de eficiencia de flujo considerando
que existe daño a la formación, es decir, EF ≠ 1.0. Con base en la Fig. 4.10 Standing
definió la eficiencia de flujo como la Ec. 4.22.
Fig 4.10 Presiones de fondo en un pozo dañado.
En la Fig. 4.11 se presentan las curvas de IPR para eficiencias de flujo de 0.5 a 1.5. De
esta ampliación al método de Vogel es factible obtener:
a) El gasto máximo posible para pozos con o sin daño, o bien, estimulados.
b) El gasto para cualquier
c) La curva de IPR para pozos dañados o estimulados o sin daño.
y diferentes valores de EF.

138
Fig. 4.11 Curvas de afluencia para pozos con EF ≠1 de yacimientos con empuje por gas disuelto.
4.3.3. IPR futuras
La preparación de curvas de IPR futuras llega a ser muy importante en la determinación
de los gastos de producción futuros, tanto para pozos fluyentes como para pozos con
algún sistema artificial de producción.
Del estudio del comportamiento de flujo del yacimiento al pozo y en relación al gasto se
distinguen dos problemas a resolver. El primero es la forma de la curva de presión contra
gasto en una etapa particular de la explotación. El segundo es la manera en que el IPR
decrece a medida que continúa la explotación.
Las curvas de IPR futuras son una herramienta muy útil cuando se desea determinar el
momento más adecuado para instalar un sistema artificial de producción. Sin embargó,
para poder realizar el cálculo de las curvas de IPR futuras se debe contar con suficiente
información. Tal información consta de cambios de presión en el fondo del pozo (presión
de yacimiento, ), historial de producción del pozo, etc. La Fig. 4.12 muestra un conjunto
típico de estas curvas.

139
Figura 4.12 IPR futuras
Muskat advirtió que el índice de productividad de un pozo a un tiempo podría ser
relacionado con el índice de productividad de un pozo a un tiempo por medio de la
siguiente relación:
donde:
J = Índice de productividad
= Factor de volumen del aceite
µ
= Permeabilidad relativa al aceite
o = Viscosidad del aceite
Fetkovich (1973) encontró que en los cálculos de balance de materia para yacimientos
con empuje de gas disuelto, fue aproximadamente lineal con la presión. Con base en lo
anterior escribió la siguiente ecuación, la cual aproxima el cambio en la permeabilidad al
aceite con el abatimiento de presión:
Bμ
k
Bμ
k
J
J
2oo
ro
1oo
ro
2
1






























=
p
p
k
pk
wsi
ws
1
wso
=
….……..…...…..……...………...4.23
……….....…..……...…….…...4.24

140
o bien:
donde es tomada con respecto a
o
ro
B
k
oµ
y es definida en un punto donde no existe ∆p (cero
abatimiento). Entonces construyó la Figura 4.13 la cual define el lugar geométrico de
valores de contra presión a un abatimiento cero.
Figura 4.13
o
ro
B
k
oµ
vs Presión
Utilizando sus dos ecuaciones:
la cual define el gasto vs abatimiento de presión, y:
la cual corrige por abatimiento de presión. La ecuación final propuesta por Fetkovich
(1973) es la siguiente:
p
p
pk
wsi
ws
wsro =
( )n2
wf
2
ws
*
oo p-pJq 111
=
( )
p
p
pk
wsi
ws
wsro =
( )n2
wf
2
ws
ws
ws*
oo p-p
p
p
Jq 2
1
2
1 







=
……….....…..……...…….…...4.25
….…...…..……...…….…...4.26
…….…...…..……...…….…...4.27
………...…....…….…...4.28

141
Método de Fetkovich-Vogel
Eickemer (1968) advirtió que si se toman las ecuaciones de Fetkovich (1973) para la
presión estática a un tiempo y se divide entre la ecuación de flujo para la presión estática
a un tiempo , se llega a una ecuación para determinar máx a un tiempo , con el cual se
puede utilizar la ecuación de Vogel directamente para preparar la curva de IPR
Resolviendo para máx (considerando n = 1 y = 0) y dividiendo la Ec. 4.29 entre la Ec.
4.30 se obtiene:
Por lo tanto, sólo se necesita una prueba al tiempo presente a partir de la cual se puede
obtener máx1. Conociendo máx1 y , se puede resolver para máx2 para cualquier otra
presión estática deseada y utilizando la ecuación de Vogel, se puede construir una curva
completa de IPR para un tiempo .
Método de Standing
Standing (1970) utilizó la ecuación de Vogel (1968) en combinación con la relación de
Muskat (1937), concernientes a los índices de productividad presentes y futuros. El
procedimiento requiere que se empleen cálculos de balance de materia para determinar
saturaciones futuras a partir de las cuales se pueden obtener valores de . Las siguientes
relaciones se utilizaron para desarrollar el método:
Los subíndices p y f indican condiciones presentes y futuras, respectivamente.
( )p-pJq
n2
wf
2
ws
*
oo 211
=
( )n2
wf
2
ws
*
o
ws
ws
o p-pJ
p
p
q 21
1
2
2 







=
3
ws
ws
máxo
máxo
1
2
2
1
p
p
q
q








=


























=
foo
ro
poo
ro
*
f
*
p
Bμ
k
Bμ
k
J
J




















=
2
ws
wf
ws
wf
máxoo
p
p
0.8-
p
p
0.2-1qq 2
….........…....…………..…...4.29
…………....……..…...4.30
…………...…....………..…...4.31
……...…....…………..…...4.32
………..…..…...4.33

142
donde:
La ecuación de Vogel (1968) puede ser reordenada, resultando de la siguiente forma:
Mediante la sustitución de = J ( –
Dividiendo la Ec. 4.38 entre la Ec. 4.36, se tiene que:
) en la Ec. 4.37 y resolviendo para J, se tiene:
Sustituyendo la Ec. 4.34 en la Ec. 4.33 se tiene que:
donde J*
para cualquier futura es determinada a partir de:
Es necesario realizar una prueba en el pozo al tiempo presente, de tal forma que y el
valor presente de J puedan ser determinados.
( )
1.8
pJ
1.8
Jq
q wf
*
máx
máx Vogel
==
p-p
q
J
wfws
o
=
( )
ws
máx*
p
q1.8
J =














+





=
ws
wf
ws
wf
máx
o
p
p
0.81
p
p
-1
q
q






+=
ws
wf
máx
o
p
p
0.81
q
q
J






+=
ws
wf
*
p
p
0.81
1.8
1
J
J




















=
2
ws
wf
ws
wfws
*
o
p
p
0.8-
p
p
0.2-1
1.8
pJ
q
poo
ro
foo
ro*
p
*
f
Bμ
k
Bμ
k
J
J












=
…….…...…………..…...4.34
...………...…...…………..…...4.35
...………...…...…………..…...4.36
…………...…..…..…...4.37
…….…...…………..…...4.38
….…...…………..…...4.39
….……..…...4.40
………..…...…………..…...4.41

143
4.4. Factor de Daño
Durante la perforación, terminación, o producción de un pozo, es posible que una zona de
permeabilidad alterada pueda desarrollarse alrededor de las paredes del pozo. La zona
con la permeabilidad alterada es llamada “zona dañada” y su efecto sobre la presión o
comportamiento de flujo del pozo es denominado como efecto de daño. Así mismo, el
daño se define como un factor que causa, alrededor del pozo, una caída de presión
adicional a la que ocurre cuando el yacimiento es homogéneo y el pozo penetra
totalmente a la formación. Si el lodo de perforación provoca reducción a la permeabilidad,
o si el pozo penetra parcialmente a la formación o si existe flujo No-Darciano (pozo de
gas), entonces se tiene un daño. El factor de daño (en su definición tradicional) representa
una caída de presión adicional, la cual ocurre en las cercanías o en la entrada al pozo.
El factor de daño es una medida cuantitativa empleada para evaluar el comportamiento de
un pozo, con relación a la producción ideal de un pozo a partir de una formación
completamente abierta y sin restricciones. La magnitud del daño indica la necesidad de
estimular un pozo o bien, establecer un programa de reacondicionamiento del pozo.
El concepto de daño fue propuesto originalmente por Hurst y Van Everdingen. Estos
investigadores propusieron el factor de daño como una forma de cuantificar el flujo no-
ideal. Hurst y Everdingen señalaron que las presiones medidas en un pozo
frecuentemente no se ajustaban a las soluciones teóricas. Ellos propusieron que la
diferencia era una caída de presión adicional causada por restricciones al flujo cercanas al
pozo. Así mismo, ellos pensaron que ésta caída de presión era el resultado de una
película infinitesimal en la superficie de la cara del pozo. En relación al IPR de un pozo, el
factor de daño considera la diferencia entre el abatimiento de presión ideal y el
abatimiento de presión actual o real. La Fig. 4.14 ilustra la significancia del efecto de daño
de un pozo en una gráfica gasto-presión.
Generalmente, el factor de daño interesa solo durante el período pseudo-estacionario y se
desprecia el efecto de daño en el período de transición debido a los tiempos cortos.
Para condiciones de período pseudo-estacionario de un pozo, el factor de daño es
incluido en el cálculo de la caída de presión total, esto es, – . Lo anterior se puede
establecer de la siguiente forma:
donde:
= Presión del yacimiento, [lb/]
= Presión de fondo fluyendo a condiciones reales, [lb/]
’ = Presión de fondo fluyendo considerando un caso ideal, [lb/]
Ideal Real
………..…....…..…...4.42

144
Fig. 4.14 indica que el IPR actual de un pozo se desvía significativamente de la línea recta del IPR de un
modelo ideal debido a un efecto de daño constante.
La diferencia de presión de fondo fluyendo entre la ideal y la real, ’ -
Usualmente se representa la caída de presión adicional como Δp
, representa una
pérdida de presión adicional debido al daño de la formación o la estimulación de la zona
alrededor del pozo así como otras restricciones al flujo a la entrada del pozo. La Fig. 4.15
muestra la comparación gráfica de la distribución de presión de fondo de un pozo a
condiciones reales y un pozo a condiciones ideales.
. El factor de daño
adimensional S, proporcional a Δp , es definido como:
o bien
Ahora bien, considerando flujo pseudo-estacionario para un caso ideal, se tiene que:
dado que Δp = ’ - , se puede combinar las Ec. 4.44 y 4.45 para expresar la caída de presión
actual o real - ’ en términos del factor de daño:
s
ooo
Δp
Bμq141.2
hk
S =
S
hk
Bμq141.2
Δp ooo
s =
…..………..….....…..…...4.43
……….……..….....…..…...4.44






= 0.75-
r
r
ln
hk
Bμq141.2
p-p
w
eooo'
wfy






+= S0.75-
r
r
ln
hk
Bμq141.2
p-p
w
eooo'
wfy
..…………....4.45
…….……...4.46

145
Fig 4.15 Distribución de presión de fondo de un pozo con una zona alterada en la cercanía del
pozo (Golan y Whitson, 1991).
Reordenando la Ec. 4.46 y resolviendo para el gasto, se tiene que:
Para cuantificar el efecto actual del factor de daño, es necesario calcular la constante
(141.2 μ
En algunas ocasiones resulta más útil expresar el efecto de daño y estimulación en
términos de la eficiencia de flujo, EF.
/kh) S, la cual proporciona las pérdidas de presión debido al daño.






