已发表: 01/01/2010
已发表: 01/01/2010
La formación carbonatada Khuff corresponde al yacimiento principal del campo Norte de Qatar, el segundo campo gasífero del mundo por sus dimensiones. Los pozos perforados en este yacimiento heterogéneo de gran espesor son susceptibles a grandes variaciones de la transmisividad. Por otro lado, los contrastes de permeabilidad entre las zonas son comunes —de hasta un factor de 100— y la columna hidrostática de los fluidos de estimulación tiende a estimular las zonas inferiores a expensas de las capas prospectivas superiores en los pozos gasíferos largos, típicos del campo Norte. La estimulación efectiva y uniforme de todas las zonas en un tratamiento, sin el empleo de las técnicas convencionales de divergencia mecánica (por ejemplo, empacadores, camisas de deslizamiento, selladores de esferas, y demás) es en extremo desafiante. Además, los riesgos operacionales son mayores porque se requieren intervenciones múltiples.
Basada en un trabajo extensivo de tratamientos de estimulación de pozos llevados a cabo en el campo Norte, la aplicación del software WellBook de Schlumberger para el diseño, ejecución y evaluación de tratamientos posee un modelo calibrado de estimulación de carbonatos para los sistemas de fluidos ácidos regulares y viscoelásticos. Además, se efectuaron trabajos adicionales para incluir en el simulador un modelo para el sistema de divergencia degradable MaxCO3 con los siguientes objetivos:
Durante la campaña inicial, se efectuaron 11 tratamientos en el campo Norte. Los registros de producción, obtenidos después del tratamiento de estimulación en tres de los pozos, confirmaron la eficiencia de la divergencia. Los intervalos de tratamiento oscilaron entre 60 y 177 m [195 y 580 pies] de tubería de revestimiento disparada. El tratamiento fue distribuido a través de cuatro zonas diferenciadas con permeabilidades variables, mediante etapas alternadas de 28% de HCl y el sistema MaxCO3 Acid.
Los datos reales, la presión posterior al tratamiento y el registro de producción fueron ajustado con el software WellBook, lo que indicó que la estimulación de las zonas de permeabilidad más baja sólo era posible con el sistema MaxCO3 Acid. Los registros de producción posteriores al tratamiento reflejaron los mismos resultados e indicaron una distribución más uniforme con el uso del sistema MaxCO3 Acid.
El sistema MaxCO3 Acid mejoró significativamente la eficiencia de la operación. Los volúmenes de tratamiento se redujeron en un 50%, lo que acortó los tiempos de limpieza de los pozos y las operaciones de quema en antorcha. Dado que no se necesitaron operaciones de intervención múltiples para estimular las zonas individualmente, el tiempo de equipo de terminación y el tiempo operacional se redujeron en un 30%.
El sistema MaxCO3 Acid forma parte de la categoría dinámica del portafolio de servicios de fracturamiento y terminación de pozos en etapas Contact, que consta de cuatro categorías. Estas tecnologías maximizan el contacto con los yacimientos ofreciendo los servicios más eficientes y más efectivos para cada pozo. La categoría dinámica Contact ofrece servicios de fracturamiento de múltiples etapas, a base de fluidos y libres de herramientas, en una operación continua. Los servicios Contact pueden ser mejorados con las opciones de obtención de mediciones en tiempo real.
Desafío: Estimular las zonas de manera efectiva y uniforme en un yacimiento carbonatado de gran espesor, caracterizado por grandes contrastes de permeabilidad.
Solución: Utilizar el sistema de ácido divergente degradable MaxCO3 Acid para alcanzar una mejor divergencia y la estimulación uniforme de todas las zonas.
Resultados: Se logró la estimulación uniforme de todas las zonas, a la vez que se redujeron el tiempo de equipo de terminación y el tiempo operacional en un 30% y los volúmenes de tratamiento en un 50%, lo que acortó el tiempo de limpieza y disminuyó las operaciones de quema en antorcha.
