V25 -E3 Estimulación de Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados

4 Oilfield Review

Estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

Khalid S. AsiriMohammed A. AtwiSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Óscar Jiménez BuenoPetróleos Mexicanos (PEMEX)Villahermosa, México

Bruno LecerfAlejandro PeñaSugar Land, Texas, EUA

Tim LeskoConway, Arkansas, EUA

Fred MuellerCollege Station, Texas

Alexandre Z. I. PereiraPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

Fernanda Téllez CisnerosVillahermosa, México

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Charles-Edouard Cohen, Río de Janeiro; Víctor Ariel Exler, Macae, Brasil; Luis Daniel Gigena, Ciudad de México; Daniel Kalinin, Al-Khobar, Arabia Saudita; y Svetlana Pavlova, Novosibirsk, Rusia.ACTive, MaxCO3 Acid, POD, SXE y VDA son marcas de Schlumberger.

1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R: “Trends in Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 24–40.

Los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados pueden ser difíciles de

estimular porque los fluidos de tratamiento tienden a ingresar en las fracturas y a

evitar las regiones menos permeables. Normalmente, se necesitan técnicas efectivas

de divergencia de fluidos para asegurarse de que los fluidos de estimulación entren

en contacto con la mayor superficie posible del yacimiento. Los ingenieros y

químicos desarrollaron un innovador fluido de acidificación que emplea fibras

degradables para obstruir temporariamente las fracturas permeables y hacer que el

fluido ingrese en las zonas menos permeables. Los operadores han aplicado el ácido

cargado de fibras en yacimientos de petróleo y gas naturalmente fracturados en los

que es difícil obtener una cobertura zonal completa y, como resultado de dicha

aplicación, han experimentado mejoramientos sustanciales de la producción.

Volumen 25, no.3 55

Desde los albores de la industria del petróleo y el gas, los operadores se han esforzado por maximi-zar la productividad de los pozos, empleando para ello una diversidad de técnicas. Por ejemplo, ya en el siglo XIX, los ingenieros comenzaron a bombear ácido en los pozos para mejorar la producción. Los tratamientos de acidificación disuelven y eli-minan el daño de formación producido por las operaciones de perforación y terminación de pozos y/o forman nuevos trayectos de producción en las formaciones productivas.

Los tratamientos de acidificación se dividen en dos categorías. La acidificación matricial consiste en el bombeo de fluido en la formación a velocida-des y presiones que no fracturan el yacimiento. El tratamiento resultante estimula una región que se extiende alrededor del pozo hasta una distancia de aproximadamente 1 m [3 pies]. La acidificación de las fracturas es un tratamiento de fractura-miento hidráulico en el que se bombea ácido durante al menos una etapa de fluido. La penetra-ción de la estimulación puede extenderse en la formación a lo largo de una distancia de uno o dos órdenes de magnitud mayor que la de la acidifica-ción matricial.

La composición de los fluidos de acidificación depende del tipo de formación a estimular. Las for-maciones carbonatadas, compuestas principal-mente por caliza (carbonato de calcio [CaCO3]) o dolomía (carbonato de calcio y magnesio [CaMg(CO3)2]), son tratadas con ácido clorhí-drico [HCl], diversos ácidos orgánicos, o combina-ciones de éstos. Las formaciones de areniscas están compuestas habitualmente por partículas de cuarzo [SiO2] o feldespato [KAlSi3O8–NaAlSi3O8–CaAl2Si2O6] ligadas entre sí por minerales de arcilla o carbonatos. Los minerales de silicatos no reaccionan con el HCl, sino que responden a los fluidos que contienen ácido fluorhídrico [HF] o ácido fluobórico [HBF4].1 A pesar de las dife-rencias existentes en la química de los fluidos, la mayoría de los aspectos de la acidificación de carbonatos y areniscas relacionados con la inge-niería son similares. No obstante, este artículo se centra en los avances recientes especialmente pertinentes a la acidificación de carbonatos.

Fundamentos de la acidificación de carbonatosLa caliza y la dolomía se disuelven rápidamente en HCl, formando productos de reacción solubles en agua —principalmente cloruros de calcio y de magnesio— y liberando dióxido de carbono. La tasa de disolución es limitada por la velocidad con la cual el ácido puede ser transportado hacia la superficie de la roca. Este proceso de disolu-ción produce la rápida formación de canales de

forma irregular denominados agujeros de gusa-nos (arriba). Los agujeros de gusanos se disponen en forma radial, con una distribución dendrítica, desde los puntos en los que el ácido sale del pozo e ingresa en la formación. Una vez formados, se convierten en los trayectos más permeables den-tro de la formación y transportan virtualmente todo el flujo de fluido durante la producción. Para una estimulación eficiente, la red de aguje-ros de gusanos debe penetrar el intervalo produc-tivo de manera profunda y uniforme.

Obtener uniformidad en el tratamiento de estimulación puede convertirse en un desafío si existen grandes variaciones de permeabilidad dentro del intervalo de tratamiento. A medida que penetra en la formación, el ácido fluye prefe-rentemente hacia los trayectos más permeables. Las áreas de permeabilidad más alta reciben la mayor parte del fluido y se vuelven más extensas, lo que hace que los fluidos de tratamiento pasen por alto las regiones de permeabilidad más baja.

> Agujeros de gusanos inducidos por el ácido. Una red intrincada de agujeros de gusanos formados durante un tratamiento de acidificación matricial a escala de laboratorio de una muestra de una formación carbonatada. La longitud, dirección y número de agujeros de gusanos depende de la reactividad de la formación y de la velocidad con la que el ácido ingresa en la formación. Una vez formados, los agujeros de gusanos acarrean virtualmente todo el flujo de fluido durante la producción.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 1ORSUMR 13-MXCO 1

6 Oilfield Review

Para abordar este problema, los químicos e inge-nieros han desarrollado métodos para desviar los fluidos de acidificación lejos de los intervalos de alta permeabilidad y en dirección hacia las zonas menos permeables.

Los ingenieros logran la divergencia mediante el empleo de medios mecánicos o químicos o ambos.2 La divergencia mecánica de los fluidos de tratamiento puede efectuarse utilizando herra-mientas operadas con la columna de perforación o con tubería flexible, provistas de empacadores mecánicos que aíslan y dirigen el fluido hacia las zonas de baja permeabilidad. Alternativamente, el flujo puede ser obstruido en los disparos indivi-duales si se lanzan selladores de esferas en el fluido de estimulación a medida que éste des-ciende por el pozo. Los selladores de esferas se colocan y se sellan contra los disparos que aceptan

la mayor parte del fluido. Después del tratamiento, los selladores de esferas se desprenden, son desa- lojados mecánicamente o se disuelven (arriba).

Los agentes divergentes químicos incorpora-dos en los fluidos de estimulación pueden ser divididos en dos categorías: sustancias en partí-culas y viscosificadores. Las sustancias en partí-culas incluyen los agentes de obturación, tales como las escamas de ácido benzoico y los granos de sal dimensionados para taponar los poros de las formaciones. El espumado del ácido permite lograr un efecto de obturación similar debido al flujo bifásico.

