PEMEX utiliza el sistema MaxCO3 Acid para

CASO DE ESTUDIO
PEMEX utiliza el sistema MaxCO3 Acid para incrementar
la producción sostenida de petróleo en un 700%
El ácido divergente degradable proporciona una cobertura zonal
uniforme en un pozo naturalmente fracturado del sur de México
SOLUCIÓN
Utilizar el ácido divergente degradable
MaxCO3 Acid* para desviar
temporariamente los fluidos de
estimulación hacia las zonas estimuladas
en forma deficiente y al mismo tiempo
asegurar el emplazamiento efectivo del
fluido sin dañar la formación.
RESULTADOS
Se obtuvo una producción sostenida de
254 m3/d, lo cual implicó un incremento del
700% respecto de los 32 m3/d previos y se
registró contribución de todo el intervalo.
Después de que cinco tratamientos
convencionales de estimulación
ácida y una operación de remediación no lograran incrementar la
producción, PEMEX aplicó el sistema
de ácido divergente degradable
MaxCO3 Acid. Luego del tratamiento,
la producción de petróleo se
estabilizó en 254 m3 /d; 700% mayor
que la tasa de producción previa
de 32 m3 /d.
Los carbonatos naturalmente fracturados planteaban desafíos de estimulación
La mayor parte del petróleo producido por PEMEX en la región sur de México proviene de pozos
profundos de alta temperatura, localizados en yacimientos carbonatados maduros. Debido a
las fracturas naturales complejas presentes en los carbonatos, la presión de yacimiento y la
permeabilidad pueden variar drásticamente entre los intervalos. Esto hace que el logro de
tratamientos de estimulación uniformes —y niveles de producción estables— se vuelva
particularmente desafiante. Los tratamientos ineficientes que sólo estimulan las zonas de alta
permeabilidad incrementan el contraste de permeabilidad, lo cual dificulta aún más cualquier
tratamiento subsiguiente.
PEMEX necesitaba extender la viabilidad económica de un pozo en declinación
En un pozo sin entubar, la producción de petróleo se había reducido; había disminuido
de 203 m3/d a menos de 32 m3/d, a pesar de la ejecución de cinco tratamientos ácidos
convencionales a través de un período de tres años. PEMEX efectuó una operación de
remediación, bajando una tubería de revestimiento de 5 pulgadas con empacadores
4
Calibre
(pulgadas)
10
4
Calibre
(pulgadas)
10
Densidad
-0,9 (g/cm3)
Petróleo
0,1
Rayos gamma
0
(gAPI)
100
Diagrama de pozo
55,200
200
0,2
RP
(ohm.m) 2 000
0,2
LLS_
(ohm.m) 2 000
Curva_Igp_26
0,2 (ohm.m) 2 000
Agua
0,45
NPHI
(m3/m3)
1,95
RHOB
(g/cm3)
SW
-0,15
2,95
KINT
10 000 (mD) 0,1
(m3/m3)
PHIE
(m3/m3)
(m3/m3)
1
ELANPlus
(m3/m3)
0
1
PHIE
(m3/m3)
0
Tubería de revestimiento
Agujero descubierto
5 250
PLT Marzo 2006
Remover el daño de formación y superar
el contraste de permeabilidad y la presión
de yacimiento para lograr un nivel de
producción rentable.
5 280
5 290
5 300
5 325
5 338
PLT Marzo 2006
DESAFÍO
Los registros del pozo identifican las dos zonas objetivo. La zona superior exhibe una permeabilidad de
más de 1D, lo cual indica la presencia de fracturas naturales. La zona inferior posee una permeabilidad
matricial promedio de aproximadamente 3 mD. Dichos contrastes tornan desafiantes los tratamientos
de estimulación uniformes.
Estimulación
CaSO DE ESTUDIO:El ácido divergente degradable proporciona una cobertura zonal uniforme en un pozo
naturalmente fracturado del sur de México
15
10
5
0
200
Tasa de flujo de nitrógeno, m3/min
Tasa de bombeo, bbl/min
Presión, psi
20
150
■
■
■
■
Presión de tratamiento
Presión anular
Tasa de bombeo
Tasa de flujo de nitrógeno
100
50
0
17:30:32
Etapas del
sistema
MaxCO3 Acid
17:59:42
18:28:52
Tiempo, h, min, s
18:58:02
19:27:12
Gráfica del tratamiento con el sistema MaxCO3 Acid que muestra las etapas de divergente (sombreado naranja). La presión de tratamiento fue difícil de mantener al
comienzo del tratamiento, pero se incrementó significativamente después de la segunda etapa del sistema MaxCO3 Acid.
inflables, pero la producción siguió declinando. El pozo, que fue
terminado en dos intervalos diferentes, exhibía un contraste de
permeabilidad de más de 300:1, lo cual sugería la presencia de
una fractura conductora en el intervalo superior. Un registro de
producción mostró que sólo la mitad del intervalo superior y menos
de la mitad del intervalo inferior contribuían a la producción
de hidrocarburos. PEMEX necesitaba una técnica de estimulación
que optimizara el emplazamiento de los fluidos e hiciera que el
pozo volviera a arrojar niveles de producción rentables.
El operador obtuvo un incremento del 1 400% de la
producción inicial y del 700% de la producción sostenida
Schlumberger recomendó el sistema MaxCO3 Acid para
explotar las zonas productivas estimuladas deficientemente
La producción alcanzó 477 m3/d inmediatamente después del tratamiento.
El pozo también mostró un proceso de limpieza rápido; se produjo un
60% de los fluidos agotados en tres días. Después de tres meses, la
producción se estabilizó en 254 m3/d. Un registro de producción
posterior a la estimulación indicó un perfil de producción homogéneo
con contribución de ambos intervalos y se confirmó que el sistema
MaxCO3 Acid había proporcionado una cobertura zonal completa.
Schlumberger propuso el sistema de ácido divergente degradable
MaxCO3 Acid —un surfactante viscoelástico en HCl mezclado con fibras
degradables— para estimular el pozo. El ácido desarrolla viscosidad a
través de la reacción con la formación carbonatada, en tanto que las
fibras taponan los túneles dejados por los disparos y las fracturas para
formar un revoque de filtración. Este método de divergencia consistente
en dos partes, limita temporariamente la inyectividad en las zonas de
pérdida de circulación, haciendo penetrar el ácido en las zonas con
permeabilidad natural más baja. La red de fibras entrelazadas se
degrada completamente con el tiempo y produce un ácido débil que
continúa estimulando el pozo. El ácido agotado se degrada cuando
entra en contacto con los hidrocarburos o los solventes durante el
contraflujo (flujo de retorno). Esto asegura que las áreas con
divergente no se dañen y contribuyan totalmente a la producción
después de la estimulación.
PEMEX efectuó el tratamiento de acidificación matricial descargando el
ácido a través de la tubería de producción de 4½ pulgadas y 3½ pulgadas
con tasas de bombeo oscilantes entre 8 y 15 bbl/min. El equipo de
trabajo bombeó un total de 15 800 galones US de ácido orgánico en
tres etapas separadas por dos etapas de ácido autodivergente,
totalizando 2 600 galones US. La última etapa de la operación fue
energizada con nitrógeno para mejorar la limpieza del pozo.
www.slb.com/maxco3
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