ESTIMULACION DE POZOS A ALTAS TEMPERATURAS

Opciones para la estimulación de pozos de alta temperatura 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.

Salah Al-Harthy Houston, Texas, EUA Oscar A. Bustos Mathew Samuel John Still Sugar Land, Texas Michael J. Fuller Kuala Lumpur, Malasia Nurul Ezalina Hamzah Petronas Carigali Kuala Lumpur, Malasia Mohd Isal Pudin bin Ismail Petronas Carigali Kuala Lumpur, Malasia Arthur Parapat Kemaman, Terengganu, Malasia Oilfield Review Primavera de 2009: 20, No. 4. Copyright © 2009 Schlumberger. OneSTEP, StimCADE, SXE y Virtual Lab son marcas de Schlumberger.

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Oilfield Review

La utilización de ácidos para mejorar el desempeño de los pozos, eliminando o sorteando el daño, fue una práctica común durante mucho tiempo; podría decirse, desde que existe la industria petrolera. En el año 1895, Ohio Oil Company utilizó ácido clorhídrico [HCl] para tratar los pozos perforados en una formación de caliza. La producción de estos pozos se incrementó sustancialmente; pero, desafortunadamente, también lo hizo la corrosión de la tubería de revestimiento. Como resultado, los tratamientos de acidificación para estimular la producción desaparecieron durante aproximadamente 30 años. La acidificación de los yacimientos de calizas resurgió en el año 1931, con el descubrimiento de que el arsénico inhibía la acción corrosiva del HCl en los tubulares del pozo.1 Pero los tratamientos ácidos para las areniscas requerían un enfoque diferente. El HCl no reacciona fácilmente con los minerales que reducen la permeabilidad de la arenisca pero el ácido fluorhídrico [HF] sí lo hace. Los primeros intentos de utilización de HF en areniscas fallaron debido al taponamiento producido por las reacciones secundarias. Este problema fue superado en 1940 con un tratamiento combinado de HF-HCl. El HF de la combinación de ácidos disuelve los depósitos de minerales presentes en las areniscas que obstruyen la producción, mientras que el HCl controla los precipitados. Estas técnicas de acidificación evolucionaron en los años subsiguientes pero el objetivo no cambió: crear o restituir trayectos de producción cerca del pozo en un pozo nuevo o existente. La acidificación de pozos, aludida más comúnmente como acidificación de la matriz, es uno de los dos métodos de intervención utilizados para restituir el flujo en una formación de petróleo o gas. La otra ruta—los tratamientos de fracturamiento hidráulico o ácido—crea fracturas para permitir que las acumulaciones relativamente alejadas de petróleo y gas fluyan hacia el interior del pozo. El proceso de acidificación opera sobre la formación, cerca del pozo, para sortear el daño o disolverlo. La elección de un tratamiento de fracturamiento o acidificación para estimular la producción depende de una multiplicidad de factores entre los que se encuentran la geología de la formación, la historia de producción y los objetivos de las operaciones de intervención. Las técnicas de intervención de pozos, tales como la acidificación de la matriz, desempeñan un rol importante para los operadores que necesitan producir todo lo posible de sus campos petroleros. La presión ejercida sobre los especialistas en tratamientos de acidificación, para que desarrollen nuevas formulaciones y técnicas de tratamiento, proviene de distintas direcciones. Una necesidad

Primavera de 2009

Acidificación en la caliza: 2HCl + CaCO3

CaCl2 + CO2 + H2O

Núcleo carbonatado Acidificación en la dolomía: 4HCl + CaMg(CO3)2

MgCl2 + CaCl2 + 2CO2 + 2H2O

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

importante es la extensión de los tratamientos de acidificación a los ambientes de alta temperatura. El empleo de ácidos minerales convencionales, tales como el HCl y el HF, a temperaturas más elevadas—superiores a 93°C [200°F]—conduce a velocidades de reacción que son demasiado rápidas. Estas velocidades rápidas hacen que el ácido se consuma demasiado temprano, reduciendo su efectividad, y pueden causar otros problemas. Por otro lado, conforme las regulaciones se vuelven más estrictas, existe dentro de la industria una mayor necesidad de contar con fluidos que planteen menos riesgos de seguridad y medio ambiente.2 Los ácidos minerales convencionales, tales como el HCl y el HF, son difíciles de manipular en forma segura, resultan corrosivos para los tubulares y los componentes de la terminación (o aparejos) del pozo, y deben ser neutralizados cuando retornan a la superficie. Además, a medida que se incrementa la temperatura de fondo de pozo, los costos de los inhibidores de corrosión suben rápidamente debido a las altas concentraciones requeridas; particularmente con algunos tubulares exóticos utilizados actualmente en las terminaciones de pozos. Por último, las técnicas convencionales de acidificación de areniscas habitualmente implican muchos pasos para el tratamiento con fluidos, lo que incrementa el potencial de error. Este artículo se centrará en los tratamientos de acidificación de la matriz y analizará cómo esta tecnología se ha extendido a los ambientes de temperatura más elevada, a través del desarrollo de nuevos fluidos y modernas técnicas. Algunos estudios de casos de África, EUA, Medio Oriente y Asia demuestran cómo estas técnicas están siendo aplicadas con éxito en todo el mundo.

Formaciones diferentes: Química de acidificación diferente La primera consideración respecto de los tratamientos de acidificación de la matriz en cualquier pozo particular—sea de alta temperatura o no— es la litología de la formación. Los yacimientos carbonatados son, en su mayoría, solubles en ácido y el tratamiento ácido crea trayectos conductores altamente ramificados, denominados agujeros de gusanos, que pueden sortear el daño. Por el contrario, en los yacimientos de areniscas, sólo una fracción pequeña de la roca es soluble en ácido. El objetivo del tratamiento ácido en las areniscas es disolver los diversos minerales presentes en los poros para restituir o mejorar la permeabilidad. La química y la física para el tratamiento de ambos tipos de yacimiento han sido estudiadas en forma exhaustiva y son bien conocidas. Los yacimientos carbonatados—principalmente los yacimientos de calizas y dolomías—reaccionan fácilmente con el HCl en ambientes de temperatura moderada para formar agujeros de gusanos (arriba). La velocidad de reacción es limitada principalmente por la difusión del HCl en la superficie de la formación. Los agujeros de gusanos en los yacimientos carbonatados incrementan la producción, no a través de la remoción del daño, sino mediante la disolución de la roca y la creación de trayectos que la atraviesan. 1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R: “Trends in Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 24−40. 2. Hill DG, Dismuke K, Shepherd W, Witt I, Romijn H, Frenier W y Parris M: “Development Practices and Achievements for Reducing the Risk of Oilfield Chemicals,” artículo SPE 80593, presentado en la Conferencia Ambiental de Exploración y Producción de las SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, 10 al 12 de marzo de 2003.

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La formación de agujeros de gusanos en los carbonatos se explica por la manera en que la acidificación afecta a la roca. Los poros más grandes reciben más ácido, lo que aumenta tanto su longi-

tud como su volumen. Finalmente, esto se extiende a un canal macroscópico, o agujero de gusano, que tiende a recibir más ácido que los poros adyacentes a medida que se propaga a través de la roca.

