62 Oilfield Review

Pruebas virtuales: La clave de un proceso de estimulación

Syed AliChevronTexacoHouston, Texas, EUA

Wayne W. FrenierBruno LecerfMurtaza ZiauddinSugar Land, Texas

Hans Kristian KotlarStatoilTrondheim, Noruega

Hisham A. Nasr-El-DinSaudi Aramco Research and DevelopmentDhahran, Arabia Saudita

Olav VikaneStatoilStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ernie Brown, Steve Davies y Vincent Dury,Sugar Land, Texas; Keng Seng Chan y Ray Tibbles, KualaLumpur, Malasia; Matt Gillard y Richard Warren, Aberdeen,Escocia; Abigail Matteson, Ridgefield, Connecticut, EUA; yCarlos Torres, Maturín, Venezuela.ClayACID, ELANPlus (Análisis Elemental de Registros),NODAL, PLT (herramienta de Adquisición de Registros deProducción) y Virtual Lab son marcas de Schlumberger.

Las estimulaciones ácidas de la matriz en yacimientos de areniscas implican reaccio-

nes químicas complejas que dependen en gran medida de la mineralogía. Un proceso

nuevo incluye un modelo de simulación de reacciones ácidas que ayuda a los opera-

dores a seleccionar el tratamiento óptimo para cada formación.

Los tratamientos de acidificación de la matrizrestablecen la productividad en muchas forma-ciones dañadas de un modo eficaz desde elpunto de vista de sus costos. El daño puede sernatural, una transformación artificial de los flui-dos producidos del yacimiento que atraviesanuna formación, o inducido por los fluidos utiliza-dos en las operaciones de pozos, tales comoperforación, terminaciones y reparaciones, oestimulaciones.

El daño de la formación puede ser causadopor la migración de finos, la acumulación deincrustaciones, la acumulación de parafinas,asfaltenos u otros materiales orgánicos, o la acu-mulación combinada de material orgánico einorgánico. También puede ser producido por eltaponamiento ocasionado por la presencia departículas extrañas en los fluidos inyectados,cambios en la mojabilidad, hinchamiento dearcillas, emulsiones, precipitados o barros resul-tantes de reacciones ácidas, por la actividadbacteriana y por el bloqueo por agua.1 Estosmecanismos de daño pueden ser naturales o bieninducidos. Se pueden utilizar tratamientos delimpieza de pozos, estimulaciones de la matriz yfracturamientos hidráulicos con ácido para elimi-nar o sortear el daño en la región vecina al pozo.

Este artículo se refiere particularmente a laacidificación de matrices de areniscas.2 Untratamiento de acidificación de la matriz hacepenetrar ácido en una formación a una presióninferior a su presión de fracturamiento hidráulico.

El tratamiento suele constar de varias etapasque pueden reiterarse.

Un nuevo proceso de diseño de tratamientosde matrices incluye la utilización del programade computación Virtual Lab, un simulador geo-químico de última generación que da cuentaadecuadamente de los mecanismos de reacciónsecundarios y terciarios. Algunos ejemplos decampo del Mar del Norte y del Golfo de Tailandiademuestran la utilidad de este nuevo procesopara evaluar el diseño de los tratamientos.

Reacción al dañoLos tratamientos ácidos para las areniscas difie-ren considerablemente de los tratamientosdestinados a rocas carbonatadas. Las rocas car-bonatadas se disuelven rápidamente en ácidoclorhídrico [HCl] y los productos de la reacciónson solubles en agua. En las rocas carbonatadas,los tratamientos de acidificación de la matriznormalmente son diseñados para sortear el dañoexistente en la región vecina al pozo a través dela disolución de minerales y la creación de cana-les, o agujeros de gusanos, en la roca, lo queprovee una trayectoria de flujo que atraviesa eldaño de esa región. Las técnicas de fractura-miento hidráulico con ácido en carbonatoscrean una fractura hidráulica que exhibe unasuperficie atacada químicamente en forma dife-rencial, de manera que la fractura mantiene suconductividad durante la producción.3

Verano de 2004 63

A diferencia de las reacciones de acidifica-ción en las rocas carbonatadas, las reaccionesquímicas en las rocas silíceas son sumamentecomplejas. Las areniscas comprenden granos decuarzo, arcillas de diverso tipo, feldespatos, fta-nita, micas y materiales carbonatados comocemento o sobrecrecimientos en los granos, ade-más de otros minerales (arriba). El HCl noresulta efectivo para disolver la mayor parte delos componentes de las rocas silíceas. Los trata-mientos ácidos de areniscas habitualmenteemplean ácido fluorhídrico [HF] combinado conHCl, ácido fórmico o ácido acético.4 El HFdisuelve el sílice y los silicatos, y se incluye HClo ácidos orgánicos para mantener en soluciónlos productos de la reacción.

El tratamiento de acidificación de la matrizen yacimientos de areniscas apunta en primerlugar al daño producido por los finos de migra-

ción, el hinchamiento de las arcillas, las incrus-taciones de carbonatos o hidróxidos, y laspartículas provenientes de las operaciones deperforación y terminación de pozos que produ-cen obstrucciones. El conocimiento de lamineralogía de la formación y de la naturalezadel daño es crítico para el diseño de un trata-miento ácido adecuado. Un tratamiento ácidoincorrectamente formulado puede hacer queprecipiten productos de reacción en la forma-ción, reduciendo la permeabilidad de la roca.

Uno de los principales objetivos del diseño deun tratamiento ácido en areniscas es la optimiza-ción de la eliminación del daño, minimizando almismo tiempo la formación de precipitados dañi-nos. Los primeros 0.9 m [3 pies] de penetraciónde una formación desde un pozo son los queexperimentan la mayor caída de la presióndurante la producción, resultando críticos para

el flujo. Esta región, a veces conocida comomatriz crítica, es el volumen al que apuntan lostratamientos de acidificación de la matriz parala limpieza.

1. El bloqueo por agua es un deterioro de la producción quepuede tener lugar cuando la matriz de la formación en laregión vecina al pozo se satura con agua, reduciendo asíla permeabilidad relativa a los hidrocarburos. El bloqueopor agua puede producirse como resultado de la invasiónde fluidos de perforación o terminación a base de agua oa raíz de la digitación o la conificación del agua de for-mación.

2. Para mayor información sobre acidificación de la matriz,consulte: Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R:“Trends in Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 24–40.

3. 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 esti-mulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.

4. La formulación ácida utilizada en cualquier caso especí-fico depende de la mineralogía de la formación.

A

C

B

E

D

> Minerales de areniscas y arcillas. Los minerales y las arcillas que rellenan y revisten los poros en las areniscas pueden reducir la permeabilidad. Los mi-nerales y las arcillas tienen diferentes morfologías, tales como las láminas de caolinita agrupadas como libros que rellenan los poros (A), la ilita fibrosa (B),los sobrecrecimientos de carbonatos (C), los sobrecrecimientos de feldespatos (D) y el cemento de cuarzo (E).

