已发表: 08/02/2010
已发表: 08/02/2010
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.
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.
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 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.
"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%."
- Oscar Julián Jaramillo, Ingeniero técnico especialista en tratamientos de estimulación de pozos, Petrobras, Colombia
Desafío: 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%.