+





=
S0.75-
r
r
lnBμ141.2
)p-(phk
q
w
e
oo
wfy
o
S0.75-
r
r
ln
0.75-
r
r
ln
E.F.
w
e
w
e
+











=
…………………...4.47
……………...………...4.48

146
Para la mayoría de pozos el término ln ( / ) tiene un rango de valores entre 6.5 y 8.5.
Utilizando un promedio de ln ( / ) – 0.75 = 7, se puede escribir una expresión aproximada
para la eficiencia de flujo en términos del factor de daño:
La cual puede utilizarse como regla de dedo.
Otra ecuación o expresión utilizada para cuantificar las condiciones de flujo ideal es el
radio aparente del pozo ;
El cual se sustituye por el radio del pozo en la Ec. 4.47 resultando:
El factor de daño es el concepto más empleado por los ingenieros petroleros para
cuantificar las condiciones de flujo no ideal.
4.4.1. Componentes del Factor de Daño
El factor de daño total de un pozo, S, depende de diferentes componentes:
Donde:
•
•
, es el daño total en la vecindad del pozo
•
, es el factor de daño a la formación causado por la perforación y terminación de
pozos
+θ
•
, es el factor de daño por inclinación del pozo y penetración parcial
, es el factor de daño por disparos
4.4.1.1. Factor de Daño por Inclinación del Pozo y Penetración Parcial,
Frecuentemente, los pozos son parcialmente terminados, es decir, el espesor abierto al
pozo es menor al espesor total de la formación, a esto se le conoce como penetración
parcial
+θ
S7
7
E.F.
+
=
y puede ser consecuencia de un mal trabajo de perforación o deliberado para
-S
wwa err =








+





=
s0.75-
r
r
lnBμ141.2
)p-(phk
q
wa
e
oo
wfy
o
∑+++= + pseudopcdT sssss θ
……..…………...………...4.49
…..……………...………...4.50
...………...………...4.51
…………………...4.52

147
retrasar el efecto de conificación. Mientras más corto sea el intervalo perforado
comparado con el espesor total del yacimiento, más grande será este factor de daño. Si el
intervalo terminado es alrededor del 75% del espesor del yacimiento, el efecto del daño
por penetración parcial será despreciable.
Mientras la penetración parcial genera un efecto de daño positivo, el factor de daño por
desviación o inclinación del pozo θ genera un daño negativo. Mientras más grande sea el
ángulo de desviación, más grande será el efecto de daño por inclinación. El factor de
daño que involucra tanto la penetración parcial como la inclinación del pozo es
simbolizado como, +θ
La figura 4.16 representa las variables involucradas para el cálculo del factor de daño por
penetración parcial y desviación del pozo.
.
Donde:
h, es el espesor de la formación
, es el espesor disparado
, es el radio del pozo
θ, es el ángulo de desviación del pozo
, es la elevación del límite inferior del yacimiento al punto medio de los disparos
Para calcular el daño +θ, se debe calcular primero el espesor adimensional con la
siguiente fórmula:
Después la elevación relativa del intervalo disparado:
w
D
r
h
h =
w
w
wD
r
z
z =
Fig 4.16 Factor de daño por penetración parcial y desviación del pozo
…..……………………………...………...4.53
…..……………………………...………...4.54

148
Fig. 4.17 Gráfica del factor de pseudo daño por por inclinación del pozo y penetración parcial,
contra el espesor adimensional, (Cinco Ley y cols. 1975).
sC + θ
Posteriormente se dividen los resultados de las ecuaciones 4.53 y 4.54
Por último se calcula la penetración del pozo como sigue:
con los resultados de las ecuaciones 4.55 y 4.56 entramos a las tablas 4.1 y 4.2 para
obtener el daño +θ para = 100 y = 1000. Cinco Ley y colaboradores demostraron que el
factor de pseudo daño por penetración parcial y por inclinación del pozo en forma
individual y θ , o combinados +θ, presentan una relación lineal cuando se grafican contra
log , en la forma mostrada en la figura 4.17. Las tablas 4.1 y 4.2 presentan los resultados
de estos autores para y θ
, para valores de de 100 y de 1000, respectivamente. Por medio
de los valores estimados para estas dos se hace una gráfica como se muestra en la
figura 4.17, estimándose a partir de ella +θ ( o θ en forma individual) para el espesor
adimensional del pozo.
θ / θ/h +θ θθ
/ θ/h +θ
θ
= 100 = 100
0 0.95 0.1 20.810 20.810 0 0 0.5 0.25 6.611 6.611 0
15 20.385 20.810 -0.425 15 6.361 6.611 -0.249
30 18.948 20.810 -1.862 30 5.587 6.611 -1.023
45 16.510 20.810 -4.300 45 4.245 6.611 -2.365
60 12.662 20.810 -8.148 60 2.295 6.611 -4.315
75 6.735 20.810 -14.075 75 -0.451 6.611 -7.062
D
wD
h
z
h
hw θcos
sc + sθ
10 102
103
104
hD
…..……………………………...………...4.55
……….…………………...………...4.56

149
θ / θ/h +θ θθ
/ θ/h +θ
θ
= 100 = 100
0 0.8 0.1 15.809 15.809 0 0 0.75 0.5 3.067 3.067 0
15 15.449 15.809 -0.360 15 2.878 3.067 -0.189
30 14.185 15.809 -1.624 30 2.308 3.067 -0.759
45 12.127 15.809 -3.682 45 1.338 3.067 -1.729
60 8.944 15.809 -6.865 60 -0.082 3.067 -3.15
75 4.214 15.809 -11.595 75 -2.119 3.067 -5.187
0 0.6 0.1 15.257 15.257 0 0 0.6 0.5 2.43 2.43 0
15 14.898 15.257 -0.359 15 2.254 2.43 -0.176
30 13.636 15.257 -1.621 30 1.73 2.43 -0.7
45 11.583 15.257 -3.674 45 0.838 2.43 -1.592
60 8.415 15.257 -6.842 60 -0.466 2.43 -2.897
75 3.739 15.257 -11.517 75 -2.341 2.43 -4.772
0 0.5 0.1 15.213 15.213 0 0 0.5 0.5 2.369 2.369 0
15 14.854 15.213 -0.359 15 2.149 2.369 -0.175
30 13.592 15.213 -1.62 30 1.672 2.369 -0.697
45 11.54 15.213 -3.673 45 0.785 2.369 -1.584
60 8.372 15.213 -6.841 60 -0.509 2.369 -2.879
75 3.699 15.213 -11.514 75 -2.368 2.369 -4.738
0 0.875 0.25 8.641 8.641 0 0 0.625 0.75 0.924 0.924 0
15 8.359 8.641 -0.282 15 0.778 0.924 -0.145
30 7.487 8.641 -1.154 30 0.337 0.924 -0.587
45 5.968 8.641 -2.673 45 -0.411 0.924 -1.336
60 3.717 8.641 -4.924 60 -1.507 0.924 -2.432
75 0.464 8.641 -8.177 75 -3.099 0.924 -4.024
0 0.75 0.25 7.002 7.002 0 0 0.5 0.75 0.694 0.694 0
15 6.75 7.002 -0.251 15 0.554 0.694 -0.139
30 5.969 7.002 -1.032 30 0.134 0.694 -0.56
45 4.613 7.002 -2.388 45 -0.581 0.694 -1.275
60 2.629 7.002 -4.372 60 -1.632 0.694 -2.326
75 -0.203 7.002 -7.206 75 -3.17 0.694 -3.864
0 0.6 0.25 6.658 6.658 0 0 0.5 1 0 0 0
15 6.403 6.658 -0.249 15 -0.128 0 -0.128
30 5.633 6.658 -1.024 30 -0.517 0 -0.517
45 4.29 6.658 -2.447 45 -1.178 0 -1.178
60 2.337 6.658 -4.32 60 -2.149 0 -2.149
75 0.418 6.658 -7.076 75 -3.577 0 -3.577
Tabla 4.1 valores de daño para hD = 100

150
θ / θ/h +θ θθ
/ θ/h +θ
θ
= 1000 = 1000
0 0.95 0.1 41.521 41.521 0 0 0.5 0.25 13.655 13.655 0
15 40.343 41.521 -1.178 15 13.087 13.655 -0.568
30 36.798 41.521 -4.722 30 11.391 13.655 -2.264
45 30.844 41.521 -10.677 45 8.593 13.655 -5.062
60 22.334 41.521 -19.187 60 4.711 13.655 -8.944
75 10.755 41.521 -30.766 75 -0.321 13.655 -13.976
0 0.8 0.1 35.840 35.840 0 0 0.75 0.5 5.467 5.467 0
15 34.744 35.840 -1.095 15 5.119 5.467 -0.348
30 31.457 35.840 -4.382 30 4.08 5.467 -1.387
45 25.973 35.840 -9.867 45 2.363 5.467 -3.104
60 18.261 35.840 -17.599 60 -0.031 5.467 -5.498
75 8.003 35.840 -27.837 75 -3.203 5.467 -8.67
0 0.6 0.1 35.29 35.29 0 0 0.6 0.5 4.837 4.837 0
15 34.195 35.29 -1.095 15 4.502 4.837 -0.335
30 30.91 35.29 -4.38 30 3.503 4.837 -1.334
45 25.43 35.29 -9.86 45 1.858 4.837 -2.979
60 17.71 35.29 -17.58 60 -0.424 4.837 -5.261
75 7.522 35.29 -27.768 75 -0.431 4.837 -8.268
0 0.6 0.1 35.246 35.246 0 0 0.5 0.5 4.777 4.777 0
15 34.151 35.246 -1.095 15 4.443 4.777 -0.334
30 30.806 35.246 -4.38 30 3.446 4.777 -1.331
45 25.386 35.246 -9.86 45 1.806 4.777 -2.971
60 17.667 35.246 -17.579 60 -0.467 4.777 -5.244
75 7.481 35.246 -27.765 75 -3.458 4.777 -8.235
0 0.5 0.1 15.733 15.733 0 0 0.625 0.75 1.735 1.735 0
15 15.136 15.733 -0.597 15 1.483 1.735 -0.252
30 13.344 15.733 -2.389 30 0.731 1.735 -1.004
45 10.366 15.733 -5.367 45 -0.512 1.735 -2.247
60 6.183 15.733 -9.55 60 -2.253 1.735 -3.988
75 0.632 15.733 -15.101 75 -4.595 1.735 -6.33
0 0.875 0.25 14.04 14.04 0 0 0.5 0.75 1.508 1.508 0
15 13.471 14.04 -0.569 15 1.262 1.508 -0.246
30 11.77 14.04 -2.27 30 0.528 1.508 -0.98
45 8.959 14.04 -5.081 45 -0.683 1.508 -2.191
60 5.047 14.04 -8.993 60 -2.38 1.508 -3.888
75 -0.069 14.04 -14.109 75 -4.665 1.508 -6.173

151
θ / θ/h +θ θθ
/ θ/h +θ
θ
= 1000 = 1000
0 0.75 0.25 13.701 13.701 0 0 0.5 1 0 0 0
15 13.133 13.701 -0.568 15 -0.206 0 -0.206
30 11.437 13.701 -2.264 30 -0.824 0 -0.824
45 8.638 13.701 -5.063 45 -1.85 0 -1.85
60 4.753 13.701 -8.948 60 -3.298 0 -3.298
75 -0.288 13.701 -13.989 75 -5.282 0 -5.282
Sustituimos los valores de:
+θ para = 100
+θ para
en la ec. 4.57
= 1000
donde +θ( ) es el valor del daño por desviación del pozo y penetración parcial. Cabe
mencionar que para valores de θ que no se incluyen en las tablas, el factor de daño +θ
puede obtenerse por medio de interpolación.
4.4.1.2. Factor de Daño por Disparos
El factor de daño originado por los disparos, es inducido al efectuarse las operaciones de
disparos, con lo cual, a su vez, da origen implícitamente a otro factor de daño originado
por la convergencia del fluido hacia los disparos. Karakas y Tariq presentaron una
solución semianalítica para calcular el efecto del daño por disparos, el cual a se divide en
diferentes componentes:
, factor de daño por flujo laminar o turbulenta hacia los disparos
, factor de daño por convergencia de flujo
, factor de daño por efecto del pozo
Por lo tanto el daño total por efecto de los disparos es:
La figura 4.18 muestra las variables utilizadas para el cálculo del factor de daño por
disparos:
( ) 





=−=+== ++++
100
h
log100)(hs1000)(hs100)(hs)(hs D
DcDcDcDc θθθθ …..…...4.57
Tabla 4.2 Valores de daño para hD = 1000
wbvHp ssss ++= …..…..…...………………..4.58

152
Fig 4.18 Factor de daño por disparos
Donde:
, es el radio del pozo
, es el radio de perforación de los disparos
θ, es el ángulo de la fase de los disparos
, es la longitud de perforación de los disparos
h, es la distancia entre disparos
Calculo de
donde ’ (θ) es el radio efectivo del pozo y es función del ángulo de fase de los disparos
La constante θ depende del ángulo de fase y puede ser obtenido de la tabla 4.3. El efecto
de este daño es negativo (excepto para θ = 0), pero su contribución total es pequeña.
( )





=
θw
w
H
r
r
s
'
ln
( )
( )



≠→+
=→=
0a
0
4'
θ
θθ
θ paralr
para
l
r
pw
p
w
……....…..…...………………..4.59
……..…..…...………...4.60

153
Angulo de Fase θ
0° (360°) 0.250 -2.091 0.0453 5.1313 1.8672 1.60E-01 2.675
180° 0.500 -2.025 0.0943 3.0373 1.8115 2.60E-02 4.532
120° 0.648 -2.018 0.0634 1.6136 1.7770 6.60E-03 5.32
90° 0.726 -1.905 0.1038 1.5674 1.6935 1.90E-03 6.155
60° 0.813 -1.898 0.1023 1.3654 1.6490 3.00E-04 7.509
45° 0.860 -1.788 0.2398 1.1915 1.6392 4.60E-05 8.791
Tabla 4.3 Constantes para el cálculo de factor de daño por disparos
Calculo de
Para obtener , dos variables adimensionales deben de ser calculadas
donde y son permeabilidades horizontal y vertical, respectivamente y
por lo tanto el factor de daño por convergencia de flujo es:
donde
Las constante , , y son función del ángulo de fase y pueden ser obtenidas de la tabla
4.3. El factor de daño es probablemente el que más contribuye al daño por disparos ;
para disparos de baja densidad, es decir, la distancia entre los disparos grande, puede
ser muy grande.
Calculo de
Para el cálculo de , primero se calcula una variable adimensional:
v
H
p
D
k
k
l
h
h =








+=
H
vperf
D
k
k
h
r
r 1
2
b
D
b
Dv rhs 1a
10 −
=
21 alogaa += Dr
21 brbb D +=
wp
w
wD
rl
r
r
+
= …..…………...….……..……..4.66
……………………..…….………...4.61
………………..…...…...……...4.62
…….…………..…...…………...4.63
………………..…...…………...4.64
……...…………..…...…………...4.65

