MEJORAMIENTO DE POZO

INGEPET ’99 EXPL-5-YA-08

“MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO CAPARROSO-75

CON LA APLICACIÓN DE UN TRATAMIENTO DE ESTIMULACIÓN

SIMULTÁNEO NO-REACTIVO Y REACTIVO”

Expositor: Ing. Yuri De Antuñano Muñoz.

Autor: Ing. Yuri De Antuñano Muñoz.

Coautores:

Grupo De Estimulación De Pozos Imp Activo Luna Pemex

Ing. Oswaldo Romero Muñoz Ing. Luis Armando Pavón Chable

Ing. Fermín Rosales Arias Ing. Guadalupe Téllez Centeno

Ing. Litzaxalla Nuñez Carril

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO-MÉXICO

RESUMEN

La declinación en la producción de los hidrocarburos en pozos de aceite y gas, cada día se ve

afectada por muchos factores, entre los cuales destaca el daño a la formación, ocasionada por los

fluidos de perforación y terminación, la migración de finos de la formación por el acarreo de los

fluidos producidos, así como, la depositación de material orgánico, asfaltenos y parafinas, los cuales

ocasionan la obstrucción parcial o total del medio poroso, alterando las características más

importantes de la roca, como son la porosidad y la permeabilidad, reduciendo con esto, en el medio

poroso los canales preferenciales del flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo.

Siendo el daño a la formación, un factor negativo en la vida productiva del pozo, es de vital

importancia disponer de información de buena calidad, que permita determinar las causas que lo

originaron a fin de diseñar y establecer el tipo de tratamiento de estimulación más adecuado que

permita remover el daño presente en la formación e incrementar la productividad del pozo.

En este trabajo se presenta el estudio y análisis del pozo Caparroso-75, realizado en forma conjunta

entre personal del Grupo de Estimulaciones a Pozos del IMP y el Activo Luna de PEMEX, del Distrito

Comalcalco, para determinar las causas de la declinación de la producción del pozo y sus

alternativas de solución, mediante el análisis de: las historias de perforación y producción,

comportamiento de la presión de fondo, interpretación de pruebas de presión-producción y la

simulación de análisis nodal, aplicando el software PIPE-SIM.

Del análisis realizado al pozo Caparroso 75, se determinó un fuerte daño a la formación en la

vecindad del pozo, ocasionado por los fluidos de perforación y terminación, por la migración de finos

de la formación acarreados por los fluidos producidos y por la depositación de material orgánico,

asfaltenos y parafinas.

A fin de eliminar el daño a la formación, se diseñó un tratamiento de estimulación simultáneo noreactivo

y reactivo mediante la aplicación del software Stim-Cade (Acidificación Matricial), así como,

de pruebas de laboratorio físicas y de compatibilidad por emulsión con el aceite crudo del pozo y los

sistemas de tratamiento a emplearse, permitiendo definir la concentración de los aditivos a utilizarse,

con el objeto de evitar los posibles problemas al contacto de los fluidos del tratamiento con los

fluidos del pozo.

Debido a la alta temperatura de la formación, 168 °C, se recomendó que el sistema ácido fuera una

mezcla de ácidos clorhídrico-fórmico en una relación 9:1 respectivamente, con un poder de

disolución equivalente al ácido clorhídrico al 15%, a fin de garantizar el retardamiento en la velocidad

de reacción del ácido, mayor disolución de la roca contactada y una mayor penetración de éste en el

medio poroso.

Con el objeto de evaluar el tratamiento de estimulación aplicado al pozo Caparroso 75, se realizó la

supervisión y el monitoreo de la operación y se analizó su comportamiento de la presión de

inyección, permitiendo definir en que momento los sistemas lograban su efectividad en la formación.

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De los resultados obtenidos del estudio y la aplicación del tratamiento de estimulación recomendado,

se logró la remoción del daño a la formación y por consiguiente el incremento de la producción del

pozo Caparroso-75 de 750 bl/día a 1500 bl/día, lo cual representa un 100% más en la producción

del pozo.

INTRODUCCIÓN

En la perforación de un pozo petrolero se utilizan diferentes tipos de fluidos a fin de alcanzar los

objetivos programados para la explotación de los hidrocarburos contenidos en ciertas formaciones.

Estos fluidos son comúnmente conocidos como fluidos de perforación, los cuales tienen como

objetivo el de proporcionar lubricación a la barrena, acarrear hacia la superficie los fragmentos de

roca originados por la barrena y prevenir el flujo de fluidos de las formaciones hacia el pozo.

