Desarrollo de un Campo Marginal con Problemas de...
11
Página 1 de 11 CMP-029 Desarrollo de un Campo Marginal con Problemas de Depositaciones de Sal: Combinando Estimulación – Control de Agua Armando Martinez Aguilar, Oscar Melo Narcizo, PEMEX; Tadeo Resendiz Torres, Juan Aguilar Cruz, Nestor Molero, Schlumberger Resumen En el sur de México son varios los campos productores en yacimientos carbonatados fracturados con un alto corte de agua. La mayoría de las reservas remanentes están en la matriz de la formación. El objetivo durante la estimulación de estos pozos es conectar la matriz con la red de fracturas existentes. Sin embargo, en algunos casos, el contacto agua-aceite se encuentra cerca del intervalo productor y la alta salinidad del agua (350,000 ppm) da origen a incrustación de sal afectando la productividad del pozo. El tiempo de incrustación de sal en el pozo es una función del volumen de agua producida. El reto en estas intervenciones no sólo fue desviar selectivamente el fluido de tratamiento de las zonas de mayor admisión (fracturas llenas de agua), sino también para reducir la producción de agua después del tratamiento. Para el tratamiento de estimulación, el fluido desviador debe reducir la alta permeabilidad de los intervalos saturados de agua sin afectar a la permeabilidad de los intervalos productores de aceite. Históricamente, los tenso activos viscoelásticos se han utilizado en el sur de México como desviador principal para los tratamientos de acidificación. Sin embargo, estos sistemas se han implementado con éxito en otras aplicaciones. El tenso activo también actúa como un modificador de la permeabilidad desproporcionada (DPM) disminuyendo el corte de agua después de los tratamientos. El corte de agua de pozos estimulados con el desviador DPM permanece por debajo de 10%, produciendo por más de 200 días debido a la eliminación de incrustación de sal. El corte de agua de los pozos tratados convencionalmente está por encima del 60%, produciendo de 15 a 30 dias y la productividad de estos pozos se ve afectada por la incrustación rápida de sal. La aplicación de este sistema DPM libre de solidos limitó la producción de agua lo que llevó a un mantenimiento de producción debido a que no se tuvo una incrustación de sal haciendo rentable este tipo de tratamientos de estimulación y haciendo posible el desarrollo de un campo que previamente se consideraba poco rentable debido a la precipitación salina en la formación.
Transcript of Desarrollo de un Campo Marginal con Problemas de...
Página 1 de 11
CMP-029
Desarrollo de un Campo Marginal con Problemas de Depositaciones de Sal:
Combinando Estimulación – Control de Agua
Armando Martinez Aguilar, Oscar Melo Narcizo, PEMEX; Tadeo Resendiz Torres, Juan Aguilar Cruz,
Nestor Molero, Schlumberger
Resumen
En el sur de México son varios los campos productores en yacimientos carbonatados fracturados con
un alto corte de agua. La mayoría de las reservas remanentes están en la matriz de la formación. El
objetivo durante la estimulación de estos pozos es conectar la matriz con la red de fracturas existentes.
Sin embargo, en algunos casos, el contacto agua-aceite se encuentra cerca del intervalo productor y la
alta salinidad del agua (350,000 ppm) da origen a incrustación de sal afectando la productividad del
pozo. El tiempo de incrustación de sal en el pozo es una función del volumen de agua producida. El reto
en estas intervenciones no sólo fue desviar selectivamente el fluido de tratamiento de las zonas de
mayor admisión (fracturas llenas de agua), sino también para reducir la producción de agua después del
tratamiento. Para el tratamiento de estimulación, el fluido desviador debe reducir la alta permeabilidad
de los intervalos saturados de agua sin afectar a la permeabilidad de los intervalos productores de
aceite.
Históricamente, los tenso activos viscoelásticos se han utilizado en el sur de México como desviador
principal para los tratamientos de acidificación. Sin embargo, estos sistemas se han implementado con
éxito en otras aplicaciones. El tenso activo también actúa como un modificador de la permeabilidad
desproporcionada (DPM) disminuyendo el corte de agua después de los tratamientos. El corte de agua
de pozos estimulados con el desviador DPM permanece por debajo de 10%, produciendo por más de
200 días debido a la eliminación de incrustación de sal.
