已发表: 01/01/2010
已发表: 01/01/2010
El pozo Samaria 6117 en el sur de México se encuentra en un yacimiento naturalmente fracturado con temperaturas relativamente altas (137 degC [279 degF]). Fue perforado a 4,618 m [15,150 ft] con un lodo base aceite.
Se reportaron pérdidas excesivas de 70 m3 [440 bbl] durante la perforación de la zona productiva.
Se estimó que esas pérdidas causaron daño a la formación por invasión de sólidos, probable creación de emulsiones e incompatibilidad de fluidos.
Las expectativas para este pozo eran de 800 bbl/d pozos vecinos y el análisis petrofísico del mismo.
Schlumberger aplicó el servicio de optimización PowerSTIM para generar una propuesta de estimulación combinando el conocimiento del yacimiento, la selección de fluidos, diseño, ejecución y evaluación del tratamiento. El modelo predijo que el fluido de perforación perdido invadió la matriz crítica vecina al pozo y tapó el sistema de fracturas reduciendo la productividad del pozo. Esta propuesta fue soportada por pruebas de laboratorio de compatibilidad con recortes del pozo, muestras de aceite y fluidos de estimulación.
La propuesta consideró dos etapas:
La emulsión SXE superX es un sistema viscoso, altamente retardado de ácido concentrado (70% HCl, 30% aceite), estabilizado con un emulsificador. Dado que puede llegar más lejos en la formación que cualquier ácido, la emulsión SXE fue usada para conseguir alta penetración. El poder de disolución del sistema SXE basado en HCl, combinado con su reacción retardada con carbonatos, crea agujeros de gusano más profundos; la emulsión hace al sistema menos corrosivo al la tubería de producción y el revestidor.
El tratamiento de estimulación con SXE resultó en una producción 162% por encima de las expectativas del pozo 2,100 bbl/d versus 800 bbl/d [334 m3/d versus 127 m3/d] de aceite. PEMEX continuará utilizando este tratamiento en pozos con condiciones similares.
Pemex continuará aplicando tratamientos con SXE tras conseguir un incremento de producción del 162% sobre las expectativas en este pozo.
Desafío: Optimizar la producción en un pozo dañado por pérdidas de lodo base aceite durante la perforación en un yacimiento naturalmente fracturado.
Solución: Se utilizó SXE HT ácido emulsionado superX para maximizar la penetración del tratamiento y superar el daño en la matriz vecina al pozo.
Resultados: Se alcanzó una producción 162% mayor a la esperada del análisis petrofísico y de pozos vecinos.