Disolución superficial

Canales cónicos Agujeros de gusanos ramificados

Agujeros de gusanos 1.0

Porosidad

Volumen poral de ácido requerido para la inundación completa de los núcleos

Disolución superficial

0.2

Tasa de flujo

> Patrones de disolución de los carbonatos. La estructura de los agujeros de gusanos está relacionada con la eficiencia de la operación de acidificación y puede visualizarse a través de la representación gráfica del volumen poral de ácido requerido para la inundación completa de los núcleos (PVBT) versus la tasa de flujo. Las distribuciones de porosidad, derivadas de un modelo de software calibrado con datos experimentales, ilustran cómo procede la disolución con el incremento de la tasa de flujo. La operación de acidificación menos eficiente es la disolución superficial; esto porque se debe disolver la matriz entera para que avance el frente de reacción. Levemente más eficiente, con velocidades de flujo más altas, es la creación de canales cónicos grandes. La operación más eficiente tiene lugar en el punto mínimo de la curva, con la creación de canales de tipo agujero de gusanos altamente diseminados. Con tasas de flujo aún más altas, la curva asciende y se forman canales grandes, denominados agujeros de gusanos ramificados. El incremento de las tasas de flujo para lograr valores más elevados conduce nuevamente a una disolución superficial uniforme.

A

B C

D E

> Matriz de areniscas. La estructura de los yacimientos de areniscas se compone habitualmente de granos 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, tales como la caolinita (D), y las arcillas que revisten los poros, tales como la ilita (E).

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La forma y el desarrollo de los agujeros de gusanos dependen del tipo de ácido así como también de su resistencia, velocidad de bombeo y temperatura; además de la litología del carbonato. Bajo las condiciones adecuadas, los agujeros de gusanos pueden desarrollar longitudes sustanciales, lo que hace posible el uso eficiente del ácido para sortear el daño. En condiciones menos favorables, el ácido crea canales cortos que contribuyen poco a incrementar la producción. Para cualquier formación sometida a un tratamiento de estimulación, existe un conjunto óptimo de parámetros de tratamiento que crean agujeros de gusanos con la utilización más eficiente del ácido (izquierda).3 A diferencia de las formaciones carbonatadas, el cuarzo y los otros minerales que conforman la mayor parte de los yacimientos de areniscas son en gran medida insolubles en ácido. El tratamiento ácido de las areniscas—HF usualmente combinado con HCl—busca disolver las sustancias dañinas en partículas que obturan los poros y reducen la permeabilidad (izquierda, extremo inferior).4 Los tratamientos de acidificación en las areniscas apuntan al daño presente en los primeros 0.9 a 1.5 m [3 a 5 pies] desde la pared del pozo; ésta es la zona que experimenta la mayor caída de presión durante la producción y que es crítica para el flujo. Esta zona es dañada habitualmente por la migración de finos, el hinchamiento de las arcillas y la acumulación de incrustaciones. Las reacciones de acidificación de areniscas tienen lugar en las zonas en las que el ácido encuentra los minerales que pueden ser disueltos. Las reacciones de disolución primarias de las arcillas y el feldespato con una mezcla de HF-HCl típica forman productos de aluminosilicato. La química de la acidificación de las areniscas es compleja y los productos de la reacción inicial pueden reaccionar ulteriormente, con la posibilidad de producir la precipitación. Estas reacciones secundarias son lentas, en comparación con las reacciones de disolución primarias, y raramente presentan problemas con los ácidos minerales, salvo a temperaturas más elevadas (próxima página). La extensión de los tratamientos de acidificación de la matriz, para abarcar temperaturas superiores a 93°C, plantea tanto posibilidades como problemas para el operador. Las posibilidades son obvias; la acidificación a temperaturas más elevadas permite la estimulación de pozos de alta temperatura utilizando procedimientos de campo familiares. No obstante, a temperaturas más elevadas, el empleo de HCl ocasiona una diversidad de problemas. En los carbonatos, la velocidad de reacción rápida del HCl a temperatura elevada puede producir ataque superficial en lugar de crear agujeros de gusanos y puede generar detritos inducidos por el ácido con crudos de alta viscosidad.

Oilfield Review

3. Fredd CN y Fogler HS: “Optimum Conditions for Wormhole 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-Scale Continuum Model for Simulation of Wormholes in Carbonate Acidization,” AIChE Journal 51, no. 12 (Diciembre de 2005): 3231−3248. 4. Las sustancias dañinas en partículas pueden incluir las arcillas y carbonatos nativos o el material proveniente de las operaciones de perforación y reparación de pozos. Existen otros mecanismos que también pueden producir daño, tales como el hinchamiento de las arcillas, la acumulación de incrustaciones, los depósitos orgánicos, los cambios producidos en la mojabilidad y el crecimiento bacteriano. 5. Van Domelen MS y Jennings AR Jr: “Alternate Acid Blends for HPHT Applications,” artículo SPE 30419, presentado en la Conferencia del Área Marina de Europa de 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 on Strawn Formation in Terrell County, Texas,” artículo SPE 107978, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007. 7. La difusión o movimiento browniano es el movimiento aleatorio de las partículas suspendidas en un líquido o gas.

Primavera de 2009

HF + mineral + HCl

AIFx + H2SiF6

H2SiF6 + mineral + HCl

gel de sílice +FAI x AIFy + gel de sílice ; x > y

Terciaria

Secundaria

AIFx + mineral

Primaria

Los problemas de alta temperatura que se plantean en las areniscas son diferentes. La disolución de la arcilla puede ser demasiado rápida, lo que reduce la penetración del ácido, y las reacciones secundarias pueden producir precipitación. Finalmente, las velocidades de reacción rápidas pueden debilitar la matriz de arenisca, creando arena móvil. En los yacimientos arenosos y carbonatados de alta temperatura, la corrosión acelerada de los tubulares y de otros componentes de los pozos resulta de particular importancia. Si bien con el incremento de la inyección de inhibidores se pueden controlar adecuadamente las tasas de corrosión, el aumento de la carga de inhibidor a temperaturas más elevadas puede en sí causar daño de formación.5 Los desafíos que implica extender los tratamientos de acidificación de la matriz a ambientes de temperaturas más elevadas condujeron al desarrollo de nuevas técnicas y fluidos de tratamiento. Entre los fluidos de tratamiento se encuentran las emulsiones internas al ácido, diseñadas para retardar las velocidades de reacción en los yacimientos carbonatados, y los agentes químicos suaves, levemente acídicos, tanto para el tratamiento de los carbonatos como para el tratamiento de las areniscas. Las nuevas técnicas incluyen un sistema simplificado de tratamiento de las areniscas que utiliza datos de laboratorio y un software predictivo—en combinación con los nuevos agentes de tratamiento químico—para lograr un procedimiento simplificado. Estos nuevos tratamientos y técnicas pueden comprenderse fácilmente mediante el examen de algunos de los datos de laboratorio que fueron cruciales para su desarrollo.

