YACIMIENTOS CARBONATADOS-2

8/12/2019 YACIMIENTOS CARBONATADOS-2

http://slidepdf.com/reader/full/yacimientos-carbonatados-2 1/1830 Oilfield Review

Reacciones positivas en la estimulaciónde yacimientos carbonatados

Ealian Al-AnziMajdi Al-MutawaKuwait Oil Company

Ahmadi, Kuwait

Nabil Al-HabibAdib Al-MumenSaudi Aramco

Ras Tanura, Dhahran, Arabia Saudita

Hisham Nasr-El-DinSaudi Aramco Research and Development

Dhahran, Arabia Saudita

Oscar AlvaradoVeracruz, México

Mark BradySteve DaviesChris FreddDan FuBernhard LungwitzSugar Land, Texas, EUA

Frank ChangRosharon, Texas

Efrain HuidobroPetróleos Mexicanos (PEMEX)

Veracruz, México

Mohamed JemmaliMathew SamuelAl-Khobar, Arabia Saudita

Depinder SandhuCairo, Egipto

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Saad Al-Driweesh, Mohamed Al-Muhareb,Richard Marcinew y Mohamed Safwat, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Salah Al Harthy, Muscat, Oman; Leo Burdylo,

Pia-Angela Francini y Zhijun Xiao, Sugar Land, Texas, EUA;Keng Seng Chan, Kuala Lumpur, Malasia; Trevor Hughes yTim Jones, Cambridge, Inglaterra; Bipin Jain, Bombay,India; y Bruce Rieger, Calgary, Alberta.

ClearFRAC, FracCADE, InterACT, InTouchSupport.com,MSR (Removedor de Lodo y Limo), NODAL, OilSEEKER, PLT(herramienta de Adquisición de Registros de Producción),SDA (Ácido Autodivergente), SXE (Emulsión SuperX) y VDA(Ácido Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger.

La aplicación de la innovadora química de los surfactantes viscoelásticos a la acidifi-

cación ha mejorado significativamente la estimulación de yacimientos carbonatados.

Este novedoso y simple sistema ácido, que no deja daño residual, ha sido utilizado tanto

en tratamientos de estimulación de la matriz como en tratamientos de estimulación

por fracturamiento con ácido y ha generado aumentos sustanciales de la inyección y la

producción—incorporando en ciertos casos millones de dólares en términos de pro-

ducción por mes—en numerosos campos de petróleo y gas de todo el mundo.

Los yacimientos carbonatados contienen aproxi-madamente un 60% de las reservas mundiales depetróleo y alojan enormes volúmenes de reservasde gas.1 Aun así, los especialistas consideran quemás del 60% del petróleo entrampado en lasrocas carbonatadas no se recupera debido a fac-tores relacionados con la heterogeneidad del

yacimient o, el tipo de fluido produ cido, los

mecanismos de drenaje y el manejo del yaci-miento. La cantidad de petróleo entrampado esaún mayor en los yacimientos carbonatados queproducen petróleo pesado—densidades inferio-res a 22°API—donde las reservas sin explotarsuperan el 70%.2 Actualmente, no se puede acce-der a un porcentaje importante de estosrecursos debido a la interposición de barreraseconómicas y tecnológicas.

Los yacimientos de calizas y dolomías plan-tean enormes desafíos en lo que respecta a terminación, estimulación y producción de pozosporque normalmente contienen intervalos determinación de gran espesor con rangos de per-meabilidad extremos. Suelen ser vertical y lateralmente heterogéneos con barreras de per-meabilidad y fracturas naturales, y con una

amplia gama de tipos de porosidad, que vandesde porosidad intercristalina a vugular masiva

y cavernosa. En estos yacimientos, los ingenieros y geólogos saben que la roca penetrada por la barrena y evaluada a través de la extracción denúcleos y la adquisición de registros, probable-mente no representa completamente al

yacimiento en mayor escala.

1. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:

“Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

2. Sun SQ y Sloan R: “Quantification of Uncertainty inRecovery Efficiency Predictions: Lessons Learned from

250 Mature Carbonate Fields,” artículo de la SPE 84459,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

3. Factor de daño mecánico es el factor adimensional cal-culado para determinar la eficiencia de la producción deun pozo mediante la comparación de las condicionesreales con las condiciones teóricas o ideales. Un factorde daño positivo indica que algún daño o influencia estádeteriorando la productividad del pozo. Un factor de dañonegativo indica un mejoramiento de la producción, nor-malmente como resultado de la estimulación.


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Primavera de 2004 31

Los ingenieros especialistas en terminación y estimulación de pozos deben tener en cuenta estas complejidades durante la etapa de diseño,

y cuando seleccionan las tecnologías para opti-mizar la producción y recuperación dehidrocarburos. Los yacimientos carbonatadosson estimulados utilizando ácido—predominan-temente ácido clorhídrico [HCl]—para crear

vías conductoras desde el yacimiento hasta elpozo y atravesar la región circundante al pozoque ha sido dañada durante la perforación y la

cementación. Las técnicas de fracturamientocon ácido también se utilizan en aquellas áreasdonde la permeabilidad natural de los yacimien-tos carbonatados es insuficiente para promoverestimulaciones ácidas efectivas de la matriz. Elobjetivo de la estimulación de yacimientos car-bonatados es tratar en forma efectiva todas laszonas productivas potenciales, reduciendo eldaño de formación y mejorando la productividado inyectividad de los pozos.3

La estimulación de la matriz resulta aún máscompleja cuando existen intervalos múltiplescon permeabilidades sustancialmente diferen-tes. El ácido es admitido preferentemente porlas zonas de alta permeabilidad, quedando sintratar las zonas de menor permeabilidad. Estosintervalos no tratados implican menos produc-ción y pérdida de reservas. Esta estimulación nouniforme también puede generar una gran caída de presión, lo que se traduce en la produccióntemprana e indeseable de gas y agua. Por estas

razones, las técnicas de divergencia del ácido,tanto mecánicas como químicas, han sido desa-rrolladas y recomendadas para asegurar la estimulación uniforme de yacimientos car-bonatados.

No obstante, muchos problemas de coloca-ción del ácido y desempeño del tratamientocomplican el proceso de acidificación. Este artí-culo examina el desarrollo y la utilización de unnuevo sistema de ácido autodivergente basado

en tecnología de surfactantes viscoelástico(VES, por sus siglas en inglés) que no producendaño. Se incluye además un análisis general delos tratamientos de acidificación de la matriz yfracturamiento con ácido y una descripción delos desafíos que se plantean durante la estimulación de yacimientos carbonatados. Algunosejemplos de campo de todo el mundo demuestran el éxito arrollador de esta nueva tecnología

La acidificación no es básica

Los tratamientos de estimulación ácida en rocascarbonatadas implican una reacción del ácidoclorhídrico con los minerales calcita y dolomía[CaCO3 y CaMg(CO3)2, respectivamente], produciendo cloruro de calcio [CaCl2], dióxido decarbono [CO2] y agua [H2O] en el caso de la calcita, y una mezcla de cloruro de magnesio[MgCl2] y cloruro de calcio, en el caso de la dolomía. Al introducir ácido vivo, se disuelve másCaCO3, creándose pequeños canales conductores



denominados agujeros de gusanos, que con eltiempo forman una compleja red de alta permea-bilidad (abajo). La creación de agujeros degusanos puede describirse a través de la relaciónentre la velocidad de disolución neta del ácido y el transporte conectivo del ácido vivo hacia la superficie del agujero de gusano, expresada porel número adimensional de Damköehler. 4 Elnúmero de Damköehler depende de una variedadde factores, incluyendo las características espe-cíficas de las rocas, las propiedades del sistema ácido, la velocidad de inyección y la temperatura.

Los tratamientos de matrices habituales a menudo requieren bajas velocidades de in-

yección; en consecuencia, no puede utilizarseácido clorhídrico puro porque la rápida neu-tralización—o consumo—del ácido limita severamente su penetración en la formación.Esto produce la disolución del frente e impideque se forme una red de agujeros de gusanos losuficientemente larga para atravesar efectiva-mente la zona dañada alrededor del pozo. Por

este motivo, los sistemas ácidos a menudo in-cluyen aditivos que demoran, o retardan, la

reacción del ácido con el CaCO3, prolongando asíel tiempo de reacción.

Las técnicas de retardo químico consistennormalmente en la emulsificación y formaciónde geles. Dependiendo de la concentración delácido y el entorno de bombeo, una mezcla deácido y diesel, la emulsión SXE SuperX, porejemplo, puede resultar muy efectiva porqueretarda los tiempos de reacción en un factor de15 a 40, en comparación con los sistemas ácidosconvencionales que utilizan HCl.5 El poder dedisolución—una función de la resistencia delácido—del sistema SXE a base de HCl, sumadoal tiempo de reacción más lento de los carbona-tos—retardo—crea agujeros de gusanos másprofundos y hace a la emulsión menos corrosiva para la tubería de revestimiento y la tubería deproducción de acero. La amenaza de corrosiónde los tubulares de acero, especialmente a tem-peraturas más elevadas, puede ser reducida aúnmás si se agregan inhibidores a los sistemas áci-dos. El retardo de la reacción y la minimización

de la corrosión también pueden lograrse utili-zando ácidos orgánicos; sin embargo, debido a sucosto y a su menor capacidad de disolución, suempleo es limitado.

Deben considerarse numerosos factores dediseño del tratamiento para optimizar la veloci-dad de reacción y la limpieza, incluyendo la resistencia del ácido, la temperatura, la presión,la velocidad de admisión y la composición de la roca. El control de la velocidad de reacción delácido en la formación objetivo es crucial para eléxito de los tratamientos de estimulación ácida en

yacimientos carbonatados. El sistema ácido debe

atravesar la zona dañada para comunicar al yaci-miento con el pozo, pero también debe minimizarel daño producido a los tubulares y realizar una buena limpieza después de agotado el ácido. Los

aditivos desempeñan un rol clave porque limitanla pérdida de fluido, minimizan la generación deemulsiones y precipitados, regulan la viscosidad,reducen la corrosión y mejoran la limpieza.

Ni siquiera un sistema de fluido ácido biendiseñado garantiza una estimulación exitosa dela matriz. El fluido de estimulación debe sercolocado correctamente en los intervalos selec-cionados. Los sistemas ácidos son bombeadosgeneralmente hacia el fondo del pozo, a travésde la tubería de revestimiento o de la tubería deproducción—técnica conocida como bombeoforzado—o son administrados mediante tubería flexible. En las operaciones de bombeo forzado,la colocación preferente indeseable del ácido enlas zonas de alta permeabilidad deja sin tratarlos intervalos de menor permeabilidad. En cier-tos casos, las zonas productoras de agua, de alta permeabilidad, admiten una cantidad despro-porcionada de ácido, lo que aumenta la producción indeseable de agua y los costos aso-ciados con la eliminación de la misma.

La aplicación de técnicas de divergencia mecánica, tales como selladores de esferas otubería flexible con empaquetadores de intervaloestá muy generalizada, pero no siempre es reco-mendable o resulta factible (próxima página,arriba).6 Los métodos mecánicos no son muy efec-tivos en la estimulación de pozos horizontales y de alcance extendido largos. Los métodos dedivergencia química convencionales incluyenespuma a base de nitrógeno, agentes de obtura-ción como las escamas de ácido benzoico, y gelesa base de polímeros reticulados. Estos métodostaponan transitoriamente las zonas carbonatadas

de alta permeabilidad para desviar efectivamentelos fluidos de tratamiento hacia zonas de per-meabilidad más baja. Los métodos de divergencia química varían en lo que respecta a eficacia.

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4. Fredd CN y Fogler HS: “Optimum Conditions forWormhole Formation in Carbonate Porous Media:Influence of Transport and Reaction,” artículo de la SPE56995, SPE Journal 4, no. 3 (Septiembre de 1999): 196–205.

