Cobertura zonal completa y menos producción de

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CASO DE ESTUDIO
Cobertura zonal completa y menos
producción de agua en Colombia
Petrobras utiliza un tratamiento innovador de acidificación
de la matriz con divergente para incrementar la producción el 300%
Acidificar los pozos inyectores de agua
para incrementar la producción de petróleo
sin aumentar el corte de agua.
Solución
Desarrollar el fluido OilMAX* de divergencia y control de la inyección para que los
tratamientos de la matriz cubran toda la
zona y reduzcan el corte de agua.
Resultados
Incremento de la producción de petróleo
del 300% y reducción del corte de agua
del 10%.
“Con la optimización de los fluidos
de tratamiento y el aseguramiento
de la efectividad de la divergencia,
se eliminó la necesidad de extraer
la completación del pozo y de
ese modo se redujeron los costos
totales de tratamiento en más
del 70%.”
Un campo marginal de Colombia produce de la Formación Caballos, una formación de areniscas intensamente laminadas con permeabilidades que oscilan entre 50 y 100 mD. El campo fue
sometido a un proceso de inyección de agua, lo cual generó la acumulación de incrustaciones
de carbonato de calcio. Por consiguiente, Petrobras necesitaba acidificar los pozos como rutina,
pero el corte de agua a menudo excedía el 90%. Para desviar mecánicamente los tratamientos
a través de las arenas laminadas, la compañía utilizaba empacadores de intervalo inflable. Esto
requería el empleo de un equipo de reparación de pozos. Los tratamientos eran bombeados
a través del espacio anular, con tasas de tratamiento de la matriz lo más altas posibles para
reducir los costos. No obstante, esta estrategia arrojaba resultados mixtos. El corte de agua se
incrementaba y el incremento de la producción de petróleo era nulo o escaso. Petrobras necesitaba una técnica de divergencia que permitiera una cobertura zonal efectiva sin incrementar el
corte de agua.
El equipo diseña el divergente para el tratamiento de acidificación de la matriz
Para esa operación se desarrolló un sistema de divergencia y control de agua denominado
OilMAX para tratamientos matriciales. Compuesto por un modificador de la permeabilidad
relativa (RPM) de nueva generación, de naturaleza viscosa, el fluido OilMAX dirige los
fluidos de tratamiento lejos de los intervalos con alto corte de agua y provee una cobertura
zonal completa, a la vez que reduce el corte de agua.
100
100
90
95
80
90
70
85
60
80
Previo al tratamiento
50
Posterior al
tratamiento
40
30
70
65
20
Corte de agua del Pozo 1
10
Corte de agua del Pozo 2
0
Ene.
75
60
Producción de petróleo del Pozo 1
55
Producción de petróleo del Pozo 2
Mar.
May.
Jul.
Corte de agua, %
Oscar Julián Jaramillo
Ingeniero técnico especialista
en tratamientos de
estimulación de pozos
Petrobras Colombia
El operador procura lograr la cobertura zonal sin incrementar el corte de agua
Producción, bbl/d
Desafío
50
Sep.
Nov.
Ene.
Mar.
May.
Jul.
Tiempo, mes
En los pozos en los que el corte de agua a menudo excedía el 90%, el divergente OilMAX permitió que la producción de petróleo se incrementara el 300% y que el corte de agua se redujera un 10%.
Estimulación
CasO DE ESTUDIO: Cobertura zonal completa y menos producción de agua en Colombia
35
800
Presión de tratamiento
Ácido
600
Presión, psi
Velocidad de bombeo
Ácido
Ácido
25
20
400
OilMAX
200
0
14:32:57
30
OilMAX
15:14:37
15:56:17
Tiempo, h:min:s
OilMAX
15
10
Lavado en los
disparos
16:37:57
5
Tasa de flujo, bbl/min
OilMAX
Ácido
0
17:19:37
La presión de superficie responde durante el tratamiento de estimulación de la matriz OilMAX; cuando se inyecta
el fluido OilMAX, la presión se incrementa y el ácido se desvía hacia los intervalos sin tratar, lo que contribuye al
logro de una tasa de inyección uniforme.
Después de las pruebas de laboratorio, el fluido OilMAX fue bombeado en forma alternada con
ácido a través del espacio anular, sin extraer la completación del pozo.
El tratamiento incrementa la producción y reduce el corte de agua
El tratamiento hizo posible un incremento de la producción del 300% y una reducción del corte
de agua de hasta el 10%. Sin necesidad de contar con un equipo de reparación de pozos en la
locación, esta mejora implicó además un ahorro de 6 días para la empresa.
www.slb.com/stimulation
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