El contacto de HF con carbonato de calcio[CaCO3] durante un tratamiento, conduce a laprecipitación de fluoruro de calcio [CaF2]. Poreste motivo, un tratamiento de matriz habitual-mente incluye una etapa consistente en uncolchón de prelavado con un ácido tal como elHCl o un ácido orgánico para disolver la mayorparte de los minerales carbonatados.5 El trata-miento principal que se aplica luego consiste enun ácido convencional, una combinación de HF yHCl, o bien una formulación retardada tal comoel ácido retardado para control de finos Clay-ACID, que es una combinación de ácidofluobórico [HBF4] y HCl. El HBF4 se hidroliza len-tamente para formar HF y también reacciona conlas arcillas, dejando una capa lustrosa de borosili-cato que cementa y estabiliza las partículas dearcilla.6 Los tratamientos ácidos son seguidos

habitualmente por un sobredesplazamiento,consistente en HCl diluido o cloruro de amonio[NH4Cl], para eliminar los productos de reac-ción del tratamiento de la región vecina al pozo.Un tratamiento normalmente incluye la inyec-ción de un agente divergente seguida de unareiteración de estas tres etapas.

Si bien se dispone de una amplia variedad deformulaciones ácidas, el mejor tratamiento parauna formación dada depende de las característi-cas de esa formación.7 El nuevo simuladorgeoquímico Virtual Lab provee una herramientaque ayuda a guiar la selección en base a losparámetros de la formación y los químicos utili-zados en el tratamiento. El simulador modela lasreacciones e indica la magnitud y la localizaciónde la disolución y la precipitación de las espe-cies minerales.

La reacción primaria entre los aluminosilica-tos y el HF de los tratamientos ClayACID y lostratamientos con ácido clorhídrico-fluorhídricoda como resultado ácido fluorosilícico [H2SiF6],además de diversos complejos de aluminio-fluo-rina. En presencia de sodio y potasio, y bajociertas condiciones de temperatura y concentra-ción de ácido, puede producirse la precipitaciónde compuestos tales como el fluorosilicato desodio [Na2SiF6] y el fluorosilicato de potasio[K2SiF6]. En presencia de aluminosilicatos adi-cionales, el H2SiF6 puede reaccionar paraproducir sílice amorfo [H4SiO4], como reacciónsecundaria. El sílice amorfo también puede serel resultado de reacciones terciarias de los fluo-ruros de aluminio con los aluminosilicatos.8

El sílice amorfo y los demás compuestos indi-cados precedentemente pueden obturar losporos cuando precipitan. Un diseño de trata-miento exitoso debe minimizar la precipitaciónde estos compuestos en la formación, particular-mente en la matriz crítica.9

Reacciones simuladasLa reacción del HF con los minerales contenidosen las areniscas es lenta, y las reacciones secun-darias y terciarias que generan precipitados sonaún más lentas. El resultado de un tratamientoácido depende en gran medida del volumen y lalocalización de los precipitados. Por lo tanto, lapredicción de los resultados de un tratamientorequiere el conocimiento no sólo de los productosde la reacción en equilibrio sino también de lacinética de la reacción del ácido en la formación.

La cinética de las reacciones determina lavelocidad con que cambian las concentracionesa medida que el sistema alcanza un estado deequilibrio. La composición en estado de equili-brio depende de la estabilidad de las especies enlas condiciones dadas y se calcula a partir dedatos termodinámicos. A fin de predecir la canti-dad y la localización de los minerales disueltos yprecipitados en la región circundante al pozo,deben conocerse tanto los parámetros cinéticoscomo los parámetros termodinámicos para todoslos fluidos y minerales reactivos.

En el pasado, la práctica consistía en obte-ner información específica sobre las reaccionesa través de pruebas de núcleos pequeños. Enuna situación ideal, el núcleo debería provenirdel pozo y la formación a acidificar pero amenudo se extrae de un pozo cercano. Tambiénse han utilizado muestras de afloramientos ymuestras formadas por arena empacada mez-clada con minerales de arcilla, pero sucorrelación con la mineralogía y la sedimentolo-gía de una formación específica puede resultardificultosa.

64 Oilfield Review

6

4

2

5

3

1

k/k 0

00 0.5 1.0

Radio, m1.5

Pozo

Ácido retardadoÁcido clorhídrico-fluorhídrico en proporción de 12/3

Parámetros del modelo:149ºCCaolinita,10%Calcita 3%

Cuarzo, 87%Porosidad, 20%

> Limpieza con ácido en el núcleo y en la formación correspondiente ala región vecina al pozo. Un núcleo pequeño corto representa una por-ción pequeña de un volumen de tratamiento en una formación. A laescala de longitud de un núcleo corto, la permeabilidad parece mejorardespués de un tratamiento con ácido clorhídrico-fluorhídrico, consisten-te en 12% de HCL y 3% de HF (12/3), pero la reprecipitación daña la per-meabilidad de la formación en el volumen de tratamiento que se extiende0.9 o más metros [3 o más pies]. La permeabilidad (k) se representa grá-ficamente como una relación con la permeabilidad no dañada de campolejano (k0), que se muestra a los fines comparativos con las permeabili-dades tratadas (línea de puntos).

0.6

0.4

0.2

00 100 200

Tiempo, minutos

Al y Si sin reacciones secundarias y terciarias

Al

Si

300

Conc

entra

ción

, mol

/kg

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Al y Si sin reacciones secundarias y terciarias

Al

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Conc

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, mol

/kg

Verano de 2004 65

Si bien una prueba del flujo en los núcleospuede proporcionar información vital para eldiseño de un tratamiento ácido, existen dos pro-blemas propios de este tipo de prueba: el núcleopequeño es demasiado corto, y no se respeta lageometría radial de la región circundante alpozo (página anterior).

La mayoría de los núcleos pequeños tienenpocas pulgadas de largo. Los productos de reac-ción fluyen fuera del núcleo antes de que seproduzcan las reacciones secundarias y terciariasque pueden generar precipitados. Para aliviar esteproblema, se ha recomendado el empleo denúcleos de 3 pies de longitud.10 No obstante, laobtención de suficiente material de formaciónpara lograr núcleos largos es complicada. Los aflo-ramientos y los paquetes de arena análogospueden proveer material suficiente pero a expen-sas de ajustes potencialmente pobres con lamineralogía y la sedimentología de la formación.

