Un operador necesitaba mejorar los tratamientos de estimulación de los yacimientos dolomíticos con alta temperatura

Los yacimientos más importantes de la región sur de México corresponden a formaciones de calizas dolomíticas naturalmente fracturadas, profundas y con alta temperatura. Estos yacimientos deben ser estimulados para lograr —y sustentar— tasas de producción rentables. No obstante, las altas temperaturas y la mineralogía mixta plantean numerosos inconvenientes, incluyendo el emplazamiento del ácido, la corrosión de los elementos tubulares, la incursión de agua y el incremento del riesgo de incompatibilidad del fluido que produce el daño de la formación. Con temperaturas superiores a 300ºF [149ºC], existe además una tendencia a que los ácidos se consuman en la cara de la formación en el pozo o se pierdan en zonas ladronas no productivas.

Schlumberger introdujo un fluido de estimulación a base de agentes quelantes

A menos de un año de la terminación de un pozo, la incursión de agua obligó al operador a re-terminarlo por medio del bombeo forzado de una combinación de ácidos orgánicos e inorgánicos. Después del tratamiento, la producción se incrementó de 700 bbl/d a 1 388 bbl/d, con un corte de agua del 0,5%. No obstante, luego de reevaluar el desempeño del pozo, el operador descubrió que exhibía un factor de daño positivo.

Para optimizar la eficiencia del tratamiento de estimulación a fin de remover el fluido de perforación y el daño de la región vecina al pozo, Schlumberger propuso una combinación de los sistemas a base de solvente CLEAN SWEEP para la eliminación del daño con el fluido de tratamiento NARS a base de agentes quelantes, como alternativa más efectiva con respecto a los sistemas ácidos convencionales en las formaciones dolomíticas con alta temperatura.

El fluido NARS eliminó el daño mecánico e incrementó la producción de petróleo en un 33%

El fluido NARS removió con éxito todo daño de formación remanente, reduciendo el factor de daño de la formación de 2,2 a 0. Como consecuencia, la producción de petróleo, que era de 1 388 bbl/d después del tratamiento de estimulación convencional previo, se incrementó a 1 840 bbl/d. Por otra parte, el tiempo de limpieza del pozo se redujo en 3 días, ayudando al operador a ahorrar 3 días de producción diferida; el equivalente a USD 500 000.