Durante el trabajo se abordó el tratamiento de estimulación multilateral con sistema mecánico posicionado selectivamente.
El objetivo fue maximizar el índice de productividad del pozo, reducir caídas de presión debidas al flujo de fluidos de aceite hacia el pozo. Lo anterior, mediante un proceso de estimulación convencional orientado con microtuberias que generan conductos laterales selectivos del pozo a la formación; mejorando los ritmos de producción por contactar mayor área del yacimiento, sobrepasar la zona de daño y disminuir costos operativos.
La unidad de trabajo fue un campo a 120 kilómetros de Cd. del Carmen, Campeche. Contó con una profundidad (m) 40-50 Área (km2 ) 50.48.
Los componentes del tratamiento son: Sustituto. Su objetivo es portar 4 Agujas de 12 metros de largo que para el momento del bombeo a una presión de activación de 1450-1780 psi logran penetrar al yacimiento. De esa forma generan una puerta de salida al ácido antes de este límite de presión el sustituto funciona como un sello para conectar las agujas a la tubería corta de revestimiento (liner): Adicionalmente, en su cuerpo se alojan 4 válvulas de producción cerradas por pines, que permiten la comunicación del yacimiento con el pozo después del tratamiento.
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Ancla: La operación demanda que la tubería corta de revestimiento esté anclada al agujero descubierto para que el movimiento de la tubería; debido a cambios de temperatura y aplicaciones de presión no dañe las agujas cuando inicie su penetración hacia la formación. Estas se accionan y se expanden de 4.5 – 7.3 pulgadas o de 5.5 – 9.3 pulgadas, dependiendo diámetro del agujero descubierto.
Zapata de flotación: Permite la circulación mientras la sarta se baja dentro del agujero, se cerrará luego de ser expuesta a ácido; de modo que se pueda realizar el procedimiento de eyección mediante la acumulación de presión interna a la sarta de la tubería corta de revestimiento.
Adicionalmente, Aguja de penetración Jetting. Su objetivo es penetrar la formación a través de la eyección e inyección de ácidos para insertarse hasta 12 metros en el yacimiento.
Tobera de aguja de penetración: Permiten el flujo de ácido de 12-15 litros por minuto con tamaño de partículas máximo de 300 micrones para evitar su taponamiento. Las toberas están equipadas con un sello de identificación positiva que cierra una vez que la aguja es totalmente eyectada. Asimismo, da el indicativo en superficie de que la operación fue realizada.
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Sarta cortadora Fishbasket: Esta herramienta se corre con tubería de trabajo, el objeto de cortar las agujas al ras del diámetro interno del sustituto y/o liner; almacenándolos en la canasta mediante un set de charnelas que evitan la salida de los restos de agujas recolectadas.
Se puede concluir que con el tratamiento se puede incrementar las reservas; igualmente,
conecta zonas compartamentalizadas; atraviesa barreras de permeabilidad; mejora índice de productividad / Inyectividad; sobrepasa Daño a la formación y estimula zonas productoras con precisión.
El Ingeniero Miguel Ángel Cortes Cortes presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