5. Samuel M y Sengul M: “Stimulate the Flow,” Middle East & Asia Reservoir Review no. 3 (2003): 40–53.

Li Y, Sullivan RB, de Rozieres J, Gaz GL y Hinkel JJ: “AnOverview of Current Acid Fracturing Technology withRecent Implications for Emulsified Acids,” artículo de laSPE 26581, presentado en la 68a Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de

octubre de 1993.Al-Anazi HA, Nasr-El-Din HA y Mohamed SK: “Stimulationof Tight Carbonate Reservoirs Using Acid-in-DieselEmulsions: Field Application,” artículo de la SPE 39418,presentado en el Simposio Internacional sobre Controldel Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana,EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

Navarrete RC, Holms BA, McConnell SB y Linton DE:“Emulsified Acid Enhances Well Production inHigh-Temperature Carbonate Formations,” artículo de laSPE 50612, presentado en la Conferencia Europea delPetróleo, La Haya, Países Bajos, 20 al 22 de octubre de 1998.

6. Samuel y Sengul, referencia 5.

7. Nasr-El-Din HA, Taylor KC y Al-Hajji HH: “Propagation ofCross-Linkers Used in In-Situ Gelled Acids in CarbonateReservoirs,” artículo de la SPE 75257, presentado en el13er Simposio sobre Recuperación Mejorada de Petróleode las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma, EUA, 13 al 17 de abrilde 2002.

Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Laboratory Evaluation ofIn-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs,”SPE Journal 8, no. 4 (Diciembre de 2003): 426–434.

8. Willberg DM, Card RJ, Britt LK, Samuel M, England KW,Cawiezel KE y Krus H: “Determination of the Effect of

Formation Water on Fracture-Fluid Cleanup ThroughField Testing in the East Texas Cotton Valley,” artículo dela SPE 38620, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8de octubre de 1997.

9. Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS,Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluids forHydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622, presen-

tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

> Agujeros de gusanos conductores. Un molde tomado después de una acidificación de la matrizcon carbonato de calcio muestra una intrincadared de agujeros de gusanos creada cuando elácido disuelve la roca. Esta red mejora sustan-cialmente la permeabilidad en torno del pozo,proveyendo la estimulación necesaria en muchosyacimientos carbonatados.




A veces, los tapones temporales se convierten enpermanentes y el yacimiento que se pretendía estimular se daña, reduciéndose la productividad

del pozo.Una técnica de divergencia química comúnutiliza geles a base de polímeros. Estos sistemasácidos emplean aditivos reticuladores reversi-bles activados por el pH para modificar la

viscosidad del fluido en los momentos críticosdel tratamiento ácido. Por ejemplo, el Ácido

Autodivergente SDA es un sistema poliméricomezclado con HCl. Inicialmente su viscosidad esbaja para facilitar el bombeo, pero una vez queeste fluido ingresa en una formación carbona-tada y se consume el ácido, el polímero se

reticula cuando el pH alcanza un valor de 2,aumentando su viscosidad. Este aumento de la

viscosidad del gel restringe el flujo posterior del

ácido nuevo a través de los agujeros de gusanos,desviando así el ácido fresco hacia las zonas demenor permeabilidad y, finalmente, hacia otraszonas. A medida que el ácido disuelve la roca, el

valor del pH aumenta. Cuando el pH alcanza un valor de aproximadamente 3.5, el ácido gelificadose rompe, reduciendo la viscosidad y permitiendoel contraflujo de los fluidos y la limpieza.

Los sistemas ácidos a base de polímeros pre-sentan numerosas desventajas. Estudiosindependientes, llevados a cabo por Stim-Lab,FRAC TECH Services, L.L.C., Saudi Aramco y

otras compañías, demostraron que los sistemasácidos convencionales a base de polímeros obstruyen los agujeros de gusanos y pueden dañar laformación.7 La limpieza de pozos fracturadotambién fue estudiada sistemáticamente utilizando análisis de contraflujo, lo que indicó unporcentaje de limpieza inferior al 45%.8 Debido ala estrechez de la ventana del pH, este fenómeno de reticulación y ruptura puede resultadifícil de controlar, especialmente en tratamientos que implican varias etapas de diferentefluidos. Por otra parte, la estabilidad de los sistemas poliméricos se degrada al aumentar latemperatura de fondo de pozo. Esta inestabilidad obstaculiza la correcta divergencia o, en epeor de los casos, daña la formación en formapermanente hasta el punto de impedir el flujoPara complicar aún más las cosas, en ambientescorrosivos donde hay ácido sulfhídrico [H2Spresente, pueden producirse problemas de acumulación de incrustaciones y daño de formacióncuando los aditivos reticuladores metálicos reac

cionan con los sulfuros precipitados.

Surge un fluido único

Los potenciales efectos perjudiciales de los fluidos para tratamientos de estimulación a base depolímeros indujeron a los investigadores deCentro de Productos de Schlumberger en TulsaOklahoma, EUA, a explorar la utilización desurfactantes viscoelásticos en fluidos de fracturamiento hidráulico, lo que condujo a laintroducción de los fluidos de fracturamientolibres de polímeros ClearFRAC en 1997.9 Posteriores trabajos de investigación y desarrollo

condujeron al desarrollo de las moléculas VESque toleran temperaturas más elevadas. En eaño 2001, se introdujo el fluido ClearFRAC HTpara extender la temperatura de operación práctica hasta 135°C [275°F].

Más recientemente, Schlumberger aplicó laquímica VES para producir un ácido libre de polímeros denominado sistema de Ácido Divergente

Viscoelástico (VDA, por sus siglas en inglés). Lamolécula de surfactante viscoelástico utilizada enel sistema VDA está compuesta por una cabezahidrofílica—que comprende grupos de amoniocuaternario positivos y un grupo carboxilato nega

tivo—y una cola hidrofóbica larga que constituyeuna cadena de hidrocarburo. Durante su bombeopor la tubería de producción o la tubería de revestimiento, el sistema de fluido VDA—una mezclade HCl, surfactante viscoelástico y aditivoscomunes requerida para el tratamiento ácido—mantiene una viscosidad baja. La cantidad deácido de la mezcla determina la viscosidad iniciadel sistema (izquierda).

> Métodos de divergencia mecánica. Durante el tratamiento de estimulación, se bombean hacia elfondo del pozo esferas de nylon, vulcanita o bolillas biodegradables como selladores (izquierda). Estosselladores proveen divergencia mecánica porque obturan preferentemente los disparos, admitiendo elmayor volumen de fluido de tratamiento. Los empacadores de aislamiento de intervalo también puedeninstalarse con tubería flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este caso,se estimuló primero la zona inferior y luego se desplazó el empacador hacia la zona siguiente.

Concentración de HCI, % en peso

V i s c o s i d a d a 1 7 0 s e g - 1 ,

c p

0 5 10 15 20 25 300

0 1 2 3 4 5

pH

1

10

100

1000

50

100

150

200

250

V i s c o s i d a d a 1 7 0 s e g - 1 ,

c p

> Respuesta de la viscosidad del fluido VDA. La concentración del HCI mezclado determina en granparte la viscosidad del fluido VDA a medida que es bombeado hacia el fondo del pozo (extremo superior ). La viscosidad del fluido VDA disminuye cuando se mezcla con altas concentraciones de ácido ya menudo se diseña con 20 a 28% de HCl, pero también pueden utilizarse concentraciones menores.La reacción del HCl con la formación carbonatada aumenta el pH y proporciona salmuera de CaCl2como producto de la reacción. La salmuera reacciona con el surfactante viscoelástico y se vuelveviscosa (extremo inferior ). Esta respuesta de la viscosidad en el fondo del pozo desvía efectivamenteel ácido nuevo hacia otros agujeros de gusanos y hacia otras zonas.



A medida que el ácido es consumido a travésde la reacción con la calcita o la dolomía, el sur-factante se gelifica. Dos factores inician elproceso de gelificación. Cuando el ácido seagota, el aumento del pH permite que las molé-

culas de surfactante se unan para formarestructuras largas denominadas micelas, en lasque las cabezas hidrofílicas se orientan hacia afuera y las colas hidrofóbicas se orientan hacia adentro.10 La disolución del CaCO3 en el HCl pro-duce salmuera de CaCl2, lo que se traduce enuna mayor estabilización de las micelas vermicu-lares. Las micelas siguen aumentando enlongitud y, por encima de una concentración crí-tica del surfactante, se entrecruzan formando

una estructura reticulada y produciendo un gelelástico, altamente viscoso (extremo superior).El aumento de la viscosidad del gel reduce aúnmás el flujo hacia los agujeros de gusanos y lasfisuras existentes dentro de las zonas tratadas,

proveyendo así divergencia efectiva del ácidohacia zonas dañadas y de baja permeabilidad, noestimuladas. La viscosidad del fluido VDA consu-mido está relacionada con diversos factores,incluyendo la temperatura, y con los porcentajestanto de ácido como de surfactante (arriba).

Después de un tratamiento, el surfactantegelificado se descompone al entrar en contactocon el petróleo producido, el condensado y el con-traflujo del colchón de prelavado de solvente

mutuo, o cuando se diluye con la salmuera de for-mación producida durante el contraflujo.Durante la descomposición, las estructuras mice-lares elongadas son reducidas a estructurasesféricas y el sistema de fluido alcanza una visco-

sidad baja porque las micelas esféricas no seentrecruzan. Una solución de solvente mutuo a

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10. Una micela es una gotita coloidal en la que la faseinterna tiene una afinidad para el agua opuesta a lapresente en la fase externa. La capa límite tieneextremos tanto hidrofóbicos como hidrofílicos.

11. Chang F, Qu Q y Frenier W: “A Novel Self-Diverting-AcidDeveloped for Matrix Stimulation of CarbonateReservoirs,” artículo de la SPE 65033, presentado enel Simposio Internacional sobre Química de CamposPetroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al 16 defebrero de 2001.

> Micelas en acción. El surfactante, que adopta la forma de monómero en el estado inicial, se mezcla con el ácido diluido ( izquierda). El ácido se consu-me en la formación, produciendo salmuera de CaCl2. Los monómeros reaccionan con la salmuera, creando micelas vermiculares elongadas (centro ), quefinalmente forman largas redes entrecruzadas. Esta retícula de micelas complejas aumenta la viscosidad del surfactante, lo que desvía efectivamente elácido nuevo hacia otros lugares. Después del tratamiento, el hidrocarburo producido o un solvente mutuo entran en contacto con las micelas largas, trans-formándolas en micelas esféricas (derecha). Estas micelas más pequeñas y menos complejas hacen que el fluido tenga una viscosidad significativamentemás baja, lo que facilita la ruptura completa y la eficacia de la limpieza.

Monómeros Micela vermicular Micelas esféricas

Ácidoconsumido

Hidrocarburo

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O

> Estimulación con divergencia local. El fluido VDA mezclado con el ácido mantiene una viscosidad baja durante su bombeo hacia el fondo del pozo ( izquierda). Primero ingresa en la zona más permeable (gris claro). Cuando el ácido comienza a reaccionar con la calcita o la dolomía en la roca yacimiento, laviscosidad del surfactante viscoelástico aumenta. El aumento de la viscosidad hace que el fluido nuevo se desvíe hacia la siguiente zona más permeable(gris intermedio), donde el ácido estimula la siguiente zona permeable y el surfactante se desvía hacia la misma (gris oscuro) (centro ). Este proceso continúahasta que son estimuladas todas las zonas disparadas de permeabilidad variable. Al producirse el contraflujo de los hidrocarburos (flechas verdes) o el sol-vente mutuo, el surfactante viscoelástico cambia nuevamente su reología (derecha). Cuando las micelas largas se convierten en micelas esféricas, la visco-sidad se reduce significativamente, lo que permite la limpieza completa durante el contraflujo.