Los núcleos lineales largos no encaran el pro-blema de la geometría. A medida que el fluidoinyectado fluye fuera de un pozo, la seccióntransversal que atraviesa el fluido aumenta enforma proporcional al radio. Con igual volumende fluido fluyendo a través de una sección trans-versal más grande, la velocidad de flujodisminuye a mayor distancia del pozo. Para unpozo de 8 pulgadas de diámetro, la velocidad de

flujo a lo largo de los 3 primeros pies de penetra-ción dentro de la formación es sólo un 10% de lavelocidad en la pared del pozo. Esta velocidad deflujo más lenta incide considerablemente en lalocalización de los precipitados resultantes delas reacciones secundarias y terciarias (arriba).

El nuevo simulador Virtual Lab supera el pro-blema de la geometría no representativa yprovee una guía para la acidificación exitosa dela matriz en yacimientos de areniscas. Se tratadel fundamento de un sistema de diseño de tra-tamientos ácidos que da cuenta adecuadamentede la geometría cilíndrica existente en la región

circundante al pozo (véase “Un nuevo procesode estimulación,” página 66).11 Además, Schlum-berger ha creado una gran base de datospatentados sobre cinética y termodinámica delas reacciones, para ser utilizada con este simu-lador. Esta base de datos significa un ahorro detiempo y dinero para los clientes porque sólo senecesitan pruebas adicionales cuando una for-mación o una nueva formulación ácida contienecompuestos que no se encuentran en la base dedatos. La necesidad de ejecutar nuevas pruebasse ha reducido al irse completando la base dedatos con parámetros de reacciones.

La mineralogía de una formación puedeobtenerse de núcleos enteros o de núcleos late-rales. Una prueba de flujo en núcleos cortosprovee una estimación de la superficie de losminerales reactivos presentes en una formación.Esta prueba también proporciona informaciónsobre la permeabilidad de los núcleos y el efectode un ácido sobre la permeabilidad a medidaque se disuelve el material que bloquea losporos. Las pruebas de núcleos cortos solas nobrindan suficiente información para determinarun tratamiento ácido a aplicar, pero sí aportanlos datos necesarios para modelar las reaccionesutilizando el simulador Virtual Lab.12 En el simu-lador se pueden probar numerosos diseños detratamientos y los resultados del simulador Vir-tual Lab indicarán el mejor diseño a utilizardadas las condiciones de campo.

Del laboratorio al campoPara el éxito de cualquier tratamiento de acidifi-cación es esencial contar con informaciónprecisa sobre las reacciones químicas relaciona-das con los minerales de la formación. Laliteratura contiene gran parte de los datos deequilibrio termodinámico relevantes. No obs-tante, la mayoría de los datos sobre cinética delas reacciones disponibles al público provienen

5. Los ácidos orgánicos se mezclan con salmuera de clorurode amonio [NH4Cl] para minimizar el hinchamiento de lasarcillas. Para mayor información, consulte: Thomas RL,Nasr-El-Din HA, Mehta S, Hilab V y Lynn JD: “The Impactof HCl to HF Ratio on Hydrated Silica Formation During theAcidizing of a High Temperature Sandstone Reservoir inSaudi Arabia,” artículo de la SPE 77370, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de2002.

6. Thomas RL y Crowe CW: “Matrix Treatment Employs New Acid System for Stimulation and Control of FinesMigration in Sandstone Formations,” artículo de la SPE7566, presentado en la 53a Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas, 1 al 3 de octubre de 1978; también en Journal of Petroleum Technology 33, no. 8 (Agosto de 1981): 1491–1500.

7. Al-Dahlan MN, Nasr-El-Din HA y Al-Qahtani AA: “Evaluation of Retarded HF Acid Systems,” artículo de laSPE 65032, presentado en el Simposio Internacional sobreQuímica de los Campos Petroleros, Houston, Texas, EUA,13 al 16 de febrero de 2001.

> Tiempo de reacción. El tiempo de reacción más largo aumenta la concen-tración de aluminio [Al] en el efluente pero la concentración de silicio [Si],primero aumenta a partir de cero y luego disminuye, tanto para el tratamientocon ácido clorhídrico-fluorhídrico (extremo superior) como para el tratamientoClayACID (extremo inferior). Las curvas del modelo indican que la exclusiónde las reacciones secundarias y terciarias, lo que es factible que suceda enuna prueba de núcleos cortos, podría conducir a predicciones incorrectas.

(continúa en la página 68)

8. Nasr-El-Din HA, Hopkins JA, Shuchart CE y Wilkinson T:“Aluminum Scaling and Formation Damage Due to RegularMud Acid Treatment,” artículo de la SPE 39483, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Control del Dañode la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al19 de febrero de 1998.

9. Thomas et al, referencia 5.10. Gdanski R: “Fractional Pore Volume Acidizing Flow

Experiments,” artículo de la SPE 30100, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación de laSPE, La Haya, Países Bajos, 15 al 16 de mayo de 1995.

11. Ziauddin M y Robert J: “Method of Optimizing the Design,Stimulation and Evaluation of Matrix Treatment in aReservoir,” Patente de EUA No. 6,668,992 B2 (30 dediciembre de 2003).

12. Ziauddin M, Gillard M, Lecerf B, Frenier W, Archibald I yHealey D: “Method for Characterizing Secondary andTertiary Reactions Using Short Reservoir Cores,” artículode la SPE 86520, presentado en el Simposio y ExhibiciónInternacional sobre Control del Daño de la Formación dela SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de2004.

66 Oilfield Review

Un nuevo proceso de estimulación ácida de lamatriz depende en gran medida del programade computación Virtual Lab. Las reaccionesentre minerales y fluidos son simuladas enforma rápida y eficaz, de manera de poderseleccionar la mejor opción de tratamiento.Schlumberger ha desarrollado diversas basesde datos en un archivo de datos patentadospara utilizar con el simulador.

El proceso de diseño comienza con unacolección de datos de pozos (próxima página).La mineralogía, que es un parámetro impor-tante para el adecuado diseño de laestimulación, puede obtenerse a partir de ladifracción de rayos X del material de núcleos.Los otros datos incluyen terminaciones depozos, temperatura de la formación, porosidad,permeabilidad, evidencias relacionadas con eldaño de la formación, e historia de pozos.

Schlumberger ha creado una amplia basede datos de cinética y termodinámica de lasreacciones, pero en ciertas ocasiones no sedispone de algunos parámetros cinéticos espe-cíficos. En esos casos, las reacciones vigiladasrutinariamente en un entorno controlado, unreactor discontinuo, proveen los datos necesa-rios. Los nuevos resultados se agregan a labase de datos.

