$ Q06i6 1113Q ly l3ICRIEll8zRP SaiDalyQ VI 3 e-acondicionamiento de Pozos paraC 1111P IQDr 6i PLIMIQEIFEC DREe ly REP D1lyQ 1Q 1R6 8zDP SR6 ly DQQVI VI C RriQeI

Gerhard Condit Salazar1I ng. Ernesto Barragn2Ing. Daniel Tapia31 Ingeniero en Petrleos 2008, e-mail: gerhardc@hotmail.com2 Ing. en Produccin de la empresa Andespetroleum encargado del campo Dorine.3 Director de Tesis, Ingeniero en Petrleo, Postgrado Universidad de Zulia 1972-1975, postgradoI FP 1988, master en educacin ESPOL 2004, Profesor del la ESPOL desde 1975, e-mail:dtapia@espol.edu.ec Campus Gustavo Galindo, Km. 30,5 Va Perimetral Apartado 09-01-5863. Guayaquil, Ecuador

Resumen

El dafto de formacin es un factor importante en la produccin de un pozo petrolero. Diferentes tcnicas de perforacin, completacin y re-acondicionamiento son causantes de distintas formas de dafto de formacin. Un fluido al ingresar a una formacin interacta con el fluido original y la roca de la formacin ocasionando dafto a la formacin dando como resultado una produccin menor a la deseada de un pozo. Si se controla la interaccin del fluido con respecto al fluido y roca de formacin disminuira el dafto de formacin mejorando la produccin del pozo. El desarrollo de esta tesis se basa en usar un fluido limpio para completacin y re-acondicionamiento, y analizar si este fluido es capaz de prevenir el dafto de formacin en un pozo petrleo. El presente estudio se desarroll en 7 pozos de los campos Fanny y Dorine en el bloque Tarapoa operado por la empresa Andes Petroleum Company y en el laboratorio de la empresa proveedora del fluido.

Palabras Claves: Dario de For macin, Completacin, Re acondicionamiento, Fluido de Completacin, Yacimiento, Produccin.

Abstract

Formation Damage is an important factor in the production of an oil well. Different techniques of drilling, completion and workover are the cause or various forms of formation damage. When a fluid enters a formation it interacts with the original fluid and rock of the reservoir, causing formation damage, leading to less production then that desired for a well. If the interaction between the foreign fluid, original fluid and rock of the reservoir is controlled, it would reduce formation damage, increasing production of a well. The development of this thesis is based on the use of a clean completion fluid in initial completions and workovers, analyzing if this fluid is capable of preventing formation damage in an oil well. The present study was developed in 7 wells of the Dorine and Fanny Fields of the Tarapoa Block, under the supervision of Andes Petroleum Company and the laboratory of the company providing the clean fluid.

1. Introduccin

En el ao 2007, la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd decidi implementar en 7 pozos de los campos Dorine y Fanny del Bloque Tarapoa un fluido limpio que segn la empresa de servicio que lo distribuye previene el dao de formacin durante los trabajos normales de completacin y re-acondicionamiento. El fluido fue utilizado para prevenir el dao en zonas productoras de las arenas M1 y U Inferior; en trabajos de completacin como en de re-acondicionamiento en ambos campos. Debido a los variados resultados obtenidos de estos 7 pozos donde se uso este fluido, surge la necesidad de realizar este estudio, con el cual se obtendr informacin adecuada sobre los resultados del uso de este fluido y as llegar a una decisin de su posible implementacin regular en los trabajos normales de completacin y re-acondicionamiento en el bloque. Este estudio se concentra en los trabaj os de completacin y re-acondicionamiento de los pozos donde se uso el fluido limpio Dorine 45 ST-1, Dorine 53, Dorine 61, Dorine 69, Fanny 18B-68, Fanny 18B-95 y Fanny 18B-97.

La importancia de este trabajo de investigacin sobre el uso de un fluido limpio de completacin se fundamenta en obtener un estudio describiendo las implicaciones del uso de este fluido y responder si su implementacin de manera continua es una solucin viable para minimizar caractersticas dainas de las arenas productores de los campos ya especificados.

