8 daño de fm y estimulacion

DaDañño a la FM y Estimulacio a la FM y Estimulacióón de Pozosn de Pozos
CompletaciCompletacióón y Reacondicionamiento de Pozosn y Reacondicionamiento de Pozos
Realizado por:
Luís Rodríguez
Ing. de Petróleo
Realizado por:
Luis Rodríguez
Alexis González
Ing. de Petróleo

ES LA REDUCCION
Es la reducción de la capacidad
original de flujo de un pozo debido a la
disminución de la permeabilidad
relativa a los hidrocarburos en el
yacimiento.
Definición Nº 1 Daño de Formación
ES LA REDUCCION
Cualquier restricción al flujo de fluidos que
distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento
hacía el pozo. Disminuye significativamente la
productividad del pozo y ocasiona una caída de
presión adicional en las cercanías del mismo.
Definición Nº 2 Daño de Formación

FORMACION VIRGENFORMACION VIRGEN
FORMACION DAFORMACION DAÑÑADAADA

Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar
desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones
al flujo en la zona cercana al pozo o en el pozo mismo. Las causas
potenciales incluyen:
Baja permeabilidad natural del yacimiento.
Baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos.
Daño a la formación.
Perforaciones de poca penetración o tapadas.
Restricciones a nivel de pozo.
CAUSAS DE BAJA PRODUCTIVIDAD
h
k
re
Pwf
Pw
sPx
kx
Zona virgen de
permeabilidad k
Zona alterada de
permeabilidad kx
h
Zona no alterada
Zona alterada
Zona productora
Pwf
Pws
re
rxrw
SISTEMA TIPICO DE FLUJO

EJEMPLO DE FLUJO RADIALEJEMPLO DE FLUJO RADIAL
GENERALIDADES DE DAGENERALIDADES DE DAÑÑOO
Control de agua
Dilución
Control de emulsiones
Inyección de vapor
Pozos horizontales
Fracturamiento
Estimulaciones
Fracturamiento
Recañoneo
Pozo desviado
])([
)(08,7
S
rw
reLnoo
PwfPehK
q
+××
−×××
=
µβ
Fracturamiento
Estimulación ácida
Cambios de mojabilidad

0.00707 kh(pe-pwf)
µ Bo[ln (ro/rw)+S]
q
Pwf
Pwf’N
Flujo
Pe
rerd
rw
Caída de presión en el flujo hacia el pozo
El daño de formación es definido como una reducción en la
movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo
Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:
1- ⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
×⎥⎦
⎤
⎢⎣
⎡
=
rw
rd
Ln
Kd
K
Sd
Donde:
Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión
K = Permeabilidad Zona Virgen (md)
Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md)
rd = Radio del daño (pulgs)
rw = Radio del pozo (pulgs)
GENERALIDADES DE DAGENERALIDADES DE DAÑÑOO

h
Re Re
k
re
Pwfreal Pws
Pwfideal
Pwfreal
PwsPws
a)
b)
qrwFLUJO RADIALFLUJO RADIAL
FACTORES QUE CONTRIBUYEN AL DAFACTORES QUE CONTRIBUYEN AL DAÑÑOO
Zonas fracturadas(calizas)
Revoques débiles
Alta presión diferencial
Lodos con alto contenido de sólidos
Espaciadores y lavadores usados en las
cementaciones.

Realizado por:
Luis Rodríguez
Alexis González
Ing. de Petróleo
MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACION
QUIMICOS
INCOMPATIBILIDADES
(FLUIDO-FLUIDO)
INCOMPATIBILIDADES
( ROCA-FLUIDO)
EMULSIONES
ALTERACIÓN DE LA
MOJABILIDAD

A.A. Interacciones RocaInteracciones Roca--Fluido:Fluido:
Es la restricción causada por desequilibrios químicos y/o físicos
en la matriz de la roca o en los fluidos de la formación que están
en equilibrio durante el tiempo geológico se ven alterados por la
introducción de fluidos extraños durante las operaciones de
campo, con lo cual se reduce la permeabilidad.
MigraciMigracióón/Taponamiento por partn/Taponamiento por partíículas finas.culas finas.
Los finos, se definen como pequeñas partículas que están
adheridas a las paredes de los poros de la roca, las cuales son
producidas in situ o por operaciones de campo.
Para que ocurra su migración, las partículas deben desprenderse
de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio
poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un
taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del
medio poroso en la región cercana al pozo donde la velocidad del
fluido es máxima.

