10 Oilfield Review

Los objetos diminutos pueden tener un impactodesproporcionado sobre los esfuerzos de granescala. Una gota de tinta puede oscurecer todoun vaso de agua, mientras que la fisin de untomo causa una liberacin significativa de ener-ga. Las micelasestructuras microscpicas deagua ligadas por surfactantesresultan indistin-tas a simple vista, pero un volumen pequeo delas mismas, es suficiente para mejorar la efi-ciencia y efectividad de las operaciones deestimulacin de pozos.1

Los surfactantes se utilizan en muchas opera-ciones de campos petroleros, tales como lasoperaciones de perforacin y estimulacin depozos.2 Antes de 1950, en los tratamientos deestimulacin se utilizaban mezclas inflamablesde napalm y gasolina para crear fluidos viscososcapaces de iniciar y propagar una fracturahidrulica.3 En la dcada de 1950, los ingenieroscrean que la introduccin de agua en un yaci-miento durante la ejecucin de un tratamientode fracturamiento hidrulico produca dao deformacin, de manera que los pozos eran estimu-lados con aceites viscosos o aceites gelificados.

Los investigadores descubrieron posterior-mente que los fluidos de fracturamientohidrulico a base de agua no eran tan perjudicia-les para la produccin como crean en unprincipio. En la dcada de 1960, los ingenieros sevolcaron a las soluciones viscosas de goma guar, ode derivados de la goma guar, en salmuera.4

En la dcada de 1970, la industria de explora-cin y produccin (E&P, por sus siglas en ingls)experiment un incremento de las operacionesde estimulacin por fracturamiento al tener queexplotar yacimientos menos permeables. Para

estimular pozos ms profundos y con temperatu-ras ms elevadas en estos yacimientos, losingenieros necesitaban fluidos de fracturamientoms viscosos y con ms estabilidad trmica. Enrespuesta a esas demandas, los cientficos desa-rrollaron una nueva generacin de fluidos defracturamiento a base de polmeros. Con muchafrecuencia, los polmeros a base de goma guar sereticulaban con iones de borato, circonato o tita-nato para generar fluidos de alta viscosidad.5

La dcada de 1980 fue testigo de los avancesintroducidos en las tcnicas de evaluacin dedaos de formacin en el laboratorio y de lamayor concientizacin acerca del dao produ-cido en la permeabilidad de las fracturas por losfluidos de fracturamiento a base de polmeros.Para minimizar el deterioro de la conductividadde la fractura inducido por el polmero, los inge-nieros comenzaron a utilizar fluidos defracturamiento energizados, lo que permiti dis-minuir la concentracin de polmero requeridahasta en un 50%. El dao de formacin produ-cido por el polmero residual se redujo,agilizndose la limpieza de los pozos y mejo-rando su productividad.

El paso siguiente tuvo lugar en la dcada de1990, cuando los cientficos desarrollaron fluidosde fracturamiento acuosos, libres de polmeros,basados en la tecnologa de surfactantes viscoe-lsticos (VES, por sus siglas en ingls). Desde laprimera generacin de sistemas de fluidos VES,esta tecnologa ha evolucionado considerable-mente. Las nuevas adaptaciones qumicas mejoranel desempeo y han sido utilizadas para enfrentaruna amplia variedad de ambientes de perfora-cin y crear aplicaciones totalmente nuevas.

Nuevas aplicaciones para los surfactantes viscoelsticos

Los desarrollos introducidos recientemente en materia de surfactantes viscoelsti-

cos han permitido expandir la aplicacin de estos materiales nicos a ambientes

nuevos y desafiantes. Desde las operaciones de terminacin hasta las operaciones

de estimulacin de pozos, los sistemas de surfactantes viscoelsticos estn mejo-

rando la productividad de los pozos y la recuperacin de hidrocarburos.

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Curtis Boney, Ernie Brown, Steve Davies yGeorge Hawkins, Sugar Land, Texas, EUA; Jorge Gonzlez yArthur Milne, Caracas, Venezuela; Satyaki Ray, Calgary,Alberta, Canad; y David Schoderbek, Burlington ResourcesCanad, Calgary.ClearFRAC, ClearPAC, CoalFRAC, FMI (herramienta degeneracin de Imgenes Microelctricas de CoberturaTotal), FracCADE, NODAL, OilSEEKER y PERMPAC son mar-cas de Schlumberger. Alternate Path es una marca deExxonMobil Corp.; la licencia de esta tecnologa ha sidootorgada exclusivamente a Schlumberger. FANN es unamarca de Fann Instrument Company.

Slaheddine KefiCambridge, Inglaterra

Jesse LeeTimothy L. PopePhil SullivanSugar Land, Texas, EUA

Erik NelsonConsultorHouston, Texas

ngel Nez HernndezPetrleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Barinas, Venezuela

Tom OlsenDenver, Colorado, EUA

Mehmet ParlarRosharon, Texas

Brian PowersBPBak, Azerbaijn

Alistair RoyAllan WilsonBPAberdeen, Escocia

Alan TwynamBPSunbury, Inglaterra

Primavera de 2005 11

En este artculo, repasamos la evolucin de laqumica de los fluidos VES en el campo petrolerodurante la ltima dcada, en que dej de ser unatecnologa relativamente desconocida para con-vertirse en tecnologa de uso corriente. Algunosejemplos de campo de Amrica del Sur, Amricadel Norte, el Mar del Norte y el Mar Caspio,demuestran cmo estos novedosos materiales

ayudan a los ingenieros a optimizar el desempeode sus activos de petrleo y gas y a mejorar larecuperacin de hidrocarburos.

Desde el principioEn 1983, Dow Chemical Company introdujo unafamilia de surfactantes posteriormente conoci-dos como VES.6 Estos surfactantes se utilizaban

como densificantes en los productos de con-sumo, tales como decolorantes, detergenteslquidos para el lavado de vajilla y cosmticos.Su intrigante desempeo condujo a los ingenie-ros del Centro de Tecnologa de Dowell en Tulsa,ahora Schlumberger, a explorar diversas formasde aplicar la tecnologa VES en la industria delpetrleo y el gas.

1. Las estructuras micelares se refieren a una agregacincoloidal de molculas anfipticas que se dan a una con-centracin micelar crtica bien definida.

2. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,Oilfield Review 9, no. 3 (Otoo de 1997): 2033.

3. Chase et al, referencia 2.4. La goma guar es un polisacrido hidroflico que se

obtiene de la semilla de la planta de guar (Planta legumi-nosa que crece en Pakistn y en la India). Altamentedispersable en agua y en salmueras de diverso tipo,puede ser reticulado con brax y otros compuestos paragenerar alta resistencia de gel para los slidos en sus-pensin, tales como la arena y otros apuntalantes. Se

utiliza comnmente en fluidos de fracturamiento paracrear la viscosidad requerida. Tiene baja estabilidad tr-mica, es sensible al pH y est sujeta a fermentacinbacteriana.

5. Ely JW: Stimulation Engineering Handbook. Tulsa: PennWell Publishing Company (1994): 7997.

6. Chase et al, referencia 2.

12 Oilfield Review

Los surfactantes son compuestos cuyasestructuras moleculares contienen tanto gruposhidroflicos (que atraen el agua) como gruposhidrofbicos (que repelen el agua). La mayorade los surfactantes consisten de un grupo concabezas hidroflicas y un grupo con colas hidrof-bicas (arriba). Cuando se agregan a un fluidoacuoso, las molculas de surfactante se combi-nan para formar estructuras que se conocen conel nombre de micelas. Las colas hidrofbicas delas micelas se asocian para formar un ncleo

rodeado de cabezas hidroflicas que aslan lascolas del contacto con el agua. Tpicamente, lasmicelas tienen forma esfrica.

En el caso de los surfactantes VES, cuandociertas sales estn presentes en el fluido acuosodentro de un rango de concentracin particular,las micelas adoptan una estructura tipo barra(bastoncillos), similar a las fibras de polmeros(arriba, a la derecha). Estas micelas tipo barrase entrecruzan, se desarrolla el comportamientoviscoelstico y se obstaculiza el movimiento del

fluido (izquierda). Se produce un significativoaumento de la viscosidad y se desarrolla el com-portamiento elstico de los pseudoslidos.7

Cuando las micelas son desasociadas por laenerga de corte, el comportamiento reolgico delos fluidos VES es similar al del agua, o casiNewtoniano; sin embargo, la viscosidad y el com-portamiento elstico se recuperan cuando seelimina la energa disruptiva (prxima pgina,arriba). Las propiedades quimiomecnicas ni-cas que crean la viscosidad de los fluidos VES seprestan fcilmente a la fluidificacin poresfuerzo de corte, la suspensin esttica, losbajos requerimientos de energa de transicin decondiciones estticas a condiciones dinmicas yla alta eficiencia del transporte de partculas.Los fluidos VES requieren menos energa paraser bombeados que los fluidos a base de pol-meros ms convencionales, lo que reduceefectivamente los requerimientos energticos delas bombas en la localizacin del pozo.

La viscosidad de los fluidos VES puede dismi-nuir con la temperatura. No obstante, el aumentode la concentracin de surfactante o el ajuste de

Grupo de colashidrofbicas

Grupo de cabezashidroflicas

Condiciones estticas

Condiciones dinmicas

Dire

cci

n de

l flu

jo

0.1 micrn

> El nivel molecular. Los surfactantes viscoelsticos exhiben una estructurade cabezas hidroflicas bien definida (derecha) adosada a una seccin decola articulada con un extremo hidrofbico (izquierda). Cuando se dispersanen soluciones de salmuera especficas, las secciones de cola se asocianformando finalmente una estructura micelar vermicular o vermiforme.

> Efectos quimiomecnicos y viscoelasticidad.Cuando se mezclan con soluciones salinas a laconcentracin correcta, los materiales VES for-man micelas de tipo barra que se entrecruzanbajo condiciones estticas (extremo superior),impartiendo as viscosidad al fluido y elasticidada los pseudoslidos. Si se exponen a la energade corte, tal como la proporcionada con el bom-beo de los fluidos, por baja que sta sea, lasmicelas se desasocian de inmediato (extremoinferior). La elasticidad y la viscosidaddisminuyen.