1. Descripcin y Caracterizacin de los Campos Fanny y Dorine

Febrero 28 del 2006, Andes Petroleum Co., Ltd. asumi los proyectos petroleros y de oleoducto de inters en Ecuador de EnCana Oil Company, incluyendo la exploracin y desarrollo petrleo/gas de los siguientes 5 bloques: Bloque Tarapoa, Bloque 14, Bloque 17 y el Bloque Shiripuno y la operacin de transmisin de petrleo por el oleoducto OCP.

El Bloque Tarapoa, con un rea de 362 km2, est localizado en la parte oriental de la cuenca Oriente que contiene la formacin Napo, productora de hidrocarburos y pertenece al perodo Cretico. Los campos Dorine y Fanny pertenecen a este bloque, adems de los campos: Mariann

Mariann 4A

Sonia

Alice

Mahogany

San Jos

Shirley

Chorongo

El bloque Tarapoa fue puesto en produccin en 1975 y los datos de produccin comenzaron a ser grabados a finales del ao 1978. Hoy en da, hay 130 pozos productores y 20 de inyeccin de agua. Los reservorios en el bloque estn distribuidos en la base de Tena Inferior y arenisca M1, U y T en la formacin Napo, donde, M1 es el reservorio principal y U inferior el siguiente.

La formacin Napo est compuesta de una serie de secuencias cclicas, las cuales se componen de areniscas continentales y marino-marginales, lutitas, lodolitas y carbones, as como calizas marinas y arcillas. Las areniscas entrecruzadas dentro de las secuencias de la formacin Napo se dividen en miembros del ms antiguo al ms reciente: T, U, M-2 y M-1.

El principal horizonte productor del campo Dorine es el yacimiento M1 de la formacin Napo, que produce un crudo de una gravedad promedio de 22 API. El campo Fanny produce un crudo de 22.3 API del yacimiento M1 y un crudo de 19.6 API de la arena U Inferior. Adicionalmente se han encontrado pequeas acumulaciones de hidrocarburos en las formaciones Napo T y Basal Tena, pero las areniscas M1 y U representan los yacimientos econmicamente ms importantes del bloque.

2. Marco Terico

Cualquier restriccin al fluido alrededor del pozo perforado o wellbore reduce el mximo potencial de fluidez y posible productividad calculada de hidrocarburos. Si esta restriccin es el resultado de dao a la porosidad o permeabilidad de una formacin, entonces se denomina dao de formacin.

2.1 Dao de Formacin

El dao de formacin puede ser el resultado de una alteracin fsica, qumica o bacterial de la roca productora de una formacin o de fluidos en situ debido a contacto con el fluido entero de trabajo o con los componentes de fluidos de perforacin, completacin y re-acondicionamiento.

Dao de Formacin es un problema econmico y operacional indeseable que puede ocurrir durante varias fases de la recuperacin de petrleo de los yacimientos.

Los procesos fundamentales causando dao de formacin en formaciones que contienen petrleo son: fsico-qumicos, qumicos, hidrodinmicos, termales y mecnicos.

Las causas fsicas de dao de formacin debido a la invasin de un fluido incluyen:

Bloqueo de los canales de los poros debido a slidos contenidos en el fluido.

Hinchamiento o dispersin de arcillas u otros minerales contenidos en la matriz de la roca. Bloqueo de agua.

Estrechamiento de los finos espacios de los poros.

Dao de formacin por efecto de causas qumicas resultan de incompatibilidades de fluido las cuales pueden causar:

Precipitacin de soluciones de sales.

Formacin de emulsin.

Cambio en la mojabilidad de la roca.

Cambios en los minerales de arcilla alineando en los espacios de los poros de la roca permeable.

Las consecuencias del dao de formacin son la reduccin de la productividad de los reservorios de petrleo y operaciones no rentables.