Los viscosificadores incluyen los polímeros solubles en agua, los geles a base de polímeros reticulados y los surfactantes viscoelásticos (VES).3 Una década atrás, los científicos e inge-nieros de Schlumberger aplicaron la química VES

en los tratamientos de estimulación con ácido e introdujeron el sistema de ácido divergente vis-coelástico VDA. Los fluidos VDA demostraron ser particularmente exitosos tanto en aplicaciones de acidificación matricial como en aplicaciones de acidificación de fracturas de todo el mundo.4

La molécula de surfactante del sistema VDA, derivada de un ácido graso de cadena larga, es el zwitterion; una molécula neutra que transporta una carga positiva y otra negativa en posiciones independientes.5 Durante su bombeo en un pozo, el fluido VDA —una mezcla de HCl, surfactantes VES y aditivos comunes para tratamientos áci-dos— mantiene una viscosidad baja. A medida que el ácido se consume en la formación, las moléculas de surfactante comienzan a reunirse y forman micelas elongadas.6 Las micelas se entre-cruzan y producen el incremento de la viscosidad del fluido (abajo). El fluido de mayor viscosidad forma una barrera temporaria que obliga al ácido fresco a fluir hacia otras partes. Además de generar la divergencia, la viscosidad reduce la velocidad con la que el ácido reacciona con la for-mación, lo que proporciona más tiempo para la creación de agujeros de gusanos más profundos y más intrincados.

Cuando comienza la producción, el fluido VDA queda expuesto a los hidrocarburos, lo que altera el ambiente iónico y hace que las micelas se vuel-van esféricas. El entrecruzamiento cesa, las mice-las se desplazan libremente y la viscosidad del fluido se reduce drásticamente, lo que permite la limpieza eficiente posterior a la estimulación. A diferencia de los fluidos a base de polímeros, los surfactantes VES no dejan residuo dañino alguno que pueda interferir con la productividad del pozo.

>Métodos de divergencia mecánica. Los selladores de esferas (esferas verdes) se bombean en el pozo durante el tratamiento de estimulación (izquierda). Las esferas proporcionan divergencia mecánica porque obturan preferentemente los disparos que admiten el mayor volumen de fluido de tratamiento. Los empacadores de intervalos inflables también pueden ser desplegados con tubería flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este ejemplo, los ingenieros ya han estimulado la zona inferior y han desplazado los empacadores hacia arriba, preparándose para estimular la zona siguiente.


Selladores de esferas Empacadores de intervalos inflables

> Comportamiento del fluido surfactante viscoelástico (VES) durante un tratamiento de acidificación. Al comienzo, cuando el surfactante se dispersa en el ácido, cada molécula se mueve independientemente a través del fluido (izquierda). A medida que el ácido reacciona con los minerales carbonatados, las moléculas de surfactantes se congregan y forman micelas elongadas (centro). Las micelas se entrecruzan e impiden el flujo de fluido, lo que incrementa la viscosidad del fluido. Cuando comienza la producción de hidrocarburos después del tratamiento, las micelas elongadas se transforman en esferas (derecha), lo que provoca una reducción considerable de la viscosidad del fluido y facilita una limpieza eficiente.

Moléculas desurfactantes

Micelas elongadas Micelas esféricas

Ácido consumido Hidrocarburos

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O


Volumen 25, no.3 7

Los yacimientos naturalmente fracturados constituyen los ambientes más desafiantes para la acidificación de carbonatos porque pueden pre-sentar contrastes de permeabilidad extremos. Las regiones fracturadas pueden ser varios órdenes de magnitud más permeables que las capas sin frac-turar. Hasta hace poco, el considerable portafolio de tecnologías de divergencia de la industria demostró ser ineficiente en este ambiente. Aunque utilizaran fluidos autodivergentes tales como la formulación del fluido VDA, los ingenieros debían hacer esfuerzos para obstruir las fracturas y tratar el resto de la formación. En consecuencia, los ope-radores se veían obligados a bombear grandes volúmenes de fluido para llevar a cabo la estimula-ción, lo que se traducía en costos de tratamiento más elevados y resultados menos que óptimos.

No obstante, los ingenieros y químicos de Schlumberger descubrieron que era posible lograr mejoras significativas en la divergencia mediante el agregado de fibras degradables al fluido VDA. A medida que el fluido divergente cargado de fibras ingresa en una fractura, las fibras se congregan, se

entrecruzan y forman estructuras que limitan el ingreso de fluido. El nuevo producto, el sistema de ácido divergente degradable MaxCO3 Acid, ha sido utilizado con éxito y eficiencia para la estimu-lación de yacimientos carbonatados de todo el mundo caracterizados por su notoria dificultad.

Este artículo describe el desarrollo del sis-tema MaxCO3 Acid en el laboratorio y su intro-ducción en el campo petrolero. Algunos casos de estudio de México, Arabia Saudita y Brasil demuestran cómo la aplicación de este nuevo sis-tema de ácido está logrando mejoras significati-vas en la productividad de los pozos.

Estudio de laboratorio de ácidos cargados de fibrasDurante más de 20 años, los químicos e ingenieros exploraron formas de utilizar las fibras para mejo-rar las operaciones de servicios al pozo. A través del trabajo con fibras a base de minerales y polí-meros, estos profesionales descubrieron técnicas de control del comportamiento de los fluidos y los sólidos suspendidos, tanto durante como después

de su emplazamiento en un pozo. La investiga-ción condujo a numerosas innovaciones, que incluyeron métodos de limitación de las pérdidas de circulación durante las operaciones de perfo-ración y cementación, el mejoramiento de la fle-xibilidad y la durabilidad de los cementos de pozos, la facilitación del transporte de apunta-lante durante las operaciones de fracturamiento hidráulico y la prevención del contraflujo (flujo de retorno) de apuntalante en el pozo después de un tratamiento de fracturamiento.

El estudio de las aplicaciones para las fibras, en el contexto de la acidificación, constituye un esfuerzo más reciente. En el año 2007, los científi-cos de Schlumberger comenzaron a explorar la capacidad de las fibras para mejorar la divergencia del fluido tanto en escenarios de agujero descu-bierto como de pozo entubado (izquierda). La dife-rencia principal entre las dos condiciones es que, para las terminaciones en agujero descubierto, las fibras se deben acumular a través de toda la super-ficie del pozo para proporcionar la divergencia, pero en los casos de pozos entubados, la deposita-ción de las fibras puede confinarse a los disparos.

Los ingenieros descubrieron que el simple agregado de fibras a una solución de HCl conven-cional no bastaba para formar una suspensión fibrosa estable. Inmediatamente después del agregado, las fibras se congregaban, formaban bloques y se separaban del ácido. El éxito se alcanzó con la incorporación de las fibras en el fluido VDA. La mayor viscosidad del fluido resul-tante permitió la formación de una suspensión robusta de fibras discretas.

2. Robert JA y Rossen WR: “Fluid Placement and Pumping Strategy,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 19-2–19-3.

3. Para obtener más información sobre los polímeros solubles en agua y los sistemas de fluidos VES, consulte: Gulbis J y Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 7-1–7-23.

4. Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.

Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes K: “Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid,” SPE Production & Operations 22, no. 1 (Febrero de 2007): 121–127.

5. Sullivan P, Nelson EB, Anderson V y Hughes T: “Oilfield Applications of Giant Micelles,” en Zana R y Kaler EW (eds): Giant Micelles—Properties and Applications. Boca Ratón, Florida, EUA: CRC Press (2007): 453–472.

6. Una micela es un agregado coloidal de moléculas de surfactantes. En el ambiente acuoso de un fluido de acidificación, las moléculas de surfactantes se disponen de manera tal que el interior de la micela es hidrofóbico y el exterior es hidrofílico. Las micelas con forma de gusano pueden tener varios micrones de largo y poseer una sección transversal de algunos nanómetros.

> Escenarios de despositación de fibras y divergencia. Durante la acidificación en agujero descubierto (extremo superior y extremo inferior izquierdo), las fibras forman un revoque de filtración que cubre toda la pared del pozo. Durante la acidificación en pozo entubado (extremo superior y extremo inferior derecho), las fibras forman revoques de filtración en los túneles dejados por los disparos.


