Incremento significativo de la producción de

CASO DE ESTUDIO
Incremento significativo de la producción de petróleo
en un tramo lateral terminado a pozo abierto en Ecuador
La combinación del sistema ácido de arcilla orgánica con el divergente OilMAX
incrementa la producción en más de diez veces y reduce el corte de agua
DESAFÍO
300
Estimular un tramo lateral terminado en
agujero descubierto con un alto corte
de agua. Incrementar la producción
de petróleo sin incrementar el corte
de agua.
200
96
94
BS&W, %
Se utilizó tubería flexible (TF) y una
herramienta de limpieza a chorro
JetBLASTER* para bombear el fluido
OilMAX* de divergencia y control de la
inyección, y el sistema ácido de arcilla
orgánica OCA* LT para bajas
temperaturas con el fin de remover
el daño y estabilizar los finos.
98
Producción, bbl/d
SOLUCIÓN
100
----- Petróleo
----- BS&W (sedimento básico y agua)
100
92
RESULTADOS
Se incrementó la producción diez veces;
de 12 a 140 bbl/d estabilizados de petróleo.
Se redujo el corte de agua.
0
90
6/1/2010
7/1/2010
8/1/2010
9/1/2010
10/1/2010
El tratamiento OilMAX/OCA LT incrementó la producción de petróleo de 12 a 200 bbl/d, y redujo el corte de
agua de 95 a 94%. La producción de petróleo se estabilizó en 140 bbl/d.
Estimulación de los intervalos de petróleo sin afectar la zona de agua
Un operador de Ecuador necesitaba estimular un pozo horizontal con producción de petróleo
en proceso de declinación y con un 95% de corte de agua. El pozo, ubicado en la formación
Napo “U”, posee 2 133,6 m [7 000 pies] de TVD y 22,9 m [75 pies] de agujero descubierto terminado
con cedazos (filtros) con envoltura de alambre. La permeabilidad oscila entre 300 y 500 mD.
La reducción de su producción se debía a los siguientes motivos:
■■
la migración de finos causada por la alta concentración de caolinita en la formación
■■
la rápida irrupción de agua de formación.
La migración de finos es un problema común en Ecuador. Además, los intervalos del agujero
descubierto en los que había irrumpido el agua se desconocían.
Una solución adecuada
Se requería un tratamiento para incrementar la producción de petróleo sin incrementar el corte
de agua. La producción del pozo había declinado hasta alcanzar 12 bbl/d. Dado que se desconocía
dónde había irrumpido el agua en la sección horizontal, el diseño del tratamiento con el agente
divergente OilMAX ayudó a dirigir selectivamente el tratamiento subsiguiente con ácido de arcilla
orgánica OCA LT lejos de los intervalos con alto corte de agua para evitar su estimulación.
El tratamiento se efectuó a través de la TF, ya que el pozo fue terminado con una bomba ESP,
una herramienta “Y” y una herramienta de limpieza por chorro JetBLASTER. La TF operó por
ciclos a través de la sección de agujero descubierto durante cada una de las etapas.
Estimulación
CaSO DE ESTUDIO:El sistema ácido de arcilla orgánica junto al divergente OilMAX incrementan la producción más
de diez veces
5 000
4 000
----- Presión de circulación
----- Profundidad de la TF
----- Peso de la TF
Oilmax
OCA
39 000
11 000
29 000
9 000
3 000
Presión, psi
5 000
1 000
19 000
9 000
Peso de la TF, lbf
2 000
Profundidad, pies
7 000
3 000
0
1 000
-1 000
-1 000
-1 000
10:47:19
11:37:19
12:27:19
Gráfica del tratamiento. Obsérvense los incrementos de presión cuando las etapas del tratamiento OilMAX se encuentran en la formación y las reducciones de presión
cuando las etapas del tratamiento OCA LT se encuentran en la formación, lo que indica la divergencia exitosa lograda con el fluido OilMAX y la disolución del daño de
formación con el ácido OCA LT.
Schlumberger propuso la utilización de:
1.solvente para remover los depósitos orgánicos residuales y el crudo
2.un tratamiento OilMAX para ingresar y desviarse de las secciones
de permeabilidad más alta del agujero descubierto, invadidas por
el agua
3.un colchón de prelavado de ácido acético y ácido de arcilla orgánica
OCA LT para remover el daño producido por la migración de finos y
estabilizar los finos remanentes
4.la reiteración de los pasos 2 y 3 para garantizar la cobertura de la
sección de agujero descubierto.
Logro de un incremento sostenido de la
producción sin aumentar el corte de agua
La presión se reducía cada vez que las etapas de OCA LT se
inyectaban en la formación, lo que demostraba la remoción del
daño causado por la migración de finos. Después del tratamiento,
la producción de petróleo se incrementó de 12 a 200 bbl/d, y
finalmente se estabilizó en 140 bbl/d. La producción posterior a la
operación permaneció estable durante más de 3 meses después
del tratamiento. Esto indicó que el tratamiento con el sistema ácido
de arcilla orgánica OCA LT resultó exitoso en cuanto a la remoción
del daño de formación causado por la migración de finos y a la
estabilización de los finos remanentes para evitar la migración futura.
El tratamiento OilMAX dirigió el fluido OCA LT exitosamente lejos de
las secciones con alto corte de agua, lo que permitió que estimulara
con éxito los intervalos productores de petróleo.
Cuando el tratamiento OilMAX se inyectó en la formación, se produjo un
incremento de la producción. Este incremento indicó que el tratamiento
estaba desviando exitosamente las etapas subsiguientes hacia los
intervalos aún no estimulados, en los que el agua no había irrumpido.
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