> Micrografa de las micelas. A travs de un microscopio electrnico de ba-rrido ambiental, se observa que las molculas VES dispersas en una solucinacuosa se asocian, forman estructuras tipo barra y se entrecruzan, generan-do finalmente viscosidad.

Primavera de 2005 13

la concentracin de sales puede reducir esta flui-dificacin relacionada con la temperatura. Adiferencia de los sistemas polimricos convencio-nales, la viscosidad de los fluidos VES no sedegrada con el tiempo y resulta predecible y fcilde modelar, combinando simplicidad operativacon un diseo de fluido eficiente y eficaz (dere-cha, al centro).

Los primeros experimentos de laboratoriodemostraron que la viscosidad de los fluidos VESse rompe fcilmente a travs del contacto con loshidrocarburos o se diluye por accin del agua deformacin. El petrleo o el condensado produ-cido alteran el medio elctrico del fluido, lo quehace que la forma de las micelas se reviertapasando de barras a esferas (derecha, abajo). Laviscosidad del fluido se reduce porque las mice-las, ahora esfricas, ya no se pueden entrecruzar.Alternativamente, cuando los fluidos VES sondiluidos por el agua de formacin, la concentra-cin de surfactante finalmente se reduce hastaalcanzar un nivel en el que la cantidad de mi-celas presentes es insuficiente para que seentrecrucen y la viscosidad se pierde. A menudose realizan pruebas de laboratorio simples paraconfirmar la compatibilidad de los fluidos VEScon los hidrocarburos producidos especficos.

A comienzos de la dcada de 1990,Schlumberger aplic por primera vez la qumicaVES en el fluido de empaque de grava con sur-factantes viscoelsticos PERMPAC. Nuevo en elcampo petrolero, este surfactante catinicologr viscosificar las salmueras comunes utiliza-das en las operaciones de terminacin depozoscloruro de potasio, cloruro de amonio,cloruro de calcio o bromuro de calcioparaponer en suspensin y transportar la grava.8 Laconcentracin de los fluidos VES oscilaba entre2.5 y 6% por volumen, dependiendo de la tempe-ratura de pozo prevista.

A diferencia de los fluidos de empaque degrava basados en viscosificadores polimricos,tales como la goma guar o la hidroxietil celulosa(HEC), los fluidos VES dejan pocos residuos, loque reduce significativamente el dao del empa-que de grava.9

10

0.01 0.1 1 10 100 1,000

100

1,000

10,000

100,000Formacin y fractura

Rgimen de flujo

Tubularesy disparos

Tasa de corte, s-1

Visc

osid

ad, c

p

Perfil de viscosidad a 24C [75F]

2.5% de surfactante viscoelstico

40 lbm/1000 gal dehidroxietilcelulosa

0 20 40 60 80 100 120 1400

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300

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0

50

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300

Tiempo, minutos

Referencias ClearFRAC HT

Visc

osid

ad a

pare

nte,

cp

a 10

0 s-1

Tem

pera

tura

, F

Temperatura5% de ClearFRAC HT4% de ClearFRAC HT

Rompedor o contacto con el

hidrocarburo lquido

Micelas vermiformeso vermiculares Micelas esfricas

+ =

> Ruptura de la viscosidad. Los fluidos VES pueden perder su viscosidad dediversas maneras. Al entrar en contacto con rompedores, agua de formacino hidrocarburos lquidos, las micelas pierden su forma de barra, colapsandopara formar esferas. Una vez que esto ocurre, las micelas ya no puedenentrecruzarse y la viscosidad se pierde siendo en general irrecuperable.

> Viscosidad a travs del tiempo. Los fluidos de fracturamiento sin polmerosClearFRAC poseen suficiente viscosidad para los tratamientos de fracturamien-to y otras aplicaciones a temperaturas de hasta 135C [275F]. Si se expone atemperaturas elevadas en pruebas de laboratorio, el fluido ClearFRAC HTmuestra poca prdida de viscosidad con el tiempo. Los picos de viscosidadque aparecen a los 25, 58, 92 y 125 minutos son transformaciones artificialesdel proceso de prueba.

> Mejoramiento de la viscosidad. Si se comparan con los sistemas de fluidosde fracturamiento hidrulico convencionales, como los sistemas a base dehidroxietilcelulosa (HEC) (azul), los sistemas VES (curva roja) proveen unaviscosidad ms alta a las tasas de corte experimentadas durante el fractura-miento (izquierda), mientras que la viscosidad provista es similar a las tasasde corte ms bajas que son habituales en los tubulares y en los disparos(derecha).

7. El trmino pseudoslido describe los materiales quedesarrollan estructuras de gel altamente viscosas, quepueden exhibir un comportamiento elstico y que requie-ren poca energa para reducir el gel a lquido.

8. Los surfactantes catinicos son agentes activos ensuperficie tpicamente compuestos de sales aminas gra-sas. Poseen una carga positiva neta y son estables a lolargo de una gama de niveles de pH y en varias solucio-nes salinas.

9. Parlar M, Nelson EB, Walton IC, Park E y DeBonis VM:An Experimental Study on Fluid-Loss Behavior of Fracturing Fluids and Formation Damage in High Permeability Porous Media, artculo de la SPE 30458,presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anualde la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

Con el tiempo, el surfactante PERMPAC fueutilizado en aplicaciones de fracturamiento cons-tituyendo la base para el desarrollo subsiguientedel fluido de fracturamiento libre de polmerosClearFRAC. Sin embargo, las limitaciones de cos-tos y temperatura60C [140F]impidieronsu uso generalizado en tratamientos de fractura-miento hidrulico.

Schlumberger introdujo el sistema de fluidossurfactantes ClearFRAC original en el ao 1997.Al igual que los fluidos PERMPAC, el sistema fueconstruido en base a la qumica de los surfac-tantes catinicos. El surfactante ClearFRACdemostr ser estable en salmueras de baja densi-dad a temperaturas de hasta 93C [200F]. Dadoque un alto porcentaje de las operaciones defracturamiento tienen lugar a temperaturas demenos de 200F, el mercado de los fluidos VESpara tratamientos de fracturamiento era real-mente vasto. Adems, el surfactante podamezclarse continuamente con salmuera y el sis-tema de fluido resultante poda espumarse, oenergizarse, con nitrgeno [N2].

Beneficiosos para el medio ambienteDesde el comienzo, los fluidos de fracturamientoy empaque de grava VES permitieron mejorar eldesempeo del pozo. A partir de su xito inicial,estos fluidos siguieron evolucionando. Para finesde la dcada de 1990, la bsqueda de nuevasreservas de petrleo y gas condujo a los operado-res a perforar y terminar pozos en reas msdesafiantes y ms sensibles desde el punto devista ambiental.

Los fluidos VES introducidos a comienzos dela dcada de 1980 se basaban en la qumica delos surfactantes catinicos. Si bien son efectivostanto desde el punto de vista operativo como entrminos de costos, y resultan aceptables desdela perspectiva medioambiental en la mayora delas localizaciones terrestres, los surfactantescatinicos no siempre pueden ser descargados enambientes marinos.

Para encarar los problemas de descarga, losingenieros y cientficos de Schlumberger comen-zaron a desarrollar surfactantes viscoelsticos nocatinicos. A comienzos del ao 2000, los investi-gadores haban descubierto nuevos surfactantesaninicos capaces de satisfacer tanto las deman-das ambientales como las demandas funcionales.10

El resultado, es decir el fluido de fractura-miento libre de polmeros ClearFRAC EF,permiti mejorar el desempeo en ciertas situa-ciones proporcionando al mismo tiempo unfluido que poda ser descargado en reas sensi-bles desde el punto de vista ambiental, talescomo la regin del Lago de Maracaibo en Vene-zuela.

En Amrica del Sur, se han perforado y termi-nado muchos pozos en el Lago de Maracaibosituado en la porcin central norte de Venezuela.Hoy en da, las descargas provenientes de lasoperaciones relacionadas con el petrleo y el gasse limitan a los productos y materiales que satis-facen estrictas normas ambientales.

Los pozos del Campo Bachaquero, situado enla regin del Lago de Maracaibo, generalmenteproducen a partir de areniscas altamente perme-ables, no consolidadas, de edad Mioceno. En

muchos casos, los tratamientos de estimulacinpor fracturamiento hidrulico han demostradoser efectivos en lo que respecta al mejoramientodel desempeo del pozo.

Los ingenieros del laboratorio de soporte decampo de Schlumberger situado en Las Moro-chas, Venezuela, evaluaron diversos surfactantesClearFRAC, seleccionando finalmente el fluidoClearFRAC EF por su aceptabilidad medioam-biental en ambientes marinos, su baja tendenciaa la formacin de emulsiones con el petrleo pro-

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0 5 10 15 20 25 30 35 400

100

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Tiempo, min

Perfil reolgico del fluido ClearFRAC EF

Tasa

de

corte

, rpm

Visc

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ad, c

p

Tem

pera

tura

, F

Rupt

ura

por c

izalla

dura

, lbm

/100

pie

s2

Tasa de corte, rpmEsfuerzo de corte, lbm/100 pies2

Viscosidad,cpTemperatura,F

-1.00 0 1.00 0

10

2010 30 40 50 60 70 80 904,050

4,000

3,950

3,900

3,850

12.2 a 14.2 laa

>14.2 laa

10.2 a 12.2 laa

8.2 a 10.2 laa

6.2 a 8.2 laa

4.2 a 6.2 laa

2.2 a 4.2 laa

0.0 a 2.2 laa

0 laa

< 0 laa

Ancho dela fractura

Curva de contorno correspondientea la concentracin de apuntalante

Ancho, pulgadas

Prof

undi

dad,

pie

s

Longitud, pies

> Asegurando la viscosidad en el Lago de Maracaibo. Los ingenieros evalua-ron el desempeo reolgico del fluido de fracturamiento ClearFRAC EF en laspruebas de laboratorio utilizando un remetro FANN 50. Las pruebas dieronseguridad a los ingenieros en cuanto al potencial desempeo satisfactoriodel fluido. La viscosidad del fluido (azul) se mantuvo estable a pesar delincremento de la temperatura, que pas de temperatura ambiente a 65C[150F]. Transcurridos siete minutos de la prueba, un cambio en la tasa decorte (anaranjado) produjo una variacin de la viscosidad. Una vez reducidala tasa de corte, la viscosidad volvi a sus valores normales a lo largo detoda la prueba de 40 minutos de duracin. El mantenimiento de la estabilidadde la viscosidad durante el calentamiento del fluido simplifica la ingeniera defracturamiento. A diferencia de los fluidos a base de polmeros que pierdenviscosidad con el incremento de la temperatura, la eficiencia de transportede apuntalante de los fluidos VES no vara con el recalentamiento del fluidodurante el bombeo.