Baja viscosidad Alta viscosidad

Fluido VDA Fluido VDA Limpieza

P e r m e a b i l i d a d d e c r e c i e n t e




modo de colchón de prelavado o de desplaza-miento, mejora la descomposición del surfactantegelificado y promueve la rapidez de la limpieza.

El nuevo sistema ácido puede ser utilizadopara estimular pozos que tienen temperaturasestáticas de fondo de hasta 149°C [300°F].

Antes de su primera utilización, la eficiencia del sistema VDA en el tratamiento de rocascarbonatadas fue documentada en pruebas simul-

táneas de flujo de múltiples núcleos. 11

Schlumberger y Stim-Lab compararon varios sis-temas ácidos para observar su divergencia y suscaracterísticas de permeabilidad conservada,incluyendo el ácido clorhídrico puro como puntode referencia, un ácido a base de polímeros, unácido energizado y el sistema de fluido VDA.Las pruebas demostraron que el ácido puro pene-tró solamente el núcleo más permeable, mientras

que el sistema VDA aumentó la permeabilidad detodos los núcleos porque desvió exitosamente eácido hacia los núcleos de menor permeabilidadLa técnica de generación de imágenes de secciones transversales por tomografía computada (CTpor sus siglas en inglés), empleada en cada pulgada de todo el largo de los núcleos, demostró loscambios producidos en la estructura de poro araíz de la acidificación (arriba).

> Pruebas de múltiples núcleos. Se probaron varios sistemas ácidos para comprobar la eficacia de la divergencia a una tem-peratura de 67°C [150°F]. Cada una de las pruebas implicó el tratamiento simultáneo de tres núcleos de diferentes permeabili-dades iniciales, durante la medición de la caída de presión a lo largo del arreglo paralelo de núcleos. Después de una pruebade flujo de núcleos, se obtuvo una imagen de secciones transversales por tomografía computada (CT, por sus siglas en inglés)en cada pulgada del largo total de los núcleos para evaluar los cambios producidos en la estructura de los poros a raíz de laacidificación. El comportamiento del perfil de presión, como una función del volumen de poros, fue graficado para cada pruebaa fin de mostrar los cambios de viscosidad del fluido que conducen a la divergencia. El 15% de ácido clorhídrico puro, utilizadocomo punto de referencia, mostró una permeabilidad mejorada sólo en el núcleo más permeable Número 1 ( izquierda). El perfilde presión plano indica que no se produjo ninguna divergencia. El sistema de fluido VDA con 15% de ácido fue probado en losnúcleos con bajo contraste de permeabilidad inicial (centro ) y en los núcleos con alto contraste de permeabilidad inicial (derecha). La permeabilidad fue mejorada en todos los núcleos, y el perfil de presión en aumento confirmó que se estaba produ-ciendo una divergencia efectiva. Una vez que el ácido penetra uno de los núcleos, disminuye la caída de presión. El aumentode la caída de presión es una indicación de la divergencia, mientras que una caída de presión reducida indica estimulación.

15% de HCl puro

Permeabilidadinicial, mD

Recuperaciónde

permeabilidad,mD

Longitud de losagujeros de

gusanos,% de núcleo

66.5

34.5

32.0

>5000

34.3

37.6

>100

10

10

Ácido gelificado en la formación a base de VES


Recuperaciónde

permeabilidad,mD



66.5

34.5

32.0

>5000

34.3

37.6

>100

10

10

Ácido gelificado en la formación a base de VES


Recuperaciónde

permeabilidad,mD



66.5

34.5

32.0

>5000

34.3

37.6

>100

10

10

C a í d a d e p r e s i ó n ,

l p c

0

50

100

150

200

250

300

0 0.10 0.20 0.30 0.40

Volumen de poros, vol/vol


l p c

0

50

100

150

200

250

300

0 0.10 0.20 0.30 0.40



l p c

0

50

100

150

200

250

300

0 0.10 0.20 0.30 0.40


I n y e c c i ó n

d e

á c i d o

I n y e c c i ó n

d e

á c i d o

I n y e c c i ó n

d e

á c i d o



Comparada con la viscosidad del ácido a base de polímeros, la viscosidad del fluido VDA seguía siendo alta al consumirse el ácido, mien-tras que los geles poliméricos se descomponíancuando el pH alcanzaba un valor de entre 3.5 y 4.0. El examen de los frentes de los núcleos deinyección demostró que los núcleos en los que seinyectó el fluido VDA permanecían limpios y nomostraban rastros de residuos. Por el contrario,los núcleos tratados con el sistema ácido a basede polímeros tenían indudablemente residuosdañinos en el frente de inyección y también den-tro de los agujeros de gusanos.12

Desde el punto de vista operacional, el nuevofluido VDA puede ser bombeado como fluido deuna etapa o en combinación con otros fluidos deestimulación en etapas, según la aplicación deque se trate. Comparativamente, los fluidos a base de polímeros requieren varias etapas deácido y divergente para lograr la estimulación y la divergencia deseadas. Esto puede constituiruna desventaja importante ya que cuanto más

polímero se bombea en la formación, mayor es eldaño de la misma. Por otra parte, las pruebas delaboratorio demostraron una mejor limpieza delfluido VDA consumido, como lo demuestran las

menores presiones de iniciación del flujo cuandose inyecta solvente mutuo en los núcleos deprueba.13 El excelente desempeño de este sis-tema VDA resulta particularmente beneficiosoen yacimientos de petróleo de baja presión.

La importancia de las pruebas de fluidos deestimulación realizadas en laboratorio no debeexagerarse. En Schlumberger, este trabajo selleva a cabo en laboratorios locales de todo elmundo, con el apoyo de tres Laboratorios deSoporte al Cliente (CSL, por sus siglas en inglés)situados en Houston, Texas, EUA; Aberdeen,Escocia; y Kuala Lumpur, Malasia.

Divergencia en Kuwait

El nuevo sistema VDA fue utilizado por primera vez en el campo Sabriya operado por Kuwait OilCompany (KOC) en el norte de Kuwait (abajo).14

La permeabilidad de las seis unidades litológicasque componen el yacimiento carbonatadoMauddud de múltiples capas oscila entre 3 y 600mD. La longitud total de los intervalos dispara-

dos varía entre 30 y 60 m [100 y 200 pies]. La presión de yacimiento tiene un valor promedio de2500 lpc [17.2 MPa] y las temperaturas de pozotípicas alcanzan entre 77 y 82° C [170 y 180°F].

Durante el tratamiento de estimulación de la matriz, las zonas de alta permeabilidad tiendena admitir ácido y a experimentar mayor estimu-lación, quedando las zonas dañadas y de baja permeabilidad sin tratar. Esto aumenta la caída de presión dentro de una distancia limitada conrespecto al pozo, pudiendo causar problemas deproducción. Por este motivo, la estimulaciónuniforme de toda la zona con fluidos de diver-gencia química es crítica para la optimizaciónde la producción.

En el pasado, para la acidificación de losintervalos carbonatados largos, heterogéneos,correspondientes a la Formación Mauddud, seempleaba espuma o bien divergentes químicos,más comúnmente sistemas poliméricos reticula-dos. Las concentraciones de ácido de 15% seutilizaban para el decapado de los tubulares y elfracturamiento de la formación, mientras que lasconcentraciones de ácido de sólo 3 a 5% se emple-aban con etapas de divergentes a base depolímeros.15 Los fluidos divergentes a base de

polímeros reticulaban en la superficie o bien enla formación, y habitualmente se bombeaba una etapa por cada uno de los cuatro a cinco gruposde disparos. Para cada intervalo de la FormaciónMauddud, los volúmenes de tratamiento ácido

variaban según las características de la forma-ción. Las zonas de permeabilidad y porosidad másbajas eran tratadas hasta con 2.5 m3 /m [200gal/pie] de los disparos, mientras que las zonasde permeabilidad y porosidad más altas se trata-ban con 0.9 m3 /m [75 gal/pie]. Las terminacionesa agujero descubierto eran estimuladas habitual-mente con 0.1 a 0.2 m3 /m [10 a 20 gal /pi e].

Después del tratamiento, los fluidos se desplaza-ban con diesel y, si se requería, eran extraídoscon nitrógeno bombeado con tubería flexible.

En las primeras etapas de la prueba decampo del sistema VDA, especialistas en yaci-mientos de KOC y Schlumberger identificaron

varios pozos potenciales que se beneficiarían conla nueva tecnología VDA, lo que incluía pozosrecién perforados, pozos más antiguos con undesempeño deficiente, pozos horizontales conintervalos de terminación a agujero descubierto,pozos que explotaban yacimientos someros y agotados, y pozos de alta presión y alta tempera-

tura (HPHT, por sus siglas en inglés).Los pozos recién perforados del campo

Sabriya requerían acidificaciones, porque el dañoproducido por la perforación y la baja presión de

yacimiento limitaban su capacidad de flujo natu-ral. Muchos pozos nuevos emplean terminacionesduales, habiéndose terminado los intervalos de la Formación Mauddud con sarta corta. Estas termi-naciones hacen desistir de la utilización de

36 Oilfield Review

> El campo Sabriya en Kuwait.

CampoSabriya

KUWAIT

km0 60

millas 600

KUWAIT

ARABIASAUDITA

Á F R I C A

800

0 800km

millas0

G O L F O

P É R S I C O




tubería flexible para la acidificación, debido alriesgo de atascamiento. Si no se cuenta con la alternativa de la tubería flexible, es necesario el

bombeo forzado de los tratamientos desde la superficie. Para la estimulación uniforme de loscarbonatos de la Formación Mauddud, es crucialuna adecuada divergencia química.

En los pozos nuevos que requieren tratamien-tos con bombeo forzado desde la superficie, seutilizan concentraciones de ácido del 15% (por-centaje en peso) para el decapado de la tubería

y como colchón de prelavado de HCl con solventemutuo. Los tratamientos VDA normalmente con-tienen un 15% de ácido, aunque se han utilizadoconcentraciones de hasta 28% de HCl. La tota-lidad del intervalo de terminación se trata con

0.6 m3 /m [50 gal/pie]. Después del tratamiento VDA, se bombea en forma forzada un sobredes-plazamiento consistente en 15% de HCl consolvente mutuo, que luego es desplazado condiesel. En los primeros pozos, se bombeaba una relación de uno a uno entre el HCl y los volúme-nes de tratamiento con VDA. No obstante, lospozos posteriores mostraron un mejor desempeñocon porcentajes más elevados de fluido VDA.

En el Pozo 5—una nueva terminación—la Formación Mauddud fue terminada con sarta corta, de manera que se planificó un trata-

miento VDA bombeado en forma forzada para tratar cinco grupos de disparos diferentes a tra-

vés de un int ervalo de 41 m [133 pies] . Losseveros contrastes de permeabilidad existentesentre las zonas y la gran posibilidad de quehubiera daño de la formación, debido a una pér-dida previa de 127 m3 [800 bbl] de fluido de

perforación a base de polímeros, demandabanuna divergencia química excepcional durante laestimulación. Para vigilar rutinariamente e

impacto de la estimulación, el operador decidióadquirir registros previos y posteriores a la estimulación con la herramienta de Adquisición deRegistros de Producción PLT (arriba). Antes dela estimulación VDA, el registro PLT indicabaque no todos los disparos contribuían a la producción. Además, el pozo producía por debajo

12. Lynn JD y Nasr-El-Din HA: “A Core-Based Comparison of the Reaction Characteristics of Emulsified and In-SituGelled Acids in Low Permeability, High Temperature, GasBearing Carbonates,” artículo de la SPE 65386, presen-

tado en el Simposio Internacional sobre Química deCampos Petroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al16 de febrero de 2001.

13. Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes K:“Diversion and Cleanup Studies of ViscoelasticSurfactant-Based Self-Diverting Acid,” artículo de laSPE 86504, presentado en el Simposio y ExhibiciónInternacional sobre Control de Daño de Formación de laSPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

14. Al-Mutawa M, Al-Anzi E, Jemmali M y Samuel M:“Polymer-Free Self-Diverting Acid Stimulates KuwaitiWells,” Oil and Gas Journal 100, no. 31 (5 de agosto de2002): 39–42.

Al-Mutawa M, Al-Anzi E, Ravula C, Al Jalahmah F,Jemmali M, Samuel E y Samuel M: “Field Cases of a ZeroDamaging Stimulation and Diversion Fluid from the

> Registros con la herramienta de Adquisición de Registros de Producción PLT previos y posteriores a la estimulación VDA. Antes del tratamiento de estimu-lación de la matriz con VDA, el Pozo 5 no producía de todos los disparos y mantenía una presión dinámica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sus siglas eninglés) de sólo 195 lpc [1.3 MPa] (izquierda). Después de la estimulación VDA, todos los disparos contribuyeron a la producción, el pozo produjo 280 m3 /d[1760 BPPD] sin gas, y la presión dinámica de flujo en boca de pozo fue de 750 [5.2 MPa] (derecha). El pozo producía gas antes de la estimulación debido a laexcesiva caída de presión. Después del tratamiento con VDA, el pozo dejó de producir gas porque el tratamiento de estimulación efectivo redujo la caída depresión en el mismo. En los despliegues PLT el Carril 1 contiene la curva de rayos gamma para la correlación; el Carril 2 muestra la ubicación de los disparosel Carril 3 exhibe el volumen de fluidos producidos y la respuesta del medidor de flujo a molinete; y el Carril 4 muestra las mediciones de la herramienta PLT,que incluyen la densidad del fluido, la temperatura y la presión de fondo de pozo.

0 100API

Rayos gamma

7400

7450

7500

7550

7600

P r o f u n d i d a d m e d i d a ,

p i e s

D i s p a r o s

Respuesta del medidorde flujo a molinete

cps0 5

Barriles de petróleoequivalente/día0 3000

Flujo de gas

Flujo de petróleo

ºF170 173

Temperatura

0.6 1.1

Densidad del fluido

gm/cm3

Presión

lpc1400 1550

0 100API

Rayos gammaRespuesta del medidor

de flujo a molinete

cps2 8 P r o f u n d i d a d m e d i d a ,

p i e s

D i s p a r o s

7400

7450

7500

7550

7600

Barriles /día0 3000

Flujo de petróleo

ºF168 173

Temperatura

0.7 1.2

Densidad del fluido

gm/cm3

Presiónlpc2700 2900

Carbonate Formations in North Kuwait,” artículo de laSPE 80225, presentado en el Simposio Internacionalsobre Química de Campos Petroleros de la SPE, HoustonTexas, EUA, 5 al 8 de febrero de 2003.

15. El procedimiento de decapado utiliza un ácido inhibidopara eliminar la acumulación de incrustaciones, elherrumbre y otros depósitos similares, de las superficies

internas de los equipos, tales como las líneas de trata-miento, el equipo de bombeo o la sarta de producción, a través de los cuales ha de bombearse un tratamientoácido o químico. El proceso de decapado elimina losmateriales que pueden reaccionar con el fluido de trata-miento principal para generar reacciones secundariasindeseables o precipitados que dañan el yacimiento enla zona vecina al pozo.

Nasr-El-Din HA, Al-Mutairi SH y Al-Driweesh SM:“Lessons Learned from Acid Pickle Treatments ofDeep/Sour Gas Wells,” artículo de la SPE 73706,presentado en el Simposio y Exhibición Internacionalsobre Control de Daño de Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.



del punto de burbujeo, de 1800 lpc [12.4 MPa],debido a la gran caída de presión, haciendo queel gas se desprendiera de la solución. La presióndinámica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sussiglas en inglés) era de sólo 195 lpc [1.3 MPa].

Después de un exitoso tratamiento VDA, la producción de petróleo aumentó de 81 a 280 m3 /d[510 a 1760 BPPD] a una presión dinámica deflujo en boca de pozo más elevada, de 750 lpc[5.2 MPa], y el registro PLT indicó que todos losdisparos contribuían a la producción. La compa-ración de las pruebas de pozos, antes y despuésdel tratamiento, demostró además el éxito delsistema VDA (derecha). El análisis de las prue-bas de pozos previo a la estimulación mostró una gran caída de presión y un factor de daño de+170, mientras que la prueba de pozo posterior a la estimulación indicó una caída de presión sus-tancialmente reducida y un factor de dañoconsiderablemente mejorado de –3. Las mayorespresiones de fondo de pozo minimizaron la caída de presión y eliminaron la producción indesea-

ble de gas.El éxito de los tratamientos en los pozos ini-ciales indujeron a KOC a estimular los Pozos 11,12 y 13, situados en los flancos de la estructura del campo Sabriya. Estos pozos, que producenpetróleo más pesado—de 17 a 20°API—no pro-ducían desde hacía unos 6 a 10 meses.16 Para la acidificación de estos tres pozos más antiguosque no habían generado producción ni siquiera después de la aplicación de tratamientos ácidosconvencionales iniciales, y en ocasiones múl-tiples, y luego del empleo de técnicas delevantamiento artificial con nitrógeno, se utilizó

tubería flexible. Estos pozos tienen terminacionescon sarta simple, de modo que las operacionescon tubería flexible no plantean mayores riesgos.Una de las desventajas del bombeo de ácidos y divergentes convencionales a través de tubería flexible, era la reducción inherente de la veloci-dad de bombeo, causada por las grandespérdidas por fricción como consecuencia de losmenores diámetros de las tuberías y las altas vis-cosidades del fluido. No obstante, a medida quese bombea por la tubería flexible, el sistema VDA tiene características de reducción del arrastreque disminuyen considerablemente la fricción,

permitiendo velocidades de bombeo más eleva-das. Después de los tratamientos VDA, los trespozos comenzaron a producir por flujo natural,incorporando un aumento de producción acumu-lada de 521 m3 /d [3280 BPPD].

Se han estimulado zonas prospectivas someras y agotadas en las rocas carbonatadas del Eocenoutilizando fluido VDA solo, con un 5% de solventemutuo agregado en el desplazamiento, experi-

mentándose excelentes resultados. Con la pre-sión de yacimiento reducida a 400 lpc [2.8 MPa],estos pozos producen por bombeo mecánico. El

Pozo 7 fue identificado como pozo candidato a estimulación porque tenía una zona superior conuna permeabilidad extremadamente alta y múl-tiples zonas inferiores de permeabilidad másbaja que no habían sido estimuladas antes porfalta de divergencia ácida. Se bombeó en forma forzada un tratamiento de 50 gal/pie de fluido

VDA al 15%, a través de un empacador dual (pá-gina siguiente). El tratamiento resultó exitoso.

Cuando el sistema VDA es bombeado como fluidounitario, ingresa en las zonas de alta permeabili-dad, las estimula, y luego desvía el tratamiento

hacia zonas de menor permeabilidad. Este com-portamiento puede observarse repetidas veces enla gráfica del tratamiento a medida que se esti-mulan más zonas. La producción del Pozo 7aumentó significativamente, pasando de 48 m3 /d[300 BPPD] con un corte de agua del 11% antesdel tratamiento VDA, a 207 m3 /d [1300 BPPD]con un corte de agua de 15% dos meses despuésde la estimulación VDA.

38 Oilfield Review

> Pruebas de incremento de presión. Las pruebas de incremento de pre-sión llevadas a cabo antes y después de la estimulación VDA demuestrancambios notables en la productividad del pozo. El análisis de los datos deincremento de presión previo a la estimulación muestra un yacimiento da-ñado que exhibe una gran caída de presión y un factor de daño de +170(extremo superior ). El análisis de incremento de presión posterior a la es-

timulación confirma que el yacimiento fue estimulado con éxito (extremo inferior ). La caída de presión había mejorado significativamente y el factorde daño era –3.

10-2

10-1

100

101

102

∆ P

y

d e

r i v a d a

d e l ∆ P ,

l p c

10-5 10-4 10-3 10-2 10-1 100 101 102 103

Antes del tratamiento VDA

∆T, h

10-2

10-1

100

101

102

∆ P

y

d e r i v a d a d

e l ∆ P ,

l p c

10-5 10-4 10-3 10-2 10-1 100 101 102 103

Después del tratamiento VDA

∆T, h

Permeabilidad = 44.4 mD

Daño mecánico = 170

Permeabilidad = 59.6 mDDaño mecánico = -3.1

Derivada del ∆P modelado

∆P modelado

Derivada del ∆P medido

∆P medido

Derivada del ∆P modelado

∆P modelado

Derivada del ∆P medido

∆P medido




Otra aplicación útil de la tecnología VDA para

KOC corresponde a los pozos de alta presión y alta temperatura, donde las temperaturas defondo de pozo alcanzan 146°C [295°F] y la pre-sión de yacimiento es de 10,000 lpc [69 MPa].Dos pozos de alta presión y alta temperatura, elPozo 14 y el Pozo 17, fueron estimulados con elsistema VDA. En este caso, el yacimiento esextremadamente compacto, de modo que a KOC

y Schlumberger les resultó útil colocar el HClutilizando tubería flexible. A continuación, sebombeó en forma forzada desde la superficie untratamiento por etapas consistente en 28% deácido de fracturamiento, 20% de fluido VDA y

luego 28% de HCl. La aplicación de una etapa decada elemento arrojó resultados excepcionales;la producción del Pozo 14 aumentó de 439 a 1445 m3 /d [2760 a 9029 BPPD], y la produccióndel Pozo 17 pasó de 499 a 833 m3 /d [3140 a 5242BPPD] con un incremento sustancial de la pre-sión dinámica de flujo en boca de pozo; que pasóde 2914 a 3930 lpc [20.1 a 27.1 MPa].

El sistema VDA también demostró ser exi-toso en un pozo horizontal de Kuwait OilCompany. El Pozo 13 contenía un intervalo hori-zontal de terminación a agujero descubierto de610 m [2000 pies] en la Formación Mauddud y

producía por flujo natural 165 m3 /d [1037 BPPD],con una presión dinámica de flujo en boca depozo de 320 lpc [2.2 MPa]. El análisis del sis-tema de producción NODAL antes de la estimulación mostró un factor de daño de +10,lo que indicaba que el pozo había sido dañadodurante la perforación. KOC y Schlumberger lle-garon a la conclusión de que se necesitarían

varias etapas de acidificación para tratar efecti-

vamente el largo intervalo a agujero descubierto.

El equipo técnico a cargo de la acidificaciónbombeó una combinación de 10 gal/pie de fluido VDA con 10 gal/pie de 15% de ácido común, emul-sionado, o HCl con aditivos para atacar los altosporcentajes de lodo y limo. Finalmente, sólo serequirieron dos etapas para alcanzar la producti-

vidad deseada. Una prueba de producción llevada a cabo después del tratamiento de estimulación

VDA indicó un aumento sustancial de la produc-ción, que alcanzó 604 m3 /d [3800 BPPD] con una presión dinámica de flujo en boca de pozo de275 lpc [1.9 MPa].

KOC ha tratado más de 75 pozos con este

innovador fluido. El comportamiento reológicoúnico del sistema VDA permite velocidades debombeo más altas en operaciones con tubería fle-

xible, ofreciendo al mismo tiempo la capacidadde divergencia superior necesaria para las opera-ciones de bombeo forzado en escenarios determinación más complejos. Además, utiliza menos equipos para la mezcla y menor cantidadde químicos en la localización del pozo, y norequiere reticuladores que pueden generarprecipitados dañinos en el yacimiento. El asegu-ramiento y control de la calidad la localizacióndel pozo también resultaron más fáciles y más

reproducibles cuando se utilizó el nuevo fluido.El impacto económico de la tecnología de sur-factantes viscoelásticos es inmenso; en losprimeros 10 pozos estimulados con fluidos VDA,KOC obtuvo una ganancia adicional de 4.4 millo-nes de dólares estadounidenses por mes entérminos de producción de petróleo con res-pecto a los ingresos previstos con la utilizaciónde tecnología convencional.