Pareddel pozo

Acidificación en agujero descubierto Acidificación en pozo entubado

Pozo Pozo

Tubería derevestimiento

Revoque de filtración


Revoque de filtraciónFluido de tratamiento Fluido de tratamiento


Agujerode gusano

Agujerode gusano Disparo

Disparo

Tubería derevestimiento

8 Oilfield Review

Luego, los ingenieros comenzaron a efectuar experimentos con equipos a escala de laboratorio para simular la pérdida de fluido y la depositación de las fibras (arriba). El simulador principal era un dispositivo de obturación provisto de diversos orificios a través de los cuales pasaba el ácido car-gado de fibras con tasas de flujo variables. Los ori-ficios circulares, con diámetros oscilantes entre 1 y 2 mm [0,04 y 0,08 pulgadas], simulaban los agu-jeros de gusanos. Los orificios rectangulares con anchos variables entre 2 y 6 mm [0,08 y 0,24 pulga-das] eran análogos a las fracturas. Los ingenieros observaron la formación de tapones de fibras y registraron la correspondiente presión del sis-tema a medida que el ácido cargado de fibras pasaba a través de un orificio.

> Equipo a escala de laboratorio para comprobar el comportamiento de la pérdida de fluido y la depositación del revoque de filtración. Los ingenieros utilizaron una celda de filtración convencional para simular un tratamiento de estimulación en agujero descubierto (extremo superior). Los técnicos colocaron primero un núcleo de carbonato en la base de la celda y luego vertieron ácido cargado de fibras. Después de sellar la celda, aplicaron una presión diferencial a través del núcleo y utilizaron una balanza para medir la cantidad de filtrado que pasaba por el núcleo. Para la simulación en pozo entubado (extremo inferior), los ingenieros utilizaron un dispositivo de obturación. El dispositivo consistió principalmente en un tubo de 300 mL provisto de un pistón, una bomba de cromatografía líquida de alto rendimiento (HPLC) y un orificio (izquierda). El orificio podía ser circular para simular un agujero de gusano (extremo superior derecho) o rectangular para representar una fractura (extremo inferior derecho). Los técnicos instalaron un pistón en la parte superior del tubo, que contenía el ácido cargado de fibras. Al salir del tubo, el ácido pasó a través del orificio y los técnicos evaluaron la capacidad de divergencia de las fibras mediante la medición del volumen filtrado, el volumen del revoque de filtración con fibras y la presión de bombeo con diversas tasas de flujo.

Presión

Revoquede filtración

Filtrado

Balanza

Celda de presión

Ácido y fibras

Regulador decontrapresión

Núcleo

Simulación en agujero descubierto


Fluj

o de

flui

do

130 mm

Diámetro interno (ID) 21 mm

20 mm1 a 2 mm

2 a 6 mm

25,75 mm

65 mm

75 mm

Pistón

Revoque de filtraciónOrificio

Orificio

Orificio

Sensor de presión

142

cm

Bomba

Geometría de agujeros de gusanos

Geometría de fisuras o fracturas

Ácido y fibras

Simulación en pozo entubado

El desarrollo de la presión en el dispositivo siguió un patrón consistente (próxima página, extremo superior izquierdo). Al comienzo, no se produjo incremento alguno de la presión, pero al cabo de algunos segundos ésta se incrementó rápi-damente cuando las fibras formaron un puente y comenzaron a rellenar el orificio. Estos resultados indicaron que cuando los primeros volúmenes de ácido cargado de fibras llegan a los disparos, el ácido penetra en el yacimiento como si no hubiera fibras presentes. Luego, a medida que las fibras producen la obturación, se acumulan en el interior de los disparos y forman un revoque de filtración. A continuación, las fibras taponan los disparos, reduciendo la inyectividad y favoreciendo la diver-gencia del fluido hacia los disparos. Los ingenieros

descubrieron además que la concentración de fibras requerida para lograr la obturación se incrementaba con la tasa de inyección del fluido (próxima página, extremo superior derecho).

En el laboratorio, después de bombear el ácido cargado de fibras a través del orificio, los ingenie-ros llevaron a cabo un lavado con agua dulce. Cuando el ácido viscoso salió del dispositivo, la presión de bombeo se redujo gradualmente y por último se estabilizó. Al final de cada prueba, quedaba en el orificio un tapón estable de fibras. Con el conocimiento de la presión, la tasa de flujo, la viscosidad del fluido y la longitud del tapón de fibras, los ingenieros también pudieron utilizar la ley de Darcy para calcular las permea-bilidades de los tapones de fibras. Dependiendo

Volumen 25, no.3 9

7. Puede parecer contradictorio imaginar que los tapones de fibras con permeabilidades más altas que la de la formación proporcionan una divergencia significativa. Sin embargo, la restricción de flujo y la caída de presión producidas a medida que el fluido ingresa en los disparos también proporcionan una divergencia significativa.

8. Cohen CE, Tardy PMJ, Lesko T, Lecerf B, Pavlova S, Voropaev S y Mchaweh A: “Understanding Diversion with a Novel Fiber-Laden Acid System for Matrix Acidizing of Carbonate Formations,” artículo SPE 134495, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

>Gráfica de presión versus tiempo derivada de un experimento de flujo a través de una ranura. Durante este experimento, la composición del fluido MaxCO3 Acid consistió en fluido VDA al 15% en peso y 50 lbm/1 000 galones US (6 kg/m3) de fibras degradables. En el período 0, el fluido MaxCO3 Acid comienza a fluir a través de la ranura y las fibras aún no han formado un puente. En el período 1, la presión se incrementa a medida que las fibras se entrecruzan y forman un tapón en la ranura. La presión continúa incremen- tándose hasta que el volumen de ácido se agota. En el período 2, la presión se reduce gradualmente a medida que el agua dulce ingresa en la ranura y desplaza el ácido viscoso. La presión del sistema se estabiliza durante el período 3. El tapón de fibras blancas permanece intacto y estable dentro de la ranura (fotografía).

Pres

ión,

lpc

40

50

60

30

0 1 2 3

20

10

0 10 20 30

Tiempo, s40 50 60 70 80

0


Ranura de 2 mm

Influjo de fluido

de la concentración de fibras y de la tasa de flujo de fluido existente durante la depositación de las fibras, las permeabilidades medidas oscilaron entre 400 y 2 400 mD. Sobre la base de estos datos, los ingenieros llegaron a la conclusión de que las fibras harían posible una divergencia más eficiente en las zonas con permeabilidades de más de 100 mD (izquierda).7

Además, los datos adquiridos durante los experi-mentos con el simulador permitieron a los científi-cos desarrollar un modelo matemático para la predicción del comportamiento de los ácidos carga-dos de fibras en condiciones de agujero descubierto y de pozo entubado; el modelo puede ser utilizado para optimizar los diseños de los tratramientos.8 Los científicos efectuaron 340 simulaciones 3D de alta resolución en las que se evaluaron los esque-mas de disparos típicos, las permeabilidades del revoque de filtración fibroso y las permeabilidades

> Efecto de la concentración de fibras degradables en la capacidad de obturación a través de una ranura. Durante los experimentos de flujo a través de una ranura, los ingenieros determinaron que la concentración de fibras requerida para lograr la obturación y favorecer la divergencia del fluido se incrementa con la tasa de inyección del fluido.