Trabajo a realizarTrabajo a realizar
Control de la tasa deControl de la tasa de
producciproduccióón (Tasan (Tasa óóptima).ptima).
Empaque con grava a HuecoEmpaque con grava a Hueco
Abierto (OHGP).Abierto (OHGP).
Empaque con grava a HuecoEmpaque con grava a Hueco
Entubado.Entubado.
Uso en general de RejillasUso en general de Rejillas
Ranuradas/PreRanuradas/Pre--empacadas.empacadas.
ConsolidaciConsolidacióón qun quíímica (mica (resiresi--
nasnas).).
Pozos completados enPozos completados en
formaciones someras noformaciones someras no
consolidadas (Mioceno).consolidadas (Mioceno).
AbrasiAbrasióón severa en losn severa en los
equipos de subsuelo yequipos de subsuelo y
superficie (Niples, Mangas,superficie (Niples, Mangas,
Botellas, Reductores, BombaBotellas, Reductores, Bomba
de subsuelo, Lde subsuelo, Lííneas de Flujo yneas de Flujo y
Separadores).Separadores).
Muestras tomadas con guayaMuestras tomadas con guaya
durante verificaciones dedurante verificaciones de
fondo.fondo.
Taponamiento de intervalosTaponamiento de intervalos
cacaññoneados y/o del reductor.oneados y/o del reductor.
CaracterizaciCaracterizacióón de taman de tamañño deo de
grano mediante angrano mediante anáálisis delisis de
nnúúcleos.cleos.
CausaCausa
A. Interacciones RocaA. Interacciones Roca--FluidoFluido
1.- Migración/Taponamiento
por arena.
DiagnDiagnóósticostico
Control de la tasa deControl de la tasa de
producciproduccióón (Tasan (Tasa óóptima).ptima).
Estabilizadores para arcillas oEstabilizadores para arcillas o
finos:finos:
Tratamientos cTratamientos cááusticos (usticos (HiHi--
drdróóxidoxido de Potasio).de Potasio).
TratamientosTratamientos áácidos (HF,cidos (HF,
mudmud--acidacid).).
Inhibidores para evitar hinchaInhibidores para evitar hincha--
miento de lamiento de la MontmorillonitaMontmorillonita
(Pol(Políímeros).meros).
Otros Aditivos (Inhibidores deOtros Aditivos (Inhibidores de
corrosicorrosióón, Estabilizadores den, Estabilizadores de
hierro)hierro)
Pozos completados en elPozos completados en el
Eoceno.Eoceno.
Muestras localizadas en elMuestras localizadas en el
pozo (Fondo del hoyo, Niples,pozo (Fondo del hoyo, Niples,
Mangas, Botellas) y en losMangas, Botellas) y en los
equipos de superficieequipos de superficie
(Reductores, Separadores).(Reductores, Separadores).
Alto porcentaje de sedimentosAlto porcentaje de sedimentos
en las muestras de los pozos.en las muestras de los pozos.
Formaciones con tamaFormaciones con tamaññoo
promedio de grano entre 2 ypromedio de grano entre 2 y
40 micrones.40 micrones.
CaracterizaciCaracterizacióón de arcillasn de arcillas
mediante anmediante anáálisis de nlisis de núúcleos,cleos,
muestras de canal y registrosmuestras de canal y registros
GR espectral (GR espectral (CaolinitaCaolinita,, IlitaIlita).).
CausaCausa
2.- Migración/Taponamiento
por finos.
A. Interacciones RocaA. Interacciones Roca--FluidoFluido

