Oilmax Water Cut Ecuador Cs Esp
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Líquido en tanques de almacenamiento, bbl/d 2 400 2 000 1 600 1 200 800 400 0 0 400 800 1 200 1 600 2 000 2 400 ■ Puntos de operación Entrada: Factor de daño = 0 Entrada: Factor de daño = 10 Salida ■ ■ ■ Presión, psia Antes del tratamiento: Factor de daño = 10 Q f = 600 bbl/d Después del tratamiento: Factor de daño = 0 Q f = 1 200 bbl/d Pr : 2 400 psi Pwf : 1 400 psi k: 200 mD h : 7,3 m [24 pies] μ: 3 cP La combinación del sistema ácido de arcilla orgánica con el divergente para tratamientos OilMAX incrementó la producción de fluidos nuevamente hasta alcanzar 1 200 bbl/d y redujo el factor de daño del pozo a cero. DESAFÍO Incrementar la producción de petróleo en un pozo con un alto corte de agua sin incrementar el corte de agua. SOLUCIÓN Utilizar un tratamiento de estimulación matricial que combine el sistema ácido de arcilla orgánica (OCA) con el fluido OilMAX* de divergencia y control de la inyección para maximizar la cobertura zonal y minimizar la producción de agua. RESULTADOS Se duplicó la producción. Incremento sostenido de la producción con el mismo corte de agua que el previo al tratamiento. Estimulación de los intervalos de petróleo sin afectar la zona de agua PetroEcuador, la compañía petrolera nacional de Ecuador, produce de la formación de areniscas Napo “U” Inferior en el campo Shushufindi, cuya permeabilidad oscila entre 90 y 300 mD. El soporte de presión proveniente de un acuífero lateral ocasiona un incremento de la producción de agua con el tiempo. En septiembre de 2008, el agua irrumpió en los intervalos de alta permeabilidad de un pozo que producía 500 bbl/d de petróleo, con un corte de agua del 60%. Luego, la producción de petróleo se redujo hasta alcanzar 200 bbl/d. Esta declinación de la producción fue el resultado de una significativa caída de presión, el comienzo de la producción de agua, y el alto contenido de arcilla —incluida la caolinita— presente en la formación. El mecanismo de daño primario fue identificado como la migración de finos, un problema común en Ecuador. A esto se sumó una emulsión causada por los fluidos de terminación durante una operación de reparación previa. Una solución adecuada Se requería un tratamiento para remover el daño de los intervalos productores de petróleo y agua “buena” sin estimular el intervalo en el que el agua ya había irrumpido. Schlumberger propuso el siguiente tratamiento: 1. salmuera con solvente mutuo y un desemulsificador para romper la emulsión 2. el tratamiento OilMAX para desviarse de los intervalos con alto corte de agua y las filones de alta permeabilidad 3. un colchón de prelavado de ácido acético y un fluido de tratamiento principal de ácido de arcilla orgánica OCA* LT para remover el daño causado por la migración de finos. CASO DE ESTUDIO Estimulación Incremento de la producción de petróleo sin incrementar el corte de agua en Ecuador La combinación del sistema ácido de arcilla orgánica con el divergente para tratamientos matriciales OilMAX duplica la producción
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produccion
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Lquido en tanques de almacenamiento, bbl/d
2 400
2 000
1 600
1 200
800
400
00 400 800 1 200 1 600 2 000 2 400
Puntos de operacin Entrada: Factor de dao = 0 Entrada: Factor de dao = 10 Salida
Pres
in, psia
Antes del tratamiento:Factor de dao = 10Qf = 600 bbl/d
Despus del tratamiento:Factor de dao = 0Qf = 1 200 bbl/d
Pr : 2 400 psiPwf : 1 400 psik: 200 mDh : 7,3 m [24 pies]: 3 cP
La combinacin del sistema cido de arcilla orgnica con el divergente para tratamientos OilMAX increment la produccin de fluidos nuevamente hasta alcanzar 1 200 bbl/d y redujo el factor de dao del pozo a cero.
DESAFOIncrementar la produccin de petrleo en un pozo con un alto corte de agua sin incrementar el corte de agua.
