opciones para la estimulación de pozos de alta temperatura

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Opciones para la estimulaciónde pozos de alta temperatura

Salah Al-HarthyHouston, Texas, EUA

Oscar A. BustosMathew SamuelJohn StillSugar Land, Texas

Michael J. FullerKuala Lumpur, Malasia

Nurul Ezalina HamzahPetronas CarigaliKuala Lumpur, Malasia

Mohd Isal Pudin bin IsmailPetronas CarigaliKuala Lumpur, Malasia

Arthur ParapatKemaman, Terengganu, Malasia

Oilfield Review Primavera de 2009: 20, No. 4.Copyright © 2009 Schlumberger.OneSTEP, StimCADE, SXE y Virtual Lab son marcas de Schlumberger.

A medida que los pozos se vuelven más profundos y aumentan su temperatura, crece

la necesidad de contar con técnicas de acidificación matricial para condiciones de

alta temperatura. Los procedimientos recién desarrollados permiten la acidificación

a temperaturas elevadas tanto de carbonatos como de areniscas. Estos avances

abarcan desde los nuevos agentes químicos hasta las técnicas simplificadas de

colocación de fluidos.

Primavera de 2009 53

La utilización de ácidos para mejorar el desem-peño de los pozos, eliminando o sorteando eldaño, fue una práctica común durante muchotiempo; podría decirse, desde que existe la indus-tria petrolera. En el año 1895, Ohio Oil Companyutilizó ácido clorhídrico [HCl] para tratar lospozos perforados en una formación de caliza. Laproducción de estos pozos se incrementó sustan-cialmente; pero, desafortunadamente, también lohizo la corrosión de la tubería de revestimiento.Como resultado, los tratamientos de acidificaciónpara estimular la producción desaparecieron du-rante aproximadamente 30 años.

La acidificación de los yacimientos de calizasresurgió en el año 1931, con el descubrimiento deque el arsénico inhibía la acción corrosiva del HClen los tubulares del pozo.1 Pero los tratamientosácidos para las areniscas requerían un enfoque di-ferente. El HCl no reacciona fácilmente con losminerales que reducen la permeabilidad de la are-nisca pero el ácido fluorhídrico [HF] sí lo hace.Los primeros intentos de utilización de HF en are-niscas fallaron debido al taponamiento producidopor las reacciones secundarias. Este problema fuesuperado en 1940 con un tratamiento combinadode HF-HCl. El HF de la combinación de ácidos di-suelve los depósitos de minerales presentes en lasareniscas que obstruyen la producción, mientrasque el HCl controla los precipitados. Estas técni-cas de acidificación evolucionaron en los añossubsiguientes pero el objetivo no cambió: crear orestituir trayectos de producción cerca del pozoen un pozo nuevo o existente.

La acidificación de pozos, aludida más común-mente como acidificación de la matriz, es uno delos dos métodos de intervención utilizados pararestituir el flujo en una formación de petróleo ogas. La otra ruta—los tratamientos de fractu -ramiento hidráulico o ácido—crea fracturas parapermitir que las acumulaciones relativamente ale-jadas de petróleo y gas fluyan hacia el interior delpozo. El proceso de acidificación opera sobre laformación, cerca del pozo, para sortear el daño odisolverlo. La elección de un tratamiento de frac-turamiento o acidificación para estimular la pro-ducción depende de una multiplicidad de factoresentre los que se encuentran la geología de la for-mación, la historia de producción y los objetivosde las operaciones de intervención.

Las técnicas de intervención de pozos, talescomo la acidificación de la matriz, desempeñanun rol importante para los operadores que necesi-tan producir todo lo posible de sus campos petro-leros. La presión ejercida sobre los especialistas entratamientos de acidificación, para que desarrollennuevas formulaciones y técnicas de tratamiento,proviene de distintas direcciones. Una necesidad

importante es la extensión de los tratamientos deacidificación a los ambientes de alta temperatura.El empleo de ácidos minerales convencionales,tales como el HCl y el HF, a temperaturas más ele-vadas—superiores a 93°C [200°F]—conduce a ve-locidades de reacción que son demasiado rápidas.Estas velocidades rápidas hacen que el ácido seconsuma demasiado temprano, reduciendo su efec-tividad, y pueden causar otros problemas.

Por otro lado, conforme las regulaciones sevuelven más estrictas, existe dentro de la indus-tria una mayor necesidad de contar con fluidosque planteen menos riesgos de seguridad y medioambiente.2 Los ácidos minerales convencionales,tales como el HCl y el HF, son difíciles de manipu-lar en forma segura, resultan corrosivos para lostubulares y los componentes de la terminación (o aparejos) del pozo, y deben ser neutralizadoscuando retornan a la superficie. Además, a me-dida que se incrementa la temperatura de fondode pozo, los costos de los inhibidores de corrosiónsuben rápidamente debido a las altas concentra-ciones requeridas; particularmente con algunostubulares exóticos utilizados actualmente en lasterminaciones de pozos. Por último, las técnicasconvencionales de acidificación de areniscas ha-bitualmente implican muchos pasos para el trata-miento con fluidos, lo que incrementa el potencialde error.

Este artículo se centrará en los tratamientosde acidificación de la matriz y analizará cómo estatecnología se ha extendido a los ambientes detemperatura más elevada, a través del desarrollode nuevos fluidos y modernas técnicas. Algunosestudios de casos de África, EUA, Medio Oriente yAsia demuestran cómo estas técnicas están siendoaplicadas con éxito en todo el mundo.

Formaciones diferentes: Química de acidificación diferenteLa primera consideración respecto de los trata-mientos de acidificación de la matriz en cualquierpozo particular—sea de alta temperatura o no—es la litología de la formación. Los yacimientos car-bonatados son, en su mayoría, solubles en ácido yel tratamiento ácido crea trayectos conductoresaltamente ramificados, denominados agujeros degusanos, que pueden sortear el daño. Por el con-trario, en los yacimientos de areniscas, sólo unafracción pequeña de la roca es soluble en ácido. Elobjetivo del tratamiento ácido en las areniscas esdisolver los diversos minerales presentes en losporos para restituir o mejorar la permeabilidad. Laquímica y la física para el tratamiento de ambostipos de yacimiento han sido estudiadas en formaexhaustiva y son bien conocidas.

Los yacimientos carbonatados—principal-mente los yacimientos de calizas y dolomías—re-accionan fácilmente con el HCl en ambientes detemperatura moderada para formar agujeros degusanos (arriba). La velocidad de reacción es li-mitada principalmente por la difusión del HCl enla superficie de la formación. Los agujeros de gu-sanos en los yacimientos carbonatados incremen-tan la producción, no a través de la remoción deldaño, sino mediante la disolución de la roca y lacreación de trayectos que la atraviesan.

1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R: “Trendsin Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de1992): 24−40.

2. Hill DG, Dismuke K, Shepherd W, Witt I, Romijn H, Frenier W y Parris M: “Development Practices andAchievements for Reducing the Risk of OilfieldChemicals,” artículo SPE 80593, presentado en laConferencia Ambiental de Exploración y Producción de las SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, 10 al 12 de marzo de 2003.

> Acidificación de los carbonatos. Los núcleos de caliza y dolomía tratadoscon HCl desarrollan canales macroscópicos denominados agujeros degusanos (rojo). Estos canales son el resultado de la reacción del HCl conlos carbonatos de calcio y de magnesio que se encuentran en los núcleospara formar sales de cloruro solubles en agua.

Acidificación en la caliza: 2HCl + CaCO3 CaCl2 + CO2 + H2O

Acidificación en la dolomía: 4HCl + CaMg(CO3)2 MgCl2 + CaCl2 + 2CO2 + 2H2O

Núcleo carbonatado

La formación de agujeros de gusanos en loscarbonatos se explica por la manera en que la aci-dificación afecta a la roca. Los poros más grandesreciben más ácido, lo que aumenta tanto su longi-

tud como su volumen. Finalmente, esto se extiendea un canal macroscópico, o agujero de gusano, quetiende a recibir más ácido que los poros adya -centes a medida que se propaga a través de la roca.