> Resultados de las operaciones de fracturamiento. La imagen generada por elsoftware de diseo y evaluacin de operaciones de fracturamiento FracCADEmuestra una estimacin de la altura y el ancho de la fractura (izquierda). Lafractura se extiende a lo largo de una distancia de aproximadamente 24 m [80pies] del pozo (derecha). En el Pozo BA-2233, situado en el rea del Lago deMaracaibo, se emplazaron aproximadamente 27,215 kg [60,000 lbm] de apunta-lante para fracturamiento. La mayora de las regiones de la fractura recibieronms de 14 libras de apuntalante, lo que produjo una conductividad efectiva dela fractura de 6,019 mD/m [19,746 mD/pie].

Primavera de 2005 15

ducido localmente y su perfil de viscosidad bajolas condiciones de fondo de pozo pronosticadas(pgina anterior, arriba).

Para mejorar el desempeo del pozo inyectorde vapor BA-2233, los ingenieros llevaron a cabouna operacin de fracturamiento hidrulicogenerando una fractura de 15.2 mm [0.6 pulga-das] de ancho (pgina anterior, abajo). Mediantela utilizacin de un fluido portador ClearFRACEF, se emplazaron en la formacin un pocomenos de 27,215 kg [60,000 lbm] de apuntalantepara fracturamiento de malla 20/40. A los 10minutos de iniciado el bombeo, o dos minutosdespus de que el apuntalante penetrara en losdisparos, se observ el detenimiento del creci-miento longitudinal de la fractura (TSO, por sussiglas en ingls).11

De acuerdo con el anlisis del sistema de pro-duccin NODAL, la produccin de petrleo conposterioridad al tratamiento de fracturamiento yprevio a la inyeccin de vapor sera de aproxima-damente 32 m3/d [200 B/D]. La produccin realdespus del tratamiento de estimulacin fue de33 m3/d [209 B/D], lo que coincide con el prons-tico del anlisis NODAL.

Retorno de fluidos ms diluidosLos fluidos de fracturamiento cumplen con dosobjetivos fundamentales: en primer lugar, pro-veer la energa hidrulica que genera y abre unafractura y, en segundo lugar, emplazar los mate-riales apuntalantes transportados en la fracturaabierta para mantener una trayectoria conduc-tiva, o conducto, para el flujo lineal hacia elinterior del pozo. Una vez ejecutadas estastareas, la presin del pozo cae y el fluido de frac-turamiento fluye a la superficie.

En las pruebas de campo, los ingenierosobservaron que, en comparacin con los fluidos abase de polmeros ms convencionales, con losfluidos VES se requeran niveles de viscosidadsignificativamente ms bajos para transportar yemplazar el apuntalante en forma eficaz (dere-cha, arriba). No obstante, en ciertos casos, hastaniveles de viscosidad mnimos podran retardarel flujo de retorno del fluido de fracturamientodurante la limpieza del pozo.

Si se acorta el tiempo requerido para limpiarun pozo, se puede obtener ms rpidamente laproduccin comercial. Teniendo en cuenta esteconcepto, los responsables del desarrollo de tec-nologas comenzaron a investigar la qumica delos rompedores de emulsin para los fluidos VESa fin de posibilitar una reduccin de la viscosidaden sitio en forma controlable y predecible.

La reduccin de la viscosidad en las suspen-siones VES depende de diversos factores,incluyendo el medio inico, la temperatura y losparmetros de empaques de surfactantes.12 Losprimeros experimentos demostraron que, al igual

que los hidrocarburos producidos, los rompedo-res qumicos hacen que las micelas de los fluidosVES cambien su forma de barra para convertirseen esferas, colapsando la estructura micelarentrecruzada que genera la viscosidad.

Para fines de 1999, los responsables del desa-rrollo de tecnologas descubrieron una nuevaversin de rompedores de emulsin que podanencapsularse y mezclarse con los apuntalantespara ser distribuidos en forma uniforme y efec-tiva a lo largo de toda la fractura (arriba). Enuna operacin de fracturamiento tpica, una vezemplazado el apuntalante en la fractura, se eli-

Visc

osid

ad, c

p a

100

s-1

0.01

0.1

1

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100

0.01 0.1 1 10Tasa de corte, s-1

100

35 lbm/1000 gal de fluidoa base de polmerosFluido ClearFRAC HT

Visc

osid

ad, c

p a

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s-1

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250

200

150

100

50

050 100 150 200

Temperatura, F250 300 350

6% de surfactante ClearFRAC en unasolucin de cloruro de potasio (KCl)6% de ClearFRAC en una solucin decloruro de potasio + 7 ppm* de rompedor6% de ClearFRAC en una solucin decloruro de potasio + 10 ppm de rompedor6% de ClearFRAC en una solucin decloruro de potasio + 15 ppm de rompedor

* ppm significa partes por mil

10. Los surfactantes aninicos son agentes activos ensuperficie que poseen una carga negativa neta.

11. El fracturamiento con control del largo de la fractura con-siste en hacer que el apuntalante obture deliberadamenteel extremo de la fractura a travs del agotamiento delcolchn. La propagacin ulterior de la fractura cesa y lacontinuidad del bombeo aumenta el ancho de la fractura.

12. El parmetro de empaque de surfactante es afectado porlas condiciones de la solucin tales como temperatura yconcentracin de surfactante. Tambin puede ser influ-enciado por los cambios acaecidos en la longitud de lacadena micelar y la ausencia de simetra, que producenun incremento en la curvatura espontnea del surfactante,determinando finalmente si las molculas de surfactanteformarn micelas esfricas o micelas cilndricas.

> Efectividad de los rompedores VES. La viscosidad de los fluidos ClearFRAC(azul) puede ser reducida mediante el agregado de compuestos rompedores.Con mucha frecuencia, los rompedores estn encapsulados y entran en con-tacto con el fluido VES cuando las cpsulas son trituradas durante el perodoposterior al fracturamiento. Frente a la exposicin a los rompedores encap-sulados, la viscosidad del fluido VES (doradoizquierda) se reduce hasta endiez veces. Se muestra el desempeo resultante del incremento de la con-centracin de rompedor con el incremento de la temperatura.

> Polmeros de desempeo destacado. Tanto en evaluaciones de laboratoriocomo en evaluaciones de campo, los fluidos ClearFRAC HT mostraron un de-sempeo superior al de los fluidos a base de polmeros (rojo) en lo querespecta a eficiencia de transporte. A una tasa de corte baja, los fluidosClearFRAC HT proveen viscosidades ms altas que los fluidos a base de pol-meros (azulizquierda), mientras que a una tasa de corte ms alta (azuldere-cha) se observan viscosidades mucho ms bajas.

mina la presin hidrulica y la fractura comienzaa cerrarse. Las cpsulas que contienen el rompe-dor ClearFRAC son trituradas dentro de lafractura que se est cerrando, liberando el rom-pedor. El rompedor modifica los parmetros delempaque de surfactante del fluido de fractura-miento: las micelas colapsan y la viscosidad sereduce, mejorando efectivamente el flujo deretorno del fluido de fracturamiento.

En aplicaciones de campo, la utilizacin derompedores VES mejora la limpieza del pozo eincrementa la produccin temprana de gas. Sereduce la formacin indeseada de espuma defluido en la superficie, se mejora la separacingas-lquido y se optimiza la conductividad de lafractura. Si se comparan las curvas de produccinde los pozos fracturados con los sistemas a basede polmeros ms antiguos con los pozos fractura-dos utilizando los fluidos VES que incorporan laqumica de los rompedores, se observa que lascurvas de produccin a menudo se asemejan conel tiempo. No obstante, en los primeros 60 dasaproximadamente, la limpieza ms rpida de losfluidos VES que utilizan rompedores encapsula-dos produce un volumen de gas incrementalsustancial; los pozos se ponen en produccin msrpido mejorando el retorno de la inversin(derecha).

Extensin de los lmites trmicosLos ingenieros, cientficos y responsables deldesarrollo de tecnologas que aplican fluidos VESlograron diversos acontecimientos importantes,incluyendo la aceptacin mediombiental y el con-trol de la viscosidad diseado tcnicamente.Ahora, a medida que los ambientes de perforacinse extienden para incluir condiciones de tempera-tura, profundidad y presin ms extremas, lossistemas VES tambin estn evolucionando parasatisfacer estos desafos.

La versatilidad de los surfactantes viscoels-ticos hace posible el desarrollo de sistemas defluidos para aplicaciones especficas. En Canad,se necesitaba un nuevo sistema VES para enfren-tar los desafos de perforacin planteados en lasreas de desarrollo de gas somero del sur deAlberta (derecha). Las rentabilidades margina-les, las estrictas regulaciones ambientales y lasbajas temperaturas de los pozos impusieronsobre los operadores la necesidad de buscar tec-nologas de fluidos de fracturamiento nuevas.