154
Posteriormente calculamos el factor de daño por efecto del pozo,
Las constantes y también son obtenidas de la tabla 4.3.
4.4.1.3. Efecto del Daño en Pozos Horizontales
Frick y Economides desarrollaron ecuaciones que reflejan el efecto del daño en pozos
horizontales. La figura 4.19 describe la forma del daño a lo largo y normal en un pozo
horizontal.
La permeabilidad anisotrópica generará una forma elíptica normal al pozo. La forma del
daño depende de la permeabilidad anisotrópica , dada en la ecuación 4.68.
Las formas son mostradas en la fig 4.19 para tres valores diferentes de .
Fig 4.19 Distribución del daño a lo largo y normal a un pozo horizontal. Efecto de la permeabilidad
anisotrópica
wDrc
wb ecs 2
1= …..…………...….…………....4.67
v
H
ani
k
k
I = …..………..……...….…………..4.68

155
El tiempo de exposición durante la perforación y la terminación dará como resultado un
cono elíptico truncado con una larga base cercana a la sección vertical del pozo.
También, durante la producción, el perfil de presiones en el pozo creará un gran gradiente
de presión normal a la trayectoria del pozo, cercano a la sección vertical. Por lo tanto, el
daño inducido por la producción también será elíptico.
Donde , es el eje horizontal mayor (cercano a la sección vertical) del daño del cono.
4.4.1.4. Mecanismos de Daño a la Formación.
El daño a la formación se origina por el taponamiento del espacio poroso por partículas
sólidas, desagregación del medio poroso o por efectos de fluidos como pueden ser la
creación de emulsiones o cambios en la permeabilidad relativa.
Taponamiento del Espacio Poroso.
Cuando los finos se están moviendo a través del medio poroso, estos a menudo se
depositan en la garganta del poro, resultando una gran reducción en la permeabilidad de
la roca. La figura 4.20 muestra posibles modos de entrampamiento de partículas.
Partículas largas transportadas hacia la superficie del medio poroso formaran un
empacamiento de finos sobre la superficie del poro lo cual actuara como un filtro externo
sobre el medio poroso. Así el filtro de empaques de partículas de finos reduce la habilidad
de transportar los fluidos a través del medio poroso, pero es fácil removerlo o pasar por
alto.
Cuando pequeños finos pasan a través del medio poroso pueden adherirse a la superficie
del cuerpo del poro, resultando un pequeño cambio en la permeabilidad, o podría
formarse un puente en la garganta del poro, causando un taponamiento efectivo en el
poro.
( ) 















++
+





−= 1
3
4
1
1
ln1' max
2
2
max
w
H
w
H
anis
eq
r
a
r
a
Ik
k
s .....……..4.69

156
Fig.4.20 Modos de entrampamiento de partículas. (Schechter, 1992).
Mecanismo por Finos de Migración.
Los finos responsables de taponamientos pueden venir de fuentes externas o pueden
originarse en el mismo medio poroso. Estos finos en el medio poroso pueden removerse
por un cambio en la composición química del agua o simplemente por un arrastrado
mecánico por las fuerzas de cizalla que se generan por el fluido en movimiento. El daño a
la formación a menudo es causado por la dispersión de finas partículas de arcilla cuando
la salinidad del agua intersticial es reducida o cuando cambia la composición iónica. Por lo
tanto, cualquier líquido que pueda tener contacto con la formación productiva (ya sea
filtrado de lodo de perforación, fluidos de terminación, fluidos de estimulación, etc.), deben
tener una composición iónica que no dañe a la formación.
Numerosos estudios indican que una disminución repentina en la salinidad de la salmuera
que fluye a través de la arenisca causara un daño a la formación cuando las partículas de
arcillas se dispersan. Este fenómeno, llamado sensibilidad del agua, depende de los
cationes presentes en la salmuera, el pH y el cambio en la salinidad. En general, los
cationes monovalentes son mucho más dañinos que los cationes divalentes o trivalentes.
Para prevenir la dispersión de arcilla debido al cambio de salinidad, cualquier fluido
acuoso puede ponerse en contacto con la formación teniendo como una concentración
mínima de iones monovalentes o una fracción suficiente de iones divalentes.

157
Precipitación Química.
La precipitación de sólidos de la salmuera o del aceite crudo en la formación causa un
daño severo cuando los sólidos taponean los poros. Los precipitados formados pueden
ser componentes inorgánicos que se precipitan de la salmuera o especies orgánicas que
se precipitan del aceite; en cualquier caso, la precipitación puede ser debida a cambios en
la temperatura o presión cercana al pozo o de alteraciones de la composición de la fase
por fluidos inyectados.
Daños líquidos: emulsiones, permeabilidad relativa y cambios en la mojabilidad.
El daño causado por los líquidos es debido al cambio en la viscosidad aparente de la fase
liquida o al cambio en la permeabilidad relativa. Estos tipos de daño pueden pensarse que
son temporales, debido a que los fluidos están en movimiento y teóricamente pueden ser
todos removidos de la vecindad del pozo. Sin embargo, el tratar de removerlos es a veces
muy difícil.
La formación de emulsiones agua en aceite en la roca del yacimiento alrededor del pozo
puede causar daños debido a que la viscosidad aparente de la emulsión puede ser más
alta en magnitud que la del aceite. Adicionalmente, las emulsiones muy a menudo son
fluidos no-newtonianos y requieren de una fuerza suficiente para superar su límite de
elasticidad para que pueda moverse.
Aparentemente el daño a la formación puede presentarse debido a un simple incremento
en la saturación de agua alrededor del pozo, resultando una reducción de permeabilidad
al aceite. Este efecto, llamado bloque de agua, puede ocurrir en cualquier momento en
que líquidos acuosos son introducidos a la formación.
Finalmente, ciertos químicos pueden alterar la mojabilidad de la formación, cambiando la
permeabilidad relativa de toda la formación. Si una formación mojada por agua se cambia
a mojada por aceite alrededor del pozo, la permeabilidad relativa del aceite puede
reducirse bastante en la vecindad del pozo.
Daño Mecánico
La formación cercana al pozo puede también dañarse por aplastamiento físico o
compactación de la roca. La pulverización y compactación de la roca en la vecindad del
pozo es una consecuencia inevitable de la perforación, lo que lleva a una región dañada
alrededor de la perforación.
El daño mecánico alrededor del pozo puede resultar del colapso de material que proviene
de una formación poco compactada. Este tipo de daño es posible en formaciones friables
o en aquellas debilitadas por acidificación en la vecindad del pozo.

158
Daño Biológico.
Muchos pozos, particularmente los pozos con inyección de agua son susceptibles al daño
causado por bacterias en la cercanía del pozo. Las bacterias inyectadas en la formación,
particularmente bacterias anaeróbicas, pueden crecer rápidamente en la formación,
obturando los espacios de los poros, o bien, con precipitados resultado de la actividad
biológica de los organismos. La reducción de la permeabilidad causada por la bacteria
puede ser significante, por tanto, se debe considerar la posibilidad de inyección de agua
con bactericidas para reducir al mínimo este problema

159
4.5. Calculo de la Permeabilidad y del Daño Total a la Formación con Pruebas de
Presión
Se define a una prueba de presión como una prueba donde se generan ondas de presión
naturales o inducidas que viajan a través de los fluidos que contiene el yacimiento,
medidas con registradores de presión, las cuales se utilizan generalmente para obtener la
permeabilidad relativa al fluido que contiene la formación y el daño total a la formación
Para calcular la permeabilidad y el daño total a la formación lo más común y fácil es
obtenerlo con pruebas de presión ya sea de incremento o de decremento. Aunque existen
más pruebas de presión tanto para un solo pozo, como para muchos pozos (llamadas
comúnmente pruebas multipozos), en esta investigación nos enfocaremos a pruebas para
un solo pozo, en el caso específico de pruebas de decremento e incremento de presión
para yacimientos infinitos.
.
Se llaman pruebas de presión para yacimientos infinitos en las que el tiempo en que se
efectúa dicha prueba, no se detecta alguna frontera en el yacimiento, es decir, que no hay
obstáculo para que la onda de presión viaje a través de la roca, por lo que no se
manifiestan cambios en los medidores de presión.
4.5.1. Prueba de Decremento de Presión
A menudo, el primer acontecimiento significativo en un pozo de producción es el periodo
inicial de producción, donde existe un decremento de presión en la cara de la formación.
Así, parece lógico el investigar cómo es que podemos aprender acerca del pozo y el
yacimiento a partir de los datos del decremento de presión. Matthews y Russell (1967),
analizaron datos de decremento de presión a partir de información de yacimientos para
los regímenes de flujo presentes en un pozo productor como son estacionarios,
transitorios y pseudestacionarios.
Una prueba de decremento de presión se define como una serie de mediciones de
presión en el fondo del pozo durante un período de flujo a gasto constante, generalmente
el pozo se encuentra cerrado durante un intervalo de tiempo suficiente tal que existan
condiciones de presión estables antes de que se verifique la apertura del pozo.
En la figura 4.21 se muestra la respuesta del gasto y presión (ambos parámetros en
función del tiempo), que se obtienen al llevar a cabo una prueba de decremento de
presión.
La presión en un pozo produciendo a gasto constante en un yacimiento infinito está dada
por:
( )[ ]stp
kh
qB
pp DDwfi +=−
µ
2.141 ……………..……..4.70

160
Fig 4.21 Respuesta del gasto y presión a una prueba de decremento de presión
Si el yacimiento se encuentra en p inicial. La presión adimensional en el pozo ( = 1) está
dada por:
Cuando / > 100 y después de que los efectos del pozo hayan disminuido. El tiempo
adimensional esta dado por:
A partir de las ecuaciones 4.70 a la 4.73 se puede determinar la ecuación de decremento
de presión:
Donde:
= presión de fondo fluyendo, [lb/ abs]
= presión inicial, [lb/ abs]
= gasto de aceite, [bl/día]
μ
= factor de volumen del aceite, [bl@ c.y./bl @ c.e.]
= viscosidad del aceite, [cp]
h = espesor del intervalo productor, [pies]
= permeabilidad al aceite, [mD]
t = tiempo, [hrs]
Φ = porosidad, [fracción]
q
tp
Cerrado
Produciendo
Tiempo, t
Gasto, q Presión, Pwf
Pws
tp Tiempo, t




+




= 80907.0ln
2
1
D
D
D r
tp
( )[ ]80907.0ln
2
1
+= DD tp
2
0002637.0
wt
D
rc
kt
t
φµ
=








+−







+−= s
rc
k
t
hk
Bq
pp
wto
o
o
ooo
iwf 86859.02275.3loglog
6.162
2
φµ
µ …...4.74
...…………...………..4.71
…...………...………..4.72
………………...………..4.73

161
= compresibilidad total, [psi-1
]
s = daño total a la formación [adimensional]
= radio del pozo, [pies]
La ecuación 4.74 describe una línea recta entre y log t. Agrupando las constantes en la
pendiente y la ordenada al origen, tenemos:
Teóricamente una gráfica de la presión de fondo contra el logaritmo del tiempo
(comúnmente llamada gráfica semilog) debería ser una línea recta con pendiente m y
ordenada al origen . La figura 4.22 indica que la línea recta aparece después que los
efectos del pozo han disminuido; la pendiente de la línea recta en la figura 4.22 y la
ordenada al origen podrán ser calculadas gráficamente.
Fig 4.22 Gráfica semilog de datos de decremento de presión para un pozo
Hrwf ptmp 1log +=
hk
Bq
m
o
ooo µ6.162
−=








+−






+= s
rc
k
mpp
wto
o
iHr 86859.02275.3log 21
φµ
.........…..4.77
P1Hr
m = (P10hrs - P1hr)/(log 10 -log 1)
……………………...………..4.75
...…………………...………..4.76

162
Para la obtención gráfica de , se observa la figura 4.22 la cual indica cómo obtener el
dato. Es importante mencionar que si el dato del tiempo t =1 hr no entra dentro de la línea
recta trazada ya que es parte del efecto del pozo, se tendrá que extrapolar la línea recta a
manera de que intersecte con el tiempo t = 1 hr para poder encontrar
Dónde:
. Posteriormente
para calcular m se toma un ciclo logarítmico para mayor facilidad, en este caso se maneja
el ciclo que va de 1 hr- 10 hrs, se leen los valores de la gráfica y se sustituyen en la
ecuación 4.78:
y, es el eje de las presiones
x, es el eje del tiempo
De esta manera se calcula la pendiente para posteriormente calcular la permeabilidad al
aceite con:
Por último, con estos cálculos se puede conocer el daño total a la formación.
4.5.2. Prueba de Incremento de Presión
Es probablemente la prueba de presión más común y usada dentro de la industria
petrolera. A diferencia de la prueba de decremento, en esta prueba el pozo se encuentra
produciendo a gasto constante (q = cte) durante un intervalo de tiempo largo tal que la
presión se encuentre estabilizada. Posteriormente, se cierra el pozo. Este proceso causa
que la presión en el pozo se incremente debido a la presión ejercida por el yacimiento por
la aportación de los fluidos hacia el pozo.
La figura 4.23 muestra el comportamiento del gasto y la presión en una prueba ideal de
incremento de presión. En esta figura
Para cualquier prueba de incremento de presión, las presiones de fondo
es el tiempo de producción a gasto constante y Δt
es el tiempo de cierre del pozo. La presión es medida en el momento de cierre del pozo y
es registrada como función del tiempo durante el periodo de cierre.
después de
cerrado el pozo, deberán ser expresadas usando el principio de superposición, para un
pozo con producción a un gasto q en un intervalo de tiempo
12
12
xx
yy
m
−
−
=
y un gasto cero al momento
del cierre.
mh
Bq
k ooo
o
µ6.162
−=
.............................................4.78








