El estudio técnico abordó la determinación y optimización de la distribución de fluidos mediante fibra óptica durante una estimulación (SPRMSO).
El entendimiento del perfil de inyección de fluidos durante los tratamientos y la aportación de hidrocarburos los pozos es uno de los grandes retos en los yacimientos naturalmente fracturados (YNF), particularmente en los campos de México.
La admisión preferencial de líquidos en los YNF se ve influenciada por las características de la formación y de terminación del pozo. Es decir, múltiples intervalos, grandes espesores o zonas con contraste de permeabilidad.
Para estos casos la utilización de un sensor de distribución de temperatura (SDT) para monitorear la inyección de los fluidos durante el tratamiento es una opción para poder identificar y modificar la distribución de estos durante la operación con la finalidad de mejorar la cobertura zonal del tratamiento. El monitoreo con SDT puede ayudar a optimizar el tratamiento de manera económica e incrementar la productividad.
Este documento discute una estimulación exitosa en un pozo de cuatro intervalos. Usando el SDT para monitorear e influenciar la colocación/distribución de los fluidos en tiempo real. Se realizó un perfil base previo a la estimulación. En el cual de manera adicional se logró verificar la operatividad del punto de inyección de gas de BN.
El tratamiento fue exitoso, ya que la producción esperada era de 800 bopd y la producción posterior al tratamiento fue de 1,050 bopd (31% por encima respecto a lo comprometido). En adición las condiciones de operación post-estimulación se mantuvieron durante un año. Mientras que el tratamiento de estimulación convencional (sin SDT) realizado con anterioridad sólo mantuvo sus condiciones operativas durante 7 meses.
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La distribución óptima de fluidos y la uniformidad de la cobertura zonal son esenciales para el éxito de los tratamientos ácidos. El ácido tiende a fluir principalmente hacia las zonas de mejor permeabilidad. Esto ocurre con frecuencia en formaciones naturalmente fracturadas, lo anterior deja las zonas de baja permeabilidad sin tratar (incluso en formaciones relativamente homogéneas).
El éxito en el yacimiento naturalmente fracturado depende de la colocación/distribución de los fluidos. Para esta intervención fue seleccionada una tecnología de monitoreo capaz de determinar en tiempo real qué zona admitió fluido para tener la flexibilidad de modificar de forma inmediata (durante el bombeo) el trabajo de estimulación y distribuir el fluido a lo largo de los intervalos de forma más homogénea. La tubería flexible con fibra óptica fue seleccionada como la tecnología de monitoreo para el trabajo. Los fluidos de estimulación, incluyendo el divergente, se seleccionaron de acuerdo con el comportamiento de admisión de la evaluación preliminar. Para así poder modificar la zona de admisión preferencial de ácido en los intervalos abiertos.
En resumen, este documento demuestra el beneficio de tener el cable de fibra óptica en el pozo durante una estimulación matricial. Para obtener información de fondo y de esta manera aumentar las posibilidades de éxito, mejorándola y supervisando el proceso de la divergencia.
Conclusiones
A continuación, se presentan algunos de los hallazgos derivados del tratamiento con STD en el pozo:
- Después de que se realizó el tratamiento de estimulación, se determinó que el 65% del fluido inyectado entraba en el intervalo más profundo. Esta información coincide con los datos de registro de producción anteriores y la prueba de admisión.
- Con los perfiles de temperatura se observó la correcta función del mandril de inyección de gas según lo planeado. Una vez que el mandril estaba abierto, se observó la producción de aceite desde el intervalo más profundo (3,710-3,740 m).
- El uso de TF ayudó a proteger la fibra durante la operación. La implementación de TF equipada con fibra óptica permitió al operador monitorear la temperatura en el pozo durante las operaciones de bombeo y producción.
- Debido al mayor contraste de permeabilidad entre el intervalo más profundo y los tres intervalos restantes, la divergencia con el Sistema AGRS se consideró parcial debido a que no hubo evidencia de un bloqueo completo del intervalo inferior. Para desviar completamente el fluido en los tres intervalos superiores se debe seleccionar un divergente diferente, tal como el divergente degradable de partículas (puenteante).
- El tratamiento de estimulación se consideró exitoso con base al aumento de la producción esperada (800 BPD netos) y al fluido inyectado en las zonas. La producción inicial posterior al tratamiento era 1,050 BPD netos, la presión de la cabeza del pozo era 360 psi con un estrangulador de 1.
- El corte de agua se mantuvo en cero después del trabajo de estimulación.
- La información recolectada durante este tratamiento puede ayudar a modificar y optimizar los tratamientos futuros en pozos con características similares en este campo.
- El tratamiento de estimulación convencional (sin FO) sólo mantuvo sus condiciones operativas durante 7 meses. Mientras que las condiciones de operación posterior a la intervención con FO se mantuvieron durante 20 meses. Este resultado se puede atribuir al contacto de diferentes zonas gracias al efecto de divergencia parcial que se observó. En adición hay que tomar en consideración que la divergencia generada por el AGRS. Es a nivel de formación y no en la cara de los intervalos (en el tratamiento convencional no se contempló el uso de divergente).
Los Ingenieros Iván Narvaez, Jorge Vázquez, Sergio Troncoso, Manuel Muciño, José Joya y Sarai Santos presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
