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.

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

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.

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.