Los ingenieros de Schlumberger respondierona esa necesidad desarrollando un fluido de frac-turamiento libre de polmeros ClearFRAC LT, unfluido a base de surfactantes viscoelsticos dise-ado para satisfacer diversos requisitosincluyendo su utilizacin en ambientes fros.

Aplicado en pozos con temperaturas inferiores a38C [100F], el nuevo fluido tambin demostrser econmico en situaciones que requeran solu-ciones de fracturamiento hidrulico de bajocosto. Para cumplir con los requisitos vigentes en

Canad en materia de medio ambiente, los res-ponsables del desarrollo de tecnologasdisearon el sistema ClearFRAC LT para queresultara compatible con soluciones salinas sincloruros, tales como los mtodos de fractura-

16 Oilfield Review

C A N A D

A L B E R T A

Red Deer

Edmonton

Grande Prairie0

0 200 400 km

100 200 millas

Calgary

Brooks

Prueba de campo del fluido ClearFRAC con un rompedor encapsulado

Prod

ucci

n p

rom

edio

, Mpc

/DCurvas de produccin

El rea sombreada indica laproduccin de gas incrementalen los primeros 35 das

Das transcurridos desde la primera aplicacin10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

250

0

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

2,000

Tasa de fluido ClearFRAC

Tasa de fluido a base de polmeros

Fluido ClearFRACFluido de fracturamiento a base de polmeros

> Gas incremental. Los datos de las pruebas de campo indican que los fluidos ClearFRAC se limpianms rpido (azul), produciendo ms gas en el primer mes de produccin que los fluidos a base de po-lmeros (rojo). Este gas incremental (recuadro sombreado) puede compensar el costo de las operacio-nes de estimulacin y mejorar el retorno de la inversin.

> Zonas prospectivas de gas somero en el sur de Alberta. El fluidoClearFRAC LT de baja temperatura se dise en primer trmino para ayudara los operadores a estimular en forma econmica y eficaz los pozos per-forados en las reas del sur de Alberta (dorado), Canad.

Primavera de 2005 17

miento con espuma a base de nitrato de amonio ynitrgeno. Los fluidos ClearFRAC LT tambinpueden ser formulados con cloruro de potasio ycloruro de amonio.

Como sucede con otros productos ClearFRAC,el surfactante ClearFRAC LT se mezcla continua-mente, lo que posibilita un ahorro de tiempoconsiderable en la localizacin del pozo. Los cos-tos se reducen y cada da se pueden estimularms zonas. Las pruebas de campo realizadas enpozos mltiples de Canad mostraron una mejorade los parmetros econmicos de perforacin yde la logstica y la capacidad de estimular zonasproductivas marginales en ambientes de bajatemperatura.

Las modificaciones introducidas en laqumica de los surfactantes viscoelsticosClearFRAC LT han permitido hallar nuevas apli-caciones que trascienden los pozos de bajatemperatura, por ejemplo en yacimientos no con-vencionales tales como los yacimientos demetano en capas de carbn (CBM, por sus siglasen ingls) y las lutitas carbonferas, o ricas encarbono, fracturadas, que pueden resultar difci-les de explotar. Globalmente, estos tipos de

yacimientos llegan a representar volmenes dehasta 99 a 269 trillones de m3 [3,500 a 9,500 Tpc]de gas natural.13

La permeabilidad es uno de los factores mscrticos en la recuperacin de depsitos CBM. Sinintervencin, la transmisin del fluido y de la pre-sin depende en gran medida de la presencia degrietas de carbn y del sistema de fracturas encapas de carbn asociado (arriba).14

A diferencia del gas presente en una matrizde arenisca convencional, el gas CBM es arras-trado en el sistema de carbn por sorcin en lassuperficies internas del carbn. En los sistemasde areniscas, la reduccin de la presin de porohasta 500 lpc [3,447 kPa] a menudo produce laliberacin de todo el gas arrastrado, mientrasque en un depsito CBM, suelen requerirse pre-siones de tan slo 100 lpc [689 kPa].

Independientemente de que las fracturas seannaturales o inducidas durante las operaciones deperforacin o terminacin, la combinacin de bajapermeabilidad y bajas cadas de presin hace quelos yacimientos CBM sean sensibles a cualquierrestriccin en el flujo. Las terminaciones horizon-tales convencionales demostraron cierto grado de

xito en la produccin de reservas CBM compac-tas. No obstante, la productividad cae en formadramtica cuando la permeabilidad natural sereduce por debajo de 10 mD. El dao producidopor los fluidos de perforacin o de fracturamientoreduce an ms la productividad.15

CARBN

Imagenesttica

Imagendinmica

Registro de Imgenes Microelctricas de Cobertura Total

Flechas quesealan

el echado0 90

XXX8

XXX9

Superficie erosiva en los limos

Trazas de estratificacin

CarbnGrietas subverticales

Fracturas por esfuerzos de corte rotadas Carbn con lutitas

> Gas nuevo a partir del carbn somero. Si bien representan un desafo en lo que respecta a explotacin, los mantos de carbn constituyen una fuente degas natural no convencional en forma de metano en capas de carbn (CBM, por sus siglas en ingls). El CBM existe como gas adsorbido en la matriz delcarbn o como gas libre en las fracturas o grietas del carbn. Las grietas varan en lo que respecta a tamao, oscilando entre microscpicas y visibles asimple vista (izquierda). Las grietas se orientan generalmente en sentido perpendicular a los planos de estratificacin naturales. Las imgenes de buenacalidad obtenidas con la herramienta de generacin de Imgenes Microelctricas de Cobertura Total operada a cable pueden definir grietas en aflora-mientos de capas de carbn ms grandes. En esta imagen se observan abundantes grietas (derecha). Los colores brillantes de las imgenes estticasindican litologas ms resistivas, tales como los carbones, mientras que los colores oscuros corresponden a lutitas, limos, cenizas o fracturas abiertas.Tambin pueden observarse fracturas por esfuerzos de corte naturales dentro del carbn que en general rotan formando ngulos variables con respectoa los planos de estratificacin. (Foto e imagen FMI, gentileza de David Schoderbek, Burlington Resources Canad, Calgary, y Satyaki Ray, SchlumbergerCanad Ltd., Calgary; utilizadas con autorizacin).

13. Fredd CN, Olsen TN, Brenize G, Quintero BW, Bui T,Glenn S y Boney CL: Polymer-Free Fracturing Fluid Exhibits Improved Cleanup for Unconventional NaturalGas Well Applications, artculo de la SPE 91433, presen-tado en la Reunin Regional de Oriente de la SPE,Charleston, Virginia Oeste, EUA, 15 al 17 de septiembrede 2004.Para ms informacin sobre produccin de gas CBM,consulte: Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A,Boyer C, Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G,Colson L, Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B ySchoderbek D: Produccin de gas natural a partir delcarbn, Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de2003/2004): 833.

14. Una grieta es un plano de rotura presente en los depsi-tos de carbn, que provee conductividad natural a travsde la capa de carbn.

15. Osman EA y Aggour MA: Determination of Drilling MudDensity Change with Pressure and Temperature MadeSimple and Accurate by ANN, artculo de la SPE 81422,presentado en la 13a Muestra y Conferencia del Petrleode Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de2003.

Dado que los resultados no lograron satisfacerlas expectativas, los ingenieros de Schlumbergery de las compaas clientes disearon un pro-grama de refracturamiento para el intervalo de183 m [600 pies] correspondiente a la capa decarbn. Las permeabilidades de la capa de car-bn oscilaban entre 0.6 y 2 mD. Las reservas degas fueron estimadas en 11 a 14 m3/t [350 a 450pc/ton] de carbn. Mediante el bombeo de nueveetapas de fracturamiento a travs de tuberaflexible utilizando tcnicas CoalFRAC, los inge-nieros de Schlumberger emplazaron 118,000 kg[260,000 lbm] de apuntalante para fractura-miento de malla 16/30 empleando un fluidoCoalFRAC energizado con nitrgeno.

La combinacin de las nuevas tcnicas defracturamiento con la tecnologa de fluidos Coal-FRAC VES permiti quintuplicar la produccininicial. Hasta el momento se han llevado a caboms de 100 tratamientos CoalFRAC en Amricadel Norte. Si se comparan con los tratamientoscon fluidos de fracturamiento a base de pol-meros ms comunes, en promedio, los regmenesde produccin obtenidos utilizando fluidosCoalFRAC han mejorado entre un 30 y un 60% enlo que respecta tanto a aplicaciones CBM como aaplicaciones en lutitas carbonferas.

El inters de los operadores en la obtencinde fluidos de fracturamiento eficientes continuexpandindose, pasando de las aplicaciones abajas temperaturas a ambientes mucho ms pro-fundos y con temperaturas mucho ms elevadas.A lo largo del ao 2002, los fluidos de estimula-cin VES demostraron su eficacia a temperaturasoscilantes entre 4.5C [40F] y un lmite supe-rior de aproximadamente 104C [220F].

Para abordar la necesidad de contar con flui-dos VES que resultaran efectivos en ambientesde alta temperatura, los cientficos del SPC desa-rrollaron el fluido de fracturamiento libre depolmeros ClearFRAC HT, un fluido de fractura-miento VES a base de zwitterin diseadoespecficamente para temperaturas elevadas.18 Elsistema ClearFRAC HT extiende la envolventeoperacional de los surfactantes VES a 135C[275F] a la vez que mantiene otros atributoscomunes a los dems fluidos VES, tales comobaja cada de presin por friccin y excelentecapacidad de transporte de apuntalantes. Losfluidos ClearFRAC HT poseen baja tendencia a laformacin de emulsiones, lo que permite su utili-zacin en un amplio rango de aplicaciones deyacimientos de petrleo.

Al igual que otros fluidos de fracturamiento abase de surfactantes viscoelsticos, la viscosidadde los fluidos ClearFRAC HT se reduce sustan-cialmente como consecuencia de la dilucin conlas salmueras de formacin, el contacto o lamezcla con hidrocarburos, o el agregado de rom-pedores qumicos.

