Oil & Gas

Metodología de Evaluación de Saturación de Fluidos

La metodología de Evaluación de Saturación de Fluidos y Energía Actual para RMA en el Campo Sanchez Magallanes.

La metodología de Evaluación de Saturación de Fluidos y Energía Actual para RMA en el Campo Sanchez Magallanes.

Actualmente el realizar una reparación mayor o una operación sin equipo para incorporar producción de hidrocarburos es una tarea común que las empresas de petróleo tienen que evaluar considerando la posibilidad de éxito. En muchos casos, los escenarios son evaluados en base a la información disponible, registros originales o tomas de información que determinan la condición actual.

En la metodología presentada en esta documentación se desarrolla el flujo de trabajo desde la selección del candidato dentro del campo Sanchez Magallanes. Posteriormente se aplica la última tecnología en registros de neutrones pulsados para la determinación de la saturación de fluidos.

Asimismo, se aplica la combinación con registros de presión y temperatura a condiciones estáticas y dinámicas que permitan definir las condiciones actuales; que, a su vez, alimentan los simuladores de flujo para definir un escenario base (producción actual) y posteriormente un siguiente escenario después de la reparación.

Del mismo modo, en base a los resultados y diagnóstico de los registros antes mencionados, se definió la posible reparación y su factibilidad de éxito. La posibilidad de realizar reparaciones sin equipo aumenta la rentabilidad del proyecto al tener menores costos operacionales.

Te puede interesar: Imágenes de alta resolución con datos OBC

Las operaciones mayormente empleadas son las de realizar obturación de los intervalos, bombeo de productos o cementos para control de agua, tapones de cemento; re-disparos en zonas de ya abiertas a producción, disparos de intervalos nuevos, limpiezas con tubería flexible, inyección de xileno o estimulaciones.

En el flujo de trabajo aplicado en el campo Sanchez Magallanes se realizó la toma de registros de saturación de última tecnología. Se definieron las posibilidades reales de producción de hidrocarburos de los intervalos actualmente abiertos a producción; así como formaciones de interés ya identificadas inicialmente con los registros originales.

Del mismo modo, posteriormente se complementó con el registro presión y temperatura a condiciones dinámicas y estáticas; las cuales permitieron definir las zonas de aporte, estabilidad de flujo, presión de fondo fluyendo y estático, así como la eficiencia de la inyección del bombeo neumático.

La mitigación de riesgos y la optimización de recursos en los programas de reparación pueden considerarse como prácticas recomendadas. Asimismo, la metodología aplicada en el campo Sanchez Magallanes resultó ser exitosa en sus primeras etapas de evaluación. Es parte de un trabajo multidisciplinario que exige toma de decisiones informadas a partir de la mejor y más nueva tecnología disponible.

Sigue leyendo:  FWI, solución para resolver velocidades complejas

En cuanto a la tecnología empleada y la secuencia de trabajo, se trató de una evaluación diagnostica más completa. Permitió definir condiciones de yacimiento en cuanto a saturación de fluidos, pero también las condiciones dinámicas actuales; así como la eficiencia del sistema artificial de bombeo neumático.

Durante el estudio, al contar con los indicadores directos de hidrocarburo como lo son el contenido total de carbono orgánico, la relación Carbono / Oxigeno; así como el indicador de gas de la nueva propiedad de los neutrones rápidos (FNXS), se logró determinar las saturaciones con un menor grado de incertidumbre.

La definición de los intervalos con la información adquirida y análisis realizado con los pozos de correlación, se logró definir 3 zonas principales a incorporar. Mismas que mejoraron la producción del pozo, dejando como el pozo del caso de estudio como el mayor productor en el campo a condiciones actuales.

Del mismo modo, la metodología y campaña de monitoreo de saturación de fluidos es expandible a otros campos. Incluso puede extenderse a pozos cerrados con la finalidad de incorporar reservas que pudieron permanecer ignoradas.

Los ingenieros Oguer Acevedo, Jose Ramírez, Ignacio Ávila, José Morga, Andrés Alarcón, Ozmar Hernández, Miguel Varela, Iván Perez; Hugo Hernández, Luis Mendoza y Manuel Lavin presentaron el trabajo en la última edición del Congreso Mexicano de Petróleo (CMP).

Related posts

Pemex lanza el 1er foro tecnológico Drive Oil & Gas

Aldo Santillán Alonso

AMLO supervisa refinería en Dos Bocas; se inaugurará en julio de 2022, asegura

Efrain Mariano

Mezcla de Pemex se acerca a un techo de 2018

Efrain Mariano