SPE-WVS-254 Ap li c ació ac ió n d e un g el aut o -deg rad able ab le b ase as e acei t e p ara d iv erg enc ia qu ími ca du rant ra nt e tratamiento de cont rol d e agua agua en el campo El Furrial García A.1, Vernaez O.1, Llamedo M. 1, Ortiz J. 2, Barrera J. 2, Perez I. 2 y Perdomo L. 3 1
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PDVSA-Intevep; PDVSA E&P-Oriente;
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SSO.
This paper was prepared for presentation at the 2013 SPE WVPS Second South American Oil and Gas Congress held in Porlamar, Edo. Nueva Esparta, Venezuela, 22–25 October 2013. This paper was selected for presentation by the SPE Western Venezuelan Petroleum Section Program Committee, following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Contents of the paper have not been reviewed by the SPE Western Venezuelan Petroleum Section Program Committee and are subject to correction by the author(s). The material does not necessarily reflect any position of SPE Western Venezuelan Petroleum Section, its officers, or members. Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without written consent of the SPE Western Venezuelan Petroleum Section is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; ill ustrations may not be copied.
Resumen
Desde el inicio de las operaciones de estimulación en los pozos petroleros ha surgido la necesidad de la aplicación de métodos de divergencia (químicos o mecánicos) que permitan dirigir los tratamientos a una zona de interés. Con base a dicha necesidad y en función a los escenarios observados en yacimientos donde coexisten zonas con presencia de crudo y agua, se desarrolló un gel polimérico auto-degradable en un medio orgánico con efecto divergente para tratamientos de inyección en pozos petroleros. Dicho sistema gelificante fue diseñado para entrecruzarse una vez inyectado en el medio poroso y degradarse en un tiempo predeterminado, bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, ocasionando el minimo daño a la formación. En el campo El Furrial se realizó un tratamiento sellante para el control de agua selectivo, utilizando el gel auto-degradable para proteger las zonas productoras superiores. El pozo contaba con un corte de agua del 54 % proveniente de una canalización de agua de inyección (identificada previa captura de información) localizada en tres intervalos bien definidos. Para la colocación del tratamiento de control de agua de manera selectiva en estos tres intervalos, se requirió proteger el resto de las arenas abiertas a producción. Las arenas inferiores se protegieron con un tapón de arena y para proteger temporalmente los intervalos superiores se inyectó el equivalente a 2,5 pies de penetración del gel divergente. Luego de la intervención, la producción de agua se redujo de 54 % a 1,6 %. El pozo antes de la intervención se encontraba inactivo y posterior al trabajo de rehabilitación, se obtuvo una producción de crudo de 2,6 MBPD, advirtiendo que la producción de crudo en la zona protegida con divergente tuvo una reducción de solo el 24 % de 385 BPD de crudo a 294, luego de un mes de producción.
Introducción
El campo El Furrial esta localizado al norte del estado Monagas, a 25 Km de la ciudad de Maturín en el oriente de Venezuela. Dicho campo fue descubierto en febrero de 1986, representando para ese tiempo el descubrimiento más importante hecho en venezuela y el más grande en todo el mundo. El
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campo produce por dos formaciones principales identificadas como la formación Naricual y la formación Cretáceo. El espesor bruto de los dos reservorios de crudo es más de 2100 pies. El campo tiene una porosidad que esta entre 8-16 %, una permeabilidad absoluta entre 20-1800 mD y un rango de temperatura entre los 280-310 °F. La divergencia en tratamientos de control de agua en pozos petroleros, consiste en el bloqueo temporal de zonas productoras a nivel de la cara de la formación con la finalidad de dirigir el tratamiento sellante hacia otro intervalo de interés. Para tal fin, desde la década del 50 hasta la actualidad, se han empleado una gran gama de materiales o productos divergentes entre los que se destacan la utilización de la piedra caliza triturada con tetraborato de sodio, escamas de naftaleno y ácido benzoico, emulsiones, selladores de bola, polímeros, resinas poliméricas solubles en aceite, espumas viscosificadas y fluidos viscoelásticos, entre otros. Todos estos mecanismos fueron diseñados específicamente para los casos de estimulaciones de tratamientos con solventes orgánicos (Harrison 1972, Kennedy 1990, Gallus 1972). El principio de divergencia química para aislamiento selectivo de intervalos puede ser utilizado en una gran variedad de operaciones, por ejemplo como control de pérdida de fluidos de perforación en zonas de baja presión, aislamiento de zonas durante la cementación en pozos, estimulaciones matriciales, aislamientos en pozos a hoyo desnudo, tratamientos de control de agua, entre otros. La mayoría de los métodos para divergencia química existentes, presentan limitaciones e inconvenientes, una de ella es la degradación del sistema gelificante; la mayoría requiere la