B.B. Interacciones FluidoInteracciones Fluido--FluidoFluido::
Las interacciones fluidos/fluidos pueden traer como consecuencia
varios mecanismos de daño como:
• Bloqueos por emulsiones,
• Precipitación de compuestos sólidos orgánicos u inorgánicos
por incompatibilidad entre las aguas o por incompatibilidad entre
los fluidos inyectados y el crudo
ÁÁcido Clorhcido Clorhíídricodrico
(Carbonatos/Areniscas).(Carbonatos/Areniscas).
ÁÁcido Fluorhcido Fluorhíídricodrico
(Areniscas).(Areniscas).
MudMud -- AcidAcid (Areniscas).(Areniscas).
ÁÁcido Accido Acéético.tico.
ÁÁcido Fcido Fóórmico (Altasrmico (Altas
Temperaturas).Temperaturas).
ÁÁcido Fcido Fóórmicormico--ClorhClorhíídricodrico
(Altas Temperaturas).(Altas Temperaturas).
ÁÁcidocido SulfSulfáámicomico yy CloroacCloroacéé--
tico (Bajas Temperaturas).tico (Bajas Temperaturas).
ÁÁcidos Alcohcidos Alcohóólicoslicos
(Yacimientos de Gas).(Yacimientos de Gas).
AnAnáálisis flisis fíísicosico -- ququíímico delmico del
agua de formaciagua de formacióón (n (ÍÍndicendice
incrustante deincrustante de StiffStiff--DavisDavis,,
LangelierLangelier,, etcetc).).
Mangas, Botellas).Mangas, Botellas).
PrecipitaciPrecipitacióón de escamas enn de escamas en
los equipos de superficie.los equipos de superficie.
Taponamiento en la caja deTaponamiento en la caja de
reductor.reductor.
Taponamiento de intervalosTaponamiento de intervalos
cacaññoneados.oneados.
CausaCausa
Interacciones FluidoInteracciones Fluido--FluidoFluido
1.- Precipitados inorgánicos.

Indispensable pruebas deIndispensable pruebas de
compatibilidad con el fluido decompatibilidad con el fluido de
formaciformacióón.n.
AsfaltenosAsfaltenos: solventes: solventes aromaromáá--
ticos (ticos (XilenoXileno))
Parafinas: solventesParafinas: solventes parafparafíí--
nicosnicos (Tolueno); gasoil caliente(Tolueno); gasoil caliente
con aditivos qucon aditivos quíímicos comomicos como
detergentes de parafina,detergentes de parafina,
dispersantes o inhibidores.dispersantes o inhibidores.
AnAnáálisis (laboratorio) delisis (laboratorio) de
depdepóósitos orgsitos orgáánicos (S.A.R.A)nicos (S.A.R.A)
AnAnáálisis flisis fíísicosico -- ququíímico delmico del
Hidrocarburo.Hidrocarburo.
Mangas, Botellas).Mangas, Botellas).
ObstrucciObstruccióón en la ln en la líínea denea de
flujo y/o en el pozo.flujo y/o en el pozo.
Muestras tomadas con guayaMuestras tomadas con guaya
durante verificaciones dedurante verificaciones de
fondo.fondo.
Aumentos anormales en laAumentos anormales en la
RelaciRelacióón Gasn Gas -- PetrPetróóleoleo
(RGP).(RGP).
CausaCausa
Interacciones FluidoInteracciones Fluido--FluidoFluido
2.- Precipitados orgánicos.
Uso deUso de desemulsificantesdesemulsificantes..
Uso de agentesUso de agentes antiespuantiespu--
mantesmantes como sales decomo sales de
Aluminio deAluminio de áácidos grasos ocidos grasos o
alcoholes grasos (evitandoalcoholes grasos (evitando
espumas estables por acciespumas estables por accióónn
del gas de formacidel gas de formacióón).n).
Uso de solventes mutuos.Uso de solventes mutuos.
Inestabilidad en el corte deInestabilidad en el corte de
agua y sedimentos (alto).agua y sedimentos (alto).
DisminuciDisminucióón e inestabilidad enn e inestabilidad en
los valores de gravedad API.los valores de gravedad API.
AnAnáálisis de Laboratorio de laslisis de Laboratorio de las
muestras de crudomuestras de crudo
Frecuente en pozosFrecuente en pozos
perforados con lodos deperforados con lodos de
emulsiemulsióón inversa o en pozosn inversa o en pozos
rehabilitados con fluidosrehabilitados con fluidos
inadecuados.inadecuados.
ProducciProduccióón de finos de arcillasn de finos de arcillas
((CaolinitasCaolinitas oo IlitasIlitas) aceleran el) aceleran el
proceso de formaciproceso de formacióón den de
emulsiones.emulsiones.
CausaCausa
FenFenóómenos interfacialesmenos interfaciales
1.- Bloqueo por emulsiones.