El corte de agua de los pozos tratados convencionalmente está por encima del 60%, produciendo de 15
a 30 dias y la productividad de estos pozos se ve afectada por la incrustación rápida de sal. La
aplicación de este sistema DPM libre de solidos limitó la producción de agua lo que llevó a un
mantenimiento de producción debido a que no se tuvo una incrustación de sal haciendo rentable este
tipo de tratamientos de estimulación y haciendo posible el desarrollo de un campo que previamente se
consideraba poco rentable debido a la precipitación salina en la formación.
Página 2 de 11
Yacimiento
La plataforma carbonatada del Cretácico que se extiende por el sur de México tiene dos plataformas
conocidas como: "Plataforma de Yucatán" hacia el sureste y "Plataforma Nuevo Mundo-Artesa" hacia el
oeste. La facies típicas son carbonatos de aguas poco profundas; facies de talud, incluyendo facies de
flujo de las plataformas conocidas como "brechas"; y facies marinas profundas. Durante la evolución
geológica del sureste de México en el Caloviano, la migración sal fue resultado de varios eventos
tectónicos (Fig.1). La formación del Cretácico en México se ha subdividido en tres unidades diferentes,
que son, Cretácico Inferior (KI), Cretácico Medio (KM), y el Cretácico superior (KS). El campo "T" se
encuentra en la cuenca Chiapas-Tabasco, KM y KI consisten principalmente en dolomías meso-micro
cristalinas con porosidades que van desde 3% a 8%, y KS consta de caliza arcillosa y calcarenitas con
porosidad que varía de 5 a 12%. Los pozos en el campo T producen principalmente de KM y KS
(Padilla y Sánchez, 2007; Resendiz et al 2012). La litología predominante es la caliza, y las fracturas
son el principal mecanismo de producción. Las permeabilidades son entre 10 y 30 md. El depósito ha
sido clasificado como productor de gas y condensado con temperaturas de fondo que van de 140 a
160oC.
Fig.1- Migración de Sal
Página 3 de 11
Definición del problema
La sal del domo salino migra a través de las fallas, que conectan con el acuífero del campo T. En
consecuencia, el agua producida por los pozos cerca de las fallas contiene altas concentraciones de
sal, salinidades promedio de aproximadamente 300,000 ppm. Por lo tanto, uno de los principales
factores de daño identificado en el campo T es la deposición de sal y otros depósitos inorgánicos. Los
tratamientos convencionales consisten en el uso de inhibidores iónicos de sal. Sin embargo, la tasa de
éxito es muy baja, lo que llevó a los operadores del sur de México a abandonar algunas reservas en
KM. Los operadores trataron de explotar el yacimiento en KS; sin embargo, la estrategia de la inhibición
de la sal tampoco tuvo éxito en esta formación. El agua producida en esta formación también genera
obstrucción por deposición de sal a través del sistema de producción, afectando la productividad de
todo el campo (Fig.2).
Fig.2- Obstrucción de Sal en líneas Superficiales
Solución
El problema de la deposición de sal se produce principalmente en los tubulares de producción. El
proceso de crecimiento de los cristales tiende a generar tapones de sal. Durante al menos tres años,
varios enfoques se intentaron en este campo para disminuir agua y, en consecuencia, la deposición de
la sal. Sin embargo, esos intentos no tuvieron los resultados esperados. Un resumen de los esfuerzos
realizados en el sur de México para tratar de controlar la deposición de sal incluye los siguientes
enfoques:
Página 4 de 11
Cubierta de plástico. Cubierta de plástico se utilizó en el diámetro interior de la tubería para evitar
deposiciones de sal en las líneas de producción.
Cubierta térmica y el inhibidor de halita. La colocación de una cubierta térmica y la inyección de
inhibidor de halita en el espacio anular de la tubería de producción a través de un tubo capilar se
hicieron para reducir la incidencia de formación de la sal a través del sistema de producción.