La forma y el desarrollo de los agujeros de gusanosdependen del tipo de ácido así como también desu resistencia, velocidad de bombeo y tempera-tura; además de la litología del carbonato. Bajo lascondiciones adecuadas, los agujeros de gusanospueden desarrollar longitudes sustanciales, lo quehace posible el uso eficiente del ácido para sor-tear el daño. En condiciones menos favorables, elácido crea canales cortos que contribuyen poco aincrementar la producción. Para cualquier forma-ción sometida a un tratamiento de estimulación,existe un conjunto óptimo de parámetros de trata-miento que crean agujeros de gusanos con la uti-lización más eficiente del ácido (izquierda).3

A diferencia de las formaciones carbonatadas,el cuarzo y los otros minerales que conforman lamayor parte de los yacimientos de areniscas sonen gran medida insolubles en ácido. El trata-miento ácido de las areniscas—HF usualmentecombinado con HCl—busca disolver las sustan-cias dañinas en partículas que obturan los poros yreducen la permeabilidad (izquierda, extremo in-ferior).4 Los tratamientos de acidificación en lasareniscas apuntan al daño presente en los prime-ros 0.9 a 1.5 m [3 a 5 pies] desde la pared del pozo;ésta es la zona que experimenta la mayor caída depresión durante la producción y que es crítica parael flujo. Esta zona es dañada habitualmente por lamigración de finos, el hinchamiento de las arcillasy la acumulación de incrustaciones. Las reaccio-nes de acidificación de areniscas tienen lugar enlas zonas en las que el ácido encuentra los minera-les que pueden ser disueltos. Las reacciones de di-solución primarias de las arcillas y el feldespatocon una mezcla de HF-HCl típica forman produc-tos de aluminosilicato. La química de la acidifica-ción de las areniscas es compleja y los productosde la reacción inicial pueden reaccionar ulterior-mente, con la posibilidad de producir la precipita-ción. Estas reacciones secundarias son lentas, encomparación con las reacciones de disolución pri-marias, y raramente presentan problemas con losácidos minerales, salvo a temperaturas más eleva-das (próxima página).

La extensión de los tratamientos de acidifica-ción de la matriz, para abarcar temperaturas supe-riores a 93°C, plantea tanto posibilidades comoproblemas para el operador. Las posibilidades sonobvias; la acidificación a temperaturas más eleva-das permite la estimulación de pozos de alta tem-peratura utilizando procedimientos de campofamiliares. No obstante, a temperaturas más eleva-das, el empleo de HCl ocasiona una diversidad deproblemas. En los carbonatos, la velocidad de reac-ción rápida del HCl a temperatura elevada puedeproducir ataque superficial en lugar de crear agu-jeros de gusanos y puede generar detritos indu -cidos por el ácido con crudos de alta viscosidad.

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> Patrones de disolución de los carbonatos. La estructura de los agujeros de gusanos está relaciona dacon la eficiencia de la operación de acidificación y puede visualizarse a través de la representacióngráfica del volumen poral de ácido requerido para la inundación completa de los núcleos (PVBT) versusla tasa de flujo. Las distribuciones de porosidad, derivadas de un modelo de software calibrado condatos experimentales, ilustran cómo procede la disolución con el incremento de la tasa de flujo. Laoperación de acidificación menos eficiente es la disolución superficial; esto porque se debe disolverla matriz entera para que avance el frente de reacción. Levemente más eficiente, con velocidades deflujo más altas, es la creación de canales cónicos grandes. La operación más eficiente tiene lugar enel punto mínimo de la curva, con la creación de canales de tipo agujero de gusanos altamente disemi-nados. Con tasas de flujo aún más altas, la curva asciende y se forman canales grandes, denominadosagujeros de gusanos ramificados. El incremento de las tasas de flujo para lograr valores más elevadosconduce nuevamente a una disolución superficial uniforme.

Canales cónicos

Disolución superficial

Agujeros de gusanos

Disolución superficial

Volu

men

por

al d

e ác

ido

requ

erid

o pa

rala

inun

daci

ón c

ompl

eta

de lo

s nú

cleo

s

Tasa de flujo

1.0

0.2

Poro

sida

d

Agujeros degusanos ramificados

>Matriz de areniscas. La estructura de los yacimientos de areniscas se compone habitualmente degranos de cuarzo cementados por el sobrecrecimiento de carbonatos (A), cuarzo (B) y feldespato (C).La reducción de la porosidad se produce como resultado de las arcillas que rellenan los poros, talescomo la caolinita (D), y las arcillas que revisten los poros, tales como la ilita (E).

A

E

C

B

D


Los problemas de alta temperatura que se planteanen las areniscas son diferentes. La disolución de laarcilla puede ser demasiado rápida, lo que reducela penetración del ácido, y las reacciones secunda-rias pueden producir precipitación. Finalmente, lasvelocidades de reacción rápidas pueden debilitarla matriz de arenisca, creando arena móvil.

En los yacimientos arenosos y carbonatados dealta temperatura, la corrosión acelerada de los tu-bulares y de otros componentes de los pozosresulta de particular importancia. Si bien con elincremento de la inyección de inhibidores sepueden controlar adecuadamente las tasas de co-rrosión, el aumento de la carga de inhibidor atemperaturas más elevadas puede en sí causardaño de formación.5

Los desafíos que implica extender los trata-mientos de acidificación de la matriz a ambientesde temperaturas más elevadas condujeron al desa-rrollo de nuevas técnicas y fluidos de tratamiento.Entre los fluidos de tratamiento se encuentran lasemulsiones internas al ácido, diseñadas para retar-dar las velocidades de reacción en los yacimientoscarbonatados, y los agentes químicos suaves, leve-mente acídicos, tanto para el tratamiento de loscarbonatos como para el tratamiento de las arenis-cas. Las nuevas técnicas incluyen un sistema sim-plificado de tratamiento de las areniscas queutiliza datos de laboratorio y un software predic-tivo—en combinación con los nuevos agentes detratamiento químico—para lograr un procedi-miento simplificado. Estos nuevos tratamientos ytécnicas pueden comprenderse fácilmente me-diante el examen de algunos de los datos de labo-ratorio que fueron cruciales para su desarrollo.

Pruebas de laboratorioLa comprobación de los nuevos tratamientos ytécnicas en el laboratorio ofrece numerosas ven-tajas, incluyendo la simplicidad, el costo y la pre-vención de posibles problemas en el campo. Ladisponibilidad de buenos datos de laboratorio per-mitirá confirmar los modelos de tratamiento eindicará el camino correcto a seguir para la ejecu-ción de operaciones de campo exitosas. Las prue-bas de laboratorio adecuadas para las técnicas deacidificación, permiten optimizar los volúmenesde tratamiento y señalar los problemas potencia-les, además de confirmar los fundamentos teóricos.Un ejemplo claro de esto es el empleo de ácidosemulsionados en los tratamientos de acidificaciónde la matriz de las formaciones carbonatadas atemperaturas más elevadas.

Una forma de abordar el problema de las velo-cidades de reacción rápidas a altas temperaturasconsiste en utilizar emulsiones de ácido en aceitepara retardar la velocidad de reacción. Estasemulsiones han sido aplicadas tanto en los trata-mientos de fracturamiento ácido como en lostratamientos de acidificación de la matriz de los

carbonatos. En los tratamientos de fractura-miento ácido, estas emulsiones ayudan a mejorary agrandar los trayectos conductores lejos delpozo. Los fracturamientos ácidos emplean habi-tualmente técnicas de divergencia química y me-cánica para garantizar que el tratamiento fluya ala localización prevista.6 Por el contrario, las emul -siones de ácido en aceite para los tratamientos deacidificación de la matriz, están diseñadas paraoperar cerca del pozo y poseen volúmenes de tra-tamiento menores que los de las técnicas de frac-turamiento ácido.