+






−
−
= 2275.3log1513.1 2
1
wto
oiHr
rc
k
m
pp
s
φµ
…….……….4.80
….....................................4.79

163
Fig. 4.23 Respuesta del gasto y presión a una prueba de incremento de presión
Donde es la función de presión adimensional y es definido por:
Durante el periodo de yacimiento infinito, después de que los efectos del pozo debido al
almacenamiento han disminuido, en la ecuación 4.81 debe de ser remplazada por la
aproximación logarítmica de la integral exponencial.
La ecuación 4.83 aplica cuando > 100 que ocurre después de algunos minutos para la
mayoría de sistemas no fracturados. Combinando la ecuación 4.82 y 4.83 en 4.81:
La ecuación 4.84 describe una línea recta con ordenada al origen y pendiente –m
donde:
q
tp
Cerrado
q = cte
Tiempo, t
Gasto, q Presión, Pwf
Pwf (Δt = 0)
tp
Tiempo, t
Δt Δt
2
0002637.0
wt
D
rc
kt
t
φµ
=
( )80907.0ln
2
1
+= DD tp






∆
∆+
−=
t
tt
mpp p
iws log
hk
Bq
m
o
ooo µ6.162
=
……………………………....4.82
………………………....4.83
…………..…………....4.84
………………..…………....4.85
( )[ ] ( ){ }DDDpDiws tpttp
kh
qB
pp ∆−∆+−=
µ2.141 ...…………..4.81

164
La ecuación 4.84 indica en una gráfica vs log [(tp + Δt)/Δt] una línea recta con pendiente
–m, que puede ser utilizada para estimar la permeabilidad relativa al aceite.
Both Theis y Horner propusieron el estimar la permeabilidad de esta manera. La gráfica
La figura 4.24 es la gráfica de Horner para pruebas de incremento de presión, en la cual
se muestra la línea recta que es extrapolada hasta [(tp + Δt)/Δt] = 1 para obtener
vs log [(tp + Δt)/Δt] es comúnmente llamada en la industria petrolera gráfica de Horner.
. Al igual
que con la prueba de decremento de presión, para calcular m podemos tomar un ciclo
logarítmico y ocupar la ecuación 4.78 para obtener m y poder calcular la permeabilidad
con la ecuación 4.86.
Fig 4.24 Gráfica de Horner para pruebas de incremento de presión para un pozo
La desviación de los datos de la línea recta es debido al efecto de almacenamiento del
pozo el cual consiste en que ya cerrado el pozo, el yacimiento sigue aportando fluidos
hacia el pozo ya que el cierre se efectúa en superficie.
Pwf[psi]
[(tp +Δt)]/Δt [HRS]
mh
Bq
k ooo
o
µ6.162
−=
m = (P10hrs - P1hr)/(log 10 -log 1)
P1Hr
Pi
…………………..…………....4.86

165
Datos de prueba de decremento.
Por último se calcula el daño total en la formación con la siguiente ecuación:
Ejemplo:
Para evaluar la productividad de un pozos, es necesario determinar la permeabilidad y el
daño que se tiene en la cara del pozo, para poder realizar una operación subsecuente que
pueda ayudarnos aumentar dicha productividad. Se llevo a cabo una prueba de
decremento, en un yacimiento de rocas carbonatadas con una terminación en agujero
descubierto donde se obtuvieron los siguientes datos:
t (hrs) [psi]
0.054 4962.2
0.069 4956.03
0.087 4949.55
0.11 4942.97
0.222 4925.34
0.281 4920.83
0.356 4917.12
0.45 4914.12
0.569 4911.68
0.72 4909.64
0.91 4907.87
1.151 4906.26
1.456 4904.77
1.842 4903.33
2.33 4901.94
2.947 4900.58
3.728 4899.24
4.715 4897.93
9.541 4896.64
12.068 4892.76
15.264 4891.43
19.307 4890.03
24.42 4888.47
30.888 4886.62
39.069 4884.36
49.417 4881.54
62.505 4877.99
79.06 4873.49
100 4867.81
h (ft) 168
Φ 0.12
5000(bpd)
µ (cp) 1.5
(psi) 1.70E-05-1
1.2(bl@CY/bl@CS)
0.1875(pie)
4998.05(psi)
1 hr 4907.27(psi)
( )








+







−
−
=∆−
= 2275.3log
0
1513.1 2
1
wto
owfHr
rc
k
m
tpp
s
φµ
….….…..4.87
Datos del Yacimiento

166
Primero graficamos la presión de fondo contra el logaritmo del tiempo de los datos
obtenidos durante la prueba.
Posteriormente trazamos una línea de tendencia para poder así obtener la m (pendiente).
Una vez que tengamos la línea recta, calculamos la m tomando un ciclo logarítmico a lo
que se obtiene Ec. 4.78:
Ya que tenemos el valor de la pendiente, calculamos l valor de la permeabilidad con la Ec.
4.79:
Sustituyendo los datos que teníamos del yacimiento, tenemos que:
= 670.0549 [md]
]/[13
12
12
ciclopsi
xx
yy
m −=
−
−
=
mh
Bq
k ooo
o
µ6.162
−=
)16813(
)5.12.15000(6.162
×−
××
−=ok

167
Por último, con estos cálculos podremos conocer el daño total a la formación, utilizando la
Ec.4.80:
Sustituyendo valores:
Se tiene que:
s = 0.479
Por lo tanto el pozo está dañado, donde consideramos que este daño fue causado por las
operaciones de perforación y terminación, debido a que es una terminación en agujero
descubierto, no tenemos daño por disparos, ni daño por inclinación del pozo y
penetración.
Así la caída de presión que nos genera el daño es:
sustituyendo:








+








−
−
= 2275.3log1513.1
2
1
wto
oiHr
rc
k
m
pp
s
φµ






+





×××
−
−
−
= −
2275.3
])4895.0(107.15.112.0[
670.0549
log
13
05.499827.4907
1513.1 25
s
hk
sBq
P
o
ooo
S
µ
=∆
[ ]psiPS 409.5
1680549.670
479.05.12.15000
=
×
×××
=∆
…….……………..…………....4.88

168
4.6. Registros de Flujo
4.6.1. Registro de Temperatura
Se trata de la medición del gradiente de temperatura dentro de un pozo, que se interpreta
mediante la localización de anomalías o desviaciones respecto de un gradiente de
referencia, que por lo general es el gradiente geotérmico. La herramienta utiliza un
termómetro especial el cual arroja lecturas continuas de temperatura.
Su interpretación es cualitativa la mayoría de las veces, aunque también existen técnicas
cuantitativas, es de suma importancia ya que el conocimiento de las temperaturas del
pozo se requiere para detectar correctamente el movimiento de fluidos, diferenciación
entre entradas de gas o líquido, localización de canales y fracturas y evaluación de pozos
inyectores entre otras aplicaciones.
Características y funcionamiento de la herramienta
Las herramientas de temperatura usadas actualmente, están basadas en elementos (por
lo general filamentos metálicos) con resistencias que varían con los cambios de
temperatura que se tienen a diferentes profundidades. Este elemento de resistencia
variable está conectado con un circuito de corriente constante de manera tal que un valor
de voltaje proporcional a la temperatura pueda obtenerse. Dicho voltaje controla un
oscilador eléctrico, cuya frecuencia se transmite a la superficie, donde nuevamente se
convierte a voltaje y se registra.
La precisión absoluta de estos instrumentos no es tan alta, del orden de ±2.5[°C] (±5[°F]),
la resolución en cambio sí es buena, generalmente de 0.025[°C] (±0.05[°F]) o incluso más
pequeña. Donde la precisión se refiere a la dispersión del conjunto de valores obtenidos
de mediciones repetidas de una magnitud. Cuanto menor es la dispersión mayor la
precisión. Y la resolución de una imagen indica cuánto detalle puede observarse en esta,
tener mayor resolución se traduce en obtener una imagen con más detalle o calidad visual
Las herramientas de temperatura son normalmente incluidas en una corrida junto con
otras herramientas, como de trazadores o molinetes. Los registros de temperatura pueden
correrse mientras el pozo está fluyendo o mientras está cerrado, algunas veces el registro
se obtiene para diferentes tiempos mientras el pozo está cerrado. El registro se obtiene de
forma continua a velocidades de cable de 6 a 9 [m/min] (20 a 30 [pies/min]) y si se hace
junto con otras herramientas, el de temperatura deberá ser el primer registro grabado de
manera que la temperatura del pozo no se vea afectada por el movimiento de las
herramientas. Si el registro se corre de forma ascendente, las anomalías serán mayores y
se reducirá la resolución vertical (Hill, 1990).
Generalmente, se tienen dos presentaciones de la temperatura medida, por un lado la
curva de “gradiente”, la cual corresponde con la temperatura del pozo medida como
función de la profundidad y la curva “diferencial”. La curva diferencial es un gráfico

169
continuo que muestra la diferencia en temperatura entre dos distintos puntos verticales en
un pozo. La mayoría de estos registros se obtienen derivando la temperatura de la curva
gradiente respecto de la profundidad, algunos otros son obtenidos grabando la diferencia
en temperatura entre dos sensores verticalmente espaciados. La Figura 4.25 muestra un
ejemplo sencillo de una herramienta de temperatura y la Figura 4.26 un ejemplo de cómo
es desplegado el registro de temperatura.
Figura 4.25. Las herramientas de temperatura se basan en elementos resistivos que varían con los
cambios de temperatura que se tienen a diferentes profundidades. En la imagen se observa un
esquema sencillo de la sonda. (Schlumberger, 1989)
Herramienta diferencial radial
La herramienta de temperatura diferencial radial (“Radial Differential Temperature”) mide
variaciones laterales de la temperatura alrededor del pozo, tras la tubería de
revestimiento. Normalmente se compone de dos sensores, distanciados 180° y situados
en dos brazos retráctiles que podrán colocar los sensores pegados a la pared de la T.R.,
de manera que el movimiento de los fluidos afecte lo menos posible las mediciones.
La Figura 4.27 muestra la geometría del agujero y los puntos en los cuales se mide la
temperatura tanto por la herramienta RDT (por sus siglas en inglés) como por la
convencional de temperatura. La temperatura diferencial radial es la diferencia entre Tw2
y Tw1, medida a una misma profundidad, en ella, los brazos girarán a una velocidad
aproximada de 0.25 revoluciones por minuto. Por otra parte, la herramienta convencional
mide Tf, la temperatura de los fluidos dentro del pozo.

170
Figura 4.26. Un registro de temperatura despliega dos curvas, la de gradiente en el lado izquierdo y
la diferencial por el lado derecho. (Schlumberger, 1989)
Figura 4.27. Mediciones de temperatura hechas por la herramienta de temperatura radial
Es importante notar que un registro RDT no arroja los mismos resultados que una curva
diferencial, discutida previamente. El término diferencial se aplica para diferencias en la
temperatura del pozo, Tf, para diferentes profundidades, mientras que la herramienta RDT
mostrará diferencias a una misma profundidad.