Velocidad lineal del fluido, m/min

Velocidad lineal del fluido, pies/min

30251550 2010

32,8 49,2 65,6 82,0 98,416,40

50

100

150

Conc

entra

ción

de

fibra

s de

grad

able

s, lb

m/1

000

gal

ones

US

Región de obturación

Región sin obturación


> Permeabilidad aparente resultante del taponamiento de una zona disparada con fibras. El eje x muestra la permeabilidad original del núcleo. El eje y muestra la permeabilidad aparente de la zona después de la formación de un revoque de filtración fibroso de 2D. Los resultados indican que después de producirse el taponamiento, cuando la permeabilidad del núcleo excede aproximadamente 1 mD, la permeabilidad aparente finalmente se nivela en los 100 mD aproximadamente y se vuelve independiente de la permeabilidad del núcleo.

Perm

eabi

lidad

apa

rent

e, m

D

0,10,1

1

1

10

10

100

100

10 000

10 000

1 000

1 000

Permeabilidad del núcleo, mD


10 Oilfield Review

> Predicciones de la divergencia con el simulador del sistema MaxCO3 Acid. Durante los experimentos de depositación de fibras efectuados con el simulador de disparos, las permeabilidades de los tapones de fibras resultantes oscilaron entre 400 y 2 400 mD aproximadamente (izquierda). El simulador pronostica cómo los tapones de fibras reducen las permeabilidades aparentes de los yacimientos y favorecen la divergencia. Los tapones de fibras de permeabilidad más baja son divergentes más eficaces. Los estudios de modelado demostraron además que los revoques de filtración fibrosos posibilitan la divergencia del fluido mediante la ecualización de las permeabilidades de las capas del intervalo tratado. Por ejemplo, si el intervalo contiene cuatro capas con diversas permeabilidades, la tasa de flujo de fluido en las capas más permeables se reduce y la tasa de flujo de fluido en las capas menos permeables se incrementa. Finalmente, las tasas de flujo convergen en una sola tasa de flujo y el intervalo se comporta como si exhibiera una sola permeabilidad (derecha). La convergencia de las tasas de flujo se produce más rápido en un pozo entubado con disparos porque la superficie del revoque de filtración es más baja.

Perm

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Permeabilidad del yacimiento, mD0,1

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1 000

Permeabilidad del tapón de fibras2 400 mD1 500 mD400 mD

Permeabilidad de las capas30 D10 D3 D1 D


Tiempo

Tasa

de

flujo

Perm

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Permeabilidad del yacimiento, mD0,1

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Permeabilidad del tapón de fibras2 400 mD1 500 mD400 mD

Permeabilidad de las capas30 D10 D3 D1 D


Tiempo

Tasa

de

flujo

>Mezcla del fluido MaxCO3 Acid por tandas (camadas, baches, lotes). Las fibras degradables (extremo superior izquierdo) son livianas y se encuentran finamente divididas, lo cual plantea un desafío en cuanto a la mezcla. El equipo tradicional para la mezcla por tandas de los fluidos de acidificación era ineficaz. Los ingenieros descubrieron que el equipo para mezclar por tandas las lechadas de cemento (extremo inferior izquierdo) podían dispersar las fibras en el fluido VDA. El fluido VDA fluye hacia un mezclador de paletas de 8 000 L [50 bbl] (extremo superior derecho). Para evitar la formación de bloques, el personal de campo agrega las fibras al fluido manualmente. Después de agregar las fibras, el tanque se llena con más fluido VDA y la agitación continúa hasta que la mezcla alcanza una consistencia uniforme (extremo inferior derecho). Durante la operación, los ingenieros mantienen la agitación para preservar la uniformidad del fluido.


de la formación. El modelo resultante permite a los científicos seguir el movimiento de los fluidos y las fibras a través del pozo, en dirección hacia el yacimiento, y seguir la propagación de los aguje-ros de gusanos generados a medida que el ácido reacciona con la roca carbonatada. Además, el modelo pronostica el comportamiento de la divergencia del fluido (arriba).

Después de demostrar en el laboratorio las capacidades de divergencia de los fluidos VDA cargados de fibras, los desarrolladores considera-ron los efectos de las fibras en la productividad de los yacimientos luego de un tratamiento de acidi-ficación. Si las fibras permanecieran en los aguje-ros de gusanos indefinidamente, su presencia obstruiría el flujo de fluidos desde el yacimiento

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9. Para obtener más información sobre pruebas de daño de formación en el laboratorio, consulte: Hill DG, Lietard OM, Piot BM y King GE: “Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy,” en Economides MJ y Nolte KE (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 14-31–14-33.

> Comportamiento de las fibras degradables. Los ingenieros llevaron a cabo pruebas estáticas en botellas, durante las cuales las fibras degradables se sumergieron en fluido con HCl parcialmente consumido. Los datos indican que la tasa de disolución de las fibras se reduce a medida que el HCl se neutraliza. No obstante, la disolución completa de las fibras se produce en unos pocos días (extremo superior). Las pruebas de núcleos demostraron que los productos de la degradación de las fibras ácidas pueden estimular adicionalmente la formación (extremo inferior). Mediante la utilización de un dispositivo estándar de pruebas de núcleos a 115°C [239°F], los ingenieros bombearon una solución de KCl al 2% en un núcleo de caliza, primero en la dirección de la inyección y luego en la dirección inversa o de producción (K0 y K1). Los técnicos registraron la caída de presión a través del núcleo y, aplicando la ley de Darcy, determinaron que la permeabilidad inicial del núcleo era de 5,1 mD. A continuación, inyectaron un fluido de HCl al 20% parcialmente consumido (pH = 6,5) que contenía fibras degradables (N2). El bombeo subsiguiente de KCl al 2% en ambas direcciones reveló que la permeabilidad del núcleo se había reducido a 3,5 mD (K2 y K3). Luego de un período de cierre de 16 horas, las fibras comenzaron a degradarse y la permeabilidad del núcleo se incrementó hasta alcanzar aproximadamente 4,8 mD (K4 y K5). Al cabo de otro período de cierre de 16 horas, se produjo la degradación completa de las fibras y la permeabilidad del núcleo alcanzó 5,5 mD (K6 y K7), lo que significó un mejoramiento del 8% respecto de la permeabilidad inicial de 5,1 mD.

Tiem

po d

e de

grad

ació

n de

las

fibra

s, h

Volumen de ácido consumido a 100°C, %

20

20 30 40 50 60 70 80 90 100100

40

60

80

100

120

0Pe

rmea

bilid

ad, m

D

Volumen de fluido, volúmenes porosos

KCI al 2% (dirección de la inyección)KCI al 2% (dirección de la producción)Fibras inyectadas con el ácido consumido (pH = 6,5)

Cierrede 16 hs

K0 K1

K2K3

K4K5

K6K7

N2

Cierrede 16 hs

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

00 5 10 15 20 25 35 45 50 5530 40


hacia el pozo. Por este motivo, las fibras degrada-bles fueron consideradas una opción atractiva. Después de un tratamiento, las fibras se hidrolizan y se degradan a los pocos días. La ausencia de fibras deja los agujeros de gusanos libres de obstrucciones y maximiza la productividad de la formación. Además, las fibras degradables están compuestas por un polímero ácido orgánico cuyos productos de degradación son ácidos, lo que produce la esti-mulación adicional de la formación (derecha).9

Los resultados del estudio de laboratorio fue-ron suficientemente alentadores como para per-mitir que los ingenieros pasaran a la etapa de desarrollo siguiente; es decir, las pruebas en depó-sito para demostrar que el fluido MaxCO3 Acid cargado de fibras podía ser preparado y bom-beado de manera eficiente y segura.

