Volumen 25, no.3

Avances en tratamientos de acidifi cacin

Monitoreo de la corrosin en las tuberas de revestimiento

Referenciamiento geomagntico

Las tormentas solares

Oilfield Review

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

M

ARZO DE 2014 VOLUM

EN 25 N

UMERO 3

13-OR-0004-S

Oilfield Review AppLa aplicacin para iPad de Oilfield Review para la plataforma Newsstand se encuentra disponible en forma gratuita en la tienda iTunes App Store de Apple.

Oilfield Review comunica a los profesionales de la industria petrolera los adelantos tcnicos relacionados con la bsqueda y produccin de hidrocarburos. La aplicacin gratuita Oilfield Review Apple iPad para beneficiarse del contenido forma parte de la plataforma Newsstand y permite el acceso tanto a temticas nuevas como archivadas. Muchos artculos han sido mejorados con contenidos ms ricos, tales como animaciones y videos, que ayudan a explicar los conceptos y teoras que trascienden las capacidades de las imgenes estticas. La aplicacin brinda acceso a numerosos aos de temticas archivadas en un formato compacto que conserva el contenido y las imgenes de alta calidad a los que estamos acostumbrados con la versin impresa de Oilfield Review.

Descargue e instale la aplicacin de iTunes App Store, indagando Schlumberger Oilfield Review desde su iPad o escanee el cdigo QR (abajo), que lo llevar directamente al sitio iTunes.

Apple, iPad y iTunes son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros pases.

Anunc

io de la

nueva

aplic

acin

para iP

ad de

Oilfie

ld Revi

ew

Ampliamente aclamada como tecnologa innovadora, la perforacin de pozos de alcance extendido permite el desarrollo econmicamente efectivo de las reservas marinas desde localizaciones en tierra firme y desde estructuras de concreto construidas en el mar. Adems, posibilita un mximo contacto con el yacimiento y permite el acceso a mltiples yacimientos con un solo agujero.

Para Eni US Operating Company Inc., la perforacin de pozos de alcance extendido ha sido esencial para el desarrollo del campo Nikaitchuq, que se encuentra ubicado frente al Talud Norte de Alaska en EUA. Las carac-tersticas del campo desde su localizacin marina y su temperatura de fondo de pozo hasta su geologa compleja lo convierten en un proyecto extremadamente desafiante.

Las concesiones de nuestra empresa se encuentran ubicadas costa afuera del Ocano rtico y el Mar de Beaufort, al norte del Crculo Polar rtico. Para un mejor acceso al yacimiento, hemos construido una isla a unas pocas millas mar adentro, en un tirante de agua (profundi-dad del lecho marino) de menos de 3 m [10 pies]. De los 30 pozos que proyectamos perforar desde una sola localiza-cin en la isla artificial, ya hemos perforado 17; pero adems perforamos 22 desde una localizacin terrestre ubicada en Oliktok Point. Adems de las ventajas econmi-cas, la restriccin de los sitios de perforacin a slo dos localizaciones de pozos minimiza la huella ambiental.

El objetivo es un yacimiento somero y relativamente fro, lo que hace que el petrleo sea viscoso. Este yacimiento haba sido desarrollado con un sistema de inyeccin de agua en lnea (desplazamiento por frente continuo); el plan de desarrollo implica una distribucin de pozos inyec-tores y productores horizontales alternados y, para el ao 2014, se proceder a terminar un total de 52 pozos. El agua de inyeccin para el proceso de inundacin con agua es producida desde una formacin ms profunda y ms clida.

Estamos perforando pozos de alcance extendido someros. Si bien la profundidad de estos pozos oscila entre 1 000 m [3 200 pies] y 1 300 m [4 200 pies], algunos pozos poseen una longitud de ms de 7 000 m [23 000 pies]. Ms del 90% de los pozos del desarrollo exhiben una relacin alcan-ce-profundidad vertical verdadera (TVD) superior a 4 y en ciertos casos dicha relacin alcanza un valor de 6. Los pozos estn separados por una distancia de 370 m [1 200 pies] entre s, a lo largo de sus intervalos de produccin, y muchos siguen fallas que compartimentalizan el yacimiento. El posicionamiento preciso de los pozos es crucial para asegurar que no fracase el proceso de inyeccin de agua o se atraviese inadvertidamente una falla primaria. Un error de localizacin del 1% en un pozo de 7 000 m de longitud, se traduce en un error inaceptable de ms de 60 m [200 pies] en la profundidad final (TD).

Aqu es donde hace su incursin el sistema de referen-ciamiento geomagntico. Si bien los levantamientos

Referenciamiento geomagntico para el posicionamiento de pozos

1

giroscpicos tradicionales podran producir datos de cali-dad suficiente para lograr los emplazamientos de pozos necesarios, su ejecucin en este ambiente es impracticable y requiere costos y tiempos adicionales que los torna prohi-bitivamente costosos para los programas de perforacin de esta rea. El referenciamiento geomagntico permite el posicionamiento preciso y en tiempo real de nuestros pozos y nos brinda la certeza de conocer dnde se encuen-tran sin tener que detener la perforacin. Mediante la uti-lizacin del referenciamiento geomagntico, podemos construir un modelo detallado del campo magntico terres-tre para compararlo con las mediciones magnticas obteni-das durante la perforacin (vase Referenciamiento geomagntico: La brjula en tiempo real para los perfora-dores direccionales, pgina 34). El modelo se confecciona con las contribuciones del campo magntico principal de la Tierra, las variaciones magnticas locales de las rocas corti-cales y las perturbaciones variables en el tiempo causadas por la actividad solar.

Las tormentas magnticas relacionadas con el Sol se producen de manera impredecible y en las latitudes del rtico generan oscilaciones de gran amplitud en la intensi-dad y la direccin del campo magntico, que deben ser incorporadas en el modelo. Para cuantificar estas pertur-baciones, Schlumberger se asoci con el Servicio Geolgico de EUA a fin de construir un observatorio geomagntico cercano, en Deadhorse, Alaska. El observatorio proporciona los datos de referenciamiento de alta calidad requeridos para las correcciones asociadas con la continuacin de la perforacin en tiempo real y para los levantamientos defini-tivos al final de cada carrera del arreglo de fondo (BHA).

Estamos perforando nuestro pozo nmero 39 utilizando referenciamiento geomagntico. Desde las primeras aplicaciones de esta tecnologa en nuestros pozos, la incertidumbre asociada con el posicionamiento de los pozos se redujo continuamente. Y, dado que conocemos las posiciones con gran certeza, estamos reingresando en los pozos para perforar tramos laterales duales desde laterales simples. Esta estrategia nos permite duplicar bsicamente el contacto del pozo con el yacimiento e incrementar las tasas de produccin. An con estas tasas incrementadas, se espera que este campo produzca durante ms de 30 aos.

Andrew BuchananGelogo senior de operaciones Eni US Operating Company Inc.Anchorage, Alaska, EUA

Andrew Buchanan se desempea desde el ao 2009 en Eni US Operating Company Inc., en Anchorage, como gelogo senior de operaciones. Previamente, trabaj para ASRC Energy Services como gelogo consultor. Andrew obtuvo una licenciatura en geologa de la Universidad de Regina, en Saskatchewan, Canad. Actualmente se desempea como el ex-presidente del Club del Petrleo de Anchorage.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Referenciamiento geomagntico para el posicionamiento de pozos

Artculo de fondo aportado por Andrew Buchanan, gelogo senior de operaciones de Eni US Operating Company Inc.

4 Estimulacin de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

La estimulacin de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados ha mejorado significativamente con la aplicacin de fluidos de acidificacin innovadores que contienen fibras degradables. Las fibras se congregan y forman barreras que impiden el movimiento de los fluidos hacia las fracturas, redireccionando el cido hacia las regiones de permeabilidad ms baja. Esta eficiencia de estimulacin mejorada se ha traducido en perfiles de produccin cada vez ms uniformes a travs de mltiples zonas y ha generado incrementos sustanciales de la produccin en muchos campos de petrleo y gas de todo el mundo.

18 Medicin de la corrosin en las tuberas de revestimiento para prolongar la vida de los activos

La corrosin de los tubulares de fondo de pozo puede acortar la vida productiva de un pozo y contribuir a generar daos costosos para los operadores. El monitoreo de la corrosin de fondo de pozo acta como primera lnea de defensa contra la corrosin en las tuberas de revestimiento.

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditorRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresH. David LeslieTed MoonParijat MukerjiErik NelsonGinger OppenheimerRana Rottenberg

Diseo y produccinHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresinRR DonnelleyWetmore PlantCurtis Weeks

Traduccin y produccinLynx Consulting, Inc.E-mail: info@linced.com;http://www.linced.com

Traduccin Adriana RealEdicin Antonio Jorge TorreSubedicin Nora RosatoDiagramacin Diego Snchez

2

Acerca de Oilfield ReviewOilfield Review es una publicacin trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar informacin acerca de los adelantos tcnicos relacionados con la bsqueda y produccin de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamrica.

A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicacincorresponden al idioma ingls.

Cuando se menciona slo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger.

2014 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicacin puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrnico o mecnico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorizacin escrita de Schlumberger.

Marzo de 2014

Volumen 25Nmero 3

63 Colaboradores

66 Definicin del concepto de perfilaje de produccin: Principios del perfilaje de produccin

ste es el decimoprimero de una serie de artculos introductorios que describen los conceptos bsicos de la industria de E&P.

3

34 Referenciamiento geomagntico: La brjula en tiempo real para los perforadores direccionales

En los ltimos aos, la necesidad de posicionar los pozos con precisin ha generado desarrollos tecnolgicos que pro-movieron el avance de la ciencia de direccionamiento de los pozos. Este artculo examina los mtodos de prospeccin magnetomtrica que mejoran la precisin de las mediciones en tiempo real y permiten a los perforadores alcanzar sus objetivos de manera eficiente y econmicamente efectiva.

Oilfield Review SUMMER 13Production Log Fig. 2ORSUMR 13-PRDLG 2

50 El soplido del viento solar: Las manchas solares, los ciclos solares y la vida en la Tierra

La meteorologa espacial puede afectar los sistemas terrestres que son cruciales para la sociedad moderna. Este artculo describe los fenmenos solares que contribuyen a la meteorologa espacial y constituyen la fuente de los pulsos electromagnticos que poseen el potencial para afectar y daar las tecnologas electrnicas, de generacin de energa, de comunicaciones, de transporte y de otro tipo de infraestructura, tanto en la Tierra como en el espacio. Adems, se analizan los ciclos de manchas solares y su influencia en la meteorologa solar y terrestre.

