El corte de agua produce un cierre de 54 meses

Un pozo de la formación Calcarenitas del Golfo de México fue perforado como productor de petróleo y terminado con tubería de revestimiento corta (liner) de 177,8 mm [7 pulgadas]. La restricción mínima del pozo fue de 93 345 mm [3 675 pulgadas]. El operador tuvo que cerrarlo durante 54 meses debido al alto corte de agua.

El operador implementa un tratamiento de aislamiento del agua

El operador optó por un tratamiento de aislamiento del agua de Schlumberger. El proyecto consistió en los siguientes pasos:

• se colocó un empacador CoilFLATE en una ventana de 19,8 m [65 pies] (a una profundidad entre 3 200 m y 3 180.6 m [10 500 pies y 10 435 pies])
• se inyectó fluido OrganoSEAL F por debajo del empacador
• se dejó el empacador en el pozo como un tapón puente permanente
• se colocó un tapón de cemento de 9 m [30 pies] por encima del tapón puente
• se disparó una zona nueva por encima del empacador

Con el servicio de remoción de incrustaciones a chorro Jet Blaster y el sistema de mediciones de desempeño activo en el pozo ACTive —una herramienta de fibra óptica que incorpora sensores para medir la presión y la temperatura, y un localizador de los collarines de la tubería de revestimiento (CCL)— se realizó una carrera simulada para correlacionar la profundidad en tiempo real, limpiar el diámetro interno (ID) de la tubería de revestimiento en la profundidad de asentamiento. La profundidad de asentamiento debió ser precisa para asegurar que el tope del tapón de cemento a colocar sobre el tapón puente se encontrara por debajo del nuevo intervalo a disparar. La herramienta ACTive, colocada en la sarta de tubería flexible (TF), posibilitó la transmisión precisa en tiempo real de la información proveniente del collar de la tubería de revestimiento desde la herramienta CCL de fondo de pozo hasta el sistema de adquisición de datos de superficie para el proceso de correlación.

Se bajó el empacador en el pozo y se ancló a 3 194 m [10 480 pies] en la tubería de revestimiento corta de 157 074 mm [6 184 pulgadas] de diámetro interno. Después de anclar el empacador, se inyectaron 200 bbl de gel orgánico reticulado OrganoSEAL F y 20 bbl de cemento SqueezeCRETE a través del empacador para aislar la producción de agua de la zona inferior. Se desconectó la TF del empacador y sobre éste se colocó un tapón de cemento de 9 m [30 pies] para que el empacador operara como un tapón puente permanente.

Incremento de la producción de petróleo de un 100%

Se efectuaron nuevos disparos en el intervalo entre 3 145 m y 3 176 m [10 320 pies y 10 420 pies], y 10 días después del tratamiento de asilamiento del agua, la producción de petróleo se incrementó un 100%; con un corte de agua nulo.