Un resumen de los éxitos sauditas

Saudi Aramco comenzó a reemplazar los fluidode estimulación a base de polímeros por lasalternativas VES en el año 2001, con la introducción de la tecnología del agente divergenteOilSEEKER. De un modo similar, se produjo un

vuelco significativo hacia la utilización del sistema VDA que no deja daño residual, en lostratamientos de estimulación de yacimientocarbonatados. Saudi Aramco ha utilizado exitosamente los fluidos VES en numerosasestimulaciones, incluyendo la acidificación de lamatriz y la divergencia en pozos de producción yen pozos de inyección de agua, y el fracturamiento con ácido en pozos de gas HPHT y enpozos de inyección de agua.17

En los tratamientos de estimulación de lamatriz convencionales, en yacimientos carbonatados de Arabia Saudita, se utilizaban sistemasácidos emulsionados y gelificados reticuladosDesafortunadamente, los agentes de control dehierro no impiden la precipitación de sulfuro

de hierro en ambientes corrosivos—aquelloque contienen H2S.18 Interesada en disponer deformas para mejorar la divergencia, mitigar edaño y aumentar la producción, la compañíaSaudi Aramco decidió probar el sistema VDA enpozos candidatos a tratamientos de estimulaciónde la matriz bajo condiciones desafiantes.

Al gunos de lo s po zos candid atos a es timulación de la matriz con VDA eran pozoshorizontales largos con tramos horizontaledescubiertos que oscilaban entre 460 y 1830 m[1500 y 6000 pies] y temperaturas que se aproximaban a los 120°C [250°F]. En muchos casos

existían serias preocupaciones acerca de lapresencia de una zona acuífera inmediatamentedebajo del tramo horizontal objetivo, con lo cuaera extremadamente importante una correctadivergencia para la reducción o la eliminación dela producción de agua. En los pozos de alcanceextendido, se utilizó tubería flexible para efectuar el tratamiento, consistente en surfactante

VDA con una concentración de 20 a 28% de HCl ycon un inhibidor de corrosión. En caso de que latubería flexible no llegue a la profundidad totalel tratamiento VDA puede ser bombeado enforma forzada a través de la tubería flexible a

partir de ese punto. Las menores velocidades de

16. Al-Mutawa et al, 2002, referencia 14.

Lyle D: “Cleaner Wells Produce Cleaner Results,” Hart’s E&P (Julio de 2003): 43.

17. Nasr-El-Din HA, Samuel E y Samuel M: “Application of aNew Class of Surfactants in Stimulation Treatments,”artículo de la SPE 84898, presentado en la ConferenciaInternacional sobre Recuperación Mejorada de Petróleode la SPE en Asia Pacífico, Kuala Lumpur, Malasia, 20 al21 de octubre de 2003.

18. Nasr-El-Din et al, referencia 7.

> Gráfica del tratamiento que muestra las velocidades de bombeo y la presión de fondo (BHP, por sussiglas en inglés) en el Pozo 7. Cuando el fluido VDA bombeado en forma forzada entra en contacto conla formación, la presión de fondo disminuye, lo que indica que se está llevando a cabo la estimulación.Cuando el surfactante se vuelve viscoso en la formación, se inicia la divergencia, como lo indican losincrementos de la presión de fondo. Esto se produce varias veces durante el tratamiento, como lo in-dican las curvas de presión (azul) y de velocidad de bombeo (rojo).

P r e s i ó n d e f o n d o d e p o z o ,

l p c

1000

200

400

600

800

1200

1400

Asentar el empacadordual e iniciar lainyección

1.5

V e l o

c i d a d d e b o m b e o ,

b b l / m i n

2.0

2.5

1.0

0.5

035

0

Volumen acumulado bombeado, barriles0 5 10 15 20 25 30

Velocidad de bombeoPresión de fondo de pozo



bombeo seguirían siendo suficientes para lograr la estimulación y divergencia de todo el tramo hori-zontal. La mayoría de los pozos utilizaron fluido

VDA energizado con 30% de nitrógeno. El régimen

de tratamiento por la tubería flexible se man-tuvo entre 0.15 y 0.24 m3 /min [1.0 y 1.5 bbl/min].La utilización de nitrógeno aceleró la limpieza y minimizó la fuga de ácido, proporcionó mejorcobertura y redujo los requerimientos en térmi-nos de volumen de ácido.

Los ingenieros de Saudi Aramco y Schlumberger observaron que los regímenes deproducción posteriores a la estimulación de los

primeros cinco pozos VDA, eran muy superiores a la producción promedio de los 11 pozos vecinos,que fueron estimulados sin el sistema VDA (extremo superior). El corte de agua en los pozos

tratados con el fluido VDA es mucho menor queen los pozos tratados con otros sistemas, funda-mentalmente porque la alta viscosidad en laszonas acuíferas no se rompe, mientras que el gelformado en las zonas de hidrocarburos se rompe y permite que el ácido migre más hacia el interiorde la matriz. Por lo tanto, estas zonas productivasson estimuladas en forma más efectiva y produ-cen mayores volúmenes de petróleo o gas.

Recientemente, Saudi Aramco estimuló sietepozos de inyección de agua utilizando fluido VESenergizado como sistema divergente, una combi-nación de 20% de ácido HCl común y 20% deácido HCl emulsionado con diesel, y un sobre-desplazamiento consistente en solvente mutuo.19

Estos pozos de inyección resultan cruciales para el mantenimiento de la presión del yacimiento.La zona de inyección tiene un espesor de 60 m[200 pies] y contiene vetas de permeabilidadmuy variable. Cuando se estimula este tramo sinuna divergencia adecuada, todo el ácido sedirige hacia la zona más permeable y no trata la zona dañada y las zonas de menor permeabili-dad. Los tratamientos bombeados en forma forzada desde la superficie o a través de la tube-ría flexible han mejorado la inyectividad, encomparación con los pozos tratados con una combinación de sistema ácido emulsionado y sis-tema ácido gelificado a base de polímeros(extremo inferior, izquierda). Los sistemas a base de polímeros también requieren reticulado-

res y rompedores de la emulsión. Por otra parte,el fluido divergente VES ha eliminado la necesi-dad de contraflujo para la limpieza porque noutiliza ningún polímero.

Fracturamiento con ácido en Arabia Saudita

En algunos pozos de inyección de agua de Arabia Saudita, la acidificación convencional de la matriz no genera las velocidades de inyecciónrequeridas, de modo que estos pozos necesitanfracturamiento con ácido.20 Primero se bombea un colchón inicial a presiones que exceden la presión de fracturamiento de la formación; se

inicia y, luego, se propaga una fractura hidráu-lica mediante inyección continua. 21 En lostratamientos de fracturamiento hidráulico con-

ve nc io na le s, se ut il iz a ap un ta la nt e pa ra mantener abierta la fractura y crear una vía con-ductora para el contraflujo y la producción. Noobstante, en las rocas carbonatadas, se utiliza ácido para crear patrones de ataque no unifor-mes en las superficies de la fractura. Estoconfiere a la fractura suficiente conductividaddespués del cierre. En los tratamientos de frac-turamiento con ácido, la longitud efectiva de la fractura hidráulica es la porción de la fractura

que ha sido suficientemente atacada (página siguiente).

Para abordar la fuga de fluido, los tratamien-tos de fracturamiento con ácido convencionalesutilizan múltiples etapas de polímero y ácido. Elobjetivo de estos sistemas es limitar la fuga mediante el aumento de la viscosidad del fluido.Este aumento de la viscosidad y los ácidos emul-sionados reducen la velocidad a la que el ácido

40 Oilfield Review

> Una comparación reveladora. La producción de los cinco pozos someti-dos al tratamiento VDA se comparó con la producción promedio de los 11pozos tratados con sistemas de estimulación convencionales. Los cincopozos VDA mostraron aumentos significativos de la producción de petró-leo, sin agua producida.

Gasto de petróleoCorte de agua

R é g i m

e n d e p r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o ,

B / D

4000

5000

6000

7000

3000

C o r t e d e a g u a ,

%

0

10

20

30

40

1 2 3 4 5

Pozos tratados con fluido VDAProducción promediode los 11 pozos vecinos

> Comparación del índice de inyectividad del fluido VES energizado y losfluidos gelificados a base de polímeros. A lo largo de toda la historia de in-yección en el largo plazo, el índice de inyectividad—inyectividad despuésde la estimulación dividido por la inyectividad antes de la estimulación—delos tratamientos con fluido VES, se mantuvo más alto que el de los fluidosa base de polímeros. Este resultado se atribuye directamente al mejora-miento de la divergencia del ácido durante el tratamiento y a la naturalezano dañina del fluido VDA.

Í n d i c e d e i n y e c t i v i d a d

2.5

3.0

3.5

4.0

2.0

1.5

1.0

0.5

00 1 2 3 4 5 6 7 8

Volumen inyectado, millones de barriles

Polímero 1

Polímero 2

VES




reacciona con la formación carbonatada, ayu-dando a reducir la fuga y mejorar la geometría de la fractura. Si bien esta técnica ha demos-trado ser exitosa, los polímeros forman un

revoque de filtración que, si se deja en la frac-tura, puede obstaculizar la producción,especialmente en formaciones compactas.22 Porotra parte, los reticuladores funcionan dentro deun rango de pH estrecho y puede resultar difícilpredecir su comportamiento a altas temperatu-ras. Además, pueden generar precipitados quedañan la formación.23

La reactividad del ácido con la roca, queayuda a crear una fractura permeable, tambiénpromueve la pérdida indeseable de fluidodurante el bombeo. Esta pérdida incide negativa-mente en el crecimiento de la fractura e impide

la formación de agujeros de gusanos a lo largo dela fractura.24 Existen varias formas de limitar la pérdida de fluido durante el tratamiento conácido, incluyendo el bombeo de colchones visco-sos intermitentes que depositan revoque defiltración para reducir la fuga de ácido y la utili-zación de fluidos bifásicos, tales como lasespumas, las emulsiones y los geles reticulados.Estas técnicas pueden ser efectivas, pero al

mismo tiempo pueden dañar la permeabilidadtanto de la formación como de la fractura. Elácido también puede desestabilizar los fluidosutilizados comúnmente, que tienen un pH alto, y

pueden hidrolizar el colchón reduciendo su efi-cacia. Por este motivo, se bombean varioscolchones de gran volumen. Cuando se utiliza espuma, los problemas de estabilidad de la espuma pueden incidir negativamente en lasoperaciones de fracturamiento con ácido, espe-cialmente en presencia de hidrocarburos a altastemperaturas.

En Arabia Saudita, la combinación de fluidoClearFRAC, ácido emulsionado, fluido VDA y sol-

ve nt e mu tu o, de mo st ró se r un ex ce le ntetratamiento. Esta combinación elimina las difi-cultades operacionales, provee suficiente

control de fugas para la creación de una fractura óptima, y no requiere contraflujo para la lim-pieza después del tratamiento de pozosinyectores de agua. Una prueba de inyectividadposterior al fracturamiento de un pozo de inyec-ción vertical indicó que la tasa de inyeccióninicial era 58% más alta—4.6 m3 /d [29 millonesde barriles diarios] contra 2.9 m3 /d [18.4 millo-nes de barriles diarios]—que la tasa de

inyección máxima de un pozo inyector horizontal cercano, con presiones de inyección en bocade pozo aproximadamente iguales en amboscasos.25 Esta operación marcó la primera utiliza

ción del fluido VDA en fracturamientos conácido, con resultados que superaron las expectativas de Saudi Aramco.