Los principales mecanismos de dao de formacin segn el grado de significancia:

1.Incompatibilidades de fl uido fl uidoIncompatibilidades de roca fluidoInvasin de slidosTrampa de fase/bloqueoMigracin de finosActividad biolgica

La causa bsica de dao de formacin es el contacto con un fluido extrao. El fluido forneo puede ser un lodo de perforacin, un fluido limpio de completacin o re-acondicionamiento, y hasta el mismo fluido de reservorio si es que sus caractersticas originales han sido alteradas.

3.1.1. Invasin de Partculas. Una de las principales causas de dao de formacin es la invasin de partculas slidas que taponan las gargantas interconectadas de los poros, y como resultado, reducen substancial mente la permeabilidad natural de la formacin.

Mientras las finas partculas se mueven por caminos tortuosos de flujo existentes en el medio poroso, ellas son capturadas, retenidas, y depositadas dentro de la matriz porosa. Como consecuencia, la textura de la matriz es alterada, reduciendo su porosidad y permeabilidad.

3.1.2. Arcillas in situ para Llenar los Espacios de los Poros. La arcilla es un trmino genrico, refirindose a varios tipos de minerales cristalinos. Los minerales de la arcilla ocupan una fraccin grande de formaciones

sedimentarias. Estos minerales son extremadamente pequeos, con forma tipo plato que pueden estar presentes en cristales de roca sedimentarias.

Las arcillas que se encuentran con mayor frecuencia en zonas de hidrocarburos son:

Montomorillonites, esmectitas o bentonita Ilitas

Arcillas de capas mezcladas

Caolinitas

Cloritas

Existen tres procesos que llevan a la reduccin de permeabilidad en formaciones sedimentarias con arcillas:

1.Bajo condiciones coloidales favorables, arcillas no hinchadoras, como kaolinites e illites, pueden ser liberadas de las superficies de los poros y de ah migrar con el fluido fluyendo a travs de la formacin porosa.Para arcillas que se hinchan, como smectites y arcillas de capas mezcladas, primero se expanden bajo condiciones favorables, despus se des integran y migran.Los finos adheridos a las arcillas que se hinchan, se desprenden y liberan durante el hinchamiento de las ellas.

La hidratacin de arcilla con agua se debe a la hidratacin de los cationes unidos a la arcilla. La cantidad de hinchamiento depende de dos factores:

El catin absorbido en la arcillas

La cantidad de sales en el fluido en contacto con la arcilla.

Hay dos tipos de mecanismos de hinchamiento que puede ocurre debido a la interaccin de arcillas e invasin de filtrado.

Hinchamiento cristali no (hidratacin superficial) ocurre por la absorcin de capas de agua en la superficie base cristal ina de las partculas de arcilla.

El hinchamiento osmtico es causado por que la concentracin de cationes es mayor entre las capas de arcilla que en el bulto de la solucin.

3.1.3. Cambio de Mojabilidad e Incremento en la Saturacin del Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles como el agua y petrleo estn j untos en contacto con una superficie de roca, uno de los fluidos se adhiere con mayor preferencia a la roca que el otro. El tmino mojabilidad se refiere a una medida con la que el fluido se adhiere de manera preferencial a la superficie.

Cuando dos fluidos inmiscibles como petrleo y agua estn fluyendo a travs del medio poroso, cada fluido

tiene lo que se denomina su propio Permeabilidad Efectiva. Las permeabilidades efectivas estn directamente relacionadas con la saturacin de cada fluido.

La mojabilidad es un trmino descriptivo usado para indicar si una superficie rocosa tiene la capacidad de ser revestido por una pelcula de petrleo o agua. Los surfactantes pueden absorber en la interfase entre el lquido y la roca; y puede cambiar la carga elctrica de la roca, alterando la mojabilidad.

Se define a una emulsin como un sistema que consiste de un lquido disperso en otro inmiscible usualmente en gotas mayores al tamao coloidal.

Emulsiones viscosas de agua y petrleo en la formacin cerca del pozo pueden reducir drsticamente la productividad de pozos de petrleo.