Mejoramiento del desempeo de las operaciones de empaque de gravaLa produccin de arena constituye un problemaserio en muchos yacimientos y los operadoresdeben invertir sumas importantes para minimizarlos efectos del flujo de arena no controlado. Elempaque de grava, en sus diversas formas, se uti-liza comnmente para controlar el flujo de arenahacia el interior del sistema de produccin.19

Los aumentos logrados en la estabilidad tr-mica, las mejoras de la tecnologa de rompedoresde emulsin y la mayor compatibilidad con una

18 Oilfield Review

Cuando un manto de carbn se expone a losfluidos de perforacin o de fracturamiento, puedeproducirse dilatacin como resultado de la absor-cin del agua, los fluidos gelificados o el agua quecontiene bajas concentraciones de agentes reduc-tores de la friccin, tales como la poliacrilamidaparcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas eningls). Esto conduce a menudo a una reduccinsustancial de la porosidad y la permeabilidad delas grietas (derecha). Se han reportado reduccio-nes irreversibles de cinco a diez rdenes demagnitud.16 El hecho de no remover los geles o losviscosificadores de los fluidos de fracturamientode las microfracturas naturales puede producirdaos adicionales a la permeabilidad.

La eliminacin de estos materiales con poste-rioridad al fracturamiento depende de lainiciacin de una cada de presin y de la produc-cin del fluido contenido en el carbn. Esprobable que no se disponga de suficiente energaa las bajas presiones caractersticas de los yaci-mientos CBM, para limpiar en forma eficaz losfluidos de fracturamiento a base de polmerosresiduales.

Cuando se preparan para fracturar hidruli-camente un depsito CBM, los ingenierostambin deben considerar los asuntos relaciona-dos con la presencia de ambientes sensiblesdesde el punto de vista ambiental. Tanto como untercio de las reservas de CBM de EUA se encuen-tran localizadas en reas en las que estrictasreglamentaciones ambientales controlan la com-posicin de los fluidos que podran entrar encontacto con el agua subterrnea potable.

Los ingenieros del Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land (SPC) desarrolla-ron los fluidos de fracturamiento no dainosCoalFRAC especficamente para el fractura-miento de CBM. Con mucha frecuencia, losfluidos CoalFRAC son energizados con nitrgenoy causan mnimo dao por sorcin en las grietasdel carbn. Como sucede con otros fluidos a basede VES, los fluidos CoalFRAC retornan de inme-diato a la superficie despus del fracturamiento,lo que evita el dao potencial en la permeabili-dad asociado con los fluidos de fracturamiento abase de polmeros residuales.

Las pruebas de campo realizadas en Wyomingcentral, EUA, demuestran el desempeo de losfluidos VES en yacimientos no convencionales.Inicialmente, en un tratamiento de fractura-miento consistente en seis etapas se emplazaron149,680 kg [330,000 lbm] de apuntalante de malla16/30 en la capa de carbn, utilizando una combi-nacin de fluidos de fracturamiento a base depolmeros convencionales, energizados y no ener-gizados, no reticulados.17

Permeabilidad retenida en capas de carbn

Perm

eabi

lidad

de

fract

ura

efec

tiva

rete

nida

, %

Fluido VESa 120F

Fluido VESa 80F

Fluido abase depolmero

Fluido a basede polmero con

rompedor agregado

0

20

40

60

80

100

> Permeabilidad retenida en capas de carbn. En las pruebas de permeabi-lidad de retorno realizadas en una capa de carbn simulada en el laborato-rio, se muestran las caractersticas no dainas de los fluidos VES libres depolmeros (azul) en comparacin con los fluidos a base de polmeros (verde yprpura).

Tubera derevestimiento

Taln PuntaTubo de derivacin BoquillasLechada

Tubo lavador Tubo ciego Grava Filtro Agujero descubierto Revoque de filtracin

Tubo dederivacin

Boquilla

Tubo lavadorFiltro

Primavera de 2005 19

variedad de soluciones salinas han extendido lasaplicaciones de los fluidos VES. Desde su intro-duccin como fluidos de empaque de grava, losfluidos VES han vuelto a ser el foco de atencinde los especialistas tanto en control de la pro-duccin de arena como en empaque de grava.

En las operaciones de empaque de grava aagujero descubierto, un fluido portador transportay emplaza un volumen de grava de tamao espec-fico en el espacio anular existente entre la rocayacimiento y el arreglo de produccin, que sueleconsistir en una tubera de revestimiento cortaranurada o un filtro de alambre plano (arriba).

La grava acta como un filtro permitiendo que elfluido de formacin fluya de la formacin a lasarta de produccin, a la vez que se filtran los gra-nos de arena y otros finos de formacin. Al igualque en las operaciones de fracturamiento, la con-ductividad, o la capacidad de los fluidos decircular a travs del empaque de grava, es clavepara maximizar la productividad del pozo.

Las operaciones de empaque de grava tam-bin deben disearse para proveer un flujouniforme a travs del arreglo de produccin. Losempaques de grava con deficiencias de diseo ode implementacin pueden someter el arreglo deproduccin a zonas de flujo concentrado o puntoscandentes. En el caso de los filtros de alambreplano, el flujo concentrado erosiona la malla dealambre, lo que se traduce en la irrupcin dearena y en el acortamiento de la vida til de laterminacin que, a su vez, puede conducir acostosas operaciones de reparacin con finescorrectivos o a operaciones de re-terminacin.

Para prolongar la vida til de los empaquesde grava, los ingenieros deben lograr uniformi-dad en el emplazamiento de la grava y en el flujode fluido producido a lo largo de toda la termina-

cin. La conductividad a travs de un empaquede grava puede ser deteriorada por la presenciade material residual de perforacin o de fluidosportadores que perdura despus del contraflujo.A diferencia de muchos fluidos a base de polme-ros, los fluidos portadores VES optimizan eltransporte de la grava sin dejar residuos dainosque deterioran la produccin.

Durante la construccin de pozos, los per-foradores intentan minimizar el dao deformacin y las complicaciones relacionadas conlas operaciones de perforacin, tales como elatascamiento de las tuberas, mediante la reduc-cin del volumen de fluido que se pierde en unaformacin. Los fluidos de perforacin tienenfases mltiples, que a menudo se describencomo fases continuas y discontinuas. La fasecontinua consiste de un fluido portador, quesuele ser agua o petrleo junto con sales y otroscompuestos solubles en los fluidos portadores.La fase discontinua contiene materiales insolu-bles, tales como los agentes densificantes, losslidos perforados, los polmeros y los reducto-res de prdida de fluido con partculas de slidostales como el carbonato de calcio.

> Emplazamiento del empaque de grava con fluidos VES. El emplazamiento de la grava en pozos degran desviacin y alcance extendido siempre es dificultoso. Mediante la utilizacin de los fluidos VESpara el transporte del apuntalante junto con la tecnologa Alternate Path, los ingenieros puedenminimizar el riesgo de generar un empaque de grava a agujero descubierto incompleto. Los tubos dederivacin adosados a la parte exterior del filtro (extremo superior derecho) proveen una trayectoriapara que la lechada de empaque de grava fluya en caso de producirse un arenamiento prematuro oun taponamiento.

16. Puri R, King GE y Palmer ID, Damage to Coal Permeability During Hydraulic Fracturing, artculo de laSPE 21813, presentado en la Reunin Regional de lasMontaas Rocallosas y el Simposio sobre Yacimientosde Baja Permeabilidad de la SPE, Denver, 15 al 17 deabril de 1991.

17. Fredd et al, referencia 13.18. Un compuesto zwitterinico o dipolar lleva tanto una

carga positiva como una carga negativa.19. Para ms informacin sobre la produccin de arena y su

control, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A,Lpez-de-Crdenas J, Nishi M, Numasawa M, YoshiokaK, Roy A, Wilson A y Twynam A: Mtodos prcticos demanejo de la produccin de arena, Oilfield Review 16,no. 1 (Verano de 2004): 1029.

Durante las operaciones de perforacin, elpozo se encuentra generalmente en condicionesde sobrebalance; la presin hidrosttica esmayor que la presin de poro. A medida que elfluido de perforacin es impulsado contra laroca yacimiento permeable, la formacin actacomo un filtro y la fase continua penetra porfuerza en los espacios de poro. Dependiendo dela permeabilidad y del tamao de las gargantasde poro dentro de la formacin que se est per-

forando, pequeos volmenes de la fase disconti-nua son depositados en la regin vecina al pozoformando un revoque de filtracin tanto internocomo externo con respecto a la cara del pozo. Amedida que el fluido del pozo circula, este pro-ceso contina describiendo un ciclo dinmico deerosin y sedimentacin.

Una vez perforado el pozo, los ingenieros uti-lizan herramientas mecnicas y barridosqumicos para preparar el pozo para una

terminacin a agujero descubierto. Indepen-dientemente del mtodo de limpieza, siempreperdura cierta cantidad de revoque de filtracinresidual y de slidos de las gargantas de poro. Sino se eliminan, estos materiales migran desde laroca yacimiento hacia el interior del empaque degrava obturando potencialmente las trayectoriasde flujo, reduciendo la conductividad, deterio-rando la produccin y creando puntos candentesque acortan la vida de la terminacin (izquierda).

Para remover el material de revoque de filtra-cin interno y externo, pueden requerirse altascadas de presin, de ms de 200 lpc [1.38 MPa],para iniciar el flujo cuando el revoque de filtra-cin queda entrampado entre la grava y laformacin. Los datos de la industria indican que,sin tratamiento, la permeabilidad retenidadespus del flujo de retorno puede ser extrema-damente baja; en ocasiones inferior al 1% de lapermeabilidad del yacimiento original.20

En el pasado, los tratamientos destinados aremover los revoques de filtracin se realizabandespus de instalar el aparejo de terminacin y losempaques de grava. Este procedimiento implicabamltiples viajes de entrada al pozo para desplazarel fluido portador de empaque de grava y colocarproductos qumicos que atacan el revoque de fil-tracin y otros compuestos residuales.21

Hoy en da, los ingenieros combinan los flui-dos portadores de empaque de grava VES talescomo el sistema de fluidos ClearPAC, para lasoperaciones de empaque de grava, con enzimas ysoluciones de agentes quelatantes (CAS, por sussiglas en ingls) para atacar los componentesprincipales del revoque de filtracin; almidones yagentes de obturacin a base de carbonato decalcio [CaCO3]. La eliminacin o la degradacinde estos compuestos reducen significativamentela presin de iniciacin del flujo de retorno y per-miten que el material de revoque de filtracindegradado atraviese el empaque de grava, mini-mizando el deterioro de la permeabilidad ymejorando el desempeo del pozo.

