Una solucin de ingeniera para la estimulacin de la matriz

OilSEEKER

Aplicaciones Derivacin del cido durante

los tratamientos de estimu-lacin de la matriz en forma-ciones de caliza y dolomacon o sin alto corte de agua

Beneficios Evita el dao de formacin y

la lenta limpieza

Permite el tratamiento pre-ferencial de las zonaspetrolferas

Mejora la cobertura zonaldurante la estimulacin de lamatriz

Aumenta el xito del trata-miento, incrementando enltima instancia la pro-duccin

Caractersticas Sistema acuoso libre de

polmeros y partculas

Gelifica en matrices o fisurassaturadas de agua

No daa la formacin

No requiere nitrgeno

El rango operativo oscilaentre 24C y 121C [75F y250F]

Fcil de mezclar y bombear

Durante los tratamientos de acidifi-cacin estndar, el fluido de trata-miento favorece las zonas con mayorsaturacin de agua y/o mayor permea-bilidad. Tambin puede verse cmoaumentan an ms los cortes de aguasi se no se tratan las zonas con hidro-carburos que no experimentan pr-dida de circulacin. El agentedivergente OilSEEKER deSchlumbergerconcebido tanto paraareniscas como para carbonatostapona selectivamente estas zonascon alta saturacin de agua, forzandoal cido a ingresar en las zonas conalta saturacin de petrleo. El resul-tado: se reduce el corte de agua yaumenta la produccin.

El agente divergente OilSEEKER nocontiene ninguno de los slidos opolmeros que tornan ineficaces a losagentes divergentes estndar que con-tienen partculas para tratar formacio-nes con hidrocarburos. Tampocorequiere el nitrgeno necesario en lasoperaciones energizadas con espuma,lo que garantiza la facilidad y seguri-dad de la estimulacin de matriz.

Colchn lavador de cido

Agente divergente OilSEEKER disgregado

Agente divergente OilSEEKER viscoso

cido

Zona de alta saturacin de agua o de prdida de circulacin

Zona de petrleoo gas daada

No.1

Etapa 3 Inyectar el fluido de tratamientoprincipal, HCl y/o HF. Este fluido ingresa preferentemente en la zonapetrolfera objetivo, siguiendo el trayecto que ofrece menos resistencia.

Zona de alta saturacin de agua o de prdida de circulacin

Etapa 1 Inyectar una salmuera nueva o un colchn lavador de cido para crearuna regin cercana al pozo con 100% de saturacin de agua en la zona conalta saturacin de ese fluido.

Zona de petrleo o gas daada

Zona de alta saturacin de agua o de prdida de circulacin

Zona de petrleo o gas daada

Etapa 2 Inyectar el agente divergente OilSEEKER para formar un tapn viscoso en esa zona.

Primero se limpia la zona vecina al pozo y luego se taponala zona de alta saturacin de agua con el agente divergen-te OilSEEKER. A continuacin, el cido es forzado a ingre-sar en las zonas de alta saturacin de petrleo. El resultadofinal es la estimulacin preferencial de la zona productiva.

Pruebas de laboratorioSe realizaron pruebas de laboratorioen ncleos a una temperatura de66C [150F], antes y despus de lainyeccin del agente divergenteOilSEEKER* para evaluar la eficaciade la desviacin del fluido de unazona con alta saturacin de agua ocon prdida de circulacin a unazona con alta saturacin de petrleo.Antes de la inyeccin del agentedivergente OilSEEKER, el fluido in-gresaba predominantemente en lazona con alto grado de saturacin deagua. Despus de la inyeccin, el flui-do se desviaba hacia la zonapetrolfera.

Las pruebas de laboratorio demos-traron adems el desempeo superiordel agente divergente OilSEEKERpor cuanto lograba desviar el cidode un empaque de arena de 20.000mD a una roca de 200 mD; un con-traste de permeabilidad extremada-mente desfavorable. Casi un 40% delcido pudo inyectarse efectivamenteen la zona de baja permeabilidadluego de varias etapas de inyeccindel agente divergente OilSEEKER.

Primero se limpia la zona vecina alpozo y luego se tapona la zona conalta saturacin de agua con el agentedivergente OilSEEKER. A conti-nuacin, el cido es forzado a ingre-sar en las zonas con alta saturacinde petrleo. El resultado final es laestimulacin preferencial de la zonaproductiva.

0 20 40 60 80 100

Tiempo (min)

120 140 160 180 200

Flujofraccionario

(%)

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

330 mD, 77% de saturacin de petrleo(zona de petrleo)410 mD, 70% de saturacin de petrleo (zona de agua)

Zona de petrleo

DivergenteSalmueraSalmuera Solventemutuo

HCl

Zona de agua

cido

Gel divergente

Zona acufera

Los anlisis de ncleos demuestran que el fluido OilSEEKER desva el tratamiento cido de la zona de agua a lazona de petrleo.

Flujofraccionario

(%)

Tiempo (min)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Solvente mutuocidoAgente divergente

Ncleo de 40,000 mD

Ncleo de200 mD

El fluido OilSEEKER desva el cido de las zonas acuferas a las formaciones petrolferas.

Los anlisis de ncleos realizados en laboratorio indican cmo el fluido OilSEEKER desva el tratamiento cido delas zonas de alta permeabilidad a las de baja permeabilidad.