Inhibidor de incrustaciones inorgánicas en pozos de petróleo. Se llevaron a cabo estudios de
laboratorio de muestras de superficie y núcleos de desarrollar un agente anti incrustante para el
campo.
Herramienta electromagnética de fondo de pozo y de superficie. Este dispositivo actúa sobre las
partículas minerales en el nivel molecular, la inhibición de la deposición en las paredes de la tubería
o de la tubería y la separación de los cationes y aniones, lo que permite el transporte de sólidos de
cristal sin deposición.
Después de esos intentos sin éxito para inhibir la sal y las incrustaciones inorgánicas, se buscó otro
enfoque para restaurar la productividad de los pozos en el campo T. La propuesta seleccionada
consistió en un tratamiento de estimulación de la matriz capaz de aumentar la producción de petróleo,
reduciendo al mismo tiempo el corte de agua y la concentración de sal. Por lo tanto, el uso de un
sistema desviador adecuado fue crítico en la reducción de la interacción del fluido principal con las
zonas invadidas por el agua. Uno de los enfoques más atractivos fue el uso de un modificador de la
permeabilidad desproporcionada (DPM) porque su función es desviar el fluido de tratamiento principal
lejos de las zonas que contienen agua.
Debido a su alta salinidad, el agua producida desde el campo T ayudó a aumentar la viscosidad del
sistema de DPM, el desarrollo de un aislamiento temporal efectiva a través de las zonas invadidas de
agua, mientras que los depósitos de sal a lo largo de los tubulares de producción fueron
mecánicamente y químicamente eliminados justo antes de la tratamiento de estimulación. Este enfoque
permitió un aumento significativo en la producción que se mantuvo tres veces más que los tratamientos
anteriores.
Caso de Estudio
El pozo T2 es productor de petróleo de las formaciones KS y KM se terminó con un aparejo de 3,5
pulgadas. Los rangos de porosidad de 5 a 8%, y los rangos de permeabilidad de 3 a 6 md. Temperatura
de fondo de 150oC. La litología es 30% de dolomita, 60% de caliza, y 10% de arcilla. El corte de agua
por encima del 75% y con 350,000 ppm de salinidad, lo que resultó en deposición de sal en las tuberías
superficiales y el aparejo de producción
Página 5 de 11
Fig.3- Estado Mecánico T2
Diseño del Tratamiento
El diseño del tratamiento de estimulación considera la alta salinidad del agua que produce el pozo. Al
comienzo de la intervención, un volumen de agua es bombeado para disolver la sal presente a lo largo
de la tubería de producción para evitar cualquier interacción / contaminación con el sistema de DPM. Se
requieren grandes volúmenes de DPM para el tratamiento, especialmente en la primera etapa, para
proporcionar un tapón temporal. Un gran volumen de solvente se bombea al final del tratamiento, para
ayudar a eliminar el aislamiento temporal creado por el DPM a través de las zonas invadidas de agua.
El tratamiento se divide en cuatro etapas para cubrir todos los intervalos productores. La cédula del
tratamiento es mostrada en la Tabla 1.
Página 6 de 11
Tabla 1- Cédula de Bombeo
Ejecución
El tratamiento fue ejecutado con éxito de acuerdo a la cédula de bombeo diseñada. En la Fig.4, el
recuadro azul muestra cuando el divergente DPM se activa en la zona de agua. El cuadro amarillo
muestra una disminución de la presión superficial, resultado de la generación de agujeros de gusano y
la mejora en la conectividad de la formación.
Fig.4- Ejecución del Tratamiento
Fluidos del Tratamiento Liquido (m3) Gasto Liquido (bpm) Nitrogeno (m3) Gasto N2 (m3/min)
Precolchon - - 8000 120
Solvente 30 2 9450 100
Salmuera 3 2 945 100
Divergente DPM 16 2 5040 100
Acido 15 2 4725 100
Solvente 10 2 4095 130
Salmuera 1 2 441 140
Divergente DPM 8 2 3528 140
Acido 15 3 4410 160
Solvente 10 3 3360 160
Salmuera 1 3 336 160
Divergente DPM 3 3 1008 160
Acido 15 3 5040 160
Solvente 10 3 3360 160
Salmuera 1 3 336 160
Divergente DPM 3 3 1008 160
Acido 15 3 5040 160
Solvente 15 3 5040 160
Desplazamiento - - 9500 160
Pozo T- 2 Cedula de Bombeo
Página 7 de 11
Resultados
Como se muestra en la Fig.5, después del tratamiento con DPM el corte de agua se mantuvo por
debajo de 20% en ochenta y cinco días. Esta condición evita la deposición de sal en los tubulares,
resultando en una reducción de la frecuencia de los tratamientos de recuperación.