Verificación de la capacidad de producción en el sitio del pozoDado que los tratamientos de acidificación matri-cial habitualmente consumen volúmenes de fluidos pequeños en comparación con otras técnicas de estimulación, los ingenieros en general emplean procedimientos de mezcla por tandas (camadas, baches, lotes). Por el contrario, la acidificación de las fracturas usualmente requiere volúmenes de fluidos grandes y procedimientos de mezcla conti-nuos para responder a las tasas de bombeo más altas. En consecuencia, los ingenieros necesitaban desarrollar métodos de mezcla de las formulacio-nes del sistema MaxCO3 Acid en ambos escenarios. Los objetivos principales eran dispersar las fibras de manera segura y eficiente en el fluido y preparar una suspensión uniforme. Dado que las fibras degradables son livianas y se encuentran fina-mente divididas, los ingenieros debieron abordar el desafío de concebir formas de sumergir las fibras en el fluido VDA para que formaran una mezcla homogénea.

La experimentación permitió descubrir que las mezclas uniformes de fluidos MaxCO3 Acid pueden ser mezcladas eficientemente por tandas con el equipo existente (página anterior, abajo). El equipo consta de un recipiente, en el que los ingenieros vierten el fluido VDA base, y un tanque para mezcla de recirculación de 8 000 L [50 bbl] equipado con paletas giratorias. El personal de campo distribuye las fibras manualmente. Hasta que comienza el tratamiento, la agitación continua impide la separación de las fibras y el fluido.

El mezclador programable de densidad óptima POD es el equipo estándar de Schlumberger para la distribución continua de materiales sólidos, tales como los apuntalantes en los fluidos de frac-turamiento, y demostró ser un sistema eficiente para la preparación de las mezclas de fluidos

MaxCO3 Acid. No obstante, los puntos de salida del fluido deben ser seguros para garantizar la protec-ción del personal contra pulverizaciones y fugas de fluidos. Por consiguiente, los ingenieros diseñaron un equipo especial de protección contra salpicadu-

12 Oilfield Review

Villahermosa

Estadode Tabasco

CampoJujo-Tecominoacán

50

km0 50

millas0


ESTADOS UNIDOS

MÉXICO

ras que incluye un borde protector por debajo del mezclador y una pared lateral de plástico (arriba, a la izquierda). Además, desarrollaron un vertedor especial para medir las fibras degradables a medida que se dispersan en la cubeta mezcladora. Dicho vertedor modificado es un canal inclinado, instalado directamente sobre la cubeta de mezcla, que no posee restricción o curvatura alguna que impida la distribución pareja de las fibras.

10. Bombeo sin control zonal directo es el bombeo de fluidos en un pozo desde la superficie, sin control directo sobre qué intervalos admitirán los fluidos.

11. Thabet S, Brady M, Parsons C, Byrne S, Voropaev S, Lesko T, Tardy P, Cohen C y Mchaweh A: “Changing the Game in the Stimulation of Thick Carbonate Gas Reservoirs,” artículo IPTC 13097, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de diciembre de 2009.

Después de verificar que los fluidos MaxCO3

Acid podían ser preparados de manera confiable con el equipo de campo existente, el equipo de proyecto se trasladó a Qatar para las pruebas de campo. Uno de los objetivos principales de las pruebas era evaluar la precisión del emplaza-miento del ácido y del simulador de divergencia.

Pruebas de campo en QatarEl campo North de Qatar es un campo marino productor de gas que presenta desafíos únicos para las operaciones de terminación y estimula-ción de pozos (arriba, a la derecha). El yaci-miento posee un espesor oscilante entre 300 y 400 m [1 000 y 1 300 pies] y los pozos, con desvia-ciones que alcanzan 55º, pueden alcanzar una longitud de hasta 610 m [2 000 pies]. El yacimiento está compuesto por secuencias alternadas de cali-zas y dolomía, que exhiben un contraste de per-meabilidad de 100:1.

El flujo de trabajo habitual para el diseño y la ejecución de un tratamiento con MaxCO3 Acid

>Mezcla continua del fluido MaxCO3 Acid. Un mezclador POD está provisto de un dispositivo especial de suministro de fibras (extremo superior derecho) que no tiene restricciones ni curvas, lo que asegura una medición uniforme. Los trabajadores de campo colocan un borde protector (extremo superior izquierdo) por debajo del mezclador como protección contra los derrames de fluido. Una pared lateral de plástico colocada alrededor de las cubetas mezcladoras (extremo inferior) brinda protección adicional para el proceso de mezcla.


Dispositivo de alimentación de fibras

> Campo North de Qatar. Descubierta en la década de 1970, esta acumulación constituye el campo de gas más grande del mundo, con un volumen estimado de reservas de 25,5 trillones de m3 [900 Tpc]. El yacimiento se denomina campo South Pars en el lado iraní del límite marítimo (línea negra de guiones). La formación productiva se caracteriza por los grandes contrastes de permeabilidad entre las distintas zonas, que llegan a exhibir una relación de 100:1. La profundidad del yacimiento es de unos 3 000 m [9 800 pies] por debajo del lecho marino, y la presión hidrostática elevada tiende a favorecer la estimulación de las zonas inferiores a expensas de las capas prospectivas superiores, lo que incrementa aún más la dificultad para lograr una estimulación uniforme en un tratamiento.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 13 ORSUMR 13-MXCO 13

IRÁN

QATAR

BAHRAINCampoNorth

SouthPars

ARABIASAUDITA

0 km

0 mi 50

50

ARABIASAUDITA

IRÁN

> Campo Jujo-Tecominoacán. Esta región es una de las áreas productoras de petróleo y gas más prolíficas del sur de México. Los yacimientos se encuentran naturalmente fracturados y resultan difíciles de estimular de manera uniforme.

Volumen 25, no.3 13

consistió en varios pasos. Para construir un modelo de yacimiento, los ingenieros obtuvieron primero una descripción exhaustiva del pozo candidato. La descripción incluyó diagramas de terminación del pozo, mediciones derivadas de los registros petrofísicos y de presión, y datos de producción del pozo previos al tratamiento. El simulador pro-dujo un programa de bombeo diseñado para pro-porcionar una cobertura zonal óptima y maximizar la permeabilidad del yacimiento con posteriori-dad al tratamiento. Durante el tratamiento, los ingenieros midieron las presiones de fondo de pozo y de boca de pozo y compararon los resulta-dos con los pronosticados con el simulador. Las actividades posteriores al tratamiento inclu-yeron el perfilaje (la adquisición de registros) de producción para verificar de manera más exhaus-tiva la precisión del simulador.

Un pozo de prueba tenía 88 m [290 pies] de disparos a lo largo de 250 m [830 pies]; entre 3 740 y 3 990 m [12 270 y 13 100 pies] de profundidad medida. Los principales obstáculos para el empla-zamiento efectivo del ácido eran el alto contraste de permeabilidad y los efectos de la presión hidrostática, que favorecían la estimulación pre-ferencial de las zonas más profundas de alta per-meabilidad (derecha). Previo a estas pruebas de campo, la instalación de tapones puente había sido la técnica preferida para lograr la divergen-cia del fluido.

Los ingenieros de Schlumberger llevaron a cabo un tratamiento de acidificación matricial con una embarcación para tratamientos de estimula-ción, utilizando la técnica de bombeo sin control zonal directo (bullheading).10 El tratamiento con-sistió en etapas alternadas de 290 bbl [46 m3] de HCl al 28% y 320 bbl [51 m3] de fluido MaxCO3 Acid que contenía 9,0 kg/m3 [75 lbm/1 000 galones US] de fibras degradables. Para asegurar la suspensión uniforme de las fibras, los ingenieros configuraron el tratamiento de modo tal que las etapas de MaxCO3 Acid fueran precedidas y seguidas por 160 bbl [25 m3] de espaciadores de fluido VDA. Durante el tratamiento, las presiones de fondo de pozo simu-ladas y medidas mostraron una buena concordan-cia, lo que confirmó que el simulador describía correctamente la física de divergencia del compor-tamiento del fluido MaxCO3 (derecha).