Las emulsiones de ácido en aceite para los tra-tamientos de acidificación de la matriz de las for-maciones carbonatadas, constan de una faseinterna de HCl y una fase externa de aceite. Eltransporte de los iones de hidrógeno desde las pe-queñas gotitas de ácido hasta la superficie de laroca se produce mediante la difusión Brownianaque retarda sustancialmente la velocidad de reac-ción del ácido.7 Los datos de laboratorio indicanque cuando las pequeñas gotitas de HCl están sus-pendidas en aceite diesel, la velocidad de reac-ción puede ser retardada en más de un orden de

3. Fredd CN y Fogler HS: “Optimum Conditions forWormhole Formation in Carbonate Porous Media:Influence of Transport and Reaction,” SPE Journal 4, no. 3 (Septiembre de 1999): 196−205.Panga MKR, Ziauddin M y Balakotaiah V: “Two-ScaleContinuum Model for Simulation of Wormholes inCarbonate Acidization,” AIChE Journal 51, no. 12(Diciembre de 2005): 3231−3248.

4. Las sustancias dañinas en partículas pueden incluir lasarcillas y carbonatos nativos o el material provenientede las operaciones de perforación y reparación depozos. Existen otros mecanismos que también puedenproducir daño, tales como el hinchamiento de lasarcillas, la acumulación de incrustaciones, los depósitosorgánicos, los cambios producidos en la mojabilidad y elcrecimiento bacteriano.

5. Van Domelen MS y Jennings AR Jr: “Alternate AcidBlends for HPHT Applications,” artículo SPE 30419,presentado en la Conferencia del Área Marina de Europade la SPE, Aberdeen, 5 al 8 de septiembre de 1995.

6. Zaeff G, Sievert C, Bustos O, Galt A, Stief D, Temple L y Rodríguez V: “Recent Acid-Fracturing Practices onStrawn Formation in Terrell County, Texas,” artículo SPE 107978, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

7. La difusión o movimiento browniano es el movimientoaleatorio de las partículas suspendidas en un líquido o gas.

> Reacciones de acidificación de las areniscas. Cuando las formaciones deareniscas son tratadas con HF y HCl, se producen tres grupos de reacciones.Cerca del pozo, la reacción primaria de los ácidos con los minerales formafluoruro de aluminio y fluoruro silíceo. Estas reacciones disuelven rápidamen telos minerales y no producen precipitados. A mayor distancia del pozo, estosproductos primarios experimentan reacciones secundarias más lentas paraformar gel de sílice que puede precipitarse. Finalmente, un poco más lejos dela zona de inyección, puede producirse una serie de reacciones terciarias, for-mando un precipitado adicional de gel de sílice. La cinética de las reaccionesde precipitación secundaria y terciaria se vuelve exponencialmente más rá-pida a temperaturas más elevadas y puede hacer que fallen los tratamientosde acidificación de las areniscas.

Distancia al pozo

Prim

aria

Secu

ndar

ia

Terc

iaria

AIFx + mineral AIFy + gel de sílice ; x > y

HF + mineral + HCl AIFx + H2SiF6

H2SiF6 + mineral + HCl gel de sílice + AIF x

magnitud (arriba).8 Además de la velocidad de re-acción lenta con la roca carbonatada, las emulsio-nes de ácido en aceite poseen otras ventajas. Suviscosidad relativamente alta mejora la distribu-ción en los yacimientos heterogéneos, y dado queel ácido no tiene contacto directo con los tubula-res del pozo, la corrosión se reduce. Si bien los sis-temas de ácido emulsionado han sido utilizadoscomúnmente para los tratamientos de acidifica-ción de la matriz de los carbonatos, a tempera -turas inferiores a 93°C, los datos de laboratorioindican que pueden ser extendidos a temperatu-ras más elevadas si se formulan correctamente.

La formulación de la emulsión de ácido enaceite de Schlumberger—que se conoce como sis-tema SXE-HT—fue desarrollada para los trata-mientos de acidificación en condiciones de altatemperatura de yacimientos carbonatados. Constade una fase ácida, que contiene un inhibidor decorrosión, y una fase de aceite diesel con un emul-sionante. Estas dos mezclas se combinan, contasas de corte altas, para formar una emulsiónácida externa al aceite. Los datos de las propieda-des físicas de esta formulación, obtenidos en el la-boratorio, indican bajos niveles de corrosión ypicaduras para una diversidad de metales, un altogrado de retención de la viscosidad, incluso hasta177°C [350°F], y buena estabilidad de la emul-sión. Por ejemplo, una emulsión SXE-HT típica semantiene estable durante al menos dos horas a149°C [300°F], y este tiempo de estabilidad puedeser prolongado mediante el incremento de la con-centración de emulsionante. Las pruebas efectua-das en núcleos de caliza, con el fluido SXE-HT a

135°C [275°F], confirman su capacidad paracrear agujeros de gusanos con las tasas de inyec-ción habituales.

El empleo de una emulsión de ácido en aceiteformulada correctamente constituye una soluciónpara la estimulación de pozos de alta temperatura.Otro enfoque consiste en considerar un tipo com-pletamente diferente de fluido de acidificación deyacimientos. Los datos confirman que una clase di-ferente de químicos—los agentes quelantes—per-miten la estimulación de pozos en condiciones queimpiden el empleo de ácidos minerales.

El término quelación proviene de una palabragriega que significa “garra,” y los agentes quelan-

tes se utilizan a menudo para ligar, secuestrar ocapturar otras moléculas; habitualmente metales.Si bien estos agentes fueron utilizados con fre-cuencia en el pasado para controlar los metaleso, en ciertos casos, para disolver la acumulaciónde incrustaciones, su nuevo foco es la estimula-ción de pozos a temperaturas elevadas.

Los agentes quelantes utilizados habitualmenteen los servicios de campos petroleros son ácidosorgánicos complejos (abajo).9 Estos compuestos nosólo ligan los metales, sino que son agentes de di-solución activos en las reacciones de acidificación.Los tratamientos de estimulación de pozos conagentes quelantes ofrecen diversas ventajas, inclu-yendo velocidades de reacción retardadas, tasasde corrosión bajas y más beneficios para la salud, laseguridad y el medio ambiente. Si bien los agentesquelantes, tales como el ácido etilendiaminotetra-acético (EDTA), han sido utilizados ampliamentepara el control de la precipitación de hierro, losagentes quelantes derivados del ácido hidroxiami-nopolicarboxílico (HACA) poseen la ventaja adi-cional de la alta solubilidad en ácido, y su rolprincipal es la acidificación de la matriz.

Las velocidades de reacción más lentas, exhi-bidas por los agentes quelantes HACA a altas tem-peraturas, poseen implicancias importantes. Enlos carbonatos, las velocidades más lentas permi-ten la creación de agujeros de gusanos eficientes,mientras que en las areniscas existen menos posi-bilidades de daño de las formaciones sensibles. Labaja corrosión es otra característica importantede los agentes quelantes HACA. Por ejemplo, atemperatura elevada, el ácido hidroxietilendiami-notriacético (HEDTA) exhibe tasas de corrosiónque son hasta un orden de magnitud más bajasque las de los ácidos minerales convencionales(próxima página, arriba).10 Entre las ventajas sig-

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> Agentes quelantes. Los agentes quelantes habituales, utilizados en el campo petrolero, incluyentanto los ácidos poliaminocarboxílicos como los ácidos hidroxiaminopolicarboxílicos (HACA). Estoscompuestos constan de uno a tres átomos de nitrógeno rodeados por grupos carboxílicos [CO2H](EDTA y DTPA) o por grupos carboxílicos e hidroxílicos [HO] (HEIDA y HEDTA). Los pesos molecularesoscilan entre 177, para el ácido HEDTA, y 393 para el ácido DTPA.

