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INTRODUCCIÓN
En Parahuacu las operaciones de perforación y producción se iniciaron en el último trimestre de 1968. 5 décadas de explotación continua, con un total de 23 pozos, hace palpable la declinación de la producción de crudo, acompañado del aumento del corte de agua; que sumado al hecho de que existen 8’150.441 bls de petróleo recuperables (según la tabla 1) hace necesaria la implementación de nuevas técnicas para generar un incremento de producción de petróleo.
El desarrollo de este estudio permite definir la factibilidad técnica de la aplicación de la estimulación en el campo y los trabajos de estimulación adecuados para los pozos de Parahuacu para mejorar la producción actual; y a su vez se plantea como aporte para la aplicación de dichas técnicas de estimulación en diferentes pozos de diferentes campos.
MATERIAL Y MÉTODOS
El universo del estudio es el campo Parahuacu con 23 pozos de los cuales a diciembre de 2016 12 están en producción, 10 están cerrados y 1 abandonado como se observa en la tabla 2.
La muestra está constituida por 5 pozos cerrados: PRH_04, PRH_05, PRH_08, PRH_09 y PRH_21 y 4 pozos abiertos: PRH_02, PRH_13, PRH_18 y PRHN_1.
Se recolectó, estructuró y tabuló la información proporcionada por Petroamazonas EP: estado inicial de perforación y completación, historial de producción, historial de reacondicionamientos, última intervención, registros de pozos, resultados de Build up, estado mecánico actual, registro de cementos y curvas IPR, con el propósito de determinar si la estimulación es técnicamente factible.
Se tomaron los criterios: para realizar una acidificación matricial de areniscas un daño de formación menor que 15 y/o permeabilidad mayor que 10 md y para fracturamiento hidráulico un daño de formación mayor que 15 y/o permeabilidad menor que 10 md.
Se seleccionaron los métodos de estimulación, acidificación matricial de areniscas porque los reservorios productores de PRH son arenas (Basal Tena, U inferior, T superior, T inferior) y es el tratamiento de acidificación más adecuado, y fracturamiento porque es la técnica de estimulación más severa y eficaz.
RESULTADOS
Se presentan los criterios estudiados para cada pozo con un ejemplo: PRHN_01.
Estado inicial de perforación y completación
Perforado en julio de 2015 y completado en octubre del mismo año. Profundidad final alcanzada fue 10.500’. Se punzó y probó los intervalos 9.696’9.709’ y 9.730’9.735’ parte de la formación U inferior, además de 9.882’9.898’ parte de la formación T inferior; se obtuvo 1.030 BPPD con 50% de BSW con 29,7° API y 426 BPPD con 3% de BSW con 33,7° API respectivamente.
Historial de producción
En la figura 1 encontramos el historial de producción de la arena Ui del pozo PRHN_01, donde la producción acumulada es 190.000 bls de petróleo y 20.000 bls de agua.
Historial de reacondicionamientos
En PRHN_01 se ha realizado una intervención de reacondicionamiento cuyo objetivo fue cambiar de zona productora de Ui a Ti.
Última intervención
Se realizó en noviembre de 2016, sacan, limpian y bajan bomba de producción y evalúan las arenas con resultados: BPPD= 244, BSW=24% y 32,1° API para U inferior y BPPD= 380, BSW= 12% y 32,1° API para T inferior. Trabajo satisfactorio, se cambió de zona con éxito.
Registros eléctricos
En la figura 2 se muestra el registro eléctrico para la arena Ui. Se observan las zonas de pago, contacto agua petróleo, arenas sucias, petróleo móvil e inmóvil y agua.
Resultados build up
En la tabla 3 se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la prueba Build Up de PRHN_01.
Estado mecánico actual
En la figura 3 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se muestra el espesor de cada arena: Ui (9696’ – 9735’) y Ti (9882’ – 9898’), la profundidad total del pozo 10500’. Completación ON/ OFF tool 9612’. Se observa que la empaquetadura se encuentra a 70,5’ de distancia de la arena Ui.
Registro de cemento
En la figura 4 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se observa una calidad de cemento mala tanto en tope como en base de la arena.
