reacciones positivas en la estimulación de yacimientos...

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Reacciones positivas en la estimulacin de yacimientos carbonatados

Ealian Al-AnziMajdi Al-Mutawa Kuwait Oil CompanyAhmadi, Kuwait

Nabil Al-Habib Adib Al-MumenSaudi AramcoRas Tanura, Dhahran, Arabia Saudita

Hisham Nasr-El-DinSaudi Aramco Research and DevelopmentDhahran, Arabia Saudita

Oscar AlvaradoVeracruz, Mxico

Mark BradySteve DaviesChris FreddDan FuBernhard LungwitzSugar Land, Texas, EUA

Frank ChangRosharon, Texas

Efrain HuidobroPetrleos Mexicanos (PEMEX)Veracruz, Mxico

Mohamed JemmaliMathew SamuelAl-Khobar, Arabia Saudita

Depinder SandhuCairo, Egipto

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, 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 Adquisicin de Registros de Produccin),SDA (cido Autodivergente), SXE (Emulsin SuperX) y VDA(cido Divergente Viscoelstico) son marcas de Schlumberger.

La aplicacin de la innovadora qumica de los surfactantes viscoelsticos a la acidifi-

cacin ha mejorado significativamente la estimulacin de yacimientos carbonatados.

Este novedoso y simple sistema cido, que no deja dao residual, ha sido utilizado tanto

en tratamientos de estimulacin de la matriz como en tratamientos de estimulacin

por fracturamiento con cido y ha generado aumentos sustanciales de la inyeccin y la

produccinincorporando en ciertos casos millones de dlares en trminos de pro-

duccin por mesen numerosos campos de petrleo y gas de todo el mundo.

Los yacimientos carbonatados contienen aproxi-madamente un 60% de las reservas mundiales depetrleo y alojan enormes volmenes de reservasde gas.1 Aun as, los especialistas consideran quems del 60% del petrleo entrampado en lasrocas carbonatadas no se recupera debido a fac-tores relacionados con la heterogeneidad delyacimiento, el tipo de fluido producido, losmecanismos de drenaje y el manejo del yaci-miento. La cantidad de petrleo entrampado esan mayor en los yacimientos carbonatados queproducen petrleo pesadodensidades inferio-res a 22APIdonde las reservas sin explotarsuperan el 70%.2 Actualmente, no se puede acce-der a un porcentaje importante de estosrecursos debido a la interposicin de barreraseconmicas y tecnolgicas.

Los yacimientos de calizas y dolomas plan-tean enormes desafos en lo que respecta aterminacin, estimulacin y produccin de pozosporque normalmente contienen intervalos determinacin de gran espesor con rangos de per-meabilidad extremos. Suelen ser vertical ylateralmente heterogneos con barreras de per-meabilidad y fracturas naturales, y con unaamplia gama de tipos de porosidad, que vandesde porosidad intercristalina a vugular masivay cavernosa. En estos yacimientos, los ingenierosy gelogos saben que la roca penetrada por labarrena y evaluada a travs de la extraccin dencleos y la adquisicin de registros, probable-mente no representa completamente alyacimiento 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:

Evaluacin de yacimientos carbonatados, OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 2043.

2. Sun SQ y Sloan R: Quantification of Uncertainty in Recovery Efficiency Predictions: Lessons Learned from250 Mature Carbonate Fields, artculo de la SPE 84459,presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anualde la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

3. Factor de dao mecnico es el factor adimensional cal-culado para determinar la eficiencia de la produccin deun pozo mediante la comparacin de las condicionesreales con las condiciones tericas o ideales. Un factorde dao positivo indica que algn dao o influencia estdeteriorando la productividad del pozo. Un factor de daonegativo indica un mejoramiento de la produccin, nor-malmente como resultado de la estimulacin.

Primavera de 2004 31

Los ingenieros especialistas en terminacin yestimulacin de pozos deben tener en cuentaestas complejidades durante la etapa de diseo,y cuando seleccionan las tecnologas para opti-mizar la produccin y recuperacin dehidrocarburos. Los yacimientos carbonatadosson estimulados utilizando cidopredominan-temente cido clorhdrico [HCl]para crearvas conductoras desde el yacimiento hasta elpozo y atravesar la regin circundante al pozoque ha sido daada durante la perforacin y lacementacin. Las tcnicas de fracturamientocon cido tambin se utilizan en aquellas reasdonde la permeabilidad natural de los yacimien-tos carbonatados es insuficiente para promoverestimulaciones cidas efectivas de la matriz. Elobjetivo de la estimulacin de yacimientos car-bonatados es tratar en forma efectiva todas laszonas productivas potenciales, reduciendo eldao de formacin y mejorando la productividado inyectividad de los pozos.3

La estimulacin de la matriz resulta an mscompleja cuando existen intervalos mltiplescon permeabilidades sustancialmente diferen-tes. El cido es admitido preferentemente porlas zonas de alta permeabilidad, quedando sintratar las zonas de menor permeabilidad. Estosintervalos no tratados implican menos produc-cin y prdida de reservas. Esta estimulacin nouniforme tambin puede generar una gran cadade presin, lo que se traduce en la produccintemprana e indeseable de gas y agua. Por estasrazones, las tcnicas de divergencia del cido,tanto mecnicas como qumicas, han sido desa-rrolladas y recomendadas para asegurar laestimulacin uniforme de yacimientos car-bonatados.

No obstante, muchos problemas de coloca-cin del cido y desempeo del tratamientocomplican el proceso de acidificacin. Este art-culo examina el desarrollo y la utilizacin de unnuevo sistema de cido autodivergente basado

en tecnologa de surfactantes viscoelsticos(VES, por sus siglas en ingls) que no producendao. Se incluye adems un anlisis general delos tratamientos de acidificacin de la matriz yfracturamiento con cido y una descripcin delos desafos que se plantean durante la estimula-cin de yacimientos carbonatados. Algunosejemplos de campo de todo el mundo demues-tran el xito arrollador de esta nueva tecnologa.

La acidificacin no es bsicaLos tratamientos de estimulacin cida en rocascarbonatadas implican una reaccin del cidoclorhdrico con los minerales calcita y doloma[CaCO3 y CaMg(CO3)2, respectivamente], produ-ciendo cloruro de calcio [CaCl2], dixido decarbono [CO2] y agua [H2O] en el caso de la cal-cita, y una mezcla de cloruro de magnesio[MgCl2] y cloruro de calcio, en el caso de la dolo-ma. Al introducir cido vivo, se disuelve msCaCO3, crendose pequeos canales conductores,

denominados agujeros de gusanos, que con eltiempo forman una compleja red de alta permea-bilidad (abajo). La creacin de agujeros degusanos puede describirse a travs de la relacinentre la velocidad de disolucin neta del cido yel transporte conectivo del cido vivo hacia lasuperficie del agujero de gusano, expresada porel nmero adimensional de Damkehler.4 Elnmero de Damkehler depende de una variedadde factores, incluyendo las caractersticas espe-cficas de las rocas, las propiedades del sistemacido, la velocidad de inyeccin y la temperatura.

Los tratamientos de matrices habituales amenudo requieren bajas velocidades de in-yeccin; en consecuencia, no puede utilizarsecido clorhdrico puro porque la rpida neu-tralizacino consumodel cido limitaseveramente su penetracin en la formacin.Esto produce la disolucin del frente e impideque se forme una red de agujeros de gusanos losuficientemente larga para atravesar efectiva-mente la zona daada alrededor del pozo. Poreste motivo, los sistemas cidos a menudo in-cluyen aditivos que demoran, o retardan, la

reaccin del cido con el CaCO3, prolongando asel tiempo de reaccin.

Las tcnicas de retardo qumico consistennormalmente en la emulsificacin y formacinde geles. Dependiendo de la concentracin delcido y el entorno de bombeo, una mezcla decido y diesel, la emulsin SXE SuperX, porejemplo, puede resultar muy efectiva porqueretarda los tiempos de reaccin en un factor de15 a 40, en comparacin con los sistemas cidosconvencionales que utilizan HCl.5 El poder dedisolucinuna funcin de la resistencia delcidodel sistema SXE a base de HCl, sumadoal tiempo de reaccin ms lento de los carbona-tosretardocrea agujeros de gusanos msprofundos y hace a la emulsin menos corrosivapara la tubera de revestimiento y la tubera deproduccin de acero. La amenaza de corrosinde los tubulares de acero, especialmente a tem-peraturas ms elevadas, puede ser reducida anms si se agregan inhibidores a los sistemas ci-dos. El retardo de la reaccin y la minimizacinde la corrosin tambin pueden lograrse utili-zando cidos orgnicos; sin embargo, debido a sucosto y a su menor capacidad de disolucin, suempleo es limitado.

Deben considerarse numerosos factores dediseo del tratamiento para optimizar la veloci-dad de reaccin y la limpieza, incluyendo laresistencia del cido, la temperatura, la presin,la velocidad de admisin y la composicin de laroca. El control de la velocidad de reaccin delcido en la formacin objetivo es crucial para elxito de los tratamientos de estimulacin cida enyacimientos carbonatados. El sistema cido debeatravesar la zona daada para comunicar al yaci-miento con el pozo, pero tambin debe minimizarel dao producido a los tubulares y realizar unabuena limpieza despus de agotado el cido. Los

aditivos desempean un rol clave porque limitanla prdida de fluido, minimizan la generacin deemulsiones y precipitados, regulan la viscosidad,reducen la corrosin y mejoran la limpieza.

Ni siquiera un sistema de fluido cido biendiseado garantiza una estimulacin exitosa dela matriz. El fluido de estimulacin debe sercolocado correctamente en los intervalos selec-cionados. Los sistemas cidos son bombeadosgeneralmente hacia el fondo del pozo, a travsde la tubera de revestimiento o de la tubera deproduccintcnica conocida como bombeoforzadoo son administrados mediante tuberaflexible. En las operaciones de bombeo forzado,la colocacin preferente indeseable del cido enlas zonas de alta permeabilidad deja sin tratarlos intervalos de menor permeabilidad. En cier-tos casos, las zonas productoras de agua, de altapermeabilidad, admiten una cantidad despro-porcionada de cido, lo que aumenta laproduccin indeseable de agua y los costos aso-ciados con la eliminacin de la misma.