Ácidospoliaminocarboxílicos

Ácidoshidroxiaminopolicarboxílicos

(HACA)

Ácido etilendiaminotetraacético(EDTA)

HO2C

HO2C

CO2HN N

CO2H

Ácido hidroxietiliminodiacético(HEIDA)

NHO CO2H

CO2H

Ácido dietilentriaminopentaacético(DTPA)

HO2C N

HO2C

N CO2H

CO2H

N

CO2H

Ácido hidroxietilendiaminotriacético(HEDTA)

CO2H

HO N

HO2C

CO2HN

> Emulsiones. Las emulsiones de ácido en aceite reducen las velocidades de reacción a través de lalimitación del acceso de las pequeñas gotitas de HCl al frente del yacimiento. Cada gotita contieneHCl más otros componentes, tales como los emulsionantes, los inhibidores de corrosión y los secues-trantes de ácido sulfhídrico [H2S] (izquierda). El grado en que la emulsión retarda la velocidad de re-acción puede expresarse como el factor de retardo, FR. Este factor es una función de la relaciónvelocidad de reacción con el HCl-velocidad de reacción de la emulsión. Los datos de núcleos de labo-ratorio, obtenidos en carbonatos utilizando HCl al 15% y 28% en emulsiones estabilizadas, muestranque las velocidades de reacción pueden ser retardadas en factores que oscilan entre 15 y 19 en elrango de temperatura que se extiende desde 121 hasta 177°C [250 a 350°F] (derecha). (Datos de re-tardo adaptados de Navarette et al, referencia 8.)

250 300 35015

16

17

18

19

20

Fact

or d

e re

tard

o, F

R

Superficie del yacimiento

DieselEmulsionante,inhibidor de corrosión,

secuestrante de H2S

HCl

HCl,%1528

CO2H

HO N

HO2C

CO2HN

HCl


nificativas relativas a la salud y el medio am-biente, se encuentran niveles más bajos de toxici-dad, reducción de la necesidad de neutralizaciónde los fluidos de retorno y concentraciones meno-res de productos de corrosión en estos fluidos. Noobstante, de todas estas ventajas de los agentesquelantes HACA, la más importante es quizás laobtención de velocidades de reacción más lentasa temperaturas elevadas. Las pruebas de inunda-

ción de núcleos, efectuadas en carbonatos a tem-peraturas elevadas, demuestran la ventaja de uti-lizar un agente quelante en lugar de HCl paracrear una red eficiente de agujeros de gusanos(abajo).11

Otro patrón de medición de la efectividad de losagentes quelantes en los carbonatos, versus la efec-tividad del HCl, es la cantidad de ácido requeridopara penetrar una formación; medido en volúme-nes porales de ácido requeridos para la penetra-ción total de las muestras de núcleos (PVBT). Enuna simulación extrapolada a partir de los datos delaboratorio, se pronosticaron los valores PVBT, co-rrespondientes al HCl y al HEDTA, para la acidi -ficación de una formación carbo natada a unaprofundidad de 2,185 m [7,170 pies] y una tempe-ratura de fondo de pozo de 177°C, y con un dañoque se extendía a 0.3 m [1 pie] del pozo.12 Con unavelocidad de bombeo de 0.95 m3/min [6 bbl/min],la simulación pronosticó que el valor PVBT para elHCl era aproximadamente 100 veces superior aldel ácido HEDTA; esto indicó un nivel bajo de efi-ciencia de la acidificación para el HCl a tempera-tura elevada.

Como sucede en los carbonatos, el empleo dequelantes HACA en las areniscas ofrece una alter-nativa para evitar las velocidades de reacción rá-pidas que conducen a la precipitación. Las pruebasde laboratorio, efectuadas en una arenisca deÁfrica Occidental con un agente quelante HACA,confirman esa proposición.

El yacimiento Nemba forma parte de un grupode zonas de producción que se encuentran ubica-das en el área marina de Cabinda, en Angola.13

Este yacimiento estratificado está compuesto porespesores variables de arenisca, caliza y lutitas.Si bien existen algunos filones de alta permeabili-dad, debido a la presencia de fisuras y fracturas,la permeabilidad en otras partes es baja y la tem-peratura es alta; 149°C. La Formación Nemba con-tiene niveles altos de carbonato de calcio nativo,lo que hace que la formación sea particularmentedifícil de acidificar a temperaturas elevadas, sinproducir su debilitamiento.

El tratamiento previo y las operaciones de re-paración de pozos, llevadas a cabo en la FormaciónNemba, habían causado daños significativos rela-cionados con la acumulación de incrustaciones decarbonatos. Las muestras de areniscas de la For-mación Nemba constituyen buenos candidatospara evaluar la utilización de agentes quelantes enlos tratamientos de acidificación a temperaturaselevadas.

Se extrajeron diez muestras de núcleos delCampo Nemba a lo largo de un intervalo de pro-fundidad estrecho situado a aproximadamente3,534 m [11,595 pies], y luego fueron sometidas auna diversidad de experimentos con un agentequelante HEDTA. Estos experimentos permitieronmedir la composición, examinar la evolución delos metales durante la reacción y determinar lapermeabilidad. La composición de las muestras

8. Navarette RC, Holmes BA, McConnell SB y Linton DE:“Laboratory, Theoretical and Field Studies of EmulsifiedAcid Treatments in High-Temperature CarbonateFormations,” SPE Production & Facilities 15, no. 2 (Mayo de 2000): 96−106.

9. Frenier WW, Wilson D, Crump D y Jones L: “Use ofHighly Acid-Soluble Agents in Well StimulationServices,” artículo SPE 63242, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.

10. Frenier W, Brady M, Al-Harthy S, Aranagath R, Chan KS, Flamant N y Samuel M: “Hot Oil and Gas Wells Can Be Stimulated Without Acids,” artículo SPE 86522,presentado en el Simposio y Exhibición Internacionalsobre Control del Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, 18 al 20 de febrero de 2004.

11. Frenier et al, referencia 9.12. Frenier et al, referencia 10.13. Ali S, Ermel E, Clarke J, Fuller MJ, Xiao Z y Malone B:

“Stimulation of High-Temperature Sandstone Formationsfrom West Africa with Chelant Agent-Based Fluids,”artículo SPE 93805, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de la Formación de la SPE,Scheveningen, Países Bajos, 25 al 27 de mayo de 2005.

> Pruebas de corrosión. Se efectuaron pruebasde corrosión de cuatro horas de duración, a 350°F,en dos compuestos metálicos con tres compo-nentes de estimulación ácida; un 20% en volumende agente quelante HEDTA sódico, un 15% en vo-lumen de HCl y un ácido convencional con unaproporción de 9/1 (9% en peso de HCl / 1% en pesode HF). Las tasas de corrosión para el agente que -lante son muy bajas a 0.049 kg/m2 [0.01 lbm/pie2],tanto para el acero al cromo como para el aceroal níquel. Por el contrario, las tasas de corrosiónutilizando los tratamientos convencionales conHCl y HF, son entre 5 y 10 veces más altas paraestos metales.

HEDTA HCl Ácido convencional(HCl y HF)

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

Tasa

de

corro

sión

, lbm

/pie

2Acero al níquel 80Acero al cromo 13

> Pruebas en núcleos carbonatados. Se efectuó una prueba de inundación de núcleos en una calizade Indiana, con HCl al 15%, a una temperatura de 65°C [150°F]. Una fotografía de la cara del núcleomuestra cómo la disolución termina en un solo agujero de gusano dominante (extremo superior izquierdo). Una tomografía computarizada longitudinal de este núcleo indica que este agujero de gusano único se extendió a través de toda la longitud de la muestra (extremo superior derecho). Una prueba similar se efectuó en una muestra de caliza con ácido HEDTA, a 350°F, y con la misma tasa de flujo (extremo inferior izquierdo). El empleo de un agente quelante condujo a la formación deuna red compleja de agujeros de gusanos a la temperatura más elevada (extremo inferior derecho).

de núcleos del Campo Nemba oscilaba entre 5% y44% de carbonato de calcio, con cantidades signi-ficativas de feldespato y cloritas. Para determinarlos resultados del tratamiento HEDTA, se llevarona cabo dos procedimientos diferentes en el labo-ratorio: pruebas con reactores con combustible ensuspensión y pruebas de permeabilidad medianteinundación de núcleos.