Distancia al pozo

> Reacciones de acidificación de las areniscas. Cuando las formaciones de areniscas son tratadas con HF y HCl, se producen tres grupos de reacciones. Cerca del pozo, la reacción primaria de los ácidos con los minerales forma fluoruro de aluminio y fluoruro silíceo. Estas reacciones disuelven rápidamente los minerales y no producen precipitados. A mayor distancia del pozo, estos productos primarios experimentan reacciones secundarias más lentas para formar gel de sílice que puede precipitarse. Finalmente, un poco más lejos de la zona de inyección, puede producirse una serie de reacciones terciarias, formando un precipitado adicional de gel de sílice. La cinética de las reacciones de precipitación secundaria y terciaria se vuelve exponencialmente más rápida a temperaturas más elevadas y puede hacer que fallen los tratamientos de acidificación de las areniscas.

Pruebas de laboratorio La comprobación de los nuevos tratamientos y técnicas en el laboratorio ofrece numerosas ventajas, incluyendo la simplicidad, el costo y la prevención de posibles problemas en el campo. La disponibilidad de buenos datos de laboratorio permitirá confirmar los modelos de tratamiento e indicará el camino correcto a seguir para la ejecución de operaciones de campo exitosas. Las pruebas de laboratorio adecuadas para las técnicas de acidificación, permiten optimizar los volúmenes de tratamiento y señalar los problemas potenciales, además de confirmar los fundamentos teóricos. Un ejemplo claro de esto es el empleo de ácidos emulsionados en los tratamientos de acidificación de la matriz de las formaciones carbonatadas a temperaturas más elevadas. Una forma de abordar el problema de las velocidades de reacción rápidas a altas temperaturas consiste en utilizar emulsiones de ácido en aceite para retardar la velocidad de reacción. Estas emulsiones han sido aplicadas tanto en los tratamientos de fracturamiento ácido como en los tratamientos de acidificación de la matriz de los

carbonatos. En los tratamientos de fracturamiento ácido, estas emulsiones ayudan a mejorar y agrandar los trayectos conductores lejos del pozo. Los fracturamientos ácidos emplean habitualmente técnicas de divergencia química y mecánica para garantizar que el tratamiento fluya a la localización prevista.6 Por el contrario, las emulsiones de ácido en aceite para los tratamientos de acidificación de la matriz, están diseñadas para operar cerca del pozo y poseen volúmenes de tratamiento menores que los de las técnicas de fracturamiento ácido. Las emulsiones de ácido en aceite para los tratamientos de acidificación de la matriz de las formaciones carbonatadas, constan de una fase interna de HCl y una fase externa de aceite. El transporte de los iones de hidrógeno desde las pequeñas gotitas de ácido hasta la superficie de la roca se produce mediante la difusión Browniana que retarda sustancialmente la velocidad de reacción del ácido.7 Los datos de laboratorio indican que cuando las pequeñas gotitas de HCl están suspendidas en aceite diesel, la velocidad de reacción puede ser retardada en más de un orden de

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tes se utilizan a menudo para ligar, secuestrar o capturar otras moléculas; habitualmente metales. Si bien estos agentes fueron utilizados con frecuencia en el pasado para controlar los metales o, en ciertos casos, para disolver la acumulación de incrustaciones, su nuevo foco es la estimulación de pozos a temperaturas elevadas. Los agentes quelantes utilizados habitualmente en los servicios de campos petroleros son ácidos orgánicos complejos (abajo).9 Estos compuestos no sólo ligan los metales, sino que son agentes de disolución activos en las reacciones de acidificación. Los tratamientos de estimulación de pozos con agentes quelantes ofrecen diversas ventajas, incluyendo velocidades de reacción retardadas, tasas de corrosión bajas y más beneficios para la salud, la seguridad y el medio ambiente. Si bien los agentes quelantes, tales como el ácido etilendiaminotetraacético (EDTA), han sido utilizados ampliamente para el control de la precipitación de hierro, los agentes quelantes derivados del ácido hidroxiaminopolicarboxílico (HACA) poseen la ventaja adicional de la alta solubilidad en ácido, y su rol principal es la acidificación de la matriz. Las velocidades de reacción más lentas, exhibidas por los agentes quelantes HACA a altas temperaturas, poseen implicancias importantes. En los carbonatos, las velocidades más lentas permiten la creación de agujeros de gusanos eficientes, mientras que en las areniscas existen menos posibilidades de daño de las formaciones sensibles. La baja corrosión es otra característica importante de los agentes quelantes HACA. Por ejemplo, a temperatura elevada, el ácido hidroxietilendiaminotriacético (HEDTA) exhibe tasas de corrosión que son hasta un orden de magnitud más bajas que las de los ácidos minerales convencionales (próxima página, arriba).10 Entre las ventajas sig-

20

HCl,% 15 28

19

HCl

Factor de retardo, FR

Emulsionante, inhibidor de corrosión, secuestrante de H2S

Diesel

18

17

16

Superficie del yacimiento

15 250

300

350

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

magnitud (arriba).8 Además de la velocidad de reacción lenta con la roca carbonatada, las emulsiones de ácido en aceite poseen otras ventajas. Su viscosidad relativamente alta mejora la distribución en los yacimientos heterogéneos, y dado que el ácido no tiene contacto directo con los tubulares del pozo, la corrosión se reduce. Si bien los sistemas de ácido emulsionado han sido utilizados comúnmente para los tratamientos de acidificación de la matriz de los carbonatos, a temperaturas inferiores a 93°C, los datos de laboratorio indican que pueden ser extendidos a temperaturas más elevadas si se formulan correctamente. La formulación de la emulsión de ácido en aceite de Schlumberger—que se conoce como sistema SXE-HT—fue desarrollada para los tratamientos de acidificación en condiciones de alta temperatura de yacimientos carbonatados. Consta de una fase ácida, que contiene un inhibidor de corrosión, y una fase de aceite diesel con un emulsionante. Estas dos mezclas se combinan, con tasas de corte altas, para formar una emulsión ácida externa al aceite. Los datos de las propiedades físicas de esta formulación, obtenidos en el laboratorio, indican bajos niveles de corrosión y picaduras para una diversidad de metales, un alto grado de retención de la viscosidad, incluso hasta 177°C [350°F], y buena estabilidad de la emulsión. Por ejemplo, una emulsión SXE-HT típica se mantiene estable durante al menos dos horas a 149°C [300°F], y este tiempo de estabilidad puede ser prolongado mediante el incremento de la concentración de emulsionante. Las pruebas efectuadas en núcleos de caliza, con el fluido SXE-HT a

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135°C [275°F], confirman su capacidad para crear agujeros de gusanos con las tasas de inyección habituales. El empleo de una emulsión de ácido en aceite formulada correctamente constituye una solución para la estimulación de pozos de alta temperatura. Otro enfoque consiste en considerar un tipo completamente diferente de fluido de acidificación de yacimientos. Los datos confirman que una clase diferente de químicos—los agentes quelantes—permiten la estimulación de pozos en condiciones que impiden el empleo de ácidos minerales. El término quelación proviene de una palabra griega que significa “garra,” y los agentes quelan-

CO2H Ácidos poliaminocarboxílicos

HO2C

N

N

CO2H

Ácido etilendiaminotetraacético (EDTA)

Ácidos hidroxiaminopolicarboxílicos (HACA)

HO2C

N

N

N

HO2C

HO2C

HO

CO2H CO2H CO2H

Ácido dietilentriaminopentaacético (DTPA)

CO2H N

CO2H CO2H

Ácido hidroxietiliminodiacético (HEIDA)

HO

N

N

CO2H

HO2C Ácido hidroxietilendiaminotriacético (HEDTA)

> Agentes quelantes. Los agentes quelantes habituales, utilizados en el campo petrolero, incluyen tanto los ácidos poliaminocarboxílicos como los ácidos hidroxiaminopolicarboxílicos (HACA). Estos compuestos 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 moleculares oscilan entre 177, para el ácido HEDTA, y 393 para el ácido DTPA.