La aplicacin de tcnicas de divergenciamecnica, tales como selladores de esferas otubera flexible con empaquetadores de intervaloest muy generalizada, pero no siempre es reco-mendable o resulta factible (prxima pgina,arriba).6 Los mtodos mecnicos no son muy efec-tivos en la estimulacin de pozos horizontales yde alcance extendido largos. Los mtodos dedivergencia qumica convencionales incluyenespuma a base de nitrgeno, agentes de obtura-cin como las escamas de cido benzoico, y gelesa base de polmeros reticulados. Estos mtodostaponan transitoriamente las zonas carbonatadasde alta permeabilidad para desviar efectivamentelos fluidos de tratamiento hacia zonas de per-meabilidad ms baja. Los mtodos de divergenciaqumica varan en lo que respecta a eficacia.

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4. Fredd CN y Fogler HS: Optimum Conditions for Wormhole Formation in Carbonate Porous Media:Influence of Transport and Reaction, artculo de la SPE56995, SPE Journal 4, no. 3 (Septiembre de 1999): 196205.

5. Samuel M y Sengul M: Stimulate the Flow, Middle East& Asia Reservoir Review no. 3 (2003): 4053.Li Y, Sullivan RB, de Rozieres J, Gaz GL y Hinkel JJ: AnOverview of Current Acid Fracturing Technology withRecent Implications for Emulsified Acids, artculo de laSPE 26581, presentado en la 68a Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 deoctubre de 1993.Al-Anazi HA, Nasr-El-Din HA y Mohamed SK: Stimulationof Tight Carbonate Reservoirs Using Acid-in-Diesel Emulsions: Field Application, artculo de la SPE 39418,presentado en el Simposio Internacional sobre Controldel Dao de Formacin 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 in High-Temperature Carbonate Formations, artculo de laSPE 50612, presentado en la Conferencia Europea delPetrleo, La Haya, Pases 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, artculo de la SPE 75257, presentado en el13er Simposio sobre Recuperacin Mejorada de Petrleode las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma, EUA, 13 al 17 de abrilde 2002.Taylor KC y Nasr-El-Din HA: Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs, SPE Journal 8, no. 4 (Diciembre de 2003): 426434.

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 Through Field Testing in the East Texas Cotton Valley, artculo dela SPE 38620, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica 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, artculo de la SPE 38622, presen-tado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica 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 (Otoo de 1997): 2033.

> Agujeros de gusanos conductores. Un moldetomado despus de una acidificacin de la matrizcon carbonato de calcio muestra una intrincadared de agujeros de gusanos creada cuando elcido disuelve la roca. Esta red mejora sustan-cialmente la permeabilidad en torno del pozo,proveyendo la estimulacin necesaria en muchosyacimientos carbonatados.


A veces, los tapones temporales se convierten enpermanentes y el yacimiento que se pretendaestimular se daa, reducindose la productividaddel pozo.

Una tcnica de divergencia qumica comnutiliza geles a base de polmeros. Estos sistemascidos emplean aditivos reticuladores reversi-bles activados por el pH para modificar laviscosidad del fluido en los momentos crticosdel tratamiento cido. Por ejemplo, el cidoAutodivergente SDA es un sistema polimricomezclado con HCl. Inicialmente su viscosidad esbaja para facilitar el bombeo, pero una vez queeste fluido ingresa en una formacin carbona-tada y se consume el cido, el polmero se

reticula cuando el pH alcanza un valor de 2,aumentando su viscosidad. Este aumento de laviscosidad del gel restringe el flujo posterior delcido nuevo a travs de los agujeros de gusanos,desviando as el cido fresco hacia las zonas demenor permeabilidad y, finalmente, hacia otraszonas. A medida que el cido disuelve la roca, elvalor del pH aumenta. Cuando el pH alcanza unvalor de aproximadamente 3.5, el cido gelificadose rompe, reduciendo la viscosidad y permitiendoel contraflujo de los fluidos y la limpieza.

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

otras compaas, demostraron que los sistemascidos convencionales a base de polmeros obs-truyen los agujeros de gusanos y pueden daar laformacin.7 La limpieza de pozos fracturadostambin fue estudiada sistemticamente utili-zando anlisis de contraflujo, lo que indic unporcentaje de limpieza inferior al 45%.8 Debido ala estrechez de la ventana del pH, este fen-meno de reticulacin y ruptura puede resultardifcil de controlar, especialmente en tratamien-tos que implican varias etapas de diferentesfluidos. Por otra parte, la estabilidad de los siste-mas polimricos se degrada al aumentar latemperatura de fondo de pozo. Esta inestabili-dad obstaculiza la correcta divergencia o, en elpeor de los casos, daa la formacin en formapermanente hasta el punto de impedir el flujo.Para complicar an ms las cosas, en ambientescorrosivos donde hay cido sulfhdrico [H2S]presente, pueden producirse problemas de acu-mulacin de incrustaciones y dao de formacincuando los aditivos reticuladores metlicos reac-cionan con los sulfuros precipitados.

Surge un fluido nicoLos potenciales efectos perjudiciales de los flui-dos para tratamientos de estimulacin a base depolmeros indujeron a los investigadores delCentro de Productos de Schlumberger en Tulsa,Oklahoma, EUA, a explorar la utilizacin desurfactantes viscoelsticos en fluidos de frac-turamiento hidrulico, lo que condujo a laintroduccin de los fluidos de fracturamientolibres de polmeros ClearFRAC en 1997.9 Poste-riores trabajos de investigacin y desarrollocondujeron al desarrollo de las molculas VESque toleran temperaturas ms elevadas. En elao 2001, se introdujo el fluido ClearFRAC HTpara extender la temperatura de operacin prc-tica hasta 135C [275F].

Ms recientemente, Schlumberger aplic laqumica VES para producir un cido libre de pol-meros denominado sistema de cido DivergenteViscoelstico (VDA, por sus siglas en ingls). Lamolcula de surfactante viscoelstico utilizada enel sistema VDA est compuesta por una cabezahidroflicaque comprende grupos de amoniocuaternario positivos y un grupo carboxilato nega-tivoy una cola hidrofbica larga que constituyeuna cadena de hidrocarburo. Durante su bombeopor la tubera de produccin o la tubera de reves-timiento, el sistema de fluido VDAuna mezclade HCl, surfactante viscoelstico y aditivoscomunes requerida para el tratamiento cidomantiene una viscosidad baja. La cantidad decido de la mezcla determina la viscosidad inicialdel sistema (izquierda).

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

Concentracin de HCI, % en peso

Visc

osid

ad a

170

seg

-1, c

p

0 5 10 15 20 25 300

0 1 2 3 4 5pH

1

10

100

1000

50

100

150

200

250

Visc

osid

ad a

170

seg

-1, c

p

> Respuesta de la viscosidad del fluido VDA. La concentracin del HCI mezclado determina en granparte la viscosidad del fluido VDA a medida que es bombeado hacia el fondo del pozo (extremo supe-rior). La viscosidad del fluido VDA disminuye cuando se mezcla con altas concentraciones de cido ya menudo se disea con 20 a 28% de HCl, pero tambin pueden utilizarse concentraciones menores.La reaccin del HCl con la formacin carbonatada aumenta el pH y proporciona salmuera de CaCl2como producto de la reaccin. La salmuera reacciona con el surfactante viscoelstico y se vuelveviscosa (extremo inferior). Esta respuesta de la viscosidad en el fondo del pozo desva efectivamenteel cido nuevo hacia otros agujeros de gusanos y hacia otras zonas.

A medida que el cido es consumido a travsde la reaccin con la calcita o la doloma, el sur-factante se gelifica. Dos factores inician elproceso de gelificacin. Cuando el cido seagota, el aumento del pH permite que las mol-culas de surfactante se unan para formarestructuras largas denominadas micelas, en lasque las cabezas hidroflicas se orientan haciaafuera y las colas hidrofbicas se orientan haciaadentro.10 La disolucin del CaCO3 en el HCl pro-duce salmuera de CaCl2, lo que se traduce enuna mayor estabilizacin de las micelas vermicu-lares. Las micelas siguen aumentando enlongitud y, por encima de una concentracin cr-tica del surfactante, se entrecruzan formando

una estructura reticulada y produciendo un gelelstico, altamente viscoso (extremo superior).El aumento de la viscosidad del gel reduce anms el flujo hacia los agujeros de gusanos y lasfisuras existentes dentro de las zonas tratadas,proveyendo as divergencia efectiva del cidohacia zonas daadas y de baja permeabilidad, noestimuladas. La viscosidad del fluido VDA consu-mido est relacionada con diversos factores,incluyendo la temperatura, y con los porcentajestanto de cido como de surfactante (arriba).

Despus de un tratamiento, el surfactantegelificado se descompone al entrar en contactocon el petrleo producido, el condensado y el con-traflujo del colchn de prelavado de solvente

mutuo, o cuando se diluye con la salmuera de for-macin producida durante el contraflujo.Durante la descomposicin, las estructuras mice-lares elongadas son reducidas a estructurasesfricas y el sistema de fluido alcanza una visco-sidad baja porque las micelas esfricas no seentrecruzan. Una solucin 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 la presente en la fase externa. La capa lmite tiene extremos tanto hidrofbicos como hidroflicos.

11. Chang F, Qu Q y Frenier W: A Novel Self-Diverting-AcidDeveloped for Matrix Stimulation of Carbonate Reservoirs, artculo de la SPE 65033, presentado en el Simposio Internacional sobre Qumica de CamposPetroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al 16 defebrero de 2001.

> Micelas en accin. El surfactante, que adopta la forma de monmero en el estado inicial, se mezcla con el cido diluido (izquierda). El cido se consu-me en la formacin, produciendo salmuera de CaCl2. Los monmeros reaccionan con la salmuera, creando micelas vermiculares elongadas (centro), quefinalmente forman largas redes entrecruzadas. Esta retcula de micelas complejas aumenta la viscosidad del surfactante, lo que desva efectivamente elcido nuevo hacia otros lugares. Despus del tratamiento, el hidrocarburo producido o un solvente mutuo entran en contacto con las micelas largas, trans-formndolas en micelas esfricas (derecha). Estas micelas ms pequeas y menos complejas hacen que el fluido tenga una viscosidad significativamentems baja, lo que facilita la ruptura completa y la eficacia de la limpieza.

