Aplicar el proceso de fracturamiento hidráulico y estimulación ácida para la disminución del daño de formación y optimización de la producción de petróleo, en pozos petroleros del campo Singue bloque 53 del año 2025

Abstract

Este estudio se centra en el campo petrolero de Singue, donde la producción ha caído de 3530,33 barriles por día en 2020 a 2755,61 barriles por día en 2024. La creciente cantidad de agua mezclada con el petróleo (un corte de agua del 9,5%) también es un problema. Para solucionar este problema, sugerimos utilizar fracturación hidráulica y estimulación ácida. Los objetivos principales son extraer más petróleo del suelo y reducir el daño a la formación rocosa. El capítulo II consta de un marco teórico donde se presenta generalidades del campo Singue brindando información sobre sus capas de roca, condiciones actuales y producción pasada. También analizamos definiciones importantes y detalles técnicos, como los tipos de líquidos utilizados para la fracturación, las diferentes presiones en las que pensar (poral, hidrostática, sobrecarga y fractura) y cómo estos métodos ayudan a obtener más petróleo. En el capítulo de metodología se seleccionaron pozos candidatos para un fracturamiento hidráulico determinando que el pozo Singue 01 Cumple con todos los requerimientos necesarios para una estimulación acida e hidráulica, este pozo presentaba un valor bajo de producción y un alto daño de formación. Posterior a esto se dimensiono la fractura utilizando el modelo PKN, y e selecciono el fluido fracturante y apuntalante adecuado a las condiciones del pozo y del yacimiento, también se diseñó la estimulación acida seleccionando el tipo de compuesto químico necesario para eliminar las partículas de solidos dispersos. Los resultados finales presentaron que el método más eficiente para maximizar la producción es el uso de la técnica de acidificación incrementó ligeramente la facilidad con la que los líquidos se desplazan por la roca (752 md comparado con 640 md), manejó de forma más eficaz el daño a la roca (-2,37 en lugar de -1,33) y resultó en una tasa de flujo de petróleo algo superior (691,3 BPD en comparación con 670,524 BPD), siendo la técnica más eficiente para optimizar la producción de petróleo en el pozo Singue 01 la estimulación Acida matricial reactiva.