La implementacin de una operacin deempaque de grava y limpieza consistente en unsolo paso requiere la integracin de las tecnolo-gas de construccin y terminacin de pozos. Atravs de la cuidadosa seleccin e ingeniera deldiseo del fluido de perforacin de yacimientos,la evaluacin de las qumicas de limpieza en ellaboratorio y la evaluacin de las condiciones depozo potenciales, los fluidos VES estn ayudandoa los ingenieros a emplazar la grava en formauniforme y lograr la eliminacin consistente delrevoque de filtracin, particularmente a lo largode largas secciones horizontales de pozo.

20 Oilfield Review

Fluj

o de

lodo

Lodo

a b

ase

de a

ceite

Revoquede filtracindepositadodurante la perforacin

Fluido determinacin

Filtros

Lodo a base de aceite nodesplazada

Filtrostaponadospor revoquede filtracinagregadoprovenientede la pared del pozo

Perforacin Terminacin

> Eliminacin del revoque de filtracin. El revoque de filtracin (izquierda) puede daar severamenteun empaque de grava. Si no es eliminado adecuadamente por medios mecnicos o qumicos, el revo-que de filtracin puede volver a fluir dentro del empaque de grava durante la produccin, taponandolas trayectorias de flujo y reduciendo la permeabilidad y la conductividad (derecha).

Primavera de 2005 21

Empaque de grava a agujero descubierto en aguas profundasEn un esfuerzo por incorporar las reservas depetrleo situadas en las profundidades delCampo Foinaven, que se encuentra ubicado aunos 190 km [118 millas] al oeste de las IslasShetland, en el sector britnico del Mar delNorte, BP opera dos bloques en un tirante deagua que oscila entre 400 y 600 m [1,312 y 1,969pies]. El desarrollo del campo comenz a fines de1994. Para el ao 2003, BP haba perforado ycompletado la terminacin con empaque degrava y tubos de derivacin a agujero descubiertoen aguas profundas ms larga del mundo, comoprimer paso para acceder a un volumen de reser-vas de petrleo estimado en ms de 40 millonesde m3 [250 millones de barriles].22,23

El desarrollo inicial del yacimiento T25 delCampo Foinaven implic una terminacin simplede un pozo horizontal. El Pozo P110 se extiende alo largo de 937 m [3,075 pies] de agujero descu-bierto, abarca dos cuerpos arenosos separadospor una seccin de lutitas de 162 m [532 pies] ytiene acceso a un volumen estimado de 6.7 millo-nes de m3 [42 millones de barriles] de petrleo.

En el momento de comenzar con el desarro-llo del campo en el ao 1997, los ingenieros deBP contaban con diversos tipos de diseos determinacin a agujero descubierto. No obstante,ningn desarrollo haba planteado tantos desa-fos como el Pozo P110. Dado el elevado costo delos trabajos y el riesgo involucrado en las opera-ciones en aguas profundas, se asignaronconsiderables recursos a la planeacin y diseode la terminacin del Pozo P110.

Los ingenieros examinaron primero si ms de900 m [2,952 pies] de pozo horizontal podan serempacados con grava efectivamente y, en caso deser factible, de qu manera se llevara a cabo eltrabajo. Mediante la utilizacin de simulacionesnumricas y datos de cadas de presin por fric-cin provenientes de una prueba de taller en granescala previa, los ingenieros determinaron que latecnologa de empaque de grava con tubos de

derivacin a agujero descubierto podra asegurarel emplazamiento efectivo de la grava en pozos dems de 900 m y, potencialmente, en pozos dehasta 1,524 m [5,000 pies]. Sin embargo, para nosuperar los lmites de cada de presin por fric-cin, las tasas de flujo durante el emplazamientode la grava deban ser bajas; es decir, de aproxima-damente 0.4 m3/min [2.5 bbl/min].

La distribucin efectiva de la arena del empa-que de grava a bajas tasas de flujo a travs de unpozo horizontal largo requiere de un pozo correc-tamente construido y un fluido portador concaractersticas de fluidificacin por esfuerzo decorte para minimizar la prdida de presindurante el emplazamiento de la grava frente a laformacin. Los ingenieros determinaron quepara minimizar el riesgo y mejorar la eficiencia yel potencial de produccin, se requera de unaoperacin de terminacin con empaque de gravay limpieza consistente en un solo paso.

La informacin de yacimientos limitada y lafalta de datos de ncleos planteaban una varie-dad de desafos, desde la seleccin de la grava yel filtro hasta el desarrollo de fluidos de perfora-cin, empaque de grava y limpieza no dainossinergsticos.

El primer desafo consista en perforar unpozo de alta calidad evitando agrandamientos ydesviaciones excesivas del pozo que pudieraninterferir con el correcto emplazamiento de laarena durante las operaciones de empaque degrava. No obstante, antes de comenzar con laperforacin se puso en marcha un programa dediseo de fluidos detallado para seleccionar elsistema de fluido de perforacin del yacimiento(RDF, por sus siglas en ingls) correcto.

Este programa de diseo de fluidos incluyun estudio de estabilidad del pozo para determi-nar las zonas de debilitamiento y la ventana degradiente de fractura y densidad del lodo. Se uti-lizaron ncleos laterales de pozos vecinos paraestudiar las caractersticas de las lutitas y la res-puesta a la exposicin al RDF. Adems, se evaluel potencial de dao de formacin junto con la

calidad del revoque y los requerimientos de pre-sin de eliminacin utilizando tcnicas deevaluacin de permemetros de retorno de labo-ratorio estndar.

La compatibilidad con la qumica de los flui-dos de terminacin y limpieza result clave parael diseo RDF. Los ingenieros seleccionaron loscomponentes del sistema de fluidos de perfora-cin en base a la eficiencia de la perforacin, laestabilidad del pozo y la susceptibilidad a losrompedores de enzimas y los agentes quelatantes.

La seleccin de la grava se bas en estudiosde ncleos laterales de pozos vecinos extensivosy en simulaciones de laboratorio. Se combinarontcnicas de tamizado seco, anlisis granulomtri-cos lser y tcnicas de microscopa electrnicade barrido para estimar el tamao del grano degrava en la Formacin Foinaven T25. Estos resul-tados se utilizaron luego para desarrollar unmaterial de empaque de ncleos artificial comoanlogo de laboratorio.

Los tcnicos utilizaron el material de ncleosartificial para la inyeccin de lechada y laspruebas previas al empaque. Las pruebas deinyeccin de lechada simularon la migracin dela arena de formacin hacia el interior del empa-que de grava durante la produccin de petrleo.Las pruebas previas al empaque simularon losefectos del colapso del pozo que podra ocasionarla migracin de volmenes significativos dearena de formacin en el frente del empaque degrava. En base a los resultados de estas pruebas,se seleccion un apuntalante sinttico de malla30/50 como el mejor material para controlar enforma efectiva la produccin de arena y optimi-zar la eficiencia de la produccin.

El emplazamiento de la grava a lo largo de losdos intervalos de produccin horizontales era elprximo desafo a enfrentar. Se seleccion unfluido portador de empaque de grava ClearPAC abase de surfactantes viscoelsticos por sus carac-tersticas de fluidificacin por esfuerzo de corte,limpieza y transporte de apuntalante, y su capaci-dad para incorporar y distribuir los qumicos parala limpieza del revoque de filtracin uniforme-mente en ambas secciones empacadas con grava.

El fluido VES permiti a los ingenieros trans-portar y emplazar la grava a lo largo de ambaszonas de produccin, que en conjunto abarcan937 m [3,074 pies] de agujero descubierto. Msde 36,300 kg [80,000 lbm] de grava fueronemplazados en el pozo, cubriendo un 100% delvolumen del agujero descubierto.

Durante las pruebas de pozos, el rgimen deproduccin de petrleo inicial del Pozo P110 fuede 3,258 m3/d [20,500 B/D], superando las expec-

20. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA, Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C,Foxenberg WE y Parlar M: Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or aMyth?, artculo de la SPE 63232, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.

21. Para ms informacin sobre empaques de grava y tecnologa relacionada, consulte: Ali S, Dickerson R,Bennett C, Bixenman P, Parlar M, Price-Smith C, CooperS, Desroches L, Foxenberg B, Godwin K, McPike T, PitoniE, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: Empaques degrava en pozos horizontales de alta productividad, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoo de 2001): 5275.

22. Se utiliza tecnologa de tubos de derivacin o tecnologaAlternate Path para garantizar un tratamiento de empa-que de grava completo alrededor de los filtros. Si elespacio anular se empaca prematuramente, los tubos dederivacin adosados en la parte exterior de los filtrosproveen conductos para la lechada de empaque degrava, permitiendo que el empaque de grava se des-place ms all de cualquier obturacin o puente quepudiera formarse alrededor de los filtros. Para ms infor-macin sobre tratamientos de empaque de grava contubos de derivacin, consulte: Acock et al, referencia 19.

23. Wilson A, Roy A, Twynam A, Shirmboh DN y Sinclair G:Design, Installation, and Results from the Worlds Longest Deep-Water Openhole, Shunt-Tube Gravel-PackWest of Shetlands, artculo de la SPE 86458, presentadoen el Simposio y Exhibicin Internacional sobre Controldel Dao de Formacin de la SPE, Lafayette, Luisiana,EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

tativas en unos 1,351 m3/d [8,500 B/D]. El pozoproduce actualmente sin arrastre de arena.

