Garca A.1, Vernaez O.1, Llamedo M.1, Ortiz J.2, Barrera J.2, Perez I.2 y Perdomo L.3

1 PDVSA-Intevep;2 PDVSA E&P-Oriente; 3 SSO. This paper was prepared for presentation at the 2013 SPE WVPS Second South American Oil and Gas Congress held in Porlamar, Edo. Nueva Esparta, Venezuela, 2225 October 2013.

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Resumen Desde el inicio de las operaciones de estimulacin en los pozos petroleros ha surgido la necesidad de la aplicacin de mtodos de divergencia (qumicos o mecnicos) que permitan dirigir los tratamientos a una zona de inters. Con base a dicha necesidad y en funcin a los escenarios observados en yacimientos donde coexisten zonas con presencia de crudo y agua, se desarroll un gel polimrico auto-degradable en un medio orgnico con efecto divergente para tratamientos de inyeccin en pozos petroleros. Dicho sistema gelificante fue diseado para entrecruzarse una vez inyectado en el medio poroso y degradarse en un tiempo predeterminado, bajo ciertas condiciones de temperatura y presin, ocasionando el minimo dao a la formacin. En el campo El Furrial se realiz un tratamiento sellante para el control de agua selectivo, utilizando el gel auto-degradable para proteger las zonas productoras superiores. El pozo contaba con un corte de agua del 54 % proveniente de una canalizacin de agua de inyeccin (identificada previa captura de informacin) localizada en tres intervalos bien definidos. Para la colocacin del tratamiento de control de agua de manera selectiva en estos tres intervalos, se requiri proteger el resto de las arenas abiertas a produccin. Las arenas inferiores se protegieron con un tapn de arena y para proteger temporalmente los intervalos superiores se inyect el equivalente a 2,5 pies de penetracin del gel divergente. Luego de la intervencin, la produccin de agua se redujo de 54 % a 1,6 %. El pozo antes de la intervencin se encontraba inactivo y posterior al trabajo de rehabilitacin, se obtuvo una produccin de crudo de 2,6 MBPD, advirtiendo que la produccin de crudo en la zona protegida con divergente tuvo una reduccin de solo el 24 % de 385 BPD de crudo a 294, luego de un mes de produccin. Introduccin El campo El Furrial esta localizado al norte del estado Monagas, a 25 Km de la ciudad de Maturn en el oriente de Venezuela. Dicho campo fue descubierto en febrero de 1986, representando para ese tiempo el descubrimiento ms importante hecho en venezuela y el ms grande en todo el mundo. El

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Aplicacin de un gel auto-degradable base aceite para divergencia qumica durante tratamiento de control de agua en el campo El Furrial

