El estudio técnico aborda el enfoque para aumentar el valor de la producción de pozos exploratorios HPHT en el Activo Marina Sur de México.
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. 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. Así como 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.
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En este articulo técnico se describen dos casos relevantes de pozos donde no fue posible contar con datos de sensores de fondo tiempo real. 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.
México es conocido como líder en la perforación de pozos de exploración marinos, siendo el objetivo principal la certificación oficial de reservas comerciales de hidrocarburos. Los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados son los más evaluados. Forman parte de las edades cretácica y jurásica superior del Kimmeridgiano, y las profundidades de los pozos suelen oscilar entre 4,000 y 6,000 metros verticales.
Conclusiones
Los datos obtenidos durante la perforación y terminación, los registros de agujero descubierto y las diferentes fuentes de información proporcionan el punto de partida para seleccionar la mejor técnica de estimulación para el yacimiento.
El comportamiento estático/dinámico de la presión de superficie y fondo del pozo mientras es realizada la prueba DST, ayuda a definir las propiedades de roca. Esta información es muy valiosa y utilizada para calibrar la simulación del tratamiento que aplique en cada caso.
Asimismo, el análisis de la productividad mientras se realiza el DST es necesaria para definir la mejor técnica de estimulación. Para proporcionar un período de flujo estable y exitoso, y permitir la certificación de las reservas.
Este caso histórico demuestra la realización con éxito de un tratamiento de fracturamiento ácido en un yacimiento de carbonato de muy baja permeabilidad. Con el objetivo de certificar las reservas en un pozo exploratorio, incluso cuando el flujo al inicio de la DST fue infructuoso.
Los Ingenieros Agustín Lázaro Aguilar, Héctor Alvarado Bautista, Anahí Chillopa Perez, 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).