SOLUCINUtilizar un tratamiento de estimulacin matricial que combine el sistema cido de arcilla orgnica (OCA) con el fluido OilMAX* de divergencia y control de la inyeccin para maximizar la cobertura zonal y minimizar la produccin de agua.
RESULTADOSSe duplic la produccin. Incremento sostenido de la produccin con el mismo corte de agua que el previo al tratamiento.
Estimulacin de los intervalos de petrleo sin afectar la zona de agua PetroEcuador, la compaa petrolera nacional de Ecuador, produce de la formacin de areniscas Napo U Inferior en el campo Shushufindi, cuya permeabilidad oscila entre 90 y 300 mD. El soporte de presin proveniente de un acufero lateral ocasiona un incremento de la produccin de agua con el tiempo. En septiembre de 2008, el agua irrumpi en los intervalos de alta permeabilidad de un pozo que produca 500 bbl/d de petrleo, con un corte de agua del 60%.
Luego, la produccin de petrleo se redujo hasta alcanzar 200 bbl/d. Esta declinacin de la produccin fue el resultado de una significativa cada de presin, el comienzo de la produccin de agua, y el alto contenido de arcilla incluida la caolinita presente en la formacin. El mecanismo de dao primario fue identificado como la migracin de finos, un problema comn en Ecuador. A esto se sum una emulsin causada por los fluidos de terminacin durante una operacin de reparacin previa.
Una solucin adecuadaSe requera un tratamiento para remover el dao de los intervalos productores de petrleo y agua buena sin estimular el intervalo en el que el agua ya haba irrumpido. Schlumberger propuso el siguiente tratamiento:
1. salmuera con solvente mutuo y un desemulsificador para romper la emulsin
2. el tratamiento OilMAX para desviarse de los intervalos con alto corte de agua y las filones de alta permeabilidad
3. un colchn de prelavado de cido actico y un fluido de tratamiento principal de cido de arcilla orgnica OCA* LT para remover el dao causado por la migracin de finos.
CASO DE ESTUDIO
Estimulacin
Incremento de la produccin de petrleo sin incrementar el corte de agua en EcuadorLa combinacin del sistema cido de arcilla orgnica con el divergente para tratamientos matriciales OilMAX duplica la produccin
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CASO DE ESTUDIO: El sistema cido de arcilla orgnica junto al divergente para tratamientos matriciales OilMAX duplica la produccin
1 600
1 200
800
400
0
Flujo, bbl/d BS&
W, %
9/1/2009
11/1/2009
1/1/2010
3/1/2010
5/1/2010
7/1/2010
9/1/2010
100
75
50
25
0
ltima prueba deproduccin conrmada
Tratamiento bombeado Petrleo Agua BS&W (sedimento bsico y agua)
Declinacin de la produccin de petrleodebido a la migracin de nos
3 meses de produccin sostenida despus del tratamiento
www.slb.com/stimulation
*Marca de SchlumbergerLos nombres de otras compaas, productos y servicios son propiedad de sus respectivos titulares.Copyright 2010 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 10-ST-0130
Despus del tratamiento, la produccin de petrleo se increment de 200 a 500 bbl/d y se mantuvo estable durante ms de 5 meses, lo que indic el xito del tratamiento.
El tratamiento de estimulacin con el divergente OilMAX permiti su divergencia hacia los intervalos en los que el agua no haba irrumpido. Un modelo de anlisis nodal predijo que el pozo exhiba un factor de dao de 10 antes del tratamiento, y este factor de dao se redujo a casi cero despus del tratamiento. La produccin luego del tratamiento se mantiene estable al cabo de 5 meses sin ningn incremento del corte de agua, lo que indica que el tratamiento de estimulacin result exitoso para la estabilizacin de las arcillas y la limitacin de la produccin de agua.
Logro de un incremento sostenido de la produccinDespus del tratamiento, la produccin de petrleo se increment de 200 a 500 bbl/d sin que se produjeran cambios en el corte de agua. El divergente OilMAX, que dirigi el fluido de estimulacin exitosamente lejos de los intervalos con alto corte de agua, permiti que se estimularan con xito los intervalos productores de petrleo.