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campo produce por dos formaciones principales identificadas como la formacin Naricual y la formacin Cretceo. El espesor bruto de los dos reservorios de crudo es ms de 2100 pies. El campo tiene una porosidad que esta entre 8-16 %, una permeabilidad absoluta entre 20-1800 mD y un rango de temperatura entre los 280-310 F. La divergencia en tratamientos de control de agua en pozos petroleros, consiste en el bloqueo temporal de zonas productoras a nivel de la cara de la formacin con la finalidad de dirigir el tratamiento sellante hacia otro intervalo de inters. Para tal fin, desde la dcada del 50 hasta la actualidad, se han empleado una gran gama de materiales o productos divergentes entre los que se destacan la utilizacin de la piedra caliza triturada con tetraborato de sodio, escamas de naftaleno y cido benzoico, emulsiones, selladores de bola, polmeros, resinas polimricas solubles en aceite, espumas viscosificadas y fluidos viscoelsticos, entre otros. Todos estos mecanismos fueron diseados especficamente para los casos de estimulaciones de tratamientos con solventes orgnicos (Harrison 1972, Kennedy 1990, Gallus 1972). El principio de divergencia qumica para aislamiento selectivo de intervalos puede ser utilizado en una gran variedad de operaciones, por ejemplo como control de prdida de fluidos de perforacin en zonas de baja presin, aislamiento de zonas durante la cementacin en pozos, estimulaciones matriciales, aislamientos en pozos a hoyo desnudo, tratamientos de control de agua, entre otros. La mayora de los mtodos para divergencia qumica existentes, presentan limitaciones e inconvenientes, una de ella es la degradacin del sistema gelificante; la mayora requiere la inyeccin posterior de sustancias qumicas que permitan su remocin, lo que trae como consecuencia el dao a la formacin, si el contacto con sustancias oxidantes u otro rompedor o degradante es incompleto. Un material adecuado para un proceso de divergencia qumica debe ser suficientemente resistente para mantener el bloqueo a las presiones del tratamiento y debe ser insoluble o levemente soluble en el fluido tratante. El material debe ser completamente soluble en el crudo producido o los lquidos condensados para que no cause dao a la formacin en caso de que requiera ser removido. La mayora de los removedores oxidantes utilizan reacciones de xidoreduccin para romper las cadenas de polmero como por ejemplo el hipoclorito de sodio y el persulfato de potasio, muy eficientes en las reacciones de degradacin de polmeros entrecruzados, sin embargo, presentan el problema de que atacan el acero, aunque ste sea inoxidable, por lo que su aplicacin en pozos debe estar acompaada con el uso de reactivos inhibidores de corrosin. En este trabajo se presenta la inyeccin de un gel auto-degradable soluble en un medio orgnico con efecto divergente en un pozo del campo El Furrial, el cual se requera para proteger las zonas productoras superiores y poder realizar un tratamiento de control de agua utilizando un gel sellante base agua. El pozo contaba con un corte de agua del 54 % proveniente de una canalizacin de agua de inyeccin (identificada mediante previa captura de informacin) localizada en tres intervalos bien definidos. El mecanismo de accin del gel auto-degradable consiste en obturar o proteger temporalmente las zonas productoras de petroleo mediante un sello qumico con la finalidad de dirigir el tratamiento de control de agua hacia la zona de inters. El gel divergente se dise para entrecruzar y degradarse bajo ciertas condiciones de temperatura y presin, sin ocasionar dao a la formacin. Descripcion y modo de accin del gel auto-degradable con efecto divergente

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El gel auto-degradable base aceite (Ventresca 2009), consiste en una solucin orgnica no polar de baja viscosidad (entre 20 y 50 cP a temperatura ambiente y de 6.9 cP a fondo de pozo) al cual se le aade un solvente, un agente entrecruzante y un agente degrandante. Dicha mezcla gelificante es formulada dependiendo de la aplicacin en campo, es decir, el comportamiento del gel (tiempos iniciales de gelificacin y de degradacin, tiempos finales de gelificacin y de degradacin y consistencia mxica) se ajusta mediante la formulacin. Esto se logra mediante un balance entre la cintica de entrecruzamiento y la de degradacin. La colocacin y distribucin de la mezcla gelificante en la formacin depender fundamentalmente de las condiciones de flujo en el intervalo donde se haya inyectado, adems de las condiciones de saturacin (a mayor saturacin de crudo mejor es la colocacin del gel); debido a que es un sistema no polar u orgnico, inmiscible con el agua, la solucin se distribuir de manera ms efectiva y homognea en medios con alta saturacin de hidrocarburo, mientras que en las arenas con alta saturacin de agua, su colocacin ser poco efectiva. El modo de accin del gel auto-degradable consiste en la colocacin del sistema gelificante en la zona o intervalo a proteger, penetrando unos cuantos pies (entre 1 y 3) en la formacin de manera radial. Una vez colocada la mezcla gelificante, se detiene el flujo para que comience el entrecruzamiento por efecto de la temperatura. El gel divergente aumenta progresivamente su consistencia hasta reducir significativamente la permeabilidad de la arena. Una vez que se alcanza la consistencia mxima, el gel es capaz de resistir altas presiones en la tubera sin que ocurra filtracin de fluidos hacia la formacin protegida. La resistencia a la presin depender de la magnitud de la penetracin, la consistencia del gel, la permeabilidad de la zona a proteger y de la viscosidad del fluido que ejerza dicha presin. El gel divergente resiste cualquier tipo de tratamiento qumico, orgnico, cido, diluentes, cementaciones, entre otros y mantiene su consistencia mxima por un tiempo predeterminado que depender del tipo de tratamiento a ejecutar. Luego de este tiempo, comienza el proceso de degradacin progresiva y homognea del gel, debido a que el degradante se encuentra en la formulacin inicial. La degradacin se dar simultneamente en todo el medio poroso y la recuperacin de la movilidad inicial del intervalo protegido se dar de manera efectiva. El tiempo de degradacin del gel y recuperacin de las condiciones iniciales de la arena dependen de las caractersticas del medio poroso, como permeabilidad y tamaos de garganta de poro as como de los pies de penetracin aplicados y de las presiones diferenciales asociadas a la produccin. La aplicacin del sistema gelificante con el agente degradante contenido en la mezcla, representa numerosas ventajas como la reduccin de prdida de productividad en las zonas invadidas (puesto que la degradacin se da de manera homognea en la matriz porosa), menor diferida de produccin y tiempos de pago cortos. Procedimiento experimental Formulacin del gel auto-degradable mediante pruebas de botella Para la aplicacin del gel divergente en el pozo se realizaron unas series de pruebas de botellas a las temperaturas del pozos (286 F) para optimizar la concentracin (% m/m) de cada uno de los