inyección posterior de sustancias químicas que permitan su remoción, lo que trae como consecuencia el daño a la formación, si el contacto con sustancias oxidantes u otro rompedor o degradante es incompleto. Un material adecuado para un proceso de divergencia química debe ser suficientemente resistente para mantener el bloqueo a las presiones del tratamiento y debe ser insoluble o levemente soluble en el fluido tratante. El material debe ser completamente soluble en el crudo producido o los líquidos condensados para que no cause daño a la formación en caso de que requiera ser removido. La mayoría de los removedores oxidantes utilizan reacciones de óxido–reducción para romper las cadenas de polímero como por ejemplo el hipoclorito de sodio y el persulfato de potasio, muy eficientes en las reacciones de degradación de polímeros entrecruzados, sin embargo, presentan el problema de que atacan el acero, aunque éste sea inoxidable, por lo que su aplicación en pozos debe estar acompañada con el uso de reactivos inhibidores de corrosión. En este trabajo se presenta la inyección de un gel auto-degradable soluble en un medio orgánico con efecto divergente en un pozo del campo El Furrial, el cual se requería para proteger las zonas productoras superiores y poder realizar un tratamiento de control de agua utilizando un gel sellante base agua. El pozo contaba con un corte de agua del 54 % proveniente de una canalización de agua de inyección (identificada mediante previa captura de información) localizada en tres intervalos bien definidos. El mecanismo de acción del gel auto-degradable consiste en obturar o proteger temporalmente las zonas productoras de petroleo mediante un sello químico con la finalidad de dirigir el tratamiento de control de agua hacia la zona de interés. El gel divergente se diseñó para entrecruzar y degradarse bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, sin ocasionar daño a la formación. Descrip cion y modo de acción del gel auto-degradable con efecto divergente
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El gel auto-degradable base aceite (Ventresca 2009), consiste en una solución orgánica no polar de baja viscosidad (entre 20 y 50 cP a temperatura ambiente y de 6.9 cP a fondo de pozo) al cual se le añade un solvente, un agente entrecruzante y un agente degrandante. Dicha mezcla gelificante es formulada dependiendo de la aplicación en campo, es decir, el comportamiento del gel (tiempos iniciales de gelificación y de degradación, tiempos finales de gelificación y de degradación y consistencia máxica) se ajusta mediante la formulación. Esto se logra mediante un balance entre la cinética de entrecruzamiento y la de degradación. La colocación y distribución de la mezcla gelificante en la formación dependerá fundamentalmente de las condiciones de flujo en el intervalo donde se haya inyectado, además de las condiciones de saturación (a mayor saturación de crudo mejor es la colocación del gel); debido a que es un sistema no polar u orgánico, inmiscible con el agua, la solución se distribuirá de manera más efectiva y homogénea en medios con alta saturación de hidrocarburo, mientras que en las arenas con alta saturación de agua, su colocación será poco efectiva. El modo de acción del gel auto-degradable consiste en la colocación del sistema gelificante en la zona o intervalo a proteger, penetrando unos cuantos pies (entre 1 y 3) en la formación de manera radial. Una vez colocada la mezcla gelificante, se detiene el flujo para que comience el entrecruzamiento por efecto de la temperatura. El gel divergente aumenta progresivamente su consistencia hasta reducir significativamente la permeabilidad de la arena. Una vez que se alcanza la consistencia máxima, el gel es capaz de resistir altas presiones en la tubería sin que ocurra filtración de fluidos hacia la formación protegida. La resistencia a la presión dependerá de la magnitud de la penetración, la consistencia del gel, la permeabilidad de la zona a proteger y de la viscosidad del fluido que ejerza dicha presión. El gel divergente resiste cualquier tipo de tratamiento químico, orgánico, ácido, diluentes, cementaciones, entre otros y mantiene su consistencia máxima por un tiempo predeterminado que dependerá del tipo de tratamiento a ejecutar. Luego de este tiempo, comienza el proceso de degradación progresiva y homogénea del gel, debido a que el degradante se encuentra en la formulación inicial. La degradación se dará simultáneamente en todo el medio poroso y la recuperación de la movilidad inicial del intervalo protegido se dará de manera efectiva. El tiempo de degradación del gel y recuperación de las condiciones iniciales de la arena dependen de las características del medio poroso, como permeabilidad y tamaños de garganta de poro así como de los pies de penetración aplicados y de las presiones diferenciales asociadas a la producción. La aplicación del sistema gelificante con el agente degradante contenido en la mezcla, representa numerosas ventajas como la reducción de pérdida de productividad en las zonas invadidas (puesto que la degradación se da de manera homogénea en la matriz porosa), menor diferida de producción y tiempos de pago cortos.