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Consejo editorial

En la portada:

Las auroras boreales aparecen como cortinas brillantes de luces de colores en las regiones rticas del hemisferio norte terrestre. Las auroras, que pueden tener lugar en ambas regiones polares de la Tierra, se forman cuando las emisiones de las erupciones solares y las eyecciones de la masa coronal interactan con el campo magntico terrestre. Un gran bucle de plasma, conocido como prominencia, emana de la superficie del Sol (inserto). Dicha masa de plasma eyectada en la direccin de la Tierra produce fenmenos meteorolgicos espaciales que podran afectar las tecnologas modernas relacionadas con el electromagnetismo, lo que incluye los mtodos de direccionamiento de pozos que dependen de las mediciones magnticas.

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsmile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.comSe encuentra disponible en forma gratuita una aplicacin para iPad para la versin en ingls de OilfieldReview.

Dirigir las consultas de distribucin a: Vlamir BastosTelfono: (55) 21 3541 7000 (switchboard)Directo: (55) 21 3541 7071 E-mail: vbastos@slb.com

Enlaces de inters:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

4 Oilfield Review

Estimulacin de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

Khalid S. AsiriMohammed A. AtwiSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

scar Jimnez BuenoPetrleos Mexicanos (PEMEX)Villahermosa, Mxico

Bruno LecerfAlejandro PeaSugar Land, Texas, EUA

Tim LeskoConway, Arkansas, EUA

Fred MuellerCollege Station, Texas

Alexandre Z. I. PereiraPetrobrasRo de Janeiro, Brasil

Fernanda Tllez CisnerosVillahermosa, Mxico

Traduccin del artculo publicado en Oilfield Review Otoo de 2013: 25, no. 3.Copyright 2014 Schlumberger.Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, se agradece a Charles-Edouard Cohen, Ro de Janeiro; Vctor Ariel Exler, Macae, Brasil; Luis Daniel Gigena, Ciudad de Mxico; Daniel Kalinin, Al-Khobar, Arabia Saudita; y Svetlana Pavlova, Novosibirsk, Rusia.ACTive, MaxCO3 Acid, POD, SXE y VDA son marcas de Schlumberger.

1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R: Trends in Matrix Acidizing, Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 2440.

Los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados pueden ser difciles de

estimular porque los fluidos de tratamiento tienden a ingresar en las fracturas y a

evitar las regiones menos permeables. Normalmente, se necesitan tcnicas efectivas

de divergencia de fluidos para asegurarse de que los fluidos de estimulacin entren

en contacto con la mayor superficie posible del yacimiento. Los ingenieros y

qumicos desarrollaron un innovador fluido de acidificacin que emplea fibras

degradables para obstruir temporariamente las fracturas permeables y hacer que el

fluido ingrese en las zonas menos permeables. Los operadores han aplicado el cido

cargado de fibras en yacimientos de petrleo y gas naturalmente fracturados en los

que es difcil obtener una cobertura zonal completa y, como resultado de dicha

aplicacin, han experimentado mejoramientos sustanciales de la produccin.

Volumen 25, no.3 55

Desde los albores de la industria del petrleo y el gas, los operadores se han esforzado por maximi-zar la productividad de los pozos, empleando para ello una diversidad de tcnicas. Por ejemplo, ya en el siglo XIX, los ingenieros comenzaron a bombear cido en los pozos para mejorar la produccin. Los tratamientos de acidificacin disuelven y eli-minan el dao de formacin producido por las operaciones de perforacin y terminacin de pozos y/o forman nuevos trayectos de produccin en las formaciones productivas.

Los tratamientos de acidificacin se dividen en dos categoras. La acidificacin matricial consiste en el bombeo de fluido en la formacin a velocida-des y presiones que no fracturan el yacimiento. El tratamiento resultante estimula una regin que se extiende alrededor del pozo hasta una distancia de aproximadamente 1 m [3 pies]. La acidificacin de las fracturas es un tratamiento de fractura-miento hidrulico en el que se bombea cido durante al menos una etapa de fluido. La penetra-cin de la estimulacin puede extenderse en la formacin a lo largo de una distancia de uno o dos rdenes de magnitud mayor que la de la acidifica-cin matricial.

La composicin de los fluidos de acidificacin depende del tipo de formacin a estimular. Las for-maciones carbonatadas, compuestas principal-mente por caliza (carbonato de calcio [CaCO3]) o doloma (carbonato de calcio y magnesio [CaMg(CO3)2]), son tratadas con cido clorh-drico [HCl], diversos cidos orgnicos, o combina-ciones de stos. Las formaciones de areniscas estn compuestas habitualmente por partculas de cuarzo [SiO2] o feldespato [KAlSi3O8NaAlSi3O8CaAl2Si2O6] ligadas entre s por minerales de arcilla o carbonatos. Los minerales de silicatos no reaccionan con el HCl, sino que responden a los fluidos que contienen cido fluorhdrico [HF] o cido fluobrico [HBF4].1 A pesar de las dife-rencias existentes en la qumica de los fluidos, la mayora de los aspectos de la acidificacin de carbonatos y areniscas relacionados con la inge-niera son similares. No obstante, este artculo se centra en los avances recientes especialmente pertinentes a la acidificacin de carbonatos.

Fundamentos de la acidificacin de carbonatosLa caliza y la doloma se disuelven rpidamente en HCl, formando productos de reaccin solubles en agua principalmente cloruros de calcio y de magnesio y liberando dixido de carbono. La tasa de disolucin es limitada por la velocidad con la cual el cido puede ser transportado hacia la superficie de la roca. Este proceso de disolu-cin produce la rpida formacin de canales de

forma irregular denominados agujeros de gusa-nos (arriba). Los agujeros de gusanos se disponen en forma radial, con una distribucin dendrtica, desde los puntos en los que el cido sale del pozo e ingresa en la formacin. Una vez formados, se convierten en los trayectos ms permeables den-tro de la formacin y transportan virtualmente todo el flujo de fluido durante la produccin. Para una estimulacin eficiente, la red de aguje-ros de gusanos debe penetrar el intervalo produc-tivo de manera profunda y uniforme.

Obtener uniformidad en el tratamiento de estimulacin puede convertirse en un desafo si existen grandes variaciones de permeabilidad dentro del intervalo de tratamiento. A medida que penetra en la formacin, el cido fluye prefe-rentemente hacia los trayectos ms permeables. Las reas de permeabilidad ms alta reciben la mayor parte del fluido y se vuelven ms extensas, lo que hace que los fluidos de tratamiento pasen por alto las regiones de permeabilidad ms baja.

> Agujeros de gusanos inducidos por el cido. Una red intrincada de agujeros de gusanos formados durante un tratamiento de acidificacin matricial a escala de laboratorio de una muestra de una formacin carbonatada. La longitud, direccin y nmero de agujeros de gusanos depende de la reactividad de la formacin y de la velocidad con la que el cido ingresa en la formacin. Una vez formados, los agujeros de gusanos acarrean virtualmente todo el flujo de fluido durante la produccin.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 1ORSUMR 13-MXCO 1

6 Oilfield Review

Para abordar este problema, los qumicos e inge-nieros han desarrollado mtodos para desviar los fluidos de acidificacin lejos de los intervalos de alta permeabilidad y en direccin hacia las zonas menos permeables.

Los ingenieros logran la divergencia mediante el empleo de medios mecnicos o qumicos o ambos.2 La divergencia mecnica de los fluidos de tratamiento puede efectuarse utilizando herra-mientas operadas con la columna de perforacin o con tubera flexible, provistas de empacadores mecnicos que aslan y dirigen el fluido hacia las zonas de baja permeabilidad. Alternativamente, el flujo puede ser obstruido en los disparos indivi-duales si se lanzan selladores de esferas en el fluido de estimulacin a medida que ste des-ciende por el pozo. Los selladores de esferas se colocan y se sellan contra los disparos que aceptan

la mayor parte del fluido. Despus del tratamiento, los selladores de esferas se desprenden, son desa- lojados mecnicamente o se disuelven (arriba).

Los agentes divergentes qumicos incorpora-dos en los fluidos de estimulacin pueden ser divididos en dos categoras: sustancias en part-culas y viscosificadores. Las sustancias en part-culas incluyen los agentes de obturacin, tales como las escamas de cido benzoico y los granos de sal dimensionados para taponar los poros de las formaciones. El espumado del cido permite lograr un efecto de obturacin similar debido al flujo bifsico.

Los viscosificadores incluyen los polmeros solubles en agua, los geles a base de polmeros reticulados y los surfactantes viscoelsticos (VES).3 Una dcada atrs, los cientficos e inge-nieros de Schlumberger aplicaron la qumica VES

en los tratamientos de estimulacin con cido e introdujeron el sistema de cido divergente vis-coelstico VDA. Los fluidos VDA demostraron ser particularmente exitosos tanto en aplicaciones de acidificacin matricial como en aplicaciones de acidificacin de fracturas de todo el mundo.4

La molcula de surfactante del sistema VDA, derivada de un cido graso de cadena larga, es el zwitterion; una molcula neutra que transporta una carga positiva y otra negativa en posiciones independientes.5 Durante su bombeo en un pozo, el fluido VDA una mezcla de HCl, surfactantes VES y aditivos comunes para tratamientos ci-dos mantiene una viscosidad baja. A medida que el cido se consume en la formacin, las molculas de surfactante comienzan a reunirse y forman micelas elongadas.6 Las micelas se entre-cruzan y producen el incremento de la viscosidad del fluido (abajo). El fluido de mayor viscosidad forma una barrera temporaria que obliga al cido fresco a fluir hacia otras partes. Adems de generar la divergencia, la viscosidad reduce la velocidad con la que el cido reacciona con la for-macin, lo que proporciona ms tiempo para la creacin de agujeros de gusanos ms profundos y ms intrincados.

Cuando comienza la produccin, el fluido VDA queda expuesto a los hidrocarburos, lo que altera el ambiente inico y hace que las micelas se vuel-van esfricas. El entrecruzamiento cesa, las mice-las se desplazan libremente y la viscosidad del fluido se reduce drsticamente, lo que permite la limpieza eficiente posterior a la estimulacin. A diferencia de los fluidos a base de polmeros, los surfactantes VES no dejan residuo daino alguno que pueda interferir con la productividad del pozo.