Como próximo paso, los especialistas reco-miendan la ejecución de una prueba de flujocomo mínimo, utilizando material de núcleosrelevante a cada formación a ser estimulada.Estas pruebas de núcleos también se almace-nan en la base de datos, de manera que no senecesita una nueva prueba si ya se dispone delos resultados. Si los resultados no están dis-ponibles, y se puede obtener material denúcleos adecuado, debería realizarse unaprueba de flujo a fin de proveer datos para queel simulador Virtual Lab ajuste la superficie deminerales y la relación entre la permeabilidad yla porosidad para la formación específica. Sóloen los casos en los que no se dispone de prue-bas o material de núcleos debería utilizarse unaanalogía con la formación. La base de datos deflujo en los núcleos es el primer lugar a donderecurrir para buscar dicha analogía.

Una vez recolectada toda esta información,se puede construir un modelo Virtual Lab parala formación. Este modelo incluye el efecto delflujo radial proveniente del pozo. El modelopuede realizar estudios de sensibilidad cuandolos datos de registros de pozos indican la exis-tencia de heterogeneidad en la composiciónde los minerales de la formación. Los datosseleccionados a partir de las bases de datos dereacciones y núcleos se introducen en elmodelo.

Un especialista en estimulación seleccionaalgunos fluidos de tratamiento en base a la in-formación obtenida para construir el modelo.Se simula cada opción de tratamiento. Tam-bién se pueden evaluar diversos volúmenes yregímenes de inyección y períodos de cierre.

Las incertidumbres asociadas con los datospueden verficarse corriendo un análisis desensibilidad, lo que puede realizarse automáti-camente con el programa Virtual Lab.

Con un programa de tratamiento óptimodeterminado, un operador ahora puede aplicarel tratamiento recomendado.

Si se dispone de datos de presión de fondode pozo en tiempo real, durante la operación,el diseño del tratamiento puede ser ajustadodurante su ejecución (abajo). Si restriccionesoperacionales impiden que el tratamientoproceda conforme a lo planificado, las restric-ciones pueden ser introducidas en el modelo,procediéndose al rediseño del mismo. Una vezque concuerdan los parámetros de diseño ylos parámetros operacionales, los datos depresión de fondo de pozo en tiempo real, losregímenes de inyección y los fluidos inyecta-dos pueden compararse con las expectativasdel modelo. Si existe una discrepancia consi-

Un nuevo proceso de estimulación

> Ciclo de retroalimentación en tiempo real del proceso al modelo. Cuando sedispone de datos de presión de fondo de pozo en tiempo real, el modelo puedeser ajustado para actualizar el proceso durante su ejecución. Este ciclo de re-troalimentación continúa hasta finalizada la operación.

Comenzar el tratamiento

Sí

Sí

No

No

¿Impiden las restricciones operacionales la

ejecución del tratamiento conforme a lo planificado?

¿Se ajustan los datos en tiempo real

a las expectativas del modelo?

Verificar las hipótesis del modelo• Tipo, magnitud y localización del daño de la formación• Relación entre la permeabilidad y la porosidad

Ajustar el modelo

Rediseñar el tratamiento

Leer datos en tiempo real• Presión de fondo de pozo• Régimen de inyección• Tipo de fluido y volumen inyectado

Verano de 2004 67

derable, las hipótesis del modelo son reexami-nadas. Por ejemplo, los datos en tiempo realpueden proveer un nuevo conocimiento deltipo, cantidad o localización del daño, o pue-den sugerir que la relación entre la porosidady la permeabilidad de la formación difiere de

la relación medida en el núcleo. Después deajustar el modelo, puede continuar el trata-miento rediseñado. Esta capacidad de ajustedel modelo en tiempo real aporta grandesbeneficios ya que ayuda a los operadores aoptimizar las operaciones de estimulación.

Después del tratamiento, los datos de con-traflujo y producción pueden utilizarse paraajustar el modelo por última vez. Se disponeasí del modelo actualizado para dicho campo ydicho yacimiento a fin de optimizar los futurostrabajos de tratamiento.

> El proceso de estimulación que utiliza el programa de simulación Virtual Lab y el archivo de datos patentados. El proceso se inicia del lado izquier-do y procede en el sentido de las agujas del reloj. Las líneas sólidas representan los pasos del proceso y las líneas punteadas constituyen transfe-rencias de datos, hacia, desde, o dentro del archivo de datos. Un ciclo de retroalimentación en tiempo real puede actualizar el modelo mientas labrigada realiza el tratamiento.

Calibrar los parámetros a partir de las pruebas de flujo en los núcleos• Superficies de minerales• Relación entre la porosidad y la permeabilidad

Modelos de yacimientos

Base de datos de fluidos

Cinética ytermodinámica

de las reaccionesArchivo de datos patentados

¿Está disponible en la base de

datos la cinemática de las reacciones de los

minerales?

Sí

Sí

No

No

SíNo

¿Está disponibleen la base de datosla prueba de núcleos

de yacimientos?

¿Es posible obtener y someter a prueba un núcleo del

yacimiento?

Recolectar datos de pozos• Mineralogía• Temperatura• Porosidad y permeabilidad• Daño de la formación• Historia de pozos• Terminación de pozos

Estimar las superficies de minerales y la relación permeabilidad-porosidad

Construir el modelo para el tratamiento del yacimiento, dando cuenta:• Del flujo radial• De las heterogeneidades en la permeabilidad y la mineralogía a partir de los datos de registros de pozos

Determinar el tratamiento utilizando el modelo• Optimizar por tipo de fluido, volumen y régimen de inyección• Examinar la sensibilidad a la incertidumbre asociada con los datos• Examinar los escenarios de tratamientos

Examinar el tratamiento a partir de los datos posteriores al trabajo• Contraflujo• Producción

Actualizar las hipótesis del modelo• Tipo, magnitud y localización del daño de la formación• Relación entre la permeabilidad y la porosidad

Realizar pruebas con reactores

discontinuos para medir la cinemática

Pruebas de flujo en los núcleos

Seleccionar datos de reacciones

Seleccionar datos de formaciones

Informe para el cliente Realizar el tratamiento

Comienzo

Fin

de pruebas realizadas a temperaturas inferioresa las condiciones de acidificación de la matrizen el campo. Los laboratorios de Schlumbergerrealizaron pruebas con reactores discontinuosfrente a una amplia gama de temperaturas paracrear una extensiva base de datos patentados.13

La base de datos compuesta por datos sobrecinética de las reacciones reduce la cantidad deformulaciones de fluidos que es necesario pro-bar. No obstante, habitualmente se recomiendarealizar una prueba de flujo en núcleos paradeterminar la superficie de los minerales reacti-vos presentes en la formación representada porel núcleo. Para validar el programa de computa-ción Virtual Lab, se han realizado más de 50

pruebas de flujo en núcleos. Esta base de datostambién provee analogías para casos futuros enlos que no se disponga del material de núcleos.