Procedimiento experimental Formulación del gel auto-degradable mediante pruebas de botella
Para la aplicación del gel divergente en el pozo se realizaron unas series de pruebas de botellas a las temperaturas del pozos (286 º F) para optimizar la concentración (% m/m) de cada uno de los
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componentes utilizados en la formulación (polímero, entrecruzador y agente degradante), con el objetivo de garantizar que los tiempos tanto inicial como final de formación del gel, así como la consistencia máxima alcanzada fuesen los requeridos. Se diseñó el tiempo inicial de gelificación de 2 a 3 horas, de modo que no hubiese riesgos de gelificación en la tubería durante el tratamiento. La consistencia máxima la alcanzaría entre las 6-8 horas. Una vez inyectado el gel divergente, se debería esperar 12 horas para realizar la prueba de integridad, a fin de garantizar que el gel este completamente formado y luego realizar el tratamientos de control de agua que se diseñó para este pozo en particular. El gel fue diseñado para que permaneciera con una consistencia máxima de 20 días.
Prueba dentro d el medio poroso
Para evaluar dentro del medio poroso el gel auto-degradable, se utilizó un equipo de desplazamiento de fluidos tal como se observa en la Figura 2. En el núcleo se identifica dos direcciones de flujo, una de producción, que simula el sentido de producción natural de un pozo desde la formación hacia la tubería de producción; y el sentido de inyección que indica la colocación de fluidos desde la tubería de producción y hacia la formación. Se utilizó un tapón de berea con una permeabilidad absoluta de 80.73 mD, en función de las condiciones petrofisica de las arenas en la cual iba ser inyectado el divergente (ver Tabla 1). Para este ensayo la presión de confinamiento del núcleo en la celda fue de 1500 psi a fin de garantizar flujo lineal. Mediante una válvula de contrapresión se mantiene la presión de retorno en la salida de la línea a 250 psi. Un sistema de transductores permite obtener medidas de las caídas de presión en el núcleo. A continuación se describe el procedimiento experimental: 1. Se satura el núcleo con agua de formación para determinar el volumen poroso. El núcleo de berea utilizado tenía una longitud de 7,16 cm, un diámetro transversal de 3,78 cm y un volumen poroso de 15,3 cm3. 2. Se acondiciona el medio a la temperatura del pozo (286 ºF) y luego se desplaza el hidrocarburo a través del medio poroso tanto en sentido producción como en sentido inyección. Una vez alcanzada la saturación residual de agua, se mide la permeabilidad inicial del hidrocarburo en sentido producción. Para medir la permeabilidad se utiliza la ecuación de Darcy para permeabilidades en medio poroso con flujo lineal. Permeabilidad K
LQ
AP
Ecuación (1)
Donde K es la permeabilidad efectiva al fluido, μ es la viscosidad del hidrocarburo, L es la longitud del núcleo, Q es el caudal de flujo utilizado para la medición; para esta prueba se utilizó 4 cc/min determinado mediante una metodología ya establecida (Tomassi et al. 2011). A es el área transversal del medio poroso y P es la diferencia de presión entre la entrada y la salida del núcleo. La permeabilidad inicial se mide en sentido producción para simular las condiciones originales de producción del pozo. 3. Se inyectan el equivalente a 5 volumenes porosos de mezcla gelificante en el medio poroso y se espera el tiempo de gelificación final. El desplazamiento de la mezcla gelificante se realiza en sentido inyección.
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4. Se debe realizar el lavado de las caras del núcleo y las líneas para eveitar gelificación del gel en las mismas. 5. Luego de 8 horas, se realizó la prueba de presión, que consistió en aplicar un determinado caudal de gasoil en sentido de inyección y mientras se monitorea el diferencial de presión alcanzados. 6. Luego de 5 días se mide la restitución de la permeabilidad por causa de la degradación del gel. Para ello se desplaza el hidrocarburo en sentido de producción y se registra el diferencial de presión. La permeabilidad final se calcula igualmente con la Ecuación 1. La restitución de la permeabilidad se observa durante varios días (Vernaez et al, 2011). El monitoreo de la degradación se llevó a cabo durante 20 días, haciendo circular el hidrocarburo en sentido de producción.