> Mtodos de divergencia mecnica. Los selladores de esferas (esferas verdes) se bombean en el pozo durante el tratamiento de estimulacin (izquierda). Las esferas proporcionan divergencia mecnica porque obturan preferentemente los disparos que admiten el mayor volumen de fluido de tratamiento. Los empacadores de intervalos inflables tambin pueden ser desplegados con tubera flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este ejemplo, los ingenieros ya han estimulado la zona inferior y han desplazado los empacadores hacia arriba, preparndose para estimular la zona siguiente.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 2ORSUMR 13-MXCO 2

Selladores de esferas Empacadores de intervalos inflables

> Comportamiento del fluido surfactante viscoelstico (VES) durante un tratamiento de acidificacin. Al comienzo, cuando el surfactante se dispersa en el cido, cada molcula se mueve independientemente a travs del fluido (izquierda). A medida que el cido reacciona con los minerales carbonatados, las molculas de surfactantes se congregan y forman micelas elongadas (centro). Las micelas se entrecruzan e impiden el flujo de fluido, lo que incrementa la viscosidad del fluido. Cuando comienza la produccin de hidrocarburos despus del tratamiento, las micelas elongadas se transforman en esferas (derecha), lo que provoca una reduccin considerable de la viscosidad del fluido y facilita una limpieza eficiente.

Molculas desurfactantes

Micelas elongadas Micelas esfricas

cido consumido Hidrocarburos

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 3ORSUMR 13-MXCO 3

Volumen 25, no.3 7

Los yacimientos naturalmente fracturados constituyen los ambientes ms desafiantes para la acidificacin de carbonatos porque pueden pre-sentar contrastes de permeabilidad extremos. Las regiones fracturadas pueden ser varios rdenes de magnitud ms permeables que las capas sin frac-turar. Hasta hace poco, el considerable portafolio de tecnologas de divergencia de la industria demostr ser ineficiente en este ambiente. Aunque utilizaran fluidos autodivergentes tales como la formulacin del fluido VDA, los ingenieros deban hacer esfuerzos para obstruir las fracturas y tratar el resto de la formacin. En consecuencia, los ope-radores se vean obligados a bombear grandes volmenes de fluido para llevar a cabo la estimula-cin, lo que se traduca en costos de tratamiento ms elevados y resultados menos que ptimos.

No obstante, los ingenieros y qumicos de Schlumberger descubrieron que era posible lograr mejoras significativas en la divergencia mediante el agregado de fibras degradables al fluido VDA. A medida que el fluido divergente cargado de fibras ingresa en una fractura, las fibras se congregan, se

entrecruzan y forman estructuras que limitan el ingreso de fluido. El nuevo producto, el sistema de cido divergente degradable MaxCO3 Acid, ha sido utilizado con xito y eficiencia para la estimu-lacin de yacimientos carbonatados de todo el mundo caracterizados por su notoria dificultad.

Este artculo describe el desarrollo del sis-tema MaxCO3 Acid en el laboratorio y su intro-duccin en el campo petrolero. Algunos casos de estudio de Mxico, Arabia Saudita y Brasil demuestran cmo la aplicacin de este nuevo sis-tema de cido est logrando mejoras significati-vas en la productividad de los pozos.

Estudio de laboratorio de cidos cargados de fibrasDurante ms de 20 aos, los qumicos e ingenieros exploraron formas de utilizar las fibras para mejo-rar las operaciones de servicios al pozo. A travs del trabajo con fibras a base de minerales y pol-meros, estos profesionales descubrieron tcnicas de control del comportamiento de los fluidos y los slidos suspendidos, tanto durante como despus

de su emplazamiento en un pozo. La investiga-cin condujo a numerosas innovaciones, que incluyeron mtodos de limitacin de las prdidas de circulacin durante las operaciones de perfo-racin y cementacin, el mejoramiento de la fle-xibilidad y la durabilidad de los cementos de pozos, la facilitacin del transporte de apunta-lante durante las operaciones de fracturamiento hidrulico y la prevencin del contraflujo (flujo de retorno) de apuntalante en el pozo despus de un tratamiento de fracturamiento.

El estudio de las aplicaciones para las fibras, en el contexto de la acidificacin, constituye un esfuerzo ms reciente. En el ao 2007, los cientfi-cos de Schlumberger comenzaron a explorar la capacidad de las fibras para mejorar la divergencia del fluido tanto en escenarios de agujero descu-bierto como de pozo entubado (izquierda). La dife-rencia principal entre las dos condiciones es que, para las terminaciones en agujero descubierto, las fibras se deben acumular a travs de toda la super-ficie del pozo para proporcionar la divergencia, pero en los casos de pozos entubados, la deposita-cin de las fibras puede confinarse a los disparos.

Los ingenieros descubrieron que el simple agregado de fibras a una solucin de HCl conven-cional no bastaba para formar una suspensin fibrosa estable. Inmediatamente despus del agregado, las fibras se congregaban, formaban bloques y se separaban del cido. El xito se alcanz con la incorporacin de las fibras en el fluido VDA. La mayor viscosidad del fluido resul-tante permiti la formacin de una suspensin robusta de fibras discretas.

2. Robert JA y Rossen WR: Fluid Placement and Pumping Strategy, en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 19-219-3.

3. Para obtener ms informacin sobre los polmeros solubles en agua y los sistemas de fluidos VES, consulte: Gulbis J y Hodge RM: Fracturing Fluid Chemistry and Proppants, en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 7-17-23.

4. Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D: Reacciones positivas en la estimulacin de yacimientos carbonatados, Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 3047.

Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes K: Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid, SPE Production & Operations 22, no. 1 (Febrero de 2007): 121127.

5. Sullivan P, Nelson EB, Anderson V y Hughes T: Oilfield Applications of Giant Micelles, en Zana R y Kaler EW (eds): Giant MicellesProperties and Applications. Boca Ratn, Florida, EUA: CRC Press (2007): 453472.

6. Una micela es un agregado coloidal de molculas de surfactantes. En el ambiente acuoso de un fluido de acidificacin, las molculas de surfactantes se disponen de manera tal que el interior de la micela es hidrofbico y el exterior es hidroflico. Las micelas con forma de gusano pueden tener varios micrones de largo y poseer una seccin transversal de algunos nanmetros.

> Escenarios de despositacin de fibras y divergencia. Durante la acidificacin en agujero descubierto (extremo superior y extremo inferior izquierdo), las fibras forman un revoque de filtracin que cubre toda la pared del pozo. Durante la acidificacin en pozo entubado (extremo superior y extremo inferior derecho), las fibras forman revoques de filtracin en los tneles dejados por los disparos.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 4ORSUMR 13-MXCO 4

Pareddel pozo

Acidificacin en agujero descubierto Acidificacin en pozo entubado

Pozo Pozo

Tubera derevestimiento

Revoque de filtracin

Revoque de filtracin

Revoque de filtracinFluido de tratamiento Fluido de tratamiento

Revoque de filtracin

Agujerode gusano

Agujerode gusano Disparo

Disparo

Tubera derevestimiento

8 Oilfield Review

Luego, los ingenieros comenzaron a efectuar experimentos con equipos a escala de laboratorio para simular la prdida de fluido y la depositacin de las fibras (arriba). El simulador principal era un dispositivo de obturacin provisto de diversos orificios a travs de los cuales pasaba el cido car-gado de fibras con tasas de flujo variables. Los ori-ficios circulares, con dimetros oscilantes entre 1 y 2 mm [0,04 y 0,08 pulgadas], simulaban los agu-jeros de gusanos. Los orificios rectangulares con anchos variables entre 2 y 6 mm [0,08 y 0,24 pulga-das] eran anlogos a las fracturas. Los ingenieros observaron la formacin de tapones de fibras y registraron la correspondiente presin del sis-tema a medida que el cido cargado de fibras pasaba a travs de un orificio.

> Equipo a escala de laboratorio para comprobar el comportamiento de la prdida de fluido y la depositacin del revoque de filtracin. Los ingenieros utilizaron una celda de filtracin convencional para simular un tratamiento de estimulacin en agujero descubierto (extremo superior). Los tcnicos colocaron primero un ncleo de carbonato en la base de la celda y luego vertieron cido cargado de fibras. Despus de sellar la celda, aplicaron una presin diferencial a travs del ncleo y utilizaron una balanza para medir la cantidad de filtrado que pasaba por el ncleo. Para la simulacin en pozo entubado (extremo inferior), los ingenieros utilizaron un dispositivo de obturacin. El dispositivo consisti principalmente en un tubo de 300 mL provisto de un pistn, una bomba de cromatografa lquida de alto rendimiento (HPLC) y un orificio (izquierda). El orificio poda ser circular para simular un agujero de gusano (extremo superior derecho) o rectangular para representar una fractura (extremo inferior derecho). Los tcnicos instalaron un pistn en la parte superior del tubo, que contena el cido cargado de fibras. Al salir del tubo, el cido pas a travs del orificio y los tcnicos evaluaron la capacidad de divergencia de las fibras mediante la medicin del volumen filtrado, el volumen del revoque de filtracin con fibras y la presin de bombeo con diversas tasas de flujo.

Presin

Revoquede filtracin

Filtrado

Balanza

Celda de presin

cido y fibras

Regulador decontrapresin

Ncleo

Simulacin en agujero descubierto

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 5ORSUMR 13-MXCO 5

Fluj

o de

flui

do

130 mm

Dimetro interno (ID) 21 mm

20 mm1 a 2 mm

2 a 6 mm

25,75 mm

65 mm

75 mm

Pistn

Revoque de filtracinOrificio

Orificio

Orificio

Sensor de presin

142

cm

Bomba

Geometra de agujeros de gusanos

Geometra de fisuras o fracturas

cido y fibras

Simulacin en pozo entubado

El desarrollo de la presin en el dispositivo sigui un patrn consistente (prxima pgina, extremo superior izquierdo). Al comienzo, no se produjo incremento alguno de la presin, pero al cabo de algunos segundos sta se increment rpi-damente cuando las fibras formaron un puente y comenzaron a rellenar el orificio. Estos resultados indicaron que cuando los primeros volmenes de cido cargado de fibras llegan a los disparos, el cido penetra en el yacimiento como si no hubiera fibras presentes. Luego, a medida que las fibras producen la obturacin, se acumulan en el interior de los disparos y forman un revoque de filtracin. A continuacin, las fibras taponan los disparos, reduciendo la inyectividad y favoreciendo la diver-gencia del fluido hacia los disparos. Los ingenieros

descubrieron adems que la concentracin de fibras requerida para lograr la obturacin se incrementaba con la tasa de inyeccin del fluido (prxima pgina, extremo superior derecho).

