Published: 08/09/2010
Published: 08/09/2010
El Campo Karpenskoe, situado en Saratov Oblast, Rusia, fue descubierto en 1967 y desde entonces se lo preservó hasta el año 2002. En dicho año, comenzaron las actividades de exploración, las que revelaron la existencia de producción de gas y condensado de una formación dolomítica Pérmica a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 1 630 m [5 348 pies]. En ese campo, las permeabilidades típicamente superan los 3.5 mD, las presiones de formación oscilan entre 150 y 180 atm [2 200 y 2 645 psi] y las temperaturas promedian unos 39 a 45ºC [102 a 113ºF].
Diall Alliance, LLC, una subsidiaria de Vostok Energy, LLC, tiene la concesión del área de Bortovoye que cuenta con un volumen de reservas estimado en aproximadamente 19 000 millones de m3 [671 000 MMpc] de gas y 2.2 millones de t [4 900 millones de lbm] de condensado. Previo al diseño del tratamiento de estimulación, las pruebas se efectuaban en un número reducido de pozos. Los resultados indicaron un factor significativo de daño mecánico, oscilante entre 4.5 y 44. Estos resultados sugirieron la posibilidad de estimular las zonas de agua; sin embargo, esto podría incrementar el corte de agua.
Para sortear el daño, reducir el factor de daño mecánico y estimular de manera uniforme toda la zona de interés (incluidas las secciones de baja y alta permeabilidad), fue necesario aplicar un procedimiento de acidificación de la matriz con tecnologías divergentes efectivas.
Diall Alliance seleccionó tres pozos de prueba para el tratamiento de estimulación. Se escogió el sistema de ácido autodivergente VDA para un pozo con el objetivo de maximizar la penetración de los agujeros de gusanos y crear un trayecto alternativo para que el petróleo sorteara el daño crítico de la matriz. Se utilizó el sistema a base de agua OilSEEKER en los dos pozos restantes para establecer la divergencia zonal selectiva respecto de una zona de agua, de manera que ésta quedara sin estimular antes y durante el tratamiento de acidificación a fin de reducir el corte de agua después del tratamiento.
Después del tratamiento, la producción se incrementó en los tres pozos. El pozo tratado con ácido VDA experimentó un incremento del IP de 5.3 veces. Y los dos en los que se utilizó el divergente OilSEEKER no sólo experimentaron un incremento del IP de 3.8 veces, sino que además mostraron un mejoramiento del control del corte de agua, que se redujo del 33% al 0%.
Estos resultados excedieron en tal medida las expectativas de Diall Alliance que la compañía decidió llevar a cabo una segunda campaña de estimulaciónen la que trató seis pozos más con los servicios VDA y OilSEEKER. Esta aplicación hizo posible un incremento promedio del IP de 5 veces para los pozos de gas y de 16 para los pozos de petróleo. El corte de agua se redujo nuevamente después del tratamiento de estimulación.
En total, las actividades de estimulación de los sistemas OilSEEKER y VDA para Diall Alliance dieron como resultado un incremento del IP de 5 veces para los pozos de gas y de 16 para los pozos de petróleo, cifras jamás alcanzadas con los tratamientos convencionales de estimulación ácida.
"Luego de la implementación efectiva de las tecnologías d e estimulación de Schlumberger, se logró una optimización significativa de la comunicación entre la formación y el pozo, además de una reducción del factor de daño y un incremento de la producción."
- V.B. Okunev, Director General, Diall Alliance
Desafío: Estimular una formación de gas y condensado con la acidificación de la matriz. Incrementar la producción y reducir el corte de agua.
Solución: Aplicar el ácido divergente viscoelástico VDA para sortear el daño de la matriz y el divergente selectivo OilSEEKER para dirigir el flujo lejos de la zona de agua.
Resultados: Se redujo el corte de agua y se incrementó el índice de productividad (IP) en un promedio de 5 veces para los pozos de gas y 16 para los pozos de petróleo.