Monmeros Micela vermicular Micelas esfricas

cidoconsumido

Hidrocarburo

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O

> Estimulacin con divergencia local. El fluido VDA mezclado con el cido mantiene una viscosidad baja durante su bombeo hacia el fondo del pozo (iz-quierda). Primero ingresa en la zona ms permeable (gris claro). Cuando el cido comienza a reaccionar con la calcita o la doloma en la roca yacimiento, laviscosidad del surfactante viscoelstico aumenta. El aumento de la viscosidad hace que el fluido nuevo se desve hacia la siguiente zona ms permeable(gris intermedio), donde el cido estimula la siguiente zona permeable y el surfactante se desva hacia la misma (gris oscuro) (centro). Este proceso continahasta 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 viscoelstico cambia nuevamente su reologa (derecha). Cuando las micelas largas se convierten en micelas esfricas, la visco-sidad se reduce significativamente, lo que permite la limpieza completa durante el contraflujo.

Baja viscosidad Alta viscosidad

Fluido VDA Fluido VDA Limpieza

Perm

eabi

lidad

dec

reci

ente


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

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

Antes de su primera utilizacin, la eficienciadel sistema VDA en el tratamiento de rocascarbonatadas fue documentada en pruebas simul-

tneas de flujo de mltiples ncleos.11

Schlumberger y Stim-Lab compararon varios sis-temas cidos para observar su divergencia y suscaractersticas de permeabilidad conservada,incluyendo el cido clorhdrico puro como puntode referencia, un cido a base de polmeros, uncido energizado y el sistema de fluido VDA. Las pruebas demostraron que el cido puro pene-tr solamente el ncleo ms permeable, mientras

que el sistema VDA aument la permeabilidad detodos los ncleos porque desvi exitosamente elcido hacia los ncleos de menor permeabilidad.La tcnica de generacin de imgenes de seccio-nes transversales por tomografa computada (CT,por sus siglas en ingls), empleada en cada pul-gada de todo el largo de los ncleos, demostr loscambios producidos en la estructura de poro araz de la acidificacin (arriba).

> Pruebas de mltiples ncleos. Se probaron varios sistemas cidos para comprobar la eficacia de la divergencia a una tem-peratura de 67C [150F]. Cada una de las pruebas implic el tratamiento simultneo de tres ncleos de diferentes permeabili-dades iniciales, durante la medicin de la cada de presin a lo largo del arreglo paralelo de ncleos. Despus de una pruebade flujo de ncleos, se obtuvo una imagen de secciones transversales por tomografa computada (CT, por sus siglas en ingls)en cada pulgada del largo total de los ncleos para evaluar los cambios producidos en la estructura de los poros a raz de laacidificacin. El comportamiento del perfil de presin, como una funcin 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 cido clorhdrico puro, utilizadocomo punto de referencia, mostr una permeabilidad mejorada slo en el ncleo ms permeable Nmero 1 (izquierda). El perfilde presin plano indica que no se produjo ninguna divergencia. El sistema de fluido VDA con 15% de cido fue probado en losncleos con bajo contraste de permeabilidad inicial (centro) y en los ncleos con alto contraste de permeabilidad inicial (dere-cha). La permeabilidad fue mejorada en todos los ncleos, y el perfil de presin en aumento confirm que se estaba produ-ciendo una divergencia efectiva. Una vez que el cido penetra uno de los ncleos, disminuye la cada de presin. El aumentode la cada de presin es una indicacin de la divergencia, mientras que una cada de presin reducida indica estimulacin.

15% de HCl puro

Permeabilidadinicial, mD

Recuperacinde

permeabilidad,mD

Longitud de losagujeros de

gusanos,% de ncleo

66.5

34.5

32.0

>5000

34.3

37.6

>100

10

10

cido gelificado en la formacin a base de VES


Recuperacinde

permeabilidad,mD


gusanos,% de ncleo

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resi

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0

50

100

150

200

250

300

0 0.10 0.20 0.30 0.40Volumen de poros, vol/vol

Cad

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pre

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, lpc

0

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100

150

200

250

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Cad

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, lpc

0

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100

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300


Inye

cci

n de

ci

do

Inye

cci

n de

ci

do

Inye

cci

n de

ci

do

Comparada con la viscosidad del cido abase de polmeros, la viscosidad del fluido VDAsegua siendo alta al consumirse el cido, mien-tras que los geles polimricos se descomponancuando el pH alcanzaba un valor de entre 3.5 y4.0. El examen de los frentes de los ncleos deinyeccin demostr que los ncleos en los que seinyect el fluido VDA permanecan limpios y nomostraban rastros de residuos. Por el contrario,los ncleos tratados con el sistema cido a basede polmeros tenan indudablemente residuosdainos en el frente de inyeccin y tambin 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 combinacin con otros fluidos deestimulacin en etapas, segn la aplicacin deque se trate. Comparativamente, los fluidos abase de polmeros requieren varias etapas decido y divergente para lograr la estimulacin yla divergencia deseadas. Esto puede constituiruna desventaja importante ya que cuanto mspolmero se bombea en la formacin, mayor es eldao de la misma. Por otra parte, las pruebas delaboratorio demostraron una mejor limpieza delfluido VDA consumido, como lo demuestran las

menores presiones de iniciacin del flujo cuandose inyecta solvente mutuo en los ncleos deprueba.13 El excelente desempeo de este sis-tema VDA resulta particularmente beneficiosoen yacimientos de petrleo de baja presin.

La importancia de las pruebas de fluidos deestimulacin 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 ingls)situados en Houston, Texas, EUA; Aberdeen,Escocia; y Kuala Lumpur, Malasia.

Divergencia en KuwaitEl nuevo sistema VDA fue utilizado por primeravez en el campo Sabriya operado por Kuwait OilCompany (KOC) en el norte de Kuwait (abajo).14

La permeabilidad de las seis unidades litolgicasque componen el yacimiento carbonatadoMauddud de mltiples capas oscila entre 3 y 600mD. La longitud total de los intervalos dispara-dos vara entre 30 y 60 m [100 y 200 pies]. Lapresin de yacimiento tiene un valor promedio de2500 lpc [17.2 MPa] y las temperaturas de pozotpicas alcanzan entre 77 y 82 C [170 y 180F].

Durante el tratamiento de estimulacin de lamatriz, las zonas de alta permeabilidad tiendena admitir cido y a experimentar mayor estimu-lacin, quedando las zonas daadas y de bajapermeabilidad sin tratar. Esto aumenta la cadade presin dentro de una distancia limitada conrespecto al pozo, pudiendo causar problemas deproduccin. Por este motivo, la estimulacinuniforme de toda la zona con fluidos de diver-gencia qumica es crtica para la optimizacinde la produccin.

En el pasado, para la acidificacin de losintervalos carbonatados largos, heterogneos,correspondientes a la Formacin Mauddud, seempleaba espuma o bien divergentes qumicos,ms comnmente sistemas polimricos reticula-dos. Las concentraciones de cido de 15% seutilizaban para el decapado de los tubulares y elfracturamiento de la formacin, mientras que lasconcentraciones de cido de slo 3 a 5% se emple-aban con etapas de divergentes a base depolmeros.15 Los fluidos divergentes a base depolmeros reticulaban en la superficie o bien enla formacin, y habitualmente se bombeaba unaetapa por cada uno de los cuatro a cinco gruposde disparos. Para cada intervalo de la FormacinMauddud, los volmenes de tratamiento cidovariaban segn las caractersticas de la forma-cin. Las zonas de permeabilidad y porosidad msbajas eran tratadas hasta con 2.5 m3/m [200gal/pie] de los disparos, mientras que las zonasde permeabilidad y porosidad ms 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/pie].Despus del tratamiento, los fluidos se desplaza-ban con diesel y, si se requera, eran extradoscon nitrgeno bombeado con tubera flexible.

En las primeras etapas de la prueba decampo del sistema VDA, especialistas en yaci-mientos de KOC y Schlumberger identificaronvarios pozos potenciales que se beneficiaran conla nueva tecnologa VDA, lo que inclua pozosrecin perforados, pozos ms antiguos con undesempeo deficiente, pozos horizontales conintervalos de terminacin a agujero descubierto,pozos que explotaban yacimientos someros yagotados, y pozos de alta presin y alta tempera-tura (HPHT, por sus siglas en ingls).

Los pozos recin perforados del campoSabriya requeran acidificaciones, porque el daoproducido por la perforacin y la baja presin deyacimiento limitaban su capacidad de flujo natu-ral. Muchos pozos nuevos emplean terminacionesduales, habindose terminado los intervalos de laFormacin Mauddud con sarta corta. Estas termi-naciones hacen desistir de la utilizacin de

36 Oilfield Review

> El campo Sabriya en Kuwait.

CampoSabriya

KUWAIT

km0 60

millas 600

KUWAIT

ARABIASAUDITA

F R I C A

800

0 800km

millas0

G O L F OP R S I C O


tubera flexible para la acidificacin, debido alriesgo de atascamiento. Si no se cuenta con laalternativa de la tubera flexible, es necesario elbombeo forzado de los tratamientos desde lasuperficie. Para la estimulacin uniforme de loscarbonatos de la Formacin Mauddud, es crucialuna adecuada divergencia qumica.

En los pozos nuevos que requieren tratamien-tos con bombeo forzado desde la superficie, seutilizan concentraciones de cido del 15% (por-centaje en peso) para el decapado de la tuberay como colchn de prelavado de HCl con solventemutuo. Los tratamientos VDA normalmente con-tienen un 15% de cido, aunque se han utilizadoconcentraciones de hasta 28% de HCl. La tota-lidad del intervalo de terminacin se trata con0.6 m3/m [50 gal/pie]. Despus del tratamientoVDA, 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 unarelacin de uno a uno entre el HCl y los volme-nes de tratamiento con VDA. No obstante, lospozos posteriores mostraron un mejor desempeocon porcentajes ms elevados de fluido VDA.