Oilfield Review

0.18

Acero al cromo 13 Acero al níquel 80

0.16

Tasa de corrosión, lbm/pie2

0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0

HEDTA

HCl

Ácido convencional (HCl y HF)

> Pruebas de corrosión. Se efectuaron pruebas de corrosión de cuatro horas de duración, a 350°F, en dos compuestos metálicos con tres componentes de estimulación ácida; un 20% en volumen de agente quelante HEDTA sódico, un 15% en volumen de HCl y un ácido convencional con una proporción de 9/1 (9% en peso de HCl / 1% en peso de HF). Las tasas de corrosión para el agente quelante son muy bajas a 0.049 kg/m2 [0.01 lbm/pie2], tanto para el acero al cromo como para el acero al níquel. Por el contrario, las tasas de corrosión utilizando los tratamientos convencionales con HCl y HF, son entre 5 y 10 veces más altas para estos metales.

nificativas relativas a la salud y el medio ambiente, se encuentran niveles más bajos de toxicidad, reducción de la necesidad de neutralización de los fluidos de retorno y concentraciones menores de productos de corrosión en estos fluidos. No obstante, de todas estas ventajas de los agentes quelantes HACA, la más importante es quizás la obtención de velocidades de reacción más lentas a temperaturas elevadas. Las pruebas de inunda8. Navarette RC, Holmes BA, McConnell SB y Linton DE: “Laboratory, Theoretical and Field Studies of Emulsified Acid Treatments in High-Temperature Carbonate Formations,” SPE Production & Facilities 15, no. 2 (Mayo de 2000): 96−106. 9. Frenier WW, Wilson D, Crump D y Jones L: “Use of Highly Acid-Soluble Agents in Well Stimulation Services,” artículo SPE 63242, presentado en la Conferencia 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 Internacional sobre 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 Formations from West Africa with Chelant Agent-Based Fluids,” artículo SPE 93805, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, Scheveningen, Países Bajos, 25 al 27 de mayo de 2005.

Primavera de 2009

ción de núcleos, efectuadas en carbonatos a temperaturas elevadas, demuestran la ventaja de utilizar un agente quelante en lugar de HCl para crear una red eficiente de agujeros de gusanos (abajo).11 Otro patrón de medición de la efectividad de los agentes quelantes en los carbonatos, versus la efectividad del HCl, es la cantidad de ácido requerido para penetrar una formación; medido en volúmenes porales de ácido requeridos para la penetración total de las muestras de núcleos (PVBT). En una simulación extrapolada a partir de los datos de laboratorio, se pronosticaron los valores PVBT, correspondientes al HCl y al HEDTA, para la acidificación de una formación carbonatada a una profundidad de 2,185 m [7,170 pies] y una temperatura de fondo de pozo de 177°C, y con un daño que se extendía a 0.3 m [1 pie] del pozo.12 Con una velocidad de bombeo de 0.95 m3/min [6 bbl/min], la simulación pronosticó que el valor PVBT para el HCl era aproximadamente 100 veces superior al del ácido HEDTA; esto indicó un nivel bajo de eficiencia de la acidificación para el HCl a temperatura elevada. Como sucede en los carbonatos, el empleo de quelantes HACA en las areniscas ofrece una alternativa para evitar las velocidades de reacción rápidas que conducen a la precipitación. Las pruebas de laboratorio, efectuadas en una arenisca de África Occidental con un agente quelante HACA, confirman esa proposición.

El yacimiento Nemba forma parte de un grupo de zonas de producción que se encuentran ubicadas en el área marina de Cabinda, en Angola.13 Este yacimiento estratificado está compuesto por espesores variables de arenisca, caliza y lutitas. Si bien existen algunos filones de alta permeabilidad, debido a la presencia de fisuras y fracturas, la permeabilidad en otras partes es baja y la temperatura es alta; 149°C. La Formación Nemba contiene niveles altos de carbonato de calcio nativo, lo que hace que la formación sea particularmente difícil de acidificar a temperaturas elevadas, sin producir su debilitamiento. El tratamiento previo y las operaciones de reparación de pozos, llevadas a cabo en la Formación Nemba, habían causado daños significativos relacionados con la acumulación de incrustaciones de carbonatos. Las muestras de areniscas de la Formación Nemba constituyen buenos candidatos para evaluar la utilización de agentes quelantes en los tratamientos de acidificación a temperaturas elevadas. Se extrajeron diez muestras de núcleos del Campo Nemba a lo largo de un intervalo de profundidad estrecho situado a aproximadamente 3,534 m [11,595 pies], y luego fueron sometidas a una diversidad de experimentos con un agente quelante HEDTA. Estos experimentos permitieron medir la composición, examinar la evolución de los metales durante la reacción y determinar la permeabilidad. La composición de las muestras

HCl

CO2H HO

N

N

CO2H

HO2C

> Pruebas en núcleos carbonatados. Se efectuó una prueba de inundación de núcleos en una caliza de Indiana, con HCl al 15%, a una temperatura de 65°C [150°F]. Una fotografía de la cara del núcleo muestra 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 de una red compleja de agujeros de gusanos a la temperatura más elevada (extremo inferior derecho ).

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CO2H HO

N

N

CO2H

HO2C Previo al tratamiento

Posterior al tratamiento

Permeabilidad, mD

5 4

k (inicial) k (final)

3 2 1 0

Muestra con 24% de carbonato

Muestra con 12% de carbonato

> Arenisca y agentes quelantes. Las pruebas de permeabilidad efectuadas en el laboratorio se llevaron a cabo en los núcleos de arenisca de la Formación Nemba con niveles variables de carbonatos, antes y después del tratamiento de inundación de núcleos con HEDTA sódico a 149°C (extremo inferior ). En la muestra con 24% de carbonato, el agente quelante incrementó la permeabilidad (k ) en un factor de 25. En la muestra con 12% de carbonato, la permeabilidad se incrementó en un 35%. Las muestras de los núcleos fueron fotografiadas utilizando un microscopio electrónico de barrido, antes y después del tratamiento con un agente quelante HEDTA. Antes del tratamiento, la arenisca muestra poros obturados como resultado de las partículas de dolomía y clorita, además de un sobrecrecimiento del cuarzo. Después del tratamiento, la muestra exhibe un grado significativo de eliminación de los minerales que obturan los poros.