La prueba de flujo realizada en una muestratestigo del campo Heidrun fue típica del pro-cedimiento.14 Un pequeño núcleo de formaciónde 3.73 por 6.4 cm [1.47 por 2.5 pulgadas], obte-nido de un pozo cercano al pozo a tratar, sesaturó con salmuera de formación simulada y selavó alternativamente con aceite de laboratorioy salmuera hasta que el efluente quedó limpio.Un ingeniero de laboratorio calentó el núcleohasta la temperatura del yacimiento e hizo fluirfluidos de prueba prefiltrados a través del mismocon una contrapresión de 1,000 lpc [6.9 MPa].

Esta presión mantenía en solución cualquierdióxido de carbono [CO2] generado.

Para el estudio del campo Heidrun se utilizóun ácido clorhídrico-fluorhídrico con una rela-ción de 9/1—9% de HCl y 1% de HF—y untratamiento ClayACID. Los datos de velocidadde flujo y presión diferencial registrados cada 30segundos permitieron el cálculo de la permeabi-lidad a lo largo del desarrollo de toda la prueba.El ingeniero recolectó el efluente, en formaregular, en tubos plásticos de 10 mL y tomó notade la presencia de cualquier fino en la muestra.Después del filtrado y la dilución con ácidonítrico, para evitar la ulterior precipitación, seanalizaron las muestras de fluido a fin de deter-minar la concentración de aluminio y silicona(izquierda). Los cambios en la composición delefluente proporcionaron información acerca deltipo y morfología de los minerales reactivos pre-sentes en el núcleo. El simulador Virtual Lab seajustó a los resultados de la prueba de flujo, pro-porcionando la superficie de minerales y larelación entre la permeabilidad y la porosidad.

El tratamiento ácido no desconsolidó elnúcleo del campo Heidrun ni formó precipita-dos, lo que indica la compatibilidad de estefluido de tratamiento con la mineralogía de ori-gen.15 Además proporcionó el mejoramiento dela permeabilidad deseado.

Primera utilización del simulador para tratamientos de estimulaciónStatoil opera el campo Heidrun ubicado en elárea Haltenbanken del Mar de Noruega, 120 km[75 millas] al sur del Círculo Ártico. El pozoobjetivo, es decir el pozo A-48, tenía una desvia-ción de 48° a lo largo del intervalo productivo dela formación Tilje y fue terminado con un empa-que de grava ejecutado a agujero descubierto.16

La productividad en esta zona declinó despuésde la incursión de agua de formación y seempeoró luego de un tratamiento de inyecciónforzada de inhibidor de incrustaciones. Eldiseño de un tratamiento de estimulación de lamatriz planteaba dificultades porque se tratabadel primer pozo a acidificar en la formaciónTilje. La formación era heterogénea y exhibíaalto contenido y grandes clastos de arcilla(izquierda).

El simulador geoquímico Virtual Lab fue uti-lizado por primera vez para un tratamiento en elpozo A-48 del campo Heidrun. El programa decomputación simuló tanto la prueba del reactordiscontinuo como la prueba de flujo en núcleos,específicas para la formación Tilje, y propor-cionó los parámetros necesarios para un modelode estimulación. El equipo simuló varios escena-rios de tratamiento y diversas formulaciones

68 Oilfield Review

AlFe

Si

Na

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

10 15 20 25Volumen inyectado, volúmenes de poros

Salmuera HCl-ácido acéticoEtapa de ácido clorhídrico-fluorhídrico

en proporción de 9/1 Salmuera Etapa ClayACID

30 35 40

0

Conc

entra

ción

, mol

/kg

0

100

200

300

Perm

eabi

lidad

, mD

A

B

A’

B’

AA’ BB’

> Prueba de flujo en núcleos. Se mide la respuesta de la permeabilidad a los ácidos del tratamientodurante una prueba de núcleos del campo Heidrun. El incremento de la permeabilidad durante el la-vado con salmuera de NH4Cl, luego del tratamiento con ácido clorhídrico-fluorhídrico en proporciónde 9/1, indica el movimiento de finos fuera del núcleo (extremo inferior). La gráfica superior muestralas concentraciones elementales en el efluente. Después de cambiar los fluidos de inyección, se ob-serva el cambio de la permeabilidad antes del efecto del efluente porque el nuevo fluido tiene queatravesar el núcleo. Todas las líneas sólidas corresponden a los resultados del mejor ajuste del mo-delo Virtual Lab, que proveen los parámetros esenciales para el modelado del tratamiento.

> Clastos de arcilla. La formación Tilje, en el campo Heidrun, contiene grandes clastos de arcilla queresultan evidentes en la imagen generada por tomografía computada (izquierda). La sección AA’ in-cluye grandes clastos de arcilla oscura (centro). La sección inferior BB’ muestra intercalacionesfinas de arcilla (derecha).

Verano de 2004 69

ácidas para optimizar los tipos, secuencias, volú-menes y regímenes de inyección de los fluidos.17

La prueba de núcleos, descripta anterior-mente bajo el título “Del laboratorio al campo,”demostró que la permeabilidad aumentabadurante el lavado con cloruro de amonio que

siguió a la inyección de ácido clorhídrico-fluorhí-drico en proporción de 9/1. Esto indicaba elmovimiento continuo de finos fuera del núcleo.No obstante, en el campo, el lavado continuotransportaría esos finos a mayor profundidad den-tro de la formación, causando daño cuando se

retardara o se detuviera el flujo y se asentaran losfinos. Para barrer los finos móviles de la forma-ción se incluyó una etapa de contraflujo despuésde la etapa de ácido clorhídrico-fluorhídrico.

El diseño del tratamiento se basó en las prue-bas del reactor y de los núcleos.18 Durante eltratamiento, Statoil capturó muestras de todoslos retornos de fluido y determinó el perfil deiones de estos fluidos en cada etapa. Con estainformación, el programa Virtual Lab confirmóque la migración de finos era el mecanismo dedaño principal más probable y permitió al opera-dor examinar las posibles combinaciones demecanismos de daño. Esta simulación demostróque el diseño final mejoraba la permeabilidad,limitando al mismo tiempo la precipitación deminerales (arriba). El modelo recomendó regí-

13. Ziauddin M, Frenier W y Lecerf B: “Evaluation of Kaoli-nite Clay Dissolution by Various Mud Acid Systems(Regular, Organic and Retarded),” presentado en la 5taConferencia y Exhibición Internacional sobre Química enla Industria, Manama, Bahrain, 14 al 16 de octubre de2002.Hartman RL, Lecerf B, Frenier W y Ziauddin M: “AcidSensitive Aluminosilicates: Dissolution Kinetics and FluidSelection for Matrix Stimulation Treatments,” artículo dela SPE 82267, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, PaísesBajos, 13 al 14 de mayo de 2003.