Uso de geles.Uso de geles.
Uso de surfactantes.Uso de surfactantes.
Uso deUso de áácidos alcohcidos alcohóólicoslicos
(Pozos de Gas).(Pozos de Gas).
Dejar a producciDejar a produccióón el pozo,n el pozo,
hasta que el agua seahasta que el agua sea
producida.producida.
Trabajo previo inadecuado enTrabajo previo inadecuado en
el pozo.el pozo.
Incremento repentino del corteIncremento repentino del corte
de agua.de agua.
Ausencia total de producciAusencia total de produccióónn
de petrde petróóleo.leo.
CausaCausa
FenFenóómenos interfacialesmenos interfaciales
2.- Bloqueo por agua.
Uso de geles.Uso de geles.
Agentes SurfactantesAgentes Surfactantes..
Pozos con alto corte de agua.Pozos con alto corte de agua.
Frecuente en pozosFrecuente en pozos
perforados con lodos deperforados con lodos de
emulsiemulsióón inversan inversa
CausaCausa
InversiInversióón de la Mojabilidadn de la Mojabilidad
Inversión de la mojabilidad.

ASFALTENOS Y PARAFINASASFALTENOS Y PARAFINAS
Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la
formación son las parafinas y los asfáltenos.
LAS PARAFINASLAS PARAFINAS son hidrocarburos de cadena larga que
precipitan de ciertos tipos de crudo cuando baja la temperatura o
la composición del crudo cambia por la liberación del gas a
medida que declina la presión.
Present. EscamasPresent. Escamas
LOS ASFLOS ASFÁÁLTENOSLTENOS son compuestos aromáticos y nafténicos
de alto peso molecular, que se encuentran en dispersión
coloidal en algunos crudos.
Este estado coloidal está estabilizado por la presencia de
resinas en el crudo, cuando se reduce de algún modo el
contenido de esas resinas, los asfáltenos pueden agregarse
(flocular), formando partículas lo suficientemente grandes
como para quedar atrapadas en el medio poroso causando
daño a la formación.
La precipitación de los asfáltenos también se facilita por la
presencia de otros cationes presentes en la soluciones tales
como hierro III y hierro II.

DEPÓSITOS ORGÁNICOS
Asfaltenos
y parafinas
PRESIÓN
COMPOSICIÓN
TEMPERATURA
CAUSAS DE LA PRECIPITACIÓN DE
ASFALTENOS

CRUDOS SIN PROBLEMAS DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS
Pb PRESIÓN
%ASFALTENOSDISUELTOS
Pb: presión de burbuja
PERFIL DE
FLOCULACION
NI PUNTO
DE MAXIMA
FLOCULACION
NO PRESENTAN
EJ:
BARÚA-MOTATÁN
EFECTO DE LA PRESIÓN
PRESIÓN
%ASFALTENOSDISUELTOS
PERFIL DE FLOCULACIÓN
MAX.
FLOCULACIÓN
Pb
Pb: presión de burbuja
CRUDOS CON PROBLEMAS DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS

6
7
8
9
10
11
12
0 2000 4000 6000 8000 10000
Presión (lpca)
%deAsfaltenosdisueltosen
lafaselíquida(%peso)
CAMPO FURRIAL
FUL-13 I. Naricual T = 302 F
Pb = 2920 Lpca
6,7
6,9
7,1
7,3
7,5
2500 3500 4500 5500 6500 7500 8500
Presión (lpca)
%Asfaltenosenlafaselíquida
CAMPO FURRIAL
FUL-52. Los Jabillos
T = 295 F
Pb = 2800 lpca

LIVIANOLIVIANO PESADOPESADO
TIPOTIPO
DEDE
CRUDOCRUDO
EFECTO DE LA COMPOSICIÓN
Presión (psi)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
%asfaltenosdisueltos(wt%)
0 2000 4000 6000 8000 10000
CHL-4I
250 F
120 F
EFECTO DE LA TEMPERATURA