de núcleos del Campo Nemba oscilaba entre 5% y 44% de carbonato de calcio, con cantidades significativas de feldespato y cloritas. Para determinar los resultados del tratamiento HEDTA, se llevaron a cabo dos procedimientos diferentes en el laboratorio: pruebas con reactores con combustible en suspensión y pruebas de permeabilidad mediante inundación de núcleos. En las pruebas de reactores con combustible en suspensión, efectuadas en las muestras de areniscas del Campo Nemba, se utilizó un reactor agitado isotérmico para medir la composición de los productos como una función del tiempo. Las muestras de areniscas en polvo, que contenían niveles de carbonatos de entre el 24% y el 44%, fueron tra-

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tadas en el reactor con HEDTA a una temperatura de 149°C. Con el transcurso del tiempo se extrajeron las muestras de la mezcla de la reacción y luego se analizaron con el método de espectrometría de emisión por plasma acoplado por inducción. Para ambos niveles de carbonatos, las concentraciones de calcio, silicio, aluminio y magnesio aumentaron levemente a través del tiempo sin que se produjeran reducciones que indicarían la presencia de precipitación. La misma prueba con el reactor con combustible en suspensión fue realizada para una muestra que contenía 30% de carbonato, utilizando un ácido convencional con una proporción de 9/1.14 En este experimento, las concentraciones de cal-

cio y de otros componentes mostraron un aumento inicial seguido de una reducción—que indica la existencia de precipitación—una causa común de falla de los tratamientos de las areniscas. Los datos del reactor con combustible en suspensión, referentes al ácido HEDTA, muestran que este agente quelante disuelve los minerales que rellenan y obturan los poros a alta temperatura, sin producir precipitación. Estos resultados positivos para el ácido HEDTA fueron seguidos por la ejecución de pruebas de inundación de núcleos en dos niveles de carbonatos. Los resultados de estas pruebas indican que el agente quelante incrementa significativamente la permeabilidad en los núcleos dañados (izquierda). En conjunto, los resultados de las pruebas de laboratorio efectuadas en muestras de carbonatos y areniscas constituyen un avance en la resolución de los problemas asociados con los tratamientos de acidificación en ambientes de alta temperatura. Si se contempla la extrapolación de los datos de laboratorio a la operación de campo real, el tratamiento de los carbonatos representa una extensión más directa de la tecnología ya que no se producen reacciones de precipitación secundarias. Las formaciones de areniscas complejas y de múltiples niveles, plantean un problema más difícil ya que se debe considerar tanto la mineralogía complicada como las reacciones de precipitación. El éxito de la operación, en el caso de las areniscas, puede mejorarse mediante la utilización de un programa de simulación geoquímica denominado Virtual Lab, el cual optimiza los parámetros de estimulación para una diversidad de fluidos y condiciones de fondo de pozo (próxima página, izquierda).15 Los resultados de campo derivados de la aplicación de estos avances en tratamientos de acidificación a alta temperatura, confirman su potencial. Acidificación de pozos carbonatados de alta temperatura Los yacimientos carbonatados de la Formación Smackover, situada en el sudeste de EUA, han sido productores prolíficos de petróleo y gas desde sus descubrimientos iniciales acaecidos en el año 1937.16 Si bien aún se mantiene el interés en esta formación, muchos de los pozos perforados hace algunos años ahora requieren tratamientos de estimulación para incrementar su producción en proceso de declinación. Los pozos gasíferos de alta temperatura, perforados en la dolomía Smackover de Alabama hace 20 años, han sido acidificados con buenos resultados utilizando emulsiones de aceite-HCl.17 Estos pozos de condensado retrógrado alcanzan una profundidad de 5,640 m [18,500 pies] y pueden llegar a temperaturas de fondo de pozo de 160°C [320°F] y presiones estáticas de fondo de pozo que varían entre 2,500 y 4,000 lpc [17.2 y 27.6 MPa].

Oilfield Review

Pruebas de la lechada en el reactor

10

8

500 450

Gas Condensado

400

Tratamiento con ácido emulsionado 7

350

6

300

5

250

4

200

3

150

2

100

1

50

Producción de condensado, bbl/d

9

Producción de gas, MMpc/D

El tratamiento y la historia de producción de uno de estos pozos ilustran la aplicación de emulsiones retardadas, en carbonatos, a alta temperatura. El pozo de gas del Campo Smackover, en Alabama, tratado con una emulsión retardada de aceite-HCl, fue perforado y terminado en 1986. Para el año 1998, su producción de gas y condensado había declinado de manera significativa.

0

0

Enero 1996

Julio 1996

Enero 1997

Julio 1997

Enero 1998

> Historia de producción del pozo de la Formación Smackover. La producción de gas y condensado de este 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 tratamiento. Después del tratamiento con una emulsión de ácido en aceite, la producción de gas se incrementó superando los 9 MMpc/D [255,000 m3/d], mientras que el condensado aumentó hasta alcanzar 200 bbl/d [31.7 m3/d]. Seis meses después del tratamiento, la producción de gas se había reducido un poco pero aún era más del doble del valor previo al tratamiento. En el mismo período, la producción de condensado cayó levemente pero mantuvo la mayor parte del incremento de producción relacionado con el tratamiento.

Pruebas de inundación de núcleos del yacimiento

Simulaciones de flujo radial

> Simulaciones de reacciones en arenisca. El software Virtual Lab es un sistema de pronóstico que determina los parámetros de acidificación óptimos para el tratamiento de las areniscas. Este sistema semi-empírico se basa en datos de laboratorio tomados de muestras de la formación considerada para ser sometida a tratamiento. En el primer paso, se llevan a cabo las pruebas de la lechada en el reactor utilizando ácido y sólidos triturados (extremo superior ). El análisis de las soluciones de efluentes permite la determinación de la cinética de la reacción y la identificación de los precipitados. En el segundo paso, las pruebas de inundación de núcleos determinan la permeabilidad y la porosidad en condiciones de yacimiento (centro ). En el último paso, todos los datos se combinan con simulaciones de flujo radial para determinar el mejor tratamiento de acidificación (extremo inferior ).

Primavera de 2009

Antes de tratar el pozo con la emulsión, se llevaron a cabo dos operaciones de reparación. En primer lugar, la extracción de una sarta de inyección de químicos posibilitó la ejecución de disparos adicionales. A continuación, se eliminó la acumulación de incrustaciones de los tubulares utilizando HCl al 15%. Luego, se trató el pozo con casi 214 bbl [34 m3] de una emulsión de HCl-diesel y un régimen de 9 bbl/min [1.43 m3/min].18 Inmediatamente después del tratamiento con la emulsión retardada la producción de gas se duplicó, registrándose un incremento más pequeño, pero significativo, en la producción de condensado (arriba). Otros dos pozos gasíferos cercanos también fueron tratados con la emulsión retardada, experimentando incrementos de producción similares. Si bien las emulsiones de ácido en aceite se utilizan hace muchos años, la atención adicional prestada a los detalles de esta técnica ha dado como resultado mejoras significativas. Un ejemplo claro de esto es su utilización en el tratamiento de un grupo de pozos profundos, de alta temperatura, emplazados en Medio Oriente. Estos pozos se encuentran ubicados en la porción este de Arabia Saudita y producen gas ácido no asociado, a una profundidad de aproximadamente 3,500 m [11,500 pies]. La zona productiva corresponde a la Formación Khuff y está compuesta por capas dolomíticas entremezcladas con caliza. Las temperaturas de fondo de pozo oscilan entre 127°C y 135°C [260°F y 275°F]. El operador ha llevado a cabo campañas periódicas de estimulación de pozos para mejorar la permeabilidad y eliminar el daño producido por el lodo de perforación. En esta formación, se han uti-