171
Interpretación
Aunque el registro de temperatura se puede emplear para un análisis cuantitativo,
normalmente su uso general es sólo cualitativo, tanto para caracterizar un pozo productor
como uno inyector. A continuación se analizará el tipo de respuesta que se tienen para
dos situaciones particulares en un pozo, las entradas de líquido y gas en un punto.
La Figura 4.28 (Smolen, 1996) muestra el perfil de temperatura esperado para una
entrada de líquido. Se asume que la formación tiene alta permeabilidad, que la
temperatura del líquido entrante es la temperatura del yacimiento y que el líquido se haya
a una presión muy por encima de su punto burbuja, y por ende, que no existe gas en
solución. Cuando se corre la herramienta por debajo del punto de entrada, el fluido está
estático y en equilibrio térmico con la formación circundante, por lo que las mediciones
hechas en tal zona, corresponden a la temperatura geotérmica, y dicha sección del
registro será la base para la colocación de la línea del perfil geotérmico.
Figura 4.28. Perfil de temperatura para una entrada de líquido. El registro A es el de menor
velocidad de flujo, el registro C el de mayor velocidad. (Smolen, 1996)
Se muestran en la figura tres posibles registros por encima del punto de entrada. El
registro corresponde a un flujo de baja velocidad. Cuando el fluido entra, comienza a
moverse de forma ascendente sin cambios en su temperatura. Luego de recorrer una
breve distancia, el líquido comienza a enfriarse, dado que la temperatura geotérmica del
rededor ha disminuido. Posteriormente se alcanza una situación de equilibrio y el registro
se aproxima de forma asintótica a la línea A’, la cual es paralela (aunque alejada a cierta
distancia) de la línea del perfil geotérmico. El registro B corresponde a uno con mayor
velocidad (respecto del registro A) y, similarmente, se aproxima asintóticamente a la línea
B’, que es también paralela al perfil, pero se encuentra más alejada de ella que A’, esto se

172
debe a la mayor velocidad que se tiene para B. Finalmente, el registro C es el que
presenta la mayor velocidad de los tres y, se aproxima asintóticamente a C’.
La distancia horizontal, Δt, entre el perfil geotérmico y las líneas A’, B’ y C’ es un
indicador de velocidad; dicha distancia puede ser expresada de la siguiente forma:
donde
b: Coeficiente que depende de la conductividad térmica de la formación y sus fluidos
G: Gradiente geotérmico y
M: Gasto másico.
Cuando se trata de gas ingresando al pozo, existe una reducción simultánea de la presión
y la temperatura, dando como resultado una anomalía fría que caracteriza la entrada de
gas. La Figura 4.29 muestra la respuesta del registro de temperatura ante tres diferentes
velocidades de flujo (gastos) y distintas permeabilidades, pero para un mismo cambio de
temperatura. En el punto de entrada, cada registro muestra la misma caída de
temperatura; si la velocidad es muy baja, el gas se mueve hacia arriba lentamente y tiene
suficiente tiempo para calentarse y alcanzar el equilibrio con las formaciones superiores.
Este registro de baja velocidad es el denotado con la letra A y tiende a acercarse
asintóticamente a A’. El registro B muestra una velocidad de flujo y permeabilidad de
formación intermedias, se aproxima de forma asintótica a B’. Por último, el registro C
muestra una velocidad alta, en formación de alta permeabilidad acercándose a la línea C’
de manera asintótica. En todos los casos, el gas se calienta mientras asciende hasta
llegar a la temperatura geotérmica; por encima de ese punto, el gas comienza a enfriarse.
Figura 4.29. Perfil de temperatura para una entrada de gas. El registro A es el de menor
velocidad de flujo, el registro C el de mayor velocidad. (Smolen, 1996)
( )xG
bM
T =∆ ……………………………….……..4.89

173
Mientras una entrada de gas se muestra como una anomalía fría, no necesariamente
todas las anomalías frías corresponden a entradas de gas. Si un líquido más frío por
encima del punto de entrada fluye hacia la entrada a través de un canal tras la tubería, el
fluido ingresando al pozo estará a una temperatura más baja que la del perfil geotérmico,
figura 4.29.
Registrando la temperatura del líquido a lo largo de su trayectoria notaremos que el
líquido entra al canal en el punto A (Figura 4.30) y con una temperatura igual a la de la
formación de donde proviene. Conforme el líquido desciende a través del canal, el registro
se aproximará a la línea A’ la cual es paralela pero de valor menor al perfil geotérmico.
Asumiendo que no existen grandes caídas de presión en el punto de entrada, el líquido
ingresa al pozo en B, sin cambios de temperatura. Después de eso, el fluido ascenderá,
siendo el registro paralelo al perfil geotérmico. El resultado es lo que parecería una
anomalía fría en el punto B del registro de temperatura, aunque se tratase de una entrada
de líquido y no de gas.
Continuemos considerando la Figura 4.30 para ejemplificar otra situación en la que una
anomalía fría no corresponde con una entrada de gas. En C, un nuevo líquido entra con la
temperatura del perfil geotérmico y se mezcla con el flujo de mayor temperatura
proveniente del inferior. En primera instancia, parecería tenerse una anomalía fría en el
registro, cuando en la realidad sólo se trata de un equilibrio térmico entre las dos
temperaturas mencionadas.
Figura 4.30. No todas las anomalías frías corresponden a una entrada de gas, en el ejemplo, se
tiene una entrada líquida proveniente de un canal. (Smolen, 1996)

174
El registro de temperatura representa una herramienta fundamental en el análisis y
diagnóstico de pozos, asimismo, de los problemas más comunes presentados en ellos,
por lo que puede utilizarse para desarrollar diversas actividades como son:
• Localización de canales
• Diagnósticos de pozos inyectores
• Identificación de zonas fracturadas
• Identificación de roturas de tubería
• Localización de la cima del cemento
4.6.2. Molinete
El molinete es un velocímetro tipo hélice que se utiliza para medir la velocidad de los
fluidos en el fondo del pozo. Su principio básico de operación consiste en dos partes
principales, una rueda provista de un dispositivo mediante el cual el fluido en movimiento
la hace girar, y un mecanismo que permite contar o medir el número de vueltas que da
esta rueda.
La velocidad de la propela está en función de la velocidad del fluido producido o
inyectado, previamente a la operación de esta herramienta se deben realizar varias
corridas de calibración, con la finalidad de que la herramienta opere en condiciones
óptimas.
Los molinetes pueden clasificarse en dos grandes grupos, los de flujo continuo, y los que
emplean empacador, se diferencian en que en los primeros, sólo una fracción del flujo
total pasa a través de la herramienta, en los segundos, se obliga a que todo el flujo sea
medido.
Los registros arrojan gráficas llamadas perfiles de producción o inyección, según el pozo
que se trate. Su correcta interpretación permite determinar el rango del flujo de fluido y las
condiciones de cómo éste fluye o es inyectado a través de las perforaciones.
Características y funcionamiento de las herramientas
Medidor de flujo continúo
Este dispositivo mide la velocidad de los fluidos dentro del pozo, con la cual es posible
determinar el gasto volumétrico del flujo. Se caracteriza porque sólo una parte del total de
los fluidos producidos atraviesa la sección de medición en la herramienta, que se
encuentra inmersa en el centro de la columna de fluido, lo cual se logra con el uso de
centradores. En uno de los extremos de la flecha, se encuentra adaptado un imán que
genera una señal de corriente alterna en una bobina a medida que gira la propela. La
frecuencia medida es función de la velocidad de la hélice y ésta, a su vez es función lineal
de la velocidad del fluido respecto a la sonda, dicha señal es grabada continuamente
contra la profundidad por el equipo en superficie.

175
La flecha de la hélice es soportada por pivotes de baja fricción que generan una velocidad
de propela debida únicamente a la velocidad con la que se baja la herramienta, misma
que se conoce como velocidad crítica (2 [rps]). Es de suma utilidad para evaluar
cualitativa y cuantitativamente el flujo de los fluidos dentro del pozo, se corre tanto en
pozos inyectores como productores, ya sea a través de la tubería de ademe o de
producción. Se trata de los medidores de flujo más empleados y podemos clasificarlos e n
dos tipos (Smolen, 1996), los de diámetro pequeño y los de diámetro total (“full bore”).
Los molinetes de flujo continuo y diámetro pequeño están por lo general hechos de
plástico o de algún metal ligero, y están montados en baleros que evitan la fricción. Son
útiles para mediciones de flujo en T.R. y T.P., en ellos la hélice puede ubicarse dentro de
la herramienta o al final de la misma. Se deben correr invariablemente, de forma
centralizada.
Introducido en los años setenta, el medidor de diámetro total ofrece una mejor velocidad
de flujo media que los medidores de diámetro pequeño. Se trata de un molinete que
posee aspas retráctiles las cuales se comprimen al ingresar al pozo y atravesar la tubería
de producción (y otras restricciones), posteriormente la herramienta se abre para abarcar
prácticamente todo el diámetro (75%) de la tubería de revestimiento (o zona de agujero
abierto); de esta forma, una mayor fracción de flujo se puede medir. La fig. 4.31
ejemplifica las dos herramientas.
Figura 4.31 (izq.) Medidor de flujo continuo y diámetro pequeño. (Tomado de Ortega, 1999)(der.)
Medidor de flujo continuo y diámetro total. (Schlumberger,1989)

176
Medidor con obturador (empacador)
Los molinetes con empacador (“diverter flowmeters”) son dispositivos empleados
para medir la velocidad de los fluidos en pozos productores o inyectores en los cuales, no
es sólo una fracción de fluido la que circula por los medidores, como en el caso de los
molinetes de flujo continuo, sino que el total es desviado y obligado a pasar a través de la
hélice. Diversas técnicas para lograr esto han sido empleadas, una de las primeras se
trató del molinete con empacador sencillo (“packer flowmeter”), que empleaba un
empacador de hule que sellaba contra las paredes del pozo, al inflarse con los mismos
fluidos dentro del pozo; sin embargo, presentaban diversas dificultades operacionales,
como el que los obturadores tendieran a dañarse durante su recorrido a través de la
tubería.
Surgió entonces el molinete con empacador inflable, que básicamente ofrecía la misma
respuesta deseable de su antecesor, pero sin las deficiencias operativas. Esta
herramienta consta principalmente de una jaula retráctil que contiene un anillo
empacador, la jaula cerrada es llevada a través de la T.P. (y otras restricciones) y, al
llegar a la T.R. se abre, permitiendo que el anillo selle contra la pared del agujero
conduciendo el gasto total hacia la sección de medición. En esta sección se tiene una
hélice o propela cuyo eje gira sobre pivotes de baja fricción. En el extremo de este eje se
encuentra acoplado un pequeño imán, el cual genera una corriente en una bobina al ser
movida la propela por el flujo. La frecuencia de la señal generada en la bobina es medida
y graficada.
Este tipo de medidores son corridos estáticamente a las diferentes profundidades de
interés; la jaula que contiene el obturador es retraída y movida de una a otra posición para
realizar la medición. En la Figura 4.32 vemos un ejemplo.
Los molinetes de medición continua tienen buen resultado en flujo monofásico y altos
gastos, los de caudal total ofrecen buen resultado en flujo multifásico a altos y bajos
gastos, al igual que los que emplean obturador anular, sólo que los primeros presentan
buena respuesta para un mayor rango de viscosidades.
Fig. 4.32 Medidor con empacador (Schlumberger, 1989)

177
Operaciones del molinete.
Al correr la herramienta de molinete, se deben tener en consideración ciertos lineamientos
que permitan obtener información verdaderamente útil. Debe verificarse el correcto
funcionamiento de la herramienta antes de la corrida y que las condiciones de pozo para
emplear el molinete, sean las adecuadas. Otras de las observaciones pertinentes son:
• Fricción. Hay que revisar que el molinete gire libremente ya que la fricción
provoca una no-linealidad en la respuesta de la herramienta. Los molinetes de flujo
continuo están suspendidos sobre baleros, los cuales deben estar ajustados de
manera tal que las aspas del molinete giren con la menor fricción posible. Los
baleros deben revisarse frecuentemente, para asegurar que no están sucios ni
rotos.
• Electrónica en superficie. Se hace girar la hélice en superficie y se
observa la respuesta, la cual debe ser lógica. Algunos molinetes pueden girar en
ambos sentidos de las manecillas del reloj, obteniéndose una respuesta
positiva en un sentido y negativa en el otro, se debe tener cuidado en este punto
y corroborar que se está teniendo la respuesta correcta para cada caso.
El Ingeniero de campo debe decidir antes de correr el registro si las condiciones del pozo
son tales que es posible obtener una medición verdaderamente útil, entre las
consideraciones que se toman en cuenta son:
• Gasto constante. Mientras el molinete es corrido, es necesario se mantenga tanto
como sea posible un gasto constante. Es importante verificar la estabilidad
de las condiciones del pozo durante la corrida, mediante unas cuantas
repeticiones de la medición justo en la parte más alta del pozo, arriba de todos los
disparos.
• Gasto necesario. Es necesario que el gasto deba ser suficientemente alto, debido
a que a bajos gastos la respuesta del molinete puede ser no lineal y por tanto, no
fácilmente interpretado. Cuando se mueve la herramienta y al mismo tiempo se
realizan mediciones, la velocidad del fluido debe ser considerablemente mayor
comparada con la velocidad de la herramienta, para proveer una resolución
razonable.
• Diámetro del pozo. La interpretación del registro de molinete se basa en el
supuesto de que el diámetro del pozo es constante, por lo que si se corre en pozos
a agujero descubierto o con ciertas irregularidades propias de la terminación, es
indispensable correr también, un “caliper” (calibrador, registro para conocer el
diámetro del pozo a diferentes profundidades).
• Producción de arena. Cuando el molinete se emplea en pozos de una sola fase,
como pozos inyectores o productores de gas, se debe tener una circulación libre
de partículas que puedan atascar los baleros.
Cuando se emplea el molinete, siempre se deben incluir centralizadores en toda la
corrida, para así obtener la mejor respuesta. Si se realiza la operación de manera