2000 4000 6000 8000 10000
Presión (lpca)
2
4
6
8
10
12
0
%Asfaltenosdisueltos
T = 242 F
FUL-13I
T = 302 F
EFECTO DE LA TEMPERATURA
UNA VEZ PRESENTE EL PROBLEMA DEUNA VEZ PRESENTE EL PROBLEMA DE
PRECIPITACION DE ASFALTENOSPRECIPITACION DE ASFALTENOS
NO DESAPARECERNO DESAPARECERÁÁ
SOLUCIÓNSOLUCISOLUCIÓÓNN
EL CONTROL DE ASFALTENOS EN CAMPO

CORRECTIVAS PREDICTIVAS PREVENTIVAS
1. ACCIONES CORRECTIVAS

3/8” TUBERIA DE
INYECCION
NIPLE DE
INYECCION
VALVULA DE
INYECCION
ARENA
PRODUCTORA
EQUIPO DE SUPERFICIE
UNA RESPUESTA EFECTIVA AL PROBLEMA
DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS
UNA RESPUESTA EFECTIVA AL PROBLEMA
DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS
Sistema de inyección de química
1. ACCIONES CORRECTIVAS
MANTENIMIENTO DE PRESIMANTENIMIENTO DE PRESIÓÓN DEL YACIMIENTON DEL YACIMIENTO
2. ACCIONES PREVENTIVAS

PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS
CAUSA: DISMINUCICAUSA: DISMINUCIÓÓN DE LA TEMPERATURAN DE LA TEMPERATURA
1- Selección del Inhibidor
2- Inyección del Inhibidor
TRATAMIENTOS

Punto de nube por PLM
TRATAMIENTOS
1- Selección del Inhibidor
2- Inyección del Inhibidor
Crudo
+
inhibidor
Crudol
Pozos en remojo con gas-oil por largos períodos. Ej:
Urdaneta Este, occidente. Cierre de pozos llenos de gas-oil
por períodos superiores a 15 días.
Incompatibilidad de crudos: mezcla de fluidos de diferentes
arenas
Levantamiento de crudo con problemas de asfaltenos
usando gas rico
Matenimiento de presión con inyección de gas rico
PRACTICAS NO RECOMENDADAS

Realizado por:
Luis Rodríguez
Alexis González
Ing. de Petróleo
Se define como estimulaciestimulacióónn a
una serie de tratamientos que
tienen por objeto eliminar el daño
a la formación y restaurar Ia
capacidad natural de producción
del pozo, o según sea el caso,
incrementarla por encima de su
valor natural.
REMOCIÓN DE DAÑO O ESTIMULACIÓN

Si la inyección del tratamiento se realiza a
tasas y presiones inferiores a los necesarios
para vencer la resistencia mecánica de la roca,
el tratamiento será matricial, Si se excede la
resistencia mecánica de la roca, será un
tratamiento de fracturamiento.tratamiento de fracturamiento.
EFECTO DEL BOMBEO EN EL TRATAMIENTO
ACIDO HACIA FORMACION
VOL. ACUM.
P
Pmax

ANTECEDENTES DE LAS ESTIMULACIONES
En 1860, se efectuaron explosiones con
nitroglicerina y se le llamaron fracturamiento con
explosivos .
En 1894, se efectuaron estimulaciones con
ácidos “HCL” y se aplicaron en calizas, métodos
abandonados por la alta corrosión.
En la década de los 30 con el desarrollo de
los inhibidores de corrosión la acidificación fue
ampliamente aceptada.
A finales de los 50 se inicio la estimulación
mediante el fracturamiento hidráulico.
ANTECEDENTES DE LAS ESTIMULACIONES