lizado tanto emulsiones de HCl directo como emulsiones de ácido en diesel para la estimulación de los pozos gasíferos con resultados variables. El HCl es un agente de estimulación efectivo pero resulta altamente corrosivo con las temperaturas más elevadas que existen en estos pozos. La utilización de una emulsión de ácido en aceite demostró ser efectiva en cuanto a posibilitar un proceso de estimulación sin corrosión, pero la aplicación en el campo puso de manifiesto la necesidad de optimizar la formulación del emulsionante.19 El trabajo destinado a mejorar el emulsionante se concentró en dos áreas: reducción de las cantidades y mejoramiento de las operaciones de campo. En las pruebas de campo previas de las emulsiones de ácido en diesel diseñadas para estimular los pozos de la Formación Khuff se utilizó un 28% en peso de HCl en un 30% en volumen de ácido y un 70% en volumen de emulsión diesel. El emulsionante era una cocoalquilamina con una carga 14. Un ácido convencional con una proporción de 9/1 está compuesto 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 clave de 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 en agua) mezclado con 70% de diesel oil. 19. Nasr-El-Din HA, Solares JR, Al-Mutairi SH y Mahoney MD: “Field Application of Emulsified Acid-Based System to Stimulate Deep, Sour Gas Reservoirs in Saudi Arabia,” artículo SPE 71693, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

59

Kepong/ Tiong/Bekok MALASIA

Kerteh Kepong

Kuala Lumpur Tiong

Petróleo Gas Singapur

0

km 100

0

millas

Bekok

100

> Campo Tiong. Este campo marino se encuentra ubicado a 260 km [162 mi] frente a la costa de Malasia central. 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, extremo inferior ). Estos campos envían el petróleo y el gas por línea de conducción hasta un punto de recepción situado en Kerteh, en el continente. Desde Kerteh, el petróleo y el gas son transportados por línea de conducción a Kuala Lumpur, Singapur, y otras instalaciones de procesamiento (no mostradas aquí ).

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 el campo demostró que, si bien la emulsión fue efectiva en términos de estimulación de la producción, se requerían mejoras adicionales. Las cargas de emulsionante eran altas, y la emulsión a menudo se rompía en las condiciones ambiente existentes en el campo, por lo que era preciso un proceso de re-mezcla y control de calidad en el campo antes de utilizarla. Estos dos atributos del emulsionante a base de cocoalquilamina implicaban tiempos de operación más largos y costos más elevados. Por consiguiente, el operador emprendió un programa destinado a desarrollar y probar una emulsión mejorada para ser utilizada en la estimulación de los pozos gasíferos profundos y de alta temperatura existentes en esta formación.21 Los resultados de las pruebas de laboratorio, de más de 10 emulsionantes diferentes, demostraron que el acetato de amina de sebo animal sería más efectivo que la formulación de cocoalquilamina.22 Este nuevo emulsionante podría utilizarse con un 25% de la carga previa, logrando emulsiones estables sin necesidad de re-mezcla tanto en las condiciones ambiente de campo como a altas temperaturas. En una campaña piloto de cuatro pozos, el empleo del nuevo emulsionante a base de amina de sebo resultó exitoso. Los tiempos de mezcla en el campo se redujeron en un 25% y los regímenes de producción posteriores al tratamiento de estimulación superaron las expectativas.

60

Las emulsiones de ácido en aceite no son la única opción para la estimulación de pozos carbonatados de alta temperatura; los agentes quelantes también pueden ser utilizados con éxito, como lo ilustra un pozo de un yacimiento carbonatado de Medio Oriente.23 Después de terminado, el pozo no producía y se sospechaba que el filtrado de lodo había ocasionado daño a la formación. A pesar de la necesidad de estimular el pozo para iniciar el flujo de producción, al operador le preocupaba la temperatura elevada de fondo de pozo—110°C [230°F]—y la litología de la formación, a una profundidad medida de 2,620 m [8,600 pies]. A esta profundidad, la formación dominada por la presencia de calizas exhibe filones de dolomía que contienen cantidades significativas de gas entrampado. Las instalaciones de superficie eran limitadas en cuanto al volumen de gas que podía manipularse con una relación gas/petróleo (GOR) de 440 m3/m3 [2,500 pies3/bbl]. Cualquier tratamiento de estimulación que se efectuara para iniciar el flujo desde el pozo tenía que evitar la producción de gas y mantener la relación GOR por debajo de este límite, a través de la minimización de la estimulación de los filones dolomíticos. Un agente quelante de la familia HACA era la elección lógica para la operación de estimulación. Los agentes quelantes del grupo HACA exhiben velocidades de reacción mejoradas con la caliza y una reacción más limitada con las dolomías—un factor importante para el éxito de este tratamiento, debido a la presencia de gas entrampado.

Para este pozo se desarrolló un plan de tratamiento, utilizando el software StimCADE de Schlumberger para la colocación del ácido. Este plan requería el empleo de tubería flexible para colocar un agente quelante HACA en una zona estrecha de la matriz calcárea, a 2,620 m. El software pronosticó un valor de penetración radial del agente quelante HACA de 1.5 m. El tratamiento de estimulación se llevó a cabo sin incidentes. Se utilizó un colchón de prelavado de un solvente mezclado con agua que precedió al agente quelante para contribuir al flujo de retorno, a través de la conversión de la formación en una formación humedecida con agua. La presión del tratamiento promedió los 8.3 MPa [1,200 lpc] y la tasa de inyección del agente quelante fue de 0.056 m3/min [0.35 bbl/min]. Después de finalizado el tratamiento, el operador desplazó el pozo con diesel y extrajo la tubería flexible. Los resultados positivos del tratamiento con el agente quelante se pusieron de manifiesto de inmediato. La producción de petróleo se incrementó, pasando del estado inicial sin producción a 96 m3/d [600 bbl/d]. Este incremento de la producción de petróleo fue acompañado por un incremento pequeño de un GOR, que pasó de 264 a 299 m3/m3 [1,500 a 1,700 pies3/bbl]; valor comprendido bien dentro de los límites del operador. Los resultados de estos casos confirman que los agentes quelantes son útiles para los tratamientos de estimulación de los yacimientos carbonatados de alta temperatura. Esta capacidad también se observa en relación con las areniscas. Acidificación de pozos de areniscas de alta temperatura Un pozo de África Occidental, perforado en 1984, es representativo de las elecciones que debe hacer un operador si se confronta con la necesidad de acidificar una formación de areniscas en condiciones de alta temperatura.24 Este pozo, terminado a una profundidad de 2,360 m [7,743 pies] en una formación de areniscas deltaicas con 15% de carbonatos, poseía una temperatura de fondo de pozo de 128°C [263°F]. Durante un período de casi 20 años, 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 producción de agua. La producción de agua, detectada por primera vez en 1991, se había incrementado hasta alcanzar el 30% en el año 2003. El efecto del agua sobre los componentes de fondo de pozo había sido observado durante una operación previa de intervención del pozo llevada a cabo para recolocar los elementos del sistema de levantamiento artificial por gas. Los depósitos de incrustaciones acumulados en los mandriles del sistema de levantamiento artificial por gas eran tan severos que una fresa