En el laboratorio, despus de bombear el cido cargado de fibras a travs del orificio, los ingenie-ros llevaron a cabo un lavado con agua dulce. Cuando el cido viscoso sali del dispositivo, la presin de bombeo se redujo gradualmente y por ltimo se estabiliz. Al final de cada prueba, quedaba en el orificio un tapn estable de fibras. Con el conocimiento de la presin, la tasa de flujo, la viscosidad del fluido y la longitud del tapn de fibras, los ingenieros tambin pudieron utilizar la ley de Darcy para calcular las permea-bilidades de los tapones de fibras. Dependiendo

Volumen 25, no.3 9

7. Puede parecer contradictorio imaginar que los tapones de fibras con permeabilidades ms altas que la de la formacin proporcionan una divergencia significativa. Sin embargo, la restriccin de flujo y la cada de presin producidas a medida que el fluido ingresa en los disparos tambin proporcionan una divergencia significativa.

8. Cohen CE, Tardy PMJ, Lesko T, Lecerf B, Pavlova S, Voropaev S y Mchaweh A: Understanding Diversion with a Novel Fiber-Laden Acid System for Matrix Acidizing of Carbonate Formations, artculo SPE 134495, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

>Grfica de presin versus tiempo derivada de un experimento de flujo a travs de una ranura. Durante este experimento, la composicin del fluido MaxCO3 Acid consisti en fluido VDA al 15% en peso y 50 lbm/1 000 galones US (6 kg/m3) de fibras degradables. En el perodo 0, el fluido MaxCO3 Acid comienza a fluir a travs de la ranura y las fibras an no han formado un puente. En el perodo 1, la presin se incrementa a medida que las fibras se entrecruzan y forman un tapn en la ranura. La presin contina incremen- tndose hasta que el volumen de cido se agota. En el perodo 2, la presin se reduce gradualmente a medida que el agua dulce ingresa en la ranura y desplaza el cido viscoso. La presin del sistema se estabiliza durante el perodo 3. El tapn de fibras blancas permanece intacto y estable dentro de la ranura (fotografa).

Pres

in,

lpc

40

50

60

30

0 1 2 3

20

10

0 10 20 30

Tiempo, s40 50 60 70 80

0

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 6ORSUMR 13-MXCO 6

Ranura de 2 mm

Influjo de fluido

de la concentracin de fibras y de la tasa de flujo de fluido existente durante la depositacin de las fibras, las permeabilidades medidas oscilaron entre 400 y 2 400 mD. Sobre la base de estos datos, los ingenieros llegaron a la conclusin de que las fibras haran posible una divergencia ms eficiente en las zonas con permeabilidades de ms de 100 mD (izquierda).7

Adems, los datos adquiridos durante los experi-mentos con el simulador permitieron a los cientfi-cos desarrollar un modelo matemtico para la prediccin del comportamiento de los cidos carga-dos de fibras en condiciones de agujero descubierto y de pozo entubado; el modelo puede ser utilizado para optimizar los diseos de los tratramientos.8 Los cientficos efectuaron 340 simulaciones 3D de alta resolucin en las que se evaluaron los esque-mas de disparos tpicos, las permeabilidades del revoque de filtracin fibroso y las permeabilidades

> Efecto de la concentracin de fibras degradables en la capacidad de obturacin a travs de una ranura. Durante los experimentos de flujo a travs de una ranura, los ingenieros determinaron que la concentracin de fibras requerida para lograr la obturacin y favorecer la divergencia del fluido se incrementa con la tasa de inyeccin del fluido.

Velocidad lineal del fluido, m/min

Velocidad lineal del fluido, pies/min

30251550 2010

32,8 49,2 65,6 82,0 98,416,40

50

100

150

Conc

entra

cin

de

fibra

s de

grad

able

s, lb

m/1

000

gal

ones

US

Regin de obturacin

Regin sin obturacin

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 7ORSUMR 13-MXCO 7

> Permeabilidad aparente resultante del taponamiento de una zona disparada con fibras. El eje x muestra la permeabilidad original del ncleo. El eje y muestra la permeabilidad aparente de la zona despus de la formacin de un revoque de filtracin fibroso de 2D. Los resultados indican que despus de producirse el taponamiento, cuando la permeabilidad del ncleo excede aproximadamente 1 mD, la permeabilidad aparente finalmente se nivela en los 100 mD aproximadamente y se vuelve independiente de la permeabilidad del ncleo.

Perm

eabi

lidad

apa

rent

e, m

D

0,10,1

1

1

10

10

100

100

10 000

10 000

1 000

1 000

Permeabilidad del ncleo, mD

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 8ORSUMR 13-MXCO 8

10 Oilfield Review

> Predicciones de la divergencia con el simulador del sistema MaxCO3 Acid. Durante los experimentos de depositacin de fibras efectuados con el simulador de disparos, las permeabilidades de los tapones de fibras resultantes oscilaron entre 400 y 2 400 mD aproximadamente (izquierda). El simulador pronostica cmo los tapones de fibras reducen las permeabilidades aparentes de los yacimientos y favorecen la divergencia. Los tapones de fibras de permeabilidad ms baja son divergentes ms eficaces. Los estudios de modelado demostraron adems que los revoques de filtracin fibrosos posibilitan la divergencia del fluido mediante la ecualizacin de las permeabilidades de las capas del intervalo tratado. Por ejemplo, si el intervalo contiene cuatro capas con diversas permeabilidades, la tasa de flujo de fluido en las capas ms permeables se reduce y la tasa de flujo de fluido en las capas menos permeables se incrementa. Finalmente, las tasas de flujo convergen en una sola tasa de flujo y el intervalo se comporta como si exhibiera una sola permeabilidad (derecha). La convergencia de las tasas de flujo se produce ms rpido en un pozo entubado con disparos porque la superficie del revoque de filtracin es ms baja.

Perm

eabi

lidad

apa

rent

e de

l yac

imie

nto,

mD

Permeabilidad del yacimiento, mD0,1

0,11

1

10

10

100

100

10 000

10 000

1 000

1 000

Permeabilidad del tapn de fibras2 400 mD1 500 mD400 mD

Permeabilidad de las capas30 D10 D3 D1 D

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 9ORSUMR 13-MXCO 9

Tiempo

Tasa

de

flujo

Perm

eabi

lidad

apa

rent

e de

l yac

imie

nto,

mD

Permeabilidad del yacimiento, mD0,1

0,11

1

10

10

100

100

10 000

10 000

1 000

1 000

Permeabilidad del tapn de fibras2 400 mD1 500 mD400 mD

Permeabilidad de las capas30 D10 D3 D1 D

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 9ORSUMR 13-MXCO 9

Tiempo

Tasa

de

flujo

> Mezcla del fluido MaxCO3 Acid por tandas (camadas, baches, lotes). Las fibras degradables (extremo superior izquierdo) son livianas y se encuentran finamente divididas, lo cual plantea un desafo en cuanto a la mezcla. El equipo tradicional para la mezcla por tandas de los fluidos de acidificacin era ineficaz. Los ingenieros descubrieron que el equipo para mezclar por tandas las lechadas de cemento (extremo inferior izquierdo) podan dispersar las fibras en el fluido VDA. El fluido VDA fluye hacia un mezclador de paletas de 8 000 L [50 bbl] (extremo superior derecho). Para evitar la formacin de bloques, el personal de campo agrega las fibras al fluido manualmente. Despus de agregar las fibras, el tanque se llena con ms fluido VDA y la agitacin contina hasta que la mezcla alcanza una consistencia uniforme (extremo inferior derecho). Durante la operacin, los ingenieros mantienen la agitacin para preservar la uniformidad del fluido.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 11ORSUMR 13-MXCO 11

de la formacin. El modelo resultante permite a los cientficos seguir el movimiento de los fluidos y las fibras a travs del pozo, en direccin hacia el yacimiento, y seguir la propagacin de los aguje-ros de gusanos generados a medida que el cido reacciona con la roca carbonatada. Adems, el modelo pronostica el comportamiento de la divergencia del fluido (arriba).

Despus de demostrar en el laboratorio las capacidades de divergencia de los fluidos VDA cargados de fibras, los desarrolladores considera-ron los efectos de las fibras en la productividad de los yacimientos luego de un tratamiento de acidi-ficacin. Si las fibras permanecieran en los aguje-ros de gusanos indefinidamente, su presencia obstruira el flujo de fluidos desde el yacimiento

Volumen 25, no.3 11

9. Para obtener ms informacin sobre pruebas de dao de formacin en el laboratorio, consulte: Hill DG, Lietard OM, Piot BM y King GE: Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy, en Economides MJ y Nolte KE (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 14-3114-33.

> Comportamiento de las fibras degradables. Los ingenieros llevaron a cabo pruebas estticas en botellas, durante las cuales las fibras degradables se sumergieron en fluido con HCl parcialmente consumido. Los datos indican que la tasa de disolucin de las fibras se reduce a medida que el HCl se neutraliza. No obstante, la disolucin completa de las fibras se produce en unos pocos das (extremo superior). Las pruebas de ncleos demostraron que los productos de la degradacin de las fibras cidas pueden estimular adicionalmente la formacin (extremo inferior). Mediante la utilizacin de un dispositivo estndar de pruebas de ncleos a 115C [239F], los ingenieros bombearon una solucin de KCl al 2% en un ncleo de caliza, primero en la direccin de la inyeccin y luego en la direccin inversa o de produccin (K0 y K1). Los tcnicos registraron la cada de presin a travs del ncleo y, aplicando la ley de Darcy, determinaron que la permeabilidad inicial del ncleo era de 5,1 mD. A continuacin, inyectaron un fluido de HCl al 20% parcialmente consumido (pH = 6,5) que contena fibras degradables (N2). El bombeo subsiguiente de KCl al 2% en ambas direcciones revel que la permeabilidad del ncleo se haba reducido a 3,5 mD (K2 y K3). Luego de un perodo de cierre de 16 horas, las fibras comenzaron a degradarse y la permeabilidad del ncleo se increment hasta alcanzar aproximadamente 4,8 mD (K4 y K5). Al cabo de otro perodo de cierre de 16 horas, se produjo la degradacin completa de las fibras y la permeabilidad del ncleo alcanz 5,5 mD (K6 y K7), lo que signific un mejoramiento del 8% respecto de la permeabilidad inicial de 5,1 mD.