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Pozo

InicialFase 1: antes del contraflujoFase 1: después del contraflujoFase 2: antes del cierreFase 2: después del cierre

Fase 1: antes del contraflujoFase 1: después del contraflujoFase 2: antes del cierreFase 2: después del cierre

Pozo

Pozo

Sílice amorfoBorosilicato

Gas del yacimientoNH4CIHCl-ácido acéticoÁcido clorhídrico-fluorhídrico en proporción de 9/1HCl-ácido acéticoNH4CIDiésel

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Fase de tratamiento 1 Volumen, m Velocidad, L/min

Etapa de contraflujo

Cierre del pozo durante seis horas

Etapa de contraflujo

Gas del yacimientoNH4CIHCl-ácido acéticoÁcido fluobóricoNH4CIDiésel

Fase de tratamiento 2

2005

1434

570

Volumen, m

1,2001,2001,2001,2001,2001,200

Velocidad, L/min

> Resultados del modelo de tratamiento ácido de la matriz. El tratamiento del campo Heidrun, consistente en dos fases, co-menzó con un tratamiento con ácido clorhídrico-fluorhídrico, seguido de una etapa de contraflujo y luego una fase de ácidofluobórico ClayACID (tabla). El modelo geoquímico predijo que el tratamiento mejoraría la permeabilidad en la región vecinaal pozo (extremo superior). La precipitación total de minerales silíceos fue baja, ya que resultó inferior al 2.5% del volumen deformación (centro). La precipitación de borosilicato, que sirvió para estabilizar las arcillas, alcanza su valor máximo cerca delpozo, mientras que el sílice amorfo alcanza su valor máximo a mayor distancia del mismo (extremo inferior).

14. Ziauddin M, Kotlar HK, Vikane O, Frenier W y PoitrenaudH: “The Use of a Virtual Chemistry Laboratory for theDesign of Matrix Stimulation Treatments in the HeidrunField,” artículo de la SPE 78314, presentado en la 13aConferencia Europea del Petróleo, Aberdeen, Escocia, 29 al 31 de octubre de 2002.

15. Un tratamiento ácido normalmente disuelve parte delcemento; la desconsolidación indica que se disolvió tantacantidad de cemento, que la matriz del núcleo dejó de sercompetente.

16. Ziauddin et al, referencia 14.17. Ziauddin et al, referencia 14.18. Ziauddin et al, referencia 14.

menes de inyección que no pudieron mantenersedurante la ejecución por dificultades de índoleoperacional. Una segunda carrera del modelo, enla que se utilizaron velocidades de flujo y volúme-nes de fluido reales, indicó que la diferencia en lacolocación del fluido entre el procedimientorecomendado y el ejecutado era secundaria.

Antes del tratamiento de estimulación, el ín-dice de productividad del pozo era de 20 m3/bar-d[9 bbl/lpc-D] e inmediatamente después deltratamiento alcanzó 55 m3/bar-d [24 bbl/lpc-D].El índice de productividad a lo largo del siguienteperíodo de siete meses promedió los 42 m3/bar-d[18 bbl/lpc-D]. El tratamiento con ácido logró eli-minar con éxito el daño en la región vecina alpozo y controlar la migración de finos (arriba). Elmodelo Virtual Lab, optimizado después del tra-tamiento del pozo A-48 del campo Heidrun,proporcionó información vital para acortar lacurva de aprendizaje para el tratamiento deotros pozos en esta formación compleja y rica encontenido de arcilla.

Mecanismos de daño en el campo GalleyEl operador ChevronTexaco utilizó el nuevo pro-ceso de estimulación ácida en el campo Galley,ubicado en la plataforma continental del ReinoUnido. El pozo G5 fue terminado horizontal-mente con un tramo descubierto de 200 m [650pies], en la formación Cromarty de fines delPaleoceno, que corresponde a una arenisca tur-bidítica, pobremente consolidada, de grano finoa muy fino (próxima página). La mayor parte dela sección productiva tiene instalado un cedazocon malla de 100 mm, inicialmente destinado aun empaque de grava, que se hubiera implemen-

tado de no haber sido por el colapso de una sec-ción de lutitas situada a un cuarto de camino deltramo horizontal. Si bien se puede acceder a loscanales de arenisca productiva presentes másallá de la lutita colapsada para lograr el flujodentro del pozo, esos tramos no pudieron serempacados con grava.19

La producción de petróleo declinó en formasostenida a partir de los 1,100 m3/d [7,000 B/D]iniciales, pero el ritmo de declinación de la pro-ducción de petróleo se aceleró al aumentar laproducción de agua en mayo de 2002. Antes deltratamiento de estimulación, el pozo producíaaproximadamente 175,000 m3 [1.1 millón de barri-les] de petróleo y 28 millones de m3 [979 MMpc]de gas, en conjunto con unos 4,900 m3 [31,000 bbl]de agua. Dentro del área de drenaje del pozo, que-daban significativos volúmenes de reservasrecuperables.

El equipo de estimulación conjunto deChevronTexaco y Schlumberger examinó diver-sos mecanismos de daño posibles para explicarla pérdida de producción de petróleo.

Daño inducido por la perforación—La inva-sión de filtrado; la invasión de un agente deobturación a base de carbonato de calcio; lainvasión de polímero, almidón y sólidos perfora-dos; y el taponamiento del cedazo y de laformación con revoque de filtración pasaron ini-cialmente desapercibidos en un pozo horizontal.No obstante, este tipo de daño puede crear áreasde producción localizadas, lo que puede tradu-cirse finalmente en la incursión temprana deagua, la pérdida de cedazos y la producción ace-lerada de finos.

Daño de terminación—El colapso de la sec-ción de lutitas impidió la ejecución de unempaque de grava completo, de manera que laeliminación del revoque de filtración y del lodoen el tramo ubicado más allá del daño probable-mente resultó extremadamente pobre.

Hinchamiento de las arcillas—La mineralo-gía obtenida de una muestra testigo pordifracción de rayos X demostró que el volumende arcillas que se hinchan, tales como la esmec-tita, era demasiado bajo para constituir unmecanismo de daño.

Acumulación de incrustaciones inorgáni-cas—Se esperaba que el daño producido por elsulfato de bario [BaSO4] fuera pequeño, pero lasincrustaciones de CaCO3 podían constituir unafuente importante de daños. Los datos disponi-bles para cuantificar los volúmenes de lasincrustaciones eran limitados.

Problemas de retención de agua—Los resul-tados del análisis del sistema de producciónNODAL demostraron que el corte de agua de estecampo petrolero debía superar el 50% para cons-tituir un impedimento importante para laproducción. El valor medido del 20% indica queéste es un mecanismo de daño improbable.