Eliminación de daño en perforaciones y zonas adyacentes al
intervalo productor mediante métodos químicos. Este daño puede
ser debido a:
1. Invasión de fluidos de perforación, reparación y/o completacion
2. Durante el proceso de producción, por depósitos de escamas,
asfáltenos, parafinas y materiales de formación (arcillas, etc)
Creación de canales de flujo altamente conductivos por métodos
mecánicos que mejoren la afluencia de los fluidos. Esto es
basicamente cierto en formaciones de baja permeabilidad.
OBJETIVOS DE LAS ESTIMULACIONES
Incrementar la producción .
Aumentar la inyección.
Optimar los patrones de flujo en procesos de
recuperación secundaria.
OBJETIVOS DE LAS ESTIMULACIONES

ESTIMULACIÓN QUÍMICA MATRICIAL
Se define como la inyección de ácidos dentro del espacio
poroso de la formación a una presión por debajo de la presión
de fractura, con el fin de obtener una penetración “radial”
dentro de la formación.
La estimulación con esta técnica origina la restauración de la
permeabilidad del pozo, por disolución de las partículas que
obstruyen el paso de los fluidos por los canales naturales de
flujo
Realizado por:
Luis Rodríguez
Alexis González
Ing. de Petróleo

Estimulación Química Matricial
NO REACTIVA
REACTIVA
Estimulaciones matriciales REACTIVASEstimulaciones matriciales REACTIVAS
Los tipos principales de ácido más frecuentemente usados
en tratamientos son:
1. Acido clorhídrico, HC1
2. Acjdo fluorhídrico, HF
3. Acido acético CH3 - COOH
4. Acido fórmico HCOOH
Asimismo, se usan combinaciones de ellos, y variantes
logradas con diferentes aditivos, para diversas aplicaciones.

Estimulaciones matriciales REACTIVASEstimulaciones matriciales REACTIVAS
Estos ácidos son utilizados para realizar:
ESTIMULACIÓN QUÍMICA MATRICIAL EN
ARENISCAS.
ESTIMULACIÓN QUÍMICA MATRICIAL EN
CARBONATOS.
SECUENCIA DE BOMBEO DE
TRATAMIENTOS ACIDOS
• CARBONATOS
• SOLVENTE
• ACIDO PRINCIPAL (HCl)
• DESPLAZAMIENTO
• ARENISCAS
• SOLVENTE
• HCl
• ACIDO PRINCIPAL (HCl+HF)
• HCl
• DESPLAZAMIENTO

Estimulaciones NO MATRICIALES REACTIVASEstimulaciones NO MATRICIALES REACTIVAS
Es aquella que se emplea para remediar daños a la formación
causados por fenómenos interfaciales, tales como bloqueos por
agua, emulsiones o cambios de mojabilidad.
Este tipo de estimulación se realiza generalmente por medio de
mezclas de solventes y surfactantes, los cuales deben ser escogidos
con sumo cuidado, mediante pruebas de laboratorio.
Esta pregunta surgirá en cualquier momento de Ia planificación o
implementación de una completacion.
Si la respuesta es negativa entonces se completa el pozo y se ponga
a producir sin el gasto y el trabajo de un tratamiento de
estimulación. Recuérdese que las características de producción
cambian durante Ia vida de un pozo.
Si Ia respuesta es afirmativa, Ia pregunta deberla ser: ¿Cómo Io sabe?
El pozo puede haber sido perforado en una formación que
siempre necesita estimulación para producir, como es el caso de
arenas de gas de muy baja permeabilidad. O Ia respuesta puede
ser que eI pozo esta produciendo menos que Io anticipado.
¿NECESITA EL POZO SER ESTIMULADO ?

Este tipo de respuesta requiere consideración adicional.
Puede que las expectativas sean demasiado altas:
¿Se sospecha de Daño de Formación?
¿Se puede probar que lo hay? Considérese Ia ejecución de
una prueba de presión de fondo. Si el pozo fluye, hágase
una prueba de “drawdown”
Determínese si hay daño.
¿NECESITA EL POZO SER ESTIMULADO?
Si hay daSi hay daññoo
¿De que clase es el mismo?
¿De donde provino?
¿Se puede tratar?
¿Se puede tratar químicamente?
¿Mediante surfactantes?
Si no ¿Que tal con disolución?
¿Es soluble el daño? Si no ,
¿ Es soluble Ia formación?
Hay un montón de preguntas que ameritan respuesta antes de planificar Ia
estipulación.
¿NECESITA EL POZO SER ESTIMULADO?

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