Tiem

po d

e de

grad

aci

n de

las

fibra

s, h

Volumen de cido consumido a 100C, %

20

20 30 40 50 60 70 80 90 100100

40

60

80

100

120

0Pe

rmea

bilid

ad, m

D

Volumen de fluido, volmenes porosos

KCI al 2% (direccin de la inyeccin)KCI al 2% (direccin de la produccin)Fibras inyectadas con el cido consumido (pH = 6,5)

Cierrede 16 hs

K0 K1

K2K3

K4K5

K6K7

N2

Cierrede 16 hs

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

00 5 10 15 20 25 35 45 50 5530 40

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 10ORSUMR 13-MXCO 10

hacia el pozo. Por este motivo, las fibras degrada-bles fueron consideradas una opcin atractiva. Despus de un tratamiento, las fibras se hidrolizan y se degradan a los pocos das. La ausencia de fibras deja los agujeros de gusanos libres de obstrucciones y maximiza la productividad de la formacin. Adems, las fibras degradables estn compuestas por un polmero cido orgnico cuyos productos de degradacin son cidos, lo que produce la esti-mulacin adicional de la formacin (derecha).9

Los resultados del estudio de laboratorio fue-ron suficientemente alentadores como para per-mitir que los ingenieros pasaran a la etapa de desarrollo siguiente; es decir, las pruebas en dep-sito para demostrar que el fluido MaxCO3 Acid cargado de fibras poda ser preparado y bom-beado de manera eficiente y segura.

Verificacin de la capacidad de produccin en el sitio del pozoDado que los tratamientos de acidificacin matri-cial habitualmente consumen volmenes de fluidos pequeos en comparacin con otras tcnicas de estimulacin, los ingenieros en general emplean procedimientos de mezcla por tandas (camadas, baches, lotes). Por el contrario, la acidificacin de las fracturas usualmente requiere volmenes de fluidos grandes y procedimientos de mezcla conti-nuos para responder a las tasas de bombeo ms altas. En consecuencia, los ingenieros necesitaban desarrollar mtodos de mezcla de las formulacio-nes del sistema MaxCO3 Acid en ambos escenarios. Los objetivos principales eran dispersar las fibras de manera segura y eficiente en el fluido y preparar una suspensin uniforme. Dado que las fibras degradables son livianas y se encuentran fina-mente divididas, los ingenieros debieron abordar el desafo de concebir formas de sumergir las fibras en el fluido VDA para que formaran una mezcla homognea.

La experimentacin permiti descubrir que las mezclas uniformes de fluidos MaxCO3 Acid pueden ser mezcladas eficientemente por tandas con el equipo existente (pgina anterior, abajo). El equipo consta de un recipiente, en el que los ingenieros vierten el fluido VDA base, y un tanque para mezcla de recirculacin de 8 000 L [50 bbl] equipado con paletas giratorias. El personal de campo distribuye las fibras manualmente. Hasta que comienza el tratamiento, la agitacin continua impide la separacin de las fibras y el fluido.

El mezclador programable de densidad ptima POD es el equipo estndar de Schlumberger para la distribucin continua de materiales slidos, tales como los apuntalantes en los fluidos de frac-turamiento, y demostr ser un sistema eficiente para la preparacin de las mezclas de fluidos

MaxCO3 Acid. No obstante, los puntos de salida del fluido deben ser seguros para garantizar la protec-cin del personal contra pulverizaciones y fugas de fluidos. Por consiguiente, los ingenieros disearon un equipo especial de proteccin contra salpicadu-

12 Oilfield Review

Villahermosa

Estadode Tabasco

CampoJujo-Tecominoacn

50

km0 50

millas0

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 16ORSUMR 13-MXCO 16

ESTADOS UNIDOS

MXICO

ras que incluye un borde protector por debajo del mezclador y una pared lateral de plstico (arriba, a la izquierda). Adems, desarrollaron un vertedor especial para medir las fibras degradables a medida que se dispersan en la cubeta mezcladora. Dicho vertedor modificado es un canal inclinado, instalado directamente sobre la cubeta de mezcla, que no posee restriccin o curvatura alguna que impida la distribucin pareja de las fibras.

10. Bombeo sin control zonal directo es el bombeo de fluidos en un pozo desde la superficie, sin control directo sobre qu intervalos admitirn los fluidos.

11. Thabet S, Brady M, Parsons C, Byrne S, Voropaev S, Lesko T, Tardy P, Cohen C y Mchaweh A: Changing the Game in the Stimulation of Thick Carbonate Gas Reservoirs, artculo IPTC 13097, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnologa de Petrleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de diciembre de 2009.

Despus de verificar que los fluidos MaxCO3 Acid podan ser preparados de manera confiable con el equipo de campo existente, el equipo de proyecto se traslad a Qatar para las pruebas de campo. Uno de los objetivos principales de las pruebas era evaluar la precisin del emplaza-miento del cido y del simulador de divergencia.

Pruebas de campo en QatarEl campo North de Qatar es un campo marino productor de gas que presenta desafos nicos para las operaciones de terminacin y estimula-cin de pozos (arriba, a la derecha). El yaci-miento posee un espesor oscilante entre 300 y 400 m [1 000 y 1 300 pies] y los pozos, con desvia-ciones que alcanzan 55, pueden alcanzar una longitud de hasta 610 m [2 000 pies]. El yacimiento est compuesto por secuencias alternadas de cali-zas y doloma, que exhiben un contraste de per-meabilidad de 100:1.

El flujo de trabajo habitual para el diseo y la ejecucin de un tratamiento con MaxCO3 Acid

> Mezcla continua del fluido MaxCO3 Acid. Un mezclador POD est provisto de un dispositivo especial de suministro de fibras (extremo superior derecho) que no tiene restricciones ni curvas, lo que asegura una medicin uniforme. Los trabajadores de campo colocan un borde protector (extremo superior izquierdo) por debajo del mezclador como proteccin contra los derrames de fluido. Una pared lateral de plstico colocada alrededor de las cubetas mezcladoras (extremo inferior) brinda proteccin adicional para el proceso de mezcla.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 12ORSUMR 13-MXCO 12

Dispositivo de alimentacin de fibras

> Campo North de Qatar. Descubierta en la dcada de 1970, esta acumulacin constituye el campo de gas ms grande del mundo, con un volumen estimado de reservas de 25,5 trillones de m3 [900 Tpc]. El yacimiento se denomina campo South Pars en el lado iran del lmite martimo (lnea negra de guiones). La formacin productiva se caracteriza por los grandes contrastes de permeabilidad entre las distintas zonas, que llegan a exhibir una relacin de 100:1. La profundidad del yacimiento es de unos 3 000 m [9 800 pies] por debajo del lecho marino, y la presin hidrosttica elevada tiende a favorecer la estimulacin de las zonas inferiores a expensas de las capas prospectivas superiores, lo que incrementa an ms la dificultad para lograr una estimulacin uniforme en un tratamiento.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 13 ORSUMR 13-MXCO 13

IRN

QATAR

BAHRAINCampoNorth

SouthPars

ARABIASAUDITA

0 km

0 mi 50

50

ARABIASAUDITA

IRN

> Campo Jujo-Tecominoacn. Esta regin es una de las reas productoras de petrleo y gas ms prolficas del sur de Mxico. Los yacimientos se encuentran naturalmente fracturados y resultan difciles de estimular de manera uniforme.

Volumen 25, no.3 13

consisti en varios pasos. Para construir un modelo de yacimiento, los ingenieros obtuvieron primero una descripcin exhaustiva del pozo candidato. La descripcin incluy diagramas de terminacin del pozo, mediciones derivadas de los registros petrofsicos y de presin, y datos de produccin del pozo previos al tratamiento. El simulador pro-dujo un programa de bombeo diseado para pro-porcionar una cobertura zonal ptima y maximizar la permeabilidad del yacimiento con posteriori-dad al tratamiento. Durante el tratamiento, los ingenieros midieron las presiones de fondo de pozo y de boca de pozo y compararon los resulta-dos con los pronosticados con el simulador. Las actividades posteriores al tratamiento inclu-yeron el perfilaje (la adquisicin de registros) de produccin para verificar de manera ms exhaus-tiva la precisin del simulador.

Un pozo de prueba tena 88 m [290 pies] de disparos a lo largo de 250 m [830 pies]; entre 3 740 y 3 990 m [12 270 y 13 100 pies] de profundidad medida. Los principales obstculos para el empla-zamiento efectivo del cido eran el alto contraste de permeabilidad y los efectos de la presin hidrosttica, que favorecan la estimulacin pre-ferencial de las zonas ms profundas de alta per-meabilidad (derecha). Previo a estas pruebas de campo, la instalacin de tapones puente haba sido la tcnica preferida para lograr la divergen-cia del fluido.

Los ingenieros de Schlumberger llevaron a cabo un tratamiento de acidificacin matricial con una embarcacin para tratamientos de estimula-cin, utilizando la tcnica de bombeo sin control zonal directo (bullheading).10 El tratamiento con-sisti en etapas alternadas de 290 bbl [46 m3] de HCl al 28% y 320 bbl [51 m3] de fluido MaxCO3 Acid que contena 9,0 kg/m3 [75 lbm/1 000 galones US] de fibras degradables. Para asegurar la suspensin uniforme de las fibras, los ingenieros configuraron el tratamiento de modo tal que las etapas de MaxCO3 Acid fueran precedidas y seguidas por 160 bbl [25 m3] de espaciadores de fluido VDA. Durante el tratamiento, las presiones de fondo de pozo simu-ladas y medidas mostraron una buena concordan-cia, lo que confirm que el simulador describa correctamente la fsica de divergencia del compor-tamiento del fluido MaxCO3 (derecha).

Despus del xito del primer pozo de prueba, los ingenieros efectuaron 10 tratamientos de aci-dificacin adicionales en el campo con resultados similares.11 El cido cargado de fibras mostr el desempeo pronosticado y las eficiencias opera-cionales se incrementaron por el hecho de no tener que depender de la divergencia mecnica. El tiempo requerido para terminar, disparar, esti-mular y limpiar los pozos MaxCO3 Acid implic

> Perfil de permeabilidad. La permeabilidad vara cuatro rdenes de magnitud en un pozo de prueba del campo North de Qatar.

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Permeabilidad, mD

13 2000,1 1 10 100 1 000

13 100

13 000

12 900

12 800

12 700

12 600

12 500

12 400

12 300

12 200

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 14ORSUMR 13-MXCO 14

> Presin de fondo de pozo (BHP) simulada y medida derivadas de una prueba de campo del campo North de Qatar. Los ingenieros bombearon cuatro etapas de HCl al 28% y fluido MaxCO3 Acid. Cada etapa de MaxCO3 Acid fue precedida y seguida por un espaciador de fluido VDA para preservar la uniformidad de la suspensin de las fibras. La excelente concordancia entre las presiones de fondo de pozo medida (curva azul) y simulada (negro) ayud a confirmar la validez del modelo de emplazamiento del fluido MaxCO3 Acid.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 15ORSUMR 13-MXCO 15

6 500

7 500

6 000

7 000

8 000

5 500

5 00080 100 120 140 160

25

35

30

40

20

15

10

50

BHP,

lpc

Tiempo, min

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

BHP medidaBHP simuladaVelocidad de bombeo

Fluido en los disparosFluido MaxCO3 AcidAgua

GasHCIcido VDA

entre dos y cuatro das menos que el requerido con el enfoque tradicional, lo que represent un aho-rro oscilante entre USD 480 000 y USD 960 000 por pozo. Entre las ventajas ambientales, se puede mencionar una reduccin del 72% de las emisiones de gases de efecto invernadero debido a la reduccin de los procesos de quema en antor-cha. Luego del xito de las pruebas del campo de Qatar, el operador despleg la tecnologa MaxCO3 Acid en otras regiones.