178
dinámica, es decir, las mediciones se obtienen con la herramienta en movimiento, es
importante que la velocidad del cable sea constante; aunque también se debe procurar
realizar diferentes mediciones a diferentes velocidades, de forma ascendente y
descendente
Es conveniente hacer unas cuantas mediciones justo encima de todos los disparos, para
checar la estabilidad del gasto del pozo. Si estas mediciones realizadas con una misma
velocidad de cable varían significativamente, o la herramienta no está funcionando
adecuadamente o las condiciones del pozo son inestables. En ambos casos, el registro no
proporcionará un adecuado perfil de flujo.
4.6.3. Trazadores Radioactivos
Las técnicas con trazadores radioactivos son usualmente empleadas para monitorear el
flujo dentro del pozo, mediante la detección de materiales radioactivos (trazadores) que
son liberados por la herramienta dentro del flujo del pozo. Son técnicas cuantitativas y
efectivas, principalmente para flujos monofásicos.
Se emplean dentro de los registros de producción para la medición del perfil de inyección
(o producción) de manera cuantitativa, para localización de canales tras la tubería
o para localizar ciertos materiales o equipo dentro del pozo.
Las herramientas se componen de un inyector del material radioactivo y detectores del
mismo; el material inyectado pasa a través de los detectores y a partir de la velocidad que
le tome ir de un punto a otro puede obtenerse el gasto, siempre que se conozcan
otros parámetros como el diámetro del pozo.
Existen dos métodos comúnmente empleados que implican trazadores radioactivos, el de
pérdida (“tracer-loss log”) y el de velocidad de disparo (“velocity shot log”). En los métodos
de pérdida, un bache con un solo trazador es inyectado al pozo por encima de todas las
zonas de pérdida de fluido. La concentración del trazador es entonces medida como
función de la profundidad, utilizando un detector de rayos gamma de manera repetida
mientras el bache radioactivo se mueve hacia el fondo del pozo. Los de pérdida, fueran
técnicas desarrolladas para terminaciones en agujero descubierto, con diámetros de pozo
irregulares. El método de velocidad de disparo consiste en medir el tiempo de tránsito que
le toma a un bache pasar de un punto a otro; estas mediciones son repetidas a diferentes
puntos dentro del pozo.
Existen dos métodos comúnmente empleados que implican trazadores radioactivos, el de
pérdida (“tracer-loss log”) y el de velocidad de disparo (“velocity shot log”). En los métodos
de pérdida, un bache con un solo trazador es inyectado al pozo por encima de todas las
zonas de pérdida de fluido. La concentración del trazador es entonces medida como
función de la profundidad, utilizando un detector de rayos gamma de manera repetida
mientras el bache radioactivo se mueve hacia el fondo del pozo. Los de pérdida, fueran
técnicas desarrolladas para terminaciones en agujero descubierto, con diámetros de pozo
irregulares. El método de velocidad de disparo consiste en medir el tiempo de tránsito que

179
le toma a un bache pasar de un punto a otro; estas mediciones son repetidas a diferentes
puntos dentro del pozo.
Figura 4.33 Configuración básica de una herramienta de trazadores radioactivos. (molen, 1996)
Registro tracer-loss
Un registro de pérdida de trazadores comienza cuando se obtiene una línea base
de intensidad de rayos gamma, registrada en el pozo antes de que sea inyectado
cualquier elemento. La línea base se caracteriza por mostrar alta sensibilidad, de manera
tal que ayude a evaluar el movimiento de los trazadores tras la tubería. Aunque sus
niveles de rayos gamma son mucho menores comparados con los niveles medidos en el
bache radioactivo, la línea base debe ser restada de las mediciones siguientes. Luego de
obtener el registro de línea base, se inyecta al pozo un bache de algún elemento
radioactivo por encima de todas las zonas de salida de fluidos (como zonas perforadas y
de inyección). Idealmente, el trazador debe ser inyectado al pozo 6 o 9 [m] (20 a 30 [ft])
por debajo del final de la T.P. y, una distancia similar por encima del primer intervalo
disparado; luego de esto, el operador deberá mover la herramienta rápidamente hacia
arriba y hacia abajo, tratando de mezclar por completo el trazador con el fluido del pozo.
El registro se corre con la herramienta por debajo del bache y la intensidad de rayos
gamma se mide, es importante que esta primer medición se realice antes de que el
trazador alcance una salida de fluido. Si hay la suficiente distancia entre el final de la T.P
y el disparo más alto, es útil realizar varios pasos por el trazador antes de que éste
alcance los intervalos disparados, pues esto cuantificará la precisión de la respuesta de la
herramienta, en la parte de máximo flujo del pozo, donde una medición exacta es muy
importante, porque esta primer respuesta es usada como punto de referencia durante la
interpretación.
El resto de la adquisición consiste en bajar la herramienta repetidamente y medir
la intensidad de los rayos gamma presentes. Estas mediciones son hechas tan rápido

180
como sea posible para mejorar la resolución. La corrida continúa hasta que el bache ha
dejado de moverse o ya no puede detectarse. El registro que se obtendrá consistirá de
una serie de gráficos de la intensidad de rayos gamma contra la profundidad y el tiempo al
que cada pico (concentración) fue grabado (Figura 4.34); el bache radioactivo disminuye
en intensidad, se dispersa en extensión y reduce su velocidad conforme desciende en el
pozo.
Figura 4.34. Registro de pérdida de trazadores. (Hill, 1990)
Dado el movimiento de la herramienta el bache tiende a dispersarse, lo que vuelve el
número de pasos posibles, limitado, normalmente 15. Así, en un pozo con un intervalo de
inyección, la herramienta puede ser movida a una velocidad menor para obtener datos
sobre toda la zona antes de que el trazador se haya dispersado. En cualquier caso, los
pasos debería hacerse con velocidades altas de cable, para minimizar la distorsión del
bache causada por el movimiento de la herramienta.
Registro velocidad de disparo
En un registro de velocidad de disparo (“velocity-shot logging”) una pequeña cantidad
(“shot”) de un trazador es inyectado, y se mide el tiempo requerido para que el trazador
viaje entre dos puntos. En la mayoría de los casos, el tiempo de tránsito medido es el
tiempo de viaje entre dos detectores de rayos gamma que envían señales de intensidad
de rayos gamma conforme el trazador se mueve sobre ellos. La Figura 4.35 muestra una
respuesta típica de dos detectores. Algunas variaciones del método involucran un solo
detector pero se tratan de métodos menos precisos.

181
Una variación más consiste en el método Ford, un análisis de bache regulado (“timed-slug
analysis”). En esta técnica, un bache se inyecta en la parte superior del pozo; el bache se
registra repetidamente conforme desciende en el pozo, midiéndose el tiempo de viaje del
bache. A partir de dicho tiempo de viaje se calculan las velocidades del fluido. Este
método se realiza normalmente como parte de un registro de pérdida, midiendo el tiempo
al que cada pico es registrado mientras se hace la corrida.
Por lo general, es deseable emplear la menor distancia posible entre detectores,
permitiendo un suficiente tiempo de viaje entre ellos para una medición precisa en la parte
de más alto gasto en el pozo. Cuanto más pequeña sea la distancia entre
detectores, mejor será la resolución del registro. Suelen emplearse separaciones de 0.3
a 6.1 [m] (1 a 20 [ft]).
Figura 4.35. Respuesta típica en el registro de velocidad de disparo. (Hill, 1990)
Registro de dos pulsos
En la técnica trazadora de dos pulsos (“two-pulse tracer”), se inyectan dos baches
radioactivos a una cierta distancia, encima de todas las salidas de fluido, ya sea
empleando dos inyectores o mediante una inyección secuencial de dos baches y
registrando a través de los baches con un detector de rayos gamma para determinar el
espaciamiento inicial entre los pulsos. Se corre en la misma manera que un registro
tracer-loss. La distancia entre los picos de los pulsos es medida como función de la
profundidad, conforme se mueven hacia abajo del pozo, registrando repetidamente a
través de los pulsos, con un detector de rayos gamma. El gasto volumétrico en cualquier
punto en el pozo, , está ligado al espaciamiento entre baches, , por:
000 LA
LA
q
q
w
iwii
= …………………………….……..4.90

182
donde y son respectivamente, el gasto volumétrico y el espaciamiento inicial entre
baches, por encima de cualquier salida de fluido; y y corresponden al área transversal
del pozo en los dos diferentes puntos de medición. Un registro hipotético y su
consecuente perfil interpretado empleando este método, se muestran en la Figura 4.36. El
método de dos pulsos puede verse como una manera de medir rápidamente el perfil de
flujo, de forma más precisa que con el registro de pérdida. Además, es mucho menos
sensible que otros métodos a cambios en la geometría del pozo.
Figura 4.36. Registro de dos pulsos. (Hill, 1990)

183
4.7. Efecto del Área de Flujo en la Productividad de un Pozo
La productividad de un pozo se analiza a partir de una prueba de presión ya que con ella
podemos obtener datos como la permeabilidad efectiva al aceite y el daño total al pozo,
pero existe también otro factor muy importante que afecta de manera considerable la
productividad del pozo el cual es, el área de flujo. Para saber la importancia de este factor
se ha desarrollado un ejemplo que explicara de manera ilustrativa lo que causa una
disminución o un incremento en el área de flujo.
Ejemplo
Con los datos siguientes que fueron tomados en un yacimiento de rocas carbonatadas
con una terminación en agujero descubierto y un acuífero activo con un fuerte empuje de
agua, calcular el gasto que pasaría por un liner ranurado y una tubería disparada.
Comparar los gastos calculados para las tres terminaciones diferentes y anotar las
observaciones.
Se tiene que el diámetro del liner ranurado y disparado es el diámetro del pozo DO = 4.5”,
el área de pasaje lateral C = 6%, el rango de disparos = 8 disparos/pie con un diámetro
de 0.5” por disparo.
Partiendo de la ley de Darcy para flujo radial, fluido incompresible en régimen
estacionario Ec. 4.10:
Despejando el radio de drene
h (ft)
para poder calcularlo para la terminación en agujero
descubierto
168
k (md) 670.0549
5000(bpd)
μ 1.5(cp)
1.2(bl@CY/bl@CS)
0.1875(pie)
4998.05(psi)
4907.27(psi)
( )






−
=
w
e
oo
wfws
o
r
r
B
ppkh
q
ln
00708.0
µ

184
Sustituyendo datos:
Calculo del gasto de aceite con tubería ranurada:
Como el área de flujo con agujero descubierto es el área del pozo que atraviesa el
yacimiento afectada por la porosidad:
donde:
h = Espesor del intervalo productor, [pies]
= Radio del pozo [pies]
Φ = porosidad, [Fracción]
= Área de flujo, [ ]
Y con tubería ranurada, el área de flujo será el área ranurada de la tubería:
donde:
L = Longitud de las ranuras, [pg]
W = Ancho de las ranuras, [pg]
= Número total de ranuras, [Adimencional]
= Área total de ranuras, [ ]
( )
( )weoo
wfws
o
rrB
ppkh
q
lnln
00708.0
−
−
=
µ
( )
ooo
wfws
we
qB
ppkh
rr
µ
−
=−
00708.0
lnln
( )
w
ooo
wfws
e r
qB
ppkh
r ln
00708.0
ln +
−
=
µ
( ) 1875.0ln
50002.15.1
27.490705.49981680549.67000708.0
ln +
××
−××
=er
3845.6ln =er
3845.6
ere =
[ ]piesre 58.592=
φπ hrA wflujo 2=
144
LWN
A TR
Ranuras =

185
Por lo tanto:
Despejando h para obtener un espesor equivalente:
Donde:
Sustituyendo en :
OD = diámetro del liner, [pg]
C = área del pasaje lateral, [%]
h = espesor del yacimiento, [pies]
= espesor equivalente, [pies]
Sustituyendo en la ecuación de Darcy:
Ranurasflujo AA =
144
2
LWN
hr TR
w =φπ
φπ w
TR
eq
r
LWN
h
288
=
( )( )
WL
hCOD
NTR
100
12π
=
( )( )
φw
eq
r
ChOD
h
4
101667.4 −
×
=
( ) ( ) ( )






−×
=
−
w
e
oow
wfws
o
r
r
Br
ppChODk
q
ln
1095.2 6
φµ

186
W
L
Figura 4.37. Estado mecánico del pozo con liner ranurado
Sustituyendo datos:
ΦTR = 20”
ΦTR = 13 3
/8”
ΦTR = 9 5
/8”
ΦTR = 7”
ΦTR = 4 1
/2”
250 [m]
750 [m]
2500 [m]
3450 [m]
3550 [m]
168 [pies]
( ) ( )






××××
−×××××
=
−
1875.0
58.592
ln2.15.11875.012.0
27.490705.499816865.40549.6701095.2 6
oq
[ ]bpdqo 89.2498=

187
Calculando el gasto con tubería disparada:
Como el área de flujo con agujero descubierto es el área del pozo que atraviesa el
yacimiento afectada por la porosidad:
Y con tubería disparada, el área de flujo será el área disparada de la tubería:
Donde:
= número de disparos, [adimensional]
= es el radio de disparos, [pies]
= Área total disparada, [ ]
Por lo tanto:
Despejando h para obtener un espesor equivalente:
Donde:
Sustituyendo en h:
ℓ = espesor del yacimiento, [pies]
= radio de los disparos, [pies]
= densidad de disparos, [disparos/pies]
= espesor equivalente, [pies]
φπ hrA wflujo 2=
2
DDDisparos rNA π=
Disparosflujo AA =
2
2 DDw rNhr πφπ =
φw
DD
eq
r
rN
h
2
2
=
DD RN =
φw
DD
eq
r
rR
h
2
2