3.2. Estudio realizado por City Investment Company en el ao 2000, donde se sustrajeron 10 ncleos, pertenecientes a la formacin M1, del pozo Dorine 15

Se realizaron los siguientes anlisis:

1.Anlisis Rutinario de NcleosAnlisis de Seccin FinaAnlisis de Difraccin de Rayos XAnlisis de Escneo Microscpico de Electrn

Los anlisis revelan que la rocas no contienen cantidades significativas de componentes de arcillas hinchables, carbonatos solubles por cido o fases minerales que puedan reaccionar con cidos. Por ello, aparte de cierto dao potencial por la migracin de arcilla y de posible emulsin, las areniscas tienen una susceptibilidad mnima al dao de formacin.

Caolinita ocurre llenando el interior de los poros como cristales agregados como libretillos unidos de manera suelta.

El desempeo decepcionante de esta zona durante la completacin inicial y pruebas no es funcin de una calidad pobre del reservorio. Ms bien, el desempeo decepcionante es funcin del dao en las cercanas del pozo.

3.3. Fluidos de Completacin y Reacondicionamiento

Por definicin un fluido de completacin y reacondicionamiento es un fluido que es ubicado contra una formacin en produccin mientras se conduce operaciones como:

matado

limpiado

taladrar

taponamiento

control de arena perforacin

Las funciones bsicas son facilitar el movimiento de fluidos de tratado a un punto particular hoyo abajo, para remover slidos desde el pozo y controlar presiones de formacin.

3.3.1. Funciones de Fluidos de Completacin y Reacondicionamiento.

1.Estabilizar el Pozo y Controlar Presin SubsuperficialProveer Medios para la Suspensin y Transporte de Sl idos dentro del PozoFacilitar Evaluacin de Formacin y Produccin o I nyeccin de FluidoFacilitar la Integridad y Servicio a Largo Plazo del Pozo

Estos puntos deben ser considerados al seleccionar un fl uido de completacin o re-acondicionamiento.

Densidad de Fluido Contenido de Slidos Caractersticas de Filtrado Perdida de Fl uido

Caractersticas Relacionadas con Viscosidad Productos de Corrosin

Consideraciones Mecnicas

Beneficio Econmico

4. Seleccin del Fluido de Completacin y Re-acondicionamiento

El diseo del Sistema para reparar o completar un pozo, deber realizarse sobre la base del conocimiento de la naturaleza arcillosa del reservorio; as como del tiempo en produccin, de los trabajos realizados en el pozo problema y de la realidad al momento de trabajar el pozo.

Las interacciones roca fluido son importantes en el momento del diseo del fluido para completar o matar el Pozo; pues se trata de incorporar elementos que previenen de hinchamiento y disgregacin de arcillas, qumicos removedores de puenteantes minerales tipo carbonato de calcio o yeso proveniente de la cementacin; as como qumicos estabilizadores de la mojabilidad del reservorio.

Las interacciones fluido fluido se presentan entre los productos qumicos orientados a frenar las emulsiones

agua/petrleo o petrleo/agua, incremento de solubilidad de resinas, asfltenos y parafinas, y en el control del incremento de la saturacin de agua en el reservorio.

Debe estudiarse la compatibilidad del fluido de terminacin con los minerales y la salinidad cuidadosamente, en caso que vaya haber infiltracin.

4.1. Descripcin del Fluido

Componente

Caractersticas

Propiedades Fsicas Tpicas

Inhibidor de Arcilla

Es usado en sistemas de lodos de aguas frescas hasta agua saturada

con sal

Apariencia

Liquido Ambar

Oscuro

pH (solucin 2%)

6.5 - 7.5

GravedadEspecfica

1.07 - 1.09

Surfactante

Compuesto no emulsificante. Previene la formacin de emulsin entre salmueras y

fluidos dereservorio.

Apariencia

Liquido Ambar

GravedadEspecfica

1.073

Punto de Inflamacin

> 446 F

Punto de Congelamiento

(-) 6 F

Anti- espumante

Desespumante,poliol de polieterque se utiliza enfluidos de aguadulce y salada.No contieneaceite.

