Published: 04/23/2012
Published: 04/23/2012
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.
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 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.
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.
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.
Después de que cinco tratamientos convencionales de estimulación ácida y una operación de remedia-ción 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.
Desafío: Remover el daño de formación y superar el contraste de permeabilidad y la presión de yacimiento para lograr un nivel de producción rentable.
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.