Condición del pozo antes del tratamiento
Para 2010 el pozo presentaba aporte de hidrocarburo por los intervalos 14236‘-14254’, 14258’14262’ y 14282’-14291’. Para ese tiempo el pozo muestra una producción total de crudo de 6.6 MBPD, una producción de gas de 6.44 MMPC con un corte de agua de 0% con red de ¾”. El perfil de producción según registro PLT indica que el 50 % de la producción total de crudo proviene de los intervalos 14236’-14254’ y 14350’-14369’. A comienzos del 2011 se observa un ligero aumento del corte de agua que alcanzó 4% según pruebas de producción con reductor 7/8”. Un mes después el porcentaje aumentó a 16 % y dos meses después el corte de agua ya alcanzaba el 26 %. A mediados de año, ya el corte de agua se encontraba en torno al 40% (ver Figura 3). El registro de producción indica que el 100 % del agua proviene de los intervalos 14236’-14524’, 14258’-14262’, 14282’-14291’, todos contiguos. El pozo iguala condiciones con un corte de agua del 54 % debido a que no puede producir por la presión hidrostática generada por el alto corte de agua, presencia de emulsión O/W y baja presión de yacimiento en el área de drenaje.
Propuesta y diseño del tratamiento para resolver la problemática de la alta producción de agua en el pozo
Con el propósito de minimizar la producción de agua a través de los intervalos [14236’-14254’], [14258’-14262’] y [14282’-14291’], se propuso realizar la inyección de un gel sellante base agua en dichos intervalos por debajo de los intervalos abiertos, sin embargo para lograr este objetivo, era necesario proteger temporalmente los intervalos superiores abiertos[14148’-14160’], [14166’-14174’] y [14188’-14197’], de manera de evitar diferir las reservas de hidrocarburo en estos intervalos. En función a lo antes mencionado se propuso realizar la propuesta de la siguiente manera: Colocar tapón de arena hasta 14210’ para proteger intervalos inferiores, luego realizar la inyección de un volumen de gel divergente equivalentes a 2,5 pies de penetración, por medio de coiled tubing (CT) de 1-3/4” con BHA de 2-1/8” y jet de 2-3/4” a los intervalos abiertos. Se esperaría el tiempo de gelificación del gel divergente, se hacen pruebas de inyectividad para garantizar que el sello de las arenas haya sido efectivo y luego se remueve el tapón de arena hasta 14315’, a fin de realizar la inyección del gel base agua en los intervalos posteriores [14236’-14254’], [14258’-14262’] y [14282’14291’]. En las Figuras 4 y 5, se muestran la propuesta y el diseño operacional que se realizó para la aplicación piloto del gel divergente y del gel selectivo base agua para el pozo.
Resultados
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Evaluación del g el auto-degradable dentro d el medio poro so: Prueba de presión y retorno de permeabilidad efectiva al crudo
Tal como se describió anteriormente, una vez que se tiene la mezcla gelificante colocada en el medio poroso (núcleo), la temperatura activa los mecanismos de entrecruzamiento hasta que el gel alcanza su consistencia máxima. El gel ubicado en el medio poroso bloquea mecánicamente los espacios porosos disminuyendo la permeabilidad efectiva de cada espacio poroso hasta que se alcanza una condición de cero flujo. La presión actúa sobre la cara de entrada y los esfuerzos se transmiten a través del medio poroso. La prueba de presión realizada a la formulación inyectada alcanzó una caída de presión de 938 psi en menos de 1 minuto de inyección a 4 cc/min. En ese momento se detuvo la inyección, pues se alcanzó el límite de medición de diferencial de presión del equipo. Esta prueba muestra la capacidad del gel divergente para el bloqueo, pues los 900 psi de diferencial de presión para un núcleo de berea de 7,16 cm de longuitud, significa valores más altos en el pozo. Para 938 psi (punto en que se detuvo la prueba) el equivalente de permeabilidad efectiva al crudo fue de 0,37 mD. Para evaluar la degradación del gel, se realizaron prueba de retorno de permeabilidad efectiva al crudo (permeabilidad efectiva antes de la inyección del divergente es de 75,78 mD) a los 5, 9, 10 y 14 días después de la inyección del gel y se obtuvieron valores de permeabilidades efectivas entre 0,35 y 0,84 mD, los cuales, indican que el gel aún está formado luego de 14 días de gelificación. Este valor es consistente con los valores de la formulación (pruebas de botellas), ya que la formulación fue diseñada para un tiempo de destrucción o degradación del gel a partir de 20 días.