En el Pozo 5una nueva terminacinlaFormacin Mauddud fue terminada con sartacorta, de manera que se planific un trata-miento VDA bombeado en forma forzada paratratar cinco grupos de disparos diferentes a tra-vs de un intervalo de 41 m [133 pies]. Losseveros contrastes de permeabilidad existentesentre las zonas y la gran posibilidad de quehubiera dao de la formacin, debido a una pr-dida previa de 127 m3 [800 bbl] de fluido de

perforacin a base de polmeros, demandabanuna divergencia qumica excepcional durante laestimulacin. Para vigilar rutinariamente elimpacto de la estimulacin, el operador decidiadquirir registros previos y posteriores a la esti-mulacin con la herramienta de Adquisicin deRegistros de Produccin PLT (arriba). Antes dela estimulacin VDA, el registro PLT indicabaque no todos los disparos contribuan a la pro-duccin. Adems, el pozo produca por debajo

12. Lynn JD y Nasr-El-Din HA: A Core-Based Comparison ofthe Reaction Characteristics of Emulsified and In-SituGelled Acids in Low Permeability, High Temperature, GasBearing Carbonates, artculo de la SPE 65386, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Qumica 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 Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid, artculo de la SPE 86504, presentado en el Simposio y Exhibicin Internacional sobre Control de Dao de Formacin 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): 3942.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 Adquisicin de Registros de Produccin PLT previos y posteriores a la estimulacin VDA. Antes del tratamiento de estimu-lacin de la matriz con VDA, el Pozo 5 no produca de todos los disparos y mantena una presin dinmica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sus siglas eningls) de slo 195 lpc [1.3 MPa] (izquierda). Despus de la estimulacin VDA, todos los disparos contribuyeron a la produccin, el pozo produjo 280 m3/d[1760 BPPD] sin gas, y la presin dinmica de flujo en boca de pozo fue de 750 [5.2 MPa] (derecha). El pozo produca gas antes de la estimulacin debido a laexcesiva cada de presin. Despus del tratamiento con VDA, el pozo dej de producir gas porque el tratamiento de estimulacin efectivo redujo la cada depresin en el mismo. En los despliegues PLT el Carril 1 contiene la curva de rayos gamma para la correlacin; el Carril 2 muestra la ubicacin de los disparos;el 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 presin de fondo de pozo.

0 100API

Rayos gamma

7400

7450

7500

7550

7600

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Disp

aros

Respuesta del medidorde flujo a molinete

cps0 5

Barriles de petrleoequivalente/da0 3000

Flujo de gas

Flujo de petrleo

F170 173

Temperatura0.6 1.1

Densidad del fluidogm/cm3

Presin

lpc1400 1550

0 100API

Rayos gammaRespuesta del medidor

de flujo a molinete

cps2 8Pro

fund

idad

med

ida,

pie

s

Disp

aros

7400

7450

7500

7550

7600

Barriles /da0 3000

Flujo de petrleo

F168 173

Temperatura0.7 1.2

Densidad del fluidogm/cm3

Presinlpc2700 2900

Carbonate Formations in North Kuwait, artculo de laSPE 80225, presentado en el Simposio Internacionalsobre Qumica de Campos Petroleros de la SPE, Houston,Texas, EUA, 5 al 8 de febrero de 2003.

15. El procedimiento de decapado utiliza un cido inhibidopara eliminar la acumulacin de incrustaciones, elherrumbre y otros depsitos similares, de las superficiesinternas de los equipos, tales como las lneas de trata-miento, el equipo de bombeo o la sarta de produccin, atravs de los cuales ha de bombearse un tratamientocido o qumico. El proceso de decapado elimina losmateriales que pueden reaccionar con el fluido de trata-miento principal para generar reacciones secundariasindeseables o precipitados que daan 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, artculo de la SPE 73706, presentado en el Simposio y Exhibicin Internacionalsobre Control de Dao de Formacin 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 cada de presin, haciendo queel gas se desprendiera de la solucin. La presindinmica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sussiglas en ingls) era de slo 195 lpc [1.3 MPa].

Despus de un exitoso tratamiento VDA, laproduccin de petrleo aument de 81 a 280 m3/d[510 a 1760 BPPD] a una presin dinmica deflujo en boca de pozo ms elevada, de 750 lpc[5.2 MPa], y el registro PLT indic que todos losdisparos contribuan a la produccin. La compa-racin de las pruebas de pozos, antes y despusdel tratamiento, demostr adems el xito delsistema VDA (derecha). El anlisis de las prue-bas de pozos previo a la estimulacin mostr unagran cada de presin y un factor de dao de+170, mientras que la prueba de pozo posterior ala estimulacin indic una cada de presin sus-tancialmente reducida y un factor de daoconsiderablemente mejorado de 3. Las mayorespresiones de fondo de pozo minimizaron la cadade presin y eliminaron la produccin indesea-ble de gas.

El xito 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 estructuradel campo Sabriya. Estos pozos, que producenpetrleo ms pesadode 17 a 20APIno pro-ducan desde haca unos 6 a 10 meses.16 Para laacidificacin de estos tres pozos ms antiguosque no haban generado produccin ni siquieradespus de la aplicacin de tratamientos cidosconvencionales iniciales, y en ocasiones ml-tiples, y luego del empleo de tcnicas delevantamiento artificial con nitrgeno, se utiliztubera flexible. Estos pozos tienen terminacionescon sarta simple, de modo que las operacionescon tubera flexible no plantean mayores riesgos.Una de las desventajas del bombeo de cidos ydivergentes convencionales a travs de tuberaflexible, era la reduccin inherente de la veloci-dad de bombeo, causada por las grandesprdidas por friccin como consecuencia de losmenores dimetros de las tuberas y las altas vis-cosidades del fluido. No obstante, a medida quese bombea por la tubera flexible, el sistema VDAtiene caractersticas de reduccin del arrastreque disminuyen considerablemente la friccin,permitiendo velocidades de bombeo ms eleva-das. Despus de los tratamientos VDA, los trespozos comenzaron a producir por flujo natural,incorporando un aumento de produccin acumu-lada de 521 m3/d [3280 BPPD].

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

mentndose excelentes resultados. Con la pre-sin de yacimiento reducida a 400 lpc [2.8 MPa],estos pozos producen por bombeo mecnico. ElPozo 7 fue identificado como pozo candidato aestimulacin porque tena una zona superior conuna permeabilidad extremadamente alta y ml-tiples zonas inferiores de permeabilidad msbaja que no haban sido estimuladas antes porfalta de divergencia cida. Se bombe en formaforzada un tratamiento de 50 gal/pie de fluidoVDA al 15%, a travs de un empacador dual (p-gina siguiente). El tratamiento result exitoso.

Cuando el sistema VDA es bombeado como fluidounitario, ingresa en las zonas de alta permeabili-dad, las estimula, y luego desva el tratamientohacia zonas de menor permeabilidad. Este com-portamiento puede observarse repetidas veces enla grfica del tratamiento a medida que se esti-mulan ms zonas. La produccin del Pozo 7aument 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 despusde la estimulacin VDA.

38 Oilfield Review

> Pruebas de incremento de presin. Las pruebas de incremento de pre-sin llevadas a cabo antes y despus de la estimulacin VDA demuestrancambios notables en la productividad del pozo. El anlisis de los datos deincremento de presin previo a la estimulacin muestra un yacimiento da-ado que exhibe una gran cada de presin y un factor de dao de +170(extremo superior). El anlisis de incremento de presin posterior a la es-timulacin confirma que el yacimiento fue estimulado con xito (extremoinferior). La cada de presin haba mejorado significativamente y el factorde dao era 3.

10-2

10-1

100

101

102

P y

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l P,

lpc

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

102P

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P, lp

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

Despus del tratamiento VDA

T, h

Permeabilidad = 44.4 mDDao mecnico = 170

Permeabilidad = 59.6 mDDao mecnico = -3.1

Derivada del P modeladoP modeladoDerivada del P medidoP medido

Derivada del P modeladoP modeladoDerivada del P medidoP medido


Otra aplicacin til de la tecnologa VDA paraKOC corresponde a los pozos de alta presin yalta temperatura, donde las temperaturas defondo de pozo alcanzan 146C [295F] y la pre-sin de yacimiento es de 10,000 lpc [69 MPa].Dos pozos de alta presin 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 KOCy Schlumberger les result til colocar el HClutilizando tubera flexible. A continuacin, sebombe en forma forzada desde la superficie untratamiento por etapas consistente en 28% decido de fracturamiento, 20% de fluido VDA yluego 28% de HCl. La aplicacin de una etapa decada elemento arroj resultados excepcionales;la produccin del Pozo 14 aument de 439 a1445 m3/d [2760 a 9029 BPPD], y la produccindel Pozo 17 pas de 499 a 833 m3/d [3140 a 5242BPPD] con un incremento sustancial de la pre-sin dinmica de flujo en boca de pozo; que pasde 2914 a 3930 lpc [20.1 a 27.1 MPa].

El sistema VDA tambin demostr ser exi-toso en un pozo horizontal de Kuwait OilCompany. El Pozo 13 contena un intervalo hori-zontal de terminacin a agujero descubierto de610 m [2000 pies] en la Formacin Mauddud yproduca por flujo natural 165 m3/d [1037 BPPD],con una presin dinmica de flujo en boca depozo de 320 lpc [2.2 MPa]. El anlisis del sis-tema de produccin NODAL antes de laestimulacin mostr un factor de dao de +10,lo que indicaba que el pozo haba sido daadodurante la perforacin. KOC y Schlumberger lle-garon a la conclusin de que se necesitaranvarias etapas de acidificacin para tratar efecti-

vamente el largo intervalo a agujero descubierto.El equipo tcnico a cargo de la acidificacinbombe una combinacin de 10 gal/pie de fluidoVDA con 10 gal/pie de 15% de cido comn, emul-sionado, o HCl con aditivos para atacar los altosporcentajes de lodo y limo. Finalmente, slo serequirieron dos etapas para alcanzar la producti-vidad deseada. Una prueba de produccin llevadaa cabo despus del tratamiento de estimulacinVDA indic un aumento sustancial de la produc-cin, que alcanz 604 m3/d [3800 BPPD] con unapresin dinmica de flujo en boca de pozo de275 lpc [1.9 MPa].