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componentes utilizados en la formulacin (polmero, entrecruzador y agente degradante), con el objetivo de garantizar que los tiempos tanto inicial como final de formacin del gel, as como la consistencia mxima alcanzada fuesen los requeridos. Se dise el tiempo inicial de gelificacin de 2 a 3 horas, de modo que no hubiese riesgos de gelificacin en la tubera durante el tratamiento. La consistencia mxima la alcanzara entre las 6-8 horas. Una vez inyectado el gel divergente, se debera esperar 12 horas para realizar la prueba de integridad, a fin de garantizar que el gel este completamente formado y luego realizar el tratamientos de control de agua que se dise para este pozo en particular. El gel fue diseado para que permaneciera con una consistencia mxima de 20 das. Prueba dentro del medio poroso Para evaluar dentro del medio poroso el gel auto-degradable, se utiliz un equipo de desplazamiento de fluidos tal como se observa en la Figura 2. En el ncleo se identifica dos direcciones de flujo, una de produccin, que simula el sentido de produccin natural de un pozo desde la formacin hacia la tubera de produccin; y el sentido de inyeccin que indica la colocacin de fluidos desde la tubera de produccin y hacia la formacin. Se utiliz un tapn de berea con una permeabilidad absoluta de 80.73 mD, en funcin de las condiciones petrofisica de las arenas en la cual iba ser inyectado el divergente (ver Tabla 1). Para este ensayo la presin de confinamiento del ncleo en la celda fue de 1500 psi a fin de garantizar flujo lineal. Mediante una vlvula de contrapresin se mantiene la presin de retorno en la salida de la lnea a 250 psi. Un sistema de transductores permite obtener medidas de las cadas de presin en el ncleo. A continuacin se describe el procedimiento experimental: 1. Se satura el ncleo con agua de formacin para determinar el volumen poroso. El ncleo de berea utilizado tena una longitud de 7,16 cm, un dimetro transversal de 3,78 cm y un volumen poroso de 15,3 cm3. 2. Se acondiciona el medio a la temperatura del pozo (286 F) y luego se desplaza el hidrocarburo a travs del medio poroso tanto en sentido produccin como en sentido inyeccin. Una vez alcanzada la saturacin residual de agua, se mide la permeabilidad inicial del hidrocarburo en sentido produccin. Para medir la permeabilidad se utiliza la ecuacin de Darcy para permeabilidades en medio poroso con flujo lineal.

PA

LQKdadPermeabili

Ecuacin (1)

Donde K es la permeabilidad efectiva al fluido, es la viscosidad del hidrocarburo, L es la longitud del ncleo, Q es el caudal de flujo utilizado para la medicin; para esta prueba se utiliz 4 cc/min determinado mediante una metodologa ya establecida (Tomassi et al. 2011). A es el rea transversal del medio poroso y P es la diferencia de presin entre la entrada y la salida del ncleo. La permeabilidad inicial se mide en sentido produccin para simular las condiciones originales de produccin del pozo. 3. Se inyectan el equivalente a 5 volumenes porosos de mezcla gelificante en el medio poroso y se espera el tiempo de gelificacin final. El desplazamiento de la mezcla gelificante se realiza en sentido inyeccin.