Apariencia

Liquido Transparente

Punto de inflamacin

365 F

Punto de fluidez

(-) 14.8 F

Densidad

8.36 lb/gal

Cloruro de Potasio

KCl, Suministra iones de potasio para inhibir el hinchamiento de

arcilla y la

dispersin

Apariencia

Cristales Blancos

Higroscpico

Si

Solubilidad en Agua

25 % en peso

GravedadEspecfica

2.0

Biocida

De tipo aldehido,eficaz para elcontrol debacterias en losfluidos de baseagua.

GravedadEspecifica

1.07

Punto de Inflamacin

>200 F

Punto de Fluidez

20 F

pH

3.7 - 4.5

Secuestrante de Oxgeno

Solucin de 50% de bisulfato de amonio, usado en lodos con base de agua. Secuestra oxgeno de

fluidos,resultando en

tasas de

corrosinreducidas.

Apariencia

Liquido Nebuloso

pH (solucin 2%)

5-juni

GravedadEspecfica

1.25 - 1.3

TABLA.1. Compoentes de Fluido Limpio

4.2. Pruebas de Compatibilidad

Se realizaron pruebas de compatibilidad o de emulsin con muestras de fluidos de reservorio de las arenas M1 y U inferior. Los procesos en general se basaron en la mezcla del fluido del reservorio con un fluido base y el agregado de otros aditivos y substancias para verificar el desempeo de los productos con el fluido limpio y su interaccin con el fluido de reservorio.

Pruebas de compatibilidad fluido de Fanny 75 de la arena M1

Surfactante Salmuera NaCl 8.4 lpg

Tiempo

90

120

P1

P2

P3

P4

0.5

1.0

1.5

2.0

352.3

351.9

351.4

351.0

Altura final,

ml

%

salmuera recuperada

Altura final, ml

%

salmuera recuperada

Altura final, ml

%

salmuera recuperada

Altura final,

ml

%

salmuera recuperada

24.0

120.0

24.5

122.5

25.4

127.0

23.0115.0

PRUEBA 2

Inhibidor de arcilla (lb/bbl)

1

Anti espumante (lb/bbl)

0.2

Surfactante (lb/bbl)

1

Secuestrante de Oxigeno (lb/bbl)

1

Biocida (lb/bbl)

0.2

Salmuera NaCl 8.4 lpg (lb/bbl)

349.8

Tiempo

Altura Final,ml

% salmuerarecuperada

90.0

48.0

96.0

PRUEBA 3

Soda Castica (lb/bbl)

0.1

Inhibidor de arcilla (lb/bbl)

2.5

Anti espumante (lb/bbl)

0.2

Surfactante (lb/bbl)

1

Secuestrante de Oxigeno (lb/bbl)

1

Biocida (lb/bbl)

0.2

Salmuera NaCl 8.4 lpg (lb/bbl)

349.8

Tiempo

Altura Final,ml

% salmuerarecuperada

70.0

58.0

116.0

Pruebas de compatibilidad fluido de Fanny 70 de la arena U inferior

P1

P2

Surfactante

1

2.0

Salmuera NaCl 8.4 lpg

351.9

351.0

Tiempo

Alturafinal, ml

%salmuerarecuperada

Alturafinal, ml

%salmuerarecuperada

6. CNPC International Research Center, Study on

Comprehensive Countermeasures for Water-cut

76.0

83.0

152.0

166.0

90

Temperatura de Prueba160 F

4.3. Pruebas de Permeabilidad

Las pruebas de retorno de permeabilidad son usadas como una fuente muy valiosa de informacin para determinar el fluido ptimo para ser usado. El aparato de retorno de permeabilidad est diseado para simular el flujo a travs de un nucle muestra, en condiciones de fondo.