Oilfield Review

rectificadora de 71 mm [2.8 pulgadas] no pudo pasar por debajo de 875 m [2,870 pies]. Frente a las inquietudes asociadas con la corrosión y el posible daño de la formación si se utilizaban los tratamientos de acidificación convencionales, el operador optó por tratar el problema de la acumulación de incrustaciones con un agente quelante HACA. El objetivo del tratamiento era utilizar un fluido suave que removiera la acumulación de incrustaciones de carbonato sin dañar la formación de areniscas. El pozo fue tratado con el agente quelante HACA, utilizando tubería flexible con un chorro rotativo para rociar e impregnar las zonas que contenían los elementos del sistema de levantamiento artificial por gas. Después del tratamiento, los fluidos utilizados en la operación fueron desplazados con agua y el sistema de levantamiento artificial por gas se puso en marcha nuevamente. Se corrió una fresa rectificadora a través de toda la longitud del pozo sin tropezar con ninguna obstrucción. Después del tratamiento, la producción de petróleo se incrementó hasta alcanzar 402 m3/d [2,528 bbl/d], lo cual indicó la remoción de la acumulación de incrustaciones y la posible estimulación de la arenisca. Como lo ilustra el tratamiento efectuado en este pozo de África Occidental, el empleo de agentes quelantes en areniscas utilizando planes convencionales de colocación de fluidos a menudo es realmente efectivo. Con su tecnología OneSTEP, Schlumberger ha extendido la utilidad de estos nuevos químicos a las areniscas. Esta tecnología utiliza un fluido único a base de agentes quelantes y técnicas de colocación simplificadas para estimular 20. La cocoalquilamina es un surfactante catiónico que incluye altas concentraciones de diversos ácidos de cadena larga, entre los que se encuentran las variedades de ácido láurico, mirístico, palmítico y caprílico. 21. Nasr-El-Din HA, Al-Dirweesh S y Samuel M: “Development and Field Application of a New, Highly Stable Emulsified Acid,” artículo SPE 115926, presentado en 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 sebo animal es una mezcla catiónica de ácidos. No obstante, este emulsionante posee cadenas de carbono más largas 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 producción de un pozo mediante la comparación entre las condiciones reales y las condiciones teóricas o ideales. Un factor de daño positivo indica que algún daño o influencia está deteriorando la productividad del pozo. Un factor de daño negativo indica un mejoramiento de la producción, normalmente como resultado de la estimulación. 26. Tuedor FE, Xiao Z, Fuller MJ, Fu D, Salamat G, Davies SN y Lecerf B: “A Breakthrough Fluid Technology in Stimulation of Sandstone Reservoirs,” artículo SPE 98314, presentado en Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

Primavera de 2009

la producción con menos riesgo de daño y precipitados. Este fluido reduce sustancialmente el número de etapas requeridas durante el tratamiento

Colocación de fluidos convencionales Etapa del tratamiento Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 5

Desplazamiento

Paso

Tipo de fluido

1

Colchón de prelavado de salmuera

2

Colchón de prelavado de ácido

3

Tratamiento principal

4

Sobredesplazamiento

5

Agente divergente

6

Colchón de prelavado de salmuera

7

Colchón de prelavado de ácido

8

Tratamiento principal

9

Sobredesplazamiento

10

Agente divergente

11

Colchón de prelavado de salmuera

12

Colchón de prelavado de ácido

13

Tratamiento principal

14

Sobredesplazamiento

15

Agente divergente

16

Colchón de prelavado de salmuera

17

Colchón de prelavado de ácido

de acidificación. Petronas Carigali empleó esta tecnología recientemente para estimular uno de sus pozos marinos en la región del Sudeste Asiático. El Campo Tiong se encuentra ubicado frente a la costa oeste de Malasia, en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de 77 m [253 pies] (página anterior). Descubierto en 1978, comenzó a producir petróleo y gas en 1982. Tiong es una formación de areniscas con una temperatura de fondo de pozo elevada: 109°C [228°F]. Después de experimentar un proceso de declinación de la producción y detectar un factor de daño mecánico elevado para la formación, Petronas evaluó diversos pozos del Campo Tiong como candidatos para el tratamiento de acidificación.25 Las pruebas efectuadas en muestras de núcleos de los pozos candidatos indicaron la existencia de daño de formación producido por la presencia de finos de caolinita y calcita. Petronas seleccionó un pozo para las pruebas de acidificación y escogió el sistema OneSTEP por su simplicidad operacional y el empleo de agentes quelantes (abajo).26 Esta combinación reúne un bajo nivel de riesgo de reacciones

Colocación del fluido OneSTEP Etapa del tratamiento Etapa 1

Paso

Tipo de fluido

1

Tratamiento principal

2

Agente divergente

3

Tratamiento principal

4

Agente divergente

5

Tratamiento principal

6

Agente divergente

7

Tratamiento principal

8

Agente divergente

18

Tratamiento principal

19

Sobredesplazamiento

20

Agente divergente

21

Colchón de prelavado de salmuera

Etapa 3

22

Colchón de prelavado de ácido

Etapa 4

23

Tratamiento principal

24

Sobredesplazamiento

Etapa 5

9

Tratamiento principal

25

Salmuera

Desplazamiento

10

Salmuera

Etapa 2

> Técnica OneSTEP. La acidificación convencional de las areniscas—usualmente con HF—es un proceso complejo que involucra diversos equipos y muchos pasos secuenciales (izquierda ). Pueden utilizarse hasta seis tanques de ácido y dos tanques de salmuera, y pueden llevarse a cabo cinco etapas con 25 pasos, dependiendo del tipo de técnica de divergencia. En el tratamiento convencional, el colchón de prelavado de salmuera remueve y diluye los componentes incompatibles con el ácido. De un modo similar, los colchones de prelavado de HCl remueven las calcitas con anterioridad al tratamiento principal con HF. Por el contrario, el tratamiento OneSTEP utiliza habitualmente sólo dos tanques de almacenamiento de ácido y un tanque de salmuera, y requiere muchos menos pasos (derecha ). La simplicidad de este tratamiento es el resultado de dos factores; la utilización de un agente quelante en lugar de 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 prueba Virtual Lab asegura que cualquier problema potencial sea abordado antes de que comience la operación.