Saudi Aramco también utiliza fracturamientocon ácido en pozos verticales de gas HPHT queexplotan la formación dolomítica Khuff a profundidades que oscilan entre 3350 y 3660 m [11,000

y 12,000 pies].26 Las temperaturas estáticas defondo pueden alcanzar 138°C [280°F] y el yacimiento Khuff produce gas condensado y enocasiones hasta 10 mol% de H2S. La presión, latemperatura y los factores relacionados con lacomposición de los fluidos complican sustancial

mente la selección del fluido de estimulación yel diseño del tratamiento.

La porosidad del yacimiento Khuff oscilaentre menos de 1 y 25%. La presencia de fracturas naturales lo hacen especialmente susceptiblea las fugas durante el fracturamiento hidráulicoPara complicar aún más las cosas, las temperaturas elevadas aumentan considerablemente lareactividad del ácido. Las altas tasas de fugareducen la presión neta en la fractura hidráulicadisminuyendo de este modo la extensión y conductividad de la fractura, así como también laproductividad. Otro problema en este entorno de

altas temperaturas es que el ácido es más corrosivo, de manera que se requieren mayoreconcentraciones de aditivos inhibidores. Una vezque se inicia la producción, se pueden formarbancos de condensado debido a una caída de presión en la región vecina al pozo, lo que reduce lapermeabilidad al gas. Esto puede evitarse si seasegura que la región vecina al pozo esté suficientemente estimulada.

19. Safwat M, Nasr-El-Din HA, Dossary K, McClelland K ySamuel M: “Enhancement of Stimulation Treatment ofWater Injection Wells Using a New Polymer-FreeDiversion System,” artículo de la SPE 78588, presentadoen la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleode la SPE, Abu Dhabi, UAE, 13 al 16 de octubre de 2002.

20. Al-Muhareb MA, Nasr-El-Din HA, Samuel E, Marcinew Ry Samuel M: “Acid Fracturing of Power Water Injectors:A New Field Application Using Polymer-Free Fluids,”artículo de la SPE 82210, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya,Países Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003.

21. Por colchón se entiende el fluido utilizado para iniciar elfracturamiento hidráulico que no contiene apuntalante.

22. Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Laboratory Evaluation ofIn-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs,” artículode la SPE 71694, presentado en la Conferencia y

> Fracturamiento con ácido en yacimientos carbonatados. Durante una operación de fracturamiento con ácido, primero se bombea un colchón viscoso apresiones superiores a la presión de iniciación de la fractura, que fractura la roca (izquierda y segundo lugar desde la izquierda). A continuación, se bombeauna etapa de ácido para atacar la fractura hidráulica en forma diferencial (segundo lugar desde la derecha). El ácido también crea agujeros de gusanosconductores en las superficies de la fractura o cerca de ellas, contribuyendo aún más a la estimulación (derecha). Después de la operación de fractu-ramiento con ácido, la fractura se cierra pero conserva la conductividad por el ataque químico y la formación de agujeros de gusanos.

Á c i d o

El ácido ataca la fractura

Á c i d o

Se bombea ácido dentro de la fracturaLa roca ha sido fracturada hidráulicamente El ácido crea agujeros de gusanos conductores

Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Coreflood Evaluation ofIn-Situ Gelled Acids,” artículo de la SPE 73707, presen-

tado en el Simposio y Exhibición Internacional sobreControl del Daño de Formación de la SPE, Lafayette,Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

23. Lynn y Nasr-El-Din, referencia 12.Nasr-El-Din et al, referencia 7.

24. Samuel y Sengul, referencia 5.

25. Al-Muhareb et al, referencia 20.

26. Nasr-El-Din HA, Al-Driweesh S, Al-Muntasheri GA,Marcinew R, Daniels J y Samuel M: “Acid FracturingHT/HP Gas Wells Using a Novel Surfactant Based FluidSystem,” artículo de la SPE 84516, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.



En el año 2003, Saudi Aramco realizó trata-mientos con ácido en ocho pozos de gas del

yacimiento Khuff, utilizando una combinaciónde gel reticulado con nueva tecnología de surfac-tantes viscoelásticos (arriba). La etapa decolchón utilizó un gel de borato a alta tempera-tura para iniciar y propagar la fractura hidráulica, con ácido emulsionado para atacar

suficientemente la fractura a través de toda sulongitud. El gel de borato viscoso también per-mitió enfriar la formación, controlar las fugas y estabilizar la presión de fondo. El bombeo deácido después del gel de borato con alto pHdesestabiliza el revoque de filtración y aumenta las fugas. Para minimizar estos efectos, el ácidofue seguido de un fluido gelificado que contri-buyó a la digitación de la etapa de ácidosiguiente. Es muy importante destacar que enlas etapas finales, en que las fugas se volvieronexcesivas, se bombeó fluido VDA con 28% de HCl

y 5% a 6% de surfactante. Si no se utiliza un

ácido para control de fugas, a altas velocidadesde admisión, la fractura se cerrará y no admitirá más fluido.

Como la operación fue realizada a través dela tubería de producción, se tomaron importan-tes medidas para el decapado de la tubería queincluyeron el bombeo de HCl por la tubería y laslíneas de conexión. Esto elimina el revesti-miento de la tubería, el hierro corroído, los

aditivos inhibidores de corrosión y la acumula-ción de incrustaciones de la tubería y las líneasde conexión, asegurando que durante el fractu-ramiento con ácido sólo se bombeen los fluidosdeseados.

Antes de diseñar y bombear el tratamiento,se probaron el ácido emulsionado y los fluidos

VDA en los laboratorios de Schlumber ger y

Saudi ARAMCO, para determinar sus respectivosperfiles de viscosidad bajo condiciones de tem-peratura exigentes. Las pruebas de laboratoriodeterminaron que tanto el fluido VDA como elácido emulsionado podrían ser utilizados en lospozos del yacimiento Khuff. Por otra parte,recientemente se publicó un estudio sistemáticoacerca de la influencia de diversos aditivos sobrela reología del sistema VDA activo y agotado.27

En los ocho pozos candidatos del yacimientoKhuff, las permeabilidades de los intervalos determinación oscilaban entre 0.001 y 2.8 mD y lasporosidades fluctuaban entre 0.1 y 15%; los inter-

valos disparados típicos eran de aproximadamente21 m [70 pies]; las presiones de yacimiento ascen-dían a aproximadamente 7500 lpc [52 MPa]; y losgradientes de fracturamiento oscilaban entre 22 y 24 kPa/m [0.976 y 1.06 lpc/pie]. Antes de las ope-raciones de fracturamiento con ácido, se realizóuna prueba de producción en cada pozo para determinar el régimen de producción previo alfracturamiento y la presión dinámica de flujo en

boca de pozo. Esta información fue utilizada pos-teriormente para evaluar la efectividad de los tra-tamientos de estimulación. Todos los pozos res-pondieron positivamente a los tratamientos defracturamiento con ácido, superando las expecta-tivas de Saudi Aramco (próxima página, arriba).Por otra parte, todos los pozos estimulados se lim-piaron rápidamente, generando ahorros de tiem-po y reduciendo el volumen de gas quemado antesde poner los pozos en producción.

Normalmente, debido a la gran pérdida defluido producida durante el fracturamientoácido con sistemas convencionales, la velocidadde bombeo necesita ser incrementada sustan-cialmente para mantener abierta la fractura. Noobstante, con el fluido VDA, se reduce la tasa defuga porque el aumento de la viscosidad en la formación reduce sustancialmente las velo-cidades de bombeo y, en consecuencia, losrequerimientos en términos de potencia hidráu-lica. El éxito de estos tratamientos en entornoscorrosivos profundos de alta presión y alta tem-

peratura demuestra el rango de operaciónextendido de este nuevo fluido.

Fracturamiento con ácido en México

PEMEX ha empleado fracturamiento con ácidoen la Cuenca de Veracruz, México, desde 1995 y atribuye a estas técnicas el aumento de la pro-ducción de gas registrado en dicha cuenca en la última década. La Cuenca de Veracruz tiene una extensión de 18,000 km2 [6950 millas cuadradas]

y se encuentra ubicada unos 40 km [25 millas] alsudoeste de la Ciudad de Veracruz (próxima página, abajo). Allí, los intentos para desviar los

tratamientos utilizando selladores de esferas y las maniobras para controlar las fugas emple-ando colchones gelificados a base de aceite a menudo resultaban infructuosos. En 1997, la introducción del ácido autodivergente con conte-nido de polímeros mejoró la divergencia, pero laspreocupaciones en torno a los efectos dañinos delos polímeros condujeron a la utilización de la tecnología VES en 1999.

Ac tualmente, la comb inac ión de l flui doClearFRAC con el nuevo sistema VDA propor-ciona a PEMEX otra técnica para mejorar aúnmás los aumentos de producción ya logrados en

la cuenca con la técnica de fracturamiento conácido. Los tratamientos de fracturamiento hi-dráulico utilizan tres fluidos y los pasos serepiten hasta lograr los parámetros de fractura-miento diseñados.

En primer lugar, un colchón viscoso no ácidoClearFRAC inicia la fractura hidráulica y crea la longitud y el ancho de la fractura. En segundolugar, una etapa de alcohol-ácido con 20% de

42 Oilfield Review

> Típico programa de tratamiento de fracturamiento con ácido para los pozos de gas HPHT de la

Formación Khuff. Las primeras etapas de colchón incluyeron un gel de borato a alta temperaturapara iniciar y extender la fractura hidráulica, y luego ácido emulsionado para atacar la fractura.En las etapas finales, se bombeó fluido VDA con un 5 a 6% de surfactante, para limitar la pérdidade fluido y minimizar la cantidad total de polímero bombeado dentro de la fractura y la formación.

FluidoEtapa Velocidadde bombeo

bbl/min

Volumen,galones

HCl,% en peso

Programa de tratamiento

0

0

28

0

280

28

0

28

0

28

0

0

1000

9000

20,000

5000

18,0005000

9000

7000

10,000

13,000

10,000

20,000

12,394

Gel lineal

Gel reticulado

Gel reticulado

Gel reticulado

Ácido SXE

Ácido SXE

Gel lineal

Fluido VDA

Fluido VDA

Colchón VES

HCl

Agua

Agua

40.0

40.0

40.0

45.0

45.050.0

50.0

55.0

55.0

60.0

55.0

30.0

25.0

Colchón previo

Colchón

Ácido-1

Colchón-2

Colchón-3Ácido-1

Ácido-2

Colchón-4

Ácido-2

Sobredesplazamiento-1

Ácido inhibido

Sobredesplazamiento-2

Lavado por inundación




metanol o isopropanol y 80% de ácido, con unaconcentración de HCl de 15 % ataca una porciónde la fractura y crea agujeros de gusanos, lo quefinalmente conduce a la pérdida de fluido. Entercer lugar, se bombea una etapa de fluido VDApara rellenar los agujeros de gusanos. El fluido

VDA extiende estos agujeros de gusanos establecidos en forma mucho más eficaz porque laszonas estimuladas previamente admiten menosfluido y el siguiente volumen de alcohol-ácido esdesviado hacia zonas nuevas. Existen evidenciasa partir de pruebas de laboratorio de la calizaEdwards, de que este fluido también ataca enforma diferencial las superficies de la fractura.2

Mediante la utilización de fluidos múltiples sepromueve la digitación viscosa de los fluidos, loque altera la trayectoria del ácido y crea patrones de ataque diferenciales en las superficies dela fractura.

Este proceso de creación de la fractura sereitera. Después del tratamiento, un lavado desolvente o el contraflujo de hidrocarburos desde

el yacimiento reduce la viscosidad del ácido gelificado y facilita la limpieza. Dado que lassuperficies de la fractura son atacadas en formadiferencial, la fractura mantiene su conductividad después de cerrarse.