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4. Se debe realizar el lavado de las caras del ncleo y las lneas para eveitar gelificacin del gel en las mismas. 5. Luego de 8 horas, se realiz la prueba de presin, que consisti en aplicar un determinado caudal de gasoil en sentido de inyeccin y mientras se monitorea el diferencial de presin alcanzados. 6. Luego de 5 das se mide la restitucin de la permeabilidad por causa de la degradacin del gel. Para ello se desplaza el hidrocarburo en sentido de produccin y se registra el diferencial de presin. La permeabilidad final se calcula igualmente con la Ecuacin 1. La restitucin de la permeabilidad se observa durante varios das (Vernaez et al, 2011). El monitoreo de la degradacin se llev a cabo durante 20 das, haciendo circular el hidrocarburo en sentido de produccin. Condicin del pozo antes del tratamiento Para 2010 el pozo presentaba aporte de hidrocarburo por los intervalos 14236-14254, 14258-14262 y 14282-14291. Para ese tiempo el pozo muestra una produccin total de crudo de 6.6 MBPD, una produccin de gas de 6.44 MMPC con un corte de agua de 0% con red de . El perfil de produccin segn registro PLT indica que el 50 % de la produccin total de crudo proviene de los intervalos 14236-14254 y 14350-14369. A comienzos del 2011 se observa un ligero aumento del corte de agua que alcanz 4% segn pruebas de produccin con reductor 7/8. Un mes despus el porcentaje aument a 16 % y dos meses despus el corte de agua ya alcanzaba el 26 %. A mediados de ao, ya el corte de agua se encontraba en torno al 40% (ver Figura 3). El registro de produccin indica que el 100 % del agua proviene de los intervalos 14236-14524, 14258-14262, 14282-14291, todos contiguos. El pozo iguala condiciones con un corte de agua del 54 % debido a que no puede producir por la presin hidrosttica generada por el alto corte de agua, presencia de emulsin O/W y baja presin de yacimiento en el rea de drenaje. Propuesta y diseo del tratamiento para resolver la problemtica de la alta produccin de agua en el pozo Con el propsito de minimizar la produccin de agua a travs de los intervalos [14236-14254], [14258-14262] y [14282-14291], se propuso realizar la inyeccin de un gel sellante base agua en dichos intervalos por debajo de los intervalos abiertos, sin embargo para lograr este objetivo, era necesario proteger temporalmente los intervalos superiores abiertos[14148-14160], [14166-14174] y [14188-14197], de manera de evitar diferir las reservas de hidrocarburo en estos intervalos. En funcin a lo antes mencionado se propuso realizar la propuesta de la siguiente manera: Colocar tapn de arena hasta 14210 para proteger intervalos inferiores, luego realizar la inyeccin de un volumen de gel divergente equivalentes a 2,5 pies de penetracin, por medio de coiled tubing (CT) de 1-3/4 con BHA de 2-1/8 y jet de 2-3/4 a los intervalos abiertos. Se esperara el tiempo de gelificacin del gel divergente, se hacen pruebas de inyectividad para garantizar que el sello de las arenas haya sido efectivo y luego se remueve el tapn de arena hasta 14315, a fin de realizar la inyeccin del gel base agua en los intervalos posteriores [14236-14254], [14258-14262] y [14282-14291]. En las Figuras 4 y 5, se muestran la propuesta y el diseo operacional que se realiz para la aplicacin piloto del gel divergente y del gel selectivo base agua para el pozo. Resultados