Fig. 5- Resultados T2
Desarrollo de los depósitos del Cretácico
Antes de la implementación de la solución con el divergente DPM, los operadores en el sur de México
habían decidido producir los pozos en KM y dejar algunas reservas remanentes en esta formación. Con
respecto a KS, decidieron desarrollar esta formación del campo T con ocho pozos dando una
producción promedio de 900 barriles al día. Sin embargo, los tapones de sal se convirtieron en un
problema repetitivo, que afectaba a la productividad de los pozos. La aplicación del divergente DPM en
el campo T dio una recuperación promedio de 600,000 barriles de petróleo en 2 meses, lo cual fue un
resultado sin precedentes para este campo. La Fig. 6 muestra la producción de aceite acumulado de los
pozos tratados con DPM en el campo T posterior a 30 días de realizar el tratamiento. El corte de agua
de los pozos estimulados con el divergente DPM se mantuvieron por debajo del 10%, produciendo en
promedio 1,000 barriles al día durante más de 200 días. El corte de agua de los pozos en el mismo
campo T estimulados con tratamientos convencionales es superior al 60%, producen menos de 50 días
y tienden a depositar sal afectando notablemente su producción.
Página 8 de 11
Fig. 6- Producción de aceite acumulada de pozos tratados con DPM en el campo T luego de 30 días
Conclusiones
En comparación con los métodos tradicionales de inhibición de sal, los tratamientos de estimulación
con DPM lograron extender de manera significativa la productividad de los pozos intervenidos,
resultando en una recuperación promedio de 600,000 barriles de petróleo en 2 meses, lo cual fue
un resultado sin precedentes para este campo.
El corte de agua de los pozos estimulados con el divergente DPM se mantuvieron por debajo del
10%, produciendo en promedio 1,000 barriles al día durante más de 200 días, mientras que los
pozos estimulados con tratamientos convencionales presentaron un corte de agua superior al 60%,
con una producción menor a 50 días.
Bombear el mayor volumen de DPM antes de la primera etapa de ácido ayudó a generar un
aislamiento temporal eficaz de las zonas invadidas por el agua.
Los tratamientos de estimulación matricial en pozos de producción de agua con alta salinidad
requieren de pruebas de laboratorio muy detalladas debido a la alta concentración de sal que
afecta a la viscosidad y las reologías de los fluidos de estimulación.
La capacidad del desviador DPM para limitar la producción de agua hizo posible tener incrementos
de producción y ayudar en el desarrollo del KS que previamente se consideraba poco rentable
debido a la precipitación salina en la formación.
Página 9 de 11
Nomenclatura K= Permeabilidad Pws= Presion Estatica Pwf= Presion de Fondo Fluyendo Pwh= Presion de Cabeza de Pozo Qo= Gasto de Aceite Qw= Gasto de Agua Qg= Gasto de Gas
= Porosidad
Referencias
Czwienzek F., Barreto J., Salve J., Martinez I., Vasquez M., Aguilar R. 2009. Integrated Production Model With Stochastic Simulation to Define Teotleco Exploitation Plan. Presented at the Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Cartagena de Indias, Colombia, 31 May-3 June. SPE 121801-MS. http://dx.doi.org/10.2118/121801-MS.
Jasinski R., Sablerolle, W., & Amory, M. 1997. ETAP: Scale Prediction and Contol for the Heron Cluster. Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 5-8 October. SPE 38767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38767-MS.
Padilla y Sanchez, R.J. 2007. Geologic Evolution of the Mexican Southeast since Mesozoic in the GoM Regional Context. Boletin de la Sociedad Geologica Mexicana LIX (1): 19–42.