KOC ha tratado ms de 75 pozos con esteinnovador fluido. El comportamiento reolgiconico del sistema VDA permite velocidades debombeo ms altas en operaciones con tubera fle-xible, ofreciendo al mismo tiempo la capacidadde divergencia superior necesaria para las opera-ciones de bombeo forzado en escenarios determinacin ms complejos. Adems, utilizamenos equipos para la mezcla y menor cantidadde qumicos en la localizacin del pozo, y norequiere reticuladores que pueden generarprecipitados dainos en el yacimiento. El asegu-ramiento y control de la calidad la localizacindel pozo tambin resultaron ms fciles y msreproducibles cuando se utiliz el nuevo fluido.El impacto econmico de la tecnologa de sur-factantes viscoelsticos es inmenso; en losprimeros 10 pozos estimulados con fluidos VDA,KOC obtuvo una ganancia adicional de 4.4 millo-nes de dlares estadounidenses por mes entrminos de produccin de petrleo con res-pecto a los ingresos previstos con la utilizacinde tecnologa convencional.

Un resumen de los xitos sauditasSaudi Aramco comenz a reemplazar los fluidosde estimulacin a base de polmeros por lasalternativas VES en el ao 2001, con la introduc-cin de la tecnologa del agente divergenteOilSEEKER. De un modo similar, se produjo unvuelco significativo hacia la utilizacin del sis-tema VDA que no deja dao residual, en lostratamientos de estimulacin de yacimientoscarbonatados. Saudi Aramco ha utilizado exi-tosamente los fluidos VES en numerosasestimulaciones, incluyendo la acidificacin de lamatriz y la divergencia en pozos de produccin yen pozos de inyeccin de agua, y el fractura-miento con cido en pozos de gas HPHT y enpozos de inyeccin de agua.17

En los tratamientos de estimulacin de lamatriz convencionales, en yacimientos carbona-tados de Arabia Saudita, se utilizaban sistemascidos emulsionados y gelificados reticulados.Desafortunadamente, los agentes de control delhierro no impiden la precipitacin de sulfurosde hierro en ambientes corrosivosaquellosque contienen H2S.18 Interesada en disponer deformas para mejorar la divergencia, mitigar eldao y aumentar la produccin, la compaaSaudi Aramco decidi probar el sistema VDA enpozos candidatos a tratamientos de estimulacinde la matriz bajo condiciones desafiantes.

Algunos de los pozos candidatos a esti-mulacin de la matriz con VDA eran pozoshorizontales largos con tramos horizontalesdescubiertos que oscilaban entre 460 y 1830 m[1500 y 6000 pies] y temperaturas que se aproxi-maban a los 120C [250F]. En muchos casos,existan serias preocupaciones acerca de lapresencia de una zona acufera inmediatamentedebajo del tramo horizontal objetivo, con lo cualera extremadamente importante una correctadivergencia para la reduccin o la eliminacin dela produccin de agua. En los pozos de alcanceextendido, se utiliz tubera flexible para efec-tuar el tratamiento, consistente en surfactanteVDA con una concentracin de 20 a 28% de HCl ycon un inhibidor de corrosin. En caso de que latubera flexible no llegue a la profundidad total,el tratamiento VDA puede ser bombeado enforma forzada a travs de la tubera flexible apartir de ese punto. Las menores velocidades de

16. Al-Mutawa et al, 2002, referencia 14.Lyle D: Cleaner Wells Produce Cleaner Results, HartsE&P (Julio de 2003): 43.

17. Nasr-El-Din HA, Samuel E y Samuel M: Application of aNew Class of Surfactants in Stimulation Treatments,artculo de la SPE 84898, presentado en la ConferenciaInternacional sobre Recuperacin Mejorada de Petrleode la SPE en Asia Pacfico, Kuala Lumpur, Malasia, 20 al21 de octubre de 2003.

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

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

Pres

in

de fo

ndo

de p

ozo,

lpc

1000

200

400

600

800

1200

1400

Asentar el empacadordual e iniciar lainyeccin

1.5

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

2.0

2.5

1.0

0.5

035

0

Volumen acumulado bombeado, barriles0 5 10 15 20 25 30

Velocidad de bombeoPresin de fondo de pozo

bombeo seguiran siendo suficientes para lograr laestimulacin y divergencia de todo el tramo hori-zontal. La mayora de los pozos utilizaron fluidoVDA energizado con 30% de nitrgeno. El rgimende tratamiento por la tubera flexible se man-tuvo entre 0.15 y 0.24 m3/min [1.0 y 1.5 bbl/min].La utilizacin de nitrgeno aceler la limpieza yminimiz la fuga de cido, proporcion mejorcobertura y redujo los requerimientos en trmi-nos de volumen de cido.

Los ingenieros de Saudi Aramco ySchlumberger observaron que los regmenes deproduccin posteriores a la estimulacin de los

primeros cinco pozos VDA, eran muy superiores ala produccin promedio de los 11 pozos vecinos,que fueron estimulados sin el sistema VDA(extremo superior). El corte de agua en los pozostratados con el fluido VDA es mucho menor queen los pozos tratados con otros sistemas, funda-mentalmente porque la alta viscosidad en laszonas acuferas no se rompe, mientras que el gelformado en las zonas de hidrocarburos se rompe ypermite que el cido migre ms hacia el interiorde la matriz. Por lo tanto, estas zonas productivasson estimuladas en forma ms efectiva y produ-cen mayores volmenes de petrleo o gas.

Recientemente, Saudi Aramco estimul sietepozos de inyeccin de agua utilizando fluido VESenergizado como sistema divergente, una combi-nacin de 20% de cido HCl comn y 20% decido HCl emulsionado con diesel, y un sobre-desplazamiento consistente en solvente mutuo.19

Estos pozos de inyeccin resultan cruciales parael mantenimiento de la presin del yacimiento.La zona de inyeccin tiene un espesor de 60 m[200 pies] y contiene vetas de permeabilidadmuy variable. Cuando se estimula este tramo sinuna divergencia adecuada, todo el cido sedirige hacia la zona ms permeable y no trata lazona daada y las zonas de menor permeabili-dad. Los tratamientos bombeados en formaforzada desde la superficie o a travs de la tube-ra flexible han mejorado la inyectividad, encomparacin con los pozos tratados con unacombinacin de sistema cido emulsionado y sis-tema cido gelificado a base de polmeros(extremo inferior, izquierda). Los sistemas abase de polmeros tambin requieren reticulado-res y rompedores de la emulsin. Por otra parte,el fluido divergente VES ha eliminado la necesi-dad de contraflujo para la limpieza porque noutiliza ningn polmero.

Fracturamiento con cido en Arabia SauditaEn algunos pozos de inyeccin de agua de ArabiaSaudita, la acidificacin convencional de lamatriz no genera las velocidades de inyeccinrequeridas, de modo que estos pozos necesitanfracturamiento con cido.20 Primero se bombeaun colchn inicial a presiones que exceden lapresin de fracturamiento de la formacin; seinicia y, luego, se propaga una fractura hidru-lica mediante inyeccin continua.21 En lostratamientos de fracturamiento hidrulico con-vencionales, se utiliza apuntalante paramantener abierta la fractura y crear una va con-ductora para el contraflujo y la produccin. Noobstante, en las rocas carbonatadas, se utilizacido para crear patrones de ataque no unifor-mes en las superficies de la fractura. Estoconfiere a la fractura suficiente conductividaddespus del cierre. En los tratamientos de frac-turamiento con cido, la longitud efectiva de lafractura hidrulica es la porcin de la fracturaque ha sido suficientemente atacada (pginasiguiente).

Para abordar la fuga de fluido, los tratamien-tos de fracturamiento con cido convencionalesutilizan mltiples etapas de polmero y cido. Elobjetivo de estos sistemas es limitar la fugamediante el aumento de la viscosidad del fluido.Este aumento de la viscosidad y los cidos emul-sionados reducen la velocidad a la que el cido

40 Oilfield Review

> Una comparacin reveladora. La produccin de los cinco pozos someti-dos al tratamiento VDA se compar con la produccin promedio de los 11pozos tratados con sistemas de estimulacin convencionales. Los cincopozos VDA mostraron aumentos significativos de la produccin de petr-leo, sin agua producida.

Gasto de petrleoCorte de agua

Rgi

men

de

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e pe

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o, B

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4000

5000

6000

7000

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de

agua

, %

0

10

20

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40

1 2 3 4 5

Pozos tratados con fluido VDAProduccin promediode los 11 pozos vecinos

> Comparacin del ndice de inyectividad del fluido VES energizado y losfluidos gelificados a base de polmeros. A lo largo de toda la historia de in-yeccin en el largo plazo, el ndice de inyectividadinyectividad despusde la estimulacin dividido por la inyectividad antes de la estimulacindelos tratamientos con fluido VES, se mantuvo ms alto que el de los fluidosa base de polmeros. Este resultado se atribuye directamente al mejora-miento de la divergencia del cido durante el tratamiento y a la naturalezano daina del fluido VDA.