Extensivos anlisis de ncleos laterales ypruebas de laboratorio permitieron a los inge-nieros dimensionar exitosamente los filtros degrava y de terminacin. Los resultados de estaspruebas tambin guiaron el transporte de losfluidos RDF y VES y el diseo del sistema de lim-pieza. La integracin de los procesos de diseo,construccin y terminacin de pozos produjoresultados positivos: perforacin exitosa conlodo a base de agua (WBM, por sus siglas eningls), 100% de emplazamiento del empaque degrava, limpieza efectiva del revoque de filtra-cin, cero dao mecnico y regmenes deproduccin que superaron las expectativas.

Cundo se requiere lodo a base de aceiteSi bien los lodos a base de agua mejoraron sus-tancialmente desde mediados de la dcada de1980, los ingenieros y cientficos se han esforzadopor disear lodos a base de agua eficaces desdeel punto de vista de los costos, capaces de emularel desempeo de los fluidos a base de aceite enlo que respecta a calidad inhibidora, lubricidad yestabilidad trmica.

Las terminaciones con empaques de grava aagujero descubierto problemticas experimenta-das en Azerbaijn condujeron a BP a reemplazar

el RDF a base de agua por un lodo a base deaceite sinttico (SOBM, por sus siglas en ingls).24

Previo al ao 2003, se haban perforado seis pozosutilizando RDF a base de agua, que posterior-mente fueron empacados con grava. En lassecciones yacimiento perforadas con barrenas de812 pulgadas, se observaron agrandamientos de lospozos de hasta 45.7 cm [18 pulgadas]. La presen-cia de rebordes en el agujero irregular dificultabasu limpieza, lo que se tradujo finalmente en ope-raciones de terminacin con empaques de gravapobres (arriba).

Trabajando en conjunto con las compaasde servicios, los ingenieros de BP llevaron a caboextensivas pruebas de laboratorio para desa-rrollar un sistema de fluidos RDF y fluidos determinacin no dainos con capacidad para con-trolar el pozo durante la perforacin y proveerun bajo factor de dao durante la terminacin.25

El yacimiento est integrado por areniscas degrano fino a muy fino, pobre a moderadamenteclasificadas, con un dimetro medio de 85 a 200micrones, que requeran filtros de arena paraempaque de grava de malla 20/40 y filtros calibre12 para controlar la migracin de arena y finos.

Se perforaron cuatro secciones yacimientocon SOBM cuyo espesor oscilaba entre 200 y 650m [656 y 2,133 pies], que abarcaban dos arenis-cas productivas separadas por una seccin de

lutitas reactivas de 120 m [394 pies] de espesor.La presin del yacimiento promediaba los 32MPa a una profundidad vertical verdadera (TVD,por sus siglas en ingls) de 3,500 m [4,650 lpc a11,483 pies].

Los ingenieros perforaron cada una de las sec-ciones yacimiento con SOBM de densidad 1,258kg/m3 [10.5 lbm/gal]. A medida que avanzaba laperforacin, los tcnicos controlaban la calidaddel revoque de filtracin manteniendo la concen-tracin de slidos perforados por debajo del 2% yrealizaban pruebas para asegurar que el RDFfluyera a travs de un filtro de terminacin decalibre 10, dos tamaos menos que lo requerido.

Una vez que el perforador termin la seccinyacimiento, se efectu un viaje de limpieza utili-zando sistemas mecnicos y qumicos pararemover los slidos y los detritos de la tubera derevestimiento. El tramo de agujero descubiertopor debajo de la tubera de revestimiento fuedesplazado con fluido a base de agua de altaviscosidad con carbonato de calcio, dimensio-nado para controlar las prdidas en la rocayacimiento, que permita a la vez el pasaje a tra-vs de un filtro de terminacin de alambre planocalibre 10. El tramo de pozo entubado fue despla-zado luego con salmuera de terminacin.

Para garantizar el empaque de grava com-pleto a travs de zonas mltiples, los ingenierosrecomendaron la ejecucin de una terminacinAlternate Path. Despus de bajar el aparejo determinacin en el pozo, se desplaz el fluido concarbonato de calcio a base de agua con unasecuencia de fluidos de terminacin optimizadospara esta aplicacin a travs de pruebas de labo-ratorio. Un fluido portador ClearPAC proporcionel transporte de grava adecuado, mnima cadade presin por friccin y buen desempeo con eldiseo de tratamiento de empaque de gravaAlternate Path.

Se bombe un fluido portador VES, a razn de0.9 a 1.1 m3/min [6 a 7 bbl/min], seguido de 6 laa(libras de apuntalante agregado) de lechada deempaque de grava malla 20/40, una etapa de 40bbl [6.4 m3] de fluido VES posterior al colchn yun volumen de desplazamiento adecuado de sal-muera filtrada.

Despus de las pruebas, dos de los cuatropozos fueron suspendidos para su posterior pro-duccin. Sin embargo, los resultados de laspruebas de pozos iniciales mostraron un ndicede productividad promedio (IP) de 45, lo queindica un excelente potencial de produccin.26

Los otros dos pozos fueron puestos en produccindespus de que las pruebas indicaran factores dedao de +2.2 y +2.4, 30 a 50% inferiores a losobservados en las terminaciones con empaquesde grava a agujero descubierto previas.

22 Oilfield Review

10

89

7

56

4

23

1

-10

-2

-4-3

-50 10 20 30 40

Inclinacin del pozo en grados50 60 70 80

Fact

or d

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tal

Fluido de perforacin a base de aguaTerminaciones con fluidos VES a base de aceite y a base de agua

> Bajo factor de dao con lodo a base de aceite. El empleo de fluidos de per-foracin a base de aceite y fluidos de terminacin a base de agua y la mayorinclinacin del pozo, produce factores de dao mecnico ms bajos. Se mues-tran los cambios tericos en los factores de dao mecnico (rojo), donde conun ngulo de desviacin de aproximadamente 60 el efecto geomtrico co-mienza a dominar los factores de dao como lo indica la convergencia de laslneas correspondientes al dao mecnico. Si est correctamente diseado,un fluido de perforacin de yacimientos a base de aceite seguido de un fluidode empaque de grava VES, en combinacin con la perforacin de pozos dealto ngulo con respecto a los planos de estratificacin, da como resultadoterminaciones con un factor de dao mecnico bajo. En las pruebas de campo,los pozos perforados con lodos a base de agua muestran factores de daomecnico ms altos que los perforados con lodos a base de aceite. Los fluidosde perforacin a base de aceite tambin pueden mitigar el dao mecnicopor bajo ngulo.

Primavera de 2005 23

En comparacin con otros pozos del rea, losingenieros calcularon una produccin de petr-leo incremental de 87 a 95 m3/d [550 a 600 B/D],como resultado del empleo de un RDF a base deaceite seguido de la aplicacin de tcnicas determinacin que utilizan fluidos de empaque degrava ClearPAC.

Aqu, y en otras reas geogrficas del mundo,los fluidos portadores de empaque de gravaClearPAC han contribuido al resultado exitoso deoperaciones de terminacin dificultosas. Si bienson sensibles al contacto con los hidrocarburos,los sistemas de terminacin con empaques degrava VES correctamente diseados puedenmejorar la productividad de los pozos an cuandose apliquen en conjunto con los fluidos RDF abase de aceite.

Menos agua, ms petrleoVirtualmente todo yacimiento de petrleo esbarrido al menos parcialmente por el agua, yasea por la presin natural de los acuferos o luegode la implementacin de un proyecto de inyec-cin de agua. El movimiento del agua desplaza alpetrleo y a menudo determina la eficiencia de larecuperacin de petrleo en un campo petrolero.Si bien resulta crtica para el proceso de produc-cin de petrleo, la produccin de agua a vecesse vuelve excesiva.

Hasta las mejores tcnicas de manejo de cam-pos petroleros poseen una capacidad limitadapara controlar los volmenes excesivos de aguaproducida. En los campos maduros, la produc-cin de agua puede aumentar al punto de

representar la mayor parte del volumen delquido que llega a la superficie. Los informesindican que globalmente, al menos tres barrilesde agua son generados con cada barril de petr-leo producido.27 Los sistemas de manipulacin delquidos a menudo se sobrecargan, lo que afectala eficiencia y la productividad. Tarde o tem-prano, el costo de abordar el problema del aguaproducida impide la rentabilidad del campo.28

A fines de 1999, los ingenieros y cientficos deSchlumberger descubrieron una nueva aplicacinpara los fluidos VES: la divergencia cida. Durantelos tratamientos de acidificacin estndar, los flui-dos de estimulacin siguen la trayectoria demenor resistencia, estimulando preferentementelas zonas de permeabilidad ms alta. stas suelenser zonas con saturaciones de agua ms altas enlas que la permeabilidad relativa a los fluidos deestimulacin a base de agua, tales como los ci-dos, tambin es ms alta. Las zonas productivascon permeabilidades ms bajas son estimuladasen menor grado. En consecuencia, la produccinde agua aumenta en forma desproporcionada encomparacin con el petrleo.

Con frecuencia, el contraste de permeabilidadentre las zonas acuferas y las zonas petrolferasdificulta las operaciones de estimulacin selecti-vas. Las tcnicas de divergencia previas utilizabanpolmeros y slidos para taponar las zonas de altapermeabilidad. Desafortunadamente, se tapona-ban tanto las zonas de baja permeabilidad comolas zonas de alta permeabilidad, lo que ocasio-naba ms daos que beneficios a los regmenes deproduccin.

La investigacin condujo al desarrollo deldivergente cido OilSEEKER, un sistema a basede surfactantes viscoelsticos que puede ser dise-ado para yacimientos de areniscas o bien parayacimientos carbonatados. En cada caso, el fluidoOilSEEKER reduce selectivamente la inyectividaden las zonas con alta saturacin de agua forzandoal cido a ingresar en las zonas con alta satura-cin de petrleo (arriba).