Prueba 1

CompaaAndesPetroleum

Nombre de PozoFanny 1 8B 67

Profundidad de la Muestra9110

Tipo de RocaArenisca

FormacinM1

Tipo de Fluido de PruebaFluido de Re-acondicionamiento

Producto de PruebaAnti asflteno

Fluido PermeabilidadLVT 200

Temperatura de Prueba160 F

Permeabilidad Inicial, md1741.3

Permeabilidad de Retorno, md2234.7

% Permeabilidad de Retorno128

Prueba 2

CompaaAndesPetroleum

Nombre de PozoFanny 18B 67

Profundidad de la Muestra9140

Tipo de RocaArenisca

FormacinM1

Tipo de Fluido de PruebaFl uido de Re-acondicionamiento

Producto de PruebaAnti asflteno

Fluido PermeabilidadLVT 200

Temperatura de Prueba160 F

Permeabilidad Inicial, md1824.8

Permeabilidad de Retorno, md2727.3

% Permeabilidad de Retorno151.1

Permeabilidad Inicial, md868

Permeabilidad de Retorno, md992.2

% Permeabilidad de Retorno114.3

5. Anlisis y Evaluacin de los Pozos Intervenidos

5.1. Pruebas de Pozos de Produccin

Para esta etapa de estudio, solo se pudieron analizar 2 pozos, el Dorine 45 ST-1 y el Dorine 53. En ambos casos, se utiliz la prueba de cada de presin a tasas mltiples.

Se tomaron datos de produccin, presin y tiempo, antes y despus de cada intervencin en el pozo con el fluido limpio de completacin. Con estos datos se resolvieron las ecuaciones de una prueba de cada de presin n - tasas. Luego se contruyeron los grficos correspondientes para obtener los datos de pendiente y los valores correspondiente a (Pi-Pwf)/qn cuando el tiempo es cero.

Una prueba de flujo de n tasas es modelado por:

La forma de esta ecuacin sugiere que se prepare un grfico sobre papel de coordenadas cartesianas de:

vs.

Donde la permeabilidad, k, est relacionada con la pendiente, m, de la recta obtenida de la graficacin de los de la prueba:

Si a b le damos el valor de (Pi Pwf)/qn cando la funcin de graficacin de tiempo es cero, entonces el factor de piel es determinado por:

CompaaAndesPetroleum

Nombre de PozoDorine 45

Profundidad de la Muestra9299.7

Tipo de RocaArenisca

FormacinU inferior

Tipo de Fluido de PruebaFluido de Re-acondicionamiento

Producto de PruebaAnti asflteno

Fluido PermeabilidadLVT 200

DORINE 45 ST-1

ANTES

DESPUS

k

S

k

S

1012,90

17,03

1337,93

13,96

Comparacin antes y despus de Re-acondicionamiento Dorine 45 ST-1

DORINE 53

Prueba 3

6. CNPC International Research Center, Study on

Comprehensive Countermeasures for Water-cut

ANTES

DESPUS

k

S

k

S

3041,92

4,15

3761,14

33,55

Comparacin antes y despus de Re-acondicionamiento Dorine 53

5.2. ndice de Productividad

La prueba de ndice de productividad es la forma ms simple de prueba de entrega. Involucra la medicin de la presin de fondo con el cierre del pozo, y, a una condicin estabilizada de produccin, medicin de la presin de fondo fluyente y las tasas de lquidos correspondientes producidos a la superficie.

Completacin Inicial

Pozo

IP

D69

5,75

D61

1,2

F95

0,57

F45

0,3

F85

1

F97

0,63

F102

0,3

F96 CP

1,14

Re-acondicionamiento

POZOS

IP antes

IP despus

Diferencia

Dorine45ST-1

3

3,5

0,5

Dorine42

13

11

-2

Dorine47

15

6

-9

Dorine53

10

2

-8

Dorine32

3

15

12

Dorine44

10

5

-5

Pozos con IP antes y despus de re-acondicionamiento

5.3. Dao

Otro mtodo de comparacin entre los pozos que fueron intervenidos fue el dao, que result de la perforacin y completacin inicial. Este valor fue proporcionado por la prueba de restauracin de presin realizada una vez puesto en produccin el pozo.