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Volumen inyectado, millones de barriles

Polmero 1Polmero 2VES


reacciona con la formacin carbonatada, ayu-dando a reducir la fuga y mejorar la geometrade la fractura. Si bien esta tcnica ha demos-trado ser exitosa, los polmeros forman unrevoque de filtracin que, si se deja en la frac-tura, puede obstaculizar la produccin,especialmente en formaciones compactas.22 Porotra parte, los reticuladores funcionan dentro deun rango de pH estrecho y puede resultar difcilpredecir su comportamiento a altas temperatu-ras. Adems, pueden generar precipitados quedaan la formacin.23

La reactividad del cido con la roca, queayuda a crear una fractura permeable, tambinpromueve la prdida indeseable de fluidodurante el bombeo. Esta prdida incide negativa-mente en el crecimiento de la fractura e impidela formacin de agujeros de gusanos a lo largo dela fractura.24 Existen varias formas de limitar laprdida de fluido durante el tratamiento concido, incluyendo el bombeo de colchones visco-sos intermitentes que depositan revoque defiltracin para reducir la fuga de cido y la utili-zacin de fluidos bifsicos, tales como lasespumas, las emulsiones y los geles reticulados.Estas tcnicas pueden ser efectivas, pero al

mismo tiempo pueden daar la permeabilidadtanto de la formacin como de la fractura. Elcido tambin puede desestabilizar los fluidosutilizados comnmente, que tienen un pH alto, ypueden hidrolizar el colchn reduciendo su efi-cacia. Por este motivo, se bombean varioscolchones de gran volumen. Cuando se utilizaespuma, los problemas de estabilidad de laespuma pueden incidir negativamente en lasoperaciones de fracturamiento con cido, espe-cialmente en presencia de hidrocarburos a altastemperaturas.

En Arabia Saudita, la combinacin de fluidoClearFRAC, cido emulsionado, fluido VDA y sol-vente mutuo, demostr ser un excelentetratamiento. Esta combinacin elimina las difi-cultades operacionales, provee suficientecontrol de fugas para la creacin de una fracturaptima, y no requiere contraflujo para la lim-pieza despus del tratamiento de pozosinyectores de agua. Una prueba de inyectividadposterior al fracturamiento de un pozo de inyec-cin vertical indic que la tasa de inyeccininicial era 58% ms alta4.6 m3/d [29 millonesde barriles diarios] contra 2.9 m3/d [18.4 millo-nes de barriles diarios]que la tasa de

inyeccin mxima de un pozo inyector horizon-tal cercano, con presiones de inyeccin en bocade pozo aproximadamente iguales en amboscasos.25 Esta operacin marc la primera utiliza-cin del fluido VDA en fracturamientos concido, con resultados que superaron las expecta-tivas de Saudi Aramco.

Saudi Aramco tambin utiliza fracturamientocon cido en pozos verticales de gas HPHT queexplotan la formacin dolomtica Khuff a profun-didades que oscilan entre 3350 y 3660 m [11,000y 12,000 pies].26 Las temperaturas estticas defondo pueden alcanzar 138C [280F] y el yaci-miento Khuff produce gas condensado y enocasiones hasta 10 mol% de H2S. La presin, latemperatura y los factores relacionados con lacomposicin de los fluidos complican sustancial-mente la seleccin del fluido de estimulacin yel diseo del tratamiento.

La porosidad del yacimiento Khuff oscilaentre menos de 1 y 25%. La presencia de fractu-ras naturales lo hacen especialmente susceptiblea las fugas durante el fracturamiento hidrulico.Para complicar an ms las cosas, las temperatu-ras elevadas aumentan considerablemente lareactividad del cido. Las altas tasas de fugareducen la presin neta en la fractura hidrulica,disminuyendo de este modo la extensin y con-ductividad de la fractura, as como tambin laproductividad. Otro problema en este entorno dealtas temperaturas es que el cido es ms corro-sivo, de manera que se requieren mayoresconcentraciones de aditivos inhibidores. Una vezque se inicia la produccin, se pueden formarbancos de condensado debido a una cada de pre-sin en la regin vecina al pozo, lo que reduce lapermeabilidad al gas. Esto puede evitarse si seasegura que la regin vecina al pozo est sufi-cientemente 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-Free Diversion System, artculo de la SPE 78588, presentadoen la Exhibicin y Conferencia Internacional del Petrleode 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, artculo de la SPE 82210, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Dao de Formacin de la SPE, La Haya,Pases Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003.

21. Por colchn se entiende el fluido utilizado para iniciar elfracturamiento hidrulico que no contiene apuntalante.

22. Taylor KC y Nasr-El-Din HA: Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs, artculode la SPE 71694, presentado en la Conferencia y

> Fracturamiento con cido en yacimientos carbonatados. Durante una operacin de fracturamiento con cido, primero se bombea un colchn viscoso apresiones superiores a la presin de iniciacin de la fractura, que fractura la roca (izquierda y segundo lugar desde la izquierda). A continuacin, se bombeauna etapa de cido para atacar la fractura hidrulica en forma diferencial (segundo lugar desde la derecha). El cido tambin crea agujeros de gusanosconductores en las superficies de la fractura o cerca de ellas, contribuyendo an ms a la estimulacin (derecha). Despus de la operacin de fractu-ramiento con cido, la fractura se cierra pero conserva la conductividad por el ataque qumico y la formacin de agujeros de gusanos.

cid

o

El cido ataca la fracturac

ido

Se bombea cido dentro de la fracturaLa roca ha sido fracturada hidrulicamente El cido crea agujeros de gusanos conductores

Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.Taylor KC y Nasr-El-Din HA: Coreflood Evaluation of In-Situ Gelled Acids, artculo de la SPE 73707, presen-tado en el Simposio y Exhibicin Internacional sobreControl del Dao de Formacin 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, artculo de la SPE 84516, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

En el ao 2003, Saudi Aramco realiz trata-mientos con cido en ocho pozos de gas delyacimiento Khuff, utilizando una combinacinde gel reticulado con nueva tecnologa de surfac-tantes viscoelsticos (arriba). La etapa decolchn utiliz un gel de borato a alta tempera-tura para iniciar y propagar la fracturahidrulica, con cido emulsionado para atacarsuficientemente la fractura a travs de toda sulongitud. El gel de borato viscoso tambin per-miti enfriar la formacin, controlar las fugas yestabilizar la presin de fondo. El bombeo decido despus del gel de borato con alto pHdesestabiliza el revoque de filtracin y aumentalas fugas. Para minimizar estos efectos, el cidofue seguido de un fluido gelificado que contri-buy a la digitacin de la etapa de cidosiguiente. Es muy importante destacar que enlas etapas finales, en que las fugas se volvieronexcesivas, se bombe fluido VDA con 28% de HCly 5% a 6% de surfactante. Si no se utiliza uncido para control de fugas, a altas velocidadesde admisin, la fractura se cerrar y no admitirms fluido.

Como la operacin fue realizada a travs dela tubera de produccin, se tomaron importan-tes medidas para el decapado de la tubera queincluyeron el bombeo de HCl por la tubera y laslneas de conexin. Esto elimina el revesti-miento de la tubera, el hierro corrodo, los

aditivos inhibidores de corrosin y la acumula-cin de incrustaciones de la tubera y las lneasde conexin, asegurando que durante el fractu-ramiento con cido slo se bombeen los fluidosdeseados.

Antes de disear y bombear el tratamiento,se probaron el cido emulsionado y los fluidosVDA en los laboratorios de Schlumberger ySaudi ARAMCO, para determinar sus respectivosperfiles de viscosidad bajo condiciones de tem-peratura exigentes. Las pruebas de laboratoriodeterminaron que tanto el fluido VDA como elcido emulsionado podran ser utilizados en lospozos del yacimiento Khuff. Por otra parte,recientemente se public un estudio sistemticoacerca de la influencia de diversos aditivos sobrela reologa del sistema VDA activo y agotado.27

En los ocho pozos candidatos del yacimientoKhuff, las permeabilidades de los intervalos determinacin oscilaban entre 0.001 y 2.8 mD y lasporosidades fluctuaban entre 0.1 y 15%; los inter-valos disparados tpicos eran de aproximadamente21 m [70 pies]; las presiones de yacimiento ascen-dan a aproximadamente 7500 lpc [52 MPa]; y losgradientes de fracturamiento oscilaban entre 22 y24 kPa/m [0.976 y 1.06 lpc/pie]. Antes de las ope-raciones de fracturamiento con cido, se realizuna prueba de produccin en cada pozo paradeterminar el rgimen de produccin previo alfracturamiento y la presin dinmica de flujo en

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

Normalmente, debido a la gran prdida defluido producida durante el fracturamientocido 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 laformacin reduce sustancialmente las velo-cidades de bombeo y, en consecuencia, losrequerimientos en trminos de potencia hidru-lica. El xito de estos tratamientos en entornoscorrosivos profundos de alta presin y alta tem-peratura demuestra el rango de operacinextendido de este nuevo fluido.

Fracturamiento con cido en MxicoPEMEX ha empleado fracturamiento con cidoen la Cuenca de Veracruz, Mxico, desde 1995 yatribuye a estas tcnicas el aumento de la pro-duccin de gas registrado en dicha cuenca en laltima dcada. La Cuenca de Veracruz tiene unaextensin de 18,000 km2 [6950 millas cuadradas]y se encuentra ubicada unos 40 km [25 millas] alsudoeste de la Ciudad de Veracruz (prximapgina, abajo). All, los intentos para desviar lostratamientos utilizando selladores de esferas ylas maniobras para controlar las fugas emple-ando colchones gelificados a base de aceite amenudo resultaban infructuosos. En 1997, laintroduccin del cido autodivergente con conte-nido de polmeros mejor la divergencia, pero laspreocupaciones en torno a los efectos dainos delos polmeros condujeron a la utilizacin de latecnologa VES en 1999.

Actualmente, la combinacin del fluidoClearFRAC con el nuevo sistema VDA propor-ciona a PEMEX otra tcnica para mejorar anms los aumentos de produccin ya logrados enla cuenca con la tcnica de fracturamiento concido. Los tratamientos de fracturamiento hi-drulico utilizan tres fluidos y los pasos serepiten hasta lograr los parmetros de fractura-miento diseados.

En primer lugar, un colchn viscoso no cidoClearFRAC inicia la fractura hidrulica y crea lalongitud y el ancho de la fractura. En segundolugar, una etapa de alcohol-cido con 20% de

42 Oilfield Review

> Tpico programa de tratamiento de fracturamiento con cido para los pozos de gas HPHT de laFormacin Khuff. Las primeras etapas de colchn incluyeron un gel de borato a alta temperaturapara iniciar y extender la fractura hidrulica, y luego cido emulsionado para atacar la fractura. En las etapas finales, se bombe fluido VDA con un 5 a 6% de surfactante, para limitar la prdida de fluido y minimizar la cantidad total de polmero bombeado dentro de la fractura y la formacin.