Después del éxito del primer pozo de prueba, los ingenieros efectuaron 10 tratamientos de aci-dificación adicionales en el campo con resultados similares.11 El ácido cargado de fibras mostró el desempeño pronosticado y las eficiencias opera-cionales se incrementaron por el hecho de no tener que depender de la divergencia mecánica. El tiempo requerido para terminar, disparar, esti-mular y limpiar los pozos MaxCO3 Acid implicó

> Perfil de permeabilidad. La permeabilidad varía cuatro órdenes de magnitud en un pozo de prueba del campo North de Qatar.

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Permeabilidad, mD

13 2000,1 1 10 100 1 000

13 100

13 000

12 900

12 800

12 700

12 600

12 500

12 400

12 300

12 200


> Presión de fondo de pozo (BHP) simulada y medida derivadas de una prueba de campo del campo North de Qatar. Los ingenieros bombearon cuatro etapas de HCl al 28% y fluido MaxCO3 Acid. Cada etapa de MaxCO3 Acid fue precedida y seguida por un espaciador de fluido VDA para preservar la uniformidad de la suspensión de las fibras. La excelente concordancia entre las presiones de fondo de pozo medida (curva azul) y simulada (negro) ayudó a confirmar la validez del modelo de emplazamiento del fluido MaxCO3 Acid.


6 500

7 500

6 000

7 000

8 000

5 500

5 00080 100 120 140 160

25

35

30

40

20

15

10

50

BHP,

lpc

Tiempo, min

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

BHP medidaBHP simuladaVelocidad de bombeo

Fluido en los disparosFluido MaxCO3 AcidAgua

GasHCIÁcido VDA

entre dos y cuatro días menos que el requerido con el enfoque tradicional, lo que representó un aho-rro oscilante entre USD 480 000 y USD 960 000 por pozo. Entre las ventajas ambientales, se puede mencionar una reducción del 72% de las emisiones de gases de efecto invernadero debido a la reducción de los procesos de quema en antor-cha. Luego del éxito de las pruebas del campo de Qatar, el operador desplegó la tecnología MaxCO3

Acid en otras regiones.

Optimización de la producción en el sur de MéxicoEl campo Jujo-Tecominoacán, operado por Petróleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra ubi-cado a 60 km [40 mi] de Villahermosa, en Tabasco, en el sur de México (página anterior, abajo). El campo posee 48 pozos de producción y 19 pozos de inyección para mantener la presión del yaci-miento. La profundidad promedio de los interva-los productivos es de 5 000 m [16 400 pies] y la

14 Oilfield Review

temperatura de yacimiento varía entre 120ºC y 160ºC [250ºF y 320ºF]. En general, los pozos de este campo producen de múltiples intervalos dis-parados, con una densidad de fracturas naturales altamente variable. Este escenario genera un gran contraste de permeabilidad entre los inter-valos, que puede llegar hasta 1 000:1. En conse-cuencia, la obtención de una cobertura zonal uniforme durante el tratamiento de estimulación plantea un desafío importante.

Un pozo típico, que fue perforado en el año 2005, presenta dos intervalos productivos: entre 5 274 y 5 294 m [17 303 y 17 369 pies] y entre 5 308 y 5 340 m [17 415 y 17 520 pies]. La temperatura y

la presión de yacimiento son de 137ºC [279ºF] y 22,8 MPa [3 300 lpc] respectivamente. La porosi-dad varía entre el 5% y el 8%. Las permeabilidades de los intervalos superior e inferior exhiben un valor de 1 000 mD y 3 mD; por consiguiente, el contraste de permeabilidad es de 333:1.

La tasa de producción inicial de petróleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Entre 2006 y 2009, PEMEX llevó a cabo varios tratamientos de esti-mulación, utilizando ácidos y técnicas de diver-gencia convencionales. La tasa de producción se incrementó de inmediato después de cada trata-miento, pero no pudo estabilizarse y continuó declinando. En el año 2009, los ingenieros de

PEMEX decidieron evaluar la tecnología MaxCO3

Acid con la esperanza de lograr la estimulación uniforme y duradera de los dos intervalos.12

Los ingenieros de Schlumberger efectuaron un tratamiento de acidificación matricial consistente en el bombeo sin control zonal directo de 30 m3 [7 800 galones US] de un colchón de prelavado de solvente aromático para limpiar los disparos, 60 m3

[15 600 galones US] de una mezcla de HCl y ácido fórmico, 10 m3 [2 600 galones US] de fluido MaxCO3 Acid que contenía 11 kg/m3 [90 lbm/1 000 galones US] de fibras y 2 m3 [520 galones US] de espaciador de salmuera de cloruro de amonio (izquierda). Las velo-cidades de bombeo oscilaron entre 8,2 y 15 bbl/min [1,3 y 2,4 m3/min]. En la última etapa del trata-miento se incluyó nitrógeno para energizar el fluido y acelerar la limpieza del pozo. La produc-ción de hidrocarburos comenzó al cabo de tres días. La tasa de producción inicial de petróleo, de 3 000 bbl/d [480 m3/d], superó el pronóstico de PEMEX. Transcurridos tres meses, la tasa de pro-ducción de petróleo promedio se había estabilizado en 1 600 bbl/d [250 m3/d] (abajo, a la izquierda). Luego del éxito de este tratamiento, PEMEX conti-nuó aplicando la tecnología MaxCO3 Acid en este campo con resultados favorables.

Mejoramiento de la producción de gas en Arabia SauditaLos vastos yacimientos carbonatados de Arabia Saudita son las principales localizaciones para los tratamientos de estimulación con sistemas de fluidos ácidos. Desde los simples lavados con áci-dos hasta las operaciones de fracturamiento ácido de gran envergadura, todas las técnicas de estimulación de carbonatos encontraron aplica-ción en esta región.

> Programa de bombeo para un tratamiento de acidificación matricial en el campo Jujo-Tecominoacán. Durante el tratamiento de 11 etapas, los ingenieros bombearon un solvente aromático para limpiar los disparos, una mezcla de HCl y ácido fórmico, fluido MaxCO3 Acid y un espaciador a base de salmuera de cloruro de amonio. La etapa final incluyó nitrógeno [N2] para mejorar la limpieza del pozo.

Nombredel fluido

Nombre dela etapa

Volumen de fluidode la etapa, m3

Velocidad de bombeode nitrógeno, m3/min

Espaciador Salmuera de NH4Cl al 3%

Espaciador Salmuera de NH4Cl al 3%

Divergente Fluido MaxCO3 Acid

Divergente Fluido MaxCO3 Acid

Ácido Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico

Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico

Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico

Ácido

Colchón de prelavado Solvente aromático



Ácido

1

1

5

5

20

20

10

10

10

20

Lavado Nitrógeno

80

80

150

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. Table 1ORSUMR 13-MXCO Table 1

> Historia de producción en un pozo de PEMEX situado en el campo Jujo-Tecominoacán. La producción inicial de petróleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Los tratamientos de acidificación matricial subsiguientes en los que se emplearon técnicas convencionales no lograron mejoramientos sostenidos de la producción. Después de un tratamiento con MaxCO3 Acid, llevado a cabo en diciembre de 2009, la producción de petróleo se incrementó hasta alcanzar 3 000 bbl/d y se estabilizó en 1 600 bbl/d, superando la tasa de producción original.