La prdida de presin a travs de la infinitsima piel skin delgada, Ps, se suma la prdida de presin transciente en el reservorio para representar la presin del pozo. La prdida de presin a travs de la piel skin se puede calcular, as:

Arenas M1 y U inferior

Pozo

Dao

Dorine 69

0,25

Dorine 61

15

Fanny 95

7,67

Fanny 45

11

Fanny 85

3,95

Fanny 97

6,02

Fanny 102

10

Fanny 96

7,9

6.Agradecimientos

Agradezco a todas las personas que de una u otra manera ayudaron en la realizacin de esta tesis, en especial a mis seres queridos y profesores. Quiero mencionar tambin al Ing. Ernesto Barragn y Ing. Carlos Montoya.

6.Referencias

1.KENNETH L. BRIDGES, Completion and Workover fluids, Richardson, Texas 2000 SPE pg.24.THOMAS O. ALLEN Y P. ROBERTS, Production Operations Well Completions, Workover, and Stimulation Volume 1 y 2, 1978, Oil and Gas Consulting International.FRANK CIVAN, Reservoir Formation Damage - Gulf Publishing Comany 2000 pg 145 148.SPE Reprint Series No. 29 FORMATION DAMAGE, edicin 1990 pg. 71-76, 82, 96,171.CNPC International Research Center, Researches on the medium long term programming of exploration and development in contract block Andes Company, Beijing, China August 2007 pg. 4-5, 10

6. CNPC International Research Center, Study on

Comprehensive Countermeasures for Water-cut

desempeodelosfluidos utilizados

regularmente en los otros pozos intervenidos.

Despusdelaoperacindereacondicionamiento con el fluido limpio de completacin en el pozo Dorine 45 ST -1 existi un incremento en la produccin y una reduccin en el dao de formacin.

El pozo Dorine 45 ST 1 aumenta su produccin diara despus de la operacin de reacondicionamiento.No se observaron los mismos resultados en los pozos Dorine 53 y Dorine 61. Todas las caractersticas de produccin del pozo Dorine 61 cambiaron por motivo de una reduccin de intervalo. El pozo Dorine 53, experiment una declinacin en su produccin como resultado de un incremento en el dao de formacin en la empacadura de grava.El pobre desempeo del fluido limpio de completacin en la operacin de reacondicionamiento del pozo Dorine 53 se lo atribuye a que el fluido limpio de completacin no alcanz la formacin debido al empaquetami ento con grava que tiene dicho pozo.

& Oil Production Stabilization in M1 reservoir Tarapoa Block. Beijing, China July 2007 pg. 1, 2, 5, 11, 15, 16, 17

7.CNPC International Research Center, Integrated Petrophysical Evaluation of Andes Operating Blocks. Beijing, China, February, 2007 pg. 4, 6, 8, 9, 22, 23, 39, 40, 43CNPC International Research Center ,Comprehensive Research for Progresive Development of Lower U Reservoir in Tarapoa Block., July 2007 pg. 4, 5, 6, 8, 26, 41.

8. Conclusin y Resultados

El fluido limpio de completacin, mediante los anlisis de laboratorio, demuestra una gran compatibilidad con los reservorios y fluidos de las arenas M1 y U inferior de los campos Dorine y Fanny del Bloque Tarapoa.El fluido limpio de completacin influye de manera positiva en las operaciones normales de completacin inicial y re-acondicionamiento, siempre y cuando no haya existido ninguna complicacin o alteracin de las caractersticas de reservorio.

Se puede determinar que el fluido limpio de completacin tiene mejor desempeo en la arena M1 del campo Dorine que en la arena U inferior del campo Fanny.

En las operaciones de completacin inicial, no se puede determinar con exactitud cual es el efecto del fluido limpio de completacin, debido a la operacin previa de perforacin y su influencia sobre el dao de formacin; y el hecho de que no existen datos de produccin ni de formacin para ese pozo especfico, anteriores a las operaciones.Los pozos intervenidos con el fluido limpio de completacin durante la operacin de completacin inicial mantuvieron su dao de formacin por debaj o del promedio del resto de los pozos intervenidos para completacin inicial.

Si bien las operaciones en los pozos que producen desde la arena U inferior fueron exitosas, no existe mucha variacin con el