=

188
rD
Figura 4.38. Estado mecánico del pozo con tubería disparada
Sustituyendo
Sustituyendo datos:
en la ecuación de Darcy:
ΦTR = 20”
ΦTR = 13 3
/8”
ΦTR = 9 5
/8”
ΦTR = 7”
ΦTR = 4 1
/2”
250 [m]
750 [m]
2500 [m]
3450 [m]
3550 [m]
168 [pies]
( ) ( )






−×
=
−
w
e
oow
wfwsDD
o
r
r
Br
pprkR
q
ln
1054.3 23
φµ

( ) ( ) ( )






××××
−×××××
=
−
1875.0
58.592
ln2.15.11875.012.0
27.490705.49980208.016880549.6701054.3
23
oq

189
Resultados
en agujero descubierto = 5000 [bpd]
en liner ranurado = 2499 [bpd]
en tubería disparada = 385 [bpd]
Observaciones
Como era de esperarse a mayor área de flujo mayor producción, por tal motivo la mayor
producción fue la terminación en agujero descubierto seguido de la terminación con liner
ranurado y por último la tubería disparada.
Aunque la mayor producción fue la terminación en agujero descubierto, la productividad
de un pozo no solo se evalúa con el área de flujo, intervienen también otros factores como
el abatimiento de presión y el efecto de daño, y puede ser que esta terminación no sea la
más efectiva para este tipo de yacimiento, ya que hay un acuífero muy activo lo que
puede provocar problemas de conificación y grandes producciones de agua, lo que
implicaría un mayor costo en el campo porque se necesitarían eliminadores de agua para
poder separar de la producción el agua y también podría provocar el cierre prematuro del
pozo. Por tales motivos siempre hay que hacer un estudio detallado del yacimiento antes
de concluir que terminación será la más eficiente aunque no sea la de mayor
productividad.
[ ]bpdqo 25.385=

190
4.8. Análisis de la Productividad en Pozos de Aceite y Gas Disuelto en Formaciones
Carbonatadas para Diferentes Terminaciones
A continuación se presenta el análisis de las diferentes terminaciones de pozos, donde el
objetivo es observar cual terminación es la más conveniente para tener mayor
productividad, considerando que las características de la formación y los fluidos
contenidos en está son similares para cada una de las terminaciones. Así se podrá
determinar cuál terminación es la más conveniente para este tipo de yacimientos (en
función de la productividad), y que pueda ayudar a optimizar la producción de los pozos
implementando el tipo de terminación con mejores resultados en los yacimientos
carbonatados.
Sean los pozos CU-2, Puma-11 y Ing-41 ubicados dentro de los campos “CU”, “Puma” y
“Ingeniería” respectivamente, pertenecientes al activo de Explotación Litoral de Tabasco
de la Región Marina Suroeste, en el estado de Tabasco, en tirantes de agua entre 30 y 50
metros.
En los tres campos las rocas almacenadoras son carbonatos dolomitizados del Jurásico
Superior Kimmeridgiano (en adelante JSK), dentro de trampas de tipo estructural. Los
yacimientos son de aceite superligero con densidades API que varía entre 36 y 41 grados.
El espaciamiento promedio entre pozos es de 500 m.
Trampa
Las trampas de los campos “CU” y “Puma” son de tipo combinada, en donde se conjugan
aspectos estructurales con cambios litológicos. Estos últimos debidos a que la roca
almacenadora que es una dolomía mesocristalina, con sombras de ooide, en su origen
fue una caliza oolítica depositada en ambientes de alta energía, en una plataforma interna
y cuya distribución varía lateralmente por cambios de facies. El aspecto estructural está
dominado por la tectónica salina en combinación con el evento compresivo Chiapaneco.
La trampa en el campo “Ingeniería” es una estructura de edad JSK que se encuentra bajo
régimen de compresión, formando una estructura anticlinal alargada, de eje principal NW
40° SE. De dimensión aproximada de 6 km de largo por 4.5 km de ancho, y limitada
hacia los flancos por fallamiento inverso paralelos al eje de la estructura.
Roca Generadora
La roca generadora para todos estos campos, está constituida por rocas carbonatadas
arcillosas y bituminosas, además de lutitas bituminosas del JST con alto contenido de
materia orgánica, características de un medio de cuenca profunda y de condiciones
anóxicas. Su espesor promedio es de 200 m.

191
Sello
En los tres campos la roca sello que conforma la trampa está constituida por lutitas
bituminosas y calizas arcillosas bituminosas en la cima, y por lutitas calcáreas,
bentoníticas, limolíticas, con sal en la base.
Yacimiento
El yacimiento en el campo “CU” está constituido por rocas carbonatadas representadas
por dolomías, intercaladas con dolomías microcristalinas arcillosas. La porosidad
promedio estimada es del 9% y la saturación del agua es del 26%. El yacimiento tiene un
espesor neto impregnado de hidrocarburos de 180 m, con presión original de 9,513 psia.
La permeabilidad tiene un rango entre 300 y 500 md, que ha sido determinado mediante
pruebas de variación de presión-producción.
Fig. 4.39. Configuración estructural del campo “CU”
En el caso del yacimiento en el campo “Puma” el espesor neto impregnado de
hidrocarburos alcanza los 178 m en el JSK. La porosidad promedio es de 5 a 8 % y la
saturación de agua es de 15 %. En este campo la presión original fue de 10,039 lb/ abs, y
la permeabilidad se ha determinado en los rangos de 100 a 300 md.
CU-2

192
Fig. 4.40. Configuración estructural del campo “Puma”
Para el yacimiento en el campo “Ingeniería” el espesor neto impregnado de hidrocarburos
es alrededor de 400 m en el JSK. La porosidad promedio es de 3 a 5 % con una
saturación de agua de 25 %. En este campo la presión original fue de 8800 lb/ abs, y la
permeabilidad en rangos de 40 a 60 md.
Fig. 4.41. Configuración estructural del campo “Ingeniería”
La salinidad promedio de los tres campos se encuentra entre 180,000 y 220,000 ppm, con
una temperatura de yacimiento de 136 a 146 °C.
Puma-11
Ing-41

193
4.8.1. Análisis con Agujero Descubierto
Pozo “Puma-11”
En la figura 4.42 se muestra el estado mecánico del pozo Puma-11, donde se observa
que la terminación de este, es en agujero descubierto. Este tipo de terminación se llevó a
cabo en este pozo, por correlación con otros pozos en este campo con el mismo tipo de
terminación con muy altas productividades.
Fig. 4.42 Terminación en agujero descubierto del pozo Puma–11
Aguaconinhibidor
Valvula de Tormenta
3 ½” @ 120 mts

194
Datos:
Yacimiento de aceite volátil.
Φ = 0.07
h= 178 [m] = 584 [pies]
= 15 %
= 0.318 [pies]
= 2625 [pies]
= 7,898 lb/ abs
= 7,905 lb/ abs
= 4,989.74 lb/
RGA=350
abs
/
Densidad = 40 °API
Salinidad del agua = 200000 ppm
Bo= 2.2665
µ = 0.1628 cp
Se realizó una prueba de decremento obteniendo las gráficas 4.43 y 4.44 donde en esta
última podemos apreciar los resultados obtenidos de la prueba:
Fig. 4.43 Gráfico de presiones de la curva de decremento
Cierre
del pozo
Apertura del pozo

195
Fig 4.44 Grafico en semi-log de la prueba de decremento mostrando los resultados obtenidos.
Los resultados mostrados en la figura 4.44 fueron obtenidos con las ecuaciones 4.78,
4.86, 4.80 las cuales son:
Con los resultados obtenidos de la prueba de presión, se calcula el índice de
productividad con ayuda de la ec. de Darcy afectada por el daño a la formación, para un
yacimiento que produce en régimen pseudo-estacionario y geometría de flujo radial.














+−





−
=
s
r
r
pp
w
e
wfy
75.0ln
Bμ
hk0.00708
q
oo
o
o
79.0
1log10log
85.789806.7898
−=
−
−
=m
[ ]mdko 29.193
58479.0
1628.02665.214906.162
=
×−
×××
−=
( )( )
2597.12275.3
318.0100250.21628.007.0
29.193
log
79.0
790585.7898
1513.1 25
=








+







××
−
−
−
= −
s
P1hr
P10hr

196
Sustituyendo los datos:
Como:
El índice de productividad es:
Haciendo una gráfica de presión vs gasto se observa el comportamiento del pozo para la
presión estática actual Fig. 4.45 En esta gráfica la ecuación de la línea recta es
representada por:
Figura 4.45 Gráfica de Presión vs Gasto para pozo Puma-11
Pwf = -0.004qo + 7905
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000
Presión[psi]
Gasto [bpd]
Gasto vs Presión
( )( )
( )
( )












+−





−
=
2199.175.0
318.0
2625
ln
78987905
2.26650.1628
584182.15230.00708
qo
[ ]bpd1505.82qo =
wfp−
=
ws
o
p
q
J
78987905
1505.82
J
−
=






=
psia
bpd
12.215J
wsowf pq
J
p +−=
1

197
En la figura 4.46 se muestra la historia de producción que va de enero de 1996 a enero de
2008.
Fig. 4.46 Historia de producción de aceite y agua del pozo Puma-11
Principales eventos en el historial de producción
1) Feb/96, inicia producción en agujero abierto en intervalo 4728-4925m (JSK).
2) Ene/01, presencia de agua.
3) Abr/03 y Ago/04 realizó tratamiento de control de agua con de MOC-ONE.
4) Abr/05, presenta obturamiento de aparejo por abundante presencia de sólidos de
formación.
5) May/05, realizó limpieza de aparejo.
6) Mar/06, por taponamiento de aparejo intentó realizar limpieza con TF sin éxito.
7) May/06, se instaló cedazo hechizo para control de sólidos, con éxito.
8) Ene/07 se cerró pozo por abundante aporte de sólidos de formación.
1 2
3
4
5
6
7
8

198
4.8.2. Análisis con Tubería Disparada
El estado mecánico del Pozo “CU-2” se observa en la figura 4.47 donde se aprecia que la
terminación de este pozo es en agujero revestido disparado.
Fig. 4.47 Estado mecánico de pozo CU - 2
Datos:
Φ = 0.07
= 26 %
= 82 [pies]
= 0.1875 [pies]
= 1640 [pies]
= 5,480 lb/ abs
= 5,354 lb/ abs
= 5244 lb/
RGA=350
abs
/
Densidad = 36 °API
T.P. 4 ½”

199
µ = 0.15 cp @ c.y.
Para la terminación se utilizaron pistolas Power Jet 2 7/8 pg, fase de 60° y una densidad
20 c/metro (consultar tabla 3.1).
= 2.4
Las características principales de estas pistolas de acuerdo al API son:
Penetración,
Diámetro de perforación,
= 642.6 mm = 25.3 pg
= 9.7 mm =0.3816 pg
En las figuras 4.48 y 4.49 se muestran los resultados de la prueba de incremento que se
realizó al pozo CU-2 que se obtuvieron a través de un software, con el objetivo de calcular
el daño y la permeabilidad que se tiene en la formación, ya que la productividad del pozo
está en función de estos resultados.
Fig. 4.48 Gráfico de presiones de la curva de incremento
Curva de
Incremento
Cierre del
pozo
Pozo
fluyendo

200
P1 hr
P10 hrs
Fig. 4.49 Grafico en semi-log de la curva de incremento que muestra los resultados obtenidos.
Con los resultados obtenidos y S de la prueba de presión fig. 4.49, se calcula el índice de
productividad con ayuda de la ec. de Darcy afectada por el daño a la formación para un
75.11
1log10log
548175.5469
−=
−
−
=m
( ) ( )( )
13.42275.3
1875.01093.215.007.0
364
log
11
53535481
1513.1 25
=








+







×××
−
−−
−
= −
s
[ ]mdko 364
8275.11
15.04.260006.162
=
×−
×××
−=














+−





−
=
S
r
r
pp
w
e
wfy
75.0ln
Bμ
hk0.00708
q
oo
o
o

201
Como:
representada por:
Figura 4.50 Gráfica de Presión vs Gasto para pozo CU-2
Pwf = -0.0186qo + 5480
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000
Presión[psi]
Gasto [bpd]
Gasto vs Presión
( )( )
( )
( )












+−





−
=
0846.475.0
1875.0
1640
ln
53535480
2.40.15
82379.6550.00708
qo
[ ]bl/día6265.1244qo =
wsowf pq
J
p +−=
1
53535480
6265.1244
J
−
=






