El estudio aborda el control de la producción de fluidos no deseados para evaluar pozos exploratorios en aguas someras de la Bahía de Campeche México.
La exploración de hidrocarburos en aguas poco profundas del Golfo de México es una actividad importante con retos asociados a la complejidad de los yacimientos. Los cuales suelen tener alta presión y temperatura de fondo, baja permeabilidad y una gran profundidad final medida.
A través de la terminación temporal del pozo o prueba con aparejo de trabajo (drill stem test, DST) se obtiene información como propiedades de rocas. Los efectos del borde y la conveniencia de completar el pozo y certificar las reservas de hidrocarburos de estos nuevos yacimientos.
Cuando los pozos producen con alto corte de agua, es necesario controlarla para evaluar el potencial de producción. Hay casos en los que la presencia de aceite se verifica mediante el análisis de registros, pero el agua irrumpe desde zonas cercanas debido a falla en la integridad de la tubería. Comprometida por adhesión parcial de cemento o por el tipo de terminación como en el caso de agujero descubierto.
La aplicación de tecnologías para control del agua depende del diagnóstico de cada caso, por lo que es muy importante seleccionar la técnica adecuada. En este artículo se describen tres casos de pozos exploratorios donde se implementaron diferentes técnicas como una combinación de modificador de la permeabilidad relativa. Para permitir un flujo preferencial de petróleo y un cemento microfino de activación selectiva con el contacto del agua. Los que permitieron reducir significativamente el corte de agua y producir el aceite y finalmente añadir nuevas reservas de hidrocarburo.
Conclusiones
Las pruebas de diagnóstico para obtener información de la posible fuente de entrada de agua son muy valiosas para la definición de cualquier tratamiento de control de agua. Entre estas se encuentran los registros de producción del pozo.
En el tratamiento de control de agua del pozo caso 1, fue necesario el cierre del pozo por 24 hrs. posterior al trabajo. Lo cual ayuda a alcanzar la segregación de fases de los fluidos y alcanzar mayor contacto de los sistemas reaccionantes con el agua de formación.
La implementación de sistemas de control de agua combinados, (RPM y cemento microfino) permitió alcanzar una mayor efectividad del tratamiento. Al abarcar tanto el medio poroso como las posibles micro-fracturas conectadas con el pozo.
La caracterización dinámica de las zonas de afluencia (PLT & Trazadores) y recopilación extendida de información de yacimiento. Es base fundamental para un conocimiento del mecanismo de aporte de agua de formación. Con lo cual se optimiza el diseño y permite el poder alcanzar una mayor efectividad del resultado final de tratamiento.
En el pozo caso 1, los resultados de aforo posteriores al tratamiento reflejaron 95% deaceite en promedio en el flujo recuperado en superficie. Comparado con el 99% de agua en flujo previo a la realización del control. Esto aunado a los análisis de colocación de los sistemas en formación, permiten determinar éxito en los objetivos del tratamiento.
El uso de tecnología combinada de RPM y cemento microfino selectivo, puede ser adaptado a una colocación precisa a través del uso de tubería flexible. Como se presentó el caso 2, del pozo de arena. Esto aumenta la probabilidad de éxito de este tipo de tratamientos, ya que se optimiza la técnica de colocación final.
Los Ingenieros Agustín Lázaro Aguilar, Hector Alvarado Bautista, Donají Guzmán Franco, Sergio García Jardines, Katya Campos, Jan Loaiza, Eber Medina y Alejando Flores presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