En las pruebas de reactores con combustibleen suspensión, efectuadas en las muestras de are-niscas del Campo Nemba, se utilizó un reactor agi-tado isotérmico para medir la composición de losproductos como una función del tiempo. Las mues-tras de areniscas en polvo, que contenían nivelesde carbonatos de entre el 24% y el 44%, fueron tra-

tadas en el reactor con HEDTA a una temperaturade 149°C. Con el transcurso del tiempo se extraje-ron las muestras de la mezcla de la reacción yluego se analizaron con el método de espectrome-tría de emisión por plasma acoplado por inducción.Para ambos niveles de carbonatos, las concentra-ciones de calcio, silicio, aluminio y magnesio au-mentaron levemente a través del tiempo sin quese produjeran reducciones que indicarían la pre-sencia de precipitación.

La misma prueba con el reactor con combus-tible en suspensión fue realizada para una mues-tra que contenía 30% de carbonato, utilizando unácido convencional con una proporción de 9/1.14

En este experimento, las concentraciones de cal-

cio y de otros componentes mostraron un au-mento inicial seguido de una reducción—que in-dica la existencia de precipitación—una causacomún de falla de los tratamientos de las arenis-cas. Los datos del reactor con combustible en sus-pensión, referentes al ácido HEDTA, muestranque este agente quelante disuelve los mineralesque rellenan y obturan los poros a alta tempera-tura, sin producir precipitación. Estos resultadospositivos para el ácido HEDTA fueron seguidos porla ejecución de pruebas de inundación de núcleosen dos niveles de carbonatos. Los resultados deestas pruebas indican que el agente quelante in-crementa significativamente la permeabilidad enlos núcleos dañados (izquierda).

En conjunto, los resultados de las pruebas delaboratorio efectuadas en muestras de carbonatosy areniscas constituyen un avance en la resoluciónde los problemas asociados con los tratamientos deacidificación en ambientes de alta temperatura. Sise contempla la extrapolación de los datos de labo-ratorio a la operación de campo real, el tratamientode los carbonatos representa una extensión másdirecta de la tecnología ya que no se producen re-acciones de precipitación secundarias. Las forma-ciones de areniscas complejas y de múltiplesniveles, plantean un problema más difícil ya que sedebe considerar tanto la mineralogía complicadacomo las reacciones de precipitación. El éxito dela operación, en el caso de las areniscas, puede me-jorarse mediante la utilización de un programa desimulación geoquímica denominado Virtual Lab, elcual optimiza los parámetros de estimulación parauna diversidad de fluidos y condiciones de fondo depozo (próxima página, izquierda).15

Los resultados de campo derivados de la apli-cación de estos avances en tratamientos de acidifi-cación a alta temperatura, confirman su potencial.

Acidificación de pozos carbonatados de alta temperaturaLos yacimientos carbonatados de la FormaciónSmackover, situada en el sudeste de EUA, han sidoproductores prolíficos de petróleo y gas desde susdescubrimientos iniciales acaecidos en el año 1937.16

Si bien aún se mantiene el interés en esta forma-ción, muchos de los pozos perforados hace algunosaños ahora requieren tratamientos de estimulaciónpara incrementar su producción en proceso de decli-nación. Los pozos gasíferos de alta temperatura, per-forados en la dolomía Smackover de Alabama hace20 años, han sido acidificados con buenos resulta-dos utilizando emulsiones de aceite-HCl.17 Estospozos de condensado re trógrado alcanzan una pro-fundidad de 5,640 m [18,500 pies] y pueden llegar atemperaturas de fondo de pozo de 160°C [320°F] ypresiones estáticas de fondo de pozo que varíanentre 2,500 y 4,000 lpc [17.2 y 27.6 MPa].

58 Oilfield Review

> Arenisca y agentes quelantes. Las pruebas de permeabilidad efectuadas enel laboratorio se llevaron a cabo en los núcleos de arenisca de la FormaciónNemba con niveles variables de carbonatos, antes y después del tratamientode inundación de núcleos con HEDTA sódico a 149°C (extremo inferior ). Enla muestra con 24% de carbonato, el agente quelante incrementó la permea-bilidad (k) en un factor de 25. En la muestra con 12% de carbonato, lapermea bilidad se incrementó en un 35%. Las muestras de los núcleos fueronfotografiadas utilizando un microscopio electrónico de barrido, antes y des-pués del tratamiento con un agente quelante HEDTA. Antes del tratamiento,la arenisca muestra poros obturados como resultado de las partículas de do-lomía y clorita, además de un sobrecrecimiento del cuarzo. Después del tra-tamiento, la muestra exhibe un grado significativo de eliminación de losminerales que obturan los poros.

Muestra con24% de carbonato

Muestra con12% de carbonato

Perm

eabi

lidad

, mD

0

1

2

3

4

5

k (final)k (inicial)

Previo al tratamiento

Posterior al tratamiento

CO2H

HO N

HO2C

CO2HN

Pruebas de la lechada en el reactor

Pruebas de inundaciónde núcleos del yacimiento

Simulaciones de flujo radial


El tratamiento y la historia de producción de uno de estos pozos ilustran la aplicación de emul-siones retardadas, en carbonatos, a alta tempe-ratura.

El pozo de gas del Campo Smackover, en Ala-bama, tratado con una emulsión retardada deaceite-HCl, fue perforado y terminado en 1986.Para el año 1998, su producción de gas y conden-sado había declinado de manera significativa.

Antes de tratar el pozo con la emulsión, se llevarona cabo dos operaciones de reparación. En primerlugar, la extracción de una sarta de inyección dequímicos posibilitó la ejecución de disparos adi-cionales. A continuación, se eliminó la acumula-ción de incrustaciones de los tubulares utilizandoHCl al 15%. Luego, se trató el pozo con casi 214 bbl[34 m3] de una emulsión de HCl-diesel y un régi-men de 9 bbl/min [1.43 m3/min].18 Inmediata-mente después del tratamiento con la emulsiónretardada la producción de gas se duplicó, regis-trándose un incremento más pequeño, pero signi-ficativo, en la producción de condensado (arriba).Otros dos pozos gasíferos cercanos también fuerontratados con la emulsión retardada, experimen-tando incrementos de producción similares.

Si bien las emulsiones de ácido en aceite seutilizan hace muchos años, la atención adicionalprestada a los detalles de esta técnica ha dadocomo resultado mejoras significativas. Un ejemploclaro de esto es su utilización en el tratamientode un grupo de pozos profundos, de alta tempera-tura, emplazados en Medio Oriente. Estos pozosse encuentran ubicados en la porción este de Ara-bia Saudita y producen gas ácido no asociado, auna profundidad de aproximadamente 3,500 m[11,500 pies]. La zona productiva corresponde ala Formación Khuff y está compuesta por capasdolomíticas entremezcladas con caliza. Las tem-peraturas de fondo de pozo oscilan entre 127°C y 135°C [260°F y 275°F].

El operador ha llevado a cabo campañas perió-dicas de estimulación de pozos para mejorar lapermeabilidad y eliminar el daño producido por ellodo de perforación. En esta formación, se han uti-

lizado tanto emulsiones de HCl directo como emul-siones de ácido en diesel para la estimulación delos pozos gasíferos con resultados variables. El HCles un agente de estimulación efectivo pero resultaaltamente corrosivo con las temperaturas más ele-vadas que existen en estos pozos. La utilización deuna emulsión de ácido en aceite demostró serefectiva en cuanto a posibilitar un proceso de es-timulación sin corrosión, pero la aplicación en elcampo puso de manifiesto la necesidad de optimi-zar la formulación del emulsionante.19 El trabajodestinado a mejorar el emulsionante se concentróen dos áreas: reducción de las cantidades y mejo-ramiento de las operaciones de campo.

En las pruebas de campo previas de las emul-siones de ácido en diesel diseñadas para estimu-lar los pozos de la Formación Khuff se utilizó un28% en peso de HCl en un 30% en volumen de ácidoy un 70% en volumen de emulsión diesel. El emul-sionante era una cocoalquilamina con una carga

14. Un ácido convencional con una proporción de 9/1 estácompuesto por 9% en peso de HCl combinado con 1%en peso de HF.

15. Ali S, Frenier WW, Lecerf B, Ziauddin M, Kotlar HK,Nasr-El-Din HA y Vikane O: “Pruebas virtuales: La clavede un proceso de estimulación,” Oilfield Review 16, no. 1(Verano de 2004): 62−73.

16. “The Smackover Formation,”http://www.visionexploration.com/ smackover.htm (Se accedió el 20 de octubre de 2008).

17. Navarette et al, referencia 8.18. La composición de la emulsión como % en volumen, fue

de 30% de una solución de HCl (20% en peso de HCl enagua) mezclado con 70% de diesel oil.

19. Nasr-El-Din HA, Solares JR, Al-Mutairi SH y MahoneyMD: “Field Application of Emulsified Acid-Based Systemto Stimulate Deep, Sour Gas Reservoirs in Saudi Arabia,”artículo SPE 71693, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30de septiembre al 3 de octubre de 2001.

> Simulaciones de reacciones en arenisca. Elsoftware Virtual Lab es un sistema de pronósticoque determina los parámetros de acidificaciónóptimos para el tratamiento de las areniscas.Este sistema semi-empírico se basa en datos delaboratorio tomados de muestras de la formaciónconsiderada para ser sometida a tratamiento. Enel primer paso, se llevan a cabo las pruebas de lalechada en el reactor utilizando ácido y sólidostriturados (extremo superior ). El análisis de lassoluciones de efluentes permite la determinaciónde la cinética de la reacción y la identificación delos precipitados. En el segundo paso, las pruebasde inundación de núcleos determinan la permea-bilidad y la porosidad en condiciones de yaci-miento (centro). En el último paso, todos losdatos se combinan con simulaciones de flujo ra-dial para determinar el mejor tratamiento de acidi-ficación (extremo inferior).

> Historia de producción del pozo de la Formación Smackover. La producción de gas y condensado deeste pozo declinó en forma sostenida con el tiempo, alcanzando niveles de 3.4 MMpc/D [96,200 m3/d]de gas y 150 bbl/d [23.8 m3/d] de condensado en agosto de 1997, inmediatamente antes del trata-miento. Después del tratamiento con una emulsión de ácido en aceite, la producción de gas se incre-mentó superando los 9 MMpc/D [255,000 m3/d], mientras que el condensado aumentó hasta alcanzar200 bbl/d [31.7 m3/d]. Seis meses después del tratamiento, la producción de gas se había reducido unpoco pero aún era más del doble del valor previo al tratamiento. En el mismo período, la producciónde condensado cayó levemente pero mantuvo la mayor parte del incremento de producción relacio-nado con el tratamiento.

Prod

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Prod

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Enero1996

Julio1996

Enero1997

Julio1997

Enero1998

GasCondensado

Tratamiento con ácido emulsionado

de 0.08 a 0.11 m3 [0.48 a 0.71 bbl] cada 3.78 m3

[23.8 bbl] de emulsión.20 La aplicación en elcampo demostró que, si bien la emulsión fue efec-tiva en términos de estimulación de la produc-ción, se requerían mejoras adicionales. Las cargasde emulsionante eran altas, y la emulsión a me-nudo se rompía en las condiciones ambiente exis-tentes en el campo, por lo que era preciso unproceso de re-mezcla y control de calidad en elcampo antes de utilizarla. Estos dos atributos delemulsionante a base de cocoalquilamina implica-ban tiempos de operación más largos y costos máselevados.

Por consiguiente, el operador emprendió unprograma destinado a desarrollar y probar unaemulsión mejorada para ser utilizada en la esti-mulación de los pozos gasíferos profundos y dealta temperatura existentes en esta formación.21

Los resultados de las pruebas de laboratorio, demás de 10 emulsionantes diferentes, demostraronque el acetato de amina de sebo animal sería másefectivo que la formulación de cocoalquilamina.22

Este nuevo emulsionante podría utilizarse con un25% de la carga previa, logrando emulsiones es -tables sin necesidad de re-mezcla tanto en lascondiciones ambiente de campo como a altas tem-peraturas. En una campaña piloto de cuatro pozos,el empleo del nuevo emulsionante a base de aminade sebo resultó exitoso. Los tiempos de mezcla enel campo se redujeron en un 25% y los regímenesde producción posteriores al tratamiento de esti-mulación superaron las expectativas.

Las emulsiones de ácido en aceite no son laúnica opción para la estimulación de pozos carbo-natados de alta temperatura; los agentes quelan-tes también pueden ser utilizados con éxito, comolo ilustra un pozo de un yacimiento carbonatado deMedio Oriente.23 Después de terminado, el pozo noproducía y se sospechaba que el filtrado de lodohabía ocasionado daño a la formación. A pesar dela necesidad de estimular el pozo para iniciar elflujo de producción, al operador le preocupaba latemperatura elevada de fondo de pozo—110°C[230°F]—y la litología de la for mación, a una pro-fundidad medida de 2,620 m [8,600 pies]. A estaprofundidad, la formación dominada por la pre-sencia de calizas exhibe filones de dolomía quecontienen cantidades significativas de gas en-trampado. Las instalaciones de superficie eran li-mitadas en cuanto al volumen de gas que podíamanipularse con una relación gas/petróleo (GOR)de 440 m3/m3 [2,500 pies3/bbl]. Cualquier trata-miento de estimulación que se efectuara para ini-ciar el flujo desde el pozo tenía que evitar laproducción de gas y mantener la relación GOR pordebajo de este límite, a través de la minimizaciónde la estimulación de los filones dolomíticos.

Un agente quelante de la familia HACA era laelección lógica para la operación de estimulación.Los agentes quelantes del grupo HACA exhibenvelocidades de reacción mejoradas con la caliza yuna reacción más limitada con las dolomías—unfactor importante para el éxito de este trata-miento, debido a la presencia de gas entrampado.

Para este pozo se desarrolló un plan de trata-miento, utilizando el software StimCADE deSchlumberger para la colocación del ácido. Esteplan requería el empleo de tubería flexible para co-locar un agente quelante HACA en una zona estre-cha de la matriz calcárea, a 2,620 m. El softwarepronosticó un valor de penetración radial delagente quelante HACA de 1.5 m.

El tratamiento de estimulación se llevó a cabosin incidentes. Se utilizó un colchón de prelavadode un solvente mezclado con agua que precedió alagente quelante para contribuir al flujo de re-torno, a través de la conversión de la formación enuna formación humedecida con agua. La presióndel tratamiento promedió los 8.3 MPa [1,200 lpc]y la tasa de inyección del agente quelante fue de0.056 m3/min [0.35 bbl/min]. Después de finalizadoel tratamiento, el operador desplazó el pozo condiesel y extrajo la tubería flexible. Los resultadospositivos del tratamiento con el agente quelante sepusieron de manifiesto de inmediato. La produc-ción de petróleo se incrementó, pasando del estadoinicial sin producción a 96 m3/d [600 bbl/d]. Esteincremento de la producción de petróleo fue acom-pañado por un incremento pequeño de un GOR, quepasó de 264 a 299 m3/m3 [1,500 a 1,700 pies3/bbl];valor comprendido bien dentro de los límites deloperador.

Los resultados de estos casos confirman quelos agentes quelantes son útiles para los trata-mientos de estimulación de los yacimientos car-bonatados de alta temperatura. Esta capacidadtambién se observa en relación con las areniscas.

Acidificación de pozos de areniscas de alta temperaturaUn pozo de África Occidental, perforado en 1984,es representativo de las elecciones que debe hacerun operador si se confronta con la necesidad deacidificar una formación de areniscas en condicio-nes de alta temperatura.24 Este pozo, terminado auna profundidad de 2,360 m [7,743 pies] en unaformación de areniscas deltaicas con 15% de car-bonatos, poseía una temperatura de fondo de pozode 128°C [263°F]. Durante un período de casi 20años, la producción de petróleo había declinado,pasando de 490 m3/d [2,500 bbl/d] a 224 m3/d[1,408 bbl/d] con un incremento en la producciónde agua. La producción de agua, detectada por pri-mera vez en 1991, se había incrementado hasta al-canzar el 30% en el año 2003. El efecto del aguasobre los componentes de fondo de pozo había sidoobservado durante una operación previa de inter-vención del pozo llevada a cabo para recolocar loselementos del sistema de levantamiento artificialpor gas. Los depósitos de incrustaciones acumula-dos en los mandriles del sistema de levantamientoartificial por gas eran tan severos que una fresa

60 Oilfield Review

> Campo Tiong. Este campo marino se encuentra ubicado a 260 km [162 mi] frente a la costa de Malasiacentral. Se trata de un campo de areniscas que cubre un área de aproximadamente 20 km2 [7.7 mi2] y,junto con los campos cercanos Kepong y Bekok, produce petróleo y gas asociado (inserto, extremoinferior ). Estos campos envían el petróleo y el gas por línea de conducción hasta un punto de recepciónsituado en Kerteh, en el continente. Desde Kerteh, el petróleo y el gas son transportados por línea deconducción a Kuala Lumpur, Singapur, y otras instalaciones de procesamiento (no mostradas aquí ).

Kuala Lumpur

Kerteh

Singapur

Kepong/Tiong/Bekok

MALASIA

1000 millas

0 100km

Kepong

Tiong

Bekok

GasPetróleo

Colocación de fluidos convencionales

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25Desplazamiento

Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 5

Colchón de prelavadode salmuera

Colchón de prelavadode ácido

Tratamiento principal

Sobredesplazamiento

Agente divergente




Sobredesplazamiento

Agente divergente




Sobredesplazamiento

Agente divergente




Sobredesplazamiento

Salmuera




Sobredesplazamiento

Agente divergente

Paso Tipo de fluidoEtapa del tratamiento

1

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Colocación del fluido OneSTEP

Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 5

Desplazamiento

Agente divergente

Salmuera


Agente divergente


Agente divergente


Agente divergente



Paso Tipo de fluidoEtapa del tratamiento


rectificadora de 71 mm [2.8 pulgadas] no pudopasar por debajo de 875 m [2,870 pies].

Frente a las inquietudes asociadas con lacorrosión y el posible daño de la formación si seutilizaban los tratamientos de acidificación con-vencionales, el operador optó por tratar el pro-blema de la acumulación de incrustaciones con unagente quelante HACA. El objetivo del tratamientoera utilizar un fluido suave que removiera la acu-mulación de incrustaciones de carbonato sin dañarla formación de areniscas. El pozo fue tratado conel agente quelante HACA, utilizando tubería flexi-ble con un chorro rotativo para rociar e impregnarlas zonas que contenían los elementos del sistemade levantamiento artificial por gas. Después deltratamiento, los fluidos utilizados en la operaciónfueron desplazados con agua y el sistema de levan-tamiento artificial por gas se puso en marcha nue-vamente. Se corrió una fresa rectificadora a travésde toda la longitud del pozo sin tropezar con nin-guna obstrucción. Después del tratamiento, la pro-ducción de petróleo se incrementó hasta alcanzar402 m3/d [2,528 bbl/d], lo cual indicó la remociónde la acumulación de incrustaciones y la posibleestimulación de la arenisca.

Como lo ilustra el tratamiento efectuado eneste pozo de África Occidental, el empleo de agen-tes quelantes en areniscas utilizando planes con-vencionales de colocación de fluidos a menudo esrealmente efectivo. Con su tecnología OneSTEP,Schlumberger ha extendido la utilidad de estos nue-vos químicos a las areniscas. Esta tecnología utilizaun fluido único a base de agentes quelantes y téc-nicas de colocación simplificadas para estimular

la producción con menos riesgo de daño y precipi-tados. Este fluido reduce sustancialmente el nú-mero de etapas requeridas durante el tratamiento

20. La cocoalquilamina es un surfactante catiónico queincluye altas concentraciones de diversos ácidos decadena larga, entre los que se encuentran las variedadesde ácido láurico, mirístico, palmítico y caprílico.

21. Nasr-El-Din HA, Al-Dirweesh S y Samuel M:“Development and Field Application of a New, HighlyStable Emulsified Acid,” artículo SPE 115926, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, 21 al 24 de septiembre de 2008.

22. Como la cocoalquilamina, el acetato de amina de seboanimal es una mezcla catiónica de ácidos. No obstante,este emulsionante posee cadenas de carbono máslargas y contiene algunos enlaces dobles.

23. Frenier et al, referencia 10.24. Frenier et al, referencia10.25. El factor de daño mecánico es el factor adimensional

calculado para determinar la eficiencia de la producciónde un pozo mediante la comparación entre lascondiciones reales y las condiciones teóricas o ideales.Un factor de daño positivo indica que algún daño oinfluencia está deteriorando la productividad del pozo.Un factor de daño negativo indica un mejoramiento de la producción, normalmente como resultado de laestimulación.

26. Tuedor FE, Xiao Z, Fuller MJ, Fu D, Salamat G, Davies SN y Lecerf B: “A Breakthrough Fluid Technology inStimulation of Sandstone Reservoirs,” artículo SPE98314, presentado en Simposio y ExhibiciónInternacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

> Técnica OneSTEP. La acidificación convencional de las areniscas—usualmente con HF—es un pro-ceso complejo que involucra diversos equipos y muchos pasos secuenciales (izquierda). Pueden utili-zarse hasta seis tanques de ácido y dos tanques de salmuera, y pueden llevarse a cabo cinco etapascon 25 pasos, dependiendo del tipo de técnica de divergencia. En el tratamiento convencional, el col-chón de prelavado de salmuera remueve y diluye los componentes incompatibles con el ácido. De unmodo similar, los colchones de prelavado de HCl remueven las calcitas con anterioridad al tratamientoprincipal con HF. Por el contrario, el tratamiento OneSTEP utiliza habitualmente sólo dos tanques de al-macenamiento de ácido y un tanque de salmuera, y requiere muchos menos pasos (derecha). La simpli-cidad de este tratamiento es el resultado de dos factores; la utilización de un agente quelante en lugarde HF y el empleo del software predictivo Virtual Lab antes de iniciar la operación. El agente quelante elimina los problemas asociados con las reacciones secundarias y terciarias, mientras que la pruebaVirtual Lab asegura que cualquier problema potencial sea abordado antes de que comience la operación.

de acidificación. Petronas Carigali empleó esta tec-nología recientemente para estimular uno de suspozos marinos en la región del Sudeste Asiático.

El Campo Tiong se encuentra ubicado frentea la costa oeste de Malasia, en un tirante de agua(profundidad del lecho marino) de 77 m [253 pies](página anterior). Descubierto en 1978, comenzóa producir petróleo y gas en 1982. Tiong es unaformación de areniscas con una temperatura defondo de pozo elevada: 109°C [228°F]. Después deexperimentar un proceso de declinación de la pro-ducción y detectar un factor de daño mecánicoelevado para la formación, Petronas evaluó diver-sos pozos del Campo Tiong como candidatos parael tratamiento de acidificación.25 Las pruebasefectuadas en muestras de núcleos de los pozoscandidatos indicaron la existencia de daño de for-mación producido por la presencia de finos de ca-olinita y calcita. Petronas seleccionó un pozo paralas pruebas de acidificación y escogió el sistemaOneSTEP por su simplicidad operacional y el em-pleo de agentes quelantes (abajo).26 Esta combi-nación reúne un bajo nivel de riesgo de reacciones

secundarias y terciarias que podrían producir pre-cipitación con una reducción de las etapas de flui-dos y una logística simplificada. Otras de lasventajas que otorga son las tasas de corrosiónbajas y una huella adecuada en materia de salud,seguridad y medio ambiente.

Antes de efectuar el tratamiento de estimulación,Schlumberger calibró el modelo Virtual Lab utili-zando los resultados de las pruebas de pozos antesde correr las simulaciones. Las pruebas de pozosdeterminaron la cinética de disolución de la for-mación, midieron las propiedades físicas de laroca y compararon las opciones de tratamiento enlas pruebas de flujo radial. La elección final del

fluido de tratamiento en el Campo Tiong se centróen un agente quelante sumado a otros aditivos.Con este fluido a base de agente quelante, el tra-tamiento OneSTEP se llevó a cabo en el pozo delCampo Tiong en abril de 2007. No se registraronproblemas operacionales y la prueba resultó exi-tosa; la producción de petróleo se incrementó enun factor de cuatro y la producción de gas en unacantidad similar (arriba).