=
psia
bpd
3316.49J
wfp−
=
ws
o
p
q
J

202
Discretizando el daño total
Retomando lo que se mencionó en el capítulo 4 en el tema de “Componentes del Factor
de Daño”, se obtendrá la magnitud de cada componente que conforma el daño total en lo
que se refiere a la tubería de agujero revestido con disparos (pozo CU-2), así se conocerá
la magnitud que afecta este tipo de terminación en lo que se refiere a la permeabilidad de
la roca y subsecuentemente a la productividad del pozo. A partir de la ecuación 4.52,
consideramos el daño por penetración parcial (ya que no todo el espesor del yacimiento
no está disparado), daño por disparos y el factor de daño a la formación causado por la
perforación y terminación de pozos, despreciando el termino de daño por inclinación de
pozo debido a que terminación del pozo es vertical y así como también los pseudodaños.
Entonces la ecuación 4.52 queda:
del pozo CU-2.
Partiendo del factor de daño por penetración parcial (
Datos:
) así también considerando las
ecuaciones 4.53 a 4.56 y considerando los datos del pozo CU- 2 se tiene que:
h = 610 pies
82= pies
0.1875= pies
467.4= pies
θ = 0 grados
Se calcula el espesor adimensional:
Después la elevación relativa:
Por último se dividen los resultados de la elevación relativa ( ), entre el espesor
adimensional ( ) y se calcula , consultando las tablas 4.1 y 4.2 y obtenemos los
valores de daño de para =100 y =1000.
hd=100 = 3.067
hd=1000
Sustituyendo
=5.467
y los resultados anteriores en la ecuación 4.57, se obtiene el daño por
penetración parcial:
pcdT ssss ++=
= 6.6965

203
Posteriormente se calcula el daño por disparos, considerando los siguientes datos del
pozo CU-2 y las ecuaciones 4.59 y 4.60. Se procede a calcular el factor de daño por flujo
laminar o turbulento hacia los disparos ():
0.1875= pies
2.11= pies
/ .01=
h= 0.1348 pies
0.0159= pies
De la tabla 4.3 se adquieren los valores de las constantes que se van utilizar durante todo
el cálculo de
Posteriormente se calcula el factor de daño por convergencia de flujo (
, tomando un ángulo de fase de 60 ° y sustituyendo en la ecuación 4.59 se
obtiene que:
), utilizando las
ecuaciones que van de 4.61 a la 4.65. Sustituyendo valores se tiene que:
Calculando los valores de a y b para finalmente obtener el factor de daño por
convergencia de flujo:
Por lo tanto:
Por último, para obtener el daño por disparos se calcula el tercer factor que es el de daño
por efecto del pozo ( ), primero se calcula la variable adimensional con la ecuación 4.66 y
posteriormente se calcula con la ecuación 4.67:

204
entonces:
Con la ecuación 4.58 se obtiene el factor de daño total por efecto de los disparos, que es:
Por último para calcular el daño causado por la perforación y terminación, despejamos la
ecuación 4.52 y se tiene que:
Donde
De este análisis se observa que el factor de daño que más afecta a la terminación es el de
penetración parcial, mientras que el daño por disparos proporciona un daño negativo, así
como también el daño que es debido a operaciones de perforación y terminación es casi
nulo, por lo que el daño total que se obtuvo por medio de la prueba de incremento antes
mencionada, esta principalmente dado por la penetración parcial del pozo.
se obtuvo a partir de la prueba de incremento que se observa en la figura 4.49.
En la figura 4.51 se observa el historial de producción del pozo del periodo que va de
enero de 1995 a enero de 2010, así como también la producción acumulada que se tiene
hasta ese periodo.
Fig. 4.51 Historia de producción de aceite y agua del pozo CU-2.
1 2
3 4
5
6

205
Principales eventos en el historial de producción:
1) Nov 95, se terminó en el intervalo 4605-4630m en JSK.
2) Ene 01, presencia de agua.
3) Jun/04, efectuó estimulación al intervalo 4605-4630m con de sistema OSA +
4) Jul/04, efectuó estimulación con 15m³ de OSA nitrogenada + 8m³ de MOD-202.
de
MOD-202.
5) Oct/06, realizó control de exclusión de agua.
6) Abr/08, cambió estrangulador 5/8”.

206
4.8.3. Análisis con Liner Ranurado
El estado mecánico del Pozo “Ing-41” se observa en la figura 4.52 donde se aprecia que
la terminación de este pozo es en liner ranurado.
Fig. 4.52 Estado mecánico de pozo Ing-41
En la siguiente figura 4.53 se muestran los registros geofísicos por los cuales se
definieron las profundidades de los intervalos del liner ranurado abiertos al flujo y las
profundidades a las cuales se instalaron los empacadores hinchables.
Como se puede observar en los registros, los intervalos fueron seleccionados debido al
aporte de hidrocarburos y su litología, ya que estos intervalos son principalmente calizas
con poca presencia de arcillas y al contrario, los intervalos no seleccionados son calizas
arcillosas por lo que la permeabilidad en estos intervalos es generalmente baja.
T.P. 4 ½”

207
Fig.4.53RegistrosgeofísicosdelpozoIng-41

208
Datos:
Φ = 0.04
h = 1312 [pies]
= 25 %
= 0.3542 [pies]
= 1640 [pies]
= 7,021 lb/ abs
= 6,713 lb/ abs
= 5803 lb/
RGA=422
abs
/
Densidad = 41 °API
µ = 0.1995 cp @ c.y.
= 2.3874
En las figuras 4.54 y 4.55 se muestran los resultados de la prueba de incremento que se
realizó al pozo Ing-41 que se obtuvieron a través de un software (ver Apéndice A), con el
objetivo de calcular el daño y la permeabilidad que se tiene en la formación.
Fig. 4.54 Gráfico de presiones de la curva de incremento
Pozo
fluyendo
Cierre
Pozo
Curva de
Incremento

209
Fig. 4.55 Grafico en semi-log de la curva de incremento que muestra los resultados obtenidos.
Con los resultados obtenidos y S de la prueba de presión fig. 4.55, se calcula el índice de
productividad con ayuda de la ec. de Darcy afectada por el daño a la formación para un
P10 hr
P100 hr
05.11
10log100log
45.701040.6999
−=
−
−
=m
( ) ( )( )
252275.3
3542.0100739.21995.004.0
24.50
log
05.11
67137021
1513.1 25
=








+







×××
−
−−
−
= −
s
[ ]mdko 24.50
131205.11
1995.03874.294056.162
=
×−
×××
−=














+−





−
=
S
r
r
pp
w
e
wfy
75.0ln
Bμ
hk0.00708
q
oo
o
o

210
Como:
representada por:
Figura 4.56 Gráfica de Presión vs Gasto para pozo Ing-41
Pwf= -0.5368qo + 10482
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 5000 10000 15000 20000 25000
Presión[psi]
Gasto [bpd]
Gasto vs Presión
( )( )
( )
( )












+−





−
=
5.2075.0
3542.0
2625
ln
67137021
2.38740.1995
131250.01340.00708
qo
[ ]bl/día10482.11qo =
wsowf pq
J
p +−=
1
67137021
10482.11
J
−
=






=
psia
bpd
0328.34J
wfp−
=
ws
o
p
q
J

211
En la figura 4.57 se observa el historial de producción así como también la producción
acumulada del pozo que va de noviembre de 2006 a marzo de 2009.
Fig. 4.57 Historia de producción de aceite y agua del pozo Ing-41.
1) Oct 06, terminó en TR ranurada de 5 ½ pulgadas en el intervalo 5225 – 5625 m.
2) Abril 08, cerrado por contingencia del huracán “Dean”
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Sep-06 Dic-06 Mar-07 Jun-07 Sep-07 Dic-07 Mar-08 Jun-08 Sep-08 Dic-08 Mar-09 Jun-09 Sep-09 Dic-09
Tiempo (meses)
Qo,(Mbpd),Np(MMB),AFOROS(Mbpd)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
RGA(m³/m³)
Qo (MBPD) Np (MMBLS) RGA (m3/m3) AFORO
1 2

212
Comportamiento Histórico de la producción de los Pozos CU-2 y Puma-11
En la figuras 4.46 y 4.51 se muestran las gráficas del comportamiento histórico de la
producción de los pozos Puma-11 y CU-2, respectivamente. En ellas se presenta el
comportamiento del gasto de aceite, producción acumulativa de aceite y corte de agua,
así como el diámetro de estrangulador por el cual se han explotado los pozos.
Es notorio que ambos pozos presentan alta productividad manteniendo producciones del
orden de 8000 bpd en su etapa inicial de explotación. Sin embargo, después de 5 años
inicia el aporte de agua y con esto la disminución en la producción de aceite.
En el caso del pozo CU-2, el incremento en el corte de agua es gradual, alcanzando
valores máximos de hasta 35-40%; pudiéndose controlar mediante diversos tratamientos
de control de agua (micro cemento), y reducciones graduales del diámetro del
estrangulador. Para el pozo Puma-11, se observa que la irrupción del agua es súbita,
alcanzando valores hasta del 35%; posiblemente debido a una canalización del acuífero.
Al igual que en el pozo CU-2 se realizaron trabajos de remediación, pero con pobre
efectividad.
Fig. 4.51 Historia de producción de aceite y agua del pozo CU-2.
A partir de la revisión de la información del pozo Puma-11 se determinó que en Enero de
2007 el pozo se cerró por aporte excesivo de sedimentos, esto representa sin duda una
pérdida económica y una desventaja técnica con respecto a la terminación con tubería
ciega y disparos. Sin embargo, en situaciones como esta, se debe revisar la condición

213
mecánica del pozo para intervenir el pozo en reparación mayor con la finalidad de entubar
el agujero descubierto y disparar un nuevo intervalo.
Fig. 4.46 Historia de producción de aceite y agua del pozo Puma-11
A nivel de campo, se observa que las producciones acumuladas en el periodo enero de
1996 a enero de 2007, son similares (entre 18 y 21 MMBLS), siendo ligeramente mayor
en el pozo CU-2, esto se debe principalmente a la efectividad de los tratamientos de
control de agua. Con base en estos resultados se puede inferir que, ambas, terminación
en agujero descubierto y en agujero revestido con tubería ciega, resultan óptimos para
este tipo de yacimientos. Aunque viéndolo desde otra perspectiva, la terminación en
agujero descubierto resulta menos costosa, además de que los pozos se incorporan a
producción en menor tiempo. Sin embargo, es notorio que los trabajos para eliminar el
agua fueron menos eficientes en el pozo terminado con agujero descubierto.
Comparación con pozo Ing-41.
Con respecto a las ventajas que presenta esta terminación en comparación de las otras
dos, es que se puede controlar, parcialmente, el aporte de sólidos, eligiendo el tamaño
adecuado de la ranura. Para esto es necesario realizar un estudio granulométrico de los
sedimentos que pudieran acarrearse e impedir su ingreso al pozo, permitiendo que estos
mismos generen un empacamiento natural detrás de la tubería.

214
Si se realiza este tipo de terminación en una formación no consolidada será necesario
aplicar algún otro método de control de sólidos, como podría ser un empacamiento de
grava. Una ventaja adicional es que elimina el daño a la formación ocasionado por la
cementación y disparos.
Este tipo de terminaciones, con tubería ranurada, es común que vaya acompañada de
empacadores hinchables, los cuales tienen la función de aislar zonas potencialmente
productoras de zonas que pudieran aportar fluidos no deseables (agua). La figura 4.52
muestra un estado mecánico en el que se incluyen este tipo de empacadores en la
terminación.
El uso de estos empacadores tiene poco tiempo de haberse introducido en México (tres a
cuatro años), por lo que se vuelve imperativa la toma de información para evaluar las
formaciones, determinar el perfil de aportación, y verificar la efectividad de los mismos
empacadores.
El papel de los ingenieros geólogos y especialistas en petrofísica se vuelve crucial para
determinar la distribución de la tubería ranurada, empacadores hinchables y tubería ciega,
ya que de esto dependerá la productividad del pozo, así como su vida productiva.
La figura 4.58, muestra la ubicación de las zonas potencialmente productoras de
hidrocarburos y que estarán abiertas al flujo mediante la instalación de tubería ranurada,
así como la utilización de empacadores hinchables para aislar las zonas sucias que no
están impregnadas de hidrocarburos. Es importante contar con registros geofísicos de
pozos y su adecuada interpretación para llevar a cabo la distribución las secciones de
tubería ranurada y tubería ciega, además de la correcta ubicación de los empacadores
Con la primera sección de tubería ranurada se pretende explotar el intervalo 5254-5308
m, el cual además de presentar alta resistividad muestra zonas de buena porosidad de
hasta 9%, debajo de esta tubería se instaló una sección de tubería ciega y dos
empacadores hinchables con la finalidad de aislar un posible aporte de agua del intervalo
5330 – 5435 m, ya que en esta zona la resistividad es baja lo que indica que posiblemente
sea una zona impregnada con agua. Siguiendo criterios similares, se instalaron secciones
inferiores de tubería ranurada y empacadores hinchables para explotar zonas más
profundas del yacimiento.

215
Figura 4.58 Intervalos Productores del pozo Ing-41
En cuanto a desventajas de esta terminación, se tiene que si se quiere realizar una
acidificación o limpieza no se tendría un buen control del fluido bombeado para llevar a
cabo la operación, debido a que el fluido tiende a irse por las zonas de mayor
permeabilidad. En este caso los agentes divergentes podrían utilizarse, pero se
requerirían grandes cantidades, lo que incrementaría el costo del tratamiento sin que
estos aseguren la efectividad para direccionar el ácido a las zonas de interés.
Análogamente, de necesitarse un fracturamiento para incrementar la producción, la
energía no estaría bien enfocada por lo que es posible que este no sea efectivo. Es por
esto que la evaluación de formaciones es muy importante para definir el tipo de
terminación más adecuado.

216

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