Curva IPR
En la figura 5 se muestra la curva de producción proyectada para la arena Ui. Se observan las curvas para daño y permeabilidad actual (s= 16,5; k= 20,8 md) y a daño y permeabilidad luego de la estimulación (s= 2; k= 26 md), (s= 0; k= 31,2 md) y (s= -2; k= 41,6 md); en las que se observan un incremento de producción de 80 BPPD a 323, 531 y 1125 BPPD respectivamente. La producción a condiciones actuales del pozo representa el 15% de la producción proyectada con estimulación a condiciones s=0 y k= 31,2 md.
DISCUSIÓN
Factibilidad técnica y método adecuado
La tabla 4 resume los criterios expuestos para determinar la factibilidad técnica para estimular los pozos cerrados, y el método de estimulación más adecuado.
(1) PRH_04 ha tenido 24 reacondicionamientos de las cuales 14 han sido acidificaciones, se considera que el revestidor no está en condiciones óptimas para intervenir en primera instancia, se puede estimular luego de remediar.
(2) PRH_05 presenta pescado desde los 8227’ por lo que en primera instancia no es factible estimular.
PRH_08, PRH_09 y PRH_ 21 presentan condiciones óptimas para estimular.
La tabla 5 expresa de forma más simple los criterios expuestos para determinar la factibilidad técnica para estimular los pozos abiertos, y el método de estimulación más adecuado.
(3) PRHN_01 presenta mala calidad sello en tope y en base, por lo tanto, la estimulación no es factible en primera instancia.
PRH_02, PRH_13 y PRH_18 presentan condiciones óptimas para estimular.
Perfil de producción
En la tabla 6 se observa la producción actual por día de los pozos expuestos (573 BPPD), la producción proyectada luego de la estimulación (2647 BPPD) y el incremento de producción por influencia de la estimulación de 2074 BPPD, incremento que se puede evidenciar en la figura 6.
CONCLUSIONES
Los pozos seleccionados para este estudio representan las características de los pozos y zonas aledañas de acuerdo a su distribución en el mapa de profundidad de la arena en estudio (BT, Ti, Ui).
En las curvas de análisis nodal se seleccionó el intervalo intermedio (s= 0 y 1,5k) pues se considera como el caso que representa condiciones reales para determinar la influencia de la estimulación en la producción en los pozos expuestos en el estudio.
La optimización de producción mediante técnicas de estimulación se hace factible al obtener un incremento proyectado de producción de 2074 BPPD.
La aplicación de técnicas de estimulación es técnicamente factible para los pozos PRH_02, PRH_08, PRH_09, PRH_13, PRH_18, PRH_21.
La aplicación de técnicas de estimulación no es técnicamente factible para los pozos: PRH_04 por las numerosas intervenciones de reacondicionamiento, PRH_05 por presencia de “pescado” y PRHN_01 por mala calidad del cemento sello.
Recomendaciones
Se recomienda realizar la estimulación como medida para la optimización de producción del campo Parahuacu.
En los pozos PRH_13 y PRH_21 se propone realizar acidificación de areniscas como técnica de optimización de producción.
En los pozos PRH_02, PRH_08, PRH_09 y PRH_18 se propone realizar fracturamiento hidráulico como técnica de optimización de producción.
En el pozo PRH_04 se propone realizar una prueba de presión al revestidor para determinar su integridad y luego realizar una fractura hidráulica como técnica de optimización de producción.
En el pozo PRH_05 se propone retirar el pescado que impide la intervención a las zonas productoras, luego de este procedimiento realizar acidificación de areniscas como técnica de optimización de producción.
En el pozo PRHN_01 se propone realizar una fractura hidráulica como técnica de optimización de producción con la previa revisión y reparación del cemento sello.
Se recomienda realizar pruebas de presión después de una estimulación o de manera periódica, la falta de información dificulta la selección de técnicas adecuadas.
Se recomienda la circulación de limpieza de pozo luego de la estimulación (para recuperar el ácido o recuperar los ripios) puesto que, los finos que se acumulan en el fondo del pozo provocan una rápida declinación de la producción del pozo y problemas en las bombas y en los equipos de superficie.
Se recomienda realizar pruebas de integridad del revestidor de manera que se logre identificar si es factible una intervención de estimulación sin riesgo de afectar la completación.