FluidoEtapa Velocidadde bombeo

bbl/min

Volumen,galones

HCl,% en peso

Programa de tratamiento

0

0

28

0

28

0

28

0

28

0

28

0

0

1000

9000

20,000

5000

18,000

5000

9000

7000

10,000

13,000

10,000

20,000

12,394

Gel lineal

Gel reticulado

Gel reticulado

Gel reticulado

cido SXE

cido SXE

Gel lineal

Fluido VDA

Fluido VDA

Colchn VES

HCl

Agua

Agua

40.0

40.0

40.0

45.0

45.0

50.0

50.0

55.0

55.0

60.0

55.0

30.0

25.0

Colchn previo

Colchn

cido-1

Colchn-2

Colchn-3

cido-1

cido-2

Colchn-4

cido-2

Sobredesplazamiento-1

cido inhibido

Sobredesplazamiento-2

Lavado por inundacin


metanol o isopropanol y 80% de cido, con unaconcentracin de HCl de 15 % ataca una porcinde la fractura y crea agujeros de gusanos, lo quefinalmente conduce a la prdida de fluido. Entercer lugar, se bombea una etapa de fluido VDApara rellenar los agujeros de gusanos. El fluidoVDA extiende estos agujeros de gusanos estable-cidos en forma mucho ms eficaz porque laszonas estimuladas previamente admiten menosfluido y el siguiente volumen de alcohol-cido esdesviado hacia zonas nuevas. Existen evidencias,a partir de pruebas de laboratorio de la calizaEdwards, de que este fluido tambin ataca enforma diferencial las superficies de la fractura.28

Mediante la utilizacin de fluidos mltiples sepromueve la digitacin viscosa de los fluidos, loque altera la trayectoria del cido y crea patro-nes de ataque diferenciales en las superficies dela fractura.

Este proceso de creacin de la fractura sereitera. Despus del tratamiento, un lavado desolvente o el contraflujo de hidrocarburos desdeel yacimiento reduce la viscosidad del cido ge-lificado y facilita la limpieza. Dado que lassuperficies de la fractura son atacadas en formadiferencial, la fractura mantiene su conductivi-dad despus de cerrarse.

Dentro de la Cuenca de Veracruz, este diseode fracturamiento ha sido utilizado por PEMEXen los campos Matapionche y Mecayucan paraestimular la formacin calcrea Orizaba. Lospozos candidatos fueron seleccionados despusdel anlisis de los datos de incremento de pre-sin de fondo de pozo para determinar lapermeabilidad del yacimiento, la presin delyacimiento y el factor de dao, y luego del anli-sis NODAL para pronosticar la produccindespus del fracturamiento con cido. Se identi-ficaron dos pozos en el campo Matapionchecomo candidatos prometedores para el trata-miento de fracturamiento con cido propuestomediante la utilizacin de fluido ClearFRAC,alcohol-cido y fluido VDA.

El primero, el Pozo 2181 del campoMatapionche, fue perforado en noviembre de2002. Posteriormente se dispararon tres de susintervalos carbonatados, que oscilaban entre2815 y 2870 m [9235 y 9416 pies], y se procedi ala estimulacin de la matriz. La porosidad de losintervalos fluctuaba entre el 7 y el 11% y la tem-

> Produccin de gas (extremo superior) y presiones dinmicas de flujo enboca de pozo (FWHPs, por sus siglas en ingls) (extremo inferior) antes ydespus de los tratamientos de fracturamiento con cido VDA. En todoslos casos, se observ un aumento del rgimen de produccin de gas y dela FWHP con la utilizacin de los nuevos tratamientos.

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

Pozos

Rgi

men

de

prod

ucci

n d

e ga

s, M

Mpc

/D

40

20

0

60

80

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

Pozos

Pres

in

din

mic

a de

fluj

o en

boc

a de

poz

o, lp

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 Rheological Properties of Viscoelastic Surfactants and TheirInfluence on Field Application, artculo de la SPE 89418,presentado en el Simposio sobre Recuperacin Mejorada de Petrleo de las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma,EUA, 17 al 21 de abril de 2004.

28. Lungwitz et al, referencia 13.

> Localizacin de los campos Matapionche y Mecayucan, Cuenca de Veracruz, Mxico.

Ciudad de Mxico

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

A M R I C A C E N T R A L

M X I C O

Veracruz

Campo Matapionche

Campo Mecayucan

300

km0 300

millas0

peratura del yacimiento promediaba los 82C[180F]. Despus de la estimulacin, el pozoprodujo 31,504 m3/d [1.1 MMpc/D] a una presinde 420 lpc [2.9 MPa], con un estrangulador de12 pulgada. El pozo no produca antes del trata-miento de estimulacin de la matriz. El anlisisde las pruebas de incremento de presin deter-min una permeabilidad promedio de 0.069 mD,una presin de yacimiento de 3300 lpc [22.8 MPa],y un factor de dao de +1, lo que indica que laformacin se encontraba levemente daada(arriba, a la izquierda).

Los resultados de las pruebas de incrementode presin fueron utilizados en un anlisisNODAL y mostraron una curva de desempeo delpozo (IPR, por sus siglas en ingls) que se ajus-taba a los resultados de la produccin inicial,verificando los parmetros del yacimiento.29

Luego se construy otra curva IPR que incorpo-raba el tratamiento de fracturamiento con cidopropuesto, como factor de dao menor. Segneste anlisis, la produccin de gas aumentara a85,920 m3/d [3.0 MMpc/D] si se lograba un daomecnico de 5 a travs del fracturamiento(arriba, a la derecha).

Una vez seleccionado el Pozo 2181 del campoMatapionche como candidato potencial, se reali-zaron pruebas de laboratorio para asegurar larespuesta de viscosidad correcta del fluido VDA,tanto a temperatura ambiente como a la tempera-tura de fondo esperada de 180F. Las pruebas deruptura evaluaron la efectividad y cantidad de sol-vente mutuo propuesta en el diseo. En estaspruebas, los fluidos VDA gelificados con valores de

pH de 5 y 6altamente viscosos despus de ago-tado el cidofueron mezclados con el solventemutuo. Como resultado, se registr una reduccinimportante de la viscosidad, lo que indic que seproducira una limpieza rpida y efectiva en elyacimiento.

El tratamiento final fue diseado utilizandoconocimientos tcnicos locales y aporte de datosdel sistema de soporte en lnea y gestin del co-nocimiento InTouchSupport.com de Schlumberger.El comportamiento de la fractura hidrulica fuesimulado en el programa de diseo y evaluacin

del fracturamiento FracCADE a fin de optimizarel diseo y obtener los parmetros de fractura-miento. La simulacin FracCADE permitipredecir que una operacin ptima dara comoresultado una longitud de fractura sometida a ata-que con cido de 18.6 m [61.0 pies], un anchopromedio de fractura sometida a ataque con cidode 8.4 mm [0.33 pulgadas] y una conductividadpromedio de aproximadamente 133,500 mD-pie.

El tratamiento60 m3 [16,000 gal] de fluidoClearFRAC, 16,000 galones de alcohol-cido y47 m3 [12,500 gal] de fluido VDAfue bombeado

44 Oilfield Review

> Grfica del tratamiento del Pozo 2181 del campo Matapionche. La grfica muestra el tratamiento defracturamiento con cido bombeado en forma forzada, incluyendo la presin de tratamiento (rojo), lapresin del espacio anular (verde) y la velocidad de bombeo (azul). Las etapas incluyeron un colchnde fluido ClearFRAC, cido alcohlico y fluido VDA.

8000

6000

2000

012510585

Pres

in,

lpc

Duracin del tratamiento, min95 115 135 145 165

4000

Presin de tratamientoPresin del espacio anularVelocidad de bombeo

0

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

5

10

15

20

25

155

> Anlisis de pruebas de incremento de presin del Pozo 2181 del campoMatapionche. La permeabilidad promedio fue de 0.069 mD, la presin delyacimiento super los 22.8 MPa [3300 lpc], y la formacin fue levementedaada, con un dao mecnico de +1. Estos resultados fueron utilizadosen un anlisis NODAL posterior para determinar los efectos probables deun tratamiento de fracturamiento con cido.

4.03.02.01.00Rgimen de produccin de gas, MMpc/D

10

Tiempo transcurrido, h

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

P y

deriv

ada

del

P, lp

c

1

Derivada del P modeladoP modelado

Derivada del P medidoP medido

Permeabilidad = 0.069 mDDao mecnico = 1Pi = 3323.5 lpca

4000

3000

2000

1000

0

Pres

in,

lpc

Desempeo despus deltratamiento de estimulacin de la matriz

Desempeo dela formacin

Desempeo predicho despusdel fracturamiento con cido

Desempeo dela tubera deproduccin

> Anlisis NODAL en el Pozo 2181 del campo Matapionche. Utilizando lacifra de produccin previa a la estimulacin, las curvas de desempeodel pozo (IPR, por sus cifras en ingls) (rojo), y la curva representativa deldesempeo de la tubera de produccin (verde), el anlisis NODAL confir-m los resultados de las pruebas de incremento de presin. Ademspredijo 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 dao posterior ala estimulacin estimado de 5 (curva azul).


de manera forzada a travs de una tubera derevestimiento de 312 pulgadas a un rgimen de3.2 m3/min [20 bbl/min] (pgina anterior,abajo). Durante el desarrollo del trabajo, seinyect nitrgeno a un rgimen constante paramejorar la limpieza del pozo. Las etapas decido fueron marcadas radioactivamente y seadquiri un registro de rayos gamma posterior alfracturamiento con cido para evaluar la efecti-vidad de la estimulacin.

La produccin de gas despus del trata-miento de fracturamiento con cido super lasexpectativas de PEMEX; el Pozo 2181 del campoMatapionche produjo 148,928 m3/d [5.2 MMpc/D]a una presin dinmica de flujo en boca de pozode 1420 lpc [9.8 MPa], con un estrangulador de12 pulgada, justo despus del contraflujo delpozo. Al cabo de una semana, el pozo se estabi-

liz en 94,512 m3/d [3.3 MMpc/D] con una pre-sin dinmica de flujo en boca de pozo de 700 lpc[4.8 MPa], lo que coincide con el aumento del300% observado en el pronstico NODAL.