Inyecció n y p rueba de integridad del gel divergente en el pozo del campo El furrial
Toda la operación se realizó utilizando un coiled tubbing. Después de acondicionar la zona a proteger con 40 barriles de gasoil, se procedió a la inyección de 15 barriles del gel divergente, a una tasa de inyección de 0,3 bbls/min. Luego de 12 horas se inició la prueba de integridad posicionando el CT frente a los intervalos protegidos con el gel. Se bombearon aproximadamente 10 barriles de gasoil a una tasa de 0,3 bpm. Durante esta operación se observó incremento de presión de cabezal a 6000 psi y se procedió a detener el bombeo. Se monitoreó la presión durante una hora aproximadamente, y no se observó caida de presión o pérdida de circulación durante dicho tiempo, ésto indicó que el gel divergente fue efectivo sellando totalmente la zona.
PLT después del tratamiento con el gel divergente y gel sellante base agua en el pozo del campo El Furrial
Luego del tratamiento tanto con el gel divergente como con el gel sellante base agua, se realizó un cañoneo para aumentar la producción en las zonas protegidas con divergente. Cabe destacar que para que la producción en los intervalos efectivos sea efectiva, debe ocurrir la degradación parcial o total del gel, pues el radio de penetración del tratamiento es mayor que el radio de penetración del cañón. Las pruebas de producción un mes posterior a la aplicación del tratamiento completo mostraron una producción neta de crudo de 1649 BPD, con un corte de agua y sedimento de 1,6 %, equivalente a 27 barriles.
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En la Figura 6, se observa como la producción en el intervalo 14148-14174’ es de 294 bbl/d de petróleo. Adicionalmente, se bloqueó la producción de agua en los intervalos 14236-14262’, 1428214291’ y 14350-14369’; este último intervalo aportó solo 2 barriles de agua diarios. La reducción de producción de agua fue del 54 % al 1,6 %. Cabe destacar que el pozo antes de la intervención se encontraba inactivo y posterior al trabajo de rehabilitación, se obtuvo un ganancial de 2,6 MBPD, advirtiendo que la producción de crudo en la zona protegida con divergente tuvo una reducción de solo el 24 % de 385 BPD de crudo a 294, luego de un mes de producción.
Conclusiones
La aplicación del gel auto-degradable en el pozo fue efectiva, ya que se logró el bloqueo temporal de intervalos productores soportando altas presiones de inyección. Se determino una reducción en el corte de agua 97 % , una vez evaluado el trabajo de control de agua y aplicación de gel divergente. La aplicación del gel divergente en el pozo permitió la colocación selectiva de un gel sellante base agua en los intervalos con alto corte de agua. Permitiendo de esta manera drenar eficientemente las reservas asociadas al punto de drenaje en el yacimiento. Referencias
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de agua en yacimientos. Paper SPE WVS 131 presented at the South American Oil and Gas Congress. Maracaibo. Venezuela, 18–21 October. 8. Ventresca, M., Fernández, I., Navarro, G. 2009. US.Patent. 7,994,100 B2.
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Fig 1. Localización del campo El Furrial
Fig. 2. Diagrama del equipo de medio poroso
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Tabla 1. Propiedades petrofísica de la s arenas productoras del pozo
Fig. 3. Comportamiento de la producción de crudo del pozo
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Gel divergente
Fig. 4. Propuesta operacional para el tratamiento del gel divergente y gel sellante base agua en el pozo
Cañoneo para adición de intervalos
( 14148’ – 14160’ ) ( 14166’ – 14174’ ) ( 14188’ – 14197’ )
Degradación del gel divergente
Inyección de divergente para proteger zonas productoras Inyección de Multigel en zonas ofensoras
( 14236’ – 14254’ ) ( 14258’ – 14262’ ) ( 14282’ – 14291’ ) ( 14350’ – 14369’ ) ( 14394’ - 14401’ ) ( ( ( (
Tapón de arena
14413’ - 14432’ ) 14434’ - 14444’ ) 14448’ - 14455’ ) 14464’ - 14478’ )
ZAP. 5-1/2” @ 14750’
Remoción del tapón de arena hasta tope de arenas productoras inferiores
Remoción del tapón de arena
C.F. 5-1/2” @ 14662’
Fig. 5. Diseño operacional para el tratamiento del gel divergente y gel sellante base agua en el pozo
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Zona tratada con Divergente
Zona tratada con Multigel Aumento de producción de crudo por disminución de columna de agua
Fig 6. Producción del pozo después del tratamiento con el gel divergente y gel sellante base agua