24. Parlar M, Twynam AJ, Newberry P, Bennett C, Elliott F,Powers B, Hall K, Svoboda C, Rezende J, Rodet V yEdment B, Gravel Packing Wells Drilled with Oil-BasedFluids: A Critical Review of Current Practices and Recommendations for Future Applications, artculo de laSPE 89815, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.

25. El factor de dao es un valor numrico utilizado paradefinir la diferencia entre la cada de presin pronosti-cada por la ley de Darcy y los valores reales. Losfactores de dao oscilan tpicamente entre 6 negativopara una conductividad alta estimulada, como la obte-nida con el fracturamiento hidrulico, y 100 o ms de 100para daos extremos y conductividad pobre.

26. El ndice de productividad (IP) es una forma matemticade expresar la capacidad de un yacimiento para producirfluidos. El IP se expresa habitualmente como el volumende fluido producido en un tiempo dado (gasto) como con-secuencia de una cada de presin (o presindiferencial) determinada ejercida frente a la formacin.

27. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: A WhitePaper Describing Produced Water from Production ofCrude Oil, Natural Gas, and Coalbed Methane,http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfm?PrintVersion=true&PubID=1715 (examinado el 16 de abril de 2004).

28. Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M,Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P: Manejo de la produccin de agua: De resi-duo a recurso, Oilfield Review 16, no. 2 (Otoo de 2004):3045.

Lnea deproduccin

Tanque de produccinLnea de inyeccin Abierto

Lutita

Lutita

Cerrado

Lnea deproduccin

Tanque de produccinLnea de inyeccin Abierto

Lutita

Lutita

Cerrado

Agua Petrleo Divergente cido OilSEEKER

Viscosidad OilSEEKER

cido

LM

H

VIS

LM

H

VIS

> Estimulacin de zonas de petrleo. Durante los tratamientos de estimulacin cida, el divergente cido OilSEEKER (izquierda amarillo) es bombeadodelante de la solucin cida (rojo). Al entrar en contacto con las zonas acuferas, el fluido divergente aumenta la viscosidad formando un tapn que blo-quea efectivamente el acceso a las zonas de agua. En contraste, al entrar en contacto con zonas productivas el divergente OilSEEKER se diluye permitien-do que la etapa de acidificacin subsiguiente trate en forma preferencial las zonas petrolferas no bloqueadas por el fluido divergente (derecha zona depetrleo verde).

Durante el desarrollo de los fluidos OilSEE-KER, las pruebas de laboratorio demostraron quela divergencia efectiva tiene lugar cuando lareologa del fluido divergente es afectada direc-tamente por la qumica de los fluidos deformacin. En el caso de los fluidos OilSEEKER,el divergente cido conserva un estado gelificadomientras est en contacto con el agua, pero laviscosidad se degrada ante la exposicin a loshidrocarburos lquidos. Los experimentos deinyeccin de ncleos realizados en el laboratoriodemostraron que las tcnicas de divergencia abase de fluidos VES logran desviar efectivamenteel cido desde un empaque de arena de 20,000mD hasta un ncleo de 200 mD utilizado parasimular una zona con permeabilidad ms baja. Alcabo de varios ciclos de tratamiento, aproxima-damente un 40% del cido fue inyectado en elncleo de baja permeabilidad.29

En el Campo Barinas, ubicado en el sudoestede Venezuela, Petrleos de Venezuela S.A.(PDVSA) produce petrleo de yacimientos carbo-natados de baja permeabilidad que contienen unalto porcentaje de areniscas y lutitas. All escomn la existencia de grandes volmenes deagua producida, o alto corte de agua, y los pozoshan demostrado ser difciles de estimular sin queaumente la cantidad de agua producida.

Terminado en el ao 1984, el Pozo SMW9 pro-dujo inicialmente 18 m3/d [116 BPPD] con un

25% de agua y sedimento bsico (AyS). En 1997,se realiz un tratamiento de estimulacin de lamatriz que permiti aumentar la produccin depetrleo a 40 m3/d [250 B/D] pero aumentando almismo tiempo la produccin de agua.

Los ingenieros de PDVSA y de Schlumbergerevaluaron el pozo a comienzos de 2003. En esemomento, el pozo produca aproximadamente8 m3/d [51 B/D] de petrleo con una relacinagua-petrleo (RAP) de aproximadamente un75% (arriba). Como sucede con muchos pozoscon altos cortes de agua, los ingenieros creanque una reduccin de la RAP aumentara sustan-cialmente la produccin de petrleo.

El intervalo productor de hidrocarburoscorresponde a una matriz calcrea con dolomitasduras y compactadas, fajas de glauconita y calizadura. Debido a la existencia de este tipo de geo-loga, a los ingenieros les preocupaba que lautilizacin de cidos comunes, tales como elcido clorhdrico [HCl], pudiera daar las zonasproductivas remanentes. En consecuencia, seprest especial atencin al diseo del trata-miento de estimulacin cida.

Los ingenieros de Schlumberger disearonuna formulacin de cido orgnico sin HCl, com-puesta de cido frmico y cido actico. Lastemperaturas estticas de fondo de pozo se esti-maron en 132C [270F], de modo que losingenieros seleccionaron la versin del fluido Oil-

SEEKER para altas temperaturas a fin de desviarel tratamiento cido lejos de las zonas acuferas.

En el campo, los ingenieros bombearonprimero una solucin de petrleo y solventes,seguida de una salmuera viscosificada para lim-piar el pozo. A continuacin, se bombe eltratamiento OilSEEKER dentro de la formacin,seguido de un cido orgnico. Este proceso sereiter para garantizar la correcta estimulacin atravs de la zona de produccin de 9.1 m [30pies]. El perfil de presin durante el bombeomostr escasas indicaciones de prdida de fluidoexcesiva, lo que implicaba una alta probabilidadde que el cido estuviera siendo bombeado en laszonas petrolferas de permeabilidad ms baja.

Durante los dos primeros meses posteriores ala simulacin, los ingenieros registraron unincremento del 253% en la produccin de petr-leo, que coincidi con una reduccin del 24% enla produccin de AyS (prxima pgina).

Ya sea que se utilicen para simular pozos encampos nuevos o bien en rea maduras, los trata-mientos de estimulacin cida selectiva permitenmejorar el desempeo del pozo. Hoy en da, losingenieros pueden tratar solamente las zonaspetrolferas mediante el diseo de tratamientosde fluidos que utilizan divergencia a base de flui-dos VES, tales como el sistema OilSEEKER.

24 Oilfield Review

Diagrama de produccin de fluidos

1997 1998 1999 2000

Ao

2001 2002 2003

Volu

men

de

fluid

os, %

20

0

40

60

80

100

% de agua

Fluidos totales

Petrleo total

> Incremento de la produccin de agua. Con el tiempo, la produccin de agua proveniente de pozosmaduros suele aumentar y el Pozo SMW9 de PDVSA no escapa a esta regla. Para el ao 2003, elagua representaba el 75% del fluido producido por este pozo (prpura).

Primavera de 2005 25

Una nueva generacin para los fluidos VESDesde su primera utilizacin hace ms de 20aos, los surfactantes VES evolucionaron signifi-cativamente hallando nuevas aplicaciones ybeneficios en la industria de E&P. Hoy en da, losingenieros utilizan los fluidos VES paratratamientos de fracturamiento hidrulico, ope-raciones de empaque de grava, divergencia ciday un sinnmero de aplicaciones diferentes.30

Continuamente se desarrollan nuevos fluidosVES. Una de las reas de inters son los tra-tamientos de fracturamiento con dixido decarbono [CO2] lquido sin polmeros. En el futurose incluirn productos ClearFRAC especfica-mente diseados para estimular pozos en los quela implementacin de tratamientos de frac-turamiento hidrulico con CO2 lquido y lascaractersticas de dao inherentemente bajo delos fluidos VES mejorarn sustancialmente laproductividad.

Los ingenieros esperan que la cada de pre-sin por friccin intrnsecamente baja de lossistemas con CO2 y VES mejore los tratamientosde estimulacin bombeados a travs de la tuberade produccin como resultado de permitir reg-menes de bombeo ms altos, a una presin detratamiento mxima, particularmente en compa-racin con los sistemas de fracturamiento a basede polmeros ms antiguos.

A medida que las operaciones de petrleo ygas alcanzan mayores profundidades y acceden aambientes cada vez ms traicioneros, los cientfi-cos e ingenieros se esfuerzan por expandir loslmites de desempeo de los sistemas a base defluidos VES. Si bien estos materiales se han utili-zado durante un cuarto de siglo, an conservan lapromesa de ofrecer el potencial de nuevos y esti-mulantes desarrollos que optimizarn laeficiencia operacional y mejorarn la recupera-cin de hidrocarburos. DW

Antes de laestimulacin 190 51 73

Barriles de fluidopor da (BFPD)

Barriles de petrleopor da (BPPD)

Porcentaje deagua y sedimento

bsico (AyS)

Porcentaje deaumento de BFPD

Porcentaje deaumento de BPPD

330 74 8293 72Diseo

350 49 84 253180Despus de laestimulacin

> Tratamiento de estimulacin efectiva con el divergente cido OilSEEKER. Despus de la estimula-cin, la produccin de petrleo aument en un 253% y el porcentaje de sedimento bsico y agua(AyS) declin en un 24%, demostrando la efectividad del agente divergente cido OilSEEKER.

29. Chang FF, Acock AM, Geoghagan A y Huckabee PT:Experience in Acid Diversion in High Permeability DeepWater Formations Using Visco-Elastic-Surfactant, artculo de la SPE 68919, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Dao de Formacin, La Haya, 21 al 22 demayo de 2001.

30. Para ms informacin sobre divergencia cida de surfactantes viscoelsticos, consulte: 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, LungwitzB, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y SandhuD: Reacciones positivas en la estimulacin de yacimien-tos carbonatados, Oilfield Review 15, no. 4 (Primaverade 2004): 3047.