61

400,000

80

300,000

Flujo de gas, m3/d

70

Flujo de gas Flujo de petróleo

60

250,000

50

200,000

40

150,000

30

100,000

20

50,000

10

0

Flujo de petróleo, m3/d

350,000

0

Enero de 2007

Abril de 2007

Junio de 2007

> Resultados del tratamiento de estimulación del Campo Tiong. El procedimiento OneSTEP, implementado en el pozo del Campo Tiong en abril de 2007, produjo resultados positivos inmediatos del tratamiento con agentes 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, pasando de menos de 20,000 m3/d [0.7 MMpc/D] a aproximadamente 85,000 m3/d [3 MMpc/D].

secundarias y terciarias que podrían producir precipitación con una reducción de las etapas de fluidos y una logística simplificada. Otras de las ventajas que otorga son las tasas de corrosión bajas 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 utilizando los resultados de las pruebas de pozos antes de correr las simulaciones. Las pruebas de pozos determinaron la cinética de disolución de la formación, midieron las propiedades físicas de la roca y compararon las opciones de tratamiento en las pruebas de flujo radial. La elección final del

fluido de tratamiento en el Campo Tiong se centró en un agente quelante sumado a otros aditivos. Con este fluido a base de agente quelante, el tratamiento OneSTEP se llevó a cabo en el pozo del Campo Tiong en abril de 2007. No se registraron problemas operacionales y la prueba resultó exitosa; la producción de petróleo se incrementó en un factor de cuatro y la producción de gas en una cantidad similar (arriba). Para Petronas, la estimulación de la producción de petróleo y gas no fue el único beneficio de la técnica OneSTEP. Esta operación de acidificación simplificada ahorra un significativo tiempo de equipo de reparación, lo cual se traduce en una

27. DeBruijn G, Skeates C, Greenaway R, Harrison D, Parris M, James S, Mueller F, Ray S, Riding M, Temple L y Wutherich K: “Tecnologías para alta presión y alta temperatura,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 52−67. 28. Aboud R, Smith K, Forero L y Kalfayan L: “Effective Matrix-Acidizing in High Temperature Environments,” artículo SPE 109818, presentado en la Conferencia y Exhibición 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 Generation HPHT 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 Tecnología de Perforación de la Región del Sudeste Asiático de las IADC/SPE, Bangkok, Tailandia, 13 al 15 de noviembre de 2006.

62

reducción del costo. En el tratamiento del Campo Tiong, el tiempo operacional ahorrado fue cuantificable—la duración del tratamiento convencional se estimó en 45 horas, frente a las 24 horas insumidas por la técnica OneSTEP—lo que equivale a un ahorro de 21 horas. Este ahorro de tiempo es un resultado directo de la reducción de las etapas del tratamiento y de la mayor rapidez del reflujo de los fluidos de estimulación. Además se obtuvieron otros beneficios. La reducción del número de equipamientos y del inventario de químicos implica menos espacio en cubierta, y la necesidad de contar con menos químicos reduce los riesgos operacionales de derrames químicos asociados con los procesos de manipulación y levantamiento. Nuevos campos: condiciones severas En los últimos años, se han hecho importantes avances en materia de tratamientos de acidificación a alta temperatura. El tratamiento con emulsiones de ácido en aceite y agentes quelantes permite que los operadores acidifiquen las formaciones a temperaturas elevadas con tasas de corrosión reducidas y menos riesgo de daño secundario. Por prometedor que parezca este panorama para los tratamientos de acidificación, será necesario introducir más mejoras en los agentes y procedimientos de tratamiento para responder a las condiciones difíciles que se planteen en el futuro.27 Se espera un crecimiento de la demanda energética mundial; se estima que en el año 2020 se requerirá un 40% más de energía que en 2007.28 Conforme continúa la búsqueda de nuevas reservas, la exploración se está volcando a yacimientos más profundos; las operaciones llevadas a cabo en EUA ilustran esta tendencia. En el año 2007, los pozos de más de 4,572 m [15,000 pies] de profundidad dieron cuenta de aproximadamente un 7% de la producción local; y se prevé que esta cifra alcanzará un porcentaje del 12% en el año 2010. El recurso gasífero profundo producido por este tipo de pozo es considerable y en el futuro podría llegar a constituir el 29% de la producción.

Oilfield Review

Una característica determinante de las cuencas más profundas es que poseen una temperatura elevada. Los pozos gasíferos profundos del Golfo de México y Brasil exhiben temperaturas de

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

600

West Java

Temperatura estática del yacimiento, °F

Agentes quelantes

500

Deep Alex

400

Mobile Bay Shearwater Gulf of Thailand E. Cameron, Sable

300

Egret, Heron Asgard Khuff Brunei Thunder Horse Ursa

HCl-HF

200

100

> Acidificación de yacimientos profundos y de alta temperatura. La acidificación con HCl y HF es efectiva habitualmente a temperaturas de yacimiento inferiores a 200°F y el empleo de agentes quelantes puede extender este rango de temperatura a aproximadamente 400°F. Los recientes descubrimientos de gas en aguas profundas constituyen buenos ejemplos de yacimientos de alta temperatura y pueden alcanzar temperaturas que oscilan entre 250 y 550°F [288°C]. Podría considerarse el empleo de agentes quelantes para la acidificación de los campos ubicados entre el Campo Ursa, con una temperatura de 250°F, y el Campo Egret, con una temperatura de 350°F; sin embargo, para acidificar campos con temperaturas superiores a los 400°F, tales como West Java, Deep Alex y Mobile Bay, se requerirá nueva tecnología.

Primavera de 2009

fundos y de alta temperatura, se han desarrollado diversos sistemas de clasificación.29 Muchos de estos pozos profundos y de alta temperatura requerirán un tratamiento de acidificación de la matriz en algún momento de su vida productiva y la tecnología actual sólo cubre una parte del rango de temperatura esperado (izquierda). Esta tendencia hacia condiciones de temperaturas cada vez más elevadas demandará la implementación de mejoras en todos los aspectos de los tratamientos de acidificación, desde las tasas de corrosión hasta la estabilidad de los fluidos de tratamiento. A pesar de la dificultad asociada con los tratamientos de acidificación en condiciones extremas, se han reportado algunos éxitos anticipados. Por ejemplo, un pozo de América del Sur perforado en arenisca, que presenta alta presión y alta temperatura y un nivel de daño significativo, fue tratado con una combinación de ácido acético y HF duplicando la producción de petróleo.30 Las claves del éxito en esta operación a alta temperatura, incluyeron un ácido—acético—suave, asociado con HF, y la inclusión de un estabilizador de ácido fosfórico para mantener los productos en solución. Otro ejemplo de soluciones innovadoras para los tratamientos de acidificación en ambientes de alta temperatura es el empleo de un sistema ácido en sitio.31 El fluido de tratamiento de este sistema contiene un precursor de ácido que permite la liberación controlada en el tiempo para los pozos con intervalos largos. En el análisis final, el éxito de los tratamientos de acidificación de pozos de alta presión y alta temperatura impondrá mayores demandas tanto en lo que respecta a los fluidos como a los procedimientos de tratamiento. Se requerirán fluidos que posean velocidades de reacción controladas, baja corrosión y huellas aceptables para la salud, la seguridad y el medio ambiente; los agentes quelantes constituyen un buen ejemplo de un paso adoptado en esta dirección. Además del desarrollo de nuevos fluidos, los tratamientos como la técnica OneSTEP, que enfatizan la simplicidad y minimizan el tiempo operacional, serán muy codiciados. En conjunto, los desarrollos futuros, tanto en materia de fluidos como de procedimientos de tratamiento que los emplean, garantizarán que las operaciones de acidificación de la matriz avancen para responder a las condiciones difíciles que se planteen a medida que se desarrollen campos nuevos. —DA

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