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Evaluacin del gel auto-degradable dentro del medio poroso: Prueba de presin y retorno de permeabilidad efectiva al crudo Tal como se describi anteriormente, una vez que se tiene la mezcla gelificante colocada en el medio poroso (ncleo), la temperatura activa los mecanismos de entrecruzamiento hasta que el gel alcanza su consistencia mxima. El gel ubicado en el medio poroso bloquea mecnicamente los espacios porosos disminuyendo la permeabilidad efectiva de cada espacio poroso hasta que se alcanza una condicin de cero flujo. La presin acta sobre la cara de entrada y los esfuerzos se transmiten a travs del medio poroso. La prueba de presin realizada a la formulacin inyectada alcanz una cada de presin de 938 psi en menos de 1 minuto de inyeccin a 4 cc/min. En ese momento se detuvo la inyeccin, pues se alcanz el lmite de medicin de diferencial de presin del equipo. Esta prueba muestra la capacidad del gel divergente para el bloqueo, pues los 900 psi de diferencial de presin para un ncleo de berea de 7,16 cm de longuitud, significa valores ms altos en el pozo. Para 938 psi (punto en que se detuvo la prueba) el equivalente de permeabilidad efectiva al crudo fue de 0,37 mD. Para evaluar la degradacin del gel, se realizaron prueba de retorno de permeabilidad efectiva al crudo (permeabilidad efectiva antes de la inyeccin del divergente es de 75,78 mD) a los 5, 9, 10 y 14 das despus de la inyeccin del gel y se obtuvieron valores de permeabilidades efectivas entre 0,35 y 0,84 mD, los cuales, indican que el gel an est formado luego de 14 das de gelificacin. Este valor es consistente con los valores de la formulacin (pruebas de botellas), ya que la formulacin fue diseada para un tiempo de destruccin o degradacin del gel a partir de 20 das. Inyeccin y prueba de integridad del gel divergente en el pozo del campo El furrial Toda la operacin se realiz utilizando un coiled tubbing. Despus de acondicionar la zona a proteger con 40 barriles de gasoil, se procedi a la inyeccin de 15 barriles del gel divergente, a una tasa de inyeccin de 0,3 bbls/min. Luego de 12 horas se inici la prueba de integridad posicionando el CT frente a los intervalos protegidos con el gel. Se bombearon aproximadamente 10 barriles de gasoil a una tasa de 0,3 bpm. Durante esta operacin se observ incremento de presin de cabezal a 6000 psi y se procedi a detener el bombeo. Se monitore la presin durante una hora aproximadamente, y no se observ caida de presin o prdida de circulacin durante dicho tiempo, sto indic que el gel divergente fue efectivo sellando totalmente la zona. PLT despus del tratamiento con el gel divergente y gel sellante base agua en el pozo del campo El Furrial Luego del tratamiento tanto con el gel divergente como con el gel sellante base agua, se realiz un caoneo para aumentar la produccin en las zonas protegidas con divergente. Cabe destacar que para que la produccin en los intervalos efectivos sea efectiva, debe ocurrir la degradacin parcial o total del gel, pues el radio de penetracin del tratamiento es mayor que el radio de penetracin del can. Las pruebas de produccin un mes posterior a la aplicacin del tratamiento completo mostraron una produccin neta de crudo de 1649 BPD, con un corte de agua y sedimento de 1,6 %, equivalente a 27 barriles.

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En la Figura 6, se observa como la produccin en el intervalo 14148-14174 es de 294 bbl/d de petrleo. Adicionalmente, se bloque la produccin de agua en los intervalos 14236-14262, 14282-14291 y 14350-14369; este ltimo intervalo aport solo 2 barriles de agua diarios. La reduccin de produccin de agua fue del 54 % al 1,6 %. Cabe destacar que el pozo antes de la intervencin se encontraba inactivo y posterior al trabajo de rehabilitacin, se obtuvo un ganancial de 2,6 MBPD, advirtiendo que la produccin de crudo en la zona protegida con divergente tuvo una reduccin de solo el 24 % de 385 BPD de crudo a 294, luego de un mes de produccin. Conclusiones La aplicacin del gel auto-degradable en el pozo fue efectiva, ya que se logr el bloqueo temporal de intervalos productores soportando altas presiones de inyeccin. Se determino una reduccin en el corte de agua 97 % , una vez evaluado el trabajo de control de agua y aplicacin de gel divergente. La aplicacin del gel divergente en el pozo permiti la colocacin selectiva de un gel sellante base agua en los intervalos con alto corte de agua. Permitiendo de esta manera drenar eficientemente las reservas asociadas al punto de drenaje en el yacimiento. Referencias 1. Gallus, J. and Pye, D. 1969. Deformable Diverting Agent for Improved Well Stimulation SPE 2161:

