| Revista: | Ingeniería petrolera |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000449977 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Autores: | Petriz Munguía, José María1 González Valtierra, Blanca Estela1 Santos, Saraí2 Campos, Katya2 |
| Instituciones: | 1Petróleos Mexicanos, Superintendencia de Productividad de Pozos, Villahermosa, Tabasco. México 2Halliburton De México, S. De R.l. De C.V., Villahermosa, Tabasco. México |
| Año: | 2022 |
| Periodo: | May-Jun |
| Volumen: | 62 |
| Número: | 3 |
| Paginación: | 141-156 |
| País: | México |
| Idioma: | Inglés |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
| Resumen en español | En el sur de México, las formaciones productoras son formaciones de caliza y dolomía naturalmente fracturadas. Durante los tratamientos de estimulación, además de las características del yacimiento, el diseño de la terminación puede desempeñar un papel importante en el diseño de una acidificación eficiente. Una terminación típica incluye una gran zona de yacimiento expuesta de 80 a 140 m 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 espesor neto puede ser difícil, pero no imposible. Los registros de agujero descubierto son una herramienta de diagnóstico muy útil para identificar las zonas de capacidad productiva neta en los largos tramos de yacimiento expuestos. Con esta información básica, es posible estimar el intervalo que debe estimularse. En un yacimiento naturalmente fracturado, la aplicación de la divergencia química es común; sin embargo, en casos de alta conductividad, el uso de divergencia en secuencia, como lo es el bombeo de dos sistemas diferentes, puede mejorar la colocación final de fluidos. Normalmente, uno de los desviadores es un fluido de viscosidad controlada y el otro es un polímero modificado hidrofóbicamente (HMP). En 2014, se han tratado más de 35 pozos con esta técnica de divergencia en la acidificación, lo que ha permitido al operador realizar estimulaciones ácidas eficaces. Debido a los resultados de los tratamientos bombeados, donde se ha proporcionado mejores efectos de divergencia, que aquellos con el solo uso de un sistema desviador HMP, ha sido posible estimular otras zonas con variación de permeabilidad a lo largo del intervalo. En muchos de los pozos evaluados se consiguió multiplicar por 50 la tasa de producción de petróleo, mostrando, en algunos casos, una reducción del corte de agua y, en otros, el mantenimiento del gasto presente de producción de agua |
| Resumen en inglés | In offshore southern Mexico, production from limestone and dolomite formations derives from naturally fractured zones. During stimulation treatments, in addition to the reservoir’s characteristics, the completion design can play a significant role in planning an effective acidification. A typical completion includes a large reservoir zone exposed from 80 to 140 m and sometimes can be near a water zone, meaning that the necessary distribution of the stimulation fluids into the net pay can be difficult, but not impossible. Open hole logs are a useful diagnostic tool to identify the net pay zones throughout the long sections of exposed reservoir. With this basic information, it is possible to estimate the interval to be stimulated. In a naturally fractured reservoir, the implementation of chemical diversion is common; however, in cases of high conductivity, the use of in-sequence diversion steps, such as pumping two different systems, can improve diversion. Typically, one of the diverters is a controlled viscosity fluid and the other is a hydrophobically modified polymer (HMP). In 2014, more than 35 wells have been treated with the presented acidizing technique, which has permitted the operator to perform effective acid stimulations. Due to the higher effectiveness of the treatments pumped, providing better diversion effects than those with just the use of an HMP diverter system, it was possible to stimulate other zones with permeability variation along the interval. Many of the wells evaluated resulted in a 50-fold increase of the oil production rate, showing, in some cases, reduced water cut and, in other cases, maintaining the water rate production. This paper describes the learning curve to achieve increased production by combining two diverter methods during stimulation treatments, in high-pressure/high-temperature (HP/HT) offshore wells. This technique is widely used in marine region of Mexico |
| Disciplinas: | Ingeniería |
| Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Yacimientos petrolíferos, Yacimientos fracturados, Divergencia continua, Carbonatos, Tratamiento ácido, Estimulación de pozos |
| Keyword: | Petroleum engineering, Oil fields, Fractured fields, Continuous diversion, Carbonates, Acid treatment, Well stimulation |
| Texto completo: | https://biblat.unam.mx/hevila/Ingenieriapetrolera/2022/vol62/no3/3.pdf |