Debido al contacto directo del fluido de perforación con las formaciones perforadas, en la mayoría de

los casos se ocasiona un daño a la formación por la filtración del fluido, el cual contiene sólidos en

suspensión los cuales bloquean los poros de la formación y/o las fracturas naturales, originando con

esto, la obstrucción parcial o total en el medio poroso al flujo de fluidos de la formación al pozo y

alterando las propiedades petrofísicas de la roca como la porosidad y la permeabilidad.

Para la remoción del daño, se debe conocer el origen de éste, a fin de determinar adecuadamente

el tipo de tratamiento a emplear para restablecer o mejorar las condiciones de la formación. La

eficiencia de una estimulación depende primeramente de la remoción del daño que restringe la

productividad del pozo. Esta restricción se presenta normalmente como una declinación en la

producción del pozo, producto de una caída de presión del yacimiento hacia el pozo. Para lograr la

estimación del daño, se recomienda realizar pruebas de variación de presión, las cuales permiten

discretizar el daño y determinar la permeabilidad de la formación.

El diseño de un tratamiento de estimulación, requiere de los conocimientos básicos de todos los

fenómenos involucrados, tales como: a) Reacciones químicas entre el fluido de tratamiento y los

diferentes minerales de la formación y b) El comportamiento del flujo del líquido a través del medio

poroso y la interacción de los aditivos empleados.

Cuando se considera lo anterior, podemos determinar cual es el tratamiento adecuado para remover

eficientemente el daño en la formación.

ANTECEDENTES

El pozo Caparroso-75, inició su perforación en octubre de 1988 con la finalidad de explotar los

hidrocarburos de la formación del Cretácico Medio. Durante su etapa de perforación a la profundidad

de 600 m inició su desviación con 0º 15´, detectándose a la profundidad del intervalo 5012-5614 m

pérdidas del fluido de perforación (lodo polimérico Thermadrill), siendo necesario para continuar la

perforación, bajar la densidad del lodo y añadir obturantes de grano medio. Posteriormente el 7 de

mayo de 1990, se dispara el intervalo 5553-5560 m, con pistolas Ener-Jet de 1 11/16 pg, con 13 c/m,

sin observarse la manifestación del pozo, por lo que, se dispara el intervalo 5512-5487 m,

observándose también sin manifestar, optándose por efectuar una prueba de admisión a ambos

intervalos disparados con agua dulce, registrándose una presión de inyección de 455 kg/cm2 y una

presión máxima de 490 kg/cm2, a un gasto de bombeo de 0.75 bl/min, obteniéndose una presión

final de 420 kg/cm2. Se abre el pozo por estrangulador de 1/2 pg, observándose el desalojo de agua

dulce sin manifestar, siendo necesario inducir al pozo con tubería flexible de 1 pg a la profundidad

de 5560 m, observándose el desalojo de agua dulce, nitrógeno y gas sin manifestar.

Debido a que el pozo no se manifiesta, se le efectúa un tratamiento de estimulación con 20 m3 de

ácido clorhídrico al 15%, registrándose una presión de inyección de 415 kg/cm2 y una presión

máxima de 460 kg/cm2, obteniéndose una presión final de operación de 253 kg/cm2. Una vez

terminada la inyección de los fluidos de tratamiento se abre el pozo por estrangulador de 1/4 pg,

observándose el desalojo de los productos de reacción, gas y aceite, quedando como pozo

productor.

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Con amerada de 1 1/4 pg, estacionada a la profundidad de 4500 m se efectúa un registro de fondo

fluyendo con estrangulador de 3/8 pg, obteniéndose una presión de 350 kg/cm2.

El 13 de julio de 1990 se le realiza una medición de la producción del pozo, con estrangulador de

3/8 pg, registrándose un gasto de aceite de 124 m3/día, con una relación gas-aceite de 653 m3/m3 y

una presión en la cabeza de 355 kg/cm2.

De julio a noviembre del mismo año, el pozo se mantiene produciendo por estrangulador de 3/8 pg,

registrándose un gasto de aceite promedio de 338 m3/día, con una relación gas-aceite de 538 m3/m3

y una presión en la cabeza de 283 kg/cm2.

El 20 de diciembre de 1990, sé amplia estrangulador de 3/8 pg a 1/2 pg, registrándose un gasto de

aceite de 348 m3/día, con una relación gas-aceite de 538 m3/m3 y una presión en la cabeza del pozo

de 250 kg/cm2. Posteriormente sé amplio de 1/2 pg a 3/4 pg incrementándose el gasto de aceite a

383 m3/día.

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