497-504. 2. Harrison, N. 1972. Diverting Agents-History and Aplization. Society of Petroleum Engineers. SPE

3653: 593-598. 3. Kennedy, D., Kitziger, F. and Hall, O. 1990. Case Study of the Effectiveness of Nitrogen Foam and

Water-Zone Diverting Agents in Multistage Matrix Acid Treatments. SPE 20621: 203-211. 4. Vernaez, O., Garca, A., Ventresca, M., y castillo, F. 2011. Geles autodegradables base aceite

para divergencia qumica en pozos petroleros. Paper SPE WVS 119 presented at the South American Oil and Gas Congress. Maracaibo. Venezuela, 1821 October.

5. Llamedo, M., Majias, F., Gonzlez, E., Espinoza, J., Valero, E., and Calis, M. 2005. Successful

Gas Shutoff With Gel: Evaluation and Implementation, Northeast Venezuela. Paper SPE 96696 presented at the offshore Europe held in Aberdeen, Scotland, UK., 6-9 september.

6. Perdomo L., Rodrguez, E., Llamedo, M., Olivero, L., Gonzlez, E., Molina, O. and Giovingo, C.

2007. Successful Experiences for Water and Gas Shutoff Treatments in North Monagas, Venezuela. Paper SPE 106564 presented at the Latin American & Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, 15-18 April.

7. Tomassi, A. y vernaez, O. 2011. Modificadores de permeabilidad relativa para el control selectivo

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de agua en yacimientos. Paper SPE WVS 131 presented at the South American Oil and Gas Congress. Maracaibo. Venezuela, 1821 October.

8. Ventresca, M., Fernndez, I., Navarro, G. 2009. US.Patent. 7,994,100 B2.

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Fig 1. Localizacin del campo El Furrial

Fig. 2. Diagrama del equipo de medio poroso

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Tabla 1. Propiedades petrofsica de las arenas productoras del pozo

Fig. 3. Comportamiento de la produccin de crudo del pozo

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Gel divergenteGel divergente

Fig. 4. Propuesta operacional para el tratamiento del gel divergente y gel sellante base agua en el pozo

ZAP. 5-1/2 @ 14750

( 14394 - 14401 )

( 14434 - 14444 )( 14413 - 14432 )

( 14350 14369 )

( 14236 14254 )( 14258 14262 )

( 14282 14291 )

C.F. 5-1/2 @ 14662

( 14188 14197 )

( 14148 14160 )( 14166 14174 )

( 14448 - 14455 )( 14464 - 14478 )

Tapn de arena

Inyeccin de divergente para proteger zonas

productoras

Remocin del tapn de arena hasta tope de

arenas productoras

inferiores

Inyeccin de Multigel en zonas

ofensoras

Remocin del tapn de arena

Degradacin del gel

divergente

Caoneo para adicin de intervalos

ZAP. 5-1/2 @ 14750

( 14394 - 14401 )

( 14434 - 14444 )( 14413 - 14432 )

( 14350 14369 )

( 14236 14254 )( 14258 14262 )

( 14282 14291 )

C.F. 5-1/2 @ 14662

( 14188 14197 )

( 14148 14160 )( 14166 14174 )

( 14448 - 14455 )( 14464 - 14478 )

Tapn de arena

Inyeccin de divergente para proteger zonas

productoras

Remocin del tapn de arena hasta tope de

arenas productoras

inferiores

Inyeccin de Multigel en zonas

ofensoras

Remocin del tapn de arena

Degradacin del gel

divergente

Caoneo para adicin de intervalos

Fig. 5. Diseo operacional para el tratamiento del gel divergente y gel sellante base agua en el pozo

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Zona tratada con Divergente

Zona tratada con Multigel

Aumento de produccin de crudo por disminucin de columna de agua

Fig 6. Produccin del pozo despus del tratamiento con el gel divergente y gel sellante base agua