Divergencia Química En Estimulación De Pozos

El campo Yaguará produce de la formación Caballos, con una columna total de arenas de aproximadamente 200 pies netos, y dividida en dos unidades: Caballos Inferior con valores promedios de permeabilidad de 70 – 300 mD y Caballos Superior con permeabilidades entre 10 – 200 mD. Para mejorar la productividad de los pozos, la mayoría de estos fueron fracturados hidráulicamente, teniendo pozos hasta con 4 intervalos fracturados.

El proyecto de recuperación secundaria se inició en el año 1996 con un volumen de 5,000 BWPD, y actualmente se inyectan 65,000 BWPD a través de un modelo inyección mixto con pozos Periféricos e Infill. El corte de agua en el campo ha aumentado progresivamente hasta un valor promedio de 92%, detectándose canalización en algunos pozos. Por otra parte, debido a la tendencia incrustante del agua de inyección se ha identificado como principal mecanismo de daño la depositación de carbonatos (Hierro, Calcio y Magnesio).

Históricamente se llevaron a cabo tratamientos ácidos utilizando diversas técnicas de colocación como empaques, bolas sellantes, coiled tubing, bombeos a alto caudal y ácidos nitrogenados, entre otros. Los resultados fueron diversos, sin llegar a establecer un tratamiento tipo exitoso, teniendo en la mayoría de los casos como resultado un incremento en el corte de agua, evidenciando una estimulación preferencial de las zonas de agua y dejando de estimular zonas de aceite.

Ante esta problemática, y la necesidad de mejorar la selectividad de la inyección del tratamiento ácido a nivel de formación, desde inicios del año 2008 se implementó un sistema divergente químico, el cual se basa en un polímero modificado hidrofóbicamente soluble en agua, cuyo valor agregado es ser un modificador de la permeabilidad relativa al agua. Con el uso de este polímero se ha logrado que el tratamiento ácido consiga estimular de manera efectiva todo el intervalo a tratar. Desde el año 2007 hasta el momento, se han estimulado 39 pozos productores de los cuales en 18 se ha utilizado este sistema divergente químico.

La implementación de este sistema ha permitido realizar estimulaciones exitosas bombeando el tratamiento ácido matricial por el anular, evitando el uso de un equipo de reacondicionamiento (workover) y empaques, con la consecuente reducción de costos. De igual forma, ha permitido estimular pozos que por problemas en su estado mecánico (colapsos) imposibilita otra técnica de colocación del ácido.

Para el análisis comparativo de los resultados de las estimulaciones mencionadas, se empleó un método que calcula el índice de eficiencia operativa del reacondicionamiento ó WOE por sus siglas en inglés (Workover Operating Efficiency), el cual involucra los resultados en producción de aceite y agua.

Identificación del daño.

Durante el desarrollo del campo se han realizado diversos estudios1, 2 para identificar el daño presente en la formación caballos. Dentro de los hallazgos más relevantes tenemos:

El índice de saturación del agua de inyección oscila entre 1.0 y 1.5 y el del agua de producción es mayor a 1.5 con lo cual se clasifican como de tendencia incrustante. Los resultados de las pruebas de compatibilidad entre las aguas de producción e inyección mostraron un precipitado identificado como carbonato de calcio.

Adicionalmente los gases disueltos (Ca, Mg, Ba, Sr y Fe++) bicarbonatos y sulfatos, interactúan entre si y con el sistema de conducción provocando la formación y depositación de compuestos propios de la corrosión y escamas de tipo carbonato de calcio, magnesio y hierro.

La marcha analítica utilizada en el laboratorio para la caracterización de muestras sólidas recuperadas del fondo de pozo presenta una solubilidad al HCL mayor al 90%, indicando la presencia de carbonatos.

Pruebas adicionales en el laboratorio indican la presencia de asfáltenos y parafinas en el crudo, lo cual se evidencia durante las intervenciones de pozos y las muestras recuperadas.

Remoción del daño

De acuerdo a la identificación del daño, los tratamientos de estimulación empleados para su remoción estaban basados en un pre-flujo con solventes para remover depósitos de asfáltenos y/o parafinas, seguido de un tratamiento ácido orgánico con el fin de remover los precipitados inorgánicos. Las mezclas más comúnmente utilizadas eran:

• Ácido Fórmico al 9%.