Dentro de la Cuenca de Veracruz, este diseñode fracturamiento ha sido utilizado por PEMEXen los campos Matapionche y Mecayucan paraestimular la formación calcárea Orizaba. Lopozos candidatos fueron seleccionados despuésdel análisis de los datos de incremento de presión de fondo de pozo para determinar lapermeabilidad del yacimiento, la presión de

yacimiento y el factor de daño, y luego del análisis NODAL para pronosticar la produccióndespués del fracturamiento con ácido. Se identificaron dos pozos en el campo Matapionchecomo candidatos prometedores para el tratamiento de fracturamiento con ácido propuestomediante la utilización de fluido ClearFRACalcohol-ácido y fluido VDA.

El primero, el Pozo 2181 del campoMatapionche, fue perforado en noviembre de2002. Posteriormente se dispararon tres de suintervalos carbonatados, que oscilaban entre2815 y 2870 m [9235 y 9416 pies], y se procedió a

la estimulación de la matriz. La porosidad de lointervalos fluctuaba entre el 7 y el 11% y la tem

> Producción de gas (extremo superior ) y presiones dinámicas de flujo enboca de pozo (FWHPs, por sus siglas en inglés) ( extremo inferior ) antes ydespués de los tratamientos de fracturamiento con ácido VDA. En todoslos casos, se observó un aumento del régimen de producción de gas y dela FWHP con la utilización de los nuevos tratamientos.

W-1 W-2 W-3 W-4 W-5

Pozos

R é g i m e

n d e p r o d u c c i ó n d e g a s ,

M M p c / D

40

20

0

60

80

W-1 W-2 W-3 W-4 W-5

Pozos

P r e s i ó n d i n á m i c a d e f l u j o e n b o c a d e p o z o ,

l p c

3000

2000

0

4000

5000

1000

Pre-fracturamientoPost-fracturamiento

Pre-fracturamientoPost-fracturamiento

27. Al-Ghamdi AH, Nasr-El-Din HA, Al-Qahtani AA y SamuelM: “Impact of Acid Additives on the RheologicalProperties of Viscoelastic Surfactants and TheirInfluence on Field Application,” artículo de la SPE 89418,presentado en el Simposio sobre RecuperaciónMejorada de Petróleo de las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma,EUA, 17 al 21 de abril de 2004.

28. Lungwitz et al, referencia 13.

> Localización de los campos Matapionche y Mecayucan, Cuenca de Veracruz, México.

Ciudad de México

E S T A D O S U N I D O S

A M É R I C A C E N T R A L

M É

X I

C O

Veracruz

Campo Matapionche

Campo Mecayucan

300km0 300millas0



peratura del yacimiento promediaba los 82°C[180°F]. Después de la estimulación, el pozoprodujo 31,504 m3 /d [1.1 MMpc/D] a una presiónde 420 lpc [2.9 MPa], con un estrangulador de1 ⁄ 2 pulgada. El pozo no producía antes del trata-miento de estimulación de la matriz. El análisisde las pruebas de incremento de presión deter-minó una permeabilidad promedio de 0.069 mD,una presión de yacimiento de 3300 lpc [22.8 MPa],

y un factor de daño de +1, lo que indica que la formación se encontraba levemente dañada

(arriba, a la izquierda).Los resultados de las pruebas de incremento

de presión fueron utilizados en un análisisNODAL y mostraron una curva de desempeño delpozo (IPR, por sus siglas en inglés) que se ajus-taba a los resultados de la producción inicial,

ver ifi can do los par áme tros del yac imien to. 29

Luego se construyó otra curva IPR que incorpo-raba el tratamiento de fracturamiento con ácidopropuesto, como factor de daño menor. Segúneste análisis, la producción de gas aumentaría a 85,920 m3 /d [3.0 MMpc/D] si se lograba un dañomecánico de –5 a través del fracturamiento

(arriba, a la derecha).Una vez seleccionado el Pozo 2181 del campo

Matapionche como candidato potencial, se reali-zaron pruebas de laboratorio para asegurar la respuesta de viscosidad correcta del fluido VDA,tanto a temperatura ambiente como a la tempera-tura de fondo esperada de 180°F. Las pruebas deruptura evaluaron la efectividad y cantidad de sol-

vente mutuo propuesta en el diseño. En estaspruebas, los fluidos VDA gelificados con valores de

pH de 5 y 6—altamente viscosos después de ago-tado el ácido—fueron mezclados con el solventemutuo. Como resultado, se registró una reducciónimportante de la viscosidad, lo que indicó que seproduciría una limpieza rápida y efectiva en el

yacimiento.El tratamiento final fue diseñado utilizando

conocimientos técnicos locales y aporte de datosdel sistema de soporte en línea y gestión del co-nocimiento InTouchSupport.com de Schlumberger.El comportamiento de la fractura hidráulica fue

simulado en el programa de diseño y evaluación

del fracturamiento FracCADE a fin de optimizarel diseño y obtener los parámetros de fractura-miento. La simulación FracCADE permitiópredecir que una operación óptima daría comoresultado una longitud de fractura sometida a ata-que con ácido de 18.6 m [61.0 pies], un anchopromedio de fractura sometida a ataque con ácidode 8.4 mm [0.33 pulgadas] y una conductividadpromedio de aproximadamente 133,500 mD-pie.

El tratamiento—60 m3 [16,000 gal] de fluidoClearFRAC, 16,000 galones de alcohol-ácido y

47 m3 [12,500 gal] de fluido VDA—fue bombeado

44 Oilfield Review

> Gráfica del tratamiento del Pozo 2181 del campo Matapionche. La gráfica muestra el tratamiento defracturamiento con ácido bombeado en forma forzada, incluyendo la presión de tratamiento (rojo), lapresión del espacio anular (verde) y la velocidad de bombeo (azul). Las etapas incluyeron un colchónde fluido ClearFRAC, ácido alcohólico y fluido VDA.

8000

6000

2000

012510585

P r e s i ó n ,

l p c

Duración del tratamiento, min95 115 135 145 165

4000

Presión de tratamientoPresión del espacio anularVelocidad de bombeo

0

V e l

o c i d a d d e b o m b e o ,

b b l / m i n

5

10

15

20

25

155

> Análisis de pruebas de incremento de presión del Pozo 2181 del campoMatapionche. La permeabilidad promedio fue de 0.069 mD, la presión delyacimiento superó los 22.8 MPa [3300 lpc], y la formación fue levementedañada, con un daño mecánico de +1. Estos resultados fueron utilizadosen un análisis NODAL posterior para determinar los efectos probables deun tratamiento de fracturamiento con ácido.

4.03.02.01.00Régimen de producción de gas, MMpc/D

10

Tiempo transcurrido, h

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

P y d e r i v a d a d e l P , l p c

1

Derivada del P modeladoP modelado

Derivada del P medidoP medido

Permeabilidad = 0.069 mDDaño mecánico = 1Pi = 3323.5 lpca

4000

3000

2000

1000

0

P

r e s i ó n ,

l p c

Desempeño después deltratamiento de estimulación de la matriz

Desempeño dela formación

Desempeño predicho despuésdel fracturamiento con ácido

Desempeño dela tubería deproducción

> Análisis NODAL en el Pozo 2181 del campo Matapionche. Utilizando lacifra de producción previa a la estimulación, las curvas de desempeñodel pozo (IPR, por sus cifras en inglés) (rojo), y la curva representativa deldesempeño de la tubería de producción (verde), el análisis NODAL confir-mó los resultados de las pruebas de incremento de presión. Ademáspredijo que el Pozo 2181 del campo Matapionche era capaz de producir85,920 m3 /d [3 MMpc/D] de gas si se lograba el factor de daño posterior ala estimulación estimado de –5 (curva azul).




de manera forzada a través de una tubería de

revestimiento de 31 ⁄ 2 pulgadas a un régimen de3.2 m3 /m in [2 0 bb l/ mi n] (página anterior,abajo). Durante el desarrollo del trabajo, seinyectó nitrógeno a un régimen constante para mejorar la limpieza del pozo. Las etapas deácido fueron marcadas radioactivamente y seadquirió un registro de rayos gamma posterior alfracturamiento con ácido para evaluar la efecti-

vidad de la estimulación.La producción de gas después del trata-

miento de fracturamiento con ácido superó lasexpectativas de PEMEX; el Pozo 2181 del campoMatapionche produjo 148,928 m3 /d [5.2 MMpc/D]

a una presión dinámica de flujo en boca de pozode 1420 lpc [9.8 MPa], con un estrangulador de1 ⁄ 2 pulgada, justo después del contraflujo delpozo. Al cabo de una semana, el pozo se estabi-

lizó en 94,512 m3 /d [3.3 MMpc/D] con una pre-

sión dinámica de flujo en boca de pozo de 700 lpc[4.8 MPa], lo que coincide con el aumento del300% observado en el pronóstico NODAL.

El registro de rayos gamma posterior a la fractura indicó que las tres zonas habían sidoestimuladas adecuadamente con ácido (arriba).La limpieza del pozo superó las expectativas; seestima que se recuperó un 70% del volumen detratamiento. Otro pozo del campo Matapionche,el Pozo 1002, experimentó resultados similaresutilizando la misma metodología y el nuevo trata-miento de fracturamiento con ácido.

En el campo Mecayucan, PEMEX seleccionó

dos pozos candidatos adyacentes para el frac-turamiento con ácido. En el Pozo 415 del campoMecayucan, la compañía empleó las mismastécnicas de análisis, diseño y ejecución utilizadasen el campo Matapionche. Este pozo contenía cinco intervalos de aproximadamente 7% de poro-sidad, lo que convertía a esta estimulación bom-beada en forma forzada por la tubería de reves-timiento de 31 ⁄ 2 pulgadas en una tarea desafiante.

Después del bombeo en forma forzada del trata

miento de fracturamiento, que incluyó fluido VDA para lograr la divergencia, el pozo produjo71,600 m3 /d [2.5 MMpc/D ] de gas, lo que coincide con la predicción del sistema NODAL. Una vezestabilizado el pozo, la producción de gas fue de57,280 m3 /d [2.0 MMpc/D], es decir que se registró un aumento del 100% con respecto a la producción de gas registrada luego del tratamientoinicial de estimulación de la matriz.

El Pozo 411 cercano, segundo candidato parael fracturamiento con ácido, contenía cuatrointervalos a estimular, cuya porosidad oscilabaentre 3 y 7%. En este pozo no se utilizó fluido

VDA. Después del fracturamiento con ácido, epozo mostró un desempeño sustancialmentedeficiente frente a la predicción del sistemaNODAL, y el registro de rayos gamma adquiridodespués del fracturamiento, indicó que una zonano había sido estimulada y otra zona había sidoestimulada en forma deficiente, lo que indicabaclaramente que no se había logrado la divergencia adecuada.

> Un registro de rayos gamma posterior al fracturamiento en el Pozo 2181 del campo Matapionche que muestra la eficacia dela cobertura del ácido a lo largo de todos los intervalos disparados. Las etapas de ácido fueron marcadas utilizando antimonio,escandio e iridio. El Carril 1 muestra tres pasadas del registro de rayos gamma; los Carriles 2, 3 y 4 constituyen una represen-

tación gráfica del pozo y la presencia de isótopos; los Carriles 5, 6 y 7 muestran un desglose de cada uno de los isótopos traza-dores. Los intervalos disparados son identificados con óvalos blancos.

Escandio

Antimonio

Iridio EscandioAntimonio Iridio

Rayos gamma

Rayos gamma 1ª pasada

P r o f u n d i d a d

, m

2850

2800

0 150API

Rayos gamma 2ª pasada

0 150API

0 150API

3000 0API

3000 0API

3000 0API

Escandio

Antimonio

Iridio

30000 API

30000 API

30000 API

0 3000 0 3000API API 0 3000API

29. Las curvas de desempeño del pozo (IPR, por sus siglasen inglés) son herramientas matemáticas utilizadas eningeniería de producción para evaluar el desempeño delpozo mediante la representación gráfica del régimen deproducción del pozo en función de la presión dinámicade flujo de fondo (FBHP, por sus siglas en inglés).