70 Oilfield Review

19. Ziauddin et al, referencia 12.20. Los efectos de la permeabilidad relativa también pueden

producir una reducción de la producción de petróleo alaumentar la producción de agua. Es la combinación deeste efecto con las pruebas de bombeo lo que permitesustentar la migración de finos como conclusión.

21. Un agente quelatante estabiliza los compuestos metáli-cos, impidiendo que precipiten.

22. Un ácido orgánico utiliza ácido fórmico en lugar de HCl, demanera que un ácido orgánico en proporción de 9/1 estácompuesto por un 9% de ácido fórmico y un 1% de HF.

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Inyección forzada de inhibidor de incrustaciones

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Producción de petróleoÍndice de Productividad (IP)Corte de agua

> Datos de producción correspondientes al pozo A-48 del campo Heidrun. La productividad declinó antela irrupción de agua y se perdieron volúmenes adicionales de producción después de un tratamientode inyección forzada de inhibidor de incrustaciones. El tratamiento de estimulación ácida realizado enseptiembre de 2001 restituyó la productividad sin aumentar significativamente la cantidad de aguaproducida.

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Migración de finos—Los resultados de latécnica de difracción por rayos X indicaron lapresencia de arcillas migratorias tales como laclorita y la ilita junto con partículas de cuarcitamóviles. Una prueba de bombeo sustentó la pre-sencia de finos como fuente de daño. Lapermeabilidad aumentó durante el período debombeo; es decir, el período de flujo inverso, encomparación con la permeabilidad registradadurante el período de producción. La disminu-ción de la producción de petróleo con elaumento de la producción de agua constituyóotra evidencia de la migración de finos ya que elagua puede desestabilizar los finos, produciendosu migración.20 Por último, la formación es unaformación no consolidada y otros pozos del áreahabían experimentado migración de finos.

Este análisis indicó que el tratamiento debíaeliminar el daño provocado posiblemente por laperforación, la acumulación de incrustacionesinorgánicas y la migración de arcillas y partícu-las de cuarcita. El tratamiento propuesto seinició con el lanzamiento de un agente quela-tante en chorro, utilizando una sarta de tuberíaflexible con una boquilla de alta presión.21 Estetratamiento, que estabilizó el hierro y ademáseliminó las incrustaciones de CaCO3, fue seguidode ácido acético para ayudar a eliminar el CaCO3

adicional y proveer un colchón de prelavadopara el tratamiento final, que consistió en unácido orgánico para inyección con una propor-ción de 9/1.22 El proceso Virtual Lab constituyó

una forma de comprobar la eficacia de esteesquema de tratamiento.

Los parámetros referidos a la cinética de lasreacciones se encontraban disponibles en labase de datos. Una prueba de flujo en núcleosrealizada en un núcleo pequeño extraído de laformación Cromarty proporcionó una estimaciónde las superficies de minerales y los parámetrospara la correlación de la permeabilidad y laporosidad. La prueba demostró que los fluidosde tratamiento eran compatibles con la minera-

logía de origen y que aumentaban la permeabili-dad dentro de la muestra testigo.

El paso siguiente consistió en simular la geo-metría del yacimiento utilizando el programaVirtual Lab. En esta simulación, se asumió queel daño se debía solamente a la migración definos. El modelo demostró que el factor de dañodel pozo declinaba en forma sostenida con eltratamiento y que una pequeña cantidad desílice amorfo reprecipitaba cerca del pozo(abajo).

> Registro e historia de producción del pozo G5del campo Galley. El tramo horizontal de estepozo atraviesa un canal y luego una sección delutitas y tres zonas productivas (extremo supe-rior). La sección de lutitas, entre 2,267 y 2,307 m[7,440 y 7,570 pies] de profundidad medida (MD),colapsó durante las operaciones de terminación.La producción de petróleo declinó en forma sos-tenida a partir de enero de 2002 y la producciónde agua comenzó a aumentar a partir de abril de2002 (izquierda). Posteriormente, este pozo fuesometido a un tratamiento de acidificación de lamatriz.

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Tratamiento sin cierre

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Pozo

Matriz crítica Tratamiento con cierre

> Resultados del modelo para el sílice amorfo. El tratamiento planificado ori-ginalmente, utilizando ácido orgánico, produjo menos de 0.5% de sílice amorfo,como porcentaje del volumen de formación, en el volumen crítico de la matrizcerca del pozo (verde). Las dificultades operacionales condujeron a una de-mora forzosa en la etapa de contraflujo, de manera que se volvió a correr elmodelo utilizando los tiempos reales. La cantidad de sílice depositado coneste tiempo de remojo adicional seguía siendo pequeña (azul).

La herramienta de Adquisición de Registrosde Producción PLT corrida justo antes del trata-miento de estimulación principal, proveyó unregistro que fue analizado en tiempo real, indi-cando la ausencia de producción de la areniscacanalizada empacada con grava. La primeramitad del intervalo productivo, más allá de lasección de lutitas, produjo petróleo con 50% decorte de agua y la segunda mitad produjo petró-leo seco a un régimen de producción bajo. Comono se tenía agua de una zona aislada, no fueposible estimular la producción de petróleo sola-mente.

La primera etapa del tratamiento consistióen lanzar un agente quelatante en chorro a lolargo de todo el pozo. Esta etapa limpió mecáni-camente el pozo y permitió aumentar el régimende producción de petróleo a 160 m3/d [1,000B/D] con un corte de agua del 40%. El contra-flujo posterior al tratamiento fue más lento quelo planificado debido a problemas operacionales.Una operación de simulación Virtual Lab poste-rior al trabajo demostró que el efecto de estetiempo adicional de residencia del fluido era unpequeño incremento de la precipitación desílice que tendría una incidencia mínima sobrela productividad.

El tratamiento completo permitió aumentarla producción de petróleo a 480 m3/d [3,000B/D]; es decir que se logró un régimen 15 vecessuperior al régimen de producción previo al tra-tamiento. El corte de agua aumentó levemente a

45%. Al cabo de tres meses de producción, elpozo produjo petróleo a un régimen sostenido de240 m3/d [1,500 B/D].

El aumento de la productividad fue superioral previsto por la simulación geoquímica. En elmodelo se había asumido que la causa principaldel daño era la migración de finos pero es posi-ble que el daño dominante proviniera en cambiode la acumulación de incrustaciones de CaCO3 ode los fluidos residuales de perforación y termi-nación. No se disponía de lecturas de presión defondo de pozo en tiempo real, ni de un análisisde los fluidos de contraflujo. Si hubieran estadodisponibles, el simulador Virtual Lab podríahaber estimado las contribuciones de los diver-sos mecanismos de daño, mejorando aún más lasfuturas operaciones en el campo.