• Fórmico-Acético 10%-10%

• Ácido Acético 10%

Las técnicas de colocación comúnmente empleadas eran el coiled tubing y selectividad con juego de empaques. En menor proporción se emplearon ácidos nitrogenados, espumas y ball outs. La diversidad en los resultados obtenidos con los tratamientos ácidos y las técnicas de divergencia anteriormente mencionadas, no permitió establecer una metodología estándar para las condiciones del campo.

Por otro lado se observaba un incremento en producción de fluidos totales, con tendencia a producir más agua que aceite debido a la estimulación preferencial en zonas de agua. De tal manera se planteó la necesidad de encontrar un tratamiento tipo para el campo consistente en un sistema ácido y método de colocación efectivo, que removiera el daño de la formación a lo largo de todo el intervalo a estimular, sin incrementar la producción de agua.

Inicialmente la optimización de fluidos se obtuvo utilizando un sistema que mantiene la fase ácida y la fase de solventes en solución reduciendo así los fluidos utilizados de dos a uno. Adicionalmente se realizaron diferentes combinaciones de sistemas ácidos y solventes variando la proporción entre unos y otros como se describe a continuación:

• Variación de las proporciones de porcentaje de la fase ácida vs porcentaje fase solventes, así: 80-20, 70-30 y 60-40.

• Uso de ácido inorgánico, básicamente ácido clorhídrico al 7.5%.

• Implementación de una mezcla de ácido Fórmico - Acético que tuviera el mismo poder de disolución que un ácido inorgánico al 15% sin formar precipitados como formiato de calcio y/o citrato de calcio.

Con los tratamientos anteriores se obtuvo una reducción en los volúmenes de tratamientos empleados y por consiguiente una disminución en los fluidos de retorno a tratar, logrando reducir los costos asociados a su disposición final.

A pesar de conseguir un sistema ácido adecuado desde el punto de vista de remoción del daño, persistía el inconveniente del incremento de agua en la producción total del pozo luego de la estimulación. Es así como surge la necesidad de buscar un método de divergencia que mejorara la efectividad del tratamiento al aumentar la producción de aceite controlando el agua asociada. Para lograr lo anterior se implementó un divergente químico de última generación.

Agente divergente químico. El sistema utilizado ofrece la solución de agente divergente efectivo para la acidificación de zonas heterogéneas, que además reduce el riesgo de estimular las zonas con alta saturación de agua. Es un fluido libre de sólidos y no necesita ser removido, ya que es un polímero hidrofóbico soluble en agua con propiedades adicionales como modificador de la permeabilidad relativa al agua (RPM) sin afectar la permeabilidad al hidrocarburo. Ventajas adicionales respecto a otros RPM 3 se describen a continuación:

• No es afectado por la rata de corte.

• Aplicable hasta 325 °F de temperatura.

• Aplicable a amplios rangos de permeabilidades desde 10 mD hasta 3 Darcies.

• No requiere tiempos adicionales de polimerización.

• No requiere tiempos de mezcla adicionales.

• No requiere técnicas especiales de colocación.

Una vez el polímero entra en contacto con la formación este se adhiere a la superficie de la misma y así evita que el agua fluya, logrando restricción en el flujo de agua pero no de los hidrocarburos, como se ve en la figura 1.

Figura 1. Efecto del polímero RPM en al formación.

El alto grado de éxito conseguido mediante la utilización del sistema ácido junto con el divergente químico permite utilizar otras técnicas de colocación como trabajos vía bullheading tanto en directa por tubería como por anular revestimiento-tubería. Cuando el trabajo se realiza bombeando por el anular se evita el uso de un equipo de reacondicionamiento (workover) y la utilización de empaques, con la consecuente reducción de costos. Adicionalmente en pozos con restricciones mecánicas como colapsos, donde no es posible correr juego de empaques para estimulación selectiva, se ha logrado estimular en forma efectiva zonas de aceite con ayuda de la divergencia química.

Diseño del tratamiento

Dado el daño por depositación de carbonatos existente en el campo, para determinar el volumen de tratamiento se tenía considerado una penetración radial de 4 pies, en los trabajos sin divergencia química. Con la utilización de sistema divergente químico, la penetración radial considerada para el volumen de ácido a utilizar en los tratamientos fue entre 2.5 – 3.0 pies, bajo la premisa de tener una mejor distribución del ácido en los intervalos productores de crudo para lograr una mayor penetración por efectividad de la divergencia.

El completamiento estándar del campo consta de un revestimiento de 7” a una profundidad promedio de 3000 pies con sistemas de levantamiento de bombeo por cavidades progresivas y bombas electrosumergibles en un porcentaje de 65% y 35% respectivamente. Esto hace posible la implementación

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