Un operador de México se enfrentó con un ambiente desafiante de producción de petróleo

En el sur de México, un operador produce de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados que generan un alto corte de agua. El desafío consiste en desviar selectivamente el fluido de tratamiento lejos de las fracturas naturales invadidas por el agua, limitar la producción de agua después del tratamiento, y a la vez mejorar la permeabilidad de los intervalos productores de petróleo. No obstante, la intensidad variable de las fracturas naturales en cada intervalo disparado produce un contraste de permeabilidad extremadamente alto, que a su vez dificulta el logro de una cobertura zonal uniforme. En este ambiente desafiante, los tratamientos de acidificación convencionales sólo generaban un incremento a corto plazo de la producción de petróleo y la producción adicional de agua, pero el operador requería una solución que mejorara la producción de petróleo a largo plazo sin incrementar el corte de agua.

Introducción del divergente OilMAX para un yacimiento carbonatado

Schlumberger recomendó el divergente OilMAX para obturar temporariamente el tratamiento ácido de las zonas ladronas y las zonas con alto corte de agua y desviar el fluido de tratamiento de las fracturas naturales y las fisuras. A diferencia de los modificadores convencionales de permeabilidad relativa y baja viscosidad, que no se adsorben en las superficies de los carbonatos generalmente humedecidos con petróleo, el divergente OilMAX es un fluido viscoso que se adsorbe tanto en formaciones de areniscas como en formaciones de carbonatos, dejando la formación humedecida con agua. Esto incrementa efectivamente la permeabilidad al petróleo y a la vez reduce la permeabilidad al agua, favoreciendo la producción de petróleo en lugar de la producción de agua.

El divergente OilMAX ahorra tiempo y dinero

Durante 18 meses, Schlumberger llevó a cabo más de 100 tratamientos exitosos con el divergente OilMAX para el operador de México. Estos tratamientos incrementaron la producción de petróleo en 11 000 bbl/d y redujeron el agua producida en 1 300 bbl/d, lo que contribuyó al ahorro de USD 1,7 millones relacionados con los costos de separación, tratamiento y reinyección del agua. La utilización del divergente OilMAX redujo además el tiempo de limpieza en un promedio de dos días, lo que produjo un ahorro de 216 días de producción diferida; equivalente a USD 5,7 millones.