Optimizacin de la produccin en el sur de MxicoEl campo Jujo-Tecominoacn, operado por Petrleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra ubi-cado a 60 km [40 mi] de Villahermosa, en Tabasco, en el sur de Mxico (pgina anterior, abajo). El campo posee 48 pozos de produccin y 19 pozos de inyeccin para mantener la presin del yaci-miento. La profundidad promedio de los interva-los productivos es de 5 000 m [16 400 pies] y la

14 Oilfield Review

temperatura de yacimiento vara entre 120C y 160C [250F y 320F]. En general, los pozos de este campo producen de mltiples intervalos dis-parados, con una densidad de fracturas naturales altamente variable. Este escenario genera un gran contraste de permeabilidad entre los inter-valos, que puede llegar hasta 1 000:1. En conse-cuencia, la obtencin de una cobertura zonal uniforme durante el tratamiento de estimulacin plantea un desafo importante.

Un pozo tpico, que fue perforado en el ao 2005, presenta dos intervalos productivos: entre 5 274 y 5 294 m [17 303 y 17 369 pies] y entre 5 308 y 5 340 m [17 415 y 17 520 pies]. La temperatura y

la presin de yacimiento son de 137C [279F] y 22,8 MPa [3 300 lpc] respectivamente. La porosi-dad vara entre el 5% y el 8%. Las permeabilidades de los intervalos superior e inferior exhiben un valor de 1 000 mD y 3 mD; por consiguiente, el contraste de permeabilidad es de 333:1.

La tasa de produccin inicial de petrleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Entre 2006 y 2009, PEMEX llev a cabo varios tratamientos de esti-mulacin, utilizando cidos y tcnicas de diver-gencia convencionales. La tasa de produccin se increment de inmediato despus de cada trata-miento, pero no pudo estabilizarse y continu declinando. En el ao 2009, los ingenieros de

PEMEX decidieron evaluar la tecnologa MaxCO3 Acid con la esperanza de lograr la estimulacin uniforme y duradera de los dos intervalos.12

Los ingenieros de Schlumberger efectuaron un tratamiento de acidificacin matricial consistente en el bombeo sin control zonal directo de 30 m3 [7 800 galones US] de un colchn de prelavado de solvente aromtico para limpiar los disparos, 60 m3

[15 600 galones US] de una mezcla de HCl y cido frmico, 10 m3 [2 600 galones US] de fluido MaxCO3 Acid que contena 11 kg/m3 [90 lbm/1 000 galones US] de fibras y 2 m3 [520 galones US] de espaciador de salmuera de cloruro de amonio (izquierda). Las velo-cidades de bombeo oscilaron entre 8,2 y 15 bbl/min [1,3 y 2,4 m3/min]. En la ltima etapa del trata-miento se incluy nitrgeno para energizar el fluido y acelerar la limpieza del pozo. La produc-cin de hidrocarburos comenz al cabo de tres das. La tasa de produccin inicial de petrleo, de 3 000 bbl/d [480 m3/d], super el pronstico de PEMEX. Transcurridos tres meses, la tasa de pro-duccin de petrleo promedio se haba estabilizado en 1 600 bbl/d [250 m3/d] (abajo, a la izquierda). Luego del xito de este tratamiento, PEMEX conti-nu aplicando la tecnologa MaxCO3 Acid en este campo con resultados favorables.

Mejoramiento de la produccin de gas en Arabia SauditaLos vastos yacimientos carbonatados de Arabia Saudita son las principales localizaciones para los tratamientos de estimulacin con sistemas de fluidos cidos. Desde los simples lavados con ci-dos hasta las operaciones de fracturamiento cido de gran envergadura, todas las tcnicas de estimulacin de carbonatos encontraron aplica-cin en esta regin.

> Programa de bombeo para un tratamiento de acidificacin matricial en el campo Jujo-Tecominoacn. Durante el tratamiento de 11 etapas, los ingenieros bombearon un solvente aromtico para limpiar los disparos, una mezcla de HCl y cido frmico, fluido MaxCO3 Acid y un espaciador a base de salmuera de cloruro de amonio. La etapa final incluy nitrgeno [N2] para mejorar la limpieza del pozo.

Nombredel fluido

Nombre dela etapa

Volumen de fluidode la etapa, m3

Velocidad de bombeode nitrgeno, m3/min

Espaciador Salmuera de NH4Cl al 3%

Espaciador Salmuera de NH4Cl al 3%

Divergente Fluido MaxCO3 Acid

Divergente Fluido MaxCO3 Acid

cido Mezcla de cido HCI y cido frmico

Mezcla de cido HCI y cido frmico

Mezcla de cido HCI y cido frmico

cido

Colchn de prelavado Solvente aromtico

Colchn de prelavado Solvente aromtico

Colchn de prelavado Solvente aromtico

cido

1

1

5

5

20

20

10

10

10

20

Lavado Nitrgeno

80

80

150

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. Table 1ORSUMR 13-MXCO Table 1

> Historia de produccin en un pozo de PEMEX situado en el campo Jujo-Tecominoacn. La produccin inicial de petrleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Los tratamientos de acidificacin matricial subsiguientes en los que se emplearon tcnicas convencionales no lograron mejoramientos sostenidos de la produccin. Despus de un tratamiento con MaxCO3 Acid, llevado a cabo en diciembre de 2009, la produccin de petrleo se increment hasta alcanzar 3 000 bbl/d y se estabiliz en 1 600 bbl/d, superando la tasa de produccin original.

Tasa

de

prod

ucci

n d

e pe

trle

o, b

bl/d

Fecha

Comienzo del tratamiento con MaxCO3 Acid

Produccin de petrleo

Jun. 2009 Ene. 2010Abr. 2009 Abr. 2010Jul. 2009 Oct. 2009

2 000

2 500

3 000

3 500

1 500

1 000

500

0

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 17ORSUMR 13-MXCO 17

12. Martn F, Quevedo M, Tllez F, Garca A, Resendiz T, Jimnez Bueno O y Ramrez G: Fiber-Assisted Self-Diverting Acid Brings a New Perspective to Hot, Deep Carbonate Reservoir Stimulation in Mxico, artculo SPE 138910, presentado en la Conferencia sobre Ingeniera Petrolera para Amrica Latina y el Caribe de la SPE, Lima, Per, 1 al 3 de diciembre de 2010.

13. Rahim Z, Al-Anazi HA, Al-Kanaan AA y Aziz AAA: Successful Exploitation of the Khuff-B Low Permeability Gas Condensate Reservoir Through Optimized Development Strategy, Saudi Aramco Journal of Technology (Invierno de 2010): 2633.

14. Avils I, Baihly J y Liu GH: Estimulaciones en Mltiples Etapas de Formaciones no Convencionales Ricas en Hidrocarburos Lquidos, Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 2837.

15. Jauregui JL, Malik AR, Solares JR, Nez Garca W, Bukovac T, Sinosic B y Gurmen MN: Successful Application of Novel Fiber Laden Self-Diverting Acid System During Fracturing Operations of Naturally Fractured Carbonates in Saudi Arabia, artculo SPE 142512, presentado en la Muestra y Conferencia del Petrleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 25 al 28 de septiembre de 2011.

Volumen 25, no.3 15

> Campo South Ghawar en el este de Arabia Saudita. Los yacimientos productivos de la formacin Khuff estn compuestos por carbonatos heterogneos. La permeabilidad y la porosidad varan considerablemente dentro de un intervalo de 30 a 60 m [100 a 200 pies] de espesor de formacin, lo que plantea desafos complejos para la divergencia de los fluidos.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 18ORSUMR 13-MXCO 18

IRN

BAHRAIN

QATAR

EMIRATOSRABES UNIDOS

ARABIA SAUDITA

Campo SouthGhawar

0 km

0 mi 100

100

GasPetrleo

ARABIASAUDITA

EGIPTO

IRN

La mayor parte de la produccin de gas de Arabia Saudita proviene de la formacin Khuff, loca-lizada en la porcin oriental del pas (derecha). La formacin Khuff es altamente heterognea y exhibe grandes variaciones de permeabilidad (de 0,5 mD a 10 mD) y de porosidad (de 5% a 15%). Est compuesta principalmente por calcita y dolo-ma interestratificadas con filones de anhidrita. La temperatura y la presin promedio son de 138C [280F] y 7 500 lpc [52 MPa] respectivamente.13

Los ingenieros de Saudi Aramco aplicaron la tecnologa MaxCO3 Acid en diversos tratamientos de acidificacin matricial, que en todos los casos arrojaron resultados excelentes. Debido a este xito, los ingenieros de Saudi Aramco decidieron llevar a cabo 25 tratamientos de fracturamiento cido empleando la formulacin del fluido MaxCO3 Acid. Se ejecutaron ocho etapas de frac-turamiento cido en tres pozos equipados con terminaciones de mltiples etapas por fractura-miento en agujero descubierto, que posibilitaron los tratamientos continuos.14 El resto de las ope-raciones, es decir los tratamientos de una sola etapa en pozos verticales o desviados, se ejecut con tuberas de revestimiento cortas (liners) cementadas y disparadas.15

Los ingenieros llevaron a cabo un tratamiento en un pozo cementado y disparado, cuya trayecto-ria haba sido desviada en 65. A lo largo de un intervalo de 73 m [240 pies], situado en el sector central del campo, existan tres zonas productivas. Sobre la base de los parmetros de yacimiento obtenidos de los registros adquiridos en agujero descubierto, los ingenieros llegaron a la conclu-sin de que, para satisfacer las expectativas de produccin de Saudi Aramco, sera necesario bombear un tratamiento que estimulara las tres zonas disparadas simultneamente.

