Published: 03/01/2011
Published: 03/01/2011
Los pozos productores de petróleo de ciertas partes de Medio Oriente a menudo experimentan problemas de producción de agua, lo que constituye un desafío significativo a la hora de intentar estimular los yacimientos maduros. La acidificación posterior de los pozos con alto corte de agua podría traducirse en pozos muertos, o en un corte de agua más alto, lo que produce un efecto extremo sobre la producción.
Los tratamientos de estimulación estándar con TF se efectúan normalmente sin ningún control sobre el emplazamiento del ácido y del divergente. Los volúmenes de ácido se fijan en el programa de bombeo diseñado, sin importar su eficiencia, y los fluidos de estimulación se inyectan sin obtener ninguna confirmación de que se están tratando las zonas de producción. Con frecuencia, la zona de agua existente no puede determinarse, especialmente cuando la información se obtiene a partir de una carrera con una herramienta de adquisición de registros de producción (PLT), efectuada algunos años antes.
La falta absoluta de monitoreo y control de fondo de pozo hacía muchas veces que los tratamientos de estimulación de múltiples etapas de los pozos de petróleo terminaran con un alto corte de agua.
Un operador experimentó este problema en un pozo vertical con cuatro conjuntos de disparos. El pozo fue terminado como un pozo entubado disparado con cuatro conjuntos de disparos y con tubería de producción de 4½ pulgadas y 3½ pulgadas.
La carrera más reciente con una herramienta de adquisición de registros de producción (PLT) demostró la existencia de producción de agua de las zonas disparadas inferiores, de modo que se requería un proceso de aislamiento temporario para estimular los intervalos de petróleo superiores.
El pozo estaba produciendo 1 400 bbl/d de petróleo con un corte de agua del 55% antes del tratamiento de estimulación. El operador se enfrentaba ante el desafío de necesitar un tratamiento de estimulación selectivo y decidió recurrir a Schlumberger.
El operador decidió utilizar el servicio de producción con TF integrada ACTive Matrix para optimizar el tratamiento de estimulación con TF, mediante el monitoreo en vivo de las tasas de inyección, y de la presión y la temperatura de fondo de pozo, para permitir una máxima penetración y divergencia del fluido, con el fin de optimizar los volúmenes de tratamiento. Estos servicios permiten la localización y posicionamiento precisos de las herramientas de fondo de pozo para controlar el tratamiento de estimulación.
El programa de estimulación fue mejorado mediante levantamientos de la distribución de la temperatura (DTS) en tiempo real. El servicio de estimulación ACTive con los DTS asiste con el control y la evaluación en tiempo real de los tratamientos de estimulación matricial con TF. El DTS ayuda a detectar las zonas de pérdida de circulación, determinar en tiempo real la eficiencia del divergente, monitorear el emplazamiento de los fluidos de estimulación, ajustar el programa de bombeo, y evaluar la contribución del flujo durante el flujo de retorno (contraflujo).
El objetivo de esta operación era estimular con ácido las zonas superiores para eliminar el presunto daño de formación y mejorar la productividad del pozo, después de aislar las zonas inferiores (intervalos productores de agua) con un tapón de gel temporario.
El tapón de gel PROTECTOZONE fue seleccionado para cubrir las zonas inferiores, y se emplazó exitosamente con TF en la profundidad deseada.
Con la ayuda del servicio de correlación de profundidad de CCL ACTive, la zona de agua inferior fue aislada temporariamente con éxito para permitir la inyección del tratamiento de estimulación en la zona superior extrema.
Fue necesario un tiempo de espera de unas cuatro horas para que el tapón se gelificara y aislara los intervalos productores de agua antes de bombear los fluidos de estimulación. El DTS se registró durante la inyección del agua tratada para confirmar la eficiencia del aislamiento químico.
Con el fin de estimular las zonas de petróleo, se bombeó ácido clorhídrico (HCl) al 20% con los aditivos requeridos (inhibidor de corrosión, control de hierro, y surfactante), con un colchón de prelavado y un colchón de desplazamiento que contenían solvente mutuo, mediante el desplazamiento en forma alternativa de la TF a través de los intervalos de interés.
Con posterioridad al tratamiento de estimulación, el pozo mostró una producción de petróleo incremental del 43% sin ningún incremento del corte de agua. Esto confirma que las zonas petrolíferas fueron estimuladas en forma exitosa con un aislamiento suficiente de la zona de agua.
El operador confía en la utilización de esta nueva técnica de estimulación para acidificar sus pozos húmedos sin correr el riesgo de experimentar un corte de agua más alto.
Desafío: Estimular efectivamente los pozos con alto corte de agua, mediante el uso de tubería flexible (TF), y eliminar el riesgo de acidificar un intervalo con alto corte de agua durante un tratamiento de estimulación matricial con TF.
Solución: Utilizar el servicio de evaluación del desempeño activo en el pozo ACTive Matrix para optimizar los tratamientos de estimulación con TF mediante el monitoreo en vivo de las tasas de inyección, la eficiencia del divergente, y la presión y la temperatura de fondo de pozo, para permitir una máxima penetración y divergencia del fluido con el fin de optimizar los volúmenes de tratamiento.
Resultados: Se aisló con éxito la zona humedecida con agua y se estimuló la zona productora de petróleo. Se incrementó la producción en un 43% sin incrementar la producción de agua.