Historia de casos: Cuenca PrmicaUna carbonato de la Cuenca Prmicafue invadido por agua de fondo prove-niente de rocas carbonatadas muy po-rosas. Hasta los pozos perforadosrecientemente producan con cortes deagua muy altos. La utilizacin del agentedivergente OilSEEKER en los tra-tamientos de estimulacin de la matrizpermiti taponar efectivamente la zonade agua inferior, desviando el cidohacia la zona de petrleo para lograr untratamiento de estimulacin efectivo.Con posterioridad al tratamiento, la pro-duccin de petrleo y gas mejor sus-tancialmente y se redujo el corte deagua, como se indica en la figura. Comopuede observarse en el grfico de pre-sin, la presin de fondo de pozoaument significativamente al ingresarel agente divergente OilSEEKER en laszonas de prdida de circulacin.

250

200

150

100

50

0

100

75

50

25

04/98 5/98 6/98 7/98 8/98 9/98 10/98 11/98

Produccinde petrleo

(B/D)

Corte deagua (%)

Tratamiento de lamatriz con agentedivergente OilSEEKER

Petrleo (B/D)Gas (Mpc/D)

Corte de agua

2500

2000

1500

1000

500

0

4.54.03.53.02.52.01.51.00.50

Tasa deinyeccin(bbl/min)

Presin(lpc)

Tiempo (min)

Aumento de presin debido alagente divergente OilSEEKER

Presin de fondo (lpc)

La produccin de petrleo y gas de este pozo aument sustancialmente luego de un tratamiento deestimulacin consistente en 15% de HCl y agente divergente OilSEEKER.

El significativo aumento de la presin indica la desviacin causada por el fluido OilSEEKER.

Petrleo(B/D)

Gas(Mpc/D)

Antes del tratamiento

Despus del tratamiento

Produccin

Con posterioridad al tratamiento con el agente divergente OilSEEKER, siete pozos de la CuencaPrmica experimentaron aumentos de la produccin de petrleo y gas.

Presin de tratamiento

(lpc)

Duracin del tratamiento (min)

23:03 23:13 23:23 23:33 23:43 23:53 23:63

BPM

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

32

28

24

20

16

12

8

4

0

Temperatura de fondo de pozo (F)

210

195

180

165

150

135

120

105

90

Pres

in

de fo

ndo

de p

ozo

(lpc)

12.000

11.500

11.000

10.500

10.000

Presin de tratamiento (lpc)Tasa de inyeccin (bpm)Temperatura 01Temperatura 03Temperatura 04Temperatura 05Presin de fondo de pozo 03Presin de fondo de pozo calculadaAgente divergente en los caoneos

Los cambios en las presiones y temperaturas de fondo durante el tratamiento demostraron la eficiencia de la divergencia del cido.

Historias de casos: aguas profundas en el Golfo de MxicoLos pozos ubicados en aguas profun-das del Golfo de Mxico normalmentese terminan con empaques de grava ocon sistemas de exclusin de apunta-lante FRAC-N-PAC* para prevenir lapotencial produccin de arena. Si serequiere una pldora de control de pr-dida de fluido despus de las operacio-nes de caoneo, los daos generadospor la perforacin, las operaciones decaoneo y la pldora se eliminarnmediante la acidificacin de la matrizantes del emplazamiento del empaquede grava. Debido a la alta permeabili-dad de estas formaciones, la divergen-cia del cido constituye un verdaderodesafo. La segregacin de espumapuede hacer que el cido ingrese pre-ferentemente en las capas de permea-bilidad ms alta, dejando a la

formacin parcialmente tratada. Losobturadores temporales que contienenslidos pueden invadir la matriz ycausar daos adicionales.

El agente divergente OilSEEKER fueutilizado en un pozo del Golfo deMxico para aumentar la eficacia de laacidificacin. Se observaron aumentosde la presin de fondo de pozo duranteel tratamiento cuando el obturadorsala de los caoneos, lo que indicabaun aumento de la resistencia al flujo enla zona de alta permeabilidad comoresultado de la mayor viscosidad deldivergente. La presin aumentaba apro-ximadamente 200 lpc cada vez que elagente divergente contactaba la forma-cin. Los sensores instalados paramedir la temperatura de fondo en cadazona a tratar durante el proceso deacidificacin, registraron una disminu-cin de la temperatura en cada zona adiferentes tiempos, lo cual demostr

que el cido se desviaba hacia una zonadiferente en cada etapa. La produccin,luego del tratamiento FRAC-N-PAC,alcanz 30.000 B/D de petrleo y 30Mpc/D de gas. El factor de dao totaldel pozo terminado fue de +4, valorexcepcionalmente bajo en este tipo depozos altamente productivos.

Se aplic un tratamiento similar conOilSEEKER en un segundo pozo delGolfo de Mxico. La temperatura y pre-sin de fondo de pozo indicaban unavez ms una excelente eficiencia delagente divergente OilSEEKER. Conposterioridad al tratamiento FRAC-N-PAC, la produccin alcanz18.000 B/D de petrleo y 109 Mpc/D degas. El factor de dao total luego delpozo terminado fue de +2,5, nueva-mente un valor excepcionalmente bajoen estos pozos de alto rendimiento.

ST_03_003_0 Schlumberger

Mayo de 2003 *Marca de Schlumberger

www.slb.com/oilfield