El estudio presentó una propuesta de control selectivo de agua de formación en yacimientos naturalmente fracturados en condiciones de alta presión y temperatura.
La explotación de los yacimientos petroleros tiene varias etapas de producción, inicialmente se perforan pozos que producen de manera natural; esta etapa se caracteriza por perforación de pozos y una estabilización de la producción, bajos costos y factores de recuperación (FR) que van del 5 al 20%.
Posteriormente, la producción declina debido a la perdida de presión, es aquí donde se da la segunda etapa; por lo que es necesario utilizar alguna tecnología que permita mantener su energía para incrementar el FR de 20 a 45%. Finalmente la tercera etapa, que se caracteriza por altos costos de producción y FR de 45 a 65%.
Se evaluó un campo ubicado en Cd. del Carmen, Campeche, México. A este yacimiento se aplicó inyección de nitrógeno como mantenimiento de presión en su segunda etapa de producción; se han realizado terminaciones no convencionales en agujero descubierto con cola extendida; pozos horizontales, tecnologías para control de gas y agua, sensores en la ventana de aceite.
El objetivo fue administrar la declinación de la producción e incrementarla, logrando un factor de recuperación del 42% (FR).
Te puede interesar: Características intrusivas en la exploración en aguas profundas
Sin embargo, en los últimos 3 años debido a los bajos precios del petróleo, restructuración del personal en la empresa y a la prioridad de otros proyectos; la implementación de nuevas tecnologías ha estado detenida por los costos y riesgos que implica; esto es el caso de las tecnologías para control de agua.
Hoy en día la problemática continua, el contacto agua aceite (CAA) avanza y algunos pozos que anteriormente no presentaban un alto corte de agua (%WC); actualmente tienen 90% y 100 %WC.
Por tal motivo, se presentó una propuesta técnica-económica de dos pozos con problemas de canalización de agua, tomando como pozo tipo al que denominaremos. Ejemplo-3083 para aplicar la última tecnología de control de agua con gel selectivo que se tiene desarrollada, misma que ha sido probada en los campos Copano y Xanap.
Del análisis realizado se define que ambos pozos Ejemplo-3083 y 91D son candidatos a un control de agua selectivo; con el objetivo de obturar canales preferenciales de agua de formación (canalización), disminuir la conificación de agua con el cierre de 48 hrs y la apertura gradual; para controlar el agua y prolongar el periodo de producción de aceite.
Te puede interesar: Geoingeniería para modelado de trampas estratigráficas del Kimmeridgiano
Se concluyó que el tratamiento no dañará la zona productora en el yacimiento, debido a la densidad del gel la formación lo admitirá más fácilmente hacia la zona inferior; en los estudios realizados se vio que el mayor aporte de aceite (90%) viene de la parte superior por drene gravitacional y no por imbibición espontanea (10%) en la parte inferior.
Al analizar la intervención realizada en el pozo Copanó, por medio del registro (Spectroscan) se observó admisión del sistema en los intervalos productores de agua y aceite; descartándose el riesgo de obturamiento de zonas de aceite; al realizar las mediciones posteriores al tratamiento del control de agua el gasto de aceite incrementó y el corte de agua disminuyó.
Con este tipo de tratamientos se reducen costos de RMA por control de agua hasta un 70% aproximadamente y el tiempo de intervención se reduce en un 80%.
El beneficio real fue incrementar la producción incorporando pozos cerrados con posibilidad de explotación que han sido cerrados por alto corte de agua en cualquier yacimiento; ya que la tecnología se adecua al tipo de agua de formación en el laboratorio.
Es posible prolongar el periodo productivo en los pozos operando que actualmente producen con alto corte de agua.
Los ingenieros Miguel Angel Aguilar Rodriguez, Ricardo Posadas Mondragon, Jaime Javier Rios Lopez, Roberto Lagunas Tapia; Eduardo Gaytan Ramirez y Juan Manuel Treviño Cardoza presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