Tasa

de

prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, b

bl/d

Fecha

Comienzo del tratamiento con MaxCO3 Acid

Producción de petróleo

Jun. 2009 Ene. 2010Abr. 2009 Abr. 2010Jul. 2009 Oct. 2009

2 000

2 500

3 000

3 500

1 500

1 000

500

0


12. Martín F, Quevedo M, Téllez F, García A, Resendiz T, Jiménez Bueno O y Ramírez G: “Fiber-Assisted Self-Diverting Acid Brings a New Perspective to Hot, Deep Carbonate Reservoir Stimulation in México,” artículo SPE 138910, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Lima, Perú, 1º al 3 de diciembre de 2010.

13. Rahim Z, Al-Anazi HA, Al-Kanaan AA y Aziz AAA: “Successful Exploitation of the Khuff-B Low Permeability Gas Condensate Reservoir Through Optimized Development Strategy,” Saudi Aramco Journal of Technology (Invierno de 2010): 26–33.

14. Avilés I, Baihly J y Liu GH: “Estimulaciones en Múltiples Etapas de Formaciones no Convencionales Ricas en Hidrocarburos Líquidos,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 28–37.

15. Jauregui JL, Malik AR, Solares JR, Núñez García W, Bukovac T, Sinosic B y Gurmen MN: “Successful Application of Novel Fiber Laden Self-Diverting Acid System During Fracturing Operations of Naturally Fractured Carbonates in Saudi Arabia,” artículo SPE 142512, presentado en la Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 25 al 28 de septiembre de 2011.

Volumen 25, no.3 15

> Campo South Ghawar en el este de Arabia Saudita. Los yacimientos productivos de la formación Khuff están compuestos por carbonatos heterogéneos. La permeabilidad y la porosidad varían considerablemente dentro de un intervalo de 30 a 60 m [100 a 200 pies] de espesor de formación, lo que plantea desafíos complejos para la divergencia de los fluidos.


IRÁN

BAHRAIN

QATAR

EMIRATOSÁRABES UNIDOS

ARABIA SAUDITA

Campo SouthGhawar

0 km

0 mi 100

100

GasPetróleo

ARABIASAUDITA

EGIPTO

IRÁN

La mayor parte de la producción de gas de Arabia Saudita proviene de la formación Khuff, loca-lizada en la porción oriental del país (derecha). La formación Khuff es altamente heterogénea y exhibe grandes variaciones de permeabilidad (de 0,5 mD a 10 mD) y de porosidad (de 5% a 15%). Está compuesta principalmente por calcita y dolo-mía interestratificadas con filones de anhidrita. La temperatura y la presión promedio son de 138ºC [280ºF] y 7 500 lpc [52 MPa] respectivamente.13

Los ingenieros de Saudi Aramco aplicaron la tecnología MaxCO3 Acid en diversos tratamientos de acidificación matricial, que en todos los casos arrojaron resultados excelentes. Debido a este éxito, los ingenieros de Saudi Aramco decidieron llevar a cabo 25 tratamientos de fracturamiento ácido empleando la formulación del fluido MaxCO3 Acid. Se ejecutaron ocho etapas de frac-turamiento ácido en tres pozos equipados con terminaciones de múltiples etapas por fractura-miento en agujero descubierto, que posibilitaron los tratamientos continuos.14 El resto de las ope-raciones, es decir los tratamientos de una sola etapa en pozos verticales o desviados, se ejecutó con tuberías de revestimiento cortas (liners) cementadas y disparadas.15

Los ingenieros llevaron a cabo un tratamiento en un pozo cementado y disparado, cuya trayecto-ria había sido desviada en 65º. A lo largo de un intervalo de 73 m [240 pies], situado en el sector central del campo, existían tres zonas productivas. Sobre la base de los parámetros de yacimiento obtenidos de los registros adquiridos en agujero descubierto, los ingenieros llegaron a la conclu-sión de que, para satisfacer las expectativas de producción de Saudi Aramco, sería necesario bombear un tratamiento que estimulara las tres zonas disparadas simultáneamente.

Los ingenieros desarrollaron un tratamiento de fracturamiento que consistió en 19 etapas de fluido en las que se alternaron porciones de 4,2 kg/m3 [35 lbm/1 000 galones US] de un fluido de fractu-ramiento a base de goma guar reticulado con borato, ácido emulsionado SXE superX al 28% para retardar la tasa de consumo de ácido, HCl al 28% y una for-mulación de MaxCO3 Acid al 15% con concentracio-nes de fibras degradables oscilantes entre 9 y 21 kg/m3 [75 y 175 lbm/1 000 galones US] (derecha). Durante el tratamiento, después de que la primera etapa de MaxCO3 Acid entrara en contacto con la formación, los ingenieros registraron una subida de la presión de fondo de pozo de 4 500 lpc [31 MPa] —la primera vez que se registraba un incre-mento tan grande en este yacimiento de carbona-tos— lo que indicó que se había logrado un excelente control de pérdida de fluido y de diver-

> Programa de bombeo para un tratamiento de fracturamiento ácido en Arabia Saudita. El volumen total de fluido fue de 2 960 bbl, 470 m3 [124 200 galones US], lo que permitió la estimulación simultánea de tres zonas sin necesidad de técnicas de divergencia mecánica. La simplicidad de dicho tratamiento permitió un ahorro de varios días de equipo de perforación, lo que se tradujo en un ahorro significativo de costos operacionales.

Programa de tratamiento

Nombre del fluidoNombrede la etapa

Volumen de fluido de laetapa, galón US [m3]

Concentraciónde ácido, %

Tasa de bombeo,bbl/min [m3/min]

20 [3,2]

30 [4,8]

40 [6,4]

40 [6,4]

40 [6,4]

30 [4,8]

35 [5,6]

30 [4,8]

35 [5,6]

40 [6,4]

20 [3,2]

30 [4,8]

40 [6,4]

40 [6,4]

10 [1,6]

10 [1,6]

10 [1,6]

10 [1,6]

40 [6,4]

0

0

0

0

0

0

0

15

15

15

28

28

28

28

0

0

15

28

0

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Divergente 1

Divergente 2

Divergente 3

Ácido 1

Ácido 2

Ácido 3

Ácido 3

Fluido dedesplazamiento 2

Lavado

Divergente 4

Ácido 4

Fluido dedesplazamiento 1

35 lbm de gel reticulado







Fluido MaxCO3 Acid

Fluido MaxCO3 Acid

Fluido MaxCO3 Acid

Ácido emulsionado SXE




Fluido dedesplazamiento

Agua

Fluido MaxCO3 Acid

HCl al 28%

Fluido dedesplazamiento

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. Table 2ORSUMR 13-MXCO Table 2

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

3 000 [11]

10 000 [38]

3 000 [11]

3 000 [11]

3 000 [11]

3 000 [11]

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

5 000 [19]

11 200 [42]

3 000 [11]

7 000 [26]

7 000 [26]

3 000 [11]

16 Oilfield Review

> Datos de presión y temperatura. Durante un tratamiento de fracturamiento ácido de Saudi Aramco, la velocidad de bombeo (línea azul) osciló entre 10 y 40 bbl/min [1,6 y 6,4 m3/min], y la presión de tratamiento de fondo de pozo (línea roja) excedió la presión de fracturamiento de la formación (línea negra de guiones) durante la mayor parte del tratamiento. Las barras azules verticales indican los períodos durante los cuales el fluido MaxCO3 Acid ingresó en los disparos.


