El diagnóstico en tiempo real para la toma de decisiones operativas durante la terminación utilizando datos de superficie, casos de estudio en pozos exploratorios marinos.
Los pozos de exploración en aguas someras de la Sonda de Campeche se evalúan en la etapa de terminación después de reemplazar el fluido de control por un fluido de baja densidad. Siendo típicamente utilizada salmuera de cloruro de calcio o agua de mar. Luego, la evaluación de la producción depende de las características del yacimiento. De los eventos de la perforación y, en algunos casos, del comportamiento de la presión y temperatura observados en superficie después de la apertura del pozo.
Cuando el pozo exploratorio no dispone de un sensor de fondo, la evaluación depende del análisis de la presión en superficie. Y de su comportamiento de flujo durante la producción inicial. En algunos casos, los datos de superficie podrían sugerir que el pozo no presenta un mayor potencial y se podría decidir no realizar un tratamiento adicional para mejorar su producción. Por lo que es imprescindible implementar un método completo para analizar dicha información. Además del historial del pozo incluyendo eventos de posibles pérdidas de fluidos a formación.
En este articulo técnico se describen dos casos relevantes de pozos donde no fue posible contar con datos de sensores de fondo tiempo real. Y basado en información de presión en superficie, se decidió evaluar tratamientos de acidificación con el objetivo de incrementar la producción. Al abrir dichos pozos, su gasto de aceite inicial fue de aproximadamente 2,000 bopd. Pudiendo incrementar sustancialmente el gasto final de aceite hasta en 9,700 bopd tras la intervención basado en la información disponible.
Te puede interesar: Aprovechamiento del agua congénita en operaciones de intervención a pozos
Durante la producción inicial en su etapa de terminación, los nuevos yacimientos comienzan a darnos información. De cual podría ser su potencial de flujo a través de todas las variables superficiales tales como, comportamiento de la presión en cabeza, gastos, estranguladores. Entre otros. Es de suma importancia realizar la correcta interpretación de estas variables superficiales para poder decodificar la información necesaria. Y de esta manera identificar las áreas de oportunidad que nos permita realizar las acciones necesarias para maximizar su producción. Para certificar las reservar recuperables de hidrocarburos.
Una interpretación fallida, podría catalogar a un nuevo yacimiento como no productivo comercialmente, cuando en realidad si pudiera tener potencial. En algunos casos, la información que se tiene en superficie sugiere pobres propiedades de roca, intervalos objetivos invadidos de agua, etc. Pero en realidad tienen un gran potencial productivo, solo que es necesario identificar las causas que lo están limitando, diseñar los tratamientos químicos respectivos. Así como también evaluar los resultados obtenidos.
Caso histórico 1. Este pozo fue terminado a lo largo de la formación del Cretácico medio y completado en un liner de 7-3/4”. Disparado en un intervalo de 67 md, a la profundidad de 5,905-5,972 md. Durante la perforación se presentaron perdidas en la sección de interés del agujero descubierto de 8-1/2”. Con un total registrado de 1,184 m3 de lodo de emulsión inversa de densidad entre 1.58 – 1.92 g/cc.
Caso histórico 2. Este pozo fue terminado a la profundidad total de 7,421 m. La zona de interés se encuentra en la formación del cretácico. Donde fue disparado el intervalo 6,512 – 6,572 md, estando expuestos 60 md de espesor en liner cementado de 7-3/4”.
Conclusiones:
1.- A través del análisis de la información de sensores de superficie, considerando parámetros de presión y temperatura en cabeza de pozo, se pudo seleccionar la mejor técnica de estimulación para cada caso obteniéndose los siguientes beneficios:
El análisis del comportamiento de presión y temperatura en superficie permite disminuir el riesgo de una selección no adecuada de la técnica de estimulación. La que ayudaría a conseguir una producción rentable y sostenida de pozos exploratorios en evaluación.
- Diseñar el tipo de estimulación que aplique para cada condición de yacimiento. Por ejemplo, estimulación matricial para pozos de buena calidad de roca o bien fracturamiento acido. Para pozos de baja conductividad, es imprescindible para no descartar la posibilidad de producción y certificación de reservas en pozos en exploración.
- En los pozos en estudio se pudo aplicar la cedula de estimulación adecuada seleccionándose un tratamiento a nivel matricial. Para el caso de alta conductividad y alto daño de formación (caso 1) y de fracturamiento ácido para el pozo de baja permeabilidad y capacidad de flujo (caso 2).
- Mejorar la productividad de ambos pozos al colocar de manera eficiente los sistemas ácidos en la formación y en la fractura creada. Permitiendo con ello, obtener una mayor eficiencia de estos.
- En ambos casos, debido a la alta temperatura de fondo se implementó de manera efectiva sistemas ácidos multipropósito de nueva generación. Para reducir la velocidad de reacción, logrando con ello, mayor contacto en el yacimiento y penetración a lo largo de la fractura creada.
- El incremento en producción de aceite de los dos casos de estudio pozos estuvo por encima del 30%, sin verse incrementado corte de agua.
Los Ingenieros Agustín Lázaro Aguilar, Héctor Alvarado Bautista, Diego Islas Anaya, Donají Guzmán Franco, Katya Campos, Jan Loaiza, Eber Medina y Alejandro Flores presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