El sistema VDA demostró ser altamente efec-tivo en lo que respecta a divergencia en la Cuenca de Veracruz, aun cuando los tratamientosson bombeados en forma forzada desde la super-ficie hasta zonas múltiples de calidad variable.

Nueva vida para los

campos petroleros egipcios

En los campos petroleros del Oriente de Egipto,gran parte de la producción proviene de yaci-mientos dolomíticos heterogéneos. Se trata normalmente de formaciones estratificadas,naturalmente fracturadas y mineralógicamentecomplejas, que contienen dolomía, calcita, glau-conita y diversas arcillas. Las permeabilidades delos yacimientos son variables y el daño de forma-ción causado por los fluidos de perforación y estimulación puede ser severo. Por otra parte, lastemperaturas del yacimiento son bajas—inferio-res a 54°C [130°F]—y el petróleo producido espesado.

Históricamente, estas características hancomplicado los esfuerzos de estimulación convencionales y han limitado su eficacia porque losácidos convencionales son menos reactivos a la dolomía a baja temperatura. La utilización desistemas de divergencia a base de polímeros, queemplean rompedores y reticuladores metálicos,ocasionó daños al yacimiento y generó menores

volúmenes de producción. Por otra parte, el hie-rro de la tubería de producción puede inducir a los polímeros a reticular en forma prematura,incrementando la caída de presión por fricción y requiriendo, por ende, mayor potencia hidráulica

durante el bombeo. Por lo tanto, en Egipto losoperadores están investigando nuevos métodosde estimulación, tanto para pozos nuevos comopara pozos viejos e incluso para pozos transito-riamente abandonados.

El CSL de Schlumberger en Kuala Lumpurdesempeñó un rol clave en el desarrollo de un tra-tamiento especialmente diseñado para abordarlos desafíos específicos que plantea esta regiónen términos de estimulación. En primer lugar, sedefinió la complicada mineralogía del yacimientoa través de extensivos estudios petrográficos(abajo). A continuación, se realizaron múltiplespruebas de laboratorio para optimizar el fluido detratamiento.

Debido a la baja temperatura del yacimiento,el alto riesgo de ocurrencia de daño de formación

y desarrollo de precipitados, y la heterogeneidaddel yacimiento, se recomendó un fluido VDA intensificado para lograr la divergencia y estimu-lación más efectivas. Por otra parte, el gran

volumen de limo y arcilla de formación presenteindicaba que habría que incorporar el sistema Removedor de Lodo y Limo MSR en el programa de tratamiento. El sistema MSR ha sido utilizadocon éxito para dispersar el daño causado por elfluido de perforación y contribuir a la suspensiónde limos de formación para que puedan serextraídos del pozo. El tratamiento combinado

VDA-MSR fue probado exhaustivamente en mues-tras de la formación y con diferentes aditivos—a temperaturas de yacimiento simuladas—a fin degarantizar la tasa de disolución química óptima

y minimizar el daño de formación. También se

sometieron a prueba muestras de petróleopesado del yacimiento por posibles problemasde emulsión.

El diseño del tratamiento exigía etapas alter-nadas de MSR y fluidos VDA intensificados,mezclándose cada fluido por cargas, antes delbombeo. Los desafíos operacionales fueron supe-rados a través de la utilización innovadora de lastecnologías disponibles. Por ejemplo, se empleóuna técnica de inyección dual para tratar losintervalos productores de petróleo pesado conterminación dual. Otros pozos productores depetróleo pesado fueron terminados a agujerodescubierto, lo que requirió un método de ejecu-ción del tratamiento diferente. En estos casos,se utilizó tubería flexible de 11 ⁄ 2 pulgada para bombear los tratamientos VDA-MSR al yaci-miento. El fluido VDA resulta particularmenteadecuado para el bombeo por tubería pequeña,

ya que mantiene una viscosidad baja durante elbombeo y su viscosidad no aumenta hasta que

reacciona con la formación. En consecuencia, la reducción de la caída de presión por fricciónposibilitó esta técnica.

Se han empleado tratamientos VDA-MSR enmás de 100 pozos con excelentes resultados. La eficacia de la divergencia quedó demostrada cla-ramente durante el bombeo (página siguiente).La nueva técnica ha sido responsable de unaumento de la producción que oscila entre un400 y un 800%. Los pozos se limpian más rápido y las tasas de declinación de la producción sonnotablemente más lentas que con los tratamien-tos convencionales. El operador experimentó un

período de recuperación de los costos de estimu-lación breve, que osciló entre un día y un pocomás de un mes. La mayoría de los tratamientosse amortizaron en menos de una semana. Eléxito arrollador de este programa está teniendoun impacto de gran magnitud sobre los planesde perforación y desarrollo implementados en eldesierto oriental de Egipto, y ha convertido a la tecnología VDA en un elemento importante en la estimulación de pozos nuevos, viejos, e inclusoabandonados.

La química correcta

Se han documentado tratamientos VDA exitososen todo el mundo. En septiembre de 2003,Transmeridian Exploration, Incorporated,Houston, Texas, EUA, atribuyó regímenes de pro-ducción significativamente superiores en su pozoSouth Alibek 1, situado en el Mar Caspio, en elárea marina de Kazajstán, al mejoramiento de la estimulación y a la limpieza con el sistema VDA.

46 Oilfield Review

> Fotomicrografía de una muestra de roca. La fotomicrografía muestra los diferentes tipos de fragmen- tos de roca y detritos bioclásticos en una muestra de roca típica extraída de un campo petrolero delOriente de Egipto. El conocimiento de esta compleja mineralogía resultó crucial para el diseño de un

tratamiento óptimo en el Laboratorio de Soporte al Cliente de Kuala Lumpur, Malasia.

500 µm

Caliza dolomítica

Arcilla

Fragmento bioclástico



Esto ayudó a reforzar el potencial de reservascalculadas del campo South Alibek, consistenteen más de 47.6 millones de m3 [300 millones debarriles].30 En Bahrain, el sistema VDA fue utili-zado para la estimulación de la matriz de los

yacimientos de gas seco en dos pozos , lo quecondujo a aumentos del 82% y el 65% en los regí-menes de producción de gas con respecto a losregímenes iniciales.31 Durante el año 2003,también se documentaron resultados im-presionantes en Canadá, Indonesia, Emiratos

Árabes Unidos , Pakistán, Venezuela, Rusia, África Occidental, Túnez y EUA, incluyendo los yacimientos de gas seco de baja presión, signifi-cativamente agotados, de la Cuenca Pérmica, la Caliza Austin y el Golfo de México.

Estos éxitos fueron el resultado de intensasinvestigaciones, del apoyo absoluto de especialis-tas en estimulación de todo el mundo, los CSLsde Schlumberger y la utilización del sistema InTouch-Support.com. Se siguen realizando

trabajos de investigación de yacimientos carbo-natados en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, y en el Centro de Investigaciones de CarbonatosDhahran de Schlumberger en Al-Khobar, Arabia Saudita, porque el conocimiento exhaustivo del

yacimiento const ituye el primer paso de una estimulación efectiva. Los conocimientos adqui-ridos con estas actividades de investigación sonexplotados todos los días en los CSLs deSchlumberger y en otros laboratorios distribuidospor todo el mundo. Una amplia red de soporte decampo resulta esencial para la eficacia de la

selección de fluidos, el diseño de los tratamien-tos y el control de la calidad, y provee beneficiosdirectos a las compañías operadoras que utilizanesta tecnología. La vigilancia rutinaria entiempo real de las operaciones de estimulaciónmediante el programa InterACT de vigilancia rutinaria y entrega de datos en tiempo realdesde localizaciones remotas, aporta más cono-cimientos técnicos al posicionamiento del pozo,facilitando la rápida evaluación, tanto del trata-miento de estimulación como de sus resultados.

Recientes tratamientos VDA realizados para la compañía Rosetta Exploration, Incorporated,

de Canadá, demuestran el rol importante quedesempeña el CSL cuando las condiciones delpozo son rigurosas y los intereses en juego sonimportantes. En Canadá, un pozo de alta tempe-

ratura y de 4600 m [15,000 pies] de profundidadno había logrado satisfacer las expectativas deproducción después de un tratamiento con ácidoenergizado de 30,000 litros [7925 galones]. Elpozo producía a un régimen de 57,270 m 3 /d[2 MMpc/D], con una presión FWHP de 290 lpc[2 MPa], pero luego la productividad se vio dete-riorada por la acumulación de incrustaciones.Para eliminar las incrustaciones piríticas y lle-

var a cabo un nuevo tratamiento al yacimiento,se requería tubería flexible. Desafortunada-mente, se sabía que el pozo contenía 22% de H2S

y 8% de dióxido de carbono [CO2], lo que lo con- ve rt ía en un en to rn o di fi cu lt os o pa ra la implementación de operaciones con tubería fle-

xible. A esta profundidad, las altas temperaturas y la combinación de gases corrosivos con ácidohacían que el tratamiento requiriese una cuida-dosa selección de aditivos inhibidores para garantizar su seguridad y éxito.

El CSL de Houston, Texas, trabajando juntocon el equipo especialista en tubería flexible en

Red Deer, Alberta, Canadá, determinó la combi-nación y concentración óptimas de aditivoscompatibles. Un tratamiento VDA de 21,000litros [5550 galones], diseñado cuidadosamentepor especialistas, proporcionó suficiente diver-gencia a las bajas velocidades de inyección

requeridas y estimuló exitosamente este pozoproblemático. Después del tratamiento VDA, epozo produjo 186,160 m3 /d [6.5 MMpc/D], conuna presión FWHP de 1015 lpc [7 MPa] y ahorase ha estabilizado en un régimen de producción50% superior al anterior.

La búsqueda de mejores fluidos de estimulación continúa. En el Centro de Investigacionede Cambridge de Schlumberger (SCR), se dise

ñan y prueban nuevas moléculas para mantenerel ímpetu que imprimieron los descubrimientosanteriores. Los científicos del SCR y del Centrode Productos de Sugar Land, insisten en susesfuerzos por expandir las capacidades de lossistemas de fluidos existentes y desarrollar sistemas de fluidos nuevos que permitan superar lodesafíos actuales.

El enorme éxito del sistema VDA se debe a lacombinación de química innovadora, soportetécnico de gran envergadura, control de calidadabsoluto durante las etapas de diseño y operación, y el interés de los operadores por la

aplicación de nueva tecnología. Este desarrolloen lo que respecta a estimulación de carbonatoestá teniendo un impacto claro y positivo sobrelos regímenes de producción e inyección, desdelos agujeros de gusanos más pequeños hasta loscampos petroleros más grandes. —MGG

> Gráfica de la presión en función del tiempo, tomada en un pozo tratado con el sistema VDA. La

respuesta de la presión de tratamiento de un pozo candidato típico muestra divergencia duranteel tratamiento.

15% de fluidoMSR en la formación

Espaciador (NH4Cl)en la formación

20% de fluido VDA en la formación

15% de fluidoMSR en la formación

P r e s i ó n d e c i r c u l a c i ó n , l p

c

3000

2500

2000

1500

1000

500

000:01:30 00:39:00 01:16:30 01:54:00 02:31:30

0

40

80

120

160

0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

P r e s i ó n e n b o c a d e p o z o , l p c

V e l o c i d a d t o t a l d e b o m b e o b b l / m i n

Duración del tratamiento, h; min; seg

Velocidad total de bombeoVolumen total de bombeoPresión en boca de pozoPresión de circulación

30. http://www.tmei.com/news/PressRel_03_09_09_Successful_Test.htm (se accedió el 14 de octubre de 2003).

31. Lyle, referencia 16.

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YACIMIENTOS CARBONATADOS-2