Place, M. C., & Smith, J. T. 1984. An Unusual Case of Salt Plugging in a High-Pressure Sour Gas Well. Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 16-19 September. SPE 13246-MS. http://dx.doi.org/10.2118/13246-MS.
Resendiz. et al. 2012. Pushing the Limits: HT Carbonate Acidizing. Presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, 15–17 February. SPE 151740-MS. http://dx.doi.org/10.2118/151740-MS.
Rotondi, M., Callegaro, C., Masserano, F. et al. 2014. Low Salinity Water Injection: eni’s Experience. Presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, 10–13 November. SPE 171794-MS http://dx.doi.org/10.2118/171794-MS
Página 10 de 11
Oscar Melo Narcizo
Egresado del Instituto Tecnológico de Villahermosa como Ingeniero Químico, Diplomado en
Productividad de Pozos, Posgrado en Produccion en la Universidad Olmeca, encargado actualmente de
la Jefatura de Intervenciones a pozos sin Equipo del Activo Macuspana Muspac. Apoyo en laboratorio al
sistema SOS para la exclusión de agua, Ha participado en distintos congresos nacionales e
internacionales de la SPE
Nestor Molero
Néstor Molero es un Ingeniero Especialista en Intervenciones a Pozos con 17 años de experiencia en el
diseño, ejecución y evaluación de operaciones de Tubería Flexible y Estimulación Matricial en
ambientes terrestres y marinos. Desde Octubre 2014, Nestor Molero se desempeña como Gerente de
Ventas & Tecnologías de Servicios de Intervenciones a Pozos para Schlumberger en México y
Centroamérica, y previamente ocupó cargos de soporte técnico de intervenciones a pozos en Arabia
Saudita, Egipto & Jordania, México, Ecuador, Colombia y Venezuela.
Néstor Molero es co-autor de más de 12 artículos técnicos de la Society of Petroleum Engineers, y
dentro de la comunidad técnica de Schlumberger ha sido reconocido con el grado de Principal Well
Intervention Technical Engineer. En 1999 Néstor Molero recibió su grado de Ingeniero Mecánico en la
Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela.
Tadeo Resendiz Torres
Ingeniero Petrolero Egresado por la Universidad Nacional Autónoma de México con Colaboro en la
realización de un Simulador Numérico de Yacimientos bajo la dirección del Dr. Víctor H Arana Ortiz y el
Dr. Fernando Rodríguez de la Garza. PEMEX-UNAM
De Abril a Septiembre 2006 ocupó el cargo de ingeniero de fluidos en la compañía MI SWACO en Poza
Rica Veracruz. En Octubre 2006 ingresa a Schlumberger como ingeniero de Yacimientos participando
en 4 proyectos de consultoría técnica en los activos de Macuspana, Bellota Jujo, Muspac y Samaria
Luna. En 2008 se incorpora al grupo de Estimulaciones en región Sur para dar soporte en productividad
de pozos y Yacimientos en todos los activos de la región Sur de México Cuba y Guatemala. Durante su
trayectoria profesional ha presentado diversos artículos para la AIPM, Congreso Mexicano del Petróleo,
y la SPE en Schlumberger es reconocido con el grado de Senior II Production Stimulation.
Actualmente es Líder Técnico de Producción y Estimulaciones para México y Centro América
Página 11 de 11
Juan Carlos Aguilar Cruz
Egresado del Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey obteniendo el Título de
Ingeniero Mecanico Administrador en 2007. En 2007 trabajo en Parker Hannifin de México, como
asesor de ventas técnicas para la industria automotriz. En 2009 entro a Halliburton como ingeniero de
campo en el área de estimulaciones, ejecutando los trabajos en campo de estimulaciones matriciales,
fracturas acidas y controles de agua, en la región sur. Del 2012 a la fecha trabaja en la compañía
Schlumberger como ingeniero de Diseño de Estimulaciones, dando soporte en la identificación de
candidatos, análisis de producción y generación de propuestas de estimulación de pozos en la región
sur.