El registro de rayos gamma posterior a lafractura indic que las tres zonas haban sidoestimuladas adecuadamente con cido (arriba).La limpieza del pozo super las expectativas; seestima que se recuper un 70% del volumen detratamiento. Otro pozo del campo Matapionche,el Pozo 1002, experiment resultados similaresutilizando la misma metodologa y el nuevo trata-miento de fracturamiento con cido.

En el campo Mecayucan, PEMEX selecciondos pozos candidatos adyacentes para el frac-turamiento con cido. En el Pozo 415 del campoMecayucan, la compaa emple las mismastcnicas de anlisis, diseo y ejecucin utilizadasen el campo Matapionche. Este pozo contenacinco intervalos de aproximadamente 7% de poro-sidad, lo que converta a esta estimulacin bom-beada en forma forzada por la tubera de reves-timiento de 312 pulgadas en una tarea desafiante.

Despus del bombeo en forma forzada del trata-miento de fracturamiento, que incluy fluidoVDA para lograr la divergencia, el pozo produjo71,600 m3/d [2.5 MMpc/D ] de gas, lo que coinci-de con la prediccin del sistema NODAL. Una vezestabilizado el pozo, la produccin de gas fue de57,280 m3/d [2.0 MMpc/D], es decir que se regis-tr un aumento del 100% con respecto a la pro-duccin de gas registrada luego del tratamientoinicial de estimulacin de la matriz.

El Pozo 411 cercano, segundo candidato parael fracturamiento con cido, contena cuatrointervalos a estimular, cuya porosidad oscilabaentre 3 y 7%. En este pozo no se utiliz fluidoVDA. Despus del fracturamiento con cido, elpozo mostr un desempeo sustancialmentedeficiente frente a la prediccin del sistemaNODAL, y el registro de rayos gamma adquiridodespus del fracturamiento, indic que una zonano haba sido estimulada y otra zona haba sidoestimulada en forma deficiente, lo que indicabaclaramente que no se haba logrado la divergen-cia adecuada.

> Un registro de rayos gamma posterior al fracturamiento en el Pozo 2181 del campo Matapionche que muestra la eficacia dela cobertura del cido a lo largo de todos los intervalos disparados. Las etapas de cido 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-tacin grfica del pozo y la presencia de istopos; los Carriles 5, 6 y 7 muestran un desglose de cada uno de los istopos traza-dores. Los intervalos disparados son identificados con valos blancos.

Escandio

Antimonio

Iridio EscandioAntimonio Iridio

Rayos gamma

Rayos gamma 1 pasada

Prof

undi

dad,

m

2850

28000 150API

Rayos gamma 2 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 desempeo del pozo (IPR, por sus siglasen ingls) son herramientas matemticas utilizadas eningeniera de produccin para evaluar el desempeo delpozo mediante la representacin grfica del rgimen deproduccin del pozo en funcin de la presin dinmicade flujo de fondo (FBHP, por sus siglas en ingls).

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

Nueva vida para los campos petroleros egipciosEn los campos petroleros del Oriente de Egipto,gran parte de la produccin proviene de yaci-mientos dolomticos heterogneos. Se tratanormalmente de formaciones estratificadas,naturalmente fracturadas y mineralgicamentecomplejas, que contienen doloma, calcita, glau-conita y diversas arcillas. Las permeabilidades delos yacimientos son variables y el dao de forma-cin causado por los fluidos de perforacin yestimulacin puede ser severo. Por otra parte, lastemperaturas del yacimiento son bajasinferio-res a 54C [130F]y el petrleo producido espesado.

Histricamente, estas caractersticas hancomplicado los esfuerzos de estimulacin con-vencionales y han limitado su eficacia porque loscidos convencionales son menos reactivos a ladoloma a baja temperatura. La utilizacin desistemas de divergencia a base de polmeros, queemplean rompedores y reticuladores metlicos,ocasion daos al yacimiento y gener menoresvolmenes de produccin. Por otra parte, el hie-rro de la tubera de produccin puede inducir alos polmeros a reticular en forma prematura,incrementando la cada de presin por friccin yrequiriendo, por ende, mayor potencia hidrulica

durante el bombeo. Por lo tanto, en Egipto losoperadores estn investigando nuevos mtodosde estimulacin, tanto para pozos nuevos comopara pozos viejos e incluso para pozos transito-riamente abandonados.

El CSL de Schlumberger en Kuala Lumpurdesempe un rol clave en el desarrollo de un tra-tamiento especialmente diseado para abordarlos desafos especficos que plantea esta reginen trminos de estimulacin. En primer lugar, sedefini la complicada mineraloga del yacimientoa travs de extensivos estudios petrogrficos(abajo). A continuacin, se realizaron mltiplespruebas de laboratorio para optimizar el fluido detratamiento.

Debido a la baja temperatura del yacimiento,el alto riesgo de ocurrencia de dao de formaciny desarrollo de precipitados, y la heterogeneidaddel yacimiento, se recomend un fluido VDAintensificado para lograr la divergencia y estimu-lacin ms efectivas. Por otra parte, el granvolumen de limo y arcilla de formacin presenteindicaba que habra que incorporar el sistemaRemovedor de Lodo y Limo MSR en el programade tratamiento. El sistema MSR ha sido utilizadocon xito para dispersar el dao causado por elfluido de perforacin y contribuir a la suspensinde limos de formacin para que puedan serextrados del pozo. El tratamiento combinadoVDA-MSR fue probado exhaustivamente en mues-tras de la formacin y con diferentes aditivosatemperaturas de yacimiento simuladasa fin degarantizar la tasa de disolucin qumica ptimay minimizar el dao de formacin. Tambin se

sometieron a prueba muestras de petrleopesado del yacimiento por posibles problemasde emulsin.

El diseo del tratamiento exiga etapas alter-nadas de MSR y fluidos VDA intensificados,mezclndose cada fluido por cargas, antes delbombeo. Los desafos operacionales fueron supe-rados a travs de la utilizacin innovadora de lastecnologas disponibles. Por ejemplo, se empleuna tcnica de inyeccin dual para tratar losintervalos productores de petrleo pesado conterminacin dual. Otros pozos productores depetrleo pesado fueron terminados a agujerodescubierto, lo que requiri un mtodo de ejecu-cin del tratamiento diferente. En estos casos,se utiliz tubera flexible de 112 pulgada parabombear los tratamientos VDA-MSR al yaci-miento. El fluido VDA resulta particularmenteadecuado para el bombeo por tubera pequea,ya que mantiene una viscosidad baja durante elbombeo y su viscosidad no aumenta hasta quereacciona con la formacin. En consecuencia, lareduccin de la cada de presin por friccinposibilit esta tcnica.

Se han empleado tratamientos VDA-MSR enms de 100 pozos con excelentes resultados. Laeficacia de la divergencia qued demostrada cla-ramente durante el bombeo (pgina siguiente).La nueva tcnica ha sido responsable de unaumento de la produccin que oscila entre un400 y un 800%. Los pozos se limpian ms rpido ylas tasas de declinacin de la produccin sonnotablemente ms lentas que con los tratamien-tos convencionales. El operador experiment unperodo de recuperacin de los costos de estimu-lacin breve, que oscil entre un da y un pocoms de un mes. La mayora de los tratamientosse amortizaron en menos de una semana. Elxito arrollador de este programa est teniendoun impacto de gran magnitud sobre los planesde perforacin y desarrollo implementados en eldesierto oriental de Egipto, y ha convertido a latecnologa VDA en un elemento importante en laestimulacin de pozos nuevos, viejos, e inclusoabandonados.

La qumica correctaSe han documentado tratamientos VDA exitososen todo el mundo. En septiembre de 2003,Transmeridian Exploration, Incorporated,Houston, Texas, EUA, atribuy regmenes de pro-duccin significativamente superiores en su pozoSouth Alibek 1, situado en el Mar Caspio, en elrea marina de Kazajstn, al mejoramiento de laestimulacin y a la limpieza con el sistema VDA.

46 Oilfield Review

> Fotomicrografa de una muestra de roca. La fotomicrografa muestra los diferentes tipos de fragmen-tos de roca y detritos bioclsticos en una muestra de roca tpica extrada de un campo petrolero delOriente de Egipto. El conocimiento de esta compleja mineraloga result crucial para el diseo de untratamiento ptimo en el Laboratorio de Soporte al Cliente de Kuala Lumpur, Malasia.

500 m

Caliza dolomtica

Arcilla

Fragmento bioclstico


Esto ayud a reforzar el potencial de reservascalculadas del campo South Alibek, consistenteen ms de 47.6 millones de m3 [300 millones debarriles].30 En Bahrain, el sistema VDA fue utili-zado para la estimulacin de la matriz de losyacimientos de gas seco en dos pozos, lo quecondujo a aumentos del 82% y el 65% en los reg-menes de produccin de gas con respecto a losregmenes iniciales.31 Durante el ao 2003,tambin se documentaron resultados im-presionantes en Canad, Indonesia, Emiratosrabes Unidos, Pakistn, Venezuela, Rusia,frica Occidental, Tnez y EUA, incluyendo losyacimientos de gas seco de baja presin, signifi-cativamente agotados, de la Cuenca Prmica, laCaliza Austin y el Golfo de Mxico.

Estos xitos fueron el resultado de intensasinvestigaciones, del apoyo absoluto de especialis-tas en estimulacin de todo el mundo, los CSLsde Schlumberger y la utilizacin del sistemaInTouch-Support.com. Se siguen realizandotrabajos de investigacin de yacimientos carbo-natados en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, yen el Centro de Investigaciones de CarbonatosDhahran de Schlumberger en Al-Khobar, ArabiaSaudita, porque el conocimiento exhaustivo delyacimiento constituye el primer paso de unaestimulacin efectiva. Los conocimientos adqui-ridos con estas actividades de investigacin sonexplotados todos los das en los CSLs deSchlumberger y en otros laboratorios distribuidospor todo el mundo. Una amplia red de soporte decampo resulta esencial para la eficacia de laseleccin d

reacciones positivas en la estimulación de yacimientos...

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