El presente documento describió la curva de aprendizaje para lograr un aumento de la producción mediante la combinación de dos métodos de desviación; durante los tratamientos de estimulación en los pozos marinos de alta presión/alta temperatura (HP/HT).
Igualmente, abordó el análisis de una aplicación significativa para la desviación continua durante los tratamientos con ácido en los depósitos de carbonato en offshore.
En las costas del sur de México, la producción de las formaciones de piedra caliza y dolomita procede de zonas fracturadas naturalmente.
Durante los métodos de estimulación, además de las características del yacimiento, el diseño de la terminación puede desempeñar un papel importante en la planificación de una acidificación eficaz.
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Por otra parte, una terminación típica incluye una gran zona del embalse expuesta de 80 a 140 metros y a veces puede estar cerca de una zona de agua; lo que significa que la distribución necesaria de los fluidos de estimulación en el pago neto puede ser difícil, pero no imposible.
Los registros de pozo abierto son una herramienta de diagnóstico útil para identificar las zonas de pago neto a lo largo de las secciones largas del reservorio expuesto.
En un yacimiento fracturado naturalmente, es común la aplicación de la desviación química; sin embargo, en casos de alta conductividad, el uso de pasos de desviación en secuencia, como el bombeo de dos sistemas diferentes, puede mejorar la desviación.
Por lo general, uno de los desviadores es un fluido de viscosidad y el otro es un polímero modificado hidrofóbicamente (HMP).
Desde 2014, más de 35 pozos se trataron con la técnica de acidificación presentada, que ha permitido al operador realizar estimulaciones ácidas eficaces.
El uso de la desviación en los carbonatos fracturados naturalmente se considera a veces una etapa de estimulación muy difícil de alcanzar completamente.
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No obstante, después de muchas aplicaciones sobre el terreno, una combinación de desviadores demostró que es posible redirigir las diferentes etapas del ácido durante un tratamiento de estimulación.
El estudio demostró que la utilización de la desviación en secuencia ofrece confianza para utilizarlas en una variedad de escenarios; incluyendo nuevas terminaciones, trabajos abandonados, nuevos intervalos y tratamientos ácidos periódicos.
La reducción de la permeabilidad efectiva facilitó la acción del fluido altamente viscoso para mejorar el aislamiento temporal; y la orientación de la segunda etapa del tratamiento con ácido a diferentes zonas no tratadas.
Un punto importante fue la prueba de laboratorio para proporcionar control de calidad para los sistemas a utilizar antes de la operación. Ayudaron para verificar la compatibilidad entre el tratamiento y el fluido presente en los pozos, para confirmar el comportamiento de la viscosidad del fluido altamente viscoso durante el trabajo.
Los ingenieros José María Petriz Munguía, Blanca Estela González Valtierra, Javier Trujillo Hernández; Sarai Santos y Katya Campos Monroy presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.
