El estudio abordó la estimulación matricial mixta energizada con el Sistema Well Clean Premium 1 (WCP-1), un agente estimulante de alta reactividad.
La producción del Activo Integral de Producción Bloque S02, proviene en su mayoría de campos maduros cuya presión de yacimiento ha declinado con el tiempo; aunado al daño de la formación, hace que sea más difícil la extracción de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta los tanques de almacenamiento.
Lo que conlleva a realizar tratamientos de estimulación para la remoción de ese daño y la utilización de sistemas artificiales de producción; para contrarrestar las contrapresiones en líneas de descarga y cabezales de recolección de los pozos, generando un incremento en los costos de producción.
Esta situación se ve agravada por el hecho de que, durante la fase productiva de los pozos, se presentan problemas de depósitos orgánicos con viscosidades relativamente altas; problemas por alto corte de agua lo que provoca incrustaciones de carbonatos; lo que puede ocasionar un daño a la formación debido al obturamiento del espacio poroso.
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El objetivo de este trabajo buscó presentar los resultados obtenidos de la aplicación de estimulación matricial mixta energizada con el Sistema Well Clean Premium 1 (WCP-1); Agente estimulante de alta reactividad aplicada en el campo Samaria en el pozo Samaria 1187.
En los cuales se observaron incrementos de producción y sostenimiento de la misma durante el periodo de la aplicación tecnológica; bajo el procedimiento de documentación de mejores prácticas de la Gerencia de Aseguramiento Tecnológico de Exploración y Producción (GATEP) de Pemex.
Respecto al comportamiento operativo de los parámetros de presión y gasto de inyección monitoreados en tiempo real; se determinó que la formación ofreció una resistencia normal a los sistemas reactivos, la presión siempre en pendiente positiva, indica la reactividad del sistema.
De acuerdo con las condiciones de gastos de inyección en rangos programados por diseño, se observa control en el tratamiento con la ayuda de la energización con nitrógeno; ya que no hubo gran variación en las presiones hidrostáticas de la fase líquida.
Las caídas friccionales observadas en el gasto de inyección fueron constantes, solo variaciones leves en los cambios de etapa y fluido líquidos. Durante el periodo de inyección del solvente, se tuvo un decremento de presión en cabeza por su diferencia en magnitud de presión hidrostática; respecto a la columna con nitrógeno inicial.
La cédula de inyección en tiempo real tuvo una similitud con la cédula de inyección diseñada; por lo cual se asegura la penetración programada de los sistemas reactivos.
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El radio de invasión diseñado estuvo en función de la eficiencia en la ejecución del tratamiento programado, respetando en todo momento la cédula de inyección diseñada; del control de la posible divergencia por la presencia de dos intervalos disparados, en este caso, a gastos de inyección constante en líquido y variable en nitrógeno.
Los resultados de las pruebas de laboratorio fueron satisfactorios; el diseño se cumplió en un alto porcentaje en la operación y el intervalo estimulado mostró aceptación de fluido en todo momento.
La estrategia mostró reactividad y el uso de nitrógeno optimizó los resultados finales en productividad y limpieza de productos de reacción.
Es necesario programar el uso de estranguladores de acuerdo con el comportamiento del yacimiento; cuidando la estabilidad de la presión e identificando en todo momento los fluidos producidos y su pH.
De acuerdo con el estudio, es imprescindible aprovechar al máximo el potencial productivo remanente del yacimiento estimulado cuidando precisamente estas fases de limpieza e inicio de producción.
Se puede prever una producción longeva cuidando todos los detalles que se estipulan en los procedimientos de estimulación, limpieza y producción.
En relación con el incremento de la producción el pozo Samaria 1187 mostró un incremental de 150 barriles por día (bpd); con respecto a la producción del pozo previo a la estimulación 149 bpd lo cual representa un incremento del 103%.
Los Israel Arias González, Nemesio Miguel Hernández; José Elizalde Pérez y Guillermo Guillot Merchand presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