Arcillas sensibles en el Golfo de TailandiaMuchos de los campos petroleros operados porChevronTexaco en el Golfo de Tailandia exhibenlitologías similares. Las formaciones de arenis-cas productivas tienen arcillas sensibles al HClen proporciones que exceden el 15%, y la tempe-ratura del yacimiento supera los 250°F [120°C].La formación contiene además minerales carbo-natados.23 Los mecanismos de daño primariosestán constituidos por el hinchamiento de lasesmectitas y de otras arcillas y la migración dearcillas tales como las mezclas de caolinita-ilitay de ilita-esmectita. Estas arcillas pueden reves-tir o bien rellenar los espacios de poros.

El tratamiento convencional de acidificaciónde la matriz—utilizando tratamientos con ácidoclorhídrico-fluorhídrico y tratamientos ClayA-CID—resultó ineficaz para restituir laproductividad de los pozos en esta área.24 En abrilde 2002, Schlumberger utilizó un nuevo ácidoestabilizador de arcillas en este campo, una for-mulación ClayACID con un ácido orgánico enlugar del HCl. El ácido estabilizador de arcillas hasido diseñado para estabilizar permanentementeuna formación que contiene altos porcentajes delimo y arcilla, minimizando al mismo tiempo lasreacciones secundarias y terciarias. El trata-miento deposita una capa de vidrio deborosilicato que inmoviliza a las arcillas. La for-mulación resultó exitosa en cuatro de los seistratamientos y el incremento de la producción semantuvo estable durante un mínimo de seismeses después del tratamiento. Sin embargo, unanálisis posterior al tratamiento indicó que laimplementación de una metodología de selecciónde pozos candidatos más adecuada, podía arrojarmejores resultados.

Durante la segunda campaña de estimula-ción, llevada a cabo en el año 2003, se utilizó elprograma Virtual Lab para el análisis previo a laestimulación a fin de mejorar los resultados. Losdatos de entrada del modelo geoquímico incluye-ron una composición de minerales consistenteen 9% de minerales carbonatados, 18% de arci-lla—ilita, una mezcla de ilita y esmectita,caolinita y clorita—y 6% de feldespato. Las gran-

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75 gal/pie100 gal/pie125 gal/pie150 gal/pie

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Invasiónde fluido

> Volúmenes de tratamiento optimizados. El modelo geoquímico da cuenta de la neutralización o debilitamiento del ácido acético a medida que interactúacon los minerales carbonatados de la formación. Lejos del pozo, el carbonato representa un 7% del volumen de formación. El radio de la formación libre dematerial carbonatado es mucho más pequeño que el radio invadido. La inyección de 1.2 m3/m [100 gal/pie] de altura disparada limpió de carbonatos un radiomayor que el limpiado con un volumen de 0.9 m3/m [75 gal/pie] (izquierda). Sin embargo, la inyección adicional no aumentó significativamente el radio lim-piado. Utilizando un colchón de prelavado consistente en 100 gal/pie, el modelo indicó un tratamiento óptimo con 75 gal/pie de ácido estabilizador de arci-llas (derecha). Si se superaba esa cantidad de ácido estabilizador de arcillas inyectado, el factor de daño aumentaba porque se destruía la permeabilidad.

Verano de 2004 73

des proporciones de estos minerales, sumadas ala elevada temperatura del yacimiento, dificul-tan el diseño del tratamiento.

En la simulación geoquímica se probaron col-chones de prelavado de 10% de ácido acético y5% de ácido fórmico para eliminar de la forma-ción los minerales carbonatados presentes en laregión vecina al pozo. Las dos formulaciones pro-porcionaron una reducción similar del dañomecánico, de modo que se utilizó ácido acéticoporque era más fácil de conseguir en esemomento. El modelo indicó el volumen de col-chón de prelavado y el volumen de ácidoestabilizador de arcillas óptimos (página ante-rior). La simulación demostró que elrevestimiento de borosilicato que estabiliza lasarcillas se extendía aproximadamente 0.3 m [1pie] dentro de la formación, con el tratamientocon ácido estabilizador de arcillas óptimo, peroque el ácido estabilizador de arcillas adicional,no extendía significativamente la zona protegida.

ChevronTexaco planificó la segunda fase delas estimulaciones con ácido estabilizador dearcillas en base a volúmenes de ácido optimiza-dos, obtenidos con el simulador Virtual Lab. Lasoperaciones de estimulación en un pozo produc-tor de petróleo y en tres productores de gasresultaron exitosas y mostraron significativosincrementos de la producción (arriba). La utili-zación de este nuevo proceso de diseño de laestimulación permitió incrementar la rentabili-dad de los pozos estimulados. El sistema de

fluido, diseñado a medida de la litología especí-fica de los pozos del Golfo de Tailandia,proporcionó una solución duradera.

Reacción frente al futuroEl nuevo proceso de estimulación, incluyendo elsimulador Virtual Lab, provee una herramientapara mejorar el desempeño de los pozos en for-maciones de areniscas. Los tratamientos deacidificación de la matriz en yacimientos de are-niscas resultan complejos y los índices de éxitoson históricamente bajos. El nuevo proceso, conel programa de computación y las bases de datospatentados como fundamento, asegura un índicemucho más alto de tratamientos de acidificaciónde la matriz exitosos.

La determinación de la mineralogía de la for-mación es un primer paso importante delproceso. Si se dispone de datos tales como losprovistos por el Análisis Elemental de RegistrosELANPlus, se los puede utilizar con el programaVirtual Lab. Además, las crecientes bases dedatos relacionados con la geoquímica y las pro-piedades de flujo proveerán más analogías paraaquellas localizaciones que carezcan de materialde núcleos.

El programa Virtual Lab es un simulador geo-químico para fines generales y no se limita a laresolución de tratamientos de acidificación de lamatriz en yacimientos de areniscas. La herra-mienta podría ser utilizada para la acidificaciónde carbonatos, el secuestro de dióxido de car-

bono y la ejecución de pruebas de compatibili-dad del agua. Schlumberger continúaexpandiendo la base de datos de reacciones,incrementando la gama de problemas que puederesolver este programa de computación para laindustria. —MAA

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23. Torres C, Ziauddin M, Suntonbura N, Xiao J y Tibbles R:“Application of a Unique Clay Stabilizing Acid in the Gulfof Thailand,” presentado en la Conferencia de Tecnologíade Aguas Profundas de PetroMin, Kuala Lumpur, Mala-sia,14 al 17 de Julio de 2003.

24. Torres et al, referencia 23.

>Mejoramiento de la producción en pozos del Golfo de Tailandia. Un tratamiento de acidificación de lamatriz aumentó la producción de petróleo en el Pozo B-1 a 70 m3/d [0 a 442 B/D] (verde). La compara-ción de la producción previa al tratamiento (rosa) y posterior al tratamiento (rojo) en tres pozos de gastambién indica un mejoramiento significativo.