Los ingenieros desarrollaron un tratamiento de fracturamiento que consisti en 19 etapas de fluido en las que se alternaron porciones de 4,2 kg/m3 [35 lbm/1 000 galones US] de un fluido de fractu-ramiento a base de goma guar reticulado con borato, cido emulsionado SXE superX al 28% para retardar la tasa de consumo de cido, HCl al 28% y una for-mulacin de MaxCO3 Acid al 15% con concentracio-nes de fibras degradables oscilantes entre 9 y 21 kg/m3 [75 y 175 lbm/1 000 galones US] (derecha). Durante el tratamiento, despus de que la primera etapa de MaxCO3 Acid entrara en contacto con la formacin, los ingenieros registraron una subida de la presin de fondo de pozo de 4 500 lpc [31 MPa] la primera vez que se registraba un incre-mento tan grande en este yacimiento de carbona-tos lo que indic que se haba logrado un excelente control de prdida de fluido y de diver-

> Programa de bombeo para un tratamiento de fracturamiento cido en Arabia Saudita. El volumen total de fluido fue de 2 960 bbl, 470 m3 [124 200 galones US], lo que permiti la estimulacin simultnea de tres zonas sin necesidad de tcnicas de divergencia mecnica. La simplicidad de dicho tratamiento permiti un ahorro de varios das de equipo de perforacin, lo que se tradujo en un ahorro significativo de costos operacionales.

Programa de tratamiento

Nombre del fluidoNombrede la etapaVolumen de fluido de la

etapa, galn US [m3]Concentracin

de cido, %Tasa de bombeo,bbl/min [m3/min]

20 [3,2]

30 [4,8]

40 [6,4]

40 [6,4]

40 [6,4]

30 [4,8]

35 [5,6]

30 [4,8]

35 [5,6]

40 [6,4]

20 [3,2]

30 [4,8]

40 [6,4]

40 [6,4]

10 [1,6]

10 [1,6]

10 [1,6]

10 [1,6]

40 [6,4]

0

0

0

0

0

0

0

15

15

15

28

28

28

28

0

0

15

28

0

Colchn

Colchn

Colchn

Colchn

Colchn

Colchn

Colchn

Divergente 1

Divergente 2

Divergente 3

cido 1

cido 2

cido 3

cido 3

Fluido dedesplazamiento 2

Lavado

Divergente 4

cido 4

Fluido dedesplazamiento 1

35 lbm de gel reticulado

35 lbm de gel reticulado

35 lbm de gel reticulado

35 lbm de gel reticulado

35 lbm de gel reticulado

35 lbm de gel reticulado

35 lbm de gel reticulado

Fluido MaxCO3 Acid

Fluido MaxCO3 Acid

Fluido MaxCO3 Acid

cido emulsionado SXE

cido emulsionado SXE

cido emulsionado SXE

cido emulsionado SXE

Fluido dedesplazamiento

Agua

Fluido MaxCO3 Acid

HCl al 28%

Fluido dedesplazamiento

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. Table 2ORSUMR 13-MXCO Table 2

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

3 000 [11]

10 000 [38]

3 000 [11]

3 000 [11]

3 000 [11]

3 000 [11]

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

5 000 [19]

11 200 [42]

3 000 [11]

7 000 [26]

7 000 [26]

3 000 [11]

16 Oilfield Review

> Datos de presin y temperatura. Durante un tratamiento de fracturamiento cido de Saudi Aramco, la velocidad de bombeo (lnea azul) oscil entre 10 y 40 bbl/min [1,6 y 6,4 m3/min], y la presin de tratamiento de fondo de pozo (lnea roja) excedi la presin de fracturamiento de la formacin (lnea negra de guiones) durante la mayor parte del tratamiento. Las barras azules verticales indican los perodos durante los cuales el fluido MaxCO3 Acid ingres en los disparos.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 19ORSUMR 13-MXCO 19

8 000

6 600

5 200

3 800

2 400

1 000

10

10 30 50 70 90 110 130 150 170

25

40

55

70

85

100

115

9 400

10 800

12 200

15 000

13 600

Pres

in,

lpc

Tiempo de tratamiento, min

Presin de fractura

Tasa

de

bom

beo,

bbl

/min

100

115Presin de tratamiento de fondo de pozoTasa de bombeo

> Yacimientos presalinos de Brasil. Los principales campos productores se localizan fundamentalmente en el rea marina (izquierda). Los yacimientos corresponden a formaciones carbonatadas que yacen por debajo de una capa de minerales evaporticos de gran espesor (derecha). La profundidad del yacimiento oscila entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies].

BRASIL

Sal

Prof

undi

dad,

m

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

Estratos de sobrecarga

Petrleopresalino

Ro de Janeiro

Cuenca Espritu Santo

Cuenca de Campos

Cuenca de Santos

San Pablo

Curitiba

AMRICADEL SUR

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 20ORSUMR 13-MXCO 20

km 5000

mi 5000

gencia (izquierda). Adems, la presin de fondo de pozo excedi la presin de fracturamiento a lo largo de la mayor parte del tratamiento, lo cual no hubiera sido posible de lograr durante los intentos previos en los que se utilizaron tcnicas de diver-gencia convencionales.

Despus del tratamiento, el pozo se limpi en menos de tres das; previamente, hubieran sido necesarios entre cuatro y cinco das. Previo al tratamiento, la tasa de produccin de gas haba sido de 8 MMpc/d [230 000 m3/d] con una presin de boca de pozo de 2 060 lpc [14,2 MPa]. La tasa de produccin posterior al tratamiento alcanz 23 MMpc/d [650 000 m3/d] un incremento de casi tres veces con una presin de boca de pozo de 2 230 lpc [15,4 MPa]. El excelente de- sempeo de este pozo, posterior al tratamiento de estimulacin, ha sido observado en la mayora de los otros pozos de esta regin tratados con el cido cargado de fibras.

Volumen 25, no.3 17

> Tratamiento de acidificacin matricial. En un pozo presalino del rea marina de Brasil, los ingenieros bombearon 13 etapas de fluido consistentes en porciones alternadas de HCl al 15%, divergente VDA y fluido MaxCO3 Acid con diversas velocidades de bombeo (curva azul). El tratamiento fue precedido y seguido por una mezcla de HCl al 15% y un solvente mutuo. Con el avance del tratamiento, se incrementaron la presin de superficie (curva roja) y la presin de fondo de pozo (curva verde), lo que indic que las fibras estaban desviando efectivamente el tratamiento hacia las zonas con permeabilidad ms baja.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 21ORSUMR 13-MXCO 21

0 1 00000

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

2 000 3 000

Tiempo, s4 000

4 000

4 500

5 500

6 500

7 500

5 000

6 000

7 000

8 000

5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

Pres

in

del e

quip

o de

per

fora

cin

, lpc

Pres

in

de fo

ndo

de p

ozo,

lpc

HCl ms solvente mutuoHCl al 15%Fluido VDA Fluido MaxCO3 Acid

La eliminacin de las tcnicas de divergencia mecnica redujo el tiempo de terminacin y esti-mulacin del pozo en hasta seis das, lo que gener un ahorro oscilante entre USD 480 000 y USD 600 000. Como resultado, el sistema MaxCO3 Acid se ha convertido en un elemento prominente de la estrategia de estimulacin de Saudi Aramco.

Estimulacin de la produccin de petrleo en el rea marina de BrasilEn Amrica del Sur, la regin presalina com-prende un grupo de formaciones carbonatadas petrolferas, localizadas en una regin marina de la costa de Brasil (pgina anterior, abajo).16 Las formaciones productivas se encuentran ubicadas

a profundidades oscilantes entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies], directamente por debajo de una capa de 2 000 m [6 500 pies] de minerales evaporticos. Las temperaturas de yacimiento varan entre 60C y 133C [140F y 272F].

Los yacimientos carbonatados productivos son el resultado de la depositacin de especies de moluscos seguida por el proceso de diagnesis. Dichos yacimientos, denominados coquinas, exhiben grandes variaciones en sus propiedades. La porosidad vara entre 5% y 18%, y la permeabi-lidad oscila entre menos de 0,001 mD y decenas de mD. Durante los tratamientos de estimula-cin, esta heterogeneidad plantea un desafo par-ticularmente difcil en cuanto a divergencia.

Los ingenieros de Petrobras decidieron eva-luar la tecnologa de divergencia asistida con fibras MaxCO3 Acid en un pozo nuevo del campo Pirambu. Mediante la utilizacin del simulador de emplazamiento y divergencia del cido, los ingenieros de Schlumberger disearon un trata-miento de acidificacin matricial para un inter-valo comprendido entre 4 500 m y 4 570 m [14 800

y 15 000 pies]. El simulador requera un tratamiento bombeado sin control zonal directo de 13 etapas y 790 bbl [12,6 m3], consistente en volmenes alter-nados de HCl al 15%, fluido VDA y fluido MaxCO3 Acid con una concentracin de fibras oscilante entre 12 y 14 kg/m3 [100 y 120 lbm/1 000 galones US]. El tratamiento fue precedido por una mezcla de sal-muera y HCl que contena un solvente mutuo a base de monobutil ter.17 Despus del tratamiento, los ingenieros bombearon otro volumen de HCl con sol-vente mutuo seguido por disel para acelerar la lim-pieza del pozo. La velocidad de bombeo oscil entre 5 bbl/min [0,8 m3/min] durante las etapas del fluido MaxCO3 Acid y 10 bbl/min [1,6 m3/min] durante la inyeccin de HCl y 20 bbl/min [3,2 m3/min] durante las etapas del divergente VDA (izquierda).

Despus de la limpieza del pozo, los ingenieros de Petrobras evaluaron los resultados mediante la adquisicin de registros de produccin. Los regis-tros indicaron que el pozo produca de todas las zonas tratadas, como se haba pronosticado con el simulador. Desde este tratamiento, Petrobras continu solicitando el fluido MaxCO3 Acid.

Perfeccionamiento de la tecnologa MaxCO3 AcidEn el momento de la redaccin de este artculo, se haban llevado a cabo ms de 300 tratamientos de estimulacin con el fluido MaxCO3 Acid en todo el mundo. Adems de los ejemplos presenta-dos, se han efectuado tratamientos en Kazakstn, Angola, Canad, EUA, Kuwait y el Mar Caspio.

Con el incremento del nmero de tratamien-tos, la mayor base de datos de tratamientos dispo-nible ha permitido el perfeccionamiento continuo del simulador y el mejoramiento de los resultados de las operaciones de estimulacin en los yaci-mientos carbonatados naturalmente fracturados. Adems, la tcnica permiti a los operadores reducir o eliminar la utilizacin de selladores de esferas o empacadores, lo que redujo los costos y los riesgos operacionales.

