Incrementando la productividad en yacimientos calcáreos maduros, usando un novedoso sistema reactivo retardado simplificado.
Diversas técnicas y tecnologías son utilizadas en la industria petrolera para mejorar y facilitar los procesos de recuperación de hidrocarburos en campos maduros.
El éxito de los tratamientos de acidificación en carbonatos depende de muchos factores por su complejidad y heterogeneidad; entre ellos destacan, la colocación eficiente de fluidos (reducción del daño de formación) y generación de agujeros de gusanos (aumento de la producción de hidrocarburos).
Durante tratamientos de estimulación, los fluidos invaden las áreas de mayor permeabilidad y evitan las de menor permeabilidad o aquellas zonas con daño de formación. Lo que deriva en incrementos de producción debajo del potencial esperado.
Por lo anterior, es muy importante entender las características del yacimiento. Igualmente, simular detalladamente las condiciones de fondo y en altas temperaturas, usar sistemas reactivos retardados simplificados que permitan una disolución adecuada en toda la zona de interés; disminuyendo el volumen total de fluidos de tratamiento inyectados a la formación.
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El trabajo mostró tres casos de intervenciones de estimulación exitosas en pozos del campo de estudio como parte de las operaciones de terminación. En este caso, los pozos se analizaron juntos para determinar el mejor tratamiento químico para la estimulación; el cual incluye un novedoso sistema reactivo retardado simplificado para mejorar el perfil de disolución de la roca.
Igualmente, con estos tratamientos, se logró incrementar la producción de los pozos en todos los casos. Adicionalmente, se optimizó el volumen de tratamiento con respecto a las estimulaciones con fluidos convencionales.
El campo de estudio se encuentra ubicado en el municipio de Reforma, estado de Chiapas, a 41 km de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco. Actualmente, el campo se encuentra dividido en cinco bloques.
La campaña de estimulaciones presentada en este trabajo se desarrolla en el bloque “X”, el cual fue descubierto en 2019, año que comenzó su explotación. Actualmente hay siete pozos operando. El bloque “X” explota los recursos correspondientes a las formaciones Cretácico Superior y Cretácico Medio; los tipos de roca son caliza y dolomía intercaladas con porosidades promedio de 5% y contrastes de permeabilidad que van de 5 a 50 miliDarcies.
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El análisis de la información disponible, así como la selección de los sistemas con base en las condiciones de yacimiento y la oportuna toma de decisiones durante la operación de estimulación, fueron claves para el éxito de los tratamientos.
Adicionalmente, las pruebas de laboratorio permitieron seleccionar sistemas reactivos óptimos con el objetivo de mejorar las condiciones de las zonas de interés para el operador.
Igualmente, la compatibilidad entre los sistemas de tratamiento y el aceite de los pozos a tratar son importantes. Ya que se garantiza que no se tiene un daño indebido durante el tratamiento del mejoramiento de producción. Los sistemas que se utilizaron en estos casos de estudio se formularon de acuerdo con las características especiales de cada zona de interés.
Asimismo, el sistema reactivo retardado CMP2020_764 simplificado probó con eficacia el costo-beneficio para el cliente. Disminuyendo los volúmenes de tratamiento y acelerando los tiempos de limpieza y retorno de fluidos.
La selección de la técnica de estimulación apropiada, el uso de solventes, reactivos, así como el uso de divergentes químicos energizados con nitrógeno permitieron colocar los sistemas de tratamiento en las zonas de interés. Finalmente, ayudaron a cumplir con el mejoramiento del drene de aceite comercial con excelentes resultados; incrementando la producción en un promedio de 1,000 bpd de aceite sin obtenerse flujo fraccional de agua como efecto del tratamiento.
Los ingenieros Jesús del Carmen Santini Pérez, Patricia Isabel Velázquez Hernández, Romel Cuadras Padilla, Alfredo Daniel González García, Emmanuel Antonio Andrade Sierra; José Luis Camarillo Valtierra, Juan Carlos Aguilar Cruz y Laura Paola Vázquez Macedo presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