8 000

6 600

5 200

3 800

2 400

1 000

10

10 30 50 70 90 110 130 150 170

25

40

55

70

85

100

115

9 400

10 800

12 200

15 000

13 600

Pres

ión,

lpc

Tiempo de tratamiento, min

Presión de fractura

Tasa

de

bom

beo,

bbl

/min

100

115Presión de tratamiento de fondo de pozoTasa de bombeo

> Yacimientos presalinos de Brasil. Los principales campos productores se localizan fundamentalmente en el área marina (izquierda). Los yacimientos corresponden a formaciones carbonatadas que yacen por debajo de una capa de minerales evaporíticos de gran espesor (derecha). La profundidad del yacimiento oscila entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies].

BRASIL

Sal

Prof

undi

dad,

m

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

Estratos de sobrecarga

Petróleopresalino

Río de Janeiro

Cuenca Espíritu Santo

Cuenca de Campos

Cuenca de Santos

San Pablo

Curitiba

AMÉRICADEL SUR


km 5000

mi 5000

gencia (izquierda). Además, la presión de fondo de pozo excedió la presión de fracturamiento a lo largo de la mayor parte del tratamiento, lo cual no hubiera sido posible de lograr durante los intentos previos en los que se utilizaron técnicas de diver-gencia convencionales.

Después del tratamiento, el pozo se limpió en menos de tres días; previamente, hubieran sido necesarios entre cuatro y cinco días. Previo al tratamiento, la tasa de producción de gas había sido de 8 MMpc/d [230 000 m3/d] con una presión de boca de pozo de 2 060 lpc [14,2 MPa]. La tasa de producción posterior al tratamiento alcanzó 23 MMpc/d [650 000 m3/d] —un incremento de casi tres veces— con una presión de boca de pozo de 2 230 lpc [15,4 MPa]. El excelente de- sempeño de este pozo, posterior al tratamiento de estimulación, ha sido observado en la mayoría de los otros pozos de esta región tratados con el ácido cargado de fibras.

Volumen 25, no.3 17

> Tratamiento de acidificación matricial. En un pozo presalino del área marina de Brasil, los ingenieros bombearon 13 etapas de fluido consistentes en porciones alternadas de HCl al 15%, divergente VDA y fluido MaxCO3 Acid con diversas velocidades de bombeo (curva azul). El tratamiento fue precedido y seguido por una mezcla de HCl al 15% y un solvente mutuo. Con el avance del tratamiento, se incrementaron la presión de superficie (curva roja) y la presión de fondo de pozo (curva verde), lo que indicó que las fibras estaban desviando efectivamente el tratamiento hacia las zonas con permeabilidad más baja.


0 1 00000

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

2 000 3 000

Tiempo, s4 000

4 000

4 500

5 500

6 500

7 500

5 000

6 000

7 000

8 000

5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

Pres

ión

del e

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o de

per

fora

ción

, lpc

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo,

lpc

HCl más solvente mutuoHCl al 15%Fluido VDA Fluido MaxCO3 Acid

La eliminación de las técnicas de divergencia mecánica redujo el tiempo de terminación y esti-mulación del pozo en hasta seis días, lo que generó un ahorro oscilante entre USD 480 000 y USD 600 000. Como resultado, el sistema MaxCO3

Acid se ha convertido en un elemento prominente de la estrategia de estimulación de Saudi Aramco.

Estimulación de la producción de petróleo en el área marina de BrasilEn América del Sur, la región presalina com-prende un grupo de formaciones carbonatadas petrolíferas, localizadas en una región marina de la costa de Brasil (página anterior, abajo).16 Las formaciones productivas se encuentran ubicadas

a profundidades oscilantes entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies], directamente por debajo de una capa de 2 000 m [6 500 pies] de minerales evaporíticos. Las temperaturas de yacimiento varían entre 60ºC y 133ºC [140ºF y 272ºF].

Los yacimientos carbonatados productivos son el resultado de la depositación de especies de moluscos seguida por el proceso de diagénesis. Dichos yacimientos, denominados “coquinas,” exhiben grandes variaciones en sus propiedades. La porosidad varía entre 5% y 18%, y la permeabi-lidad oscila entre menos de 0,001 mD y decenas de mD. Durante los tratamientos de estimula-ción, esta heterogeneidad plantea un desafío par-ticularmente difícil en cuanto a divergencia.

Los ingenieros de Petrobras decidieron eva-luar la tecnología de divergencia asistida con fibras MaxCO3 Acid en un pozo nuevo del campo Pirambu. Mediante la utilización del simulador de emplazamiento y divergencia del ácido, los ingenieros de Schlumberger diseñaron un trata-miento de acidificación matricial para un inter-valo comprendido entre 4 500 m y 4 570 m [14 800

y 15 000 pies]. El simulador requería un tratamiento bombeado sin control zonal directo de 13 etapas y 790 bbl [12,6 m3], consistente en volúmenes alter-nados de HCl al 15%, fluido VDA y fluido MaxCO3 Acid con una concentración de fibras oscilante entre 12 y 14 kg/m3 [100 y 120 lbm/1 000 galones US]. El tratamiento fue precedido por una mezcla de sal-muera y HCl que contenía un solvente mutuo a base de monobutil éter.17 Después del tratamiento, los ingenieros bombearon otro volumen de HCl con sol-vente mutuo seguido por diésel para acelerar la lim-pieza del pozo. La velocidad de bombeo osciló entre 5 bbl/min [0,8 m3/min] durante las etapas del fluido MaxCO3 Acid y 10 bbl/min [1,6 m3/min] durante la inyección de HCl y 20 bbl/min [3,2 m3/min] durante las etapas del divergente VDA (izquierda).

Después de la limpieza del pozo, los ingenieros de Petrobras evaluaron los resultados mediante la adquisición de registros de producción. Los regis-tros indicaron que el pozo producía de todas las zonas tratadas, como se había pronosticado con el simulador. Desde este tratamiento, Petrobras continuó solicitando el fluido MaxCO3 Acid.

Perfeccionamiento de la tecnología MaxCO3 AcidEn el momento de la redacción de este artículo, se habían llevado a cabo más de 300 tratamientos de estimulación con el fluido MaxCO3 Acid en todo el mundo. Además de los ejemplos presenta-dos, se han efectuado tratamientos en Kazakstán, Angola, Canadá, EUA, Kuwait y el Mar Caspio.

Con el incremento del número de tratamien-tos, la mayor base de datos de tratamientos dispo-nible ha permitido el perfeccionamiento continuo del simulador y el mejoramiento de los resultados de las operaciones de estimulación en los yaci-mientos carbonatados naturalmente fracturados. Además, la técnica permitió a los operadores reducir o eliminar la utilización de selladores de esferas o empacadores, lo que redujo los costos y los riesgos operacionales.

Actualmente, se está trabajando para combinar la tecnología MaxCO3 Acid con la familia de servi-cios de fondo de pozo con tubería flexible ACTive. Este arreglo emplea sensores que registran la dis-tribución de la temperatura, los cuales permitirán a los ingenieros monitorear el emplazamiento de los fluidos en tiempo real y modificar los diseños de los tratamientos durante una operación. Dicha flexibi-lidad mejorará aún más la efectividad de los trata-mientos de acidificación que emplean técnicas de divergencia de fluidos basadas en fibras. —EBN

16. Beasley CJ, Fiduk JC, Bize E, Boyd A, Frydman M, Zerilli A, Dribus JR, Moreira JLP y Pinto ACC: “El play presalino de Brasil,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2010): 28–39.

17. Los solventes mutuos son sustancias químicas en las que tanto los componentes acuosos como los no acuosos son miscibles. Estos solventes pueden ser utilizados para prevenir las emulsiones, reducir la tensión superficial y hacer que las superficies de las formaciones sean superficies humedecidas con agua.

V25 -E3 Estimulación de Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados

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