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 se encuentra sometido a un proceso de inyección de agua, lo cual generó la acumulación de incrustaciones de carbonato de calcio; por consiguiente, es necesario acidificar los pozos como rutina, pero el corte de agua a menudo excede el 90%. Para desviar mecánicamente los tratamientos a través de las arenas laminadas, se utilizaron en un principio empacadores de intervalo inflable, lo que requería el empleo de un equipo de reparación de pozos.

Para reducir el costo de tratamiento de esos pozos, los tratamientos recientes se bombeaban a través del espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, con tasas de tratamiento matricial lo más altas posible, lo que arrojaba resultados mixtos. El corte de agua aumentaba y el incremento de la producción de petróleo era nulo o escaso. Por consiguiente, se necesitaba una técnica/fluido de divergencia que permitiera una cobertura zonal efectiva similar a la obtenida con los empacadores de intervalo inflable. Para esta aplicación se desarrolló el fluido viscoso modificador de la permeabilidad desproporcionada (VDPM). Los tratamientos iniciales, ejecutados mediante el bombeo de etapas alternadas de ácido y fluido VDPM, incrementaron la producción de petróleo un 300% a la vez que redujeron el corte de agua hasta un 10%. En estos casos, el incremento de la producción es igual o mayor que en los pozos tratados selectivamente con empacadores de intervalo inflable.

Se ha demostrado que la utilización del fluido VDPM mejora la cobertura zonal, incrementa la producción de petróleo y reduce el corte agua en formaciones sin fracturas o fisuras naturales. Durante el tratamiento, la presión de tratamiento se incrementa o permanece constante, en tanto que en las pruebas de flujo en núcleos, la presión se incrementa en forma secuencial cuando se inyecta ácido después de cada etapa de divergente. Sin embargo, la permeabilidad final efectiva al petróleo se incrementa y la permeabilidad efectiva al agua se reduce significativamente. El fluido VDPM reduce la permeabilidad efectiva al agua hasta el 80% en un núcleo saturado con agua. En el campo, la permeabilidad y la longitud de los intervalos a ser tratados determina el número, volumen y viscosidad de las etapas de fluido VDPM en base a los estudios previos de flujo a través de núcleos.

La utilización del fluido VDPM posee el potencial para incrementar la viabilidad económica de la explotación de este campo particular de Colombia y de otros campos similares. Las propiedades del fluido VDPM resultan particularmente ventajosas cuando se tratan reiteradamente los pozos de los campos maduros sometidos a procesos de inyección de agua.

Todos los derechos reservados. Traducido del idioma Inglés por Schlumberger con el permiso de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos, Inc. La Sociedad de Ingenieros de Petróleos, Inc. no se hace responsable ni certifica la exactitud de esta traducción.

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