Actualmente, se est trabajando para combinar la tecnologa MaxCO3 Acid con la familia de servi-cios de fondo de pozo con tubera flexible ACTive. Este arreglo emplea sensores que registran la dis-tribucin de la temperatura, los cuales permitirn a los ingenieros monitorear el emplazamiento de los fluidos en tiempo real y modificar los diseos de los tratamientos durante una operacin. Dicha flexibi-lidad mejorar an ms la efectividad de los trata-mientos de acidificacin que emplean tcnicas de divergencia de fluidos basadas en fibras. EBN

16. Beasley CJ, Fiduk JC, Bize E, Boyd A, Frydman M, Zerilli A, Dribus JR, Moreira JLP y Pinto ACC: El play presalino de Brasil, Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2010): 2839.

17. Los solventes mutuos son sustancias qumicas en las que tanto los componentes acuosos como los no acuosos son miscibles. Estos solventes pueden ser utilizados para prevenir las emulsiones, reducir la tensin superficial y hacer que las superficies de las formaciones sean superficies humedecidas con agua.

18 Oilfield Review

Medicin de la corrosin en las tuberas de revestimiento para prolongar la vida de los activos

Los desafos que plantea la corrosin no son nuevos para la industria del petrleo y

el gas, y las compaas productoras buscan constantemente nuevas formas de frenar

la corrosin. Los especialistas han logrado avances en materia de monitoreo de la

corrosin a lo largo de varios frentes. La implementacin de estas tecnologas puede

ayudar a los operadores a optimizar la utilizacin de la infraestructura, maximizar la

produccin y minimizar el impacto negativo en el medio ambiente.

Las compaas de petrleo y gas se enfrentan a una permanente disyuntiva. Por un lado, la renta-bilidad impone que las compaas productoras maximicen la produccin en el largo plazo y a la vez minimicen los costos operativos. Por el otro, el

cumplimiento de la legislacin ambiental requiere que las compaas lleven a cabo las operaciones de exploracin y produccin de manera ambien-talmente segura y responsable.

Dalia AbdallahMohamed FahimAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, Emiratos rabes Unidos

Khaled Al-HendiMohannad Al-MuhailanRam JawaleKuwait Oil CompanyAhmadi, Kuwait

Adel Abdulla Al-KhalafQatar PetroleumDoha, Qatar

Zaid Al-KindiAbu Dhabi, Emiratos rabes Unidos

Abdulmohsen S. Al-KuaitHassan B. Al-QahtaniKaram S. Al-Yateem Saudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Nausha AsrarSugar Land, Texas, EUA

Syed Aamir AzizJ.J. KohringDhahran, Arabia Saudita

Abderrahmane BenslimaniAhmadi, Kuwait

M. Aiman FituriDoha, Qatar

Mahmut SengulHouston, Texas

Traduccin del artculo publicado en Oilfield Review Otoo de 2013: 25, no. 3.Copyright 2014 Schlumberger.Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, se agradece a Ram Sunder Kalyanaraman, Clamart, Francia.Avocet, EM Pipe Scanner, FloView, Petrel, PS Platform, PipeView, Techlog, UCI y USI son marcas de Schlumberger.

> Ciclo de evolucin habitual de la corrosin durante la refinacin de metales. La energa se almacena en un metal cuando el mismo se refina a partir de su estado natural (tal como mineral de hierro) y se convierte en una aleacin. La corrosin se produce espontneamente y libera la energa almacenada, lo que retorna al metal a un estado de energa inferior. Ese proceso puede retardarse en el campo mediante la aplicacin de una o ms medidas de mitigacin.

Oilfield Review AUTUMN 13Corrosion Fig. 1ORAUT 13 CORSN 1

Energa incorporada durantela refinacin de metales

Metal o aleacin refinadaMineral de hierro (xidos)y productos de corrosin

Energa liberada por la corrosin

Volumen 25, no.3 1919

Y ambos mandatos tienen un enemigo en comn. La corrosin, que es la tendencia natural de los materiales a volver a su estado termodin-micamente ms estable a travs de la reaccin con los agentes del medio adyacente, ataca a casi todos los componentes de un pozo. Los pozos se constru-yen principalmente con acero, que se refina a par-tir del mineral de hierro natural. El proceso de refinacin del mineral de hierro para obtener una aleacin de acero adecuada para las operaciones de perforacin y produccin de petrleo y gas lleva al mineral a un estado de energa superior. La corrosin invierte este proceso y retorna el metal a su estado de energa inferior original (pgina anterior).1

El proceso de corrosin, que comienza en el momento en que se funde el acero, se acelera en el campo petrolero debido a la presencia de especies cidas tales como el cido sulfhdrico [H2S] o el dixido de carbono [CO2] en muchos fluidos de formacin, y a causa de las presiones y tempera-turas elevadas de las formaciones productivas. Entre las consecuencias de la corrosin se encuen-tran la reduccin del espesor de las paredes y la prdida de resistencia, ductilidad y resistencia al impacto del acero que compone los tubulares de fondo de pozo, los cabezales de los pozos y las tuberas de superficie, y el equipo de procesa-miento ubicado aguas abajo (derecha).

La falta de reaccin temprana a los ataques corrosivos incide en la rentabilidad de los pozos porque los operadores deben implementar mto-dos de mitigacin potencialmente costosos y proba-blemente extensivos. Las medidas de mitigacin no slo incrementan los costos operativos, sino que adems pueden obligar a los operadores a cerrar un pozo durante un cierto tiempo. En el peor de los casos, si no se encara, la corrosin puede producir fugas o rupturas, que constituyen amenazas para la seguridad del personal petrolero, generar prdidas de produccin e introducir hidrocarburos y otros fluidos de yacimiento en el medio ambiente.

. Resumen de los problemas de corrosin y sus soluciones. En el campo petrolero, la corrosin es un fenmeno generalizado y adopta diversas formas. Mediante la identificacin correcta de la fuente del ataque corrosivo, un operador puede implementar un programa adecuado de monitoreo y control de la corrosin.

Oilfield Review AUTUMN 13Corrosion Fig. Table 1ORAUT 13 CORSN Table 1

Problema Mtodos de controlCausa de la corrosin Monitoreo

Corrosin por oxgeno

Bacterias sulfato reductoras (SRB)

Fisuracin por tensocorrosin producida por cido sulfhdrico

Fisuracin inducida por hidrgeno

Corrosin por cido

Corrosin galvnica (bimetlica)

Corrosin por picadura (corrosin rpida en los defectos de las pelculas superficiales inertes)

Corrosin por subdepsitos

Corrosin por cloruros (fisuracin rpida por exposicin a medios con cloruros calientes)

Fatiga

Corrosin fisurante

Picaduras de corrosin por cido sulfhdrico

Corrosin por dixido de carbono

Muestreo de agua y oxgeno Niveles de hierro Probetas de corrosin Sensores de oxgeno Anlisis de cupones Estudios de espesor de pared Inspecciones visuales internas Anlisis visuales

Recuentos de bacterias anaerbicas Mediciones de residuos de cloro

Control de calidad de los materiales

Controles de inhibidores de cidos

Revisiones de diseos

Inspecciones de equipos

Inspecciones de equipos Recuentos de bacterias

Inspecciones de equipos Anlisis de oxgeno

Inspecciones de equipos

Desmontaje e inspecciones de equipos Detectores de fugas

Probetas Niveles de hierro Estudios de espesor de pared

Probetas Niveles de hierro Estudios de espesor de pared

Materiales resistentes Secuestradores de oxgeno

Desorcin de oxgeno Diseo de sellos mejorado Revestimientos Proteccin catdica

Biocidas Cloracin

Materiales adecuados

Inhibidores de cidos

Diseo mejorado

Aislamiento elctrico de metales (revestimiento catdico)

Seleccin de materiales

Limpieza con diablo Biocidas Sellado y diseo mejorados Diseo de velocidad mnima

Seleccin de materiales

Diseo contra vibraciones

Diseo mejorado Seleccin de materiales

Control del gas contaminado

Desgasificacin a baja presin

Utilizacin de materiales resistentes

Desgasificacin a baja presin Control del gas contaminado Utilizacin de materiales resistentes

Agua oxigenada Ataque interno Ataque externo

Fluidos anaerbicos Fluidos estancados Condiciones debajo de incrustaciones u otros depsitos

Fluidos producidos que contienen cido sulfhdrico Sistemas anaerbicos contaminados con SRB

cidos para tratamientos de estimulacin y limpieza

Dos metales con diferentes potenciales inicos en un medio corrosivo

Inmersin Pelculas superficiales inertes

Depsitos de slidos hmedos Biopelculas Empaquetaduras porosas

Solucin salina Oxgeno y calor

Equipo rotativo Carga inducida por oleaje, vientos o corrientes

Diseo pobre Imperfecciones en el metal

Agua de un acufero de produccin u otro acufero profundo Agua contaminada con gas de desorcin o gas para levantamiento artificial

Agua de un acufero de produccin u otro acufero profundo Agua contaminada con gas de desorcin o gas para levantamiento artificial

1. Para obtener ms informacin sobre el proceso de corrosin, consulte: Brondel D, Edwards R, Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: Corrosion in the Oil Industry, Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 418.

20 Oilfield Review

Oilfield Review AUTUMN 13Corrosion Fig. 2ORAUT 13 CORSN 2

Modelado de yacimientos

Anlisis de ncleos

Seleccin de materiales

Anlisis de riesgos

Diseodel pozo Declinacin del pozo

Puesta fuerade servicio

Perforacin yterminaciones Produccin

Seleccin del lodo de perforacin adecuado

Seleccin de las aleaciones adecuadas para las tuberas y los equipos

Seleccin de secuestradores de oxgeno y sulfuros adecuados

Aseguramiento de la contencin del pozo abandonado en el largo plazo

Aseguramiento del cumplimiento de la legislacin ambiental aplicable

Implementacin de evaluaciones de integridad de los activos ms estrictas y ms expansivas Implementacin o expansin de las operaciones de separacin de petrleo y agua

Utilizacin de herramientas y servicios de monitoreo de la corrosin

Utilizacin de tecnologas de mitigacin de la corrosin (inhibidores de corrosin, sistemas de control de la produccin de arena y secuestradores de oxgeno)

Evaluacin del estado de la infraestructura y rastreo de los ndices de corrosin Implementacin de reparaciones y de estrategias de reemplazo, cuando sea necesario

Prod

ucci

n

El costo anual total de la corrosin en EUA sola-mente se estima en alrededor de USD 1 400 millones, de los cuales USD 589 millones corresponden a costos de lneas de conduccin e instalaciones de superficie, USD 463 millones son costos de tube-ras de produccin de fondo de pozo y USD 320 millones corresponden a erogaciones de capital.2 Estas estimaciones no contemplan las multas que pueden imponer los organismos normativos guber-namentales a los operadores que experimentan descargas de fluidos de produccin relacionadas con la corrosin en el medio ambiente. Adems, los costos y los riesgos pueden incrementarse a medida que se descubren fuentes d