Para Petronas, la estimulación de la produc-ción de petróleo y gas no fue el único beneficio dela técnica OneSTEP. Esta operación de acidifica-ción simplificada ahorra un significativo tiempode equipo de reparación, lo cual se traduce en una

reducción del costo. En el tratamiento del CampoTiong, el tiempo operacional ahorrado fue cuantifi-cable—la duración del tratamiento convencionalse estimó en 45 horas, frente a las 24 horas insumi-das por la técnica OneSTEP—lo que equivale a unahorro de 21 horas. Este ahorro de tiempo es unresultado directo de la reducción de las etapas deltratamiento y de la mayor rapidez del reflujo de losfluidos de estimulación. Además se obtuvieronotros beneficios. La reducción del número de equi-pamientos y del inventario de químicos implicamenos espacio en cubierta, y la necesidad de con-tar con menos químicos reduce los riesgos opera-cionales de derrames químicos asociados con losprocesos de manipulación y levantamiento.

Nuevos campos: condiciones severasEn los últimos años, se han hecho importantesavances en materia de tratamientos de acidi fi -cación a alta temperatura. El tratamiento conemulsiones de ácido en aceite y agentes quelantespermite que los operadores acidifiquen las for -maciones a temperaturas elevadas con tasas decorrosión reducidas y menos riesgo de daño se-cundario. Por prometedor que parezca este pano-rama para los tratamientos de acidificación, seránecesario introducir más mejoras en los agentes yprocedimientos de tratamiento para responder a lascondiciones difíciles que se planteen en el futuro.27

Se espera un crecimiento de la demanda ener-gética mundial; se estima que en el año 2020 serequerirá un 40% más de energía que en 2007.28

Conforme continúa la búsqueda de nuevas reser-vas, la exploración se está volcando a yacimientosmás profundos; las operaciones llevadas a cabo enEUA ilustran esta tendencia. En el año 2007, lospozos de más de 4,572 m [15,000 pies] de profun-didad dieron cuenta de aproximadamente un 7%de la producción local; y se prevé que esta cifraalcanzará un porcentaje del 12% en el año 2010. Elrecurso gasífero profundo producido por este tipode pozo es considerable y en el futuro podría lle-gar a constituir el 29% de la producción.

62 Oilfield Review

27. DeBruijn G, Skeates C, Greenaway R, Harrison D, ParrisM, James S, Mueller F, Ray S, Riding M, Temple L yWutherich K: “Tecnologías para alta presión y altatemperatura,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de2008/2009): 52−67.

28. Aboud R, Smith K, Forero L y Kalfayan L: “EffectiveMatrix-Acidizing in High Temperature Environments,”artículo SPE 109818, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, 11 al 14 de noviembre de 2007.

29. Payne ML, Pattillo PD, Miller RA y Johnston CK:“Advanced Technology Solutions for Next GenerationHPHT Wells,” artículo IPTC 11463, presentado en la

Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo,Dubai, 4 al 7 de diciembre de 2007.DeBruijn et al, referencia 27.

30. Aboud et al, referencia 28.31. Al-Otaibi MB, Al-Moajil AM y Nasr-El-Din HA:

“In-Situ Acid System to Clean up Drill-In-Fluid Damage in High-Temperature Gas Wells,” artículo SPE 103846,presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnologíade Perforación de la Región del Sudeste Asiático de las IADC/SPE, Bangkok, Tailandia, 13 al 15 de noviembrede 2006.

> Resultados del tratamiento de estimulación del Campo Tiong. El procedimiento OneSTEP, implementadoen el pozo del Campo Tiong en abril de 2007, produjo resultados positivos inmediatos del tratamiento conagentes quelantes. La producción de petróleo se incrementó, pasando de aproximadamente 16 m3/d[101 bbl/d] a más de 70 m3/d [440 bbl/d]. De un modo similar aumentó la producción de gas, pasandode menos de 20,000 m3/d [0.7 MMpc/D] a aproximadamente 85,000 m3/d [3 MMpc/D].

Enero de 2007 Abril de 2007 Junio de 20070

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Fluj

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Una característica determinante de las cuen-cas más profundas es que poseen una tempera-tura elevada. Los pozos gasíferos profundos delGolfo de México y Brasil exhiben temperaturas de

fondo de pozo promedio de 204°C [400°F], y sehan reportado temperaturas aún más elevadas.Para ayudar a los operadores a concentrarse enlas consecuencias de perforar y operar pozos pro-

fundos y de alta temperatura, se han desarrolladodiversos sistemas de clasificación.29 Muchos deestos pozos profundos y de alta temperatura re-querirán un tratamiento de acidificación de la ma-triz en algún momento de su vida productiva y latecnología actual sólo cubre una parte del rangode temperatura esperado (izquierda). Esta ten-dencia hacia condiciones de temperaturas cadavez más elevadas demandará la implementaciónde mejoras en todos los aspectos de los tratamien-tos de acidificación, desde las tasas de corrosiónhasta la estabilidad de los fluidos de tratamiento.

A pesar de la dificultad asociada con los trata-mientos de acidificación en condiciones extremas,se han reportado algunos éxitos anticipados. Porejemplo, un pozo de América del Sur perforado enarenisca, que presenta alta presión y alta tempe-ratura y un nivel de daño significativo, fue tratadocon una combinación de ácido acético y HF dupli-cando la producción de petróleo.30 Las claves deléxito en esta operación a alta temperatura, inclu-yeron un ácido—acético—suave, asociado conHF, y la inclusión de un estabilizador de ácido fos-fórico para mantener los productos en solución.Otro ejemplo de soluciones innovadoras para lostratamientos de acidificación en ambientes dealta temperatura es el empleo de un sistema ácidoen sitio.31 El fluido de tratamiento de este sistemacontiene un precursor de ácido que permite la li-beración controlada en el tiempo para los pozoscon intervalos largos.

En el análisis final, el éxito de los tratamientosde acidificación de pozos de alta presión y altatemperatura impondrá mayores demandas tantoen lo que respecta a los fluidos como a los proce-dimientos de tratamiento. Se requerirán fluidosque posean velocidades de reacción controladas,baja corrosión y huellas aceptables para la salud,la seguridad y el medio ambiente; los agentes que-lantes constituyen un buen ejemplo de un pasoadoptado en esta dirección. Además del desarro-llo de nuevos fluidos, los tratamientos como la téc-nica OneSTEP, que enfatizan la simplicidad yminimizan el tiempo operacional, serán muy co-diciados. En conjunto, los desarrollos futuros,tanto en materia de fluidos como de procedimien-tos de tratamiento que los emplean, garantizaránque las operaciones de acidificación de la matrizavancen para responder a las condiciones difícilesque se planteen a medida que se desarrollen cam-pos nuevos. —DA

> Acidificación de yacimientos profundos y de alta temperatura. La acidifica-ción con HCl y HF es efectiva habitualmente a temperaturas de yacimientoinferiores a 200°F y el empleo de agentes quelantes puede extender esterango de temperatura a aproximadamente 400°F. Los recientes descubri-mientos de gas en aguas profundas constituyen buenos ejemplos de yaci-mientos de alta temperatura y pueden alcanzar temperaturas que oscilanentre 250 y 550°F [288°C]. Podría considerarse el empleo de agentes quelan-tes para la acidificación de los campos ubicados entre el Campo Ursa, conuna temperatura de 250°F, y el Campo Egret, con una temperatura de 350°F;sin embargo, para acidificar campos con temperaturas superiores a los400°F, tales como West Java, Deep Alex y Mobile Bay, se requerirá nuevatecnología.

HCl-H

FAg

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200

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°F

600

Deep Alex

Mobile BayShearwater

Egret, Heron

E. Cameron, Sable

Asgard

BruneiThunder HorseUrsa

Gulf of Thailand

Khuff

West Java

100

opciones para la